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关于子午线

关于-T午线收敛角校正问题

韩志勇

作者简介：

韩志勇（1937），男．1962年毕业于北京石油学院油井工程专业，教授。

联系电话：

（0516）K396262

（中国石油大学（华东）石油工程学院，…东营25706））

摘要：

论述了予午线收敛角校正在定向井轨迹计算中的重要性，介绍了子午线收敛角的定丈和性质，以及子午线收敛角的计算方法和在定向井井眼轨迹计算中进行子午线收敛角校正的方法。

希望我国各油田尽快推行石油天然气行业标准SY/T5435—2003规定的子午线收敛角校正。

关键词：

定向井；轨迹计算；子午线收敛角；磁偏角；高斯—克吕格投影；方位角中图分类号：

TE21文献标识码：

A文章编号：

1001—0890（2006）04—000l—04

石油天然气行业标准SY／T5435—2003《定向井轨道设汁与轨迹计算》在轨迹计算中规定：

“井斜方位角应进行磁偏角和子午线收敛角校正”，这是我国石油天然气行业标准关于子午线收敛角校正问题的第一次明确规定。

井斜方位角的磁偏角校正，大约从20世纪80年代初开始，逐渐在我国各油田推行。

现在应该是没有任何疑义。

井斜方位角的子午线收敛角校正问题，早在20世纪90年代初就有人提出来”，但是直到现在许多油田还没有推行，许多工程技术人员还不了解其必要性和重要性。

笔者撰写该文的目的在于宣传和贯彻标准的精神，促进我同各油田尽快推行子午线收敛角的校正。

1、子午线收敛角校正的重要性

先看一个算例。

假如我国北方某油田，有一口水平位移l000m的定向井，设计靶区半径30m，井位所在位置为北纬42°58′，东经89°58′，子午线收敛角2°02′。

在完钻后进行轨迹计算时，只进行了磁偏角校正，没有进行子午线收敛角校正。

假如计算结果是靶心距等于零（100％中靶），但是实际的靶心距却是35．26m，如图1所示的靶点，已经脱靶。

图1：

子午线收敛角校正的重要性

这个算例说明，进行子午线收敛角校正是非常必要且非常重要的。

水平位移越大的井越显得重要。

即使对于目前广泛应用的中午径水平井，按靶前位移500m，子午线收敛角1.5°计算，也会造成超过13m的中靶偏差。

如果是救援井，那就更显得重要了。

文献[2]介绍了一个由于磁偏角和子午线收敛角校正失误导致脱靶造成数百万美元损失的典型例子，值得深思。

我国自20世纪90年代以来，已经大量应用水平井，出现了大量的大位移井。

因此，进行子午线收敛角的校正，已经势在必行。

2、子午线收敛角的概念

这要从定向井的坐标谈起，每口定向井的井位和目标点都是用坐标值米表示的，坐标值又与坐标系有关。

同—个位置点，坐标系不同，则坐标值有很大区别。

2.1大地坐标系

大地坐标系是描述地球上任一点位置的坐标系，常见的大地坐标系如图2所示，某点位置用经、纬度以及该点的高程H来确定，通常称为地理坐标系。

为了避免与定向井中其他约定符号相混本文中经度以X，表示，纬度以Y表示。

但是，大地坐标系不能给出在地球表面上的距离或长度，不便于在钻井工程应用。

例如，某定向井井口位置的大地坐标为：

X：

＝37°35′5．123"；Y＝118°55′3.321″。

目标点的位置为：

X＝37°35′11.224"；Y＝118°57′5.737"。

据此大地坐标值，很难确定井口与目标点之间的距离和方位，很难进行轨道设计和轨迹计算。

所以，希望能够在平面上把某点的位置表示出来，这就需要平面坐标系。

由于地球表面是球面，不可能展平到平面上，所以要想在平面上表示出来，就要使用投影的方法，这就是地图学中使用的投影法。

地图投影方法很多，我国采用的是高斯—克吕格投影

2．2高斯平面坐标系

高斯—克吕格（Gauss—Kruger）投影，又称高斯投影，在地图投影学中属于椭圆柱横切等角投影。

如图3所示，设想在地球外面横向套一个椭圆柱，椭圆柱的横截面形状与地球子午圈包围的平面完全相等，则此椭圆柱与地球横向相切，相切的这条子午线成为中央子午线。

然后把地球表面上的点或线投影到椭圆柱表面上，再把椭圆柱表面展平，就构成了高斯—克吕格投影。

