第1章水平井井眼轨道设计
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第1章 水平井井眼轨道设计方法
第一节 基本概念 第二节 水平井目标区设计 第三节 水平井井眼轨道设计
中国石油大学（北京） 张辉
概 述
井眼轨道：一口井开钻之前，预先设计的井眼轴线形状。 直井轨道：过井口的铅垂线 定向井轨道：（两维、三维） 轨道设计：定向井、水平井、侧钻井、大位移井等。
井眼轨迹：一口井实际钻成后的井眼轴线形状。 轨迹控制： • 直井防斜打直； • 特殊工艺井控制井斜和方位，使轨道和轨迹相一致。
井眼曲率K:井眼的空间曲率
A
r B
实钻井眼轨迹通常 是一条空间曲线
狗腿角公式推导
我国钻井行业标准计算公式：
γ = (Δα 2 + Δφ 2 sin 2 α c )0.5
α c = (α A + α B ) / 2
K c = 30γ / ΔDm
γ
—该测段的狗腿角，（ ）；
K c —该测段的平均井眼曲率，（ ）/30m ;
Cm = 16.693( Pj − PE ) Do × K × A
中国石油大学（北京） 张辉
一、水平井轨道设计原则
2. 轨道优化设计原则
摩阻、摩扭最小； 井段长度最短； 定向施工简单，难度小。
水平段长的限制条件问题：
• 限制水平段长度的因素： – 1. 目标段太长，下钻摩阻可能大 得下不下去；滑动钻进加不上钻 压； – 2. 摩阻增大，受压钻柱发生屈曲 失稳，更增大摩阻； – 3. 摩阻增大，在某种工况下，钻 柱受力可能超过钻柱的强度极 限，导致钻柱破坏； – 4. 水平段过长，下钻或开泵井内 波动压力过大，可能压漏地层； – 5. 水平段过长，起钻的抽吸可能 导致井壁坍塌。
0 ~ 90 之间。
（4）垂直深度 D （垂深）
轨迹上某点至井口所在水平 面的垂直距离。
O
Ａ点 垂直 井深
（5）水平位移 Lp（平移）
轨迹上某点至井口所在铅 垂线的水平距离，（或：在水 平投影面上，轨迹上某点至井 口的直线距离SA）。
Lp
Ａ点水平位移 Ａ点测量井深：Ｌ＝ＯＡ
DA
A
ΔL
Ａ点井斜角
αA
19
答案：
δ = 10 ° φF = 140° φ0= 90°
αT = 90 − tg [tgδ ⋅ cos(φ0 − φF )]
o −1
αT = 90 - atan (tan 10 cos (90 - 140)
= 83.53°
20
设计方位改变
若设计方位角为270°（正西方向）， 求：目标段的井斜角？
间曲线投影到设计方位线所在的铅垂面（即：井 口和目标点所在的铅锤面）。
坐标原点：井口 横坐标：视平移 V 纵坐标：垂深 D 该方法不能反映出真实的井深和井斜角。 柱面图示法应用最广
二、轨迹的基本概念
井深、井斜角和井斜方位角—轨迹的三个基本参数 (1) 井深（斜深、测深） 定义：井口（通常以转盘面为基准）至测点的轨迹长度。 井深增量（井段长度）：下测点井深与上测点井深之差。
第一节 井眼轨迹的基本概念
一、轨迹的图示方法 二、轨迹的基本概念
一、轨迹的图示方法
实钻井眼轨迹是一条空间曲线，可以有不同的表示方法。 1. 三维坐标法：X、Y、Z 2. 柱面图示法：垂直剖面图 （柱面展开图） + 水平投影图 垂直剖面图：经过井眼轨迹上每
一个点作一条铅垂线，这些铅垂线构 成了一个曲面，称为柱面。将此柱面 展开到一个平面上，就形成了垂直剖 面图。
中国石油大学（北京） 张辉
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
存在问题举例：
