Key Technologies of Directional Drilling in the Moxi-Gaoshiti Area of the Sichuan Basin
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摘要: 四川盆地磨溪–高石梯区块采用“螺杆+MWD”钻进ϕ215.9 mm定向井段时，由于造斜点深、地层温度和钻井液密度高、地层复杂，存在井眼轨迹控制困难、托压严重、机械钻速低等问题。为解决这些问题，通过优化井眼轨道、优选个性化钻头、配套水力振荡器提速工具、制定降摩减阻和预防压差卡钻等技术措施，形成了ϕ215.9 mm定向钻井关键技术。磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段应用定向钻井关键技术后，降低了井眼轨迹控制难度，有效减轻了定向托压现象，提高了机械钻速，降低了井下卡钻风险，ϕ215.9 mm定向井段的钻井时间由应用前的44.75 d缩短至27.51 d，定向井段提速效果明显。研究和现场应用表明，ϕ215.9 mm定向钻井关键技术能有效解决磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段钻进过程中存在的技术难点，可在该区块推广应用。Abstract: Due to the deep kick-off point, high formation temperature and drilling fluid density, and complex reservoir characteristics in the Moxi-Gaoshiti area of the Sichuan Basin, directional well drillings with ϕ215.9 mm wellbore combining screw and measurement while drilling (MWD) are faced with many challenges such as difficulty in well trajectory control, severe supporting pressure, and low rate of penetration (ROP). Regarding these problems, new key drilling technologies for directional well with ϕ215.9 mm wellbore were developed by means of optimizing the wellbore trajectory, selecting personalized drill bits, customizing the speed-up tools for hydraulic oscillators, and formulating technical measures such as friction reduction and the prevention of differential pressure sticking. With the applications of directional drilling technologies in the ϕ215.9 mm directional well section of the Moxi-Gaoshiti area in the Sichuan Basin, the trajectory control was strategically optimized, and the directional drag was effectively reduced. Besides, the average ROP was effectively improved, and the risk of downhole sticking was reduced. The drilling time of the ϕ215.9 mm directional well section was shortened from 44.75 d to 27.51 d depending on this technology. The results showed that the key directional drilling technologies with ϕ215.9 mm wellbore could effectively solve the technical difficulties in the drilling of the Moxi-Gaoshiti area, and thus the technology merits promotion in this block.
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Keywords:
