哪个牌子的测斜仪比较好

性能卓越：便携式数字垂直活动测斜仪以其耐久性，高精度和反应快速而赢得世界广泛的赞誉。

可重复探测：为确保在各种测斜管上同样可以探测，测斜仪探头配备了坚固的轮架，密封的轮轴和特殊设计的测轮。

使用寿命长：探头结构紧凑，允许通过小半径曲线，安装使用期限超过了其他所有厂商的测斜仪。

计算机率定：每个测斜仪探头都经过专门设计的计算机率定工作台严格率定。

可靠的控制电缆：控制电缆非常耐用而且便于搬运，即使在低温下也可以保持灵活耐用的特点。控制电缆还具有耐化学腐蚀及耐磨损的特性，并提供了极好的空间稳定性。柔韧的橡皮深度标记永久可靠地硬化在电缆护套上。标记不会松散，也没有会损坏电缆护套及导线的毛刺。

深度控制一致：滑轮装置为推荐辅助设备，它有助于 *** 作者完成统一的深度控制。只能单向活动的电缆夹具确保了探头的位置一致。

系统的完整性：测斜仪系统包括高质量的测斜管，垂直和水平的活动测斜仪，垂直和水平的固定测斜仪，记录读数装置，图表分析软件和专用附件。

技术指标：

分辨率：002mm/500mm

重复性： ±001%FS

系统精度：±6mm/50 个读数，通过软件的修正程序可以得到更高的精度

温度范围：-20 至 50 ℃

尺寸：26 × 650 mm 1、高精度：倾斜角精度001°，方位角精度1°；

2、海量存储：可存9999根桩的数据；

3、低功耗：连续工作超过24小时；

4、测量参数：倾斜角、方位角；

5、显示方式：中文液晶显示 ；

6、报警设置：量程范围内任意设定；

7、供电方式：内置可充电锂电池；

8、外形尺寸：150（mm）×65（mm）×43（mm）； V型接触面；

9、重 量 ：05kg

受控定向钻探技术是一种可以使钻孔轨迹按照预定方向延伸的特殊钻探技术，是利用人工造斜工具使钻孔按设计轨迹钻到预定目标的一种钻进方法。该项钻探技术可以实现在一个主孔内钻进多个分支孔，已成功用于急倾斜（陡立）矿体、深部矿体和自然造斜严重矿区勘探。同时，也已广泛用于纠正钻孔弯曲、补取岩矿心、绕过孔内复杂事故层段等作业。

851 定向孔设计及其目的

马坑铁矿本阶段勘探共设计和施工2个受控定向钻孔（图84）。

图84 定向钻孔轨迹图

（a）ZK8321孔；（b）ZK7525孔

设计的原因和目的是：

ZK8321定向分支孔为验证马坑矿区ZK8321孔见矿点偏距55～75m处的矿层厚度和避开上部复杂地层、陡峭地形、青苗赔偿谈判困难等影响而设计，设计孔深900m，见图84a。

ZK7525孔（孔口坐标：X=2767208；Y=39507742；H=595）设计孔深1050m。该孔位于生态林边缘，机台路要通过生态林区，林业部门不同意在该处进行施工。为了尽快完成年度工作计划并达到探求铁矿333资源量的目的，经过多次与林业部门及当地村民进行协调，历时四个多月，最终选定位于原设计孔位15°方向、平距195m处作为新孔位（孔口坐标：X=2767397；Y=39507774；H=491），并以原设计穿矿点为靶点施工受控定向孔，见图84b。

852 定向孔轴线轨迹设计方法

定向孔轨迹设计采用倾斜平面设计法，即在空间任意倾斜平面内设计分支孔轨迹的方法，见图85。它假定造斜段的钻孔轨迹为圆弧形，造斜后钻孔轴线以直线穿过靶点。按此法设计的定向孔轨迹在由分支点切线和分支孔靶点确定的倾斜平面上。

图85 主干孔AK与分支孔KDB空间位置图

P平面为分支孔轴线倾斜平面；H平面为过靶点B的水平面；V平面为主干孔垂直平面

（1）设计坐标系的建立

建立空间坐标系OXYZ：O为开孔点坐标（0，0，0）；X轴为正向方位αX；Y轴为正向方位αX+90°；Z轴为正向垂直向上。

（2）设计已知条件

1）主干孔分支点K的孔深LK、顶角θK、方位角为αK，坐标为（XK，YK，ZK）：由测斜及计算求得；

2）分支孔靶点B的坐标（XB，YB，ZB）：由地质部门给定；

3）弯曲强度i：依据粗径钻具能否顺利通过造斜孔段、钻柱在孔内工作的安全性和造斜机具造斜能力确定。

（3）定向孔轴线倾斜平面设计步骤与方法

1）求主干孔分支点切线与靶点B所在水平面的交点C的坐标（XC，YC，ZC）：

福建马坑铁矿勘查钻探技术总结与研究

2）确定造斜段的全弯曲角γ：

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式中：R为曲率半径，m，R= ；h为C、K二点的长度，h= ；l为C、B二点的长度，l= ；β为KC、BK两直线的夹角，β=arccos ；LBK为B、K二点的长度，LBK= 。

3）造斜孔段长度L1：

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4）稳斜孔段长度L2（至靶点）：

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5）分支孔总长度L：

L=L1+L2 （85）

6）倾斜平面走向αt：

αt=αK+ω（增方位造斜时） （861）

αt=αK-ω（增方位造斜时） （862）

式中：ω=180°-arccos ；SKC为 K、C 二点的水平投影长度，SKC= ；SBC为B、C二点的水平投影长度，SBC= ；SBK为B、K二点的水平投影长度，SKB= 。

图86 倾斜平面走向与主干孔方位的关系

（a）增方位（αt由αK顺时针旋转后得）；（b）减方位（αt由αK逆时针旋转后得）

7）第一次造斜安装角φ1（图85中P平面与V平面的夹角）：

福建马坑铁矿勘查钻探技术总结与研究

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8）造斜孔段设计坐标计算：

设从分支点K开始，造斜钻进LZ至F点，则有：

（a）全弯曲角γF：

γF=iLZ （88）

（b）顶角θF：

θF=arccos（cosθKcosγF-sinθKsinγFcosφ1） （89）

（c）方位角αF：

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αF=αK+∆α（增方位造斜时） （8111）

αF=αK-∆α（减方位造斜时） （8112）

（d）坐标（XF，YF，ZF）：

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其中：

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9）稳斜孔段设计坐标（XW，YW，ZW）的计算：

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式中：XW，YW，ZW为稳斜孔段某一点坐标；Xd，Yd，Zd为造斜终了点坐标；LW为从造斜终了点D开始的稳斜钻进长度；θd、αd分别为造斜终了点的钻孔顶角、方位角。

（4）设计程序编写

根据倾斜平面设计法的相关计算公式和已知条件，结合计算机中Excel表格强大的计算功能设计简便的程序，输入造斜强度、分支点坐标、靶点坐标，就可得出造斜孔段长度、稳斜孔段长度、造斜安装角以及钻孔各位置的顶角、方位角和坐标值。

853 钻孔空间位置坐标的计算方法

钻孔空间位置坐标是按均角全距法计算公式，计算公式为：

福建马坑铁矿勘查钻探技术总结与研究

式中：X、Y、Z为下测点坐标值；X0、Y0、Z0为上测点坐标值；L为上、下测点间孔段长度，m；θ、β分别为上下测点顶角、方位角均值；βX为X轴正向方位。

根据钻孔空间位置坐标均角全距法计算公式，用Excel表格编制计算程序，根据光纤陀螺仪测的孔斜数据，输入各测点孔深、顶角、方位角数据，就可得出相关的空间位置坐标。

854 定向钻进设备

（1）主要设备

定向钻进主要设备见表812。

表812 定向钻进主要设备

（2）螺杆钻技术参数

螺杆钻具结构如图87所示，4 LE65-3型螺杆钻技术参数见表813。

图87 螺杆钻具结构示意图

表813 4LZ-65-3型螺杆钻技术参数

（3）螺杆钻造斜钻具组合

造斜采用的螺杆钻具组合为：S75绳索取心钻杆+定向接头+螺杆马达钻具（1°弯外管，出厂时配制）+容心管短节+造斜钻头。

855 造斜定向仪器与定向作业

（1）定向测量仪器

受控定向孔施工采用JTL-40GX光纤陀螺测斜仪（图88）进行定向。光纤陀螺仪（长寿命）属于自寻北陀螺测斜仪，使用时无需在地面进行方向校准，它可以自主寻北，得出的方位值就是钻孔倾斜真北方位角，使用非常方便。仪器顶角测量采用重力加速度传感器。

JTL-40GX光纤陀螺测斜仪能在任何地区（南北半球均可）、任何场合（磁性，非磁性，裸孔，套管孔，钻杆中）应用的测斜仪，虽然价格较贵，但具有精度高、体积小、重量轻、方位零点漂移小、寿命长、维护方便等诸多优点。主要技术指标：

顶角测量范围：0°～45°，测量精度为± 01°，分辨率：001°；

方位测量范围：0°～360°，测量精度为± 2°（顶角大于1°时）；

测量方式：点测；

寻北时间：≤2min；

测量深度：2000m。

JTL-40GX光纤陀螺测斜仪井下仪装上纠偏工具引鞋，即可用来造斜定向。安装引鞋时需保证引鞋定位键槽与仪器顶部定位线在一条母线上，安装好后把仪器下放到钻具定向工具处，钻具造斜定向工具键会落入到定位槽内，称作入键。入键后，转动钻具，测量一下顶角、终点工具方位角和终点工具垂向角，当测得终点工具方位角为设计的工具方位角时，就完成了造斜定向。