例如，直径244.47毫米，钢级为Ｎ－80 ， 11.05mm壁厚的套管，按照API推荐的公 式计算，允许通过的最大井眼曲率为6.97 ； 按钻井承包商推荐的公式计算，允许通过的最 大井眼曲率为15.72，二者相差太大。 胜利油田和大港油田在“八五”水平井攻关期 间，都曾将244.47mm直径，N80钢级， 11.05mm壁厚的技术套管，下过16.5的井 眼曲率，且未发现有什么问题。
22
井眼方位角的设计要考虑井壁稳定性
井壁坍塌
椭圆形井眼的 长轴方向即为 最小水平主地 应力方向
23
井壁崩落椭圆法确定水平地应力方向
水平最大主应力
水平最小主应力
井壁崩落形成 椭圆形井眼
由于井壁崩落椭圆的长轴方向总是与最小水平主地应力方 向一致，即与最大水平地应力方向垂直，因此可借用井壁 崩落椭圆来确定地应力的方向。
O
T
OA = tan δ cos Δφ OB ∠ABO = tg −1[tan δ cos Δφ ] tan ∠ABO =
B
C
αT = 90 − ∠ABO = 90 − tg −1[tan δ cos Δφ ]
α T = 90o − tg −1[tgδ ⋅ cos Δφ ]
实例：
目标段地层倾角：10° 下倾方位角：140° 若设计方位角为90°（正东方向）， 求：目标段的井斜角？
MP —— 套管管体钢材的屈服强度， a ；
—— 安全系数，API 推荐为1.8， 钻井承包商推荐1.2～1.25；
σs
D0 —— 套管管体外径，米 ；
K1 K2
API 偏保守
—— 螺纹应力集中系数，API 推荐为3， 钻井承包商推荐2～2.25
中国石油大学（北京） 张辉
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
α (2) 井斜角 （ ）
指井眼方向线与重力线之间的夹角。单位为 （ 井眼方向线：
过井眼轴线上某测点作井眼轴线的切线， 该切线向井眼前进方向延伸的部分称为井眼 方向线。
）
井斜角增量（ Δα ）：
下测点井斜角与上测点井斜角之差。
Δα = α B − α A
(3) 井斜方位角（方位角）φ
在水平投影图上，以正北方位线 为始边，顺时针方向旋转到井眼方位 线上所转过的角度。
第1章 水平井井眼轨道设计方法
第一节 基本概念 第二节 水平井目标区设计 第三节 水平井井眼轨道设计
中国石油大学（北京） 张辉
第三节 水平井井眼轨道设计
一、设计原则 二、几种常用的轨迹剖面类型 三、井眼轨道设计
中国石油大学（北京） 张辉
一、水平井轨道设计原则
1. 水平井井眼轨道设计应考虑问题
① 首要考虑的是水平井能否取得预期的经济效益。水平井获 得经济效益的关键是目标段的设计，包括油藏类型的选 择，对油层厚度、性质以及剩余油分布的研究，目标段的 走向、倾向、长度、完井方法等等。 ② 钻机和顶部驱动的能力； ③ 考虑摩阻摩扭的大小；
API推荐公式存在的问题： 未考虑套管管体和螺纹连接强度的差别。式中采用的 是管体屈服强度，实际上真正控制“套管可通过的最大 井眼曲率”的因素是螺纹连接强度。 未考虑轴向力的影响。套管可通过的最大井眼曲率问 题，就是套管可承受最大弯曲应力的问题。显然在不 同的轴向应力条件下，套管可承受的最大弯曲应力也 将不同。轴向应力越大，则可承受的最大弯曲应力将 越小。 将安全系数 K1 和螺纹应力集中系数 K 2 分开， 实无必要。
井眼方位角的设计要考虑井壁稳定性
地层破裂 －井漏
25
井斜角的设计还要考虑管柱摩阻
LATERAL 侧向力
AXIAL
W sin I
N=W sin I
W cos I
ΔT=W cos
Hole Inclination, degrees