- directional well /
- well trajectory /
- rate of penetration /
- compound bit /
- Moxi-Gaoshiti Block /
- Sichuan Basin
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磨溪–高石梯区块位于四川省安岳县、遂宁市、武胜县和重庆市大足区、潼南区等境内，属于四川盆地乐山–龙女寺古隆起构造，是川渝地区的重要勘探区块之一，主要目的层为灯影组四段[1-2]，设计井深6 500.00 m左右。随着该区块勘探开发日趋成熟，定向井逐年增多，井眼轨道有二维和三维2种，靶点有单靶点和双靶点，水平位移900.00～1 400.00 m。在ϕ215.9 mm井眼内造斜，造斜点均在井深4 200.00 m以深，钻遇地层主要有长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、洗象池组、高台组、龙王庙组、沧浪铺组和筇竹寺组等，岩性以灰岩、云岩、砂岩、泥岩和页岩为主。ϕ215.9 mm定向井段长600.00～1 200.00 m，所用钻井液密度均在2.20 kg/L以上，因此ϕ215.9 mm定向井段具有造斜点深、穿越层位多、岩性软硬交错、地层差异性大、高温高压高含硫、钻井液密度高、高低压互存和靶区窄等特点。目前，该区块主要使用“MWD +弯螺杆”进行定向钻进，但钻进中容易出现造斜率低、定向托压严重、滑动钻进速度慢、卡钻风险大、井眼轨迹控制困难等问题。采用旋转导向钻井技术能解决这些问题，但是旋转导向钻井系统在高温深井作业时存在抗温能力受限、价格昂贵等缺点。
因此，笔者对磨溪–高石梯区块井眼轨道进行了优化设计，根据钻遇地层的特点选用个性化钻头，配套水力振荡器等提速工具，制定了降摩减阻和预防压差卡钻等技术措施，形成了ϕ215.9 mm定向钻井关键技术。磨溪–高石梯区块应用该技术后，井眼轨迹控制难度降低，托压现象减少，提高了定向钻进的机械钻速，定向钻井时间大幅缩短。
1. 定向钻井技术难点
1）裸眼井段长，摩阻高，钻具负荷重。磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段从嘉二3段（井深3 000.00 m左右）开始钻进，造斜点井深一般为4 200.00 m以深，钻至灯四段顶中完，中完井深为5 200.00～5 700.00 m，裸眼段长度超过2 200.00 m，裸眼段非常长，摩阻高，钻具负荷重，容易出现疲劳损坏。
2）钻井液密度高，性能维护困难。ϕ215.9 mm定向井段从嘉二3段至灯四段顶，需穿越数十个层位，地层压力系数1.60～2.20，所用钻井液密度为2.15～2.35 kg/L，定向井段地层温度高达150 ℃，而在高温高压环境下，保障高密度钻井液性能稳定比较困难。
3）难钻地层多。ϕ215.9 mm定向井段穿越层位不仅多，而且软硬地层交错。龙潭组泥质含量高、塑性强，茅二段和栖一段含硅质，高台组和沧浪铺组为砂岩层，研磨性特别强，钻头使用寿命短，机械钻速低，定向造斜率低，GS110井在沧浪铺组进行定向增斜时，机械钻速仅0.56 m/h，钻头使用寿命65.50 h，造斜率2.13°/30m。筇竹寺组下部页岩层塑性强，MX022-X6井在筇竹寺组页岩段进行定向作业时，钻具上提下放阻卡严重，由此可知，页岩段滑动钻进困难，易卡钻，不利于定向作业。
4）地质靶区窄、地层硬、井眼轨迹控制困难。ϕ215.9 mm定向井段钻至灯四段顶部中完，井眼轨道有二维和三维2种，因地质靶区需要，对入靶井斜角、闭合距和闭合方位角要求比较严格，特别是靶前距比较短的井，后期狗腿度比较高。由于地层研磨性强、岩性多变和页岩层对定向钻进不利，导致定向造斜率低，达不到设计要求，增大了下部井段的定向难度。同时地层也存在增厚或变薄的可能，为了确保井斜角和靶前距达到设计要求，不得不调整狗腿度，MX022-H25井因地层变薄导致后期狗腿度高达8°/30m。因此，地质靶区窄、靶前距短、狗腿度高、地层硬、地层垂深变化大和高温高压等是引起该区块井眼轨迹控制困难的主要因素。
5）定向托压频繁。磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段因受井深、软硬地层交错、温度和钻井液密度高等因素的影响，在定向钻进中易出现托压现象，而且随着井斜角增大，托压现象会越来越严重[3]，特别是龙王庙组低压层定向钻进中存在因托压引起的压差卡钻。GS001-X4井增斜段每天处理托压的时间达2～5 h，2017年磨溪–高石梯区块平均每口井ϕ215.9 mm定向井段处理托压的时间达到3.32 d（见表1）。
表 1 磨溪–高石梯区域部分井ϕ215.9 mm定向井段钻井技术指标Table 1. Technical indexes of directional drilling of partial wells with ϕ215.9 mm well section in Moxi-Gaoshiti Area井号 井段/m 钻井时间/d 平均机械钻速/
