近几年来大位移井钻进技术进展介绍
迄今为止，全球有3口大位移井的位移超过万米。它们分别是：英国的Wytch Farm油田的1M-16SPZ井，水平位移达10728m；阿根廷Austral Cullen 油田的Cullen Norte-1井，水平位移达10584m；英国Wytch Farm油田的M-11Y井，水平位移达10114m。
（1）BP 阿莫克公司把大位移井和多分支井的原理结合在一起，在Wytch Farm油田打出了世界上第一口大位移多分支井――M15井。1号分支井眼采取了下套管和射孔完井。完井后用电潜泵采油。2号分支井眼采用了裸眼完井。
（2）近几年，国外就井眼稳定与地应力的关系开展了广泛的研究，并取得了很多研究成果。埃克森-莫比尔公司的最新发现是：在钻井液密度窗口内，当采用最小钻井液密度时，井眼轨迹与最小水平应力方向呈50o夹角时井眼最稳定；在钻井液密度窗口内，当采用最大钻井液密度时，井眼轨迹与最小水平应力方向呈70o夹角时井眼最稳定。
（3）斯伦贝谢公司开发出定向难度指数法，这种方法可以对所钻定向井的难度做出评价。在钻大位移时，当定向难度指数上升，实际钻井时间要比设计钻井时间长。以低定向难度指数钻进时，钻速要远远超过设计钻速。
（4）谢夫隆-德士古公司利用三维地震资料和试井资料编制了三维力学模式。该模式把先进的钻前模拟和实时模拟修正相结合。谢夫隆-德士古公司利用该模式进行钻前模拟和实时模拟修正在墨西哥湾的Petronius油田成功地打了3口位移达5791m的大位移井。钻进时避免了卡钻和漏失，并节省了30%的钻井时间。
（5）白劳德钻井液公司最近研制出适用于大位移井的逆乳化钻井液，这种钻井液含数种植物酯和内烯烃化合物，具有良好的悬浮性和井眼清洁能力。这种钻井液体系在墨西哥湾深水和大陆架的钻井作业中能持续防止重晶石沉降。
M-I钻井液公司研制出一种新型逆乳化钻井液，这种钻井液已经成功地用于钻大位移井。新型钻井液在易发生重晶石沉降的环境中，特别是在水平井和大位移井中的井眼清洁效果特别好。
（6）为了建更深、水平位移更大的大位移井，哈里伯顿能源服务公司用膨胀管技术封隔复杂地层，以钻达大位移井的靶位。哈里伯顿能源服务公司所钻的一口大位移井，95/8in套管下深3500ft。用81/2in钻头钻达着陆点，因钻遇复杂地层，下7in膨胀管并固井。而后采用了4in钻杆继续钻进，顺利钻达设计深度。如果按照常规钻井设计，只能下6in套管，使用31/2in钻杆继续钻进，会因钻杆发生屈曲而无法钻达设计深度。
（7）Daivis-Lynch公司研制成一种专门用于水平井和大位移井下套管和固井的漂浮俘箍。下套管时，将Davis漂浮俘箍连接在套管柱上，Davis漂浮俘箍在套管内构成临时屏障，Davis漂浮俘箍以下的套管柱内充满空气，而Davis漂浮俘箍以上的套管柱内充满钻井液。这样就增加了Davis漂浮俘箍以下部分套管柱的浮力，降低了下套管时的阻力，同时由于Davis漂浮俘箍以上部分的套管柱内充满了钻井液，而增加了把套管柱推入井眼内的压力。
