‘壹’ 经纬仪测量中，水平角观测，一测回角差怎么算什么是一测回角差
测回法，上半测回角值与下半测回角值相差多少秒，称为一个测回角度相差。这个作用就是检查读书误差大小的，误差大于规定，那么你观测的数据就没有用了。
‘贰’ 石油钻井技术
《中国国土资源报》2007年1月29日3版刊登了“新型地质导向钻井系统研制成功”的消息。这套系统由3个子系统组成：新型正脉冲无线随钻测斜系统、测传马达及无线接收系统、地面信息处理与决策系统。它具有测量、传输和导向三大功能。在研制过程中连续进行了4次地质导向钻井实验和钻水平井的工业化应用，取得成功。这一成果的取得标志着我国在定向钻井技术上取得重大突破。
2.3.1.1 地质导向钻井技术
地质导向钻井技术是20世纪90年代发展起来的前沿钻井技术，其核心是用随钻定向测量数据和随钻地层评价测井数据以人机对话方式来控制井眼轨迹。与普通的定向钻井技术不同之处是，它以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，而不是按预先设计的井眼轨迹进行钻井。地质导向钻井技术能使井眼轨迹避开地层界面和地层流体界面始终位于产层内，从而可以精确地控制井下钻具命中最佳地质目标。实现地质导向钻井的几项关键技术是随钻测量、随钻测井技术，旋转导向闭环控制系统等。
随钻测量（MWD）的两项基本任务是测量井斜和钻井方位，其井下部分主要由探管、脉冲器、动力短节（或电池筒）和井底钻压短节组成，探管内包含各种传感器，如井斜、方位、温度、震动传感器等。探管内的微处理器对各种传感器传来的信号进行放大并处理，将其转换成十进制，再转换成二进制数码，并按事先设定好的编码顺序把所有数据排列好。脉冲器用来传输脉冲信号，并接受地面指令。它是实现地面与井下双向通讯并将井下资料实时传输到地面的唯一通道。井下动力部分有锂电池或涡轮发电机两种，其作用是为井下各种传感器和电子元件供电。井底钻压短节用于测定井底钻压和井底扭矩。
随钻测井系统（LWD）是当代石油钻井最新技术之一。Schlumberger公司生产的双补偿电阻率仪CDR和双补偿中子密度仪CDN两种测井系统代表了当今随钻测井系统的最高水平。CDR和CDN可以单独使用也可以两项一起与MWD联合使用。LWD的CDR系统用电磁波传送信息，整套系统安装在一特制的无磁钻铤或短节内。该系统主要包括电池筒、伽马传感器、电导率测量总成和探管。它主要测量并实时传输地层的伽马曲线和深、浅电阻率曲线。对这些曲线进行分析，可以马上判断出地层的岩性并在一定程度上判断地层流体的类型。LWD的CDN系统用来测量地层密度曲线和中子孔隙度曲线。利用这两种曲线可以进一步鉴定地层岩性，判断地层的孔隙度、地层流体的性质和地层的渗透率。
旋转导向钻井系统（Steerable Rotary Drilling System）或旋转闭环系统（Rotary Closed Loop System，RCLS）。常规定向钻井技术使用导向弯外壳马达控制钻井方向施工定向井。钻进时，导向马达以“滑行”和“旋转”两种模式运转。滑行模式用来改变井的方位和井斜，旋转模式用来沿固定方向钻进。其缺点是用滑行模式钻进时，机械钻速只有旋转模式钻进时的50%，不仅钻进效率低，而且钻头选择受到限制，井眼净化效果及井眼质量也差。旋转导向闭环钻井系统完全避免了上述缺点。旋转导向钻井系统的研制成功使定向井钻井轨迹的控制从借助起下钻时人工更换钻具弯接头和工具面向角来改变方位角和顶角的阶段，进入到利用电、液或泥浆脉冲信号从地面随时改变方位角和顶角的阶段。从而使定向井钻井进入了真正的导向钻井方式。在定向井钻井技术发展过程中，如果说井下钻井马达的问世和应用使定向钻井成为现实的话，那么可转向井下钻井马达的问世和应用则大大提高了井眼的控制能力和自动化水平并减少了提下钻次数。旋转导向钻井系统钻井轨迹控制机理和闭环系统如图2.5所示。
目前从事旋转导向钻井系统研制的公司有：Amoco、Camco、Baker Hughes Inteq、Cambridge Drilling Automation以及DDD Stabilizers等。这些公司的旋转导向闭环钻井系统按定向方法又可分为自动动力定向和人工定向。自动动力定向一般由确定钻具前进方向的测量仪表、动力源和调节钻具方向的执行机构组成。人工定向系统定向类似于导向马达定向方法，需要在每次连接钻杆时进行定向。两种定向系统的定向控制原理都是通过给钻头施加直接或间接侧向力使钻头倾斜来实现的（图2.6）。按具体的导向方式又可划分为推靠式和指向式两种。地质导向钻井技术使水平钻井、大位移钻井、分支井钻井得到广泛应用。大位移井钻井技术和多分支井钻井技术代表了水平钻井技术的最新成果水平。
图2.5 旋转导向闭环系统
（1）水平井钻井技术
