⑴ 大位移井的為什麼要鑽大位移井
海上有些小油田如單獨開發建造平台成本很高，沒有經濟效益。如果這些小油田在已有生產平台的鑽井能力范圍以內，就可以用鑽大位移井的方法，鑽到小油田的井位上，利用現有生產平台的生產設施進行採油。這樣可以節省大量投資。另外，海上和陸地上有很多斷塊油氣藏，如果在一個固定平台上，用大位移井把許多油氣藏串聯起來，可以節省大量重復建設的費用。同時，在已生產油氣田的外圍有許多要進一步擴大勘探的目標，根據目前鑽大位移井的能力，200平方千米的范圍內都有可能用現有的生產平台上的鑽井裝備進行鑽探，可大大的降低勘探費用。
⑵ 水平井位移的概念
.井深(L)：井口至測點間的井眼實長，也稱斜深。[Measure Depth] 2.井斜角(α)：測點處的井眼方向線與重力線之間的夾角。[Hole Inclination or Hole Angle] 3.井斜方位角(Φ)：以正北方向線為始邊，順時針旋轉至井斜方位線所轉過的角度。[Hole Direction] 4.垂深(H)：測點的垂直深度。[Vertical Depth or Ture Vertical Depth] 5.水平長度(S)：測點井深的水平投影長度，即自井口至測點的井眼長度在水平面上的投影長度。 6.平移(A)：測點的水平位移，即測點至井口所在的鉛垂線的距離。[Closure distance or Displacement] 7.平移方位角(θ)：以正北方位線為始邊順時針轉至平移方位線上所轉過的角度。 8.N坐標和E坐標：指測點在以井口為原點的水平面坐標系裡的坐標值。 9.視平移(V)：水平位移在設計方位線上的投影。[Vertical Section] 10.曲線曲率：曲線的方向對於曲線長度的一階導數，或曲線的傾角對曲線長度的一階導數。 11.兩點間的狗腿角(γ)：從一點到另一點，井眼前進方向變化的角度。[Dogleg Angle] 12.井斜鉛垂面：井底井斜方位線所在的鉛垂平面。 13.造斜工具面：造斜工具的作用線與井底井眼方向線構成的平面。 14.造斜工具的裝置角(ω) ：自井斜鉛垂面順時針轉至造斜工具面上所轉過的角度。[Tool Face Angle] 15.造斜工具的裝置方位角(Φω)：當時井底的井斜方位角與造斜工具裝置角之和。 16.動力鑽具反扭角(Φn)：緊靠動力鑽具處鑽柱斷面的扭轉角，從井口俯視為反時針方向。 17.定向方位角(ΦS)：裝置方位角與動力鑽具反扭角之和，即ΦS=Φω+Φn=Φ1+ω+Φn。[Tool Face Section] 18.井身剖面設計的原則：⑴應能實現鑽定向井的目的；⑵應盡可能利用地層的造斜規律；⑶應有利於採油工藝的要求；⑷應有利於安全、快速、優質鑽井：①選擇合適的井眼曲率；②選擇易鑽的井眼形狀；③選擇恰當的造斜點；④設計合理的井身結構。
求採納
⑶ 快速鑽井的原理
石油鑽井工藝的特點是:井眼深、壓力大、溫度高、影響因素多等。以往主要靠經驗鑽井，50年代開始研
鑽井工藝
究影響鑽井速度和成本的諸因素及其相互關系。鑽井新技術、新理論不斷出現。井眼方向必須控制在允許范圍內。根據油氣勘探，開發的地質地理條件和工程需要，分直井和定向井兩類，後者又可分為一般定向井、水平井、叢式井等。
直井 井眼沿鉛直方向鑽進並在規定的井斜角和方位角范圍內鑽達目的層位，對井眼曲率和井底相對於井口的水平位移也有一定的要求(圖1)。生產井井底水平位移過大，會打亂油田開發的布井方案;探井井底水平位移過大，有可能鑽不到預期的目的層。井的全形變化率過大會增加鑽井和採油作業的困難，易導致井下事故。
影響井斜角和方位角的因素有:地質條件，鑽具組合，鑽井技術措施，操作技術以及設備安裝質量等。為防止井斜角和井眼曲率過大，必須選用合理的下部鑽具組合。常用的有剛性滿眼鑽具組合(圖2)和鍾擺鑽具組合(圖3)兩種。前者可採用較大的鑽壓鑽進,有利於提高鑽速,井眼曲率較小，但不能糾斜,後者需控制一定的鑽壓,響鑽速，但可用來糾斜。鑽井工藝鑽井工藝鑽井工藝定向井 沿預先設計的井眼方向(井斜角和方位角)鑽達目的層位的井。
主要用於:①受地面地形限制，如油田埋藏在城鎮、高山、湖泊或良田之下;②海上叢式鑽井;③因地質構造特殊(如斷層、裂縫層，或地層傾角太大等)的需要，鑽定向井有利於油、氣藏的勘探開發;④處理井下事故，如側鑽，為制止井噴著火而鑽的救險井等。
定向井的剖面設計，一般由直井段、造斜段、穩斜段和降斜段組成。造斜和扭方位井段常用井下動力鑽具(渦輪鑽具或螺桿鑽具) 加彎接頭組成的造斜鑽具(圖4)。當井眼斜度最後達到或接近水平時，稱為水平井。定向鑽進時，必須經常監測井眼的斜度和方位，隨時繪出井眼軌跡圖，以便及時調整。常用的測斜儀有單點、多點磁力照相測斜儀和陀螺測斜儀。
近年來，還使用隨鑽測斜儀，不需起鑽就可隨時了解井眼的斜度和方位，按信號傳輸方式分有線及無線兩種，前者用電纜傳輸信號，後者用泥漿脈沖、電磁、聲波等。鑽井工藝叢式井 又稱密集井、成組井(圖5), 在一個位置和限定的井場上向不同方位鑽數口至數十口定向井，使每口井沿各自的設計井身軸線分別鑽達目的層位，通常用於海上平台或城市、良田、沼澤等地區，可節省大量投資，佔地少，並便於集中管理。鑽井工藝