图88 JTL-40GX光纤陀螺测斜仪

（2）仪器终点工具方位角的确定

仪器终点工具方位角α计算公式：

α=αt+α2+α3 （815）

式中：αt为倾斜面走向，根据设计计算所得；α2为造斜工具组合差，增方位造斜时取正值，减方位造斜时取负值，α2=h· ，造斜工具组合差可由弯外管母线与定位键位置之差量取，量取该点到定向接头的键位置的弧长h（mm），d为定向接头外径（mm）；α3为反扭转角（螺杆钻具在孔底工作时产生反扭矩，使钻具发生扭转变形而产生的扭转角，它影响定向的准确性，应给予控制、消除），α3=573K· ：MT为螺杆钻具的输出扭矩（N·m）；L为钻杆柱长度（m）；G为钻杆剪切d性模量（N/m2）；JP= （ - ）为钻杆柱截面的惯性距（单位为m4，其中d1、d2为钻杆柱内、外径）；K=04～08经验修正系数。

（3）定向 *** 作技术要点

1）仪器使用前，进行仪器校准工作，保证引鞋定位键槽与仪器顶部定位线在一条母线上。

2）正确连接井下仪器、电缆、 *** 作面板等之间导线，检查各密封圈是否完好，并涂抹黄油，保证密封，仪器各连接处丝扣需上紧。

3）正确组装造斜钻具与定位装置，准确测量组合差，并通过计算消除。

4）陀螺仪引鞋安装一根细铜丝，并固定牢固，以判断定向到位（“入键”）情况。

5）仪器下井时，由专人 *** 作绞车，控制下降速度；下至离到位3～5m时，可适当加快速度，保证有一定速度入键。为了判断是否入键，可提拉几次，测出每次到位后的工具方位角，若差值不大于3°，说明已入键。

6）绳索取心钻杆上部连接专用定向提引接头，顺时针缓慢转动钻杆，每转一次，测量一下工具方位角，使其达到所需值后即可提出仪器。检查细铜丝是否断开，若无，应重新定向。

7）提升仪器时，安排专人看守孔口，待仪器快到孔口时，停用绞车，用人力将仪器拉出孔外，以免仪器受损。

856 螺杆钻造斜钻进技术

1）造斜钻具下钻前的准备与检查工作如下：

（a）造斜前，认真清理孔底，确保“三无一平”（无残留岩心、无岩屑、无金属异物，孔底要平整），孔底岩粉不得超过03m。

（b）清洗冲洗液循环系统，将水泵吸水管莲蓬头提离池底03m以上，并用纱网包好，以防脏物被吸入高压管中。

（c）认真检查水泵吸水管、高压管连接是否牢靠，水泵各部衬垫、活阀、活阀座以及压盖是否严密，水泵排水是否均匀，有无漏气、漏水、漏油等现象。同时，检查泵压表是否灵敏可靠。

（d）细心检查造斜钻具组合是否正确，并复测钻具的装合差。

（e）在地表进行螺杆钻具空载运转试验，检验螺杆钻具在不同泵量情况下的起动泵压、正常运转泵压、运转平稳状态、溢流阀开闭等情况，并做好记录。螺杆钻经地表试验，表明工作正常后方可下入孔内，以保证孔内工作可靠。

2）钻具下到一定位置、定向完成后，用上下卡盘卡紧主动钻杆，用反扭矩器（图89）固紧立轴导管以防转动，并在主动钻杆上做好定向方向标志。

3）缓慢将钻具下放到孔底，再将钻具提离孔底03～05m后启动螺杆钻具。待泵压升到正常值时，再缓慢将钻具下放到孔底，逐步增加钻压至所需值后开始钻进。

4）造斜钻进过程中，均匀施加钻压，以减少（轻）钻具的振动。

图89 自制简易反扭转器

5）保持造斜钻进参数的恒定。安排专人看管水泵，并随时观察泵压的变化，以便正确判断分析孔内情况：如泵压突然上升，要立即提动钻具，使泵压恢复正常；如发现憋泵并处理无效时，要立即关泵、卸压，提钻检查。

6）钻进过程中，随时注意主动钻杆上标志的定向方向，如发现主动钻杆扭转，要立即停止钻进并重新调整。

7）使用较大造斜强度的造斜器时，采用造、稳结合，通过合理控制回次造斜长度，使造斜段内的平均造斜强度不超过05°/m。

8）每造斜钻进一次，进行修、扩孔，并及时测量造斜效果，以确定下一回次的造斜参数。根据地层情况选择修、扩孔机具及其技术参数。一般情况，如果扩孔的孔径差小于5mm，可采用锥形钻头扩孔；反之，用带导向的钻头扩孔。

9）造斜钻进时，造斜钻头内取出的小岩心，用专用岩心盒装好，写上回次、造斜长度、岩心长度、孔深等，放入岩心箱中妥善保管。

857 ZK8321定向分支孔施工

ZK8321分支孔于2011年6月19日从ZK8321孔560m处开始受控定向钻进，采用国内先进的JTL-40GX光纤陀螺测斜仪和螺杆钻具进行造斜定向、测量、钻进，2012年3月30日终孔，终孔孔深86393m，实现了预期目的。

（1）地层情况

0～272m，砂质泥岩、粉砂岩、泥岩、细砂岩、细砂岩夹泥岩等；

272～35648m，风化辉绿闪长岩；

35648～39080m，压碎石英斑岩；

39080～800m，含燧石条带灰岩，中厚层质灰岩、含泥质灰岩及溶洞；

800～805m，铁矿体；

805～86393m，中细粒石英砂岩、中薄层粉砂岩、石英砂砾岩。

（2）ZK8321主孔钻孔结构（表814）

表814 ZK8321主孔钻孔结构

续表

（3）地质设计坐标

地质设计给定条件是孔口和分支点、靶点位置相对于“北京坐标系”的坐标值，见表815。

表815 地质给定坐标点

（4）ZK8321分支孔轨迹设计

坐标系：Z轴正向——朝上，X轴正向方位0°（正北），Y轴正向方位90°，开孔点为坐标原点。在此坐标系里，根据地质给定坐标和分支点的孔深、顶角、方位角情况，按造斜强度i=05°/m进行分支孔轨迹设计，结果如下：

1）分支孔长度（至靶点）251620m，其中：造斜孔段长度L1=27805m，稳斜孔段长度L2=223814m；

2）倾斜平面走向αt=150796°；

3）造斜全弯曲角γ=13902°，为增方位造斜，第一回次造斜安装角φ1=42398°；

4）反扭矩角ψ=7248°；

5）光纤陀螺仪工具角β=αt+ψ=158024°。

ZK7321分支孔设计轨迹空间位置见表816。

表816 ZK7321分支孔设计轨迹空间位置表

（5）分支孔施工情况

ZK8321分支孔于2012年5月3日于孔深560m进行定向孔的施工，经过5次的螺杆钻造斜，螺杆钻钻进1492m，其中第3、4次造斜因钻遇溶洞群（590～60379m见10个溶洞，60477～66044m见22个大小不等溶洞），造斜效果不理想，加之孔内掉块严重，灌水泥护孔后扫水泥中偏孔，后穿过溶洞地层后再进行造斜，于2012年8月8日终孔，终孔孔深83901m，实际见矿点坐标（-65084，81480，-800874），验证了深部磁异常情况。

螺杆钻造斜钻进主要技术参数和造斜效果见表817、表818。

表817 螺杆钻进技术参数表

表818 螺杆钻具造斜效果

（6）分支孔实际空间位置计算

钻孔各点空间位置计算结果如表819，采用的是均角全距法。

表819 空间位置计算结果

续表

（7）钻探技术经济指标完成情况

ZK8321分支孔进尺27901m，钻月数310钻月，钻月效率9008m/钻月；台月数256台月，台月效率10918m/台月；累计台月时间1840h，其中：纯钻时间404h，辅助时间1036h，停钻及事故时间400h（孔内事故175h，设备损坏15h，其他210h）。

858 ZK7525受控定向孔施工

ZK7525设计孔深950m，于2013年6月26日开孔，至2013年12月31日终孔，终孔孔深97249m。

（1）地层情况

0～3198m，浮土层；

3198～69094m，砂质泥岩、粉砂岩、泥岩、细砂岩、细砂岩夹泥岩等；

69094～90443m，含燧石条带灰岩，中厚层质灰岩、含泥质灰岩、石英斑岩；

90443～93826m，铁矿体、辉绿岩；

93826～97249m，流纹斑岩、中薄层粉砂岩、石英砂砾岩。

（2）钻孔结构

ZK7525钻孔结构见表820。

表820 ZK7525钻孔结构

续表

（3）地质设计坐标

地质设计按“北京坐标系”给出孔口、靶点坐标值，详见表821。

表821 地质给定坐标点

（4）ZK7525定向孔轨迹设计依据

轨迹设计采用倾斜平面设计法。设计依据：

1）坐标系：Z轴正向朝上，X轴正向方位0°（正北），Y轴正向方位90°，开孔点为坐标原点；

2）造斜强度：i=05°/m；

3）造斜点K：孔深9559m，顶角102°，方位角832°，坐标（-027，136，-9558）；

4）靶点B坐标（-189776，-32959，-893），由地质部门给定。

（5）定向孔施工情况

ZK7525孔2013年6月28日于孔深9559m进行定向孔的施工，经过21次的定向造斜，其中偏心楔定向造斜5次，进尺1309m；螺杆钻定向造斜16次，进尺4333m，其中两次因定位不准确而灌水泥重新定向造斜；2013年12月31日终孔，终孔孔深97249m，实际见矿坐标（-15369，-733，-88199），验证了深部矿体情况，达到了地质目的。

