大位移水平井钻井井眼轨迹控制对策
水平井井眼轨迹控制
水平井井眼轨迹控制第一章水平井的分类及特点 (2)第二章水平井设计 (4)第三章水平井井眼轨迹控制基础 (8)第四章水平井井眼轨迹控制要点 (13)第五章水平井井眼轨迹施工步骤 (21)第一章水平井的分类及特点水平井的概念：是最大井斜角保持在90°左右（大于86°），并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井（通常大于油层厚度的6倍）。
一、水平井分类二、各类水平井工艺特点及优缺点三、水平井的优点和应用1、开发薄油藏油田，提高单井产量。
2、开发低渗透油藏，提高采收率。
3、开发重油稠油油藏，有利于热线均匀推进。
4、开发以垂直裂缝为主的油藏，钻遇垂直裂缝多。
5、开发底水和气顶活跃油藏，减缓水锥、气锥推进速度。
6、利用老井侧钻采出残余油，节约费用。
7、用丛式井扩大控制面积。
8、用水平井注水注气有利于水线气线的均匀推进。
9、可钻穿多层陡峭的产层。
10、有利于更好的了解目的层性质。
11、有利于环境保护。
第二章水平井设计一、设计思路和基本方法：简而言之，就是“先地下后地面，自下而上，综合考虑，反复寻优”的过程。
二、水平井靶区参数设计与定向井不同，水平井的靶区一般是一个包含水平段井眼轨道的长方体或拟柱体。
靶区参数主要包括水平段的井径、方位、长度、水平段井斜角、水平段在油藏中的垂向位置、靶区形状和尺寸。
1、水平段长度设计设计方法：根据油井产量要求，按照所期望的产量比值（即水平井日产量是临近直井日产量的几倍），来求解满足钻井工艺方面的约束条件的最佳水平段长度值。
约束条件主要有钻柱摩阻、扭矩，钻机提升能力，井眼稳定周期，油层污染状况等。
2、水平段井斜角的确定应综合考虑地层倾角、地层走向、油层厚度以及具体的勘探开发要求。
βα±︒=90H ，β为地层真倾角当地层倾角较大而水平段斜穿油层时，则应考虑地层视倾角的影响，[])cos(90HH d tg arctg Φ-Φ-︒=βα， d Φ为地层下倾方位角，H Φ为水平段设计方位角 3、水平段垂向位置确定油藏性质决定了水平段的设计位置。
水平井井眼轨迹
水平井井眼轨迹控制技术水平井井眼轨迹控制工艺技术是水平井钻井中的关键，是将水平井钻井理论、钻井工具仪器和施工作业紧密结合在一起的综合技术，是水平井钻井技术中的难点，原因是影响井眼轨迹因素很多，水平井井眼轨迹的主要难点是：1．工具造斜能力的不确定性，不同的区块、不同的地层，工具造斜能力相差较大2．江苏油田为小断块油藏，油层薄，区块小，一方面对靶区要求高，另一方面增加了目的层垂深的不确定性。
3．测量系统信息滞后，井底预测困难。
根据以上技术难点，需要解决三个技术关键：1、提高工具造斜率的预测精度。
2、必须准确探明油层顶层深度，为入窗和轨迹控制提供可靠依据。
3、做好已钻井眼和待钻井眼的预测，提高井眼轨迹预测精度。
动力钻具选择一、影响弯壳体动力钻具造斜能力的主要因素影响弯壳体动力钻具的造斜能力的主要因素有造斜能力钻具结构因素和地层因素及操作因素三大类。
其中主要的是结构因素，其次是地层因素。
（一）动力钻具结构因素影响1．弯壳体角度对工具造斜率的影响单双弯体弯角是影响造斜工具造斜能力的主要因素。
在井径一定情况下，弯壳体的弯角对造斜率的影响很大，随着弯壳体角度的增大，造斜率呈非线性急剧增大。
2．弯壳体近钻头稳定器对工具造斜率的影响。
弯壳体近钻头稳定器的有无，对工具造斜率影响很大。
如Φ165mm1°15′有近钻头稳定器平均造斜率达到30°/100米，无近钻头稳定器平均造斜率仅为20°/100米左右，相差近50%。
如陈3平3井使1°30′Φ172mm不带稳定器单弯螺杆平均造斜率为25°/100米，井身轨迹控制要求，复合钻进后，滑动钻进，造斜率仅为16-20°/100米。
3．改变近钻头稳定器到下弯肘点之距离对工具造斜率的影响通过移动下稳定器位置可以改变近钻头稳定器至下肘点之距离。