目前，国外水平钻井技术已发展成为一项常规技术。美国的水平井技术成功率已达90%～95%。用于水平井钻进的井下动力钻具近年来取得了长足进步，大功率串联马达及加长马达、转弯灵活的铰接式马达以及用于地质导向钻井的仪表化马达相继研制成功并投入使用。为满足所有导向钻具和中曲率半径造斜钻具的要求，使用调角度的马达弯外壳取代了原来的固定弯外壳；为获得更好的定向测量，用非磁性马达取代了磁性马达。研制了耐磨损、抗冲击的新型水平井钻头。
图2.6 旋转导向钻井系统定向轨迹控制原理
（2）大位移井钻井技术
大位移井通常是指水平位移与井的垂深之比（HD/TVD）≥2的井。大位移井顶角≥86°时称为大位移水平井。HD/TVD≥3的井称为高水垂比大位移井。大位移井钻井技术是定向井、水平井、深井、超深井钻井技术的综合集成应用。现代高新钻井技术，随钻测井技术（LWD）、旋转导向钻井系统（SRD）、随钻环空压力测量（PWD）等在大位移井钻井过程中的集成应用，代表了当今世界钻井技术的一个高峰。目前世界上钻成水平位移最大的大位移井，水平位移达到10728m，斜深达11287m，该记录是BP阿莫科公司于1999年在英国Wytch Farm油田M-16井中创造的（图2.7所示）。三维多目标大位移井也有成功的例子。如挪威Gullfalks油田B29大位移井，就是将原计划用2口井开发该油田西部和北部油藏的方案改为一口井开采方案后钻成的。为了钻成这口井，制定了一套能够钻达所有目标并最大限度地减少摩阻和扭矩的钻井设计方案。根据该方案，把2630m长的水平井段钻到7500m深度，穿过6个目标区，总的方位角变化量达160°。
图2.7 M-16井井身轨迹
我国从1996年12月开始，先后在南海东部海域油田进行了大位移井开发试验，截至2005年底，已成功钻成21口大位移井，其中高水垂比大位移井5口。为开发西江24-1含油构造实施的8口大位移井，其井深均超过8600m，水平位移都超过了7300m，水垂比均大于2.6，其中西江24-3-A4井水平位移达到了8063m，创造了当时（1997年）的大位移井世界纪录。大位移井钻井涉及的关键技术有很多，国内外目前研究的热点问题包括：钻井设备的适应性和综合运用能力、大斜度（大于80°）长裸眼钻进过程中井眼稳定和水平段延伸极限的理论分析与计算、大位移井钻井钻具摩擦阻力/扭矩的计算和减阻、成井过程中套管下入难度大及套管磨损严重等。此外大位移井钻井过程中的测量和定向控制、最优的井身剖面（结构）设计、钻柱设计、钻井液性能选择及井眼净化、泥浆固控、定向钻井优化、测量、钻柱振动等问题也处在不断探索研究之中。
（3）分支井钻井技术
多分支井钻井技术产生于20世纪70年代，并于90年代随着中、小曲率半径水平定向井钻进技术的发展逐渐成熟起来。多分支井钻井是水平井技术的集成发展。多分支井是指在一个主井眼（直井、定向井、水平井）中钻出若干进入油（气）藏的分支井眼。其主要优点是能够进一步扩大井眼同油气层的接触面积、减小各向异性的影响、降低水锥水串、降低钻井成本，而且可以分层开采。目前，全世界已钻成上千口分支井，最多的有10个分支。多分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移，在相同或不同方向上钻穿不同深度的多层油气层。多分支井井眼较短，大部分是尾管和裸眼完井，而且一般为砂岩油藏。
多分支井最早是从简单的套管段铣开窗侧钻、裸眼完井开始的。因其存在无法重入各个分支井和无法解决井壁坍塌等问题，后经不断研究探索，1993年以来预开窗侧钻分支井、固井回接至主井筒套管技术得到推广应用。该技术具有主井筒与分支井筒间的机械连接性、水力完整性和选择重入性，能够满足钻井、固井、测井、试油、注水、油层改造、修井和分层开采的要求。目前，国外常用的多分支系统主要有：非重入多分支系统（NAMLS），双管柱多分支系统（DSMLS），分支重入系统（LRS），分支回接系统（LTBS）。目前国外主要采用4种方式钻多分支井：①开窗侧钻；②预设窗口；③裸眼侧钻；④井下分支系统（Down Hole Splitter System）。
2.3.1.2 连续管钻井（CTD）技术
连续管钻井技术又叫柔性钻杆钻井技术。开始于20世纪60年代，最早研制和试用这一技术钻井的有法国、美国和匈牙利。早期法国连续管钻进技术最先进，1966年投入工业性试验，70年代就研制出各种连续管钻机，重点用于海洋钻进。当时法国制造的连续管单根长度达到550m。美国、匈牙利制造的连续管和法国的类型基本相同，单根长度只有20～30m。
