CN112065277A - 井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施例提供一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法及装置，方法包括：根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率；根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合；确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型；根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数；本申请能够有效节约钻井时间和提高钻井效率。

Description

井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法及装置

技术领域

本申请涉及油气井钻井领域，具体涉及一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法及装置。

背景技术

为降低钻井作业成本、提高桶油效益，采用新技术缩短油气钻井作业时间，提高作业效益是油气区作业者对钻井服务商的基本要求，也是钻井服务上实现自身利益最大化的根本途径。在钻井作业中，根据设计的井眼轨道的不同位置，设计不同的钻具组合实现快速钻井是常用的方法，如根据标准2012版的石油行业标准SY/T 6332《定向井轨迹控制》可知，直井段应注意把井眼“打直”，因而设计的钻具组合应具有较好的防斜效果，宜采用防斜钻具；到了造斜井段的目的是实现井眼轨迹沿着设计的增斜方向走，因而设计的钻具应具有较好的增斜能力，宜将直井段的防斜钻具更换为增斜钻具；而到了稳斜井段或水平井段，要求设计的钻具组合具较好的稳定井斜的能力，宜将前面的增斜钻具换为稳斜钻具。

发明人发现，通常一口定向井至少包含直井段、造斜段、稳斜段，水平井至少包括直井段、造斜段、水平段；也就是说，钻一口定向井/水平井时，不同的井段需要采用不同的钻具组合，而不同钻具组合的更换需要起下钻作业，对于一口3000m的定向井或水平井来说，中间应钻具结构改变而更换钻具大约需要2d时间，加上其它原因的钻具更换甚至更长，如果井深更大，则需要的时间更长。

发明内容

针对现有技术中的问题，本申请提供一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法及装置，能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，实现井眼轨迹连续控制，节约钻井时间和提高钻井效率。

为了解决上述问题中的至少一个，本申请提供以下技术方案：

第一方面，本申请提供一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法，包括：

根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率；

根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合；

确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型；

根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数。

进一步地，所述根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率，包括：

根据目标井轨道设计参数中的造斜点斜深和造斜终点斜深，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度；

根据目标井轨道设计参数中的稳斜段起始点斜深和目标井总斜深，确定所述目标井钻井轨道的稳斜段长度；

根据所述造斜点斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的直井段长度；

根据所述造斜段长度和所述目标井轨道设计参数中的预设造斜率，确定所述目标井钻井轨道的综合造斜率。

进一步地，所述根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合，包括：

若所述综合造斜率不超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为长曲率半径造斜剖面类型，并确定钻具组合中对应的钻头、单弯螺杆钻具及随钻测量仪器，否则，确定所述目标井钻井轨道为中短曲率半径造斜剖面类型，并确定对应的钻具组合为旋转导向钻具组合。

进一步地，所述确定钻具组合中对应的钻头，包括：

根据目标井轨道设计参数中的目标井总斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的连续控制井段总长度；

将平均机械钻速大于所述连续控制井段总长度和单弯螺杆钻具的使用寿命与随钻测量仪器的电池单次放电时长中数值较小的一个的比值的至少一个候选钻头确定为所述钻具组合的钻头。

第二方面，本申请提供一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置，包括：

轨道设计参数分析模块，用于根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率；

造斜剖面类型及钻具组合确定模块，用于根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合；

轨迹类型确定模块，用于确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型；

钻具组合结构参数确定模块，用于根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数。

进一步地，所述轨道设计参数分析模块包括：

造斜段长度确定单元，用于根据目标井轨道设计参数中的造斜点斜深和造斜终点斜深，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度；

稳斜段长度确定单元，用于根据目标井轨道设计参数中的稳斜段起始点斜深和目标井总斜深，确定所述目标井钻井轨道的稳斜段长度；

直井段长度确定单元，用于根据所述造斜点斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的直井段长度；

综合造斜率确定单元，用于根据所述造斜段长度和所述目标井轨道设计参数中的预设造斜率，确定所述目标井钻井轨道的综合造斜率。

进一步地，所述造斜剖面类型及钻具组合确定模块包括：

长曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元，用于若所述综合造斜率不超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为长曲率半径造斜剖面类型，并确定钻具组合中对应的钻头、单弯螺杆钻具及随钻测量仪器；

中短曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元，用于若所述综合造斜率超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为中短曲率半径造斜剖面类型，并确定对应的钻具组合为旋转导向钻具组合。

进一步地，所述长曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元包括：

连续控制井段总长度确定子单元，用于根据目标井轨道设计参数中的目标井总斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的连续控制井段总长度；

钻具组合钻头确定子单元，用于将平均机械钻速大于所述连续控制井段总长度和单弯螺杆钻具的使用寿命与随钻测量仪器的电池单次放电时长中数值较小的一个的比值的至少一个候选钻头确定为所述钻具组合的钻头。

第三方面，本申请提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的步骤。

第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的步骤。

由上述技术方案可知，本申请提供一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法及装置，通过对可以预先获知的目标井轨道设计参数进行分析，确定目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度，并以此推算得到综合造斜率，根据综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合，然后进一步根据所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度各自在三者数值总和中的数值占比，以及各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型，进而根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，适应性地确定对应的所述钻具组合的结构参数，由此实现仅用一套钻具组合就能在钻井轨道中的各个不同井段进行连续控制作业，不再需要针对各个不同井段更换钻具组合，因此能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请实施例中的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的流程示意图之一；