鑽井工藝
噴射鑽井 將泥漿泵輸送的高壓泥漿通過鑽頭噴嘴形成高速沖擊射流(通常在m/s以上),直接作用於井底，充分利用水力能量(一般使泵水功率的50%以上作用於井底),使岩屑及時沖離井底或直接破碎地層,可大幅度提高鑽井速度。合理的工作方式是採用較高的泵壓、較低的排量和較小的鑽頭噴嘴直徑。
優選參數鑽井 在分析已鑽井資料的基礎上，以電子計算機為手段，用最優化的方法，將影響鑽井速度的各種可控因素(例如鑽頭類型、鑽壓、轉速、泥漿性能、水力因素等)，根據最低成本原則建立數學模型，編成計算程序。進行優選配合，使鑽井工作實現優質、快速、低成本。
地層孔隙壓力預測和平衡壓力鑽井 用地震、測井和鑽進時的資料(機械鑽速、頁岩密度、泥漿比重、溫度等)進行綜合分析，預測地層孔隙壓力和判斷可能出現的異常壓力地層，及時採取措施以防止突然發生井噴、井漏和井塌等井下復雜情況。根據已知的地層孔隙壓力和地層破裂壓力，確定合理的泥漿比重和套管程序。在井內泥漿液柱壓力和地層孔隙壓力近似平衡的條件下進行鑽井，稱平衡壓力鑽井。可顯著提高鑽速，也有利於發現油、氣藏。
井控技術 當鑽達異常高壓地層而發生泥漿氣侵或井涌時，用計算方法和恰當的技術措施，調整泥漿比重和流動特性，配合使用液動高壓防噴設備進行控制和排除井內溢流，以防止井噴。
取岩心技術 按設計要求從井下鑽取所需層位的岩石樣品(岩心)，為勘探和開發油、氣藏取得第一性資料。常用的取心工具主要由取心鑽頭、岩心筒、岩心抓和接頭等部件組成，取心鑽進時，鑽頭連續呈環形切削井底的岩石，使鑽成的柱狀岩心不斷進入岩心筒。為適應特殊需要，還有密閉取心、保持壓力取心和用於極疏鬆和破碎地層的取心工具(橡皮套取心工具)等。
⑷ 石油的鑽井通常都有上千米深，大概的工作原理是怎樣的
通俗簡單的說吧：
能源是電力，
機械傳動，通過方鑽桿，轉動的力在地面傳給方鑽桿，方鑽桿下面是鑽桿，鑽桿下面是鑽頭，跟我們在地面上用電鑽鑽一個孔原理差不多
不同的是鑽桿之間用螺紋連接，鑽到一定深度，就得擰開中間再加一節鑽桿，這樣一節一節鑽下去，就可以達到幾千米深了。
每鑽一定深度，還得測量，有專門的測井公司，如發生偏差及時修正，
現在的鑽井水平，十分厲害，可以在直著鑽上千米深後再拐彎90度，鑽孔能拐彎這種情況，在其它行業，是完全不可能的，
⑸ 鑽井時出現井斜該如何處理
我猜你所提的這口井是直井吧，遇到井斜時一般有以下幾種處理方法：
1.通常首選的辦法是吊打降斜，把鑽具組合調成鍾擺鑽具組合（鑽頭附近多下幾根鑽鋌，類似於鍾表的擺，靠重力有豎直向下的趨勢，所以行話叫鍾擺鑽具），小鑽壓鑽進，井斜會慢慢歸零。
2.如果井斜已經比較大，橫向位移已經走出靶圈，那樣的話靠鍾擺是回不來的，必須定向糾斜。下螺桿鑽具，配合定向儀器定嚮往回摳，直至把位移摳回來再下普通鑽具鑽進。
3.如果位移走出太多，而離靶已經很近，下定向工具摳也不能入靶的話，那隻能在上部井段選一個合適點側鑽，重新往靶區鑽進。
希望對你有所啟示！
⑹ 怎麼控制油氣井
鑽井工作不僅要求速度快，而且要求質量好。井身質量的好壞是油氣井完井質量的前提和基礎，它直接影響到油氣田勘探和開發工作的順利進行。
井身軸線偏離鉛垂方向的現象叫井斜。大量實踐說明，井斜嚴重將給鑽井、油氣田開發及採油等帶來各種危害，甚至引起事故。因此，有關井斜的一些指標是衡量一口井井身質量的重要參數。
井身斜度大了，為鑽達同一目的層所需的進尺就會增加。這樣不僅費用高，而且還可能由於深度的誤差，使地質資料不真實而得出錯誤的結論，漏掉油氣層。井斜過大、井底偏離設計位置過多，將會打亂油氣田開發井網分布方案，影響油氣層的採收率。
井斜使井眼變曲。鑽具在彎曲井眼中旋轉容易產生疲勞折斷。鑽具在嚴重彎曲的井段內，受下部鑽具拉力的作用，將給井壁和套管以接觸壓力，加劇鑽具和套管的磨損。同時,在長期的旋轉和起下鑽中，井壁將被鑽具磨起「鍵槽」而造成卡鑽。
固井時，在井斜變化大的嚴重彎曲井段，比鑽具剛度大的套管及測井儀器將不易下入，易發生卡鑽；下入井內的套管由於井斜不能居中，使水泥漿不易充滿整個套管外環形空間而影響固井質量。
綜上所述，井斜的危害是多方面的，後果是嚴重的，需要引起鑽井工作者的注意。
旋轉鑽井發展至今，還很難鑽成一口一點都不斜的直井。井眼總是或多或少要斜的。井斜給鑽井、開采帶來的危害程度與井斜的嚴重程度有關。輕微的井斜不致造成危害；嚴重井斜可能引發事故甚至使井報廢。那麼，什麼樣的井斜程度才是被允許的呢？這就存在一個井斜控制標准問題。在此標准之內的井，即可認為是可以接受的「直井」，從而避免徒勞追求絕對直井的行為，把井身質量建立在工程實際的基礎上。
我國井斜控制的標准為井眼曲率不大於3°/100m。至於井斜角及其他規定，要根據各地區的具體情況而定。勝利油田的評價情況見表5-1。
圖5-8定向井軌跡示意圖
實際上，可以說「三段式」井身軌跡只是「S型」井身軌跡的一種特殊情況而已。「S型」井身軌跡可以作為所有常規二維定向井井身軌跡的代表，使井身軌跡的設計得到和諧的統一。