上移近钻头稳定器可大大提高工具的造斜能力，并且在井径扩大程度较大的情况下，造斜能力的上升幅度比井径扩大较小时要大。
水平井井眼轨迹控制技术
水平井井眼轨迹控制技术（作者:___________单位: ___________邮编: ___________）无论是定向井，还是水平井，控制井眼轨迹的最终目的都是要按设计要求中靶。
但因水平井的井身剖面特点、目的层靶区的要求等与普通定向井和多目标井不同，在井眼轨迹控制方面具有许多与定向井、多目标井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理论体系来作为水平井井眼轨迹控制的理论依据和指导思想。
在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。
一、水平井的中靶概念地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。
可以把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是:井眼轨迹中靶时进入的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处于靶柱所限制的范围内。
也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。
二、水平井增斜井段井眼轨迹控制的特点及影响因素对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。
水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。
但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。
探讨大位移水平井钻井技术特点与对策
探讨大位移水平井钻井技术特点与对策作者：陈磊来源：《中国科技博览》2014年第15期[摘要]大位移水平井由于其水平段较长、钻遇岩性的复杂多样、钻井液和钻具与地层接触时间长等因素使得在钻进和固井过程中存在很多技术难题。
分析认为大位移水平井的钻进技术难题主要由水平段过长造成，而固井技术难题主要是由水平段延伸方向与套管和水泥浆的重力方向垂直或近似垂直造成；结合现场实践提出优化技术措施，提高钻进效率和固井质量，对大位移水平井的钻进有一定的指导作用。
[关键词]水平井；大位移；钻井技术；钻井液；水泥浆中图分类号：C39 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）15-0384-01油田广泛地实施大位移（长井段）水平井技术，以提高对特殊油气藏的勘探开发效益。
然而技术难点多、钻井工艺复杂、对装备和工具要求高，所以加大对长水平段水平井技术的研究力度已成国内外石油工业的必然趋势。
长水平段能够增加注入流体的波及体积，延伸到油气层深部，提高注水气井的效果；较长的水平段可以穿越距离陆上较远的海上油气藏，减少海上钻井成本。
此外，同直井和一般的水平井相比，长水平段水平井节省了井场用地、钻机搬迁安装等费用。
近年来，长水平段水平井钻井成本已降至直井的2～2.5 倍，甚至更低，而产量却是直井的5～8 倍甚至更高。
长水平段水平井在钻进过程中，水平段长给钻进带来了很多技术难题。
如水平段长度和位置的确定、井眼轨迹的控制、摩阻扭矩的降低、岩屑床的清除、润滑防卡和井壁稳定等技术难题。
分析这些技术难题的原因并提出相应的处理措施对提高长水平段水平井的钻进技术是很有必要的。
1 水平段合理长度和位置确定长水平段水平井的所有技术优势都是源于水平段较长，但是水平段合理长度和位置的确定受到产量、钻井成本、钻完井技术等因素的综合影响而成为技术难题。