国内常规定向井钻井技术已经成熟，目前已初步具备钻位移为3000m大位移定向井的技术能力。近几年，国内也开始研制开发大位移井专用工具，如降扭工具、下套管工具等。海洋石油钻井公司的大位移井钻井技术走在最前列，其大位移井工具主要以引进为主。由于地面条件复杂及油藏构造的要求，大港油田钻定向井的数量居全国各油田之首，定向井技术水平亦居国内领先地位(见表2-2)，并创造了多项国内领先指标。通过多年不断的实践和相应的技术攻关，在定向井设计、井眼轨迹控制和测量方面，具有较强的技术经验和先进的工具仪器，1991年完钻了当时国内水平位移最大的定向井—张17-1井，井深3933.88m，井底位移2279.38m。1997年完成的红9-1井测量井深2300.58m，垂直井深1180.6m，水平位移1727.57m，最大井斜角76°，位移与垂深之比达到1.463:1，是国内典型的浅层大位移定向井。2000年年初大港油田完成的港深69Xl井，井深5464.43m，完钻垂深4315.15m，水平位移3118.24m，是目前中油集团公司水平位移最大的一口深层大位移定向井。目前胜利油田埕北2l-平1井水平位移达到了3167.33m。
未来大位移井钻井技术将进一步围绕降低成本、减少风险和提高成功率的目标而发展，将更广泛地用于海上油田、滩海油田和其他地面条件受到限制的油田。
1．国外主要技术发展应用情况
(1)井身剖面设计
选择摩阻小的井身剖面是钻大位移井的首要问题。国外大位移井井身剖面主要有三种：增斜-稳斜剖面、下部井段造斜剖面(小曲率
造斜剖面)和悬链线剖面。现在悬链线剖面已成为大位移常用设计剖面。在Wytch Farm油田，准悬链线剖面，初造斜率为l°/30m～1.5°/30m逐渐增加到2.5°/30m。实践证明，准悬链线井身剖面可减少钻井扭矩，增加套管下入重量20％～25％，增加钻具的滑动能力。
(2)钻柱设计
在大位移井钻井中，钻柱设计考虑了钻柱的拉压载荷和扭转载荷，建立了钻柱设计模型(如图2-2)，以满足钻大位移井要求，BP公司除了采用高强度钻杆外，还采用了工具接头应力平衡、高扭矩丝扣油以及高扭矩接头、高扭矩联结等方法以保证钻柱具有足够高的扭转能力。在井底钻具组合方面，国外公司目前采用的方法主要有：采用螺旋钻铤和可调稳定器；选择好顶部及下部钻具组合的中合点；减少丝扣连接的数量；减少在斜井段使用的加重钻杆的数量。
(3)钻机和装备的改进
①钻井液系统。泥浆泵增加至3台或更多，额定功率从1177kW提高至1471kW或1618kW，地面泥浆系统的额定压力从35MPa提高至40MPa或50MPa。
②由于长斜井段的扭矩问题，所以顶部驱动装置的扭矩是关键。Oseberg钻机顶驱在165 r/min时最大输出扭矩88kN•m。
③钻杆。Wytch Farm油田钻大位移井使用的钻杆钢级为S-135薄壁钻杆，通过降低钻杆自身重量，降低扭矩和摩阻。所采取的办法有：采用高摩擦系数丝扣油、双台肩或楔形螺纹提高工具接头的承扭能力；使用碳化铬合金对钻杆接头表面进行环形加硬层处理，有效预防接头磨损。目前，屈服强度为12654kg/cm²的钻杆已获成功。
④绞车。目前已有功率为4000～5000 hp(2942～3678kW)的齿轮驱动绞车。
⑤钻杆和钻铤的存放能力。国外采取了增加钻杆单根的长度至13m(加长4m)，存放能力增加了1200～1500m；另外通过调整钻杆处理设备，由4个单根配成立柱，这样又增加了2500～2700m的存放能力。
(4)扭矩／摩阻控制技术
①采用油基钻井液，并提高油水比值，降低摩阻系数。油基钻井液的润滑性和抑制性超过水基钻井液，国外试验证明：将油水比为90:10同油水比为62:38的钻井液相比，金属对金属的摩阻降低50％，金属对砂岩的摩阻降低40％。
②Baroid钻井液公司开发出了Herschel-Bulkley流变模型，评估井眼清洁效果，以改善和解决扭矩、摩阻过大问题。