经过高斯—克吕格投影后，地球表面上的经纬线变成了如图4所示的形状。

其中中央子午线和赤道线的投影，在图上成为直线。

在图4所示的投影图上，以中央子午线和赤道线的交点为原点，建立平面直角坐标系。

纵坐标以x表示，正方向为中央子午线的北方向；横坐标以y表示，正方向为赤道线的东方向。

为了减小投影变形，每6°或3°为一个投影带。

为了在一个投影带内横坐标值不出现负值，将坐标原点向西移动500km。

这就是高斯投影坐标系。

定向井设计给定的井口和目标点的位置，就是使用这种坐标系。

例如前述的某定向井井口和目标点，若用高斯投影坐标系表示，则井口坐标为：

x0＝4163140.193m，y0＝20669380.084m。

目标点坐标为：

xt＝4163390.193m，y0＝20672380.084m。

需要注意的是y坐标的数字：

小数点以左的6位数字是真正的坐标值，小数点以左第7、8两位则表示投影带的序号。

上述坐标y。

和yx中的20就是6°带的投影带序号，表示该投影带的中央子午线为20×6—3＝117°。

2．3子午线收敛角的定义和性质

在大地坐标系中，北半球所有子午线均汇交于北极点。

过任一纬度线上两点A和B分别作子午线的切线，二切线必相交于地轴上，二切线之间的夹角，称为A、B两点的子午线收敛角。

在高斯投影坐标系中，任一点都有其坐标北方向，且都与中央子午线方向相同，此坐标北方向称为“网格北（gridnorth）”，用GN表示。

同时，任一点还有其“真北（truenorth）”方向（沿子午线在该点的切线方向），以TN表示。

GN与TN之间的夹角，称为高斯平面子午线收敛角。

实钻轨迹计算要用的就是这个收敛角。

子午线收敛角有正负之分。

以网格北相对于真北的方向进行判断。

如图4所示，在中央子午线以东，网格北都在真北以东，可称为东收敛角，收敛角为正值；在中央子午线以西，网格北都在真北以西，可称为西收敛角，收敛角为负值。

在一个投影带内，高斯平面子午线收敛角的变化有一定规律。

距离中央子午线越远，收敛角越大，在中央子午线上收敛角等于零。

距离赤道线越远，则收敛角越大。

在赤道线上收敛角等于零。

表l给出6°带投影区内高斯平面子午线收敛角的变化。

表1不同纬度和经度差下的高斯平面子午线收敛角

3、子午线收敛角的计算：

设计给定的井位和目标点的坐标，都是高斯投影坐标系（网格坐标系）的坐标。

要计算子午线收敛角，首先要进行坐标系转换，把高斯投影坐标系转换到大地坐标系，即求得井位和目标点的经、纬度。

这个坐标系转换较为复杂，需要借助专用软件进行计算，在此不作介绍。

完成坐标转换之后，即可计算子午线收敛角。

3.1传统计算公式

3.2简易计算公式

由图l可以推导出一种简易计算公式：

γ=△λsinφ

（2）

式中，γ为子午线收敛角，（°）；△λ为计算点与中央子午线之间的“经度差”，（°）；φ为计算点所在的纬度，（°）。

实际计算表明，该简易公式的计算误差，随着纬度φ的减小而增大，随着经度差△λ的增大而增大。

在φ＝10°～70°和△入＝1°～3°范围内，最大相对误差不超过0.083％，可以满足工程计算中的精度要求。

4子午线收敛角的校正方法

井斜方位角的测量通常使用磁性测量仪器，测得的方位角是以磁北为基准。

当使用非磁性测量仪器（例如陀螺仪）时，测得的方位角是以真北为基准。

可是进行定向井轨道设计和轨迹计算时都使用的是高斯投影坐标系，是以网格北为基准的。

所以需要把测量的以磁北为基准的井斜方位角转换成以网格北为基准的井斜方位角，这项工作称为“方位角校正”，国外称为“方位参照系转换（azimuthconferencessys—remconversion）”。

当使用磁性测斜仪时，井斜方位角校正包括磁偏角校正和子午线收敛角校正。

这两个校正应结合起来一起完成，方位角的校正公式为：

φc＝Φs+δ-γ（3）

式中，φc为经过方位校正之后用于轨迹计算的方位角，（°）；Φs为测量仪器测得的井斜方位角，（°）；δ为磁偏角，东磁偏角为正值，西磁偏角为负值，（°）；γ为高斯平面子午线收敛角，东收敛角为正值，西收敛角为负值，（°）。