早期研制的连续管有两种形式。一种是供孔底电钻使用，由4层组成，最内层为橡胶或橡胶金属软管的心管，孔底电机动力线就埋设在心管内；心管外是用2层钢丝和橡胶贴合而成的防爆层；再外层是钢丝骨架层，用于承受拉力和扭矩；最外层是防护胶层，其作用是防水并保护钢丝。另一种是供孔底涡轮钻具使用的，因不需要埋设动力电缆，其结构要比第一种简单得多。第四届国际石油会议之后，美国等西方国家把注意力集中在发展小井眼井上，限制了无杆电钻的发展。连续管钻井技术的研究也放慢了脚步。我国于20世纪70年代曾开展无杆电钻和连续管钻井技术的研究。勘探所与青岛橡胶六厂合作研制的多种规格的柔性钻杆，经过单项性能试验后，于1975年初步用于涡轮钻。1978年12月成功用于海上柔性钻杆孔底电钻，并建造了我国第一台柔杆钻机钻探船。1979～1984年勘探所联合清华大学电力工程系、青岛橡胶六厂研究所和北京地质局修配厂共同研制了DRD-65型柔管钻机和柔性钻杆。DRD-65型柔管钻机主要有柔性钻杆、Φ146mm潜孔电钻、钻塔、柔杆绞车及波浪补偿器、泥浆泵、电控系统和液控系统等部分组成。研制的柔性钻杆主要由橡胶、橡胶布层、钢丝绳及动力线组成。拉力由柔杆中的钢丝骨架层承担，钢丝绳为0.7mm×7股，直径2.1mm，每根拉力不小于4350N，总数为134根，计算拉力为500kN，试验拉力为360kN。钻进过程中，柔性钻杆起的作用为：起下钻具、承受反扭矩、引导冲洗液进入孔底、通过设于柔性钻杆壁内的电缆向孔底电钻输送电力驱动潜孔电钻运转、向地表传送井底钻井参数等。
柔性钻杆性能参数为：内径32mm；抗扭矩不小于1030N·m；外径85～90mm；单位质量13kg/m；抗内压（工作压力）40kg/cm2，曲率半径不大于0.75m，抗外压不小于10kg/cm2；弯曲度：两弯曲形成的夹角不大于120°；额定拉力1000kN；柔杆内埋设动力导线3组，每组15mm2，信号线二根；柔杆单根长度为40、80m两种规格。
Φ146mm型柔杆钻机由Φ127mm电动机、减速器、液压平衡器和减震器组成。动力是潜孔电钻，它直接带动钻头潜入孔底钻井。Φ146mm孔底电钻是外通水式，通水间隙宽5mm，通水横断面积为2055mm2。
与常规钻井技术相比，连续管钻井应用于石油钻探具有以下优点：欠平衡钻井时比常规钻井更安全；因省去了提下钻作业程序，可大大节省钻井辅助时间，缩短作业周期；连续管钻井技术为孔底动力电钻的发展及孔底钻进参数的测量提供了方便条件；在制作连续管时，电缆及测井信号线就事先埋设在连续管壁内，因此也可以说连续管本身就是以钢丝为骨架的电缆，通过它可以很方便地向孔底动力电钻输送电力，也可以很方便地实现地面与孔底的信息传递；因不需拧卸钻杆，因此在钻进及提下钻过程中可以始终保持冲洗液循环，对保持井壁稳定、减少孔内事故意义重大；海上钻探时，可以补偿海浪对钻井船的漂移影响；避免了回转钻杆柱的功率损失，可以提高能量利用率，深孔钻进时效果更明显。正是由于连续管钻井技术有上述优点，加之油田勘探需要以及相关基础工业技术的发展为连续管技术提供了进一步发展的条件，在经过了一段时间的沉寂之后，20世纪80年代末90年代初，连续管钻井技术又呈现出飞速发展之势。其油田勘探工作量年增长量达到20%。连续管钻井技术研究应用进展情况简述如下。
1）数据和动力传输热塑复合连续管研制成功。这种连续管是由壳牌国际勘探公司与航空开发公司于1999年在热塑复合连续管基础上开始研制的。它由热塑衬管和缠绕在外面的碳或玻璃热塑复合层组成。中层含有3根铜质导线、导线被玻璃复合层隔开。碳复合层的作用是提供强度、刚度和电屏蔽。玻璃复合层的作用是保证强度和电隔离。最外层是保护层。这种连续管可载荷1.5kV电压，输出功率20kW，传输距离可达7km，耐温150℃。每根连续管之间用一种特制接头进行连接。接头由一个钢制的内金属部件和管子端部的金属环组成。这种连续管主要用于潜孔电钻钻井。新研制的数据和动力传输连续管改变了过去用潜孔电钻钻井时，电缆在连续管内孔输送电力影响冲洗液循环的缺点。
2）井下钻具和钻具组合取得新进展。XL技术公司研制成功一种连续管钻井的电动井下钻具组合。该钻具组合主要由电动马达、压力传感器、温度传感器和震动传感器组成。适用于3.75in井眼的电动井下马达已交付使用。下一步设想是把这种新型电动马达用于一种新的闭环钻井系统。这种电动井下钻具组合具有许多优点：不用钻井液作为动力介质，对钻井液性能没有特殊要求，因而是欠平衡钻井和海上钻井的理想工具；可在高温下作业，振动小，马达寿命长；闭环钻井时借助连续管内设电缆可把测量数据实时传送到井口操纵台，便于对井底电动马达进行灵活控制，因而可使钻井效率达到最佳；Sperry sun钻井服务公司研制了一种连续管钻井用的新的导向钻具组合。这种钻具组合由专门设计的下部阳螺纹泥浆马达和长保径的PDC钻头组成。长保径钻头起一个近钻头稳定器的作用，可以大幅度降低振动，提高井眼质量和机械钻速。泥浆马达有一个特制的轴承组和轴，与长保径钻头匹配时能降低马达的弯曲角而不影响定向性能。