③采用塑料小球润滑剂。北海试验结果表明：塑料小球能够短期降低扭矩15％。西江24-3-A14井在下部井段钻进中，钻至7248m时，开始加入含塑料小球泥浆，扭矩输出电流由原来的800A降低到650A，扭矩降低了18.75％，效果明显。英国Wytch Farm油田的M16井采用含塑料小球的泥浆添加剂来代替碎杏仁壳体系，当含塑料小球的泥浆体系泵入裸 眼井时，初期扭矩降低了45％。
④使用钻柱降扭短节及非旋转钻杆保护器(NRDPP)。
由Security DBS公司开发的钻柱降扭短节，可与钻井常用的127mm、139.7mm和168mm钻杆配合，使得钻大位移井时，钻杆接头离开套管，可避免套管磨损，降低扭矩，降扭幅度达40％。
使用非旋转钻杆保护器(NRDPP)，国外的试验表明：NRDPP可降低扭矩25％～30％，美国Westen Well Tools公司提供的NRDPP在斜井段套管内使用，扭矩下降达23.3％，在降低扭矩和防止套管磨损方面的作用非常显著。
⑤使用加长马达，减少了钻头泥包，降低了钻头与地层或井眼之间的扭矩。
(5)井眼轨迹控制技术
①采用旋转导向钻井，精确控制井眼轨迹。在钻进中，尽量采用旋转钻进方式，少采用滑动钻进方式来控制井眼轨迹。如，Wyteh Farm油田在钻大位移井时旋转导向系统是最主要的工具。
②使用大刚度井眼控制钻具组合，防止井眼出现大的狗腿度。
③使用水力加压器，为钻头施加足够的钻压，减少了井眼轨迹的变化，使井眼轨迹得到更有效的控制。
④精确控制井眼轨迹，采用先进的随钻测量工具和数据传输系统，如：传输速率60m/s的M10型MWD、三联(电阻、中子、密度及 测井)或四联(三联加声波测井)的随钻测井(LWD)。阿吉普等公司最近还使用了其独有的专利技术随钻地震(SWD)等。
⑤实施短起下钻作业，帮助清洗井眼，破坏岩屑床的同时，充分修整井壁，使井眼光滑、规则，减少局部狗腿度。
⑥采用大排量循环洗井，将井眼的岩屑带出地面，经固控设备处理，降低钻井液中的固相含量。
(6)井眼清洁技术
确保井眼清洁的主要因素是排量。国外首先利用井眼清洁模型来计算可确保井眼清洁所需的最小排量和最优流变参数；其次采用顶驱和旋转导向钻井系统也有利于携岩；第三是加强地面固控，在Wytch Farm钻超大位移井时，一般安装4台双层直线型振动筛，1台钻井液清洁器和2台离心分离器，使用特殊的波纹状筛布。
(7)大位移井用可变径稳定器
①多位变径稳定器。
Wytch Farm油田大位移钻井中使用的Halliburton公司多位变径稳定器。
Halliburton公司研制的多位变径稳定器HVGS，已投入商业化使用。这种装置代表了目前旋转钻井轨道控制系统的水平和国外可变径稳定器的发展方向。
HVGS是一套先进的机电液一体化装置，主要由三个功能部件组成，即下部的动力段、上部的控制段和一个正脉冲发生器。下部的动力段为可径向伸出的稳定器翼片，由稳定器处环空内外压差启动，停泵时翼片缩进，开泵后翼片伸出。
与传统的机液可变径稳定器相比，HVGS具有以下特点：
•采用钻井液脉冲遥控技术、电子及液压技术调节稳定器外径，稳定器直径的位置数可根据需要选择；
•扩大了稳定器的径向调整范围，215.9mm变径稳定器直径调节范围为184.2～215.9mm，钻井液通过稳定器的压力损失大约为517.1kPa；
•通过MWD向地面通报稳定器的工作状态，其控制指令是钻井液排量序列，示位指令是MWD发出的钻井液脉冲信号。