当使用非磁性测量仪器（例如陀螺仪）时，只进行子午线收敛角校正，校正公式为：

φc＝Φs–γ（4）

例如，我国某油田一口井的井口坐标为：

x＝4163140.193m，y＝20669380.084m。

y坐标前两位数字表明，该井口位于高斯投影6°带的第20投影带，其中央子午线为东经117°。

经过坐标换算，可求得该井口的大地坐标（1980年西安坐标系）：

Φ＝37°35′2.798"，y＝118°55′3.149"；该井口处的子午线收敛角：

γ＝1.16988129°（若用简易公式计算，γ＝1.17237501°），近似取γ＝1．17°。

已知当地当年的磁偏角δ＝6.30°，则该井井斜方位角校正公式为：

φc＝Φs+δ-γ（3）

＝Φs-6.3°-1.17°=Φs-7.47°（5）

对该井所有测点的井斜方位角按照上述公式进行校正之后，然后才能进行轨迹计算。

5结论

1）标准SY／T5435—2003《定向井轨道设计与轨迹计算》规定“井斜方位角应进行磁偏角和子午线收敛角校正”，这是一条非常重要的规定，推行子午线收敛角的校正，势在必行，刻不容缓。

2）介绍了子午线收敛角定义和性质，给出了子午线收敛角的计算方法和校正方法，为促进我国各油田尽快推行子午线收敛角的校正，提供了有利条件。

大港油田大位移井钻井实践和技术最新进展

秦永和

（中国石油大学（北京）石油与天然气丁程学院。

北京昌平102249）

摘要：

介绍了大港油田大位移井钻井技术的发展背景和概况。

以北堡西3×1井为例，从井眼轨道优化设计、钻具组合优化设计、井身结构优化设计以及钻井液技术等方面分析了大港油田大位移井钻井技术措施，并从摩阻／扭矩分析、轨道设计方法、井眼清洁及参数优选、钻井液体系研究、井下工具研制和计算软件开发等方面介绍了大港油田大位移井钻井技术的最新进展情况，对大港油田及环渤海地区的大位移井钻井施工具有一定的借鉴意义。

关键词：

大角度斜井；井眼轨迹；钻井液；大港油田；北堡西3×1井

中图分类号：

TE243文献标识码：

B文章编号：

1001—0890（2006）04-0030-04

1发展背景

大港油田滩海地区由于滩涂区--极浅海区淤泥厚（10～19m）、承载能力低，多数勘探目标水深2.5m左右，陆地钻井设备难以进入，海上钻井船难以到达，勘探开发难度很大。

因此，大港油田开展了滩海区大位移井钻井技术研究，以实现“海油陆采”的滩海勘探开发思路。

该油田在1991年成功钻成了当时全国水平位移最大的定向井张17—1井（井深3933．88m、井底水平位移2279.38m），此后，又陆续完成了红9—1井、港深69X1井、北堡西3X1井等大位移井的设计和施工。

截止目前，大港油田完成了100多口位移超过1500m的定向井，其中，水平位移最大达到4128.56m，井斜角最大达到96.1°，位移垂深比最大达1.46，逐步形成了适合于大港油田滩海地区的大位移井钻井配套工艺技术。

2大位移井钻井技术

2．1井眼轨迹控制技术

2.1.1井眼轨道优化设计

1）造斜点的选择。

造斜点应该选在成岩性好、岩层比较稳定的地层，从而有利于较快地实现造斜并确保井眼稳定。

由于平原组地层属于软泥、流沙和不成岩地层，因此应尽量避免在平原组地层造斜。

同时应尽量加深造斜点，以缩短斜井段的长度，达到降低管柱与井眼之间摩阻与扭矩的效果。

2）造斜段类型的选择。

造斜段类型有圆弧形和准悬链形两种，但无论选择哪种类型，为了降低摩阻与扭矩和防止套管被严重磨损，造斜率都应尽量控制在3°/30m以下。

从施工操作的难易程度及摩阻／扭矩的预测值来讲，圆弧形井眼比准悬链形井眼都具优势，因此，一般在大位移井井眼轨道设计中造斜段常采用圆弧形。

3）井斜角的选择。

井斜角应尽量避开45°一65°范围，井斜角在该区间内，不仅岩屑在井眼低边容易形成岩屑床，而且在停泵后岩屑存在下滑的趋势，很容易发生卡钻事故。

如果井斜角大于65°，即使井眼低边有岩屑床存在，在停泵后岩屑也不会向下滑动，这不仅可以避免卡钻事故，而且在钻柱的不断搅动下，岩屑会随着液流不断返到地面，达到清洗井眼的目的。