26 Drillstring axial and sidewall forces vs. Hole Inclination
(6) 井眼曲率：井眼轨迹曲线的曲率。 指Biblioteka Baidu位井眼长度内井眼全角的变化值，通常也叫狗腿严重度。 （也称“全角变化率”）。
K = 30γ / ΔDm
度/30m 狗腿角，度
井段长度，m
狗腿角：上下二测点的两条方向线之间的夹角（空间夹角）。 Lubinski公式：
cosγ = cosα A ⋅ cosαB + sinα A ⋅ sinαB ⋅ cos(φB − φA )
水平投影图：俯视图。将井眼
轨迹这条空间曲线投影到井口所在的 水平面上，形成水平投影图。
垂直剖面图：
井口为坐标原点
纵坐标：垂深 D 横坐标：水平位移 Lp
水平投影图：
井口为坐标原点 纵坐标：N坐标 横坐标：E坐标
该方法可反映出真实的井深参数，如： 井深、井斜角、垂深 作图简便
一、轨迹的图示方法
3. 投影图示法：垂直投影图 + 水平投影图 水平投影图：同上。 垂直投影图：侧视图。将井眼轨迹这条空
α c —该测段的平均井斜角， （ ）
井眼轨迹的三大基本要素：井深、井斜角、方位角
第1章 水平井井眼轨道设计方法
第一节 基本概念 第二节 水平井目标区设计 第三节 水平井井眼轨道设计
中国石油大学（北京） 张辉
水平井设计程序 和框图
水平井设计程序 和框图是1992年11 月由美国石油工程 协会和地质家协会 、地球物理家协会 和测井分析家协会 共同开会约定的。 该设计内容（如 图）是由地质、采 油油藏、钻井、成 本核算四部分人员 共同合作完成的。
C 式中： m
— 套管允许通过的最大井眼曲率，° 30m；
Pj — 套管螺纹联结强度， kN ；
PE — 套管已承受的有效轴向力，kN ； D — 套管管体外径，cm ；
o
K
— 考虑套管螺纹应力集中等因素的系数，取K=1.65； — 套管管体截面积， cm 。
2
中国石油大学（北京） 张辉
A
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
Ｎ
井眼方位线（井斜方位线）：
某测点处的井眼方向线在水平面上 的投影。
φΑ
Ａ Ｏ
φΒ
Ｂ Ｅ
井斜方位角增量 Δφ
：
上下测点的井斜方位角之差。
Δφ = φ B − φ A
井斜方位角的变化范围：
0 ~ 360
井斜方位角的另一种表示方式： 象限角：指井眼方位线与正北方位线或与正南方位线之间的夹角。 象限角的变化范围：
中国石油大学（北京） 张辉
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
在分析了套管可通过的最大井眼曲率影响因素的基础 上，参考了文献长庆油田的套管弯曲试验数据和胜利、大港油 田的现场实践经验，提出了一种套管可通过的最大井眼曲率的 确定方法，并给出了计算公式： 16.693( Pj − PE )
Cm = Do × K × A
中国石油大学（北京） 张辉
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
我国的《钻井手册(甲方)》介绍了API推荐的公式和钻井 承包商推荐的公式，两公式的形式完全相同，只是系数不同 而已，如下式 : σs Cm = 59.9 ⋅ D0 ⋅ K1 ⋅ K 2
式中： m C
° —— 套管允许通过的最大井眼曲率， 30m ；
候选目标油气藏 法 律 地质依据 经营战略
油气藏筛选 租赁约束 市场预测 经济评价预测 规则条例
详细的油气藏分析
生产战略
增产措施/修井
完井对策