通常从产量上考虑：随着水平段长度的增加，井筒与油气藏的接触面积增加，但同时井内流体流动的摩擦阻力也增加，前者利于单井的产量，而后者却相反。
大位移水平井钻井技术应用
、
相含量高的钻井 液，容 易混入细小岩屑颗粒，使钻井液润滑能 力下降 。这些问题 的存在使大位移水平井钻井中非常容易 出现 钻具摩阻扭矩变 大的问题 ，从而影响钻井效率和质量 。能否科 学预测和降低钻 具摩 阻扭矩是水平段钻井能否成功 的关键 。 因此 ， 需要采取 以下技术措施 ，有效降低钻具 的摩阻扭矩， 从而提高钻井效率和质量 。一是优化钻具组合和 结构 ，在斜井 段钻井中， 选用柔性 的斜坡钻杆 ， 减少钻具与井壁之间的接触 ， 从而降低摩擦 阻力；在钻井过程 中，尽量使用加重钻杆取代一 般钻铤，采用倒装钻 具组合 ，使钻井动力能够有效地传递到钻 头上，并减少钻井 中的黏卡现象 ；选用无磁承压钻杆 ，营造无 磁钻井 作业 环境 ，提高随钻测量数据的准确性 。二是选用高性 能的钻 井液，选择润滑性好 、携岩能力强的钻井液辅助钻井作 业 ，降低钻 具在钻进过程 中的摩阻扭矩 。三 是运用现代技术辅 助钻井 作业 ，综合使用莫尔软件等现代 化钻井软件对摩阻扭矩 等参数进行准确地预测和计算 ，为钻井作业提供科学的依据。 （ 二 ）易形成岩 屑床 的问题及处理措施 大位移水平井钻井中易形成岩屑床 ，特别是在稳斜段和水 平 段，这是因为钻具在稳斜段和水平段钻进 时靠近下井壁 ，岩 屑沉积 后不 易清 除；井眼 中部环空增大，钻 具出现偏心现象， 携岩能力变 差，也是造成岩屑床的一个原因；钻井液性能对携 岩 效果 也会产生影响 。因此 ，在钻井中一是增大排量来控制环 空的返 回速度 ，较高 的环空返速可净化 油井 ，但过高会造成井 壁破坏 ，所 以要控制好环空返速 。二是选用悬浮性好 、携岩能 力强的钻井 液，并根据需要补充高分子聚合物 。三是分段实施 钻 井， 在 并斜 角超过 ３ ０ 。后， 根据 岩屑床情况进行短程起 下钻 、 分段循环钻井液 ，以此来有效 的清除岩屑。四是优化钻井轨迹 设计方 案，通过在设计方案 中控制造斜 率和稳斜段长度 ，实现 防止岩 屑在造斜段堆积 的 目的 ，并简化钻具结构 ，因为越简单 的钻 具越 能预 防岩屑床形成 。 综上所 述，大位 移水平井 因其长水平段 的特点在开发特殊 油气藏 中具有重要作用 ， 但在钻井过程 中也面临一些技术难点， 通过对其钻井轨迹控制技术和需要注意的问题进行探究，有助 于加深对大位移水平井钻井的 了解，提 高大位移水平井的钻井
水平井井轨迹精准控制技术分析
具有相同地质意义。
而且现场对这四种模型形态有进行了精细化剖析，找出每种模型与岩性组合的对应关系，如陡升型对应的岩性组合为泥岩+细砂岩组合、台阶型对应岩性组合为泥岩+粉砂岩+细砂岩组合、缓升型对应的岩性组合为泥岩+泥质粉砂岩+粉砂岩+细砂岩组合及夹层对应的岩性组合为泥岩+粉砂岩(夹层)+泥岩+细砂岩组合。
图1 水平井着陆目的层精细划分及认识模型图(2)在渤海首次提出建立现场快速精细对比方法及预测技术。
以现场岩性识别为手段及优势，快速建立目的层岩性组合，然后与邻井目的层岩性组合及模型形态进行精细对比(图2)，提高储层预测精度，该方法与传统标志层对比相比，距目的层更接近，预测控制精度高。
同时丰富了现场地层对比手段及方法。
图2 现场快速精细对比及预测1 水平井着陆过程中存在的问题渤海地区断层发育，深切生油岩的大断层是油气运移至中浅层通道，在形成圈闭时，断层与储层的耦合关系决定着油气聚集成藏，故油藏油气水系统复杂。
目的层中浅层明化镇组沉积相上属于极浅水三角洲沉积，储盖组合条件好，泥岩较发育，砂体厚度一般为5～15m，呈“泥包砂”特征。
基于储层特点，海上高效开发此类油气藏，必须以水平井为主，相比于定向井，水平井能有效扩大泄油面积，降低生产压差，提高单井产量和最终采收率，真正做到少井高产。
(1)水平井着陆目的层预测精度有限。