螺杆钻造斜钻进主要技术参数和造斜效果见表822、表823。统计表明，该孔螺杆钻造斜钻进时效较低，平均时效为015m/h。

表822 螺杆造斜钻进技术参数表

（6）定向孔实际空间位置计算

钻孔各点空间位置计算结果见表824，采用的是均角全距法。

表823 定向造斜效果

表824 空间位置计算结果

续表

（7）钻探技术经济指标完成情况

ZK7525定向孔进尺87610m，钻月数650，钻月效率13478m/钻月；台月数622，台月效率14080m/台月；累计台月时间4480h，其中：纯钻时间1093h，辅助时间1153h，停钻及事故时间2234h（孔内事故1360h，设备损坏54h，其他820h）。

（8）ZK7525定向孔解决的技术问题

1）分段定向造斜结束，稳斜钻进时，地层自然造斜严重，方位都向小的趋势变化。解决措施：及时测斜，并选择有利的地层进行纠斜。

2）孔深497～518m，地层遇水坍塌，孔内全漏失，使用泥浆无法维持孔壁稳定。通过12次分段进行高压旋喷水泥浆护壁作业，成功解决了护壁难题。

3）因多次灌水泥，如何安全、快速扫水泥成为关键。经过多次的实践，形成了一套相对可行的方法：灌完水泥后4～6h内，采用Φ50合金冲水泥，保留15～20m的水泥柱；灌水泥后24h，采用同径单管扫水泥至所需灌水泥孔段以上5m；灌水泥48h后，再用同径钻具扫水泥。

859 认识与体会

在地质条件特别复杂的马坑矿区施工定向钻孔，由于受矿区地层条件限制，造斜段为多溶洞破碎地层，在国内属于首例。通过应用螺杆钻具、新型自寻北陀螺测斜仪器等成功完成ZK8321、ZK7525定向钻孔的施工，系统地进行了受控定向钻孔剖面形态与孔身轨迹的优化设计，开展了造斜设备与机具的选择、造斜定向方法、造斜与稳斜钻进等技术工艺方法的探讨，为采用定向钻探技术进行深部铁矿勘查积累了宝贵的经验。该技术的应用实践证明，采用定向钻探技术进行深部矿产勘探，具有显著的优越性：

1）减少设备搬迁和安装，节省机场占地、平地基和分支点以上的钻探工作量，缩短工期、节约费用。

2）分支孔可避开危害较大的上部松散破碎层、溶洞地层等复杂孔段，有利于施工安全，并可大幅度提高施工效率。

3）利用定向孔实现生态环境脆弱或保护区内的矿体勘查，保护生态环境。

我们认为，采用定向钻探技术进行深部矿产勘探，不仅可行，而且必要，非常值得推广应用。

第一节 定向井井身参数和测斜计算

一．定向井的剖面类型及其应用

定向钻井就是“使井眼按预定方向偏斜，钻达地下预定目标的一门科学技术”。定向钻井的应用范围很广，可归纳如图9－l所示。

定向井的剖面类型共有十多种，但是，大多数常规定向井的剖面是三种基本剖面类型，见图9－2，称为“J”型、“S”型和连续增斜型。按井斜角的大小范围定向井又可分为：

常规定向井井斜角＜55°

大斜度井井斜角55～85°

水平井井斜角＞85°（有水平延伸段）

二．定向井井身参数

实际钻井的定向井井眼轴线是一条空间曲线。钻进一定的井段后，要进行测斜，被测的点叫测点。两个测点之间的距离称为测段长度。每个测点的基本参数有三项：井斜角、方位角和井深，这三项称为井身基本参数，也叫井身三要素。

1．测量井深：指井口至测点间的井眼实际长度。

2．井斜角：测点处的井眼方向线与重力线之间的夹角。

3．方位角：以正北方向线为始边，顺时针旋转至方位线所转过的角度，该方向线是指在水平面上，方位角可在0—360°之间变化。

目前，广泛使用的各种磁力测斜仪测得的方位值是以地球磁北方位线为准的，称为磁方位角。磁北方向线与正北方向线之间有一个夹角，称磁偏角，磁偏角有东、西之分，称为东或西磁偏角，真方位的计算式如下：

真方位＝磁方位角十东磁偏角

或 真方位＝磁方位角一西磁偏角

公式可概括为“东加西减”四个字。

方位角也有以象限表示的，以南（S）北（N）方向向东（E）西（W）方向的偏斜表示，如N10°E，S20°W。在进行磁方位校正时，必须注意磁偏角在各个象限里是“加上”还是“减去”，如图 9－3所示。

4．造斜点：从垂直井段开始倾斜的起点。

5．垂直井深：通过井眼轨迹上某点的水平面到井口的距离。

6．闭合距和闭合方位

（l）闭合距：指水平投影面上测点到井口的距离，通常指靶点或井底的位移，而其他测点的闭合距离可称为水平位移。

（2）闭合方位：指水平投影响图上，从正北方向顺时针转至测点与井口连线之间的夹角。

7．井斜变化率和方位变化率：井斜变化率是指单位长度内的井斜角度变化情况，方位变化率是指单位长度内的方位角变化情况，均以度／100米来表示（也可使用度／30米或度／100英尺等）。

8．方位提前角（或导角）：预计造斜时方位线与靶点方向线之间的夹角。

三．狗腿严重度

狗腿严重是用来测量井眼弯曲程度或变化快慢的参数（以度／100英尺表示）。可用解析法、图解法、查表法、尺算法等来计算狗腿严重度k。

1．第一套公式

2．第二套公式

cosγ＝cosa1cosa2＋sina1sina2 cosΔj………………………………………（9－3）

本式是由鲁宾斯基推导出来的，使用非常普遍。美国人按上式计算出不同的a1、a2和Δj值下的狗腿角γ值，并列成表格，形成了查表法。

3．第三套公式

γ——两测点间的狗腿角。

若将三套公式作比较，第一套公式具有普遍性，适合于多种形状的井眼，第二套只适用于平面曲线的井眼（即二维井型），第三套是近似公式，用于井斜和方位变化较小的情况。

四．测斜计算的主要方法

测斜计算的方法可分为两大类二十多种。一类是把井眼轴线视为由很多直线段组成，另一类则视其为不同曲率半径的圆弧组成。计算方法多种多样，测段形状不可确定。主要的计算方法有正切法、平衡正切法、平均角法、曲率半径法、最小曲率法、弦步法和麦库立法。从计算精度来讲，最高的是曲率半径法和最小曲率法，其次是平均角法。以下各图和计算公式中下角符号1、2分别代表上测和下测点。

1．平均角法（角平均法）

此法认为两测点间的测段为一条直线，该直线的方向为上下两测点处井眼方向的矢量和方向。

测段计算公式：

2．平衡正切法

此法假定二测点间的井段为两段各等于测段长度一半的直线构成的折线，它们的方向分别与上、下两测点处的井眼方向一致。

如图9－6，计算式为：

3．曲率半径法（圆柱螺线法）

此法假设两测点间的测段是条等变螺旋角的圆柱螺线，螺线在两端点处与上、下二测点处的井眼方向相切。

如图9－7，测段的计算公式有三种表达形式。

（1）第一种表达形式

（9－13）～（9－16）式中：

这四个公式是最常用的计算公式：

（3）第三种表达形式

（4）曲率半径法的特殊情况处理

③第三种特殊情况，α1≠α2，且其中之一等于零。此时，按二测点方位角相等来处理，然后代入第二种特殊情况的计算式中。

4．最小曲率法

最小曲率法假设两测点间的井段是一段平面的圆弧，圆弧在两端点处与上下二测点处的井眼方向线相切。测段计算如图9－8。

测段计算公式如下：

令fM＝（2/γ）×tg（γ/2），fM是个大于1但很接近1的值。在狗腿角γ足够小的情况下，可近似认为fM＝1，这时上述四个计算公式就完全变成平衡正切法的公式了，它是对平衡正切法公式的校正。

ΔS′是切线1M和M2在水平面上的投影之和，即ΔS′＝1′M′＋ M′2′。ΔS′并不是测段的水平投影长度ΔS。要作出井身垂直剖面图，需要求出ΔS，而最小曲率法却求不出ΔS，这是最小曲率法的缺点。为了作出垂直剖面图，可用下式近似地求出ΔS′：

……………………………………………………（9－39）

第二节 定向井剖面设计

在开钻前认真进行设计，可以大大节约定向钻井的成本。影响井眼轨迹的因素很多，其中一些因素很难进行估算（如在某些地层中的方位漂移情况等）。因此，在同一地区得到的钻井经验很重要，这些经验可以在其他井设计过程中起重要的参考作用。