2.1.2钻具组合优化设计

在大位移井的施工中，由于井斜角较大，钻头基本依靠钻柱向前推动，如果在钻柱的下端接较多的钻铤，会形成较大的摩阻和扭矩，将无法给钻头加上足够的钻压，导致低效钻进或根本无法延伸井眼。

因此，大位移井钻具组合中应减少钻铤的使用，用加重钻杆替代钻铤，以降低钻井时的摩阻／扭矩；或采用倒装式钻具组合，以保证钻压能有效传递到钻头上。

另外，采用大尺寸钻杆，可降低钻具组合内循环压耗，提高环空钻井液返速，从而提高钻井液携岩能力。

2.2井身结构优化设计

由于大位移井井斜角较大、井眼易坍塌、斜井段长、摩阻／扭矩大，因此，大位移井井身结构设计时必须考虑缩短薄弱裸眼井段被钻井液浸泡的时间，以防止井眼垮塌；缩短下部裸眼段的长度，以降低摩阻／扭矩。

大港油田浅层平原组及明化镇组上段地层成岩性较差、松软、可钻性好、易造浆、易坍塌，而大位移井的造斜点较浅，一般都在明化镇组地层的上部，造斜段较长，因此，在造斜段结束后应立即下入一层套管，以防止该井段出现坍塌现象，避免钻下部井眼时在该井段发生键槽卡钻。

大位移井的稳斜段，一般要求下入一层中间套管，封闭上部裸眼井段，以保护上部井段，降低钻柱与井壁之间的摩擦系数，满足清洗井眼的要求，使下部井眼能够继续延伸至目标地层。

2.3钻井液技术

2.3.1钻井液优选和性能优化的原则

大位移钻井液优选和性能优化的原则：

1）能适合地层要求，满足井眼稳定的需要；2）有较高的润滑性，能充分降低钻柱与井眼之间的摩擦系数；3）有较高的携岩性能，能满足清洁井眼的要求；4）钻井液密度设计合理，钻进时既要平衡地层孔隙压力，又不能压漏地层，同时也能保证井眼稳定；5）对油层的伤害小。

2.3.2钻井液的选择

针对大港油田及环渤海地区上部地层（平原组、明化镇组、馆陶组、东1段、东2段地层）造浆严重、下部地层（东3段、沙河街组等地层）易水化坍塌的地层特点，大港油田在钻进上部地层时采用具有较强抑制能力、抗污染能力强的钾基聚合物钻井液；在钻进下部地层时要针对不同地区、不同地层特性选择相应的钻井液体系，主要使用防塌能力强、润滑性和井眼净化效果好的有机硅防塌钻井液。

3大位移井钻井实例

以北堡西3X1井为例介绍大港油田大位移井的钻井施工情况。

北堡西3X1井是大港油田在2002年完成的一口大位移井，该井由陆地向渤海延伸，完钻井深4189m，垂深2450m，水平位移3049.79m，钻井周期59.98d，全井钻井过程中没有出现任何复杂情况和事故。

3.1井眼轨道设计

为降低降斜段的降斜率，尽可能提高造斜点的位置，降低稳斜段的井斜角。

该井造斜点井深300m，造斜率2.4°／30m，具体设计参数见表1。

表1北堡西3×1井井眼轨道主要设计参数

3.2钻具组合设计

二开（300～1303m井段，即定向造斜段、稳斜段）钻具组合：

Φ444．5mm钻头+Φ244．5mm导向马达+Φ419.0mm稳定器+Φ203.2mm短无磁钻铤×1根+MWD+Φ203.2mm无磁钻铤×2根+Φ203.2mm钻铤×1根+Φ127.0mm加重钻杆×15根+Φ139.7mm钻杆。

三开（1303—3053m井段，即稳斜段）钻具组合：

Φ311.1mm钻头+Φ244.5mm导向马达+Φ290.0mm变径稳定器+Φ203.2mm短无磁钻铤×1根+MWD+Φ203.2mm无磁钻铤×2根+Φ165.1mm震击器+Φ127.0mm加重钻杆×5根+Φ139．7mm钻杆。