首先，中浅层明化镇组储层特征上看，受河控作用影响强，分流河道分叉，改道频繁，横向和垂向上变化快，储层夹层泥岩发育，储层厚度薄等特点，这使得传统标志对比与预测效果差。
其次，基于该类油藏成藏规律，断层发育，使得原有断续分布储层变得更加复杂，对比预测及地震跟踪难度大。
最后，目前该类油气藏储层地质信息预测，主要技术手段为地震反演解释，但受其自身技术局限，分辨率达不到精细油藏描述对单砂体的要求，故预测精度有限，对现场控制水平井成功着陆带来极大困难和隐患。
(2)着陆时带随钻测井曲线在井底处存在盲区。
受随钻测井仪器工艺决定，井底大约15m井段存在盲区，无法依据测井对其含油性及物性进行判别，故对于薄层油层水平井着陆影响较大。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术套管开窗侧钻技术是一种常用的油气井施工方法，用于在套管内侧进行加工，形成侧向开孔。
这种技术可以极大地提高油气井的产能和采收率，但是需要控制好井眼轨迹，以确保开窗位置准确、井壁完整性和稳定性。
1. 钻具选择：选择合适的钻具对于控制井眼轨迹至关重要。
需要考虑钻头的切削效果、承载能力和稳定性，以及钻具的强度和刚度。
常用的钻具包括扩孔器、鳍片钻头和导流钻头等。
2. 地层评价：在进行套管开窗侧钻之前，需要对地层进行充分的评价和分析。
通过测井、地层采样和岩心分析等手段，确定地层强度、韧性和岩石力学性质等参数，为井眼轨迹控制提供依据。
3. 钻井参数控制：钻井参数的选择和控制对于井眼轨迹控制起着重要的作用。
包括钻井液性能、循环率、压力控制、钻速和切削速度等。
合理的控制这些参数，能够使井眼保持稳定，减小窜漏和井壁崩塌的风险。
4. 水平段钻进控制：水平段的钻进是套管开窗侧钻井眼轨迹控制的关键环节。
在水平段的钻进过程中需要控制钻头的位置和方向，以达到预定的井眼轨迹。
常用的控制方法包括旋转速率和方向的调整、注入压力的调整、钻具操纵和下入钻头的控制等。
5. 井眼质量控制：在进行套管开窗侧钻之后，需要进行井眼质量的检查和评估。
通过测量井眼直径、圆整度、垂直度和完整性等指标，判断井眼是否满足设定的要求。
如果井眼质量不符合要求，需要进行修复和优化措施。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术对于确保井口安全、提高井产能和采收率具有重要意义。
通过合理的钻具选择、地层评价、钻井参数控制、水平段钻进控制和井眼质量控制，可以实现精确、稳定和安全的套管开窗侧钻作业。
大位移井轨迹控制技术与优化对策探究
大位移井轨迹控制技术与优化对策探究作者：丁子民来源：《科学与财富》2019年第14期摘要：丛式井钻井的钻具组合都为井下动力钻具，采用MWD 随钻测量配合动力钻具的导向钻井系统，使用滑动导向复合钻井技术，一套钻具组合可以完成上直、定向、增斜、稳斜、降斜等多种工序。
针对钻遇复杂地层的特点和钻井轨迹控制难点，分析井眼各井段轨迹数据及轨迹控制难点，阐述各段井眼轨迹控制技术措施，优化钻井参数，合理控制井身轨迹，成功钻达目的层并顺利完成各井的施工，优选井眼轨迹控制技术，为今后的调整井及二期开发施工，提高轨迹控制能力，提高施工工程质量，从而提高整体效益。
关键词：造斜段；井眼轨迹控制；控制难点；优化参数1 井眼轨迹控制技术以某井台为例，其所在油田开发方案共布6口井，其中定向井5口及水平井1口，（1）六口井的造斜点高，地层软，造斜段在450m井段，在通井或下钻过程中，在造斜段容易发生遇阻后采取划眼手段而钻出新井眼。
（2）1000m以上地层成岩性差，注意防塌、防黏附性卡钻；钻遇不整合面时，应注意防斜防漏。
丛式井组按工程设计井位排序进行施工，防碰绕障难度大。
（3）下部地层复杂，可钻性差，存在着易斜、易漏、易塌。
（4）312m井段不仅深度较深而且裸眼段较长（超过2000m），摩阻大、扭矩和泵压高，井眼清洁和快速钻进困难。