详细的设计 钻 井
完井试油后回顾总结
水平井是否有效益的关键 ——水平井目标区设计
• 目标段井斜角的计算 (倾斜油层)
已知：地层倾角δ；目 标段设计方位线OB与地 层下倾方位线OC的夹 角为Δφ=φ0-φF； 求：目标段的井斜角αT
中国石油大学（北京） 张辉
一、水平井轨道设计原则
1. 水平井井眼轨道设计应考虑问题
④ 考虑施工人员的轨迹控制能力，特别是增斜段的轨迹控制 能力，是否具备必要的造斜工具和测量工具测量仪器等； ⑤ 施工的难易程度； ⑥ 考虑钻柱的强度； ⑦ 所选的造斜率，下套管时套管能否顺利通过？ ⑧ 套管磨损； ⑨ 考虑两个不确定性问题：目标垂深的不确定性；造斜率的 不确定性。 ⑩ 采油工艺。
αT = 90 − tg [tgδ ⋅ cos(φ0 − φF )]
o −1
αT = 90 - atan (tan 10 cos (270 - 140)
= 96.47°
21
启发：设计的井眼方位角不同，对应井斜角不同
0 N
o o
270
W
E 90
o
o
S o 180
140 --> S40E (dip azimuth)
A O
T
B
C
α T = 90o − tg −1[tgδ ⋅ cos Δφ ]
Φ0为设计方位角，φF为地层下倾方位角。
水平井是否有效益的关键 ——水平井目标区设计
A
井眼方位线是井眼方向线在水平面上的投影。 OB为设计方位线，AB为井眼设计方向线。 tan δ = OA OC cos Δφ = OC OB
推荐公式的计算步骤：
从《钻井手册（甲方）》或其他有关手册中查得套管 的最小螺纹联结抗拉强度 Pj 。 计算套管已经承受的轴向力 PE 。 计算套管可承受的弯曲引起的轴向力：Pe = Pj − PE 。 Pe 计算套管可承受最大弯曲应力： σ b = 。 A 将 K1 和 K 2 两个系数合为一个系数 K ，取值为 1.65 。 考虑到单位换算，套管可通过的最大井眼曲率为：
第一节 基本概念 第二节 水平井目标区设计 第三节 水平井井眼轨道设计
中国石油大学（北京） 张辉
概 述
井眼轨道：一口井开钻之前，预先设计的井眼轴线形状。 直井轨道：过井口的铅垂线 定向井轨道：（两维、三维） 轨道设计：定向井、水平井、侧钻井、大位移井等。
井眼轨迹：一口井实际钻成后的井眼轴线形状。 轨迹控制： • 直井防斜打直； • 特殊工艺井控制井斜和方位，使轨道和轨迹相一致。
井眼曲率K:井眼的空间曲率
A
r B
实钻井眼轨迹通常 是一条空间曲线
狗腿角公式推导
我国钻井行业标准计算公式：
γ = (Δα 2 + Δφ 2 sin 2 α c )0.5
α c = (α A + α B ) / 2
K c = 30γ / ΔDm
γ
—该测段的狗腿角，（ ）；
K c —该测段的平均井眼曲率，（ ）/30m ;
Cm = 16.693( Pj − PE ) Do × K × A
中国石油大学（北京） 张辉
一、水平井轨道设计原则
2. 轨道优化设计原则
摩阻、摩扭最小； 井段长度最短； 定向施工简单，难度小。
水平段长的限制条件问题：
• 限制水平段长度的因素： – 1. 目标段太长，下钻摩阻可能大 得下不下去；滑动钻进加不上钻 压； – 2. 摩阻增大，受压钻柱发生屈曲 失稳，更增大摩阻； – 3. 摩阻增大，在某种工况下，钻 柱受力可能超过钻柱的强度极 限，导致钻柱破坏； – 4. 水平段过长，下钻或开泵井内 波动压力过大，可能压漏地层； – 5. 水平段过长，起钻的抽吸可能 导致井壁坍塌。
0 ~ 90 之间。
（4）垂直深度 D （垂深）
轨迹上某点至井口所在水平 面的垂直距离。