现场试验：据文献报道，由HVGS组成的旋转导向系统已成功应用于英国北海WytchFam油田M-2、M-3和M-4大位移井的钻井施工中，其中在M-2井创造了1603m垂直深度下的水平位移6732m的世界纪录，M-3井的实钻结果更是打破了M-2井水平位移的世界纪录，证明这种系统在大位移井钻井作业中具有广阔应用前景。
② 自动井斜角控制稳定器。
自动井斜角控制稳定器(AIC)由信号发生机构、信号接收与传递机构(油压传动装置)和信号执行机构(液控柱塞伸缩式变径稳定器)组成短节，装在钻头上方。
当实钻井斜角大于或小于设计井斜值时，AIC即发出两种不同信号，造成密闭油路内的油液换向，然后通过特殊设计的阀组使油缸活塞杆产生轴向伸缩运动，由此使主活塞同步运动，从而导致可变径稳定器的柱塞组作径向伸缩和锁位，通过改变钻具组合的力学特性来控制井斜角。
AIC用于水平井水平段和定向井稳斜段的井斜控制。下井前只要把MC的角度整定机构调至标定井斜值，即可在井下把实钻井斜值自动控制在标定值的邻域以内，而不需要配备测斜仪器，所钻的实钻轨迹就是一条沿设计轨迹上下小幅度变化的波浪线，非常接近设计轨迹。
AIC实现了钻井过程中对设定目标(即标定井斜角)的井下闭环自动控制，可在钻进中省掉SST和MWD等测斜仪器，节省测量时间和大量费用。作为机液装置，AIC未采用任何电子元件，而且其液压系统油路与钻井液完全隔离，从而可保证该控制工具在井下工作的可靠性。
(7)大位移井用可变径稳定器
③排量控制式变径稳定器。
这是一种遥控变径稳定器。通过改变钻井泵排量，遥控改变井下变径稳定器的外径尺寸，从而实现造斜、降斜、稳斜等作业。其原理与结构特征为：主轴沿轴向开有数道环槽，上部连接凸轮轴，当排量为正常排量时，主轴处于上位，通过斜面与之接触的柱塞组复位内缩；当需要扩径时，调整钻井泵排量，由于节流嘴的作用产生压降，迫使主轴下行，在行程终了时锁定位置，主轴同时推动柱塞组外伸，达到稳定器扩径的目的。
④Andergauge公司旋转式可变径稳定器(已经过4000次以上的试验)。
结构特点：可控制从5～17in的各种井径；锁定装置能有效的固定位置：指示器能清楚地显示井底设备压力；旋转方向修正能减少狗腿，降低扭矩与拉力；持续旋转有助于清洁井眼，消除岩屑堵塞；钻头可在切向与水平方向旋转。
⑤遥控式可调直径的井下稳定器。
为了更好地控制井斜，减少更换井下钻具组合的起下钻次数，提高钻井效率，以及减少钻井成本，Anadrill、Halliburton等公司研制出了遥控式可调直径的井下稳定器(Downhole Adjustable Stabilizers)，即智能式稳定器。它由其翼片可以收缩和扩张的翼片稳定器、控制系统、正脉冲发生器三大部分组成。稳定器翼片在压差的作用下可以径向扩张，在钻井泵停泵时收缩。稳定器的直径或翼片径向扩张程度，由控制系统中的微处理机按地面所给指令进行控制。Φ216mm稳定器，正常可作6级直径调节，每次调节增量为6.35mm。目前，这类遥控式可变直径稳定器已在水平钻井和大位移钻井中成功地应用，特别是在北海地区。
(8)其他专用工具、仪器
①串联马达。
②减扭工具。
(9)完井技术