常規井身軌跡設計應遵循以下原則：
(1)能實現鑽定向井的目的。對於裂縫性油層、厚度小的油層，為了增大油層的裸露面積、提高產量，往往設計成水平井或多底井。為滿足採油工藝的要求，叢式定向井多數設計成「S型」井身結構。為了避開井下障礙或防止井眼交叉，井身結構還可以設計成三維「S型」。對於救險井，主要是要求准確鑽達目標。因事故需側鑽的定向井，只要避開井下落魚(即井下落物)，斜出一定的水平位移即可。
(2)盡可能利用地層的造斜規律，可以大大減少人工造斜的工作量和困難。
(3)要有利於滿足採油工藝的要求。井眼曲率不宜過大，以利於改善抽油桿的工作條件；最好是垂直井段進入油層，以便於坐封封隔器以及進行其他增產措施。
(4)要有利於安全、優質、快速鑽井。這就要求選擇合適的井眼曲率、井身軌跡、造斜點以及相關的井身結構。
2.井身軌跡控制井身軌跡控制包括井斜控制和方位控制兩個方面。在定向鑽進過程中，為確保井眼按預定的井身軌跡發展，需要進行井身軌跡控制。一旦井眼偏離井身軌跡，也需要進行井身軌跡控制。因此，井身軌跡控制是定向鑽井技術中最重要的內容之一。
井斜控制即控制井眼井斜角的變化,可以採用兩種方法：一種是利用造斜工具造斜或增斜。有特殊需要時，也可以利用造斜工具來降斜。另一種方法是利用井底鑽具組合進行增斜、降斜和穩斜。
方位控制是控制井眼方位角的變化,也可採用兩種方法：一種是利用地層特性的自然漂移與井底鑽具組合達到目的。另一種方法是利用造斜工具強行改變井眼方位。
無論是井斜控制還是方位控制，都要利用兩種基本工具,造斜工具和井底鑽具組合。在定向鑽井發展初期，人們就開始利用造斜工具控制井斜和方位。隨著造斜工具的發展，有關造斜工具的理論和現場使用已日益成熟。至於井底鑽具組合，雖然人們很早就發現它對井斜和方位的變化都有很大影響，但在很長時間內對它的研究不夠。從20世紀50年代起，美國學者魯賓斯基開始研究鑽具組合的力學性能，主要用於打直井。直到60年代，才有人提出定向鑽井的井底鑽具組合的力學模型。井底鑽具組合的研究一時間成了熱門，不少學者使用不同的數學、力學方法進行研究和分析，至今方興未艾。
3.井身軌跡測量定向井測量資料是控制井身軌跡的依據。在井身軌跡的控制過程中,需要及時、准確地了解和掌握定向井基本參數的變化，才能採取相應措施，確保井身軌跡沿預定路徑發展。定向鑽井實踐證明：要完成高質量的定向井，除了合理的井身軌跡設計和有效的井身軌跡控制外，還需要使用性能優良的定向井測量儀器和裝備。目前這種趨勢日益明顯。
從20世紀50年代至今，井身軌跡測量技術發展極快，主要經歷了以下過程：鑽桿列印地面定向→氟氫酸玻璃管定向→單、多點磁性測斜儀定向→單、多點陀螺測斜儀定向→有線隨鑽測斜定向系統定向→無線隨鑽測斜定向系統定向。
鑽桿列印地面定向和氟氫酸玻璃管定向方法效率低、精度差，已被淘汰。單、多點磁性測斜儀和陀螺測斜儀是目前定向井施工中使用最多的測斜工具。有線隨鑽測斜定向系統是20世紀70年代中期研究成功的，廣泛用於造斜段測量。無線隨鑽測斜定向系統是70年代末期出現的，已在北海油田及美國某些油田使用，尚處於發展及完善階段。
⑺ 鑽井中的靶點位移是什麼意思
靶點位移在resform裡面指的就是你打到目的層的位置，與井口的水平距離。不是長度，去靶點方位共同控制了靶點的坐標。
⑻ 什麼是鑽井中的是視位移
視位移又稱為投影位移或者視平移，就是井身上的某點在垂直投影面上的水平位移。在實際定向井鑽井過程中，這個投影面選在設計方位線上。所以也可以定義為水平位移在設計線上的投影。
⑼ 大位移鑽井技術
大位移鑽井技術是20世紀80年代後期在國外逐步興起的一項鑽井新技術。90年代末，中國海洋石油將這項新技術成功用於開發邊際油田和一般油田，以減少生產平台建設費用。
所謂大位移定向井是指水平位移與垂直深度之比大於2的定向井，通常比值接近2的定向井也稱為大位移井。大位移鑽井技術是在定向井技術基礎上發展起來的。
我國海上石油從1968年開始在渤海灣鑽叢式定向井。當時定向工具是渦輪鑽具＋彎接頭＋扶正器，地面鑽具劃線法人工計算定向。造斜段每鑽一個單根或立柱起鑽電測井斜和方位，精確度低、效率低、風險大。造斜達到設計最大井斜後才改用穩斜鑽具鑽進。1968～1975年運用這套原始技術在渤海多座平台上鑽定向井數十口，使當時海洋叢式井鑽井技術在國內處於領先水平。
1976年從國外引進了單點照相測斜儀和戴納（DYNA）井下動力螺桿鑽具，從此由井下定向代替了地面定向，提高了定向精度和鑽井效率，使定向鑽井技術走上了一個新階段。
1979年運用新的定向工具在渤海8號平台上鑽定向井12口，平均井深3321m，最大水平位移1184m，平均建井周期55天，創造了國內新水平。
1980年中國海油對外合作後進入了大規模油田開發期，陸續引進先進的定向工具。1982年渤海埕北油田定向井使用戴納和納威（NAVI）鑽具，有纜隨鑽測斜儀（DOT），進一步提高了鑽井效率。埕北油田A平台28口定向井，平均井深1857m，平均建井周期17.37天。