O
Ａ点 垂直 井深
（5）水平位移 Lp（平移）
轨迹上某点至井口所在铅 垂线的水平距离，（或：在水 平投影面上，轨迹上某点至井 口的直线距离SA）。
Lp
Ａ点水平位移 Ａ点测量井深：Ｌ＝ＯＡ
DA
A
ΔL
Ａ点井斜角
αA
19
答案：
δ = 10 ° φF = 140° φ0= 90°
αT = 90 − tg [tgδ ⋅ cos(φ0 − φF )]
o −1
αT = 90 - atan (tan 10 cos (90 - 140)
= 83.53°
20
设计方位改变
若设计方位角为270°（正西方向）， 求：目标段的井斜角？
间曲线投影到设计方位线所在的铅垂面（即：井 口和目标点所在的铅锤面）。
坐标原点：井口 横坐标：视平移 V 纵坐标：垂深 D 该方法不能反映出真实的井深和井斜角。 柱面图示法应用最广
二、轨迹的基本概念
井深、井斜角和井斜方位角—轨迹的三个基本参数 (1) 井深（斜深、测深） 定义：井口（通常以转盘面为基准）至测点的轨迹长度。 井深增量（井段长度）：下测点井深与上测点井深之差。
第一节 井眼轨迹的基本概念
一、轨迹的图示方法 二、轨迹的基本概念
一、轨迹的图示方法
实钻井眼轨迹是一条空间曲线，可以有不同的表示方法。 1. 三维坐标法：X、Y、Z 2. 柱面图示法：垂直剖面图 （柱面展开图） + 水平投影图 垂直剖面图：经过井眼轨迹上每
一个点作一条铅垂线，这些铅垂线构 成了一个曲面，称为柱面。将此柱面 展开到一个平面上，就形成了垂直剖 面图。
中国石油大学（北京） 张辉
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
存在问题举例：
例如，直径244.47毫米，钢级为Ｎ－80 ， 11.05mm壁厚的套管，按照API推荐的公 式计算，允许通过的最大井眼曲率为6.97 ； 按钻井承包商推荐的公式计算，允许通过的最 大井眼曲率为15.72，二者相差太大。 胜利油田和大港油田在“八五”水平井攻关期 间，都曾将244.47mm直径，N80钢级， 11.05mm壁厚的技术套管，下过16.5的井 眼曲率，且未发现有什么问题。
22
井眼方位角的设计要考虑井壁稳定性
井壁坍塌
椭圆形井眼的 长轴方向即为 最小水平主地 应力方向
23
井壁崩落椭圆法确定水平地应力方向
水平最大主应力
水平最小主应力
井壁崩落形成 椭圆形井眼
由于井壁崩落椭圆的长轴方向总是与最小水平主地应力方 向一致，即与最大水平地应力方向垂直，因此可借用井壁 崩落椭圆来确定地应力的方向。
O
T
OA = tan δ cos Δφ OB ∠ABO = tg −1[tan δ cos Δφ ] tan ∠ABO =
B
C
αT = 90 − ∠ABO = 90 − tg −1[tan δ cos Δφ ]
α T = 90o − tg −1[tgδ ⋅ cos Δφ ]
实例：
目标段地层倾角：10° 下倾方位角：140° 若设计方位角为90°（正东方向）， 求：目标段的井斜角？
MP —— 套管管体钢材的屈服强度， a ；
—— 安全系数，API 推荐为1.8， 钻井承包商推荐1.2～1.25；
σs
D0 —— 套管管体外径，米 ；
K1 K2
API 偏保守
—— 螺纹应力集中系数，API 推荐为3， 钻井承包商推荐2～2.25
中国石油大学（北京） 张辉
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
α (2) 井斜角 （ ）
指井眼方向线与重力线之间的夹角。单位为 （ 井眼方向线：