国外大位移井完井方式有：套管射孔完井、尾管射孔完井、尾管加绕丝筛管完井、割缝尾管完井，一般采用尾管完井方式。套管柱的下入、尾管悬挂、注水泥技术等都是完井工程的关键技术。在套管下入技术方面，国外多家公司研制成的选择性漂浮装置(SFD)能将完井管柱下人7000m以上井深。对于尾管下入采用加重钻杆辅助措施、下推接头、尾管漂浮辅助措施等尾管悬挂系统可在大斜度井段成功座放，且允许尾管在固井作业时产生旋转，提高注水泥顶替效率。Wytch Farm油田采用润滑性好的油基钻井液，使西311.1mm井眼中摩擦系数为O.21，相应临界角为78°(一般在70°～72°之间)，明显提高了套管下入能力。
①浮式套管。
Mobile公司的浮式套管有两种：一是将气体、水或泥浆充入套管各段中，用密封装置将各段分隔开，填充的轻质液体产生的浮力沿套管均匀分布，保证套管在井眼内均匀分布，如图2-13。二是利用在套管内放置轻质衬套来降低密度，衬套材料可用聚苯乙烯泡沫、聚氨酯泡沫、木材或软木，如图2-14。Dismuskes公司建议采用塑料、铝或其他轻金属材料作为套管材料。在套管壁上增加一些浮力材料或是一段密封圆柱体，使套管在钻井液中产生浮力。
②选择性漂浮装置。
这是一种新型专利工具，这种工具可借助减小套管的法向力来降低摩阻力，借助这种方法可把套管的法向力减小20％。这种工具在Pt.Pedernales油田大位移中下入Φ244.5mm套管时得到了广泛应用。
③套管漂浮接箍。
该工具由内外筒两部分组成，这套装置接在套管柱上，作为套管柱的一个临时堵塞物，它的整个内筒可在钻水泥塞和浮箍浮鞋时一起被钻掉。
该套装置在我国南海石油公司的西24-3-A14大位移井下Φ244.5mm套管时得到应用。西24-3-A14井有2146m飘浮套管段，利用该工具在套管内没有钻井液的情况下使套管对井眼低边正压重量减少93t左右。
④下套管专用工具。
挪威技术研究所研制的下套管工具可使水平井段下套管的长度比采用普通方法增加50％～100％。
⑤套管钻进下套管方式。
Dismukes公司利用一个可回收井下钻井马达来清除套管前面的障碍。利用电缆将电动、螺杆钻具或涡轮钻具等可回收式马达下到井底，这些马达在井底通过驱动轴驱动推进器或钻头，清除套管前方的障碍或钻屑沉积，套管下到井底后，马达取出，钻头和驱动轴留在井中。
⑥TAM公司研制的套管循环头
不但适合于顶部驱动钻机系统，也适合于转盘钻进钻机，它是利用下套管同时循环钻井液减小摩擦力的方法来提高管柱下入能力，并降低卡钻的可能性。美国K.W.NELSON公司研制的套管调节器相当于滑动接头或钻进震击器，安装在套管内的几个位置上，帮助将套管下到井底，该技术已申请了专利。还有就是利用游车或大钩的自重往井下推动套管或尾管。
⑦尾管下入工具。
国外研制的水力尾管释放工具(HRT)(图2-19)能将尾管旋转并送到设计井深，而且能处理因旋转尾管导致的高扭矩(136.5kN•m)。它可以在尾管的注水泥作业中边旋转边上下活动。在尾管旋转下送至总井深并固井后，经钻杆投入胶塞，可使尾管在水力作用下与钻杆卸开。该工具已应用于Unocal公司的大位移完井中。
⑧滚子扶正器。
可极大地减小摩擦系数，在泥浆中的旋转摩擦系数低达O．04。
(10)应用实例
①1998年初，BP公司在Wytch Farm油田钻的M-11井水平位移 达10114m。该井是该油田完成的第14口大位移井，该井所用的Dentag 钻机是欧洲最大的钻机，配有一台3000hp的绞车，3台1600hp的泥浆 泵和一套顶部驱动系统；为避免井眼损伤和泥浆漏失采用了Anadrill公 司的泥浆压力随钻监测仪(PWD)；定向控制采用了井下旋转导向钻井 系统，与传统导向工具的区别是它在井下可旋转导向，是该系统第一 次在Wytch Farm油田应用。