在大尺寸井眼（＞6in）中进行的现场试验证明，导向钻具组合具有机械钻速高、井眼质量好、井下振动小、钻头寿命长、设备可靠性较高等优点。另外还研制成功了一种连续软管欠平衡钻井用的绳索式井底钻具组合。该钻具组合外径为in上部与外径2in或in的连续管配用，下部接钻铤和in钻头。该钻具组合由电缆式遥控器、稳定的MWD仪器、有效的电子定向器及其他参数测量和传输器件组成。电缆通过连续管内孔下入孔底，能实时监测并处理工具面向角、钻井顶角、方位角、自然伽马、温度、径向振动频率、套管接箍定位、程序状态指令、管内与环空压差等参数。钻具的电子方位器能在钻井时在导向泥浆马达连续旋转的情况下测量并提供井斜和方位两种参数。
其他方面的新进展包括：连续管钻井技术成功用于超高压层侧钻；增加连续管钻井位移的新工具研制成功；连续管钻井与欠平衡钻井技术结合打水平井取得好效果；适于连续管钻井的混合钻机研制成功；连续管钻井理论取得新突破。
2.3.1.3 石油勘探小井眼钻井技术
石油部门通常把70%的井段直径小于177.8mm的井称为小井眼井。由于小井眼比传统的石油钻井所需钻井设备小且少、钻探耗材少、井场占地面积小，从而可以节约大量勘探开发成本，实践证明可节约成本30%左右，一些边远地区探井可节约50%～75%。因此小井眼井应用领域和应用面越来越大。目前小井眼井主要用于：①以获取地质资料为主要目的的环境比较恶劣的新探区或边际探区探井；②600～1000m浅油气藏开发；③低压、低渗、低产油气藏开发；④老油气田挖潜改造等。
2.3.1.4 套管钻井技术
套管钻井就是以套管柱取代钻杆柱实施钻井作业的钻井技术。不言而喻套管钻井的实质是不提钻换钻头及钻具的钻进技术。套管钻井思想的由来是受早期（18世纪中期钢丝绳冲击钻进方法用于石油勘探，19世纪末期转盘回转钻井方法开始出现并用于石油钻井）钢丝绳冲击钻进（顿钻时代）提下钻速度快，转盘回转钻进井眼清洁且钻进速度快的启发而产生的。1950年在这一思想的启发下，人们开始在陆上钻石油井时，用套管带钻头钻穿油层到设计孔深，然后将管子固定在井中成井，钻头也不回收。后来，Sperry-sun钻井服务公司和Tesco公司根据这一钻井原理各自开发出套管钻井技术并制定了各自的套管钻井技术发展战略。2000年，Tesco公司将4.5～13.375in的套管钻井技术推向市场，为世界各地的油田勘探服务。真正意义的套管钻井技术从投放市场至今还不到10年时间。
套管钻井技术的特点和优势可归纳如下。
1）钻进过程中不用起下钻，只利用绞车系统起下钻头和孔内钻具组合，因而可节省钻井时间和钻井费用。钻进完成后即等于下套管作业完成，可节省完井时间和完井费用。
2）可减少常规钻井工艺存在的诸如井壁坍塌、井壁冲刷、井壁键槽和台阶等事故隐患。
3）钻进全过程及起下井底钻具时都能保持泥浆连续循环，有利于防止钻屑聚集，减少井涌发生。套管与井壁之间环状间隙小，可改善水力参数，提高泥浆上返速度，改善井眼清洗效果。
套管钻井分为3种类型：普通套管钻井技术、阶段套管或尾管钻井技术和全程套管钻井技术。普通套管钻井是指在对钻机和钻具做少许改造的基础上，用套管作为钻柱接上方钻杆和钻头进行钻井。这种方式主要用于钻小井眼井。尾管钻井技术是指在钻井过程中，当钻入破碎带或涌水层段而无法正常钻进时，在钻柱下端连接一段套管和一种特制工具，打完这一段起出钻头把套管留在井内并固井的钻井技术。其目的是为了封隔破碎带和水层，保证孔内安全并维持正常钻进。通常所说的套管钻井技术是指全程套管钻井技术。全程套管钻井技术使用特制的套管钻机、钻具和钻头，利用套管作为水利通道，采用绳索式钻井马达作业的一种钻井工艺。目前，研究和开发这种钻井技术的主要是加拿大的Tesco公司，并在海上进行过钻井，达到了降低成本的目的。但是这种钻井技术目前仍处于研究完善阶段，还存在许多问题有待研究解决。这些问题主要包括：①不能进行常规的电缆测井；②钻头泥包问题严重，至今没有可靠的解决办法；③加压钻进时，底部套管会产生横向振动，致使套管和套管接头损坏，目前还没有找到解决消除或减轻套管横向振动的可靠方法；④由于套管钻进不使用钻铤，加压困难，所以机械钻速低于常规钻杆钻井；部分抵消了套管钻进提下钻节省的时间；⑤套管钻井主要用于钻进破碎带和涌水地层，其应用范围还不大。
我国中石油系统的研究机构也在探索研究套管钻井技术，但至今还没有见到公开报道的成果。目前，套管钻井技术的研究内容，除了研制专用套管钻机和钻具外，重点针对上述问题开展。一是进行钻头的研究以解决钻头泥包问题；二是研究防止套管横向振动的措施；三是研究提高套管钻井机械钻速的有效办法；四是研究套管钻井固井办法。