一．设计资料

要进行一口定向井的轨道设计工作，作业者至少应提供靶点的垂深、水平位移和方位角，或提供井口与靶点的座标位置，通过座标换算，计算出方位角和水平位移。此外，定向井工程师还要收集下列资料：

1．作业区域和地理位置。通过作业区域，通常可以找到该地区已完井的钻井作业资料（野猫井除外），并对地层情况、方位漂移有一定的了解，根据地理位置，可以计算或查得到地磁偏角。

2．地质设计书和井身结构。了解有关地层压力、地温梯度、地层倾角、走向、岩性、断层，可能遇到的复杂情况，以及油藏工程师的特殊要求等。

3．作业者对造斜点、造斜率、增（降）斜率的要求，以及安全圆柱、最大井斜等井身质量的要求。

4．了解钻井承包商的情况，如泥浆泵性能，井下钻具组合各组件的基本情况等。

二．设计原则

1．能实现钻定向井的目的

定向井设计首先要保证实现钻井目的，这是定向井设计的基本原则。设计人员应根据不同的钻探目的对设计井的井身剖面类型、井身结构、钻井液类型、完井方法等进行合理设计，以利于安全、优质、快速钻井。

如救险井的钻井目的是制服井喷和灭火，保护油、气资源。因此，救险井的设计应充分体现其目的：一是靶点的层位选择合理。二是靶区半径小（小于10米），中靶要求高；三是尽可能选择简单的剖面类型，以减小井眼轨迹控制和施工难度，加快钻井速度。四是井身结构、井控措施等应满足要求。

2．尽可能利用方位的自然漂移规律在使用牙轮钻头钻进时，方位角的变化往往有向右增加的趋势，称为右手漂移规律。如图9－9所示，靶点为T，设计方位角为j′。若按j′定向钻进，则会钻达T′点，只有按照j角方向钻进，才会钻达目标点T。Δj角称为提前角，提前角的大小，要根据地区的实钻资料，统计出方位漂移率来确定，我国海上开发井一般取2～7度。

目前流行的PDC钻头（如RC426型等），对方位右漂具有较好的抑制效果。在地

层倾角小、岩性稳定时，PDC钻头具有方位左漂的趋势，这主要是由于PDC钻头的切削方式造成的。因此，要使用PDC钻头钻进的定向井，提前角要适当地小一点。

3．根据油田的构造特征，有利于提高油气产量，提高投资效益。

4．有利于安全、优质和快速钻井，满足采油和修井的作业要求。

三．剖面设计中应考虑的问题

1．选择合适的井眼曲率

井眼曲率不宜过小，这是因为井眼曲率限制太小会增加动力钻具造斜井段、扭方位井段和增（降）斜井段的井眼长度，从而增大了井眼轨迹控制的工作量，影响钻井速度。

井眼曲率也不宜过大，否则钻具偏磨严重、摩阻力增大和起下钻困难，也容易造成键槽卡钻，还会给其他作业（如电测、固井以及采油和修井等）造成困难。因此，在定向井中应控制井眼曲率的最大值，我国海上定向井一般取7～16°／100米，最大不超过20°／100米。不同的井段要选用不同的井眼曲率，具体如下：

井下动力钻具造斜的井眼曲率取：7～16°／100米。

转盘钻增斜的增斜率取：7～12°／100米。

转盘钻降斜的降斜率取：3～8°／100米。

井下动力钻具扭方位的井眼曲率取：7～14°／100米。

导向马达调方位或增斜的井眼曲率取：5～12°／100米。

说明：随着中曲率大斜度井和水平井的迅速发展，对普通定向井的井眼曲率（或狗腿严重度）的限制越来越少，API标准中已不再规定常规定向井的狗腿严重度。

为了保证起下钻顺利和套管安全，必须对设计剖面的井眼曲率进行校核，以限制最大井眼曲率的数值。井下动力钻具造斜和扭方位井段的井眼曲率Km应满足下式：

Dc――套管外径，厘米。

2．井眼尺寸

目前常规的定向井工具能满足152～445毫米（6～171/2英寸）井眼的定向钻井要求，一般地说，大尺寸井眼比较容易控制轨迹，但由于钻铤的尺寸也较大，形成弯曲所需的钻压较大，小井眼要使用更小、更柔的钻具，而且地层因素对轨迹的影响也较大。因此小井眼的轨迹控制更困难一些。

在常规的井眼尺寸中，大多数定向井可采用直井的套管程序。如果实钻井眼轨迹较光滑，没有较大的狗腿，那么即使在大井斜井段，也能较顺利地进行下套管作业。当然，在斜井段，应在套管上加扶正器以支撑套管，避免在下套管过程中发生压差卡钻，同时提高固井质量。另外，在大斜度井段，可根据井段长度和作业时间，决定是否使用厚壁套管。

3．钻井液设计：

（1）定向井钻井液设计十分重要，钻井液应有足够的携砂能力和润滑性，以减少卡钻的机会；

（2）钻井液性能控制对减少定向井钻柱拉伸与扭矩也很重要；

（3）钻井液中应加润滑剂，钻井液密度与粘度必须随时控制。

（4）如果用水基钻井液，那么在正常压力井段，应使用高排量和低固相含量的钻井液，这样有利于清洁井眼；

（5）水基钻井液应具有良好的润滑性能，以减少钻具摩阻和压差卡钻；然而在海上钻井，一定要避免污染问题。

（6）如果有异常高压井段要求钻井液密度达到145克／厘米3或更高，那么应考虑在钻开该高压地层前下一层保护套管，以封固所有正常压力井段。

4．造斜点的选择

造斜点的选择要适当浅些，但是在极浅的地层中造斜时，容易形成大井眼。同时，由于地层很软，造斜完成后下入稳斜钻具时，要特别小心，以免出现新井眼，尤其是在稳斜钻具刚度大或造斜率较高时。通常地说，浅层造斜比深层造斜容易一些，因为深层地层往往胶结良好，机械钻速低，需花费较长的造斜时间。

另外，造斜点通常选在前一层套管鞋以下30～50米处，以免损坏套管鞋，同时减少水泥掉块产生卡钻的可能性。

在深层地层造斜时，应尽量在大段砂层中造斜，因为砂层的井眼稳定，钻速较快，而页岩段较易受到冲蚀，钻速较低，而且在以后长时间钻井作业，容易在造斜段形成键槽而可能导致卡钻。

5．靶区形状和范围

靶区形状与范围通常由地质构造、产层位置决定，并考虑油田油井的分布情况，靶区大小是由作业者确定的。通常认为，鞍区范围不能定得太小，很小的靶区范围不仅会增加作业成本，同时也会增加调整方位的次数，造成井眼轨迹不平滑，增加转盘扭矩，同时也增加产生健槽卡钻的可能性。

通常，靶区形状为圆形（严格地讲，应该是球形）。浅井和水平位移小的定向井，其靶区范围小一些，一般靶区半径30～50米，而深井和水平位移大的井，靶区范围可以适当地大一些，一般靶区半径为50～70米。

6．造斜率和降斜率选择

常规定向井的造斜率为7～14°／100米，如果需要在浅层造斜并获得较大的水平位移，造斜率可提高到14～16°／100米。但是，浅层的高造斜率容易出现新井眼，也容易对套管产生较大的磨损。因此，浅层造斜通常选择较低的造斜率，而深层造斜（1000米～2000米）可选择较高的造斜率。

对于“S”型井眼，通常把降斜率选在3～8°／100米，如果降斜后仍然要钻较长的井段，则必须采用较小的降斜率平缓降斜，以避免键槽卡钻，同时，可降低钻进时的摩阻力。

7．最大井斜角

常规定向井的最大井斜角，一般在15～45°，如果井斜太小，则井眼的井斜和方位都较难控制。井斜大于60°时，钻具的摩阻力将大大增加。

8．允许的方位偏移与极限

（1）定向钻进时，初始造斜方向通常在设计方位的左边（即选定导角），然后通过自然漂移钻达靶区，井眼轨迹是一条空间曲线。

（2）但是对导角也有一个限制，在井眼密集的井网中，要求定向井轨迹保持在安全圆柱内，以避免与邻井相碰。

（3）同样，由于油藏特性和地质地层条件，也对导角的大小有一定的限制。

9．井身剖面类型

在满足设计和工艺要求的前提下，尽可能缩短井段长度，因为井段短则钻井时间短。在设计井身剖面形状时，要考虑井身结构，造斜点一般选在套管鞋以下30～50米处。目前，我国海上定向井的井身剖面通常由作业者决定，往往选择“J”型剖面。

四．剖面设计

1．设计步骤：

（l）选择剖面类型；

（2）确定增斜率和降斜率，选择造斜点；

（3）计算剖面上的未知参数，主要是最大井斜角；

（4）进行井身计算，包括各井段的井斜角、水平位移、垂深和斜深；

（5）绘制垂直剖面图和水平投影图。

井身剖面的设计方法有试算法、作图法、查图法和解析法四种。我国海洋定向井通常采用解析法，并使用计算机完成。剖面设计完成以后，应向作业者提供下列资料：

（1）总体定向钻井方案和技术措施。

（2）剖面设计结果，包括设计条件、计算结果、垂直剖面图和水平投影图。

（3）测斜仪器类型和该地区的磁偏角，以及测斜计算方法；

（4）设备和工具计划。

2．二维定向井设计（解析法）

解析法是根据给出的设计条件，应用解析公式计算出剖面上各井段的所有井身参数的井身设计方法。在使用计算机的条件下，还可同时给出设计井身的垂直投影图和水平投影图。

解析法进行井身剖面设计所用公式如下（用于三段制J型、五段制S型和连续增斜型剖面）。

（1）求最大井斜角αmax。

（2）各井段的井身参数计算：

①增斜段

②稳斜段

③降斜段

④稳斜段

⑤总井深L

（3）设计计算中特殊情况的处理

①当Ho2＋So2－2RoSo＝0时，表示该井段设有稳斜段，此时可由下面三个公式中任一个公式来求最大斜角αmax:

