井眼轨迹控制技术讲义文档格式.docx

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（1）.井斜角的控制：

增斜、降斜、稳斜；

（2）.井斜方位角控制：

增方位、降方位、稳方位；

7.定向井轨迹控制的主要做法

1）第一阶段：

打好垂直井段

（1）.垂直井段打不好，将给造斜带来很大的困难。

（2）.要求实钻轨迹尽可能接近铅垂线，也就是要求井斜角尽可能小。

定向井的垂直井段可以按照打直井的方法进行轨迹控制，而且比打直井要求更高，因为定向井垂直井段的施工质量是以后轨迹控制的基础。

2）第二阶段：

把好定向造斜关

（1）.这是增斜井段的一部分，但它是从垂直井段开始增斜的。

由于垂直井段井斜角等于零，所以称为“造斜”；

由于垂直井段没有井斜方位角，所以开始造斜时需要“定向”。

如果定向造斜段的方位有偏差，则会给以后的轨迹控制造成巨大困难。

所以，定向造斜是关键，一定要把好这一关。

（2）.现代的定向造斜，除套管开窗侧钻还使用变向器外，几乎全使用动力钻具造斜工具。

造斜井段的长度，一般是以井斜角达到可以使用转盘钻的扶正器钻具组合继续增斜为准。

这个井斜角大约为8°

至10°

。

3）第三阶段：

跟踪控制到靶点

从造斜段结束，至钻完全井，都属于跟踪控制阶段。

人们常说的轨迹控制实际多指这一阶段。

跟踪控制井眼轨迹的主要内容：

（1）.适时进行轨迹测量和轨迹计算：

（2）.防碰扫描计算及防碰趋势预测

（3）.精心选择、使用造斜工具和下部钻具组合：

一、直井段轨迹控制技术

按照设计轨道的不同,井可以分为两大类:

直井和定向井。

对于直井来说，设计轨道都是一条铅垂线，不需要进行特殊的设计。

直井的轨迹控制，就是要防止实钻轨迹偏离设计的铅垂直线。

在工程术语中，人们常常把直井的轨迹控制称作直井防斜技术。

对定向井轨迹控制来说，直井段的防斜打直非常重要。

钻井实践表明，井斜的原因是多方面的，如地质条件、钻具结构、钻井操作技术措施等。

归纳起来,造成井斜的原因主要有以下两方面:

一是钻头与岩石的相互作用,即因所钻地层的倾斜和非均质性使钻头受力不平衡而造成井斜;

二是钻柱力学方面,即下部钻具受压发生弯曲变形使钻头偏斜并加剧其受力不平衡而造成井斜。

一般来说，实钻轨迹总是要偏离设计轨道的。

所以实钻的直井总是会发生井斜的，要想控制直井井眼绝对不斜，是不可能的。

问题在于能否控制井斜的度数或井眼的曲率在一定范围之内。

一）井斜的原因分析

井为什么会斜？

找到井斜的原因，就可以提出防斜的措施。

影响井斜的因素很多，但概括起来可分为两大类：

一类是地质因素，一类是钻具因素。

1.地质因素

人们提出了许多理论，来解释地质因素导致井斜的原因。

其中，最本质的是地层可钻性的不均匀性和地层的倾斜两个因素。

这种地层可钻性的不均匀性表现在许多方面，再与地层倾斜相结合，导致井眼倾斜。

（1）地层可钻性的各向异性!

即地层可钻性在不同方向上的不均匀性。

如图1-1所示，沉积岩都有这样的特性：

垂直层面方向的可钻性高，平行层面方向的可钻性低。

钻头总是有向着容易钻进的方向前进的趋势。

在地层倾斜的情况下，当地层倾角小于45°

时，钻头前进方向偏向垂直地层层面的方向，于是偏离铅垂线。

在地层倾角超过60°

以后，钻头前进方向则是沿着平行地层层面方向下滑，也要偏离铅垂线。

当地层倾角在45°

～60°

之间时，井斜方向属不稳定状态。

图1-1地层可钻性的各向异性导致井斜

（2）地层可钻性的纵向变化。

地层在沉积过程中，由于沉积环境的不同和变化，形成了沿垂直于地层层面方向可钻性的变化，俗称“软硬交错”这里的“纵向变化”是指沿钻头轴线方向遇到这种”软硬交错”如图1-2所示，由于地层倾斜，钻头底面上，遇到“软”地层的一侧容易钻，该侧的钻速高。