②Oseberg油田大位移井完井采用177.8mm、重量为38kg/m的管 柱进行完井，考虑到完井管柱过长、过重，如果一次下入完井管柱，根据计算其抗拉伸和抗击毁安全系数不够，为解决这一问题，采取了尾管回接固井技术。
2.国内主要技术发展应用情况
我国在钻大位移井的设备配套上，目前兰州石油机械厂和宝鸡石 油机械厂都已开发研制出ZJ60D和DQ-60D顶部驱动钻机，为钻水平位移在4000m左右大位移井提供了设备上的保证。在井眼轨迹控制及测量方面，我国陆上油田已引进多台套MWD测量设备。西安石油学院已在进行降摩阻短节的试验研究，通过在中硬石灰岩地层试验水平钻进，机械钻速提高43％；在致密硬白云岩和石灰岩进行26°井斜钻进，机械钻速提高19％。
目前国内的几家主要石油设备生产厂家都已基本具备加工制造各类井下动力钻具、钻头及特殊工具的能力。1991年，石油勘探开发科学研究院机械所开始研制遥控变径稳定器，开发了提压钻柱式、投球式和排量控制式三种遥控变径稳定器，为油田大位移井、水平井钻井作业提供了先进的工具。
(1)提压钻柱式变径稳定器
当驱动轴向上或向下发生位移时，驱动轴上的楔形面将推动支撑块伸出或缩进，从而实现稳定器工作面直径的变化。驱动轴的位移通过提压钻柱实现。稳定器直径变大的操作过程是停泵终止循环，驱动轴上的液力锁被打开，驱动轴处于自由活动状态，只要钻头与井底有一定的接触力，驱动轴就向上移动，支撑块被顶出，稳定器处于大尺寸状态，此时马上启动泵，在泵压作用下，液力锁活塞被推入其下端的弹性爪中撑开弹性爪，上壳体的内台阶挡住弹性爪，锁住驱动轴，稳定器就可在大尺寸状态下工作。稳定器直径变小的操作过程是停泵终止循环，驱动轴上的液 力锁被打开，将钻头提离井底，利用钻头与钻铤的重力使驱动轴向下移动，支撑块与楔形面脱离，处于浮动状态，稳定器旋转时，支撑块与井壁碰撞，使支撑块缩回，稳定器就处于小尺寸状态，启动泵后，液力锁锁定驱动轴，稳定器就处于小尺寸状态工作。
试验情况：1993年4月在大港油田6-23-1井，对YW-178提压钻柱式遥控变径稳定器进行了第一次工业性应用，整个应用过程中，YW-178遥控变径稳定器变径自如可靠。在此基础上，又先后开发了YW-12l，YW-203提压钻柱式遥控变径稳定器，形成了系列产品，并先后在四川、大港和青海等油田得到应用。
(2)投球式变径稳定器
工作原理：驱动轴在中部设有凹凸轮，下部有特殊形状的滑道，上壳体上的驱动销可沿驱动轴上部滑道运动。当要改变稳定器尺寸时，向钻具内投一钢球，钢球落至球爪处停止。启动泵后，钢球在球爪处形成节流，使驱动轴向下运动。驱动轴向下运动的同时，又被上壳体上驱动销驱动旋转一个角度，因驱动轴中部的凹凸轮不同角度有不同的径向尺寸，所以支撑块被顶出的尺寸不同，从而实现稳定器工作面尺寸的控制。
应用：1997年6月在大港油田西1-5-1井，对QYW-78投球式遥控变径稳定器进行了第一次应用，经整改后1998年11月在大港油田板62-32井进行了可靠性试验，工作正常可靠。在此基础上，又开发了QYW-178投球式遥控变径稳定器，并在四川地区成功应用。
(3)变排量式变径稳定器 变排量式遥控变径稳定器的结构与投球式遥控变径稳定器基本相同，只是在驱动轴下部设有节流喷嘴和节流杆，当排量超过正常排量的40％时，驱动轴就转动一个角度，从而改变稳定器外径尺寸。