套管钻井应用实例：2001年，美国谢夫隆生产公司利用加拿大Tesco公司的套管钻井技术在墨西哥湾打了2口定向井（A-12和A-13井）。两井成井深度分别为3222×30.48cm和3728×30.48cm。为了进行对比分析，又用常规方法打了一口A-14井，结果显示，同样深度A-14井用时75.5h，A-13井用时59.5h。表层井段钻速比较，A-12 井的平均机械钻速为141ft/h，A-13井为187ft/h，A-14井为159ft/h。这说明套管钻井的机械钻速与常规方法机械钻速基本相同。但钻遇硬地层后套管钻井，钻压增加到6.75t，致使扩眼器切削齿损坏，钻速降低很多。BP公司用套管钻井技术在怀俄明州钻了5口井。井深为8200～9500ft，且都是从井口钻到油层井段。钻进过程中遇到了钻头泥包和套管振动问题。
此外，膨胀套管技术也是近年来发展起来的一种新技术，主要用于钻井过程中隔离漏失、涌水、遇水膨胀缩经、破碎掉块易坍塌等地层以及石油开采时油管的修复。勘探所与中国地质大学合作已立项开展这方面的研究工作。
2.3.1.5 石油钻机的新发展
国外20世纪60年代末研制成功了AC-SCR-DC电驱动钻机，并首先应用于海洋钻井。由于电驱动钻机在传动、控制、安装、运移等方面明显优于机械传动钻机，因而获得很快的发展，目前已经普遍应用于各型钻机。90年代以来，由于电子器件的迅速发展，直流电驱动钻机可控硅整流系统由模拟控制发展为全数字控制，进一步提高了工作可靠性。同时随着交流变频技术的发展，交流变频首先于90年代初成功应用于顶部驱动装置，90年代中期开始应用于深井石油钻机。目前，交流变频电驱动已被公认为电驱动钻机的发展方向。
国内开展电驱动钻机的研究起步较晚。兰州石油化工机器厂于20世纪80年代先后研制并生产了ZJ60D型和ZJ45D型直流电驱动钻机，1995年成功研制了ZJ60DS型沙漠钻机，经应用均获得较好的评价。90年代末期以来，我国石油系统加大钻机的更新改造力度，电驱动钻机取得了较快发展，宝鸡石油机械厂和兰州石油化工机器厂等先后研制成功ZJ20D、ZJ50D、ZJ70D型直流电驱动钻机和ZJ20DB、ZJ40DB型交流变频电驱动钻机，四川油田也研制出了ZJ40DB交流变频电驱动钻机，明显提高了我国钻机的设计和制造水平。进入21世纪，辽河油田勘探装备工程公司自主研制成功了钻深能力为7000m的ZJ70D型直流电驱动钻机。该钻机具有自动送钻系统，代表了目前我国直流电驱动石油钻机的最高水平，整体配置是目前国内同类型钻机中最好的。2007年5月已出口阿塞拜疆，另两部4000m钻机则出口运往巴基斯坦和美国。由宝鸡石油机械有限责任公司于2003年研制成功并投放市场的ZJ70/4500DB型7000m交流变频电驱动钻机，是集机、电、数字为一体的现代化钻机，采用了交流变频单齿轮绞车和主轴自动送钻技术和“一对一”控制的AC-DC-AC全数字变频技术。该型钻机代表了我国石油钻机的最新水平。凭借其优良的性能价格比，2003年投放市场至今，订货已达83台套。其中美国、阿曼、委内瑞拉等国石油勘探公司订货达42台套。在国内则占领了近2～3年来同级别电驱动钻机50%的市场份额。ZJ70/4500DB型钻机主要性能参数：名义钻井深度7000m，最大钩载4500kN，绞车额定功率1470kW，绞车和转盘挡数I+IR交流变频驱动、无级调速，泥浆泵型号及台数F-1600三台，井架型式及有效高度K型45.5m，底座型式及台面高度：双升式/旋升式10.5m，动力传动方式AC-DC-AC全数字变频。
‘叁’ 渤海稠油油田水平分支井钻完井技术
如前所述，在渤海已开发的油田中稠油油田占80%左右。如果将这批稠油油田的采收率提高2个百分点，相当于又发现了一个亿吨级的大油田。如果采油速度提高1倍，渤海的原油产量将大幅度提高。绥中36-1油田是典型的稠油油田，经过几年的开发，单井日产量只有20～80m3,C区油层属多层系，目前产量只有20m3左右，针对绥中36-1低产区C区的特点，探索采用水平分支井和简易防砂技术，为开发渤海稠油油田，提高采收率作好技术储备。水平分支井的井位选择的两条原则：第一，原油黏度比较大的稠油区；第二，开采的油层具有一定的产油能力，具有最小的地质风险，具体表现为具有一定的地质储量，距油水边界有一定距离，储层分布稳定，油层的有效厚度较大，一般大于6m。
绥中36-1油田为储层疏松砂岩的稠油油田，油田增产措施受到一定的限制。根据油田特性，在C平台共钻5口水平分支井，每口井有1～4个分支不等，分支井段长度100～150m。
一、水平分支井工程设计
（一）地质工程设计
绥中36-1油田C平台水平分支井的目的层为东营组下段的第1油组第4小层，油层平均厚度约18m。主井眼设计双靶点，分别位于水平段起始点和终止点，分支井眼设计单靶点，位于分支井段终止点。靶点设计距离第四层顶部6m。主井眼轨迹的控制窗体：长×宽×高为井眼长度×10m×2m；分支井眼轨迹的终了点的窗口宽×高为10m×2m，并且终止点偏离主井眼的距离要大于30m，有利于提高地层流体的泄流面积。图10-8为井眼轨迹控制窗体示意图。
