钻井井史填写细则.docx

钻井井史填写细则.docx

《钻井井史填写细则.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《钻井井史填写细则.docx（41页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

钻井井史填写细则

钻井井史填写细则

此填写细则中涉及到的内容适用于《钻井基础数据管理系统》中的井史维护。

总体要求：

1、为便于查阅，要求用70-80g的白纸剪成5cm×6cm的长方形附在封面上，注明构造（地区）名称，井号、井别、字体要求用10mm的仿宋字。

2、钻井队钻井工程技术负责人逐项填写，不得中断，并妥善保管，不得丢失。

3、一律用钢笔正楷字填写，必须做到内容真实，数据准确，图表清晰。

4、凡数值均取两位小数。

5、完井后由钻井队队长、钻井工程技术负责人签名，按时上报公司技术部门审查签字后存档。

首页要求：

按首页项目逐项填写：

（1）井号填写以设计为准。

对于侧钻井，则要在井号后面用括号注明是拔套管（注明尺寸）、套管（注明尺寸）开窗等内容。

（2）公司填写统一为钻井某公司、塔里木中原钻井公司。

（3）钻机编号为井队号，不能填写钻机号。

（4）队长、填写人两栏要求本人签字，若本人不在，可指定他人代签，但必须用括号、注明职务（要求代签人员必须是井队干部）。

（5）审查人一栏由井史验收人签名。

（6）上报日期应为井史验收合格日期，在井史交接时填写。

1、基础数据：

1.1开始搬迁日期

指钻井设备开始从老井向新井搬迁时的日期（无特殊情况可从上午8时计）。

1.2开井时期（现用井史版本中没有，专对于侧钻井而定）

开井时期是指设备安装完打开旧井口的日期。

要求在井史基础数据中开始搬迁日期和开钻安装日期之间加注一行：

侧钻井开井日期，按年月日时分的格式进行加注。

1.3开始安装日期

指井队搬往新井后开始安装设备的日期。

1.4斜向器下入日期（现用井史版本中没有，专对于开窗侧钻井而定）

对于开窗侧钻井，要求在井史基础数据中开始安装日期和第一次开钻日期之间加注一行：

斜向器下入日期，按年月日时分的格式进行加注。

斜向器下入日期是指旧井开井进行一系列的井眼准备后，组合好钻具，开始下钻进行开窗作业时的日期。

1.5拔套管日期（现用井史版本中没有，专对于拔套管侧钻井而定）

对于拔套管侧钻井，要求在开始安装日期和第一次开钻日期之间加注一行：

拔套管日期，按年月日时分的格式进行加注。

拔套管日期是指旧井开井进行一系列的井眼准备后，组合好工具准备割套管，开始下钻的日期。

1.6第一次开钻日期

指本井第一只钻头开始正式钻井时的日期。

1.7第二次开钻日期

钻完一开固井水泥塞后，钻头接触到新地层、重新开始钻进时的日期。

1.8第三次开钻日期

二开固井后，钻完水泥塞钻头接触井底到新地层重新开始钻进时的日期。

1.9第四次开钻日期

三开固井后，钻完水泥塞钻头接触井底到新地层重新开始钻进时的日期。

1.10完钻日期

钻完本井全部进尺（包括加深进尺）后、起钻完毕的日期。

如果第一次完钻后，又进行了填井侧钻，则应填写侧钻完成时的日期。