②当2Ro－So＝0时，可用下式求最大井斜角αmax:

③当Ho2＋So2－2RoSo＜0，说明此种剖面不存在，此时应该改变设计条件，改变造斜点深度、增斜率和降斜率或改变目标点坐标。

井身剖面设计计算结果应整理列表，并校核井身长度和各井段井身参数是否符合设计要求，还应该校核井上曲率，井身剖面最大曲率应小于动力钻具和下井套管抗弯曲强度允许的最大曲率。

目前，应用计算机程序进行井身剖面设计时，设计结果列表和均可由打印机和绘图仪自动完成。

4．设计方法举例

例 某定向井设计全井垂深H=2-000米（靶点），上部地层300米至350米是流砂层，1000米至1050米有一高压水层，作出井身剖面设计。

井口座标 X1：3 246 5350 Y1：2 054 8750

井底座标 X2：3 245 97295 Y2：2 054 6650

先根据井口与井底座标，计算出水平位移和目标方位。

（1）根据提供的地质资料，在进行剖面设计时，应设法使动力钻具造斜的井段和增斜的井段避开流砂层和高压水层。

（2）对于钻井工艺及其它限制条件，在满足（l）项条件的前提下，应选择较简单的剖面类型。

（3）剖面类型选用“直一增一稳”三段制井身剖面。此种剖面简单，地面井口至目标点的井身长度短，有利于加快钻井速度。

（4）选择造斜点。根据垂直井深和水平位移的关系，造斜点应选在350米至600米间。如选在1050米以下，会使井斜角太大，是不合理的。

因300米至350米是流砂层，在井深结构设计时应用套管封固，以利于定向造斜，防止流砂层漏失、垮塌等复杂情况出现。造斜点应选在套管鞋以下不少于50米的地方为宜。因此，造斜点与井口之间井眼长度不应小于450米。

又因1000米至1050米是高压水层，为了下部井段能顺利钻进，也应考虑下入一层中间套管封住高压水层。为了减少井下复杂情况和有利于定向井井眼轨迹控制，在进行套管设计时，应避免套管鞋下在井眼曲率较大的井段中，中间套管的下入深度应进入稳斜井段150米左右为宜。在考虑上述因素后，造斜点的位置应在高压水层以上不少于400米处，也就是造斜点与井口之间的井眼长度不应大于600米。

经过上述的分析，如果造斜点应在450米至600米之间选择，那么，把造斜点确定在500米处是比较合理的。

（5）选择造斜率K为7°／100米。根据造斜率计算造斜井段的曲率半径R。

（6）计算最大井斜角αmax

R——造斜段曲率半径，米。

把已知条件代入上式得：

αmax=244°

（7）分段井眼计算：

增斜段

稳斜段

4．三维定向井

设计的井眼轴线，既有井斜角的变化，又有方位角的变化，这类井段为三维定向井，实际作业中，有时会碰到三维定向井的问题，大体上分为三种情况。

第一种情况 原设计为两维定向井，在实钻中偏离了目标方位，如果偏得不多，只要调整钻具组合或扭一次方位就可以了。严格地说，实钻的定向井轨迹，都有井斜角的变化和方位角的变化，这种三维定向井可以简化为二维的。

第二种情况 在地面井位和目标点确定的情况下，在这两点的铅垂平面内，存在着不允许通过或难以穿过的障碍物，不能在铅垂平面上设计轨道，需要绕过障碍，设计绕障三维定向井。在海上丛式井经常碰到这类井。

第三种情况在地面井位确定的情况下，要钻多目标井。地面井位和多目标点不在同一铅垂平面内，只有井斜角和方位角都变化，才能钻达设计的多个目标点。

三维定向井的轨迹设计和测斜计算很复杂，通常使用计算机软件完成这些工作。

第三节 井眼轨迹控制技术

井眼轨迹控制的内容包括：优化钻具组合、优选钻井参数、采用先进的井下工具和仪器、利用计算机进行井眼轨迹的检测预测、利用地层的方位漂移规律、避免井下复杂情况等等。

轨迹控制贯穿钻井作业的全过程，它是使实钻井眼沿着设计轨道钻达靶区的综合性技术，也是定向井施工中的关键技术之一。

井眼轨迹控制技术按照定向井的工艺过程，可分为直井段、造斜段、增斜段、稳斜段、降斜段和扭方位井段等控制技术，其中直井段的控制技术见第七章第四节。

一．定向选斜井段

初始造斜方法有五类，即井下马达和弯接头定向、喷射法、造斜器法、弯曲导管定向、倾斜钻机定向。目前，我国海洋定向井一般采用第一种方式，常用造斜钻具组合为：钻头十井下马达十弯接头十非磁钻铤十普通钻铤（ 0～30米）十挠性接头十震击器十加重钻杆。

这种造斜钻具组合是利用弯接头使下部钻具产生一个d性力矩，迫使井下动力钻具驱动钻头侧向切削，使钻出的新井眼偏离原井眼轴线，达到定向造斜或扭方位的目的。

造斜钻具的造斜能力主要与弯接头的弯角和动力钻具的长度有关。弯接头的弯角越大，动力钻具长度越短，造斜率也越高。

弯接头的弯角应根据井眼大小、井下动力钻具的规格和要求造斜率的大小选择。现场常用弯接头的弯角为15～225度，一般不大于25度。弯接头在不同条件下的造斜率见第四节。

造斜钻具组合使用的井下动力钻具型号应根据造斜井段或扭方位井段的井深选择。使用井段在2000米以内，一般采用涡轮钻具或普通螺杆钻具，深层走向造斜或扭方位应使用耐高温的多头螺杆钻具。

造斜钻具组合、钻井参数和钻头水眼应根据厂家推荐的钻井参数设计。

由于井下动力钻具的转速高，要求的钻压小〔一般为294～ 784千牛（3～8吨）〕，因此，使用的钻头不宜采用密封轴承钻头，尤其是在浅层，可钻性好的软地层应使用铣齿滚动轴承钻头或合适的PDC钻头。

根据测斜仪器的种类不同，分为四种定向方式：

1．单点定向

此方法只适用造斜点较浅的情况，通常井深小于1000米。因为造斜点较深时，反扭角很难控制，且定向时间较长。施工过程如下：

（l）下入定向造斜钻具至造斜点位置（注意：井下马达必须按厂家要求进行地面试验）。

（2）单点测斜，测量造斜位置的井斜角，方位角，弯接头工具面；

（3）在测斜照相的同时，对方钻杆和钻杆进行打印，并把井口钻杆的印痕投到转盘面的外缘上，作为基准点；

（4）调整工具面（调整后的工具面是：设计方位角十反扭角）。锁住转盘、开泵钻进；

（5）定向钻进。每钻进2～4个单根进行一次单点测斜，根据测量的井斜角和方位角及时修正反扭矩的误差，并调整工具面；

（6）当井斜角达到8～10度和方位合适时，起钻换增斜钻具，用转盘钻进。在单点定向作业中要注意：

①在确定了反扭角和钻压后，要严格控制钻压的变化范围，通常在预定钻压±196千牛（2吨）内变化；

②每次接单根时，钻杆可能会转动一点，注意转动钻杆的打印位置至预定位置；

③如果调整工具面的角度较大（＞90度），调整后应活动钻具2～3次（停泵状态），以便钻杆扭矩迅速传递。

2．地面记录陀螺（SRO）定向

在有磁干扰环境的条件下（如套管开窗侧钻井）的定向造斜，需采用SRO定向。这种仪器可将井下数据通过电缆传至地面处理系统，并显示或用计算机打印出来，直至工具面调整到预定位置，再起出仪器，施工过程如下：

（l）选择参照物，参照物应选择易于观察的固定目标，距井40米左右；

（2）预热陀螺不少于15分钟，工作正常才可下井；

（3）瞄准参照物，并调整陀螺初始读数；

（4）接探管，连接陀螺外筒，再瞄准参照物，对探管和计算机初始化；

（5）下井测量，按规定作漂移检查；

（6）起出仪器坐在井口，再次瞄准参照物记录陀螺读数；

（7）校正陀螺漂移，确定测量的精度；

（8）定向钻进。

3．有线随钻测斜仪（SST）定向

造斜钻具下到井底后，开泵循环半小时左右，然后接旁通头或循环接头。把测斜仪的井下仪器总成下入钻杆内，使定向鞋的缺口坐在定向键上。定向造斜时，可从地面仪表直接读出实钻井眼的井斜、方位和工具面，司钻和定向井工程师要始终跟踪预定的工具面方向，保持井眼轨迹按预定方向钻进。