轨迹控制段长、方位漂移变化相对较大等因素造成扭方位频繁。
（5）长稳斜段轨迹控制困难，对于水平井，还需在下部井段进行增斜扭方位施工；在钻井过程中钻具和电测仪器可能会发生疲劳刺漏断落、阻卡等复杂情况。
（6）目的层，中靶半径30 m，中靶质量要求高。
因此，要控制好井眼轨迹，必然要进行增、降斜或调整方位作业，而在井比较深的情况下，增加了施工的难度。
2 钻具组合设计丛式井钻井的钻具组合都为井下动力钻具，采用MWD 随钻测量配合动力钻具的导向钻井系统，使用滑动导向复合钻井技术，一套钻具组合可以完成上直、定向、增斜、稳斜、降斜等多种工序。
大水平位移钻井方法
大水平位移钻井方法说实话大水平位移钻井方法这事儿，我一开始也是瞎摸索。
我最早就是按照传统的钻井思路去做，觉得只要把钻杆往下打就成。
可很快我就发现问题了，水平位移根本达不到预期。
那时候我都有点沮丧，就像走路的时候被蒙住了眼睛，完全不知道方向对不对。
后来我向一些有经验的老师傅请教，他们告诉我钻压得控制得恰当。
这可有点抽象，我想了想就好比是我们拿笔写字，用力过大可能就会把笔尖弄断，在钻井里钻压太大也不行。
于是我就开始试着一点点调整钻压。
我一开始小心翼翼的，小幅度调整，记录每次调整后水平位移的变化。
可我发现这样进度太慢，而且有时候效果不好。
再后来我意识到除了钻压，钻头的选择也超级重要。
我试过好几种不同类型的钻头。
有一种钻头号称可以适应各种地层，我就先用了这个。
结果发现在地层比较软的时候还凑合，但是遇到稍微硬点的地层，就好像穿了不合适的鞋子走路，非常吃力，水平位移也上不去。
我又换了一种专门针对硬地层的钻头，果然效果好多了，但在软硬交替的地层又出现了新问题。
这就像我们穿衣服，不同的温度环境得穿不同的衣服，要是有个啥都能应对的万能衣就好了，可就是得根据具体情况来选择钻头。
还有一个关键的因素我琢磨了好久才明白，就是泥浆的性能。
泥浆就像钻井的润滑剂和清洁剂，它要是不合适，会给整个钻井工作带来很大的麻烦。
我曾经调配错了泥浆的密度，导致钻头工作的时候特别费劲，好像在泥沼里走路一样。
总结一下我摸索出来的门道，首先，钻头得根据地层情况认真挑选，不能想当然；其次，钻压要控制在合适的范围，要通过多次尝试找到最佳值；最后，泥浆的性能一定要调配好，这对保证大水平位移钻井太重要了。
这些都是我自己在无数次尝试和失败里总结出来的经验。
虽然现在不敢说完全掌握了大水平位移钻井方法，但是也算是有点小小的经验可以继续研究和改进了。
而且不同的地区地层状况可能还会有差异，还需要我们不停地去探索尝试和调整。
井眼轨迹设计与控制方法
井眼轨迹设计与控制方法井眼轨迹设计与控制方法是指在石油工程领域中，为了实现最佳的钻井效果，需要设计合适的井眼轨迹，并通过控制方法来实施钻进操作。
井眼轨迹设计和控制方法的目的是确保井眼能够贯穿目标层，并达到钻井目标。
以下是井眼轨迹设计和控制方法的一般步骤和原则。
1.收集地质和地下信息：了解地质和地下条件对井眼轨迹设计的影响，包括地层构造、断层、岩性、陷落带等信息。
通过地质勘探技术，如地震勘探、测井等方法获得地下信息。
2.考虑钻进目标：确定钻井目标并制定井眼轨迹设计的目标，包括垂直井、平曲井、S型井、水平井等。
3.选择合适的钻头和井壁稳定措施：根据地层岩性和井眼设计目标，选择适当的钻头和井壁稳定措施，以减少钻井风险。
4.采用合适的井眼轨迹设计软件：使用井眼轨迹设计软件，根据地质和目标要求，进行井眼轨迹设计。
软件可以根据用户的输入参数，提供最佳的井眼轨迹设计方案。
5.优化井眼轨迹设计：根据设计的井眼轨迹，进行优化，以满足目标要求、降低钻井风险和成本。
6.完善设计：进行设计审查并完善井眼轨迹设计。
井眼轨迹控制方法的原则如下：1.根据地质情况进行实时调整：在钻井过程中，根据地质情况和实时测井数据，适时调整井眼轨迹设计。
控制方法可以包括调整钻头类型、调整钻井液密度等。