四开（3053—4189m井段，即稳斜段、降斜段）钻具组合：

Φ215.9mm钻头+Φ172．mm导向马达+Φ206.3mm稳定器+Φ165.mm无磁钻铤×1根+MWD+Φ165.1mm无磁钻铤×1根+Φ127.0mm加重钻杆×8根+Φ165.1mm震击器+Φ127．0mm加重钻杆×17根+Φ139.7mm钻杆。

3.3井身结构设计

由于该井井斜角较大，斜井段长，馆陶组有厚达60m的玄武岩地层，主要钻探目的层也在馆陶组，因此，Φ244.5mm套管必须下至馆陶组地层以上，封住明化镇组地层。

上部造斜井段处于疏松的浅地层中，为了在钻进下部稳斜段时，防止在造斜段产生键槽或出现垮塌现象，必须用Φ339．7mm套管封住造斜段。

因此，该井井身结构及套管程序为：

一开，Φ660.4mm钻头钻深203.0m，Φ508.0mm套管下深200.0m；

二开，Φ444.5mm钻头钻深1303．0m，Φ339．7套管下深1300．0m；

三开，Φ311.1mm钻头钻深3053.0m，Φ244．5套管下深3050．0m；

四开，Φ215.9mm钻头钻深4189.0m，Φ139.7mm套管下深4185.0m。

3.4钻井液技术

根据邻井资料、地质设计和井眼轨道的要求，通过预测摩阻／扭矩，该井在施工过中各井段所应用的钻井液体系为：

一开采用预水化膨润土钻井液；二开采用聚合醇—聚合物钻井液；三开采用聚合醇—聚合物防塌钻井液；四开采用聚合醇—硅基防塌钻井液。

从应用效果看，所选用的钻井液体系及其性能基本满足了该井钻井要求，特别是润滑性能完全达到了设计要求，将钻具在套管和裸眼内的摩擦系数分别控制在小于0.25和0.35。

3.5井眼清洁技术措施

1）改善钻井液性能，提高携岩能力。

在保证钻井液其他性能良好的前提下，使钻井液全井段保持较高的切力，以增强悬浮和携岩的能力，动塑比控制在0.40～0.85。

2）短起下钻，以破坏岩屑床。

在钻井过程中，尤其在大位移井稳斜段的钻进中，每钻进100m或24h，进行一次严格短起下钻，充分循环钻井液，清除岩屑床，保持井眼清洁。

3）加大钻杆尺寸，提高环空返速。

用Φ139.7mm钻杆代替Φ127.0m钻杆，可以减小环空间隙，提高泵排量，降低压力损耗，增大环空返速，从而提高携岩能力。

4）强化固控，减少含砂量。

施工中充分发挥五级固控净化设备的能力，消除有害固相，使钻井液含砂量控制在0.1％左右，保证井眼的净化。

3.6摩阻／扭矩预测

在北堡西3×l井的钻井设计过程中，采用了先进的莫尔和兰德马克钻井软件，对摩阻／扭矩进行了较为准确的预测。

3.7实钻情况

1）实钻井眼轨迹和设计井眼轨道基本吻合，没有发生方位漂移现象，井斜角基本控制在了设计要求的65.09°士3°以内。

最大井斜角67.18°。

造斜一次成功，造斜率基本控制在3°／30m以内，整个井眼没有出现大的狗腿度，为正常钻进和控制摩阻／扭矩奠定了良好的基础。

2）摩阻／扭矩控制较好，基本与设计预测相符合，扭矩误差在10％以内。

3）完井下套管均很顺利。

特别是Φ244.5mm套管，经测算套管与井壁之间的摩阻后，采用了常规下套管的方法，顺利下至设计井深，避免了复杂施工与特殊工具的使用。

4）使用了套管滚轮稳定器，减小了下套管摩阻力，提高了固井质量。

4大位移井钻井技术最新进展

4．1摩阻／扭矩分析

大位移井钻井过程中摩阻／扭矩的预测和控制是成功实施大位移井的关键和难点所在。

大港油田与中国石油大学联合攻关，根据加权余量法和三弯矩方程的分析思路，推导出一套新的大位移井摩阻与扭矩计算公式，并编制了计算软件。

其计算结果与国外兰德马克（Landmark）软件及摩尔（Maurer）软件的计算结果相近，表2为利用该公式和兰德马克软件及摩尔软件计算的某一口大位移并不同施工时期的大钩载荷与转盘扭矩。