六、结束语
水平分支井钻完井技术在渤海绥中36-1稠油田试验取得了成功，大大提高了稠油采收率，为渤海开发稠油油田开辟了一条崭新的、高效的途径。为开发渤海湾稠油油田，提高采收率做好了技术储备。
旋转闭环钻井系统AutoTrak和PowerDrive在渤海地区都是初次应用。成功地进行了井眼轨迹的控制，保证中靶率100%，而且井眼轨迹平滑，为接下来的钻完井作业提供了很好的保证。
‘肆’ 水平钻井工艺技术在晋城煤层气中应用实践
张正修1郭丙政2商敬秋1孙建平2黄尊灵1卢忠良1钟明1
（1.山东省煤田地质局第二勘探队 山东嘉祥 272400）
（2.中联煤层气有限责任公司 北京 100011）
作者简介：张正修，1956年生，男，山东省嘉祥县人，工程师，山东省煤田地质局二队队长，从事钻探施工管理工作。
摘要 煤层气水平井是增加煤层气井产量及降低开采成本的有效途径。在中联煤层气有限责任公司山西晋城煤层气项目开发中，采用车载钻机，引用无线随钻（MWD）技术、综合地质录井方法成功实施了国内第一批15＃煤层水平井。煤层气水平井技术主要包括轨迹设计与控制、目标煤层着陆、储层保护、完井技术等。
关键词 水平井 煤层气 轨迹控制 钻井液
Practice for Application of Horizontal Drilling Technique in Jinche ng CBM Field
Zhang Zhengxiu1，Guo Bingzheng2，Shang Jingqiu1，Sun JianPing2，Huang Zunling1，Lu Zhongliang1，Zhong Ming1
（1.Team No.2，Shandong Bureau of Coal Geology，Jiaxiang 272400；2.China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）
Abstract：Horizontal drilling in coalbed methane field provides an effective technique to both increase gas proction rate for single well and decrease the cost of development.Using truck-mounted drilling rig，together with the advanced wireless Measure-While-Drilling（MWD）tools and comprehensive geological logging methods，CUCBMsuccessfully drilled several horizontal wells，which is the first group of wells drilled in China and they kept hole extending within coal 15＃.CBM Horizontal drilling technique mainly consists of well design，wellbore extending track inspection and control，landing in the goal coal seam，formation protection and completion method，etc.
Keywords：Horizontal drilling；CBM；extending track control；drilling fluid
1 概述
1.1 煤层气钻井的现状
据预测，我国煤层气的资源量居世界第三位，是煤层气资源大国。近两年，随着石油价格的上涨，油气及煤层气的开发利用显得越来越重要；同时，煤矿重大安全事故的接连发生使地面开采煤层气的呼声日益高涨。鉴于上述情况，国家政策对煤层气开采的支持力度明显增强，煤层气的勘探开发也因之得到了迅速发展。2002年前的10年时间内，全国共完成216口各类煤层气井，全部采用常规直井钻井技术。而2005年一年完成的工程量已超过了2002年前10年的总和，钻井类型也已向丛式井、造穴井及水平井、多分支水平井发展。
1.2 水平井是增加煤层气井产量的必然方向