1985～1989年先後引進有線隨鑽測斜儀 SST、電子多點測斜儀、抗磁性干擾測斜儀（SRD）、陀螺測斜儀（BOSS）、無纜隨鑽測斜儀（MWD）等先進儀器和戴納及納威鑽具，使定向工具達到國際水準。並對定向鑽井人員進行國內外培訓，使海洋定向井技術進入現代化水平。至90年代後期，在潿洲10-3、渤中28-1、錦州20-2、綏中36-1等油氣田完成定向井數百口，其中不少井為大斜度井和較大位移井。1991～1992年還分別鑽成渤中28-1-N6H和潿洲11-4-A13兩口水平井。
1993年海油南北定向井專業隊伍合並，成立海洋定向井技術服務公司，進一步加強了技術引進和開發工作。先後引進導向馬達（AKO）、Land mark定向井應用軟體，對導向鑽井技術、三維大位移鑽井技術、水平井技術等進行攻關，並取得突破性進展，使導向鑽井技術必備要素成龍配套。
首先完善了導向鑽具組合，PDC鑽頭＋可調彎角大功率導向馬達（AK0)＋隨鑽測斜儀（MWD），其次應用定向井計算機專用軟體包，同時培養了一批有經驗、又掌握現代技術的定向井工程師，為導向鑽井技術的應用打下了基礎。從1995年起導向技術在優快鑽井和密集型叢式鑽井中發揮了明顯作用。
在導向鑽井技術成熟應用的基礎上，又引進LWD，使導向技術進入地質導向鑽進階段，在平湖氣田等10多口水平井鑽井中應用效果良好。
有了成熟的導向鑽井技術，也就為大位移鑽井技術打下了堅實基礎，使海洋石油大位移鑽井技術一上手就旗開得勝，取得一個接一個的勝利（表11-1）。
表11-1中國海洋石油大位移井統計表（至2002年）
）套管採用套管漂浮接箍，順利通過大斜度井段和水平井段，下入預計井深。
b．水平井尾管送入技術：適當扶正器，加重鑽桿放在靠近直井段管柱上，以便增大軸向力推動尾管下行。
c．水平井段裸眼礫石充填技術。
d．篩管礫石充填完井技術。
e．套管射孔完井技術。
（六）堵漏技術
採用碳酸鈣封堵漏層，可酸洗或油溶解堵。
三、大位移鑽井技術成果顯著
a．經濟效益可觀。鑽大位移井開發油田的投資比常規開發方案低，可取得顯著經濟效益。西江24-1油田5口大位移井，截止2002年6月底已產原油256.3×104m3，總收入3.3億美元，累計獲凈現金流1.2億美元，政府稅收1.5億美元。預計經濟生產壽命可至2008年，可累計產油2810桶，獲凈現金流2.3億美元，政府稅收可達2.7億美元。
b．可為社會做出重大貢獻。邊際油田在我國海域已發現的油田中佔有相當比重，大位移井技術為今後高效開發海洋邊際油田闖出了一條新路，將為國家增加大量可用油氣資源。
c．結合大位移井鑽井與完井工程實踐，對大位移井的井身結構與套管柱優化設計、井下扭矩/摩阻的數值模擬與控制、井壁不穩定性評估與控制、井眼軌跡導向控制與可視化、鑽頭選型、鑽井液及井下工具等方面取得了創新性研究成果，形成了一套具有中國海油特色和國際先進水平的大位移井鑽井與完井工藝技術，標志著我國運用高新技術開發海上邊際油田進入了世界先進行列。
d．擴大了中國海洋石油在國內外的影響，並提高了聲譽。圍繞西江大位移鑽井與完井工程，先後兩次在廣東省蛇口組織召開了來自世界十幾個國家、幾十家油公司及技術公司近百人的「大位移井技術國際研討會」，表現了世界石油界對西江24-1油田大位移井開發成功的肯定及對技術成果的重視，產生了良好的效應。
⑽ 石油鑽井技術
《中國國土資源報》2007年1月29日3版刊登了「新型地質導向鑽井系統研製成功」的消息。這套系統由3個子系統組成：新型正脈沖無線隨鑽測斜系統、測傳馬達及無線接收系統、地面信息處理與決策系統。它具有測量、傳輸和導向三大功能。在研製過程中連續進行了4次地質導向鑽井實驗和鑽水平井的工業化應用，取得成功。這一成果的取得標志著我國在定向鑽井技術上取得重大突破。
2.3.1.1 地質導向鑽井技術
地質導向鑽井技術是20世紀90年代發展起來的前沿鑽井技術，其核心是用隨鑽定向測量數據和隨鑽地層評價測井數據以人機對話方式來控制井眼軌跡。與普通的定向鑽井技術不同之處是，它以井下實際地質特徵來確定和控制井眼軌跡，而不是按預先設計的井眼軌跡進行鑽井。地質導向鑽井技術能使井眼軌跡避開地層界面和地層流體界面始終位於產層內，從而可以精確地控制井下鑽具命中最佳地質目標。實現地質導向鑽井的幾項關鍵技術是隨鑽測量、隨鑽測井技術，旋轉導向閉環控制系統等。
隨鑽測量（MWD）的兩項基本任務是測量井斜和鑽井方位，其井下部分主要由探管、脈沖器、動力短節（或電池筒）和井底鑽壓短節組成，探管內包含各種感測器，如井斜、方位、溫度、震動感測器等。探管內的微處理器對各種感測器傳來的信號進行放大並處理，將其轉換成十進制，再轉換成二進制數碼，並按事先設定好的編碼順序把所有數據排列好。脈沖器用來傳輸脈沖信號，並接受地面指令。它是實現地面與井下雙向通訊並將井下資料實時傳輸到地面的唯一通道。井下動力部分有鋰電池或渦輪發電機兩種，其作用是為井下各種感測器和電子元件供電。井底鑽壓短節用於測定井底鑽壓和井底扭矩。