而另一侧遇到“硬”地层则钻速低。

于是井眼轴线偏离，发生井斜。

图1-2地层可钻性纵向变化引起井斜

（3）地层可钻性的横向变化。

地层可钻性不仅沿垂直于地层层面方向有变化，而且在平行于地层层面方向也有变化。

这里的“横向变化”是指垂直于钻头轴线方向上可钻性的变化。

如图1-3所示，在钻头的一侧下面钻遇溶洞或较疏松的地层，而另一侧则钻遇较致密的地层。

于是钻头前进方向发生偏离。

图1-3地层可钻性的横向变化引起井斜

从以上分析可知，地层可钻性的各种不均匀性和地层倾斜引起井斜的机理，最终体现在钻头对井底的不对称切削，使钻头轴线相对于井眼轴线发生倾斜。

从而使新钻的井眼偏离原井眼。

2.钻具原因

钻具导致井斜的主要因素是钻具的倾斜和弯曲。

影响最大的是靠近钻头的那部分钻具，称作“底部钻具组合”（BottomHoleAssembly，简称BHA）。

钻具的倾斜和弯曲将产生两个后果：

一是引起钻头倾斜，在井底形成不对称切削，如图1-4所示，新钻的井眼将不断地偏离原井眼方向；

二是使钻头受到侧向力的作用，迫使钻头进行侧向切削，如图1-5所示，这样也将使新钻的井眼将不断地偏离原井眼方向。

图1-4钻头不对称切削导致井斜图1-5钻头侧向切削导致井斜

那么是什么原因导致钻具的倾斜和弯曲呢？

首先，由于钻具直径小于井眼直径，钻具和井眼之间有一定的间隙，所以钻具在井眼内活动余地很大，这就给钻具的倾斜和弯曲创造了空间条件。

其次，由于钻压的作用，下部钻具受压后必将靠向井壁一侧而倾斜。

当压力超过一定值后，钻柱将发生弯曲。

弯曲钻柱将使靠近钻头的钻具倾斜更大。

还有一些原因也会导致钻具倾斜和弯曲，如下入井内的钻具本来就是弯曲的；

在安装设备时，天车、游车和转盘三点不在一条铅垂线上；

转盘安装不平而引起钻具一开始就倾斜等。

3.井眼扩大

除上述地质和钻具原因外，井眼扩大也是井斜的重要原因。

井眼扩大后，钻头可在井眼内左右移动，靠向一侧，也可使受压弯曲的钻柱挠度加大，于是钻头轴线与井眼轴线不重合，导致井斜。

上述三方面的原因中，地质原因是客观存在的，是无法改变的。

钻具原因则可以人为地控制。

在这方面人们进行了大量的研究，设计了许多种防斜钻具组合，最常见的两种是满眼钻具组合和钟摆钻具组合。

井眼扩大总是有个过程，不会刚一钻成就马上扩大，所以可以利用这个过程防斜。

二）满眼钻具组合控制井斜

从上述对井斜原因的分析可知，井斜的原因可归结为：

（1）钻头对井底的不对称切削；

（2）钻头轴线相对于井眼轴线发生倾斜；

（3）钻头上侧向力导致对井底的侧向切削。

我们防斜的措施就是要想办法克服这三个原因，满眼钻具组合就是这样设计的。

设想，如果钻具的直径与钻头的直径完全相等，上述三个井斜原因就都会被克服。

但这样做将无法循环钻井液，而且会引起一系列其他问题，在工程上是行不通的。

实际上是采用扶正器组合的办法来解决。

满眼钻具组合的结构，是在靠近钻头大约20米长的钻铤上适当安置扶正器，以此来达到防斜的目的。

所谓“适当安置”，包括扶正器的数量、位置和直径。

国内外学者已经提出的满眼钻具组合设计方法很多，设计思想虽有不同，设计结果却差别不大。

这里介绍的是我国著名石油钻井专家杨勋尧提出的满眼钻具组合，简称YXY组合。

1.YXY组合的结构

YXY组合一般包括四个扶正器,如图1－6所示，自下而上，分别为：

图1-6YXY满眼钻具组合

（1）近钻头扶正器：

紧装在钻头之上，简称近扶。

近扶直径较大，与钻头直径仅差1～2mm。

在易斜地区，近扶的长度可加长；