1.11完井日期

一般指测完声幅后，套管、井口试压合格时的日期。

裸眼完成法应为安装好井口的日期。

1.12钻井周期

指本井第一次开钻到完钻，钻头提出井口为止的全部时间，包括此期间里的组织停工时间。

1.13建井周期

指本井从钻机搬迁开始到测完声幅后，套管、井口试压合格的全部时间，包括此期间的组织停工时间。

注：

以上3—10项均应按井史中要求的格式填写。

1.14中途测试

测试工具开始入井到测试工具起出的时间。

1.15返工进尺

是指回填、重钻的钻井进尺，重钻应钻至原井深后再开始计算进尺，但未达到原井深而完井，则未达到部分计入报废进尺。

多次重钻需多次计算返工进尺，返工进尺不能作为钻井进尺上报。

1.16取芯进尺

指全井实际取芯钻进的有效进尺，不应包括未被地质部门承认的进尺，如：

试取、错取进尺等。

1.17岩芯长度

指全井取出的有效岩芯长度，不包括未被地质部门承认的岩芯长度，如：

试取、错取的芯长等。

1.18岩芯收获率

是反映取芯质量的一个指标，计算方法。

岩芯收获率＝

×100%

1.19平均单筒进尺

是单筒取芯的一个指标，计算方法。

平均单筒取芯进尺＝

（m/筒）

1.20设计井深

以地质设计书提供的垂直深度为准，如果地质设计更改，应以补充设计井深为准，但应该用括号注明原设计井深。

1.21实际井深

指钻完全部进尺后井眼轴线的长度，一般以钻具长度计算为准。

1.22实际垂直深度

指完钻后根据井斜数据计算处理得到的铅垂线方向的深度。

1.23完钻层位

指完钻后井底所在的地层层位，要求用汉字书写。

如沙二上、沙三下不能写作S2上、沙3下等。

1.24完井方法

一般下生产套管的井为射孔完成法，不下生产套管井为裸眼完成法（其它请参照SY/T5313-93标准划分）。

1.25钻机月

1台钻机钻井工作时间达720小时（或30天）为1个钻机月，计算方法：

钻机月＝

=

（台月）

注：

因钻井事故或自然灾害造成的报废及返工进尺所消耗的钻井时间均计入钻机月。

1.26钻机月速

1台钻机平均每个钻机月所完成的钻井进尺，计算方法：

钻机月速＝

（m/台月）

1.27平均机械钻速

单位纯钻进时间（小时）所完成的钻井进尺，计算方法：

平均机械钻速＝

（m/h）

注：

有效钻井进尺不包括工程报废进尺和工程返工进尺，一般在数值上等于完钻斜深。

全井纯钻时间也不包括工程报废和返工进尺的时间。

1.28井身质量

井身质量的划分为三个等级：

优质、合格、不合格。

由井史验收单位负责补填。

1.29固井质量

固井质量划分为四个等级：

优质、良好、合格和不合格。

由井史验收单位负责补填。

1.30事故次数

指全井发生事故总次数（包括地面重大事故及井下事故）。

1.31直接成本

指本井钻井过程中井队直接支付的钻井费用，由井队成本员提供。

1.32综合成本

是指该井为进行钻井工程，井队辅助部门及管理部门所需的一切消耗和支出，包括钻前工程费用、钻井、测井、固井、试油工程等直接费用和施工管理费，经财务部门综合平衡后的决算成本，该项数据可由公司财务科提供，如上交井史时综合成本尚未算出可作为合理缺项。