隨鑽測井系統（LWD）是當代石油鑽井最新技術之一。Schlumberger公司生產的雙補償電阻率儀CDR和雙補償中子密度儀CDN兩種測井系統代表了當今隨鑽測井系統的最高水平。CDR和CDN可以單獨使用也可以兩項一起與MWD聯合使用。LWD的CDR系統用電磁波傳送信息，整套系統安裝在一特製的無磁鑽鋌或短節內。該系統主要包括電池筒、伽馬感測器、電導率測量總成和探管。它主要測量並實時傳輸地層的伽馬曲線和深、淺電阻率曲線。對這些曲線進行分析，可以馬上判斷出地層的岩性並在一定程度上判斷地層流體的類型。LWD的CDN系統用來測量地層密度曲線和中子孔隙度曲線。利用這兩種曲線可以進一步鑒定地層岩性，判斷地層的孔隙度、地層流體的性質和地層的滲透率。
旋轉導向鑽井系統（Steerable Rotary Drilling System）或旋轉閉環系統（Rotary Closed Loop System，RCLS）。常規定向鑽井技術使用導向彎外殼馬達控制鑽井方向施工定向井。鑽進時，導向馬達以「滑行」和「旋轉」兩種模式運轉。滑行模式用來改變井的方位和井斜，旋轉模式用來沿固定方向鑽進。其缺點是用滑行模式鑽進時，機械鑽速只有旋轉模式鑽進時的50%，不僅鑽進效率低，而且鑽頭選擇受到限制，井眼凈化效果及井眼質量也差。旋轉導向閉環鑽井系統完全避免了上述缺點。旋轉導向鑽井系統的研製成功使定向井鑽井軌跡的控制從藉助起下鑽時人工更換鑽具彎接頭和工具面向角來改變方位角和頂角的階段，進入到利用電、液或泥漿脈沖信號從地面隨時改變方位角和頂角的階段。從而使定向井鑽井進入了真正的導向鑽井方式。在定向井鑽井技術發展過程中，如果說井下鑽井馬達的問世和應用使定向鑽井成為現實的話，那麼可轉向井下鑽井馬達的問世和應用則大大提高了井眼的控制能力和自動化水平並減少了提下鑽次數。旋轉導向鑽井系統鑽井軌跡控制機理和閉環系統如圖2.5所示。
目前從事旋轉導向鑽井系統研製的公司有：Amoco、Camco、Baker Hughes Inteq、Cambridge Drilling Automation以及DDD Stabilizers等。這些公司的旋轉導向閉環鑽井系統按定向方法又可分為自動動力定向和人工定向。自動動力定向一般由確定鑽具前進方向的測量儀表、動力源和調節鑽具方向的執行機構組成。人工定向系統定向類似於導向馬達定向方法，需要在每次連接鑽桿時進行定向。兩種定向系統的定向控制原理都是通過給鑽頭施加直接或間接側向力使鑽頭傾斜來實現的（圖2.6）。按具體的導向方式又可劃分為推靠式和指向式兩種。地質導向鑽井技術使水平鑽井、大位移鑽井、分支井鑽井得到廣泛應用。大位移井鑽井技術和多分支井鑽井技術代表了水平鑽井技術的最新成果水平。
圖2.5 旋轉導向閉環系統
（1）水平井鑽井技術
目前，國外水平鑽井技術已發展成為一項常規技術。美國的水平井技術成功率已達90%～95%。用於水平井鑽進的井下動力鑽具近年來取得了長足進步，大功率串聯馬達及加長馬達、轉彎靈活的鉸接式馬達以及用於地質導向鑽井的儀表化馬達相繼研製成功並投入使用。為滿足所有導向鑽具和中曲率半徑造斜鑽具的要求，使用調角度的馬達彎外殼取代了原來的固定彎外殼；為獲得更好的定向測量，用非磁性馬達取代了磁性馬達。研製了耐磨損、抗沖擊的新型水平井鑽頭。
圖2.6 旋轉導向鑽井系統定向軌跡控制原理
（2）大位移井鑽井技術
大位移井通常是指水平位移與井的垂深之比（HD/TVD）≥2的井。大位移井頂角≥86°時稱為大位移水平井。HD/TVD≥3的井稱為高水垂比大位移井。大位移井鑽井技術是定向井、水平井、深井、超深井鑽井技術的綜合集成應用。現代高新鑽井技術，隨鑽測井技術（LWD）、旋轉導向鑽井系統（SRD）、隨鑽環空壓力測量（PWD）等在大位移井鑽井過程中的集成應用，代表了當今世界鑽井技術的一個高峰。目前世界上鑽成水平位移最大的大位移井，水平位移達到10728m，斜深達11287m，該記錄是BP阿莫科公司於1999年在英國Wytch Farm油田M-16井中創造的（圖2.7所示）。三維多目標大位移井也有成功的例子。如挪威Gullfalks油田B29大位移井，就是將原計劃用2口井開發該油田西部和北部油藏的方案改為一口井開采方案後鑽成的。為了鑽成這口井，制定了一套能夠鑽達所有目標並最大限度地減少摩阻和扭矩的鑽井設計方案。根據該方案，把2630m長的水平井段鑽到7500m深度，穿過6個目標區，總的方位角變化量達160°。
圖2.7 M-16井井身軌跡
我國從1996年12月開始，先後在南海東部海域油田進行了大位移井開發試驗，截至2005年底，已成功鑽成21口大位移井，其中高水垂比大位移井5口。為開發西江24-1含油構造實施的8口大位移井，其井深均超過8600m，水平位移都超過了7300m，水垂比均大於2.6，其中西江24-3-A4井水平位移達到了8063m，創造了當時（1997年）的大位移井世界紀錄。大位移井鑽井涉及的關鍵技術有很多，國內外目前研究的熱點問題包括：鑽井設備的適應性和綜合運用能力、大斜度（大於80°）長裸眼鑽進過程中井眼穩定和水平段延伸極限的理論分析與計算、大位移井鑽井鑽具摩擦阻力/扭矩的計算和減阻、成井過程中套管下入難度大及套管磨損嚴重等。此外大位移井鑽井過程中的測量和定向控制、最優的井身剖面（結構）設計、鑽柱設計、鑽井液性能選擇及井眼凈化、泥漿固控、定向鑽井優化、測量、鑽柱振動等問題也處在不斷探索研究之中。