4．随钻测量仪（MWD）定向

MWD井下仪器总成安装在下部钻具组合的非磁钻铤内，其下井前要调整好工作模式和传输速度，并准确地测量偏移值，输入计算机。仪器在井下所测的井眼参数通过钻井液脉冲传至地面，信息经地面处理后，可迅速传到钻台。MWD不仅可用于定向造斜，也可用于旋转钻进中的连续测量，是一种先进的测量仪器。

5．定向造斜中的注意事项：

（1）如果定向作业前的裸眼段较长，应短起下钻一趟，保证井眼畅通。

（2）井下马达下井前应在井口试运转，测量轴承间隙；记录各种参数，工作正常方可下井；

（3）MWD等仪器下井前，必须输入磁场强度、磁倾角等参数；

（4）定向造斜钻进，要按规定加压，均匀送钻，以保持恒定的工具面。

（5）造斜钻进或起下钻，用旋扣钳或动力水龙头上卸扣，不得用转盘上卸扣；

（6）起钻前方位角必须在20～30米井段内保持稳定，且保证预定的提前角。目前，“一次造斜

到位法”也经常在我国海洋定向井中使用，这种方法适用于造斜点较浅，且机械钻速很快的造斜井段，常常配合使用随钻测量仪。

（7）井下马达出井时，按规定程序进行清洗、保养。

测斜仪是一种用于测量钻孔、基坑、地基基础、墙体和坝体坡等工程构筑物的顶角、方位角的仪器。测斜管通常安装在穿过不稳定土层至下部稳定地层的垂直钻孔内。使用数字垂直活动测斜仪探头，控制电缆，滑轮装置和读数仪来观测测斜管的变形。第一次观测可以建立起测斜管位移的初始断面。其后的观测会显示当地面发生运动时断面位移的变化。观测时，探头从测斜管底部向顶部移动，在半米间距处暂停并进行测量倾斜工作。探头的倾斜度由两支受力平衡的伺服加速度计测量所得。一支加速度计测量测斜管凹槽纵向位置，即测斜仪探头上测轮所在平面的倾斜度。另一支加速度计测量垂直于测轮平面的倾斜度。倾斜度可以转换成侧向位移。对比当前与初始的观测数据，可以确定侧向偏移的变化量，显示出地层所发生的运动位移。绘制偏移的变化量可以得到一个高分辨率的位移断面图。此断面图有助于确定地面运动位移的大小，深度，方向和速率。

1性能卓越：便携式数字垂直活动测斜仪以其耐久性，高精度和反应快速而赢得世界广泛的赞誉。

2可重复探测：为确保在各种测斜管上同样可以探测，测斜仪探头配备了坚固的轮架，密封的轮轴和特殊设计的测轮。

3使用寿命长：探头结构紧凑，允许通过小半径曲线，安装使用期限超过了其他所有厂商的测斜仪。

4计算机率定：每个测斜仪探头都经过专门设计的计算机率定工作台严格率定。

5可靠的控制电缆：控制电缆非常耐用而且便于搬运，即使在低温下也可以保持灵活耐用的特点。控制电缆还具有耐化学腐蚀及耐磨损的特性，并提供了极好的空间稳定性。柔韧的橡皮深度标记永久可靠地硬化在电缆护套上。标记不会松散，也没有会损坏电缆护套及导线的毛刺。

6深度控制一致：滑轮装置为推荐辅助设备，它有助于 *** 作者完成统一的深度控制。只能单向活动的电缆夹具确保了探头的位置一致。

7系统的完整性：测斜仪系统包括高质量的测斜管，垂直和水平的活动测斜仪，垂直和水平的固定测斜仪，记录读数装置，图表分析软件和专用附件。

为了做好招标工作，中国政府制定了有关的法律文件，使中外双方在合作中有法可循。立法起草班子收集了世界上40多个国家的石油法律文本和资料，还先后7次邀请联合国开发署跨国中心专家和美国律师事务所等国际权威法律机构前来指导，同时派人到挪威学习。经过数十次讨论、研究、对照和多次修改，终于形成了《中华人民共和国对外合作开采海洋石油资源条例》（简称《条例》）。《条例》明确了石油资源所有权，合同区勘探、开发、生产和销售的专营权，政府有关部门的职责范围，国家石油公司的地位和职责，外国石油公司的权益和义务。是即将进行的一轮招标的主要法律依据。

同时，也收集并参照国际上签订的120多份石油合同样本，结合中国的国情，依照《条例》精神，在总结我们谈判经验的基础上，起草了对外合作的“标准合同”。其要点是：外商独承勘探风险、中方参与开发投资、限额回收投资和支付生产作业费、余额双方分成。它吸取了各国石油合同的精华，并依据我国主权和法规，体现了平等互利原则，受到国际石油界的普遍赞同。由此，大大优化了投资环境，如同在中国辽阔的蓝色国土上，种植了两棵“梧桐”，有了“梧桐树”，就有“凤凰”来。

依据《条例》的要求，1982年2月8日，国务院批准同意成立中国海洋石油总公司。同年2月15日，中国海洋石油总公司在北京东长安街31号正式成立。公司是具有法人资格的国家公司，是独立核算、依法纳税、自负盈亏、自主经营的经济实体。它代表国家统一负责对外合作开采海洋石油资源的业务，即以对外合作和自营的方式，从事海洋石油、天然气的勘探、开发、生产、利用和产品销售，从事海上石油、天然气作业承包服务以及其他多种经营。

一、震惊世界的中国海上第一轮对外招标

在国内各省、市、自治区大力协同、积极支持和国际油价持续小波动的情况下，中国海洋石油总公司于1982年2月17日向12个国家46家有资格招标的石油公司发放了第一轮招标通知书。

这次招标涉及我国渤海、黄海、南海总共504个基本块，面积达15×104km2，其规模之大、海域之广、公司之多是世界上少有的，是震撼世界石油界的一件大事，也是兑现我国海洋石油对外合作的信誉、按国际惯例办事的具体体现。

到1982年8月17日止，有9个国家33家公司对25个区块投标，共递交报价书102份。经过100多名经济技术专家及有关业务人员的详细评价，制定了中标及谈判方案。经过紧张、激烈的竞争性谈判，共有9个国家28家公司在19个区块中标。

为了保持和扩大海上石油勘探的规模，在认真总结第一轮招标经验的基础上，于1984年末和1985年初发布了第二轮招标通知书，在莺歌海东部、珠江口盆地、南黄海南部10× 104km2海区内，采取公开招标形式进行招标。此时油价在高位波动，投资有利；同时，我们灵活地修改了合同：允许非物探参与者也可以投标；在签订的几个区块中，可以调剂工作量，以提高勘探成功率；当无发现但仍有剩余工作量时，可以适当扩大区块面积；复杂的中、小油田可以评价性地试生产，当年产量小于100×104t时，可免征矿区使用费等。这些修改，有利于争取外商开采各种类型的油气田，特别是中、小油气田。此轮招标经最后谈判，共有4个国家15家石油公司在8个区块中标。

为使海上石油对外合作勘探工作陆续接替上去，发现更多的油气田，于1989年初发布了第三轮招标通知书。此次招标涉及珠江口盆地东沙－神狐海区，面积超过3×104km2。为吸引更多的外国投资者，进一步放宽了合同条款，主要免除了外国公司在勘探期培训中方人员、技术转让等义务；在完成物探工作量后，有权选择钻井或终止合同。通过谈判签订了3个石油合同。

三轮对外招标共签订石油合同30个，加上以前的合同和协议，总数达到66个，外商投入资金高达312亿美元，极大地推进了中国海域油气勘探开发工作。

二、大力引进钻井、地震、导航、计算机软硬件技术

中国海油的专业技术人员大都来自陆上油田，已有多年石油勘探开发经验，但就海上石油勘探开发而言，特别是对国外海上先进技术的了解还是一片空白。为此，公司一成立就制定了明确的科技发展工作方针，即通过海上石油对外合作，充分利用技术引进、技术转让、技术合同、技术培训、技术交流和技术合作等多种渠道，引进、消化、吸收国外先进技术，培训人才，尽快提高技术人员的素质和水平，逐步应用并掌握一大批国际先进而实用的勘探、开发、生产技术和管理经验，并发展创新，力争尽快达到或接近国际先进水平，从而提高我们对外合作的能力，促进我国海洋石油科技进步，满足海洋石油勘探、开发、生产建设的需要。

自1977年起，我们分别从美国、英国、法国、日本、澳大利亚、加拿大、新加坡、挪威等十几个国家，引进了一大批钻井、物探、测井、海上工程建设所需的先进设备和技术，以及配套的先进工具、软件，加速了海上石油勘探开发的进程，及时满足了当时对外合作工作的需要，从而取得了突出的经济和社会效益，使我国海上石油勘探开发技术装备达到国际先进水平，获得了国际信誉，走出了国门，迈入了国际市场。

a．在钻井和测试方面，先后从新加坡、挪威、日本、加拿大4个国家9家公司，引进具有80年代水平的自升式、半潜式钻井船11条（即南海1、2、3、4、5号，渤海2、4、6、8、10、12号）和90年代先进的顶部驱动钻机、MWD随钻测斜仪、SST有缆随钻测斜仪、ESI电子单点裸眼井轨迹测试仪、单点地面定位陀螺仪、钻杆地层测试器、MDT电缆测试技术、MFE和PCT井下测试工具，以及R-622T、CST-2400固井装置、HT400型撬装固井装置和QFT录井仪、DCS-ALFA录井仪、现代防砂技术和钻井模拟装置等。

b．在地球物理采集方面，从1968年开始，先后引进了CGG59型模拟磁带仪、SN388B和GS2000数字磁带记录地震仪、24道和48道等浮电缆、蒸汽q和空气q震源；1977～1978年引进比较先进的DFS-V数字地震仪，48道、96道和120道等浮电缆，高压蒸汽q和高压空气q震源，无线电、卫星、多普勒声呐综合导航系统及24、48次多次覆盖观测系统的滨海504、511、512地震船。滨海504地需船1984年改装成浅海地震（13）作业船。1986年引进了滨海516浅海拖缆地震船，并增加了滨海514、515两条极浅海作业船，组建了240、216、232三个海陆两栖地震队。同时，还引进了无线电导航系统，包括莱迪斯系统、阿戈系统、西勒迪斯系统、微波测距仪，以及导航资料处理中心、导航计算机系统、水下音频定位系统、P-100导航系统等。