表2某井不同施工方式下大钩载荷与转盘扭矩的计算结果

4．2轨道设计方法

1）推导·厂造斜段常曲率法中的圆弧剖面、双增剖面及变曲率法中的摆线、悬链线、修正悬链线、准悬链线、侧位悬链线、抛物线的计算公式。

2）给出了加权评判法计算公式，应用这一公式可根据井眼长度、造斜段长度、造斜率及相应的摩阻／扭矩等因素从诸种曲线中优选出最佳者。

4.3井眼清洁及参数优选

通过对大位移井环空岩屑传输机理研究，结合固液两相流理论，运用质量守恒和动量守恒等规律，建立了大位移井环空岩屑传输模型。

在假定已加岩屑床层面积基础上，通过模拟研究了环空返速、井斜角、岩屑床分数、钻杆偏心度、钻井液流变参数、以及岩屑几何特征等对岩屑传输的影响规律。

4.4钻井液体系

在深入研究携岩性能强、润滑性能好的水基钻井液的同时，大港油田还通过攻关，成功研究出了适合滩海或海上钻井的合成基钻井液体系。

该钻井液体系为可生物降解的仿油基钻井液体系，克服了水基钻井液和油基钻井液的缺点，润滑性能好、抑制性强、携岩效果好，有利于大位移井的安全施工。

经环保部门SFT检测，其空气污染程度比汕基钻井液低10％，允许将钻屑直接排放。

4.5配套工具的研制

1）成功研制了Φ139.7mm和Φ127.0mm钻杆双作用减扭接头。

该接头具有轴向降摩和径向减扭作用，能有效降低大位移井钻进扭矩和下放阻力，同时能较好地保护上层套管。

2）成功研制了套管滚轮稳定器、固井漂浮接箍、套管磨铣引鞋、循环下套管装置、套管驱动器等工具。

套管滚轮稳定器和漂浮接箍降低了下套管阻力，套管磨铣引鞋和循环下套管工具可以破坏下套管过程中遇到的砂床。

套管驱动器特别适合于高抗扭套管，与套管磨铣引鞋等工具配合可实现旋转下套管。

4.6开发了大位移井计算软件

大港油田研究开发了系统的大位移井计算软件，例如：

大位移井施工分析系统、大位移井井眼轨道设计及摩阻／扭矩预测、大位移井井眼清洁及水力参数优选、减扭接头安放位置计算等软件，满足了大位移井钻井的需要。

4.7完成了庄海4×1大位移丛式井钻井方案

为了满足庄海4×1大位移丛式井（最大水平位移5454m，垂深1009m）的要求，大港油田对目前国内先进的70D钻机进行了升级改造，设计了双层底座，使之在横向上和纵向上都能沿轨道自行移动，具有在同一井口槽完成几十口大位移井的功能，同时完成了庄海4×1大位移丛式外钻井方案。

5结束语

大港油田在多年大位移井钻井实践的基础上，通过近几年的系统研究和分析以及配套工具的研制，目前已经形成了一套适合大港油田的比较完整和实用的大位移井钻井技术，拥有了钻水平位移4000m大位移井的技术实力，具备厂钻水平位移5000m大位移井的基础。

大港油田即将实施的庄海4×1大位移丛式井就是大港油田大位移井钻井技术的综合应用。

大位移井钻井技术为大港油田滩海地区以及环渤海地区进一步实施“海油陆采”提供了重要的技术保障。

深井小井眼短半径水平井钻井技术

燕金友张克键董士同

（胜利石油管理局钻井工程技术公司.山东东营）

摘要：

介绍了深井小井眼短半径水平井钻井技术井身剖面、开窗工具及开窗侧钻方式的选择、井下马达的使用及与造斜率的匹配、测量方式的选择和测量工艺、现场施工中井眼轨迹控制的一些成功经验和预防井下事故和复杂情况的技术措施。

从地层的可钻性、地层温度、钻井液性能、仪器的使用、马达的造斜率等方面介绍了深井小井眼短半径水平井与普通短半径水平井的不同之处。

同时对深井小井眼短半径水平井钻井中存在的一些问题进行了分析，并给出了相应的技术措施，对指导同类井的设计施工和进一步提高深井小井眼短半径水平井钻井技术具有一定的意义。

关键词：

深井；小眼井；水平井；侧钻；马达；测量仪器；钻具组合

l短半径水平井的特点

短半径水平井的定义一般是指造斜井段的造斜率大于l°/m的水平井，即曲率半径小于57.3m，又称大曲率水平井。

短半径径水平