在特别易斜的地层，可将两个扶正器串联起来，作为近扶。

近扶的主要作用，是依靠其支撑在尚未扩大的井壁上，抵抗钻头所受的侧向力，有效地防止钻头侧向切削。

同时，近扶由于直径大，长度长，刚性大，也可有效地防止钻头倾斜，从而阻止钻头的不对称切削。

（2）中扶正器：

简称中扶或二扶。

中扶的位置需要经过严格计算，中扶的直径与近扶相同。

中扶的主要作用是保证中扶与钻头之间的钻柱不发生弯曲，使这段钻柱不发生倾斜，从而防止钻头对井底的不对称切削。

（3）上扶正器：

简称上扶或三扶。

安置位置在中扶之上一个钻铤单根处。

上扶的直径一般与近扶和中扶相同，但要求可以稍松。

（4）第四扶正器：

简称四扶，一般情况下可不装，仅在特别易斜的地层才装。

安置位置在上扶之上一个钻铤单根处，直径要求与上扶相同。

上扶与四扶的作用在于增大下部钻柱的刚度，协助中扶防止下部钻柱轴线发生倾斜。

2.YXY组合中扶位置的计算

中扶位置的计算是满眼钻具组合设计的核心。

中扶距钻头的最优长度，以LP表示。

图1－7是杨勋尧建立的下部钻具受力的力学模型。

图中先不考虑近钻头扶正器的存在。

由图可知，钻头相对于井眼中心线的偏移角θ=+θq。

中扶距钻头的距离增大，则θc减小，但θq增大；

中扶距钻头的距离减小，则θc增大，但θq减小。

图1-7杨勋尧满眼组合力学模型图

所以，存在着一个最优距离可使θ最小。

根据力学模型建立数学模型，然后求解，即可得到Lp的计算公式；

最后对公式进行简化，得到如下计算式：

式5－30

3.满眼钻具组合的使用

满眼钻具组合的使用要注意以下问题：

（1）在已经发生井斜的井内使用满眼钻具组合并不能减小井斜角，只能做到使井斜角的变化（增斜或降斜）很小或不变化。

所以满眼钻具组合的主要功能是控制井眼曲率，而不能控制井斜角的大小。

（2）使用满眼钻具组合的关键在于一个“满”字，即扶正器与井眼的间隙对满眼钻具组合的性能影响非常显著，在使用中应使间隙尽可能小。

设计间隙一般为∆d＝dh－ds＝0.8～1.6mm。

在使用中，因扶正器的磨损，间隙将增大。

当间隙∆d达到或超过两倍的设计值时，应及时更换或修复扶正器。

（3）保持“满”的另一个关键在于井径不得扩大。

这要求有好的钻井液护壁技术。

但即使钻井液护壁技术不好，井径的扩大总要经过一定的时间才会发生，只要抢在井径扩大以前钻出新的井眼，则仍可保持“满”的效果。

这就要求加快钻速。

我国现场技术人员将此概念总结为“以快保满，以满保直”。

（4）在钻进软硬交错，或倾角较大的地层时，要注意适当减小钻压，并要勤划眼，以便消除可能出现的“狗腿”。

二）钟摆钻具组合控制井斜

1.钟摆钻具组合的原理

钟摆钻具原理如图1-8所示,当钟摆摆过一定角度时,在钟摆上会产生一个向回摆的力Gc,称作钟摆力,Gc＝G•sinα。

显然，钟摆摆过的角度越大，钟摆力就越大。

如果在钻柱的下部适当位置加一个扶正器，该扶正器支撑在井壁上，使下部钻柱悬空，则该扶正器以下的钻柱就好像一个钟摆，也要产生一个钟摆力。

此钟摆力的作用是使钻头切削井壁的下侧，从而使新钻的井眼不断降斜。

2.钟摆钻具组合的设计

钟摆钻具组合最早是美国人Lubinski提出的，但Lubinski的设计方法是图表设计法，查算太复杂。

尔后，国内外许多学者从研究力学模型入手，经过数学求解，提出了钟摆钻具组合的计算方法。

这里，我们介绍我国著名石油钻井专家杨勋尧提出的设计方法，这是一种简单实用的方法。

图1-8钟摆钻具原理图