至此，中国海油完全掌握了江、河、湖、海等不同水域的二维和三维地震勘探采集技术，满足了对外合作和自营勘探的需要。

c．在地震资料处理方面，引进CYBER170-730、RDS-500、CYBER855S、VAX8650地震资料处理机，CS6410、PE3212F地震资料解编和绘图机，CALCOMP748平板绘图机，GS6410、GS6412地震胶片绘图机，APPLICON4500彩色绘图机及ITA地震处理系统等。在此基础上，引进和开发了面元均化、三维定位导航、处理面元插植、三维一步偏移等三维地震资料处理技术；全倾角波动方程偏移、FKDMO-FK叠前偏移等二维叠加和偏移成像技术；速归倾角滤波、中值滤波、概率分析、F-X预测多项式拟合、信号相干等二维去噪技术；最大似然率反褶积、Q反褶积、最大方差模反褶积、地表一致性反褶积和谱白化反褶积等二维高分辨技术及AVO、SVIM等特殊处理技术。这些成果的取得，使我们达到了独立进行三维地震资料处理、二维精细目标处理和储层岩性处理的水平。

d．在地震资料解释方面，引进了区域地震地层学解释技术、油气资源评价技术，以及PE3254SIDIS、VAXII、IMTERPRET、VAX3500、GEOQU、EST、人机交互解释系统和VAX751、DISCOVERRY测井资料处理绘图系统。在上述技术装备基础上，引进发展了人机交互反演3个主参数（用主频、全振幅反演测试薄层厚度，反演层速度，用层速度换算储层物性参数）、多参数人机交互储层评价和聚频微地震相分析差别、变速时深换算、储层横向预测和描述等技术。能完成三维地震资料人机交互解释、人机交互绘制含油气储层顶底构造图、厚度图、平均速度图、层速度图、含砂量百分比图、砂层厚度图、孔隙度图、含油气饱和度图、含油气丰度图等的解释和绘制。

e．在海上工程建设方面，先后引进了国际同类工程设计公司所通用的计算机和大型应用软件，配备了各种微机54台，软件92个，形成了一套比较完整的、进行海洋石油开发工程设计的计算机辅助设计系统，达到了国外设计公司计算应用系统水平，包括进行工艺与公用系统设计、经济评价与经济预测、工程结构计算与辅助设计绘图和数据库等四大部分的软件与配套设备，熟练掌握和运用这些软件进行工作。设计人员和计算机技术人员具备了承担海洋油气田经济预测和经济评价的能力，具备了以油气开发工艺、总图配管、海底管线、消防安全、仪表控制、探测防腐、环保为主要专业进行海上油气田开发工程系统设计的能力，承担海上油气田开发工程的机械设备、动力、电气、热工、通讯、暖通系统等设备组块、导管架、海底管线、舾装和土建工程等设计任务的能力。

总之，我们掌握了国际上惯用的工程评价和经济评价的理论和方法，掌握了国际海洋工程界通用的计算方法和标准规范体系，掌握了国际工程项目管理的理论和方法。

另外，还引进了储层预测新技术（包括模式识别技术、地震模拟CSMOL储层预测新方法）、油藏模拟软件，组分油藏模拟（COMPIV）、多组分模拟软件以及PPI测井解释软件、PCI微机测井软件、TTXO和WELLTEST软件等。

三、根据各外国公司特长，转让我们需要的十方面专业技术

根据《条例》的有关规定，在签订的第一、二轮石油合同中，经与外国公司反复谈判，确定了外国作业者对中方实行各项技术转让和培训中方技术人员的合同条款。为此，按每个外国公司的技术专长，应义务地向中方转让一项或多项在中国海上作业中适用而先进的技术，并承担对中方一定数量专业技术人员进行技术培训的任务。

仅在第二轮石油合同中，根据外国公司的技术特长和我们的需要，瞄准其独特的先进技术，在8个石油合同中进行了36项技术转让，包括地质、钻井、测井、开发、海洋工程、采油采气等10个方面的专业技术。从1985年10月执行以来，完成了24项，共有77人出国接受技术转让。在接受转让中，深入实际，通过共同工作，在地质方面，学习前Amoco公司在地层对比方面的图解法；开发方面的储集岩测定及研究方法，如核磁共振、图像分析包裹体、同位素等方法；在采油方面学习其改进游梁式有杆泵的运动体系技术、JHN在气田生产自动化方面的Centum系统；在钻井方面学习Chevron、Agip石油公司的钻井软件等专业技术。这些技术针对性强，如Amoco公司转让的定向井钻井技术和公司钻井软件系统，在涠洲10-3-5C定向设计和涠洲11-4油田浅井大斜度井钻井作业中取得成功。又如Chevron公司转让的海洋油气处理集输设计、施工和维修技术项目，得到设计通用规格书和油田实例共5套45册，有关设计手册12种。这套资料系统、完整、实用，已作为各专业进行基本设计的基础资料。美国Esso公司早日的海上安全检验技术，对我国海上钻井平台安全检验工作的开展有很大帮助。

在24项技术中，掌握的技术14项，其中明显收到效果的有：解决地质评价问题的盆地模拟技术；礁油气田的分布规律和有效勘探方法；地震地层学技术和重复测试（RFT）技术；油藏数值模拟技术。另外，在地层学和古环境解释、地层饱和度、储层岩性和物理特征、油藏评价研究等方面也学到了新的技术，并获得很多有价值的资料和软件。

有些项目还利用技术转让提供的费用，购买了我们急需的软件，取得比较好的效果。

四、组成合营公司，充分利用国外先进技术与经验

如何在对外合作工作中，迅速地提升中方的整体技术实力，始终是我们一直考虑的重要问题，而与国外专业承包服务公司的合作经营，能迅速地把专业技术提高到国际水平，这是一种好的办法。

中外合营公司是技术引进的重要窗口。对外合作以来，我们同美、英、法、日等国的公司，在短短不到4年的时间里，组成地质、钻井、物探、测井、定位、钻井液、工程建造等40家中外合营公司，充分利用国际专业公司的先进技术和管理经验来为己所用。通过合作经营，引进处于国际先进水平的外国承包公司所拥有的海洋勘探、开发、生产的新技术、新设备，在我国海域工作中实现快速技术转让，使各种专业技术能够很快提高到国际水平，拉近了我们与世界先进水平之间的距离；同时，也是专业技术人才快速成长的摇篮，是先进技术引进的绿色通道，又是中外双方平等互利双赢理念的充分体现。

a．通过组成钻井合营公司的合作经营，掌握了优选参数钻井、地层压力预测监视和平衡钻井、地层异常高压的预测与压力平衡钻井、海上丛式井的二维和三维定向井井身轨迹设计和丛式井整体设计。引进一批先进技术软件，吸收使用了先进的测斜仪和钻定向井的专用工具。还掌握了世界上主要先进固井技术和胶质水钻井液的设计与应用等十多项新技术。应用麦克巴专利——特殊防塌钻井液处理剂和ETSS新型钻井液程序，为现场钻井液及有关钻井工程计算提供绝大部分计算项目，对钻井液性能、组分能很快做出定量分析判断。配制和使用优质钻井液，在单独承包外国作业公司的钻井工程中，创造了安全、优质、低费用的服务，受到作业者的好评。南海2号钻井船在合作前自营的3年中，仅打井3口，合营后承包BP公司的作业，仅用14个月时间就打井7口，进尺22377m，日 *** 作费用中98%是A级 *** 作费（即 *** 作费最合理、最低），生产时效也高达98%。这些指标在英国北海也是高水平的。

b．与美国德莱赛公司合资经营的石油测井服务公司，与法国斯仑贝谢公司建立石油测井合作业务，引进了一批先进技术装备，按照国际标准进行具有国际竞争能力的测井承包作业。该公司具有在各种复杂岩性和各种环境条件下的测井技术。在资料处理、解释等重要环节上，掌握了德莱赛公司全套解释程序、一套先进的解释软件和比较先进的测井地质学、高分辨率地层倾角测井程序的编制和用HP9825计算机处理测井资料的先进技术，为海上和陆上提供了大量的优质服务。

c．为尽快掌握定位导航技术，满足海上石油勘探、开发需要，与英国雷卡定位测量公司合资组成了中国南海、渤海雷卡定位测量公司。先后从美国、英国引进中程和远程海上定位系统，仅在南海就建立了14个定位岸台，成立了相应的定位数据处理中心。1984年3月，我方首批出国培训技术人员回国4个月后，全线岸台都由中方人员 *** 作管理，完全掌握了数据中心的硬件维修、软件编程和定位数据管理技术、导航计算和水下定位设计维修技术。建立起了一支能独立工作、高精度海上无线电定位导航的队伍，承揽了我国南海和渤海海域全部定位作业。

d．中国奇科地球物理公司是渤海石油公司地球物理公司与挪威奇科物探公司组建的一个合营公司，在合作经营中我们掌握了先进的海上数字地震采集技术，地震资料特殊处理和三维地震处理，广泛运用地震地层学解释、人机联作解释和储层评价技术，引进了一批先进的技术和装备。通过对方的技术培训和共同从事实际工作，培养了一批懂得现代地球物理技术应用和管理的人才，同时通过合营公司对滨海511地震船更新改造，装备了一套计算机控制的质量控制、三维采集和解释程序，使该船地震数据采集能力上了一个台阶，从而在国际招标中占了明显的优势。