过井眼轴线上某测点作井眼轴线的切线， 该切线向井眼前进方向延伸的部分称为井眼 方向线。
）
井斜角增量（ Δα ）：
下测点井斜角与上测点井斜角之差。
Δα = α B − α A
(3) 井斜方位角（方位角）φ
在水平投影图上，以正北方位线 为始边，顺时针方向旋转到井眼方位 线上所转过的角度。
第1章 水平井井眼轨道设计方法
第一节 基本概念 第二节 水平井目标区设计 第三节 水平井井眼轨道设计
中国石油大学（北京） 张辉
第三节 水平井井眼轨道设计
一、设计原则 二、几种常用的轨迹剖面类型 三、井眼轨道设计
中国石油大学（北京） 张辉
一、水平井轨道设计原则
1. 水平井井眼轨道设计应考虑问题
① 首要考虑的是水平井能否取得预期的经济效益。水平井获 得经济效益的关键是目标段的设计，包括油藏类型的选 择，对油层厚度、性质以及剩余油分布的研究，目标段的 走向、倾向、长度、完井方法等等。 ② 钻机和顶部驱动的能力； ③ 考虑摩阻摩扭的大小；
API推荐公式存在的问题： 未考虑套管管体和螺纹连接强度的差别。式中采用的 是管体屈服强度，实际上真正控制“套管可通过的最大 井眼曲率”的因素是螺纹连接强度。 未考虑轴向力的影响。套管可通过的最大井眼曲率问 题，就是套管可承受最大弯曲应力的问题。显然在不 同的轴向应力条件下，套管可承受的最大弯曲应力也 将不同。轴向应力越大，则可承受的最大弯曲应力将 越小。 将安全系数 K1 和螺纹应力集中系数 K 2 分开， 实无必要。
井眼方位角的设计要考虑井壁稳定性
地层破裂 －井漏
25
井斜角的设计还要考虑管柱摩阻
LATERAL 侧向力
AXIAL
W sin I
N=W sin I
W cos I
ΔT=W cos
Hole Inclination, degrees
26 Drillstring axial and sidewall forces vs. Hole Inclination
(6) 井眼曲率：井眼轨迹曲线的曲率。 指Biblioteka Baidu位井眼长度内井眼全角的变化值，通常也叫狗腿严重度。 （也称“全角变化率”）。
K = 30γ / ΔDm
度/30m 狗腿角，度
井段长度，m
狗腿角：上下二测点的两条方向线之间的夹角（空间夹角）。 Lubinski公式：
cosγ = cosα A ⋅ cosαB + sinα A ⋅ sinαB ⋅ cos(φB − φA )
水平投影图：俯视图。将井眼
轨迹这条空间曲线投影到井口所在的 水平面上，形成水平投影图。
垂直剖面图：
井口为坐标原点
纵坐标：垂深 D 横坐标：水平位移 Lp
水平投影图：
井口为坐标原点 纵坐标：N坐标 横坐标：E坐标
该方法可反映出真实的井深参数，如： 井深、井斜角、垂深 作图简便
一、轨迹的图示方法
3. 投影图示法：垂直投影图 + 水平投影图 水平投影图：同上。 垂直投影图：侧视图。将井眼轨迹这条空
α c —该测段的平均井斜角， （ ）
井眼轨迹的三大基本要素：井深、井斜角、方位角
第1章 水平井井眼轨道设计方法
第一节 基本概念 第二节 水平井目标区设计 第三节 水平井井眼轨道设计
中国石油大学（北京） 张辉
水平井设计程序 和框图
水平井设计程序 和框图是1992年11 月由美国石油工程 协会和地质家协会 、地球物理家协会 和测井分析家协会 共同开会约定的。 该设计内容（如 图）是由地质、采 油油藏、钻井、成 本核算四部分人员 共同合作完成的。
C 式中： m
— 套管允许通过的最大井眼曲率，° 30m；
Pj — 套管螺纹联结强度， kN ；
PE — 套管已承受的有效轴向力，kN ； D — 套管管体外径，cm ；
o
K