（3）分支井鑽井技術
多分支井鑽井技術產生於20世紀70年代，並於90年代隨著中、小曲率半徑水平定向井鑽進技術的發展逐漸成熟起來。多分支井鑽井是水平井技術的集成發展。多分支井是指在一個主井眼（直井、定向井、水平井）中鑽出若干進入油（氣）藏的分支井眼。其主要優點是能夠進一步擴大井眼同油氣層的接觸面積、減小各向異性的影響、降低水錐水串、降低鑽井成本，而且可以分層開采。目前，全世界已鑽成上千口分支井，最多的有10個分支。多分支井可以從一個井眼中獲得最大的總水平位移，在相同或不同方向上鑽穿不同深度的多層油氣層。多分支井井眼較短，大部分是尾管和裸眼完井，而且一般為砂岩油藏。
多分支井最早是從簡單的套管段銑開窗側鑽、裸眼完井開始的。因其存在無法重入各個分支井和無法解決井壁坍塌等問題，後經不斷研究探索，1993年以來預開窗側鑽分支井、固井回接至主井筒套管技術得到推廣應用。該技術具有主井筒與分支井筒間的機械連接性、水力完整性和選擇重入性，能夠滿足鑽井、固井、測井、試油、注水、油層改造、修井和分層開採的要求。目前，國外常用的多分支系統主要有：非重入多分支系統（NAMLS），雙管柱多分支系統（DSMLS），分支重入系統（LRS），分支回接系統（LTBS）。目前國外主要採用4種方式鑽多分支井：①開窗側鑽；②預設窗口；③裸眼側鑽；④井下分支系統（Down Hole Splitter System）。
2.3.1.2 連續管鑽井（CTD）技術
連續管鑽井技術又叫柔性鑽桿鑽井技術。開始於20世紀60年代，最早研製和試用這一技術鑽井的有法國、美國和匈牙利。早期法國連續管鑽進技術最先進，1966年投入工業性試驗，70年代就研製出各種連續管鑽機，重點用於海洋鑽進。當時法國製造的連續管單根長度達到550m。美國、匈牙利製造的連續管和法國的類型基本相同，單根長度只有20～30m。
早期研製的連續管有兩種形式。一種是供孔底電鑽使用，由4層組成，最內層為橡膠或橡膠金屬軟管的心管，孔底電機動力線就埋設在心管內；心管外是用2層鋼絲和橡膠貼合而成的防爆層；再外層是鋼絲骨架層，用於承受拉力和扭矩；最外層是防護膠層，其作用是防水並保護鋼絲。另一種是供孔底渦輪鑽具使用的，因不需要埋設動力電纜，其結構要比第一種簡單得多。第四屆國際石油會議之後，美國等西方國家把注意力集中在發展小井眼井上，限制了無桿電鑽的發展。連續管鑽井技術的研究也放慢了腳步。我國於20世紀70年代曾開展無桿電鑽和連續管鑽井技術的研究。勘探所與青島橡膠六廠合作研製的多種規格的柔性鑽桿，經過單項性能試驗後，於1975年初步用於渦輪鑽。1978年12月成功用於海上柔性鑽桿孔底電鑽，並建造了我國第一台柔桿鑽機鑽探船。1979～1984年勘探所聯合清華大學電力工程系、青島橡膠六廠研究所和北京地質局修配廠共同研製了DRD-65型柔管鑽機和柔性鑽桿。DRD-65型柔管鑽機主要有柔性鑽桿、Φ146mm潛孔電鑽、鑽塔、柔桿絞車及波浪補償器、泥漿泵、電控系統和液控系統等部分組成。研製的柔性鑽桿主要由橡膠、橡膠布層、鋼絲繩及動力線組成。拉力由柔桿中的鋼絲骨架層承擔，鋼絲繩為0.7mm×7股，直徑2.1mm，每根拉力不小於4350N，總數為134根，計算拉力為500kN，試驗拉力為360kN。鑽進過程中，柔性鑽桿起的作用為：起下鑽具、承受反扭矩、引導沖洗液進入孔底、通過設於柔性鑽桿壁內的電纜向孔底電鑽輸送電力驅動潛孔電鑽運轉、向地表傳送井底鑽井參數等。
柔性鑽桿性能參數為：內徑32mm；抗扭矩不小於1030N·m；外徑85～90mm；單位質量13kg/m；抗內壓（工作壓力）40kg/cm2，曲率半徑不大於0.75m，抗外壓不小於10kg/cm2；彎曲度：兩彎曲形成的夾角不大於120°；額定拉力1000kN；柔桿內埋設動力導線3組，每組15mm2，信號線二根；柔桿單根長度為40、80m兩種規格。
Φ146mm型柔桿鑽機由Φ127mm電動機、減速器、液壓平衡器和減震器組成。動力是潛孔電鑽，它直接帶動鑽頭潛入孔底鑽井。Φ146mm孔底電鑽是外通水式，通水間隙寬5mm，通水橫斷面積為2055mm2。
與常規鑽井技術相比，連續管鑽井應用於石油鑽探具有以下優點：欠平衡鑽井時比常規鑽井更安全；因省去了提下鑽作業程序，可大大節省鑽井輔助時間，縮短作業周期；連續管鑽井技術為孔底動力電鑽的發展及孔底鑽進參數的測量提供了方便條件；在製作連續管時，電纜及測井信號線就事先埋設在連續管壁內，因此也可以說連續管本身就是以鋼絲為骨架的電纜，通過它可以很方便地向孔底動力電鑽輸送電力，也可以很方便地實現地面與孔底的信息傳遞；因不需擰卸鑽桿，因此在鑽進及提下鑽過程中可以始終保持沖洗液循環，對保持井壁穩定、減少孔內事故意義重大；海上鑽探時，可以補償海浪對鑽井船的漂移影響；避免了回轉鑽桿柱的功率損失，可以提高能量利用率，深孔鑽進時效果更明顯。正是由於連續管鑽井技術有上述優點，加之油田勘探需要以及相關基礎工業技術的發展為連續管技術提供了進一步發展的條件，在經過了一段時間的沉寂之後，20世紀80年代末90年代初，連續管鑽井技術又呈現出飛速發展之勢。其油田勘探工作量年增長量達到20%。連續管鑽井技術研究應用進展情況簡述如下。