2.使用工具进行测量和记录：使用相关测量工具，如测井仪器、鱼雷测井等，对井眼轨迹进行实时测量和记录。
这些测量数据可用于分析地层情况和优化井眼轨迹设计。
3.采用适当的工具和技术：选择合适的工具和技术，如导航仪器和测量工具，帮助实施井眼轨迹控制。
这些工具可以提供准确的测量数据和实时导航。
4.数据分析和反馈：通过分析测量数据和井斜数据，对当前井眼轨迹进行评估和反馈。
根据评估结果，进行必要的调整和控制。
5.培训和提高技能：培训钻井工程师和工人，提高其井眼轨迹设计和控制的技能水平。
这样可以确保钻井操作的安全和高效。
总之，井眼轨迹设计和控制方法是确保钻井工程顺利进行的重要环节。
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大位移水平井钻井井眼轨迹控制对策
本文简单分析了大位移水平井钻井井眼轨迹设计原则，以及其施工难点，并提出了相应的解决措施。
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1 大位移水平井钻井井眼轨迹设计原则
1.1 轨迹设计必须满足现场安全作业施工工况要求
钻井作业主要工况有旋转钻进、滑动钻进（马达钻具）、划眼、倒划眼、下完井管柱和起下钻等。
在不同的工况下，井下钻柱受力不同，管柱在井内产生的摩阻、扭矩也各不相同。
因此设计时，必须要对最大工况载荷进行考虑和优化。
钻进期间，井下钻具所受各种力复合作用，主要包括拉力、应力、弯曲力以及侧向力等，要保证钻具组合在受到各种有效轴向载荷下不发生屈曲弯曲或正弦弯曲，上部井口钻具受到的各种有效载荷就不超过其轴向屈服强度值的80%;划眼及倒划眼期间，钻柱所产生侧向力最大，尤其在上部高狗腿度井段，对套管磨损非常严重;起钻期间，整个钻柱受到轴向拉力，摩擦阻力增大，需要考虑起钻过程中发生阻、卡时的钻机提升能力余量。
因此，优先选择使用顶驱钻机进行大位移井作业，而且还可以进行倒划眼起钻，有利于清洁井眼、修整井壁。
1.2 轨道设计的摩阻及扭矩值应当最小
大位移井作业中，通常井下摩阻和扭矩较大，是制约水平位移延伸的主要因素。
因此，轨道不断优化设计是减小大位移井摩阻及扭矩的主要方法之一。
1.3 设计的井眼深度尽可能最短
在轨道设计中，造斜点与目标靶点间，可以优化设计出无数条井眼轨道，而且每一条长度均存在差异，作业中应尽量选择长度短的轨道，降低作业难度和风险。
2 大位移水平井钻井井眼轨迹控制施工难点
2.1 井眼轨迹方位控制
通常在进行大位移水平井钻井技术施工中，常常会需要许多穿越的靶点，这在一定程度上增加了井眼轨迹的控制难度，所以工作人员必须要根据实际情况进行综合分析，不仅要保证井眼的施工设计具备科学性，也要正确处理好造斜井段、水平井段以及直井段等各个井段的相互关系，从而确保井眼的施工设计具备合理性。
2.2 钻具摩阻扭矩大
通常在进行大位移水平井钻井技术的施工中，钻井工具与井壁之间都会产生一定的摩阻扭矩，继而在一定程度上增加了施工难度，也使得施工中容易发生安全事故。
而摩阻扭矩的大小常常受到多方面因素的影响，首先，钻井工具与井壁的接触面是直接影响到摩阻扭矩大小的重要因素，一旦两者的接触面积过大或钻井工具的材质不符合要求，都会极大增加两者之间的摩阻扭矩，继而影响到施工效率和施工安全。
其次，水平段的长度也是影响到摩阻扭矩大小的重要因素，若是在水平段过长的条件下施工，势必就会使得岩屑在施工过程被磨碎，使得钻井液无法被有效清除，最终就影响到钻井液的润滑效用，也进一步加高了摩阻扭矩。
最后如果钻井工具和井眼底边的接触面过大就会产生偏心环控的现象，继而影响到岩屑能力，最终就产生了岩屑床，影响到施工安全和施工效率。
2.3 套管严重磨损
套管磨损是所有钻井作业的常见问题，套管磨损到一定程度后会被挤毁，严重影响生产，甚至导致报废。