事后由井史验收单位负责补齐。

1.33每米直接成本

计算方法：

每米直接成本＝

（元/米）

1.34每米综合成本

计算方法：

每米综合成本＝

（元/米）

注：

实际井深：

如本井有地质报废进尺应加上。

由井史验收单位负责补填。

2、地质简介

2.1基本数据

2.1.1构造名称

指本构造所处地区的名称，如文留构造。

2.1.2井型

可分为直井、定向井。

直井是按钻井设计规定，控制井斜在规定要求的范围内所钻的井，它的特点是井眼轨迹大体是垂直的。

定向井则是采取特殊的工艺手段，使井斜、井眼形状按预定的方位和水平距离所钻的井，它的特点是井眼轨迹是倾斜的。

定向井按地面井口数可分为丛式井和多底井。

一般应以地质设计书为准。

2.1.3井别

井别可分为探井和开发井两大类。

探井包括地层探井、预探井、详探井（评价井）、地质浅井（剖面探井、构造井、制图井）。

开发井包括：

油气井、注水井、调整井、检查资料井和浅油气井（500米以内的油气井）。

一般要求按地质设计填写。

2.1.4井位

2.1.4.1井口坐标

横坐标对应于地质设计书中的Y坐标，纵坐标对应于地质设计书中的X坐标。

2.1.4.2井底坐标

横坐标为地质设计中的Y坐标（东西）。

纵坐标为地质设计中的X坐标（南北）。

①直井井底坐标为设计中的设计坐标，与井口坐标一致。

②定向井井底坐标应为设计书中的油层顶界，中部或底界的坐标，即为设计目标点的坐标。

若定向井为多靶则所有靶点的坐标都应同时填写。

2.1.4.3地理位置：

按地质设计书中的对应内容填写。

2.1.4.4构造位置：

同上

2.2.4.5测线位置：

同上。

如地质设计未提供，可作合理缺项。

2.1.5地面海拔

按地质设计书填写。

2.1.6转盘面海拔（补心高）

井架基础面至转盘面的高度。

2.1.7海水深

陆地钻井缺项。

海上钻井按设计书填写。

2.1.8油层套管联顶节下入深度（联入）

在数值上等于从转盘面到第一根油层套管母接头上台阶之间的距离。

2.1.9钻井目的

按地质任务书中相应的内容填写。

2.1.10磁偏角

地表上某点的磁北方向与该点的正北方向之间的夹角。

如工程、地质设计未提供，且处理井斜方位时又未作校对，则可作合理缺项。

2.2地层及岩性描述

2.2.1地质时代、分层、底界深、层厚、应按资料公司地质小队提供的现场数据填写。

2.2.2主要岩性描述

以地质录井岩性描述为准。

地质未录井的，可参考邻井资料，电测资料等。

但必须有据可查，油气位置必须准确无误。

2.2.3地层走向和地层倾角

可参考地质任务书及地层测井资料（数控测井）获得，如两项均无资料，可作为缺项处理。

3、设备情况

3.1设备型号

指所列设备的正式型号。

3.2载荷KN或功率KW

指所列设备的公称载荷或额定功率。

如设备型号不清可从公司机动科查得填写。

3.3工作时间（本井）

按设备运转记录的实际填写。

3.4工作时间（累计）

除井架、天车、防喷器，控制系统外，其它均应按设备运转记录填写，不得缺项。

3.5运转情况

应简要说明设备运转过程中出现的故障及原因，如无故障，填写“运转正常”。

3.6零部件更换情况

应注明更换的名称及数量，更换情况应从设备运转记录中得到。

正常消耗件（如活塞、震动筛布、皮带）可略填。

4、井身结构

4.1示意图（示意图中涉及到的深度指标都是从转盘面往下计算）

绘图要求：

井身结构示意图要按照钻头由大到小，套管由外到内，分层次及深度绘制，但必须以井眼轴线为对称轴，大小适宜，纵横向比例不要求一致，但不能出现明显的比例失调。

4.1.1定向井要绘出斜井段。

4.1.2下尾管的井要注明尾管串喇叭口及尾管鞋位置。

4.1.3使用两个阻流环要标两个位置。

4.1.4事故完井，井底落物要画上简图。

4.2井身结构数据表

4.2.1导管

如本井未下导管可作合理缺项。

4.2.2表层套管

按项目要求内容逐项填写。

注：

①套管顶部深度等于联入深度

②未下联顶节的填写,该层套管上端面的深度.