（m·h–1）复合钻进钻速/
（m·h–1）定向井段钻速/
（m·h–1）处理托压时间/
d最大井斜角/
（°）GS001-X4 4430～5356 58.87 1.20 1.77 0.94 9.20 71.49 GS001-X5 4151～5122 50.88 1.56 2.00 0.85 5.34 60.72 GS001-X6 4598～5035 32.46 1.11 1.69 0.91 1.83 54.00 GS001-X7 4360～5390 44.21 1.86 2.35 0.99 4.29 79.60 GS110 4700～5558 50.81 1.46 1.81 0.88 4.64 69.32 MX022-X3 4766～5584 43.56 1.57 1.92 1.19 2.32 63.80 MX009-2-H2 4185～4658 35.50 1.82 3.60 1.21 1.29 75.20 MX009-4-X2 3920～4853 71.20 2.08 2.70 1.30 2.92 74.09 MX009-8-X1 4200～4701 29.30 1.92 2.80 1.20 1.08 70.21 MX008-20-H2 3975～4835 62.36 2.10 2.80 1.40 2.58 64.51 MXX211 4050～4945 53.20 1.37 1.90 1.32 1.06 62.55 6）滑动钻进机械钻速低。磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段主要在茅口组—筇竹寺组，因井深、岩性多变、钻井液密度和地层温度高等因素的影响，特别是高台组和沧浪铺组研磨性强，定向钻进中机械钻速普遍偏低。统计部分已钻井定向井段的钻井技术指标，发现复合钻进平均机械钻速为2.30 m/h，滑动钻进平均机械钻速为1.11 m/h，整个定向井段的平均机械钻速为1.64 m/h，复合钻进机械钻速是滑动钻进机械钻速的2倍，且部分井的滑动钻进机械钻速低于1.00 m/h（见表1）。滑动钻进机械钻速低，严重制约了定向井段的提速[4-5]。
2. 定向钻井关键技术
2.1 井眼轨道优化设计
针对高台组、沧浪铺组上部研磨性强，定向增斜或扭方位困难，筇竹寺组下部井斜角大、托压严重等问题，采用“合理选择造斜点，降低后期狗腿度”的设计方法，优化设计井眼轨道。
磨溪–高石梯区块定向钻进实践发现，不同层位、不同井斜段复合钻进的造斜率不同：ϕ215.9 mm定向井段采用1.50°弯角螺杆进行复合钻进时，井斜角小于50°时，井斜角基本上不变化；井斜角为50°～60°时，造斜率为0.5°/30m；井斜角为60°～70°时，造斜率为1.0°/30m；井斜角大于70°时，造斜率大于1.2°/30m。定向钻进研磨性较强地层时，机械钻速低，增斜率更低，甚至出现降斜情况。
结合现场实际地层情况，根据复合钻进增斜率、地层层位和岩石可钻性级值等因素优化设计井眼轨道：合理选择造斜点，降低难钻层位的造斜率；采用分段优化井眼轨道的方法，尽量避免在研磨性较强地层和页岩地层进行定向作业。该区块处于高台组和沧浪铺组井段的井斜角均小于50°，因此将处于高台组和沧浪铺组中部研磨性强地层井段的造斜率优化为0°，处于筇竹寺组下部页岩层的井段优化为造斜率约为1.5°/30m的微增斜段。部分井定向井段优化设计结果见表2。
表 2 部分井定向井段造斜率优化设计结果Table 2. Results of build rate optimization design for partial directional wells井号 造斜点/m 造斜率/（（°）·（30m）–1） 高台组 沧浪铺组中部 筇竹寺组下部页岩层 原设计 实际 原设计 优化后 原设计 优化后 原设计 优化后 GS001-X25 4 510.00 4 402.00 3.80 0 4.50 0 4.50 3.70 GS001-X10 4 600.00 4 450.00 5.00 0 5.00 0 0 0.90 GS001-X29 4 535.00 4 320.00 4.00 0 4.00 0 4.00 3.44 GS001-X36 4 420.00 4 350.00 5.00 0 5.00 0 1.56 1.54 MX126 4 600.00 4 671.00 3.28 0 3.28 0 0 1.81 2.2 降摩减阻技术措施
2.2.1 简化钻具组合
深层、大斜度井段摩阻高，采用“加重钻杆代替钻铤、钻杆代替加重钻杆、减小弯螺杆稳定器尺寸”的方法，降低复合钻进扭矩和起下钻摩阻，缓解定向托压情况。磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段对于不同井斜角的井段采用不同的简化钻具组合：