五、多渠道积极开展双边国际技术合作与交流

从1983年起，我们先后与美国、英国、加拿大、澳大利亚、联邦德国等9个国家和地区的36家公司，开展了技术交流与合作，共开展了36个项目的双边合作研究，得到各国政府和公司提供的无偿研究资金360余万美元，有近60人次出国参加项目研究工作。这些活动提高了学术和技术水平，合作研究的成果也大部分应用到海上石油开发工程上，从而推动了海上石油技术的进步，促进了海上石油开发的进程。

在技术合作中，与澳大利亚CSR技术合作援助项目是收益最大、效果最好的项目之一。该项目属于政府间无偿援助项目，由澳大利亚政府提供160万澳元，用于提高中方海上油气开发技术和经济评价方面的技能。为此，澳方执行项目公司CSR提供PRIME-750计算机系统及配套的IFPS经济评价软件，我方则派出16人到澳大利亚石油天然气公司接受技术培训。同时，澳方还派遣专家来华举办研讨会和多项专业技术指导，受益人员广达100多人。通过合作，中方人员掌握了PRIME-750计算机 *** 作系统和海洋工程评价、经济评价技术，提高了工程设计、经济分析、外语表达能力，培训出一批设计技术骨干，并在工作中发挥更大的作用。

渤海海域的海冰对开发渤海油气田来说，是一个十分关键的问题，也是一个多年来未彻底解决的问题。过去因为多种原因，未能进入渤海中部和北部海域进行实测，许多资料数据不完全，一些工程上应用的海冰设计参数，也都依靠推算出来的，一般比较保守、安全系数偏高，直接影响开发投资。特别是最近几年来，在辽东湾陆续发现一批有商业价值的油气田后，要在此建造采油平台，进行石油开发。所以，冰力大小成为工程设计备受关注而又必须解决的问题。冰力参数涉及到采油平台结构形式、决定投资和建造费用的大小。

从1987年起，我们通过政府间科技合作渠道，与联邦德国海洋工业协会合作，利用其技术和专家，开展了《辽东湾海冰调查和冰力研究》项目的联合研究工作，大部分研究经费由联邦德国政府资助。经过几年研究，已摸清了辽东湾海冰生成、流向规律、物理化学性质、种类、分布状况、与结构物最大作用力、动力反应、振动等一系列问题，合作研究的成果部分已用到该海区工程设计项目上。

在世界冰区研究中，结合我国石油开发进行这样大规模的现场实际测量冰情研究还是首次，填补了我国海况研究史上的空白。

另外，根据海上勘探开发工作的进展和实际需要，在技术薄弱环节上也聘请了少数外国专家，在华做短期顾问和咨询工作，这对提高专业技术人员水平，锻炼和培养从事勘探、开发、评价、合同条法和工程设计人员，也起到了积极的作用。

六、“联管会”“平行研究”“外聘”多类技术培训

据统计，从1982年至1991年，派出人员前往美国、英国、日本、挪威、法国、意大利、澳大利亚、新加坡、德国、加拿大、瑞典、巴西、泰国、荷兰、丹麦、比利时、埃及、阿联酋、阿布扎比、希腊、阿尔及利亚、新西兰、哥伦比亚等30个国家和地区，接受地质、物探、钻井、开发、工程建设、工艺措施、环保安全、财会管理、法律法规、采办供销等14类147个专业方面的技术培训。共选派977批（团组）2308人次，总费用达到2000多万美元。其中，勘探、开发技术人员占581批1549人次。

（一）“联管会”“平行研究”

通过双边谈判，在一至四轮招标和招商活动中，已与外国公司签订了十个区块合同。为便于合同区管理，根据作业者的不同，成立了“联合管理委员会”（JMC）。在会内由我方首席代表和外国专家共同管理勘探、开发、生产一切业务，各方代表全部工作程序必须按国际惯例行事。这是我方代表学习和提高的机会，这就要求我方技术人员必须了解和掌握本专业当时的国际先进技术，严格按国际标准进行研究，才能在平行研究或双方共同研究中，显示我方的能力和水平。如埕北油田的开发方案，是中国海油与日本石油公团采用平行作业方式研究的。我方由于采用国内外先进技术，拿出了具有国际水平、符合渤海实际情况的方案，从而以20万美元的代价转让给日方（作业者），在日方提出的埕北油田模拟研究中，都采用了中方的研究成果。

除平行研究外，更多的是通过共同工作，逐步学会外方的一套先进而适用的勘探、开发、生产管理经验和技术，更新了我们的观念，提高了人员素质和技术水平。如法国TOTAL公司在北部湾勘探，发现和试生产的涠洲10-3油田，由于中方火员刻苦努力，很快掌握了该油田全部管理技术，提前实现了作业者地位转移。经过近一年中方的管理和 *** 作，不仅大大地降低了 *** 作成本，而且各项工作都做得很好，得到了合作者法国方面的赞扬。

（二）聘专家

从1984～1987年3月，我们先后聘请美国鲁玛斯公司的辛余克斯先生任设计公司顾问、麦可里先生任乌石16-1项目经理；聘请美国布朗·路特公司孙曾成先生任涠洲11-4混凝土平台基本设计外方经理、镉木孝治先生任结构工程师；聘请英国泰勒·百德罗公司卡鲁特斯先生任西江24-3、惠州21-1工程可行性研究项目经理、怀特先生任高级成本估算专家、奥斯丁斯先生任莺歌海气田上游工艺模块模拟详细设计项目顾问。

在外聘专家指导下，按照国际标准、规范、惯例和要求，共同完成了10个项目的可行性研究和概念设计或基本设计，培训出一批掌握国外现代海洋石油开发工程设计技术的各种专业骨干。他们经过具体项目的实践，积累了各阶段设计的经验，完成了一批设计项目，学会了目前国际上在海洋石油开发工程设计方面采用可行性研究、概念设计、基本设计和详细设计各阶段的设计方法、设计深度、工作程序、信息处理、对外咨询以及设计文件的编制等。

通过与专家一起完成设计项目，19个主要专业公司的200多名技术人员，在设计技术和专业知识等方面，得到配套的培训和提高：学会了专家基本工作方法；学会了应用国际标准规范来进行设计；学会了自编各种计算小程序。同时，也学习了现代化管理设计项目的方法，培训了一些项目经理人员。在专家指导设计工作中，也了解到国外设计项目的管理主要是项目管理方法，是通过项目经理来组织和实现目标管理的方法，其核心是质量控制、进度控制和费用控制。

（三）技术合作

为尽快学习和掌握国外海洋石油开发工程设计先进技术和经验，我们先后同4个国家5个公司的36名专家，以项目合作方式共同进行设计。如琼－深天然气管道工程，首先与英国环球公司（GLDBAL）、日本日晖株式会社（JGC）进行了《海南岛海上气田开发可行性研究》、着重下游利用方案采用液化天然气（LNG）的可行性研究，各自承担有关费用；其次，与加拿大努发公司（NovaCorp）合作，并聘请四川设计院、管道设计院参加，进行管道工作详细可行性研究及概念设计；与联邦德国PLE公司，并以石油管道设计院为主，合作进行管道基本设计；与英国KPKENNY公司合作，进行琼－深海峡管道穿越的基本设计；还与英国环球公司和美国哈德森公司合作，完成了涠洲11-4和锦州20-2凝析气田上、下游的基本设计。

七、有重点地开展广泛的国内技术合作

在引进、消化、吸收、技术转让国外先进技术的基础上，充分调动并发挥国内有关高等院校、科研机构的技术和人才优势，结合海洋石油勘探、开发、生产实际需要，积极进行新技术的推广应用和开发研制创新，以满足对外合作和自营勘探、开发的急需。据不完全统计，与中国科学院系统的地质与地球物理研究所等20多个研究所，以及清华大学、北京大学、中国地质大学、石油大学等几十所高等院校进行了多项合作，总共合作研究77个科研课题，开发研制成功31项成果。这些研究成果大都应用于生产实际，推动了海洋石油科技的发展。

本阶段（“六五”至“七五”）共引进国外海洋石油先进技术303项，接受国外石油公司技术培训230项，总公司派团组到国外进行技术交流1394个，送到国外培训的技术人员3222人次，派遣136人出国留学攻读学位。通过这些活动培养出来的各种技术人员，后来都成为各个岗位的技术骨干和各级管理的中坚，并且，还有相当数量的技术人员顶替了外方人员的工作，担负起了合作油田的重要技术岗位。

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