4.2.3技术套管

有多层技术套管时，应依次填写，其他同上。

4.2.4尾管

尾管的顶部深度应为尾管喇叭口处的深度。

4.2.5生产套管

必须注明扶正器个数下入位置，其他同上。

5、井口装置

5.1第一次开钻井口装置

5.1.1圆井或方井

指开钻前所挖的土井。

5.1.2导管

未下导管为合理缺项。

5.1.3钻井液出口高度

从井架基础面到钻井液出口导管的高度。

5.1.4示意图

画简易井口即可。

要求：

下导管井口装置绘制主视图，未下导管的井口装置绘制俯视图。

5.2第二次开钻井口装置

5.2.1防喷器型号规范

按封井器送井随机资料记录填写。

5.2.2试压结果

应注明井口试验压力（MPa），稳定时间（分），压力下降幅度值及合格判定等。

未装封井器的，可作合理缺项。

5.2.3控制系统

应填写型号及试压合格的结果。

5.2.4示意图

参照SY/T6426—1999标准附录A中，8种类型的井口装置标准绘制。

5.3第三次开钻井口装置同上。

5.4完井井口装置

5.4.1采油树规范或套管头规范

采油树、套管头的规范可根据产品说明填写。

套管头规范按套管层次分别填写齐全。

套管柱井口悬挂吨位的确定和计算参照SY/T5731-1995标准。

5.4.2试压结果

应注明试压液体、试压压力，稳压时间，压力下降幅度值和合格判定等。

5.4.3示意图

一般35Mpa的采油树是六个螺栓连接，25MPa是卡箍连接。

未装采油树的完井井口装置若无套管头的则画环型钢板和井口帽子，装套管头的画套管头，标注清楚。

6、钻具记录

6.1钻具组合

对于侧钻井，在填写正常钻进时的钻具组合之前，要求在钻具组合填写表格的前几行中注明：

（1）套管开窗使用的斜向器类型、生产厂家，开窗深度；

（2）拔套管的切割深度，水泥塞的深度（3）尾管悬挂器的类型，生产厂家。

6.1.1序号

按井深顺序编号。

各次开钻的钻具组合、钻进中改变钻具组合，以及本井发生填井侧钻，其钻具组合均按顺序编号，专门用于通井、划眼以及处理井下事故和复杂情况的钻具组合可以不编号。

6.1.2钻进井段

要求同时填写起始井深和终止井深。

6.1.3钻具组合

按钻具组合的变化自钻头向上逐段填写，稳定器、减震器、特殊功用的接头等均作为钻具组合的一部分填写。

此项限定为文字描述，每段组合标明尺寸、名称、长度、如：

Φ216mmXHP2＋Φ214mm螺稳＋Φ158.75mm钻铤×18.26m＋Φ214mm螺稳＋Φ158.75mm钻铤×87.61m＋Φ127mm钻杆。

6.1.4备注

一般应注明钻具组合的功用。

如：

a.直井：

防斜、纠斜、取芯、侧钻等。

b.定向井：

防斜、定向造斜、增斜、稳斜、降斜、纠斜方位。

6.2钻铤及钻杆

6.2.1序号

同钻具组合部分。

6.2.2钻进井段

同钻具组合部分。

6.2.3钻铤、钻杆尺寸必须是实测尺寸，另外钻铤的外径，长度必须和钻具组合部分相吻合。

6.3稳定器

6.3.1序号同上。

6.3.2钻进井段同上。

6.3.3稳定器尺寸

必须是实测数据，稳定器形式可分为“螺旋”、“条式”、“滚轮”，如是特殊稳定器应加以说明，例如；“可换螺旋”、“金刚石螺旋”等。

7、钻井液

钻井液资料来源于钻井液原始记录，按照钻井液班报表每班1-2次的全套性能测试数据填写。

7.1取样日期、取样深度、温度、密度、粘度、含砂、PH值、切力、旋转粘度计读数、中压失水、泥饼、立管泵压等内容每12小时填写一次，2000米以下每24小时填写一次。

7.2处理配方及药品名称、数量等，每处理一次钻井液必须填写一次。

7.3高温高压失水、摩擦系数、固相测量、亚甲兰量、总矿化度、氯根含量、钙含量等内容，完井井深3000米以下的全井不少于2次，3000-4000米的井全井不少于4次，井队没有配备相应的测量仪器，可取样送公司泥浆站化验室化验，一般不准缺项。