1）井斜角小于20°的井段。ϕ215.9 mm PDC/复合钻头+ϕ171.5 mm×1.5°（带ϕ212.0 mm稳定器）螺杆+ϕ165.1 mm无磁钻铤（MWD）+ϕ165.1 mm钻铤×1柱+ϕ127.0 mm加重钻杆×5柱+ϕ165.1 mm随钻震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆×1柱+ϕ127.0 mm钻杆。
2）井斜角20°～40°的井段。ϕ215.9 mm PDC/复合钻头+ϕ171.5 mm×1.5°（带ϕ205.0 mm稳定器）螺杆+ϕ165.1 mm无磁钻铤（MWD）+ϕ127.0 mm加重钻杆×6柱+ϕ165.1 mm随钻震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆×1柱+ϕ127.0 mm钻杆。
3）井斜角40°～60°的井段。ϕ215.9 mm PDC/复合钻头+ϕ171.5 mm×1.5°螺杆+ϕ165.1 mm无磁钻铤（MWD）+ϕ127.0 mm加重钻杆×3柱+ϕ165.1 mm随钻震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆×1柱+ϕ127.0 mm钻杆。
4）井斜角大于60°的井段。ϕ215.9 mmPDC/复合钻头+ϕ171.5 mm×1.5°（带ϕ205.0 mm稳定器）螺杆+ϕ165.1 mm无磁钻铤（MWD）+ϕ127.0 mm钻杆×4柱+ϕ165.1 mm随钻震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆×1柱+ϕ127.0 mm钻杆。
2.2.2 个性化钻头优选
目前磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段常采用PDC钻头和牙轮–PDC复合钻头。进行定向钻进时，应根据钻遇地层和井眼轨道设计情况，并结合PDC钻头和复合钻头的优缺点，进行个性化钻头优选。整个定向井段PDC钻头与复合钻头交替使用，既能保证井身质量，又能提高定向井段的机械钻速。
PDC钻头主要是利用复合片齿切削地层，优点是复合钻进钻时快、使用寿命长。缺点是钻进研磨性强的地层时易磨损，定向钻进时易出现托压，而托压易引起造斜率低、井眼轨迹控制困难和卡钻等风险。因此，采用PDC钻头钻进灰岩、云岩、泥岩等岩性单一且比较软的地层。
牙轮–PDC复合钻头融合了PDC钻头和牙轮钻头的特性，以PDC切削齿刮切破岩为主，牙轮冲压破岩为辅。采用牙轮–PDC复合钻头旋转钻进时，PDC切削齿在钻头体的带动下绕钻头中心轴线旋转刮切岩石；牙轮在钻头本体的带动下绕钻头轴线公转的同时，还绕其自身轴线自转，牙轮上的牙齿以冲击压碎的方式破碎岩石，在井底冲压出连续凹坑。在PDC切削齿与牙轮共同覆盖的区域，由于复合钻头的牙轮比PDC切削齿冠面稍高，牙轮牙齿先冲压出破碎凹坑，随后跟进的PDC切削齿侵入并刮切岩石，2种切削方式共同作用于井底岩石[6]。复合钻头的优点是抗冲击性强，能解决定向托压问题，钻进研磨性强的地层时机械钻速快；缺点是使用寿命短，有掉牙轮风险，复合钻进机械钻速低。因此，采用复合钻头钻进研磨性强、岩性多变、硬度高和定向托压严重的地层。
2.2.3 配套提速工具
为解决托压问题，提高机械钻速，配套了水力振荡器。水力振荡器是一种用来解决托压、改善钻压传递的井下工具，尤其适合在定向井、大位移井和水平井中使用。它可以与MWD、井下动力钻具及各种钻头配合使用。
水力振荡器通过钻井液驱动动力部件高速旋转，动力部件驱动回转阀片高速旋转，通过回转阀过流面积周期性变化产生周期性液压力，周期性液压力通过振荡部件转化为周期性振荡力和工具振幅（见图1），带动紧贴井壁的钻杆活动起来，从而缓解滑动钻进时的托压[7]。
水力振荡器安放在井底托压最严重的地方，当不能确定托压点时，可根据使用目的放置。解决定向井段工具面不稳、托压严重等情况时，通常可安放在距钻头140.00～170.00 m处；应用于水平井时，根据水平段长度安放，一般安放在距钻头170.00～210.00 m处[8-9]。
钻具扭摆技术采用一个可编程控制器，接收MWD、钻杆扭矩、立管压力和大钩悬重等多个传感器的数据，依照定向钻井控制流程，对顶驱进行程控编程，分析传感器数据，输出控制参数，精确控制顶驱转动，调整和保持工具面；运用扭矩摇摆技术顺时针和逆时针交替旋转钻具，降低井眼摩阻，解决滑动托压问题，提高机械钻速[10]。
2.3 龙王庙组预防压差卡钻技术措施
磨溪–高石梯区块龙王庙组地层压力系数1.50～1.60，其上部地层压力系数1.62～2.25，压差最大达35 MPa。由于与上部地层压差大，钻进龙王庙组时易发生压差卡钻。同时，该区块定向强增斜井段大多设计在龙王庙组，钻进时很容易发生压差卡钻，GS001-X22井和MX022-X40井均在滑动钻进龙王庙组时发生压差卡钻。为防止定向钻进龙王庙组时发生压差卡钻，采取以下技术措施：1）控制钻井液性能，保证钻井液具有良好的润滑性和低滤失性，钻井液密度在满足井控要求的前提下要尽可能低，以降低压差；2）滑动钻进时若发现有托压现象立即上提钻具，严防因钻具长时间静止引起卡钻；3）测斜、滑动钻进、接立柱前应进行划眼作业，以保证井眼通畅；4）简化钻具组合，不用钻铤，以降低钻具组合与井壁的接触面积。