(4)国家863计划科研攻关项目“海底大位移井井眼轨迹控制技术•可变径稳定器研制”项目研制的可变径稳定器。由三部分组成：变径部分、液压系统及测量控制部分。
大港油田大位移井钻井技术近几年成果显著，处于国内领先地位。围绕该项技术，形成的主要配套技术包括：①井眼轨迹控制技术。利用该技术已为国内外客户提供了上千井次的各类定向钻井服务；②降磨减扭技术。开发研制了减磨减扭接箍等配套工具，开发了大位移井钻柱受力分析和摩阻扭矩检测软件等；③下套管技术。研究开发了漂浮下套管工具和TNY动力钳监测仪；④固井技术。成功完成了多口大位移井的固井施工；⑤钻井液技术。研究了低扭矩、防粘卡钻井液体系；⑥轴向加压技术。研制开发了配套工具—大位移井水力加压工具，节约钻铤30％～40％，提高机械钻速15％～35％。
应用实例
①1997年中国海洋石油南海东部公司、Phillips石油中国有限公司、派克顿东方公司联合在南中国海西江油田钻成的西江24-3-A14井将水平位移的纪录刷新至8061m。该井上部大井眼使用了哈里伯顿公司的MWD随钻测量系统，下部井段使用了Anadrill公司新型MWD/LWD随钻测量系统，其中MWD为最新的M10型，LWD为CDR(双补偿电阻率工具)和CRN(双补偿中子密度工具)两种测量系统，具有测量精度高、性能稳定、传输速度快的优点，其LWD的测井资料完全能替代电缆测井。目前国内海洋钻井主要使用戴维斯(Dabvis)和哈里伯顿(Halliburton)这两家公司的漂浮接箍组件。
②2000年大港油田完成的港深69×1井，完钻垂深4315.15m，水平位移3118.24m，是目前CNPC水平位移最大的一口深层大位移定向井。该井为四开三段制井身剖面，采取了以下主要技术：
a.采用先进的Landmark工程软件进行摩阻／扭矩预测和井眼轨道优选，确保施工顺利。
b.采用较先进的7000m顶驱电动钻井设备进行施工。为保障施工，对4台D399发电机组、2台12V190B型柴油机、2台FBl300泥浆泵、天车、游车及绞车的2台GE752电机进行了大修，对空气压缩系统进行了更换，同时为增加钻井液净化系统的处理能力，对除砂器、除泥器、离心机等净化设备进行了更换。
c.为防止出现扭方位或高狗腿度，从造斜开始到井底全程应用导向马达+MWD控制井眼轨迹，使井眼规则、平滑，为下部井眼的钻进和下套管作业提供良好的井眼条件。
d.为避免在大井斜条件下钻进，出现钻柱吸附卡钻，采用加重钻杆代替钻铤为钻头加压。
e.采用139.7mm钻杆增大钻杆内径，降低了沿程压耗，增加了排量和钻井液环空返速，达到了清洁井眼的目的。
f.根据岩石可钻性预测，在不同井段采用了川克公司的高效能钻头，配合导向马达，延长了单只钻头的寿命，提高了机械钻速，达到了快速钻井的目的。
g.在钻井液体系上，上部井段采用聚合物钻井液，下部采用硅基防塌钻井液体系，保证了井壁的稳定。并根据井深的增加，采用白油、固体润滑剂、塑料微珠和极压润滑剂降低摩阻和扭矩，该善了顶驱滞动现象。
h.钻油层段，采用LWD地质导向工具随钻地质跟踪测量。
我国大位移钻井技术近几年发展较快，水平位移突破了3000m，目前正在进行水平位移4000m的大位移钻井技术的攻关，但与国外相比还存在较大差距，突出表现在配套工具方面：国内所应用的控制技术还属于第一代的导向系统，而国外已应用了第二代的导向钻井系统和第三代的旋转导向系统(闭环钻井系统)；缺少LWD、大扭矩钻杆和可变径稳定器等。因此，国内应加快大位移井钻井设备和配套工具的引进、开发与研究。