钟摆钻具组合设计的关键在于计算扶正器至钻头的距离LZ，此距离太小则钟摆力小，此距离太大则扶正器和钻头间的钻柱与井壁会产生新的接触点，所以LZ称为最优距离。

杨勋尧提出的LZ计算公式如下：

考虑到扶正器的磨损和井径的扩大，在实际使用时，扶正器至钻头的距离可比计算的LZ降低5%～10%。

3.钟摆钻具组合的使用

（1）钟摆钻具组合的钟摆力随井斜角的大小而变化。

井斜角大则钟摆力大，井斜角等于零，则钟摆力也等于零。

所以，钟摆钻具组合多数用于对井斜角已经较大的井进行纠斜。

（2）钟摆钻具组合的性能对钻压特别敏感。

钻压加大，则增斜力增大，钟摆力减小。

钻压再增大，还会将扶正器以下的钻柱压弯，甚至出现新的接触点，从而完全失去钟摆组合的作用。

所以钟摆钻具组合在使用中必须严格控制钻压。

（3）在井尚未斜或井斜角很小时，要想继续钻进而保持不斜，只能减小钻压进行“吊打”。

由于“吊打”钻速很慢，所以这时多使用满眼钻具组合，仅在对轨迹要求特别严的直井（段）中，才使用钟摆钻具组合进行“吊打”。

（4）扶正器与井眼间的间隙对钟摆钻具组合性能的影响特别明显，当扶正器直径因磨损而减小时应及时更换或修复。

（5）使用多扶正器的钟摆钻具组合，需要进行较复杂的设计和计算。

三）定向井造斜工具及轨迹控制

我们介绍了直井防斜技术，论述了井斜发生的原因、防斜和纠斜钻具组合的原理、结构和使用问题。

这些论述对于正确理解和使用定向井造斜工具进行定向井轨迹控制是很有帮助的。

动力钻具又称井下马达，包括涡轮钻具、螺杆钻具、电动钻具三种。

目前我国常用的是前两种。

动力钻具接在钻铤之下，钻头之上。

在钻井液循环通过动力钻具时，驱动动力钻具转动并带动钻头旋转破碎岩石，动力钻具以上的整个钻柱都可以不旋转。

这种特点对于定向造斜是非常有利的。

1.动力钻具造斜工具的形式

如图1-9所示动力钻具造斜工具的形式有三种：

（1）弯接头：

在动力钻具和钻铤之间接一个弯接头，又称斜接头，使此部位形成一个弯曲角。

这种结构一方面迫使钻头倾斜，造成对井底的不对称切削，从而改变井眼方向,另一方面井壁迫使弯曲部分伸直，使钻头受到钻柱的弹性力的作用，从而产生侧向切削，改变井眼方向。

造斜率的大小与以下因素有关：

弯接头弯角越大，造斜率越大；

弯曲点以上钻柱的刚度越大，造斜率越大；

弯曲点至钻头的距离越小且重量越小，造斜率越大；

钻进速度越小造斜率越高。

此外，造斜率大小还与井眼间隙、地层因素、钻头结构有关。

（2）弯外壳：

将动力钻具的外壳做成弯曲形状，称为弯外壳马达。

其造斜原理与弯接头类似，而且比弯接头的造斜能力更大。

（3）在动力钻具壳体的下端一侧加焊一个.垫块，在井斜角较大的图1－9动力钻具造斜工具

倾斜井眼内，通过定向使此垫块处在井壁下侧形成一个支点，在上部钻柱重力作用下使钻头受到一个杠杆力，从而产生侧向切削，改变井眼方向。

显然，垫块的偏心高度越大，则造斜率越大。

需要注意，工具的造斜率越高，下入井内就越困难。

二、扶正器钻具组合轨迹控制

1.扶正器钻具组合

此类工具不能用于造斜，仅能用于已有一定斜度的井眼内进行增斜、降斜或稳斜。

此类工具是在转盘钻的基础上，利用靠近钻头的钻铤部分，巧妙地使用扶正器，得到各种性能的组合。

80年代以来，国内外对扶正器钻具组合的研究逐步深入，研究出了微分方程法、有限元法、纵横连续梁法、加权余量法等等方法，且都需要使用较复杂的计算机程序。

在没有计算机软件的情况下，可使用表1－1、1－2、1－3所列的现场常用的经验数据。

表中数据有的有个范围，使用者可根据经验进行调整。

.