3. 现场应用
磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段通过优化井眼轨道，配套提速钻具，采取降摩减阻、预防压差卡钻等技术措施，2019年累计完成21井次ϕ215.9 mm井段的定向作业，定向井段平均钻井时间27.51 d，机械钻速2.17 m/h。与2018年相比，定向井段平均钻井时间缩短6.31 d，平均机械钻速提高2.36%；与2017年比，定向井段平均钻井时间缩短17.24 d，平均机械钻速提高26.9%（见表3）。
表 3 磨溪–高石梯区块近3年ϕ215.9 mm定向井段钻井指标对比Table 3. Comparison of directional indexes of ϕ215.9 mm well section in Moxi-Gaoshiti Area in the past three years年份 作业井次 平均段长/m 钻井时间/d 平均机械钻速/（m·h–1） 平均行程钻速/（m·d–1） 备注 2019 21 771.72 27.51 2.17 28.56 应用后 2018 17 923.98 33.82 2.12 28.07 应用前 2017 7 862.44 44.75 1.71 19.27 应用前 3.1 GS001-X36井
GS001-X36井位于高石梯GS1井区西高点南翼，设计采用“直—增—稳—增—稳”五段制井身剖面，井深4 420.00 m（洗象池组）处开始造斜，增斜至71°（灯四段顶）中完进入A靶点，A靶点要求靶区闭合方位角122°，水平位移642.00 m，靶心半径30.00 m。
根据该井钻遇地层的特点，通过优化井眼轨道，适当提高造斜点，降低研磨性强地层和筇竹寺组页岩层段的造斜率（见表4）；通过简化钻具组合和在强增斜井段选用复合钻头，降低了滑动钻进托压概率；在微增斜井段选用PDC钻头，提高了单趟进尺，从而达到了提速提效的目的。
表 4 GS001-X36井井眼轨道优化设计Table 4. Optimized well trajectory of Well GS001-X36井深/m 井斜角/（°） 网格方位角/（°） 垂深/m 造斜率/（（°）·（30m）–1） 闭合距/m 闭合方位角/（°） 备注 4 350.00 0.49 188.97 4 349.76 0 29.31 142.60 造斜点 4 483.52 22.00 119.20 4 480.00 4.91 53.81 132.28 4 548.23 22.00 119.20 4 540.00 0 77.62 128.23 高台组 4 693.11 45.00 119.20 4 660.00 4.76 156.56 123.66 4 773.11 45.00 119.20 4 716.57 0 213.00 122.48 沧浪铺组中部 5 283.84 71.00 123.74 4 985.00 1.54 642.24 122.02 筇竹寺组 6 181.88 71.32 123.74 5 275.00 0.01 1492.00 123.00 灯四段 该井自井深4 330.00 m下入定向钻具组合进行定向钻进，用4趟钻钻至中完井深5 204.00 m，用时25.22 d完成了873.78 m长的定向井段，滑动钻进进尺占16.94%，平均机械钻速2.42 m/h，其中钻进筇竹寺组时单日进尺达到130.00 m，创造了该区块单日最高进尺纪录。
3.2 MX126井
MX126井是一口大斜度井，设计采用“直—增—稳—增—稳”五段制井身剖面，造斜点在井深4 600.00 m（洗象池组）。定向钻进前，根据前期直井段井眼轨迹数据和地层特点，将造斜点下移至井深4 668.00 m（龙王庙组），优化设计了井眼轨道。在钻进时，根据钻遇地层的特点，选用个性化钻头；在托压严重的井段应用了水力振荡器。该井ϕ215.9 mm定向井段仅用3趟钻就完成，钻井时间17.26 d，平均机械钻速2.30 m/h。
4. 结论及建议
1）磨溪–高石梯区块ϕ215.9 mm定向井段钻遇地层条件复杂，采用弯螺杆和MWD进行定向作业时井眼轨迹控制困难，托压严重，机械钻速低。
2）优化设计磨溪–高石梯区块井眼轨道，尽量避免在研磨性强的沧浪铺组和筇竹寺组底部碳质页岩层进行定向作业，以降低井眼轨迹控制难度；根据钻遇地层的岩性，选用个性化的钻头，并与水力振荡器等提速工具配合使用，以达到减轻托压、定向提速的目的。
3）建议磨溪–高石梯区块采用旋转导向技术钻进ϕ215.9 mm定向井段，以利用旋转导向技术优势，解决定向托压问题，保证井眼轨迹平滑，提高定向机械钻速，缩短定向周期。
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表 1 磨溪–高石梯区域部分井ϕ215.9 mm定向井段钻井技术指标