1）數據和動力傳輸熱塑復合連續管研製成功。這種連續管是由殼牌國際勘探公司與航空開發公司於1999年在熱塑復合連續管基礎上開始研製的。它由熱塑襯管和纏繞在外面的碳或玻璃熱塑復合層組成。中層含有3根銅質導線、導線被玻璃復合層隔開。碳復合層的作用是提供強度、剛度和電屏蔽。玻璃復合層的作用是保證強度和電隔離。最外層是保護層。這種連續管可載荷1.5kV電壓，輸出功率20kW，傳輸距離可達7km，耐溫150℃。每根連續管之間用一種特製接頭進行連接。接頭由一個鋼制的內金屬部件和管子端部的金屬環組成。這種連續管主要用於潛孔電鑽鑽井。新研製的數據和動力傳輸連續管改變了過去用潛孔電鑽鑽井時，電纜在連續管內孔輸送電力影響沖洗液循環的缺點。
2）井下鑽具和鑽具組合取得新進展。XL技術公司研製成功一種連續管鑽井的電動井下鑽具組合。該鑽具組合主要由電動馬達、壓力感測器、溫度感測器和震動感測器組成。適用於3.75in井眼的電動井下馬達已交付使用。下一步設想是把這種新型電動馬達用於一種新的閉環鑽井系統。這種電動井下鑽具組合具有許多優點：不用鑽井液作為動力介質，對鑽井液性能沒有特殊要求，因而是欠平衡鑽井和海上鑽井的理想工具；可在高溫下作業，振動小，馬達壽命長；閉環鑽井時藉助連續管內設電纜可把測量數據實時傳送到井口操縱台，便於對井底電動馬達進行靈活控制，因而可使鑽井效率達到最佳；Sperry sun鑽井服務公司研製了一種連續管鑽井用的新的導向鑽具組合。這種鑽具組合由專門設計的下部陽螺紋泥漿馬達和長保徑的PDC鑽頭組成。長保徑鑽頭起一個近鑽頭穩定器的作用，可以大幅度降低振動，提高井眼質量和機械鑽速。泥漿馬達有一個特製的軸承組和軸，與長保徑鑽頭匹配時能降低馬達的彎曲角而不影響定向性能。在大尺寸井眼（＞6in）中進行的現場試驗證明，導向鑽具組合具有機械鑽速高、井眼質量好、井下振動小、鑽頭壽命長、設備可靠性較高等優點。另外還研製成功了一種連續軟管欠平衡鑽井用的繩索式井底鑽具組合。該鑽具組合外徑為in上部與外徑2in或in的連續管配用，下部接鑽鋌和in鑽頭。該鑽具組合由電纜式遙控器、穩定的MWD儀器、有效的電子定向器及其他參數測量和傳輸器件組成。電纜通過連續管內孔下入孔底，能實時監測並處理工具面向角、鑽井頂角、方位角、自然伽馬、溫度、徑向振動頻率、套管接箍定位、程序狀態指令、管內與環空壓差等參數。鑽具的電子方位器能在鑽井時在導向泥漿馬達連續旋轉的情況下測量並提供井斜和方位兩種參數。
其他方面的新進展包括：連續管鑽井技術成功用於超高壓層側鑽；增加連續管鑽井位移的新工具研製成功；連續管鑽井與欠平衡鑽井技術結合打水平井取得好效果；適於連續管鑽井的混合鑽機研製成功；連續管鑽井理論取得新突破。
2.3.1.3 石油勘探小井眼鑽井技術
石油部門通常把70%的井段直徑小於177.8mm的井稱為小井眼井。由於小井眼比傳統的石油鑽井所需鑽井設備小且少、鑽探耗材少、井場佔地面積小，從而可以節約大量勘探開發成本，實踐證明可節約成本30%左右，一些邊遠地區探井可節約50%～75%。因此小井眼井應用領域和應用面越來越大。目前小井眼井主要用於：①以獲取地質資料為主要目的的環境比較惡劣的新探區或邊際探區探井；②600～1000m淺油氣藏開發；③低壓、低滲、低產油氣藏開發；④老油氣田挖潛改造等。
2.3.1.4 套管鑽井技術
套管鑽井就是以套管柱取代鑽桿柱實施鑽井作業的鑽井技術。不言而喻套管鑽井的實質是不提鑽換鑽頭及鑽具的鑽進技術。套管鑽井思想的由來是受早期（18世紀中期鋼絲繩沖擊鑽進方法用於石油勘探，19世紀末期轉盤回轉鑽井方法開始出現並用於石油鑽井）鋼絲繩沖擊鑽進（頓鑽時代）提下鑽速度快，轉盤回轉鑽進井眼清潔且鑽進速度快的啟發而產生的。1950年在這一思想的啟發下，人們開始在陸上鑽石油井時，用套管帶鑽頭鑽穿油層到設計孔深，然後將管子固定在井中成井，鑽頭也不回收。後來，Sperry-sun鑽井服務公司和Tesco公司根據這一鑽井原理各自開發出套管鑽井技術並制定了各自的套管鑽井技術發展戰略。2000年，Tesco公司將4.5～13.375in的套管鑽井技術推向市場，為世界各地的油田勘探服務。真正意義的套管鑽井技術從投放市場至今還不到10年時間。
套管鑽井技術的特點和優勢可歸納如下。
1）鑽進過程中不用起下鑽，只利用絞車系統起下鑽頭和孔內鑽具組合，因而可節省鑽井時間和鑽井費用。鑽進完成後即等於下套管作業完成，可節省完井時間和完井費用。
2）可減少常規鑽井工藝存在的諸如井壁坍塌、井壁沖刷、井壁鍵槽和台階等事故隱患。
3）鑽進全過程及起下井底鑽具時都能保持泥漿連續循環，有利於防止鑽屑聚集，減少井涌發生。套管與井壁之間環狀間隙小，可改善水力參數，提高泥漿上返速度，改善井眼清洗效果。