造成磨损的因素有很多，如：钻进过程中几乎全部钻柱都是依附在套管外壁上的，极大的增加了钻柱对于套管本体的正压力;起下钻与划眼的次数很多、钻进作业时间过长、固井过程中套管没有完全居中、钻具的结构过于复杂;钻具及其套管在材料的基本性能方面存在一定差异等。
2.4 固井质量控制较难
通常在固井作业中对于水泥浆的性能要求相对较高，而水平段和斜井段位置的高边又会出现水袋，在这种情况下，不仅是水泥石的质量会受到一定影响，也会严重影响到井壁胶凝结的质量。
同时，在等待凝结的过程中，如果油气不正常渗入到水泥浆里，将会严重影响到水泥石的结构稳定性，而水泥浆在凝固的时候会产生收缩现象，进而使得水泥石不能完全贴近井壁，使得两者之间产生缝隙，或者是套管壁之间产生缝隙，最终影响到固井作业的施工质量。
3 大位移水平钻井井眼轨迹施工工艺提升策略
3.1 井眼轨迹控制对策
为了确保在大位移水平井施工中能够良好的控制井眼轨迹，在展开施工之前，相关工作人员应做好勘测工作，做好井眼的施工设计，并在选择造斜点的时候根据岩性结构情况选择一处较为稳定的位置，从而保证井眼稳定性。
同时，工作人员也要考虑到摩阻扭矩的问题，尽可能选用圆弧形的造斜段，从而在减少摩阻扭矩的时候，也能够降低套管磨损问题的发生几率。
3.2 摩阻扭矩大控制对策
优化钻具组合，采用倒装钻具组合，这种钻具组合就是将比较重的钻具放置在直井段或者井斜角小的井段，有利于钻压的传递，同时应用加重钻杆代替钻铤，
减少钻具与井壁的接触面积;调整钻井液性能，使钻井液具有良好的润滑性、流变性和携带、悬浮岩屑的能力，降低长水平段水平井施工的摩阻;应用摩阻与扭矩检测软件，根据已钻井眼的摩阻系数来预测未来要钻井眼的摩阻与扭矩，然后采取相对应的技术措施来降低施工的摩阻与扭矩。
3.3 套管磨损处理对策
在钻杆上固定特殊材料，如钻杆保护器与橡胶护箍等，以此减小或防止套管和工具的接头接触，降低摩擦因数。
在钻杆上接入特殊接头，钻杆旋转后减小套管和钻杆接头间的接触面积，将接头和套管间的相对运动转换成钻杆和全新减摩接头间的相对运行，以此降低套管的磨损。
采用特殊工艺对钻杆的接头表面实施化学处理，使接头表面具备一定耐磨性，减小摩擦因数，此外这种处理方法还能对钻杆提供有效的保护。
通过对不同种类添加剂与钻井液的合理使用，对系统的润滑性能进行改善，最终达到降低摩擦因数和减小磨损的目的。
3.4 井壁稳定性的控制对策
井壁的稳定性是确保施工安全的重要因素，为此工作人员应充分了解地压情况，科学使用钻井液，并在使用过程中做好钻井液的性能调整工作。
在实际施工中，工作人员应仔细检查钻井液的失水量，一旦发现异常应及时进行处理，确保井壁具备良好的致密性，同时，工作人员也要根据实际情况调整下钻速度，并降低抽吸压力，从而确保井壁的稳定性。
在整个施工过程中也要做好井内的清理工作，尤其是岩屑的清洗工作，在清洗过程中应合理使用油基钻井液，避免冲洗液造成不利影响，从而保证油膜的清洗达到要求。
此外，工作人员也要合理配置水泥浆，根据施工需求科学设置原料的配置比例，控制好水泥浆的稠化时间，尽可能提高井壁的稳定性。
3.5 钻井液携砂功能控制对策
在钻井施工中为了保证钻井液的使用黏黏度以及切力数值，可以长期满足施工标准，可以更好的实现钻井液携带岩屑的施工效果。
除此之外还应当对钻井液的原本性能适当加以调整。
在开展钻井施工中，保证将3-4次的划眼操作，可以每完成一根钻进施工既可随之完成。
同时根据钻具其本身的大幅度活动，通过借助复合性钻进法，搅动巖屑有效避免岩屑床情况。
基于另一层面则可以根据钻井口的具体岩屑实际携带情况，随着钻井作业的深度不断增加，在可控范围内适当加大短起下的作业频次。
4 结束语
总而言之，大位移水平井钻井技术的施工关键点，就是井深轨迹的具体设计情况，通过对其加以优化设计，从而有效缩短扭矩数值，同时还可以达到一定的磨阻度降低，提高施工质量的效果。
参考文献：
[1]李硕，伊向艺.大位移水平井施工中井眼轨迹控制技术[J].石化技术，2015，22（11）：47+46.。