（1）增斜组合：

按照增斜能力的大小分为强、中、弱三种。

结构如图1－10所示，配合尺寸见表1－1所列。

在使用中要注意：

钻压越大，增斜能力越大；

L1越长，增斜能力越小；

近钻头扶正器直径减小，增斜能力也减小，使用时应保持低转速。

表1－1增斜钻具组合的配合尺寸

（2）稳斜组合：

按照稳斜能力的大小分为强、中、弱三种。

结构如图1－10所示。

配合尺寸见表1－2所列。

在使用中要注意保持正常钻压和较高转速。

若需要更强的稳斜组合，可使用双扶正器串联起来作为近钻头扶正器。

图1－10稳斜钻具组合

表1－2稳斜钻具组合的配合尺寸

（3）降斜组合：

按照降斜能力的大小分为强、弱两种。

结构如图1－11所示。

配合尺寸见表1－3所列。

在使用中要注意保持小钻压和较低转速。

对于强降斜组合来说，L1越长则降斜能力越强，但不得与井壁有新的接触点。

图1－11降斜钻具组合

表1－3降斜钻具组合的配合尺寸

三、海洋定向井直井防斜技术

在海洋定向井作业中大多使用导向钻具组合控制井眼轨迹，包括：

直井段、造斜段、稳斜段、降斜段、扭方位井段。

导向钻井系统介绍：

导向钻井系统最大的特点是用一套钻具组合实现多种定向作业，这

样就节省了大量的起下钻时间，缩短了建井周期，节约了钻井费用，因此对昂贵的海上钻井有特别重要的意义。

该系统主要由井下马达、MWD、地面计算机系统组成。

它的主要特点为不需要起下钻就可以连续地完成造斜、增斜、降斜、扭方位、稳斜钻进，有利于提高钻进速度和控制井眼轨道沿设计轨道钻进。

其主要优点有：

（l）及时控制井眼轨迹，提高钻井的准确性。

采用MWD跟踪监测井眼轨迹，一旦发现轨迹不合要求，便可随时进行方位和井斜的调整，提高井眼轨迹的精度；

（2）减少起下钻次数，提高钻井效率。

由于使用一套井下钻具组合，就能完成多种定向作业，减少了起下钻的次数，从而避免许多井下事故的发生；

（3）充分发挥钻头潜力，提高机械钻速。

由于导向动力钻具的多功能性，减少了为控制井眼轨迹而进行的起下钻，从而得以优化钻头使用效果。

钻头受到的侧向力一般较小，也有利于延长钻头寿命和增加钻头进尺。

（4）利用计算机技术监测与预测井眼轨迹以及导向马达和钻头的工作性能，能及时调整有关可控因素、钻进方式，确保井眼轨迹控制得以安全、准确、迅速、连续地进行。

地质导向钻井系统：

地质导向钻井系统由钻头、导向马达、无线随钻测井仪、无线随钻测斜仪和地面计算机系统组成。

它的主要特点为为不需要起下钻就可以连续地完成造斜、增斜、降斜、扭方位、稳斜钻进，有利于提高钻进速度和控制井眼轨道，并且可以随时测得地层参数，以便及时休修改地质设计和井眼轨道。