在美国煤层气的开发中，水平井的施工及完井技术的成功使煤层气的产量大大提高，使美国的煤层气产业得到了空前发展。分析我国煤层气的具体赋存条件，我国煤层普遍存在低压、低渗和低饱和的特性，一般采用直井压裂技术，单井产量在1000～3500m3/d。利用直井开发煤层气，存在占地多、投资大、投资回收期长、经济效益低等缺点，严重制约了我国煤层气开发速度。近两年，我国的煤层气钻井领域采用石油部门的钻井设备及石油水平井的钻井技术，利用美国先进的仪器设备及人员服务，成功地施工了多分支水平井，取得了较好的效果。但由于工程造价较高，在我国快速推广有一定难度。
中联煤层气有限责任公司在实施潘河示范项目一期工程和端氏项目多分支水平井的基础上，深入总结沁南地区钻井完井技术、压裂增产技术，针对15号煤层单井产能低的问题，按照由简单到复杂的原则，提出了在潘河示范项目区内利用水平井技术开发15煤的试验，以期掌握并拥有自主知识产权的煤层气水平井技术。因此，在中联煤层气有限责任公司和山东煤田地质局二队的共同努力下，由山东煤田地质局二队负责关键设备的配套并组织施工，在晋城潘河示范项目区内15＃煤层中成功地实施了两口水平井（PHH-001，PHH-002），取得了一定的经验，达到了钻井设计目标。
2 设备选择
2.1 钻机选择
我国煤层气水平井主井眼井深一般在2000m以内。水平段一般不超过1500m。水平段超过1500m时，对设备要求高，施工难度加大，施工成本会大大增加。施工水平井，一般要选用顶驱能力在100t以上的钻机。国内目前施工水平井的顶驱钻机，最小能力250t，施工成本高。晋城地区煤层埋深较浅，3＃煤层埋深一般在300～350m左右，15＃煤层在400～450m范围内。根据我队现有设备的情况，选择了T130XD钻机。
T130XD顶驱车载钻机主动力760马力，名义钻井深度1900m（311mm井径，114mm钻杆）。提升能力60t，顶驱给进能力14.5t，扭矩12kN·m，车载空压机2.4MPa，排量38m3/min。钻台可升起2.41m，因此能够直接安装防喷器。
该钻机搬迁安装极为方便，提升、回转能力均能满足煤层气水平井施工的需要。该钻机既可使用常规钻井液钻进，也可使用空气钻井。特别是该钻机接单根用时很短，一般不超过1分钟，有效地减少了接单根时因停泵造成的井下复杂的几率。
2.2 随钻仪器选择
在实际施工中，采用不同角度的弯接头或弯螺杆钻进，RST-48型无线随钻系统的电子探管将井底参数通过泥浆传输至地面，远程计算机系统将泥浆脉冲进行解析后反馈给轨迹控制人员，轨迹控制人员通过采用滑动钻进、复合钻进、调整工具面、选择钻具造斜率等手段进行钻井轨迹控制。
2.3 专用钻具选择
根据设计要求，选择了两种规格的单弯马达4根、两种规格的无磁钻铤4根、稳定器2根、随钻震击器1件以及加重钻杆4根。
3 水平井工艺技术
3.1 水平井的井眼轨迹设计
根据国内外施工水平井的经验，设计的基本原则是：在充分了解地质资料的情况下，设计剖面应尽量避开可能的复杂地层，缩短增斜井段的水平位移，缩短增斜井段的长度，减少增斜及水平段扭矩的摩阻。为了确保在预计深度进入靶区，增加可调节的稳斜段。
3.1.1 增斜段设计
15号煤层薄，结构相对复杂，轨迹控制中调整频繁、难度大，设计中要求做到：
（1）详细了解地质构造、地层倾角、可钻性等情况，结合邻井地质、钻井、测井资料、卡准煤层位置、准确地设计靶区。
（2）设计造斜率应适当低于动力钻具结合的造斜能力，缩短动力钻具定向钻井井段，增长导向钻进井段，确保井眼的平滑、安全。
（3）优化剖面结构，最大限度减少摩阻和扭矩，为后期水平段施工提供安全基础。
3.1.2 水平段的设计
掌握煤层的厚度、倾角、走向及煤层顶底板的岩性和地层的构造情况，尽量减少调整段。
对水平井的长度的设计，从理论上讲，水平段的长度越长越好，水平段长度的增加受到工程技术及煤层地质条件、煤质等多因素的限制，一般根据预测的施工长度及施工中遇到的具体情况决定水平井的最佳长度。
3.2 钻具组合
（1）直井段：一般选用塔式钻具组合。
（2）造斜增斜段：采用了单弯螺杆造斜。
（3）水平段：优化钻具组合，使用短无磁钻铤及无磁扶正器，缩短随钻测量仪器与钻头的位置距离，尽量选择造斜能力强的钻具组合，以便及时调整钻井轨迹。
在施工中，为保证井壁圆滑规则，减少工程风险，尽量增大复合钻进的比例。
通过两口水平井的实践，钻头+导向马达+无磁钻铤+MWD短节+抗压缩钻杆+钻杆的钻具组合，应用效果较好。
3.3 动力钻具选择
为了适合软及中硬地层，选择了中转速中扭矩马达。
3.4 钻头的选择
二开造斜段选择HJ517L钻头，三开水平段选择PDC钻头。
3.5 钻井液的选择
煤层气井施工时，煤储层保护极为关键。在本次钻井中，主要采用清水钻进，严格控制钻井液固相含量、比重，井内岩粉较多时，通过泵入高粘无污染钻井液排出岩粉，既保证了井内安全，又防止了储层污染。
3.6 轨迹控制技术