Table 1 Technical indexes of directional drilling of partial wells with ϕ215.9 mm well section in Moxi-Gaoshiti Area
井号 井段/m 钻井时间/d 平均机械钻速/
（m·h–1）复合钻进钻速/
（m·h–1）定向井段钻速/
（m·h–1）处理托压时间/
d最大井斜角/
（°）GS001-X4 4430～5356 58.87 1.20 1.77 0.94 9.20 71.49 GS001-X5 4151～5122 50.88 1.56 2.00 0.85 5.34 60.72 GS001-X6 4598～5035 32.46 1.11 1.69 0.91 1.83 54.00 GS001-X7 4360～5390 44.21 1.86 2.35 0.99 4.29 79.60 GS110 4700～5558 50.81 1.46 1.81 0.88 4.64 69.32 MX022-X3 4766～5584 43.56 1.57 1.92 1.19 2.32 63.80 MX009-2-H2 4185～4658 35.50 1.82 3.60 1.21 1.29 75.20 MX009-4-X2 3920～4853 71.20 2.08 2.70 1.30 2.92 74.09 MX009-8-X1 4200～4701 29.30 1.92 2.80 1.20 1.08 70.21 MX008-20-H2 3975～4835 62.36 2.10 2.80 1.40 2.58 64.51 MXX211 4050～4945 53.20 1.37 1.90 1.32 1.06 62.55 
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表 2 部分井定向井段造斜率优化设计结果
Table 2 Results of build rate optimization design for partial directional wells
井号 造斜点/m 造斜率/（（°）·（30m）–1） 高台组 沧浪铺组中部 筇竹寺组下部页岩层 原设计 实际 原设计 优化后 原设计 优化后 原设计 优化后 GS001-X25 4 510.00 4 402.00 3.80 0 4.50 0 4.50 3.70 GS001-X10 4 600.00 4 450.00 5.00 0 5.00 0 0 0.90 GS001-X29 4 535.00 4 320.00 4.00 0 4.00 0 4.00 3.44 GS001-X36 4 420.00 4 350.00 5.00 0 5.00 0 1.56 1.54 MX126 4 600.00 4 671.00 3.28 0 3.28 0 0 1.81
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表 3 磨溪–高石梯区块近3年ϕ215.9 mm定向井段钻井指标对比
Table 3 Comparison of directional indexes of ϕ215.9 mm well section in Moxi-Gaoshiti Area in the past three years
年份 作业井次 平均段长/m 钻井时间/d 平均机械钻速/（m·h–1） 平均行程钻速/（m·d–1） 备注 2019 21 771.72 27.51 2.17 28.56 应用后 2018 17 923.98 33.82 2.12 28.07 应用前 2017 7 862.44 44.75 1.71 19.27 应用前
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表 4 GS001-X36井井眼轨道优化设计
Table 4 Optimized well trajectory of Well GS001-X36
井深/m 井斜角/（°） 网格方位角/（°） 垂深/m 造斜率/（（°）·（30m）–1） 闭合距/m 闭合方位角/（°） 备注 4 350.00 0.49 188.97 4 349.76 0 29.31 142.60 造斜点 4 483.52 22.00 119.20 4 480.00 4.91 53.81 132.28 4 548.23 22.00 119.20 4 540.00 0 77.62 128.23 高台组 4 693.11 45.00 119.20 4 660.00 4.76 156.56 123.66 4 773.11 45.00 119.20 4 716.57 0 213.00 122.48 沧浪铺组中部 5 283.84 71.00 123.74 4 985.00 1.54 642.24 122.02 筇竹寺组 6 181.88 71.32 123.74 5 275.00 0.01 1492.00 123.00 灯四段
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