7.4备注

主要应注明与钻井液有关的异常情况如：

粘卡、漏失、沉砂、稠化、携砂不好、失水太高等内容。

8、钻头

8.1序号

①若表层钻头为新钻头，则编号为“1”。

若为旧钻头，则编号为“0”。

②如果一只钻头多次入井，每次均按第一次的入井编号填写。

不在同一口井上多次入井钻头，每次均填写上一口井的井号及该钻头的序号。

③侧钻钻头的编号暂时可采用英文字母大写“C”加上侧钻钻头序号，侧钻钻头序号重新编号。

④取芯钻头的序号采用英文字母大写“Q”加上取芯钻头序号，取芯钻头序号重新编号。

⑤专门用于通井、划眼、处理井下事故，复杂情况的钻头可以不编号，但应注明“通井”、“划眼”、“处理复杂”等。

8.2尺寸

要求填写钻头外径一律使用公制单位“mm”。

8.3类型

要求填写钻头的具体型号，如XHP2、HJ517L、GA114、R482、S226等，不准填写钢齿牙轮、PDC等代名词。

8.4厂家

要求填写具体生产厂家的简称，如江汉、上海、宜春、重庆、成都、川克、石大、胜利、华北、牡丹江、北戴河等。

注意事项：

“重庆”、“成都”不能误作“四川”，“宜春”不能误作“江西”，休斯、克里斯坦森不能误作“美国”。

8.5价格

一般指井队领取钻头所支付的内部支票的价格，如为旧钻头应是扣除折旧后的价格。

8.6喷嘴直径

应按喷嘴的实际内径尺寸填写。

如某号未装喷嘴记作“/”或“未装”，装盲眼喷嘴记作“×”或不填。

8.7钻进井段，要求同时填写起止井深。

8.8所钻地层

按地质现场数据填写，要求地层名用汉字，不得自定代号，如：

沙二上、沙三下不能写作S2上、沙3下。

8.9进尺

应填写本段进尺，不能填写累计进尺。

8.10机械钻速：

应为本号钻头在本井段的机械钻速，不能填写本号钻头在二个及二个以上的井段的平均机械钻速。

8.11进尺工作时间

与正常钻进直接有关的时间，包括纯钻进时间、起下钻时间、划眼和扩眼时间、换钻头时间、接单根时间和循环钻井液时间。

8.11.1纯钻进时间

指本号钻头在井底转动，破碎岩石，形成井眼的钻进时间，包括取芯的钻进时间。

8.11.2起下钻时间

指本只钻头为钻本井段（包括取芯）所需的下钻和起钻时间，除此以外的起下钻时间均不得计入。

起钻时间从上提方钻杆开始到起完最后一根立柱，钻头提出转盘面为止的全部时间；下钻时间是指钻头进入转盘起，到下完最后一根立柱，接上方钻杆为止的全部时间。

8.11.3扩划眼时间

指本只钻头为钻本井段而进行的扩眼、划眼时间、接单根时间、循环钻井液时间可以列入本项内容。

但不应包括起下钻遇阻、遇卡所消耗的划眼时间。

8.11.4合计：

为前三项时间之合。

8.12钻井参数

指钻进过程中可控制的参数。

主要包括钻压、转速、排量等。

8.12.1钻压

指本只钻头在井底钻进时的平均钻压，单位：

KN（1t=9.81KN）。

8.12.2转速

指本只钻头在本井段钻进时的平均转速。

转盘钻进时填写转盘转速，采用井下动力钻具时按产品说明书提供的参数填写，复合钻进时按两者转速之和填写。

单位：

转/分，通常用“r/min”表示，而不能用“rpm”或“RPM”，“Ⅰ-Ⅱ”等。

8.12.3排量

指本只钻头在本井段钻进时的平均排量。

如循环系统没有装流量计，可根据钻井泵的缸径，冲数、进行计算。

单位：

升/秒，通常用“l/s”表示。

8.12.4立管压力

指本只钻头在本井段钻进时的平均立管压力（在数据值上等于立管压力表的读数）。

单位：

兆帕，通常用“MPa”表示。

8.12.5钻压、转速、排量、立管压力平均值的求法

采用加权算术平均数计算：

=

=

式中：

—分别表示转速、钻压、排量、立管压力的平均值。

—分别表示分段的钻压、转速、排量、立管压力值。

—分别表示各井段的长度，单位：

米。

8.13水力参数

要求填写水力参数数据，必须是用计算器或微机处理的正确结果，并注意使用法定计量单位，各单位的换算如下：

1kg/cm2（大气压）=0.098MPa（兆帕）

1kgf（千克力）=9.807N（牛）

1HP/in2（马力/英寸2）=1.140W/mm2

注：

未装水眼的钻头、表层、定向造斜、纠方位、侧钻等特殊井段的钻头，暂不要求计算水力参数。

8.14磨损情况

按局Q/ZY0131-91标准划分。

8.15备注

要求对钻头的使用情况进行评价如：

掉牙轮、断齿、掉齿、水眼冲蚀等情况。

钻头的出厂编号记录在该栏内。

9、钻时记录