套管鑽井分為3種類型：普通套管鑽井技術、階段套管或尾管鑽井技術和全程套管鑽井技術。普通套管鑽井是指在對鑽機和鑽具做少許改造的基礎上，用套管作為鑽柱接上方鑽桿和鑽頭進行鑽井。這種方式主要用於鑽小井眼井。尾管鑽井技術是指在鑽井過程中，當鑽入破碎帶或涌水層段而無法正常鑽進時，在鑽柱下端連接一段套管和一種特製工具，打完這一段起出鑽頭把套管留在井內並固井的鑽井技術。其目的是為了封隔破碎帶和水層，保證孔內安全並維持正常鑽進。通常所說的套管鑽井技術是指全程套管鑽井技術。全程套管鑽井技術使用特製的套管鑽機、鑽具和鑽頭，利用套管作為水利通道，採用繩索式鑽井馬達作業的一種鑽井工藝。目前，研究和開發這種鑽井技術的主要是加拿大的Tesco公司，並在海上進行過鑽井，達到了降低成本的目的。但是這種鑽井技術目前仍處於研究完善階段，還存在許多問題有待研究解決。這些問題主要包括：①不能進行常規的電纜測井；②鑽頭泥包問題嚴重，至今沒有可靠的解決辦法；③加壓鑽進時，底部套管會產生橫向振動，致使套管和套管接頭損壞，目前還沒有找到解決消除或減輕套管橫向振動的可靠方法；④由於套管鑽進不使用鑽鋌，加壓困難，所以機械鑽速低於常規鑽桿鑽井；部分抵消了套管鑽進提下鑽節省的時間；⑤套管鑽井主要用於鑽進破碎帶和涌水地層，其應用范圍還不大。
我國中石油系統的研究機構也在探索研究套管鑽井技術，但至今還沒有見到公開報道的成果。目前，套管鑽井技術的研究內容，除了研製專用套管鑽機和鑽具外，重點針對上述問題開展。一是進行鑽頭的研究以解決鑽頭泥包問題；二是研究防止套管橫向振動的措施；三是研究提高套管鑽井機械鑽速的有效辦法；四是研究套管鑽井固井辦法。
套管鑽井應用實例：2001年，美國謝夫隆生產公司利用加拿大Tesco公司的套管鑽井技術在墨西哥灣打了2口定向井（A-12和A-13井）。兩井成井深度分別為3222×30.48cm和3728×30.48cm。為了進行對比分析，又用常規方法打了一口A-14井，結果顯示，同樣深度A-14井用時75.5h，A-13井用時59.5h。表層井段鑽速比較，A-12 井的平均機械鑽速為141ft/h，A-13井為187ft/h，A-14井為159ft/h。這說明套管鑽井的機械鑽速與常規方法機械鑽速基本相同。但鑽遇硬地層後套管鑽井，鑽壓增加到6.75t，致使擴眼器切削齒損壞，鑽速降低很多。BP公司用套管鑽井技術在懷俄明州鑽了5口井。井深為8200～9500ft，且都是從井口鑽到油層井段。鑽進過程中遇到了鑽頭泥包和套管振動問題。
此外，膨脹套管技術也是近年來發展起來的一種新技術，主要用於鑽井過程中隔離漏失、涌水、遇水膨脹縮經、破碎掉塊易坍塌等地層以及石油開采時油管的修復。勘探所與中國地質大學合作已立項開展這方面的研究工作。
2.3.1.5 石油鑽機的新發展
國外20世紀60年代末研製成功了AC-SCR-DC電驅動鑽機，並首先應用於海洋鑽井。由於電驅動鑽機在傳動、控制、安裝、運移等方面明顯優於機械傳動鑽機，因而獲得很快的發展，目前已經普遍應用於各型鑽機。90年代以來，由於電子器件的迅速發展，直流電驅動鑽機可控硅整流系統由模擬控制發展為全數字控制，進一步提高了工作可靠性。同時隨著交流變頻技術的發展，交流變頻首先於90年代初成功應用於頂部驅動裝置，90年代中期開始應用於深井石油鑽機。目前，交流變頻電驅動已被公認為電驅動鑽機的發展方向。
國內開展電驅動鑽機的研究起步較晚。蘭州石油化工機器廠於20世紀80年代先後研製並生產了ZJ60D型和ZJ45D型直流電驅動鑽機，1995年成功研製了ZJ60DS型沙漠鑽機，經應用均獲得較好的評價。90年代末期以來，我國石油系統加大鑽機的更新改造力度，電驅動鑽機取得了較快發展，寶雞石油機械廠和蘭州石油化工機器廠等先後研製成功ZJ20D、ZJ50D、ZJ70D型直流電驅動鑽機和ZJ20DB、ZJ40DB型交流變頻電驅動鑽機，四川油田也研製出了ZJ40DB交流變頻電驅動鑽機，明顯提高了我國鑽機的設計和製造水平。進入21世紀，遼河油田勘探裝備工程公司自主研製成功了鑽深能力為7000m的ZJ70D型直流電驅動鑽機。該鑽機具有自動送鑽系統，代表了目前我國直流電驅動石油鑽機的最高水平，整體配置是目前國內同類型鑽機中最好的。2007年5月已出口亞塞拜然，另兩部4000m鑽機則出口運往巴基斯坦和美國。由寶雞石油機械有限責任公司於2003年研製成功並投放市場的ZJ70/4500DB型7000m交流變頻電驅動鑽機，是集機、電、數字為一體的現代化鑽機，採用了交流變頻單齒輪絞車和主軸自動送鑽技術和「一對一」控制的AC-DC-AC全數字變頻技術。該型鑽機代表了我國石油鑽機的最新水平。憑借其優良的性能價格比，2003年投放市場至今，訂貨已達83台套。其中美國、阿曼、委內瑞拉等國石油勘探公司訂貨達42台套。在國內則佔領了近2～3年來同級別電驅動鑽機50%的市場份額。ZJ70/4500DB型鑽機主要性能參數：名義鑽井深度7000m，最大鉤載4500kN，絞車額定功率1470kW，絞車和轉盤擋數I+IR交流變頻驅動、無級調速，泥漿泵型號及台數F-1600三台，井架型式及有效高度K型45.5m，底座型式及檯面高度：雙升式/旋升式10.5m，動力傳動方式AC-DC-AC全數字變頻。