针对海洋钻井来说，目前以丛式井作业为主，直井段主要指表层（一开）直井段及二开直井段。

表层直井段较短（一般在250米左右），产生井斜的原因主要由隔水导管不直（有相当数量的隔水导管偏斜大于0.5°

），以及现有防斜打直技术手段不能将直井段打“直”造成。

假设以井斜0.5°

，向同一方向连续偏斜100米，偏离本槽口的位移将达到1米左右，从而侵占了临井轨道空间。

因此，尽管0.5°

的井斜并不是很大，但对于丛式井（目前海洋丛式井平台槽口间距小于2米）作业会造成很大的防碰危险。

目前海洋钻井钻表层（一般为17-1/2″）常用的钻具组合有钟摆钻具组合、导向钻具组合两种，采用轻压吊打钻进方式，尽量将直井段打直（井斜尽量小于0.5°

）。

1．钟摆钻具组合（17-1/2″）：

BIT+9″X/O+9″NMDC

（1）+9″DC

（1）+17-1/2″STB+8″DC（4）+8″（F/J&

JAR）+SUB+5″HWDP（14）

2．导向钻具组合（17-1/2″）：

17-1/2″BIT+9-5/8″PDM（1.5°

）+16-3/4″STB+8″NMDC

（1）+8″HOS+8″S.NMDC

（1）+8″F/V+8″（F/J&

由于导向钻具组合比钟摆钻具组合柔性大，而且钟摆力小，所以防斜打直效果较差，实践结果亦是如此。

因此推荐使用钟摆钻具钻表层直井段（除非需要表层定向等特殊需要）。

此外最好使用牙轮钻头。

直井段轨迹既要测全又要测准。

测全指的是测量所有井的表层轨迹数据；

测准指的是用GYRO这一目前国际上测量精度最高的测量仪器测直井段轨迹。

测全、测准表层直井段轨迹对于制定后续作业的防碰措施起着至关重要的作用。

二开直井段使用的钻具组合有常规钻具组合及导向钻具组合，在此以12-1/4″井眼为例进行介绍（扶正器的尺寸根据实际需要选择）

3．常规钻具组合（12-1/4″）：

12-1/4″BIT+X/O+12″STB+8″DC

（1）+11-3/4″STB+8″NMDC

（1）+8″HOS+8″S.NMDC

（1）+8″（F/J&

4．导向钻具组合（12-1/4″）：

12-1/4″BIT+9-5/8″PDM（1.15°

）+11-3/4″STB+8″NMDC

（1）+8″HOS+8″S.NMDC

（1）+8″F/V+8″（F/J&

二开直井段也需要采取轻压吊打的措施尽量将直井段打直，常用的是导向钻具组合，如果存在防碰问题则需要使用牙轮钻头。

由于导向钻具组合的钻头与井眼轴线有一定的偏距，而且马达工作产生很大的震动，因此在防碰问题严重的情况下，为了安全钻过防碰危险井段，不但要使用牙轮钻头，还要使用常规钻具组合。

四、海洋定向井预斜技术

1．预斜的含义：

在海洋大多数丛式井作业中，区别于以往在二开12-1/4″（或9-7/8″）井眼造斜，预先或提前在一开17-1/2″井眼进行造斜，以使轨道从上部井眼尽早背离平台，从而实现为临井让开轨道空间、减少平台防碰困难的目的。

2．钻具组合：

由于表层预斜的预斜点很浅（一般入泥深度只有几十米），相对于常规造斜来说，地层更加松软，机械钻速更高、钻头不易跟不上钻压、送钻技术要求高，因此有更为严格的技术措施。

3．技术措施：

（1）.预斜井向平台外预斜，降低12-1/4”井眼防碰风险

（2）.预斜井尽量跳开，减少磁干扰情况

（3）.无干扰时使用MWD测斜，有磁干扰时使用陀螺

（4）.使用马达钻具组合

（5）.马达弯角1.5度

（6）.预斜在尽量在钻具组合的上扶正器出隔水导管鞋以后进行

（7）.直井段防斜打直

（8）.初始预斜是关键，滑动前清扫井眼干净，初始预斜时降低排量，跟上钻压，保证起井斜，必要可以使用闭路循环钻进。

（9）.初始预斜成功后，在保证造斜率的情况下可适当提高排量，以保证井眼清洁。

为了保证造斜率达到设计要求（3°

/30米），需要使用坂土浆闭路循环（海水开路循环对地层以及井壁的水力冲蚀作用大，机械钻速高、造斜率低）、马达工作排量的下限排量、尽量跟上钻压、尽量使用牙轮钻头（牙轮钻头较PDC钻头容易保持稳定的工具面）、使用较小的上扶正器（12″）。

在造斜率要求不高、井眼轨道背离平台即可的情况下，海水开路循环亦可以达到预斜的目的。

实践表明，表层使用海水开路循环的平均造斜率可以达到1°

/30米左右。

上图为某平台表层预斜轨迹与内排井直井段轨迹对比图

五、造斜段、稳斜段、降斜段轨迹控制

1、造斜断及稳斜段钻具组合及钻井参数

12-1/4“PDC+9-5/8”PDM（1.15°

）+11-5/8“STB+8”NMDC

+8“MWD+8”SNMDC+8“F/V+7-3/4”（F/J+JAR）+X/O+5“HWDP11

钻井参数：

钻压2-8吨（造斜段）、6-10吨（稳斜段），

排量3300～3