9.1井深

指地质录井的井深。

由地质录井小队提供。

9.2岩性

指所钻层位的录井岩性，岩性未变化段可用省略号（…）。

9.3钻时

“min”为钻达时分，如：

0：

30，22：

15等。

“min/m”，每米的钻进时间。

9.4钻井参数

钻压、转速、排量、泵压、按实际填写，连续钻井参数不发生变化的可用省略号（…）。

9.5钻井液性能

密度、粘度、300转、600转读数按实际情况填写，连续钻井参数不发生变化的可用省略号（…）。

注：

“钻时记录”页数不够，可申请加页。

10、直井（段）测斜记录

要求填写全井（段）所有的测斜数据。

10.1日期

一般指测斜开始的日期。

10.2井深

自钻机转盘面（参照点）至井内某测点之间的井眼轴线的实测距离（以电缆或钻具测量长度为准）。

10.3井斜角

指某测量点井眼轴线的切线（钻进方向）与该点铅垂方向的夹角，单位：

（°）。

如测斜数据中有分值，15′、30′等应分别换算成0.25°、0.50°。

10.4方位角

指井眼轴线上某一测量点的切线（钻进方向）在水平面上的投影线，与正北方向线之间的夹角（沿顺时针方向），单位（°）。

10.5全角变化率

单位井段长度井眼轴线在三维空间里的角度变化，计算方法按《SY/T5088-2002》标准执行。

10.6测斜方式

可分为单点照相、多点照相、陀螺、随钻测斜、电测连斜等，同时还应注明仪器的型号和仪器编号，如R型单点、DOT随钻等。

10.7备注

应注明以下内容：

1测斜目的：

中间电测、完井电测、工程测井等。

2评价：

井斜角、方位角、是否异常，重复测井的符合情况评价。

3测井单位、测斜人姓名。

11、定向井

11.1基本数据

·井深：

分别填写完钻斜深和垂深。

·油层中部井深：

分别填写设计和实际的油层中部井深。

·轨迹类型：

按实际轨迹，填写“直-增-稳”、“直-增-稳-降”等。

·造斜点深：

填写实际造斜起始的井深。

·造斜方法：

填写井下动力钻具（带弯接头）造斜、转盘钻稳定器组合钻具造斜

·弯接头：

弯接头公螺纹轴线与母螺纹轴线夹角度数或单弯螺杆的弯曲角度。

·造斜率：

造斜工具造斜能力的大小。

单位：

°/10m、°/30m、°/100m。

·降斜井段：

降斜段的起、止井深。

·降斜率：

单位长度井段井斜角的变化值。

单位：

°/10m、°/30m、°/100m。

·最大井斜：

全井最大井斜及所在的井深。

·全角变化率：

单位井段长度井眼轴线在三维空间里的角度变化。

此处填写全井最大全角变化率。

·设计闭合方位：

井口与井底连线的水平投影线的方位。

·实际闭合方位：

井口与实际井底连线的水平投影线的方位。

·设计闭合位移：

井底至井口铅垂线的距离。

·实际闭合位移：

实际井底至井口铅垂线的距离。

·设计靶心距离（Ⅰ、Ⅱ…）：

靶区圆的半径；对于梯形靶和矩形靶，则填写纵向为±a（米），横向为±b（米），设计矩形靶描述示意图（梯形靶类同）如下：

纵向+a（米）

横向-b（米）

横向+b（米）

靶点

纵向-a（米）

·设计垂深（Ⅰ、Ⅱ…）：

靶心到井口水平面的距离。

·设计位移（Ⅰ、Ⅱ…）：

靶心到井口铅垂线的距离。

·设计方位（Ⅰ、Ⅱ…）：

井口与靶心连线的水平投影线的方位。

设计靶心

·实际靶心距离（Ⅰ、Ⅱ…）：

实际井眼轴线偏离目标点的距离。

对于梯开靶和矩形靶，则填写实际靶点到横轴和纵轴的距离。

纵向+（-）c（米）,横向+（-）d（米）。

矩形靶实际靶点中靶描述示意图（梯形靶类同）如下：

实际靶心距纵向+c（米）

某个实际靶点

设计矩形靶

实际靶心距横向+d（米）

实际靶心距横向-d（米）

实际靶心距纵向-c（米）

某个实际靶点

·实际垂深（Ⅰ、Ⅱ…）：

井口水平面到实际井眼轴线与靶区平面交点的垂直深度。

·实际位移（Ⅰ、Ⅱ…）：

井口到实际井眼轴线与靶区平面交点在水平面上投影的直线距离。

·实际方位（Ⅰ、Ⅱ…）：

井口和实际井眼轴线与靶区平面交点连线的水平投影线方位。

·末端井斜角：

实际测量最深一点的有效井斜数据。

·末端斜直井段长度：

自下靶区至最深一点有效井斜深度的长度。

·同平台其它井号：

同一钻井平台所钻的一组井号。

·设计水平延伸段长：

水平井设计水平段的长度。

·实际水平延伸段长：

水平井实际水平段的长度，也就是井斜大于等于86度以上的井段的长度。

.水平井半径类型（现用井史