水平井的井眼轨迹控制技术是水平钻井成套技术中的关键环节，总的要求是具有一定的控制精度，具有较强的应变能力，具有较高的预测准确度，达到较稳、较快的施工水平。
3.6.1 弯马达的选择
根据轨迹全角变化率选择相对应的弯马达，见下表：
单弯马达造斜率
单弯马达的造斜率与地质构造及现场施工参数有关，不同的地层和施工参数造斜率不同，在实际施工中，选择马达的造斜率应大于设计造斜率。
3.6.2 着陆轨道控制
（1）着陆点应在水平预计点前部小于20m。
（2）着陆前下入LWD，对钻进地层进行自然伽马跟踪，通过气测录井、钻时录井、地质录井，确保着陆准确，并在煤层中钻进。
4 工程成果
PHH-001水平井共完成主井眼一个、分支井眼2个，完成钻井总进尺1678m，其中6寸井眼进尺1056m，15＃煤层段进尺1050m，现场评定煤层钻遇率93.1%。主井眼轨迹控制达到设计要求，分支井轨迹控制较差，但通过增加进尺，确保了该井控制面积。实际建井周期46.42d。
PHH-002水平井共完成主井眼一个、分支井眼5个，完成钻井总进尺2624m，其中6寸井眼进尺2047m，15＃煤层段进尺2030m，现场评定煤层钻遇率80.7%。实际建井周期33.67d。
5 经验与建议
通过两口水平井的施工，取得了以下经验：
（1）及时测斜、准确计算、跟踪作图是保证井身轨迹的关键。使用MWD能准确掌握井身轨迹的变化情况，使轨迹得到有效控制。
（2）在钻井过程中，随时观察扭矩、泵压的变化，发现问题及时分析、解决。
（3）根据马达的使用特性和钻井要求，确保马达的排量和使用要求。按照马达的水平推力和钻压平衡图，选择最优的钻压，确保马达在平衡状态下工作。
（4）使用柔性钻具组合，以加重钻杆替代钻铤。
（5）正常钻进时，密切关注拉力变化，发现问题及时上提钻具或短起下。
（6）为保证在煤层中钻进，采用伽马值监测、气测录井、钻时及岩屑录井的综合分析手段，及时进行轨迹调整。
（7）15＃煤平均厚度只有3m左右，遇到地层突变时很容易穿到顶底板，由于水平井施工的特殊性，钻井轨迹不能很快调整到煤层中，会导致煤层穿透率降低，影响产能。因此合理布置井位、优化主井眼及分支井眼方位是水平井成功的关键。
在完井技术方面应尽快推广筛管完井技术，以保证水平井的稳定产能。
‘伍’ 水平井怎么打工具面
和定向井一样，无非就是要注意角差误差不能差太多，工具面一定要稳，尤其是前几根，宁可牺牲钻时也要保证工具面稳定。
‘陆’ 怎么解释（井筒方位角）
井筒方位角是根据(西安或北京)坐标系确定坐标，(gps)定位仪定位。
方位角，又称地平经度(Azimuth angle，缩写为Az)，是在平面上量度物体之间的角度差的方法之一。是从某点的指北方向线起，依顺时针方向到目标方向线之间的水平夹角。
‘柒’ 开采石油和天然气时如何在地下深处打水平井
小油瓶先用张图展现一下打水平井的意义所在
正是凭借钻杆的弯曲度，钻井液的润滑，螺杆的造斜，我们才可以将一个垂直的井眼变成一个水平的井眼，这就是在地下深层打水平井的大概原理！
‘捌’ 水平井定向中，问题：1.工具面的概念，什么情况下分别使用磁力工具面和重力工具面
角差是指内部测量点于外部测量点的差距。是仪器高边于螺杆高边的角度差距
‘玖’ 什么叫水平井
井斜角达到或接近90°，井身沿着水平方向钻进一定长度的井。如附图所示，井眼在油层中水平延伸相当长一段长度。有时为了某种特殊的需要，井斜角可以超过90°，“向上翅”。一般来说，水平井适用于薄的油气层或裂缝性油气藏，目的在于增大油气层的裸露面积。 （石油技术辞典 > 第四篇 钻井工程 > 九、定向钻井 > 水平井）
其他
水平井是指井的透水段（透气段）滤管呈水平放置的抽（注）流体的集水建筑物。这类井有几个重要特点 1.水向水平井的流动具有较大的垂向分速度 2.井透水段同含水层有较大接触面积 3.井的地表出口可避开地表永久障碍物（飞机跑道、河流、公路和建筑物等） 4.在含水层厚度很小的情况下，也可安装透水段很长的水平井’ 在许多实际应用中水平井的以上特点使它在许多领域的应用较竖直井优越得多，一般来讲，水平井大大提高了集水建筑物与地下水非饱和带中的气体、地下油气的接触面积，有效地提高了流体的抽取效率
‘拾’ 石油的钻井通常都有上千米深，大概的工作原理是怎样的
通俗简单的说吧：
能源是电力，
机械传动，通过方钻杆，转动的力在地面传给方钻杆，方钻杆下面是钻杆，钻杆下面是钻头，跟我们在地面上用电钻钻一个孔原理差不多
不同的是钻杆之间用螺纹连接，钻到一定深度，就得拧开中间再加一节钻杆，这样一节一节钻下去，就可以达到几千米深了。
每钻一定深度，还得测量，有专门的测井公司，如发生偏差及时修正，
现在的钻井水平，十分厉害，可以在直着钻上千米深后再拐弯90度，钻孔能拐弯这种情况，在其它行业，是完全不可能的，