— 考虑套管螺纹应力集中等因素的系数，取K=1.65； — 套管管体截面积， cm 。
2
中国石油大学（北京） 张辉
A
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
Ｎ
井眼方位线（井斜方位线）：
某测点处的井眼方向线在水平面上 的投影。
φΑ
Ａ Ｏ
φΒ
Ｂ Ｅ
井斜方位角增量 Δφ
：
上下测点的井斜方位角之差。
Δφ = φ B − φ A
井斜方位角的变化范围：
0 ~ 360
井斜方位角的另一种表示方式： 象限角：指井眼方位线与正北方位线或与正南方位线之间的夹角。 象限角的变化范围：
中国石油大学（北京） 张辉
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
在分析了套管可通过的最大井眼曲率影响因素的基础 上，参考了文献长庆油田的套管弯曲试验数据和胜利、大港油 田的现场实践经验，提出了一种套管可通过的最大井眼曲率的 确定方法，并给出了计算公式： 16.693( Pj − PE )
Cm = Do × K × A
中国石油大学（北京） 张辉
套管可通过的最大井眼曲率限制问题
我国的《钻井手册(甲方)》介绍了API推荐的公式和钻井 承包商推荐的公式，两公式的形式完全相同，只是系数不同 而已，如下式 : σs Cm = 59.9 ⋅ D0 ⋅ K1 ⋅ K 2
式中： m C
° —— 套管允许通过的最大井眼曲率， 30m ；
候选目标油气藏 法 律 地质依据 经营战略
油气藏筛选 租赁约束 市场预测 经济评价预测 规则条例
详细的油气藏分析
生产战略
增产措施/修井
完井对策
详细的设计 钻 井
完井试油后回顾总结
水平井是否有效益的关键 ——水平井目标区设计
• 目标段井斜角的计算 (倾斜油层)
已知：地层倾角δ；目 标段设计方位线OB与地 层下倾方位线OC的夹 角为Δφ=φ0-φF； 求：目标段的井斜角αT
中国石油大学（北京） 张辉
一、水平井轨道设计原则
1. 水平井井眼轨道设计应考虑问题
④ 考虑施工人员的轨迹控制能力，特别是增斜段的轨迹控制 能力，是否具备必要的造斜工具和测量工具测量仪器等； ⑤ 施工的难易程度； ⑥ 考虑钻柱的强度； ⑦ 所选的造斜率，下套管时套管能否顺利通过？ ⑧ 套管磨损； ⑨ 考虑两个不确定性问题：目标垂深的不确定性；造斜率的 不确定性。 ⑩ 采油工艺。
αT = 90 − tg [tgδ ⋅ cos(φ0 − φF )]
o −1
αT = 90 - atan (tan 10 cos (270 - 140)
= 96.47°
21
启发：设计的井眼方位角不同，对应井斜角不同
0 N
o o
270
W
E 90
o
o
S o 180
140 --> S40E (dip azimuth)
A O
T
B
C
α T = 90o − tg −1[tgδ ⋅ cos Δφ ]
Φ0为设计方位角，φF为地层下倾方位角。
水平井是否有效益的关键 ——水平井目标区设计
A
井眼方位线是井眼方向线在水平面上的投影。 OB为设计方位线，AB为井眼设计方向线。 tan δ = OA OC cos Δφ = OC OB
推荐公式的计算步骤：
从《钻井手册（甲方）》或其他有关手册中查得套管 的最小螺纹联结抗拉强度 Pj 。 计算套管已经承受的轴向力 PE 。 计算套管可承受的弯曲引起的轴向力：Pe = Pj − PE 。 Pe 计算套管可承受最大弯曲应力： σ b = 。 A 将 K1 和 K 2 两个系数合为一个系数 K ，取值为 1.65 。 考虑到单位换算，套管可通过的最大井眼曲率为：