图2为本申请实施例中的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的流程示意图之二；

图3为本申请实施例中的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的流程示意图之三；

图4为本申请实施例中的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的结构图之一；

图5为本申请实施例中的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的结构图之二；

图6为本申请实施例中的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的结构图之三；

图7为本申请实施例中的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的结构图之四；

图8为本申请一具体实施例中的目标井钻井轨道连续钻进控制示意图；

图9为本申请一具体实施例中的采用的增斜类钻具组合的结构示意图；

图10为本申请一具体实施例中的采用的稳斜类钻具组合的结构示意图；

图11为本申请一具体实施例中的采用的防斜类钻具组合的结构示意图；

图12为本申请实施例中的电子设备的结构示意图。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

考虑到现有技术中钻一口定向井/水平井时，不同的井段需要采用不同的钻具组合，而不同钻具组合的更换需要起下钻作业，对于一口3000m的定向井或水平井来说，中间应钻具结构改变而更换钻具大约需要2d时间，加上其它原因的钻具更换甚至更长，如果井深更大，则需要的时间更长的问题，本申请提供一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法及装置，通过对可以预先获知的目标井轨道设计参数进行分析，确定目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度，并以此推算得到综合造斜率，根据综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合，然后进一步根据所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度各自在三者数值总和中的数值占比，以及各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型，进而根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，适应性地确定对应的所述钻具组合的结构参数，由此实现仅用一套钻具组合就能在钻井轨道中的各个不同井段进行连续控制作业，不再需要针对各个不同井段更换钻具组合，因此能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率。

为了能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率，本申请提供一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的实施例，参见图1，所述井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法具体包含有如下内容：

步骤S101：根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率。

可以理解的是，一口定向井至少包含直井段、造斜段、稳斜段，水平井至少包括直井段、造斜段、水平段；也就是说，钻一口定向井/水平井时，不同的井段需要采用不同的钻具组合，而不同钻具组合的更换需要起下钻作业，对于一口3000m的定向井或水平井来说，中间应钻具结构改变而更换钻具大约需要2d时间，加上其它原因的钻具更换甚至更长，如果井深更大，则需要的时间更长。

可选的，本申请为了实现仅用一套钻具组合既能完成各个井段的钻井作业的功能，首先通过获取目标井的轨道设计参数，其中，该轨道设计参数是在钻井工程设计中的井眼轨道设计部分已知的内容。

可选的，所述目标井的轨道设计参数包括但不限于：造斜点斜深D_KOP、稳斜段起始点或水平井入靶点斜深D_A、目标井总斜深D_B、稳斜角θ、预设造斜率α_D等参数。

可以理解的是，通过对各项轨道设计参数进行分析，能够确定该目标井钻井轨道中轨迹在倾斜/弯曲时的各项特征信息，例如造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率。

其中，所述综合造斜率为根据钻井轨道中造斜段的实际长度以及轨道技术参数中预设好的稳斜角进行计算得到的，用于表征钻具组合完成全段作业所必须具备的基本造斜特征。

步骤S102：根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合。

可以理解的是，由于目标井钻井轨道的倾斜/弯曲具有不同的程度，因此需要根据上述计算得到的综合造斜率，确定该钻井轨道的造斜剖面属于哪种具体类型，以此针对该钻井轨道具体的造斜剖面类型确定适合的钻具组合。

可以理解的是，本申请所述的钻具组合可以为现有技术中由多个不同钻具结合而成的一套整体的组合工具，所述钻具组合可以为现有的旋转导向钻具组合，也可以为由钻头+单弯螺杆钻具+随钻测量仪器组装而成的一套工具。

可以理解的是，上述两种钻具组合的钻井能力(尤其在造斜段)不同，旋转导向钻具组合往往可以胜任斜率较大的造斜段，因此本申请通过将综合造斜率与一预先设定的斜率阈值进行数值比较，以此该钻井轨道的斜率较大(例如综合造斜率大于斜率阈值)时，采用现有的旋转导向钻具组合进行工作，或在该钻井轨道的斜率较小(例如综合造斜率不超过斜率阈值)时，采用钻头+单弯螺杆钻具+随钻测量仪器组装而成的钻具组合进行工作。

步骤S103：确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型。

可选的，根据上述对目标井轨道设计参数分析得到的所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度各自在三者数值之和中的数值占比，以及该数值占比与一预设的长度阈值进行数值比较的结果，确定目标井钻井轨道的轨迹类型。

可选的，所述轨迹类型例如为增斜类井眼轨道、稳斜类井眼轨道、防斜类井眼轨道，其具体的确定过程可以采用如下所示的一种具体计算方法(稳斜段长度L_AB、造斜段长度L_Build、直井段长度L_V)：

a.若L_Build/(L_AB+L_Build+L_V)≥M₁,则为增斜类井眼轨道，井眼轨迹连续控制钻具组合应以增斜能力为主，若L_Build/(L_AB+L_Build+L_V)<M₁,，则转为下一步。

b.若L_AB/(L_AB+L_Build+L_V)≥M₂,则为稳斜类井眼轨道，井眼轨迹连续控制钻具组合应以稳斜能力为主，若L_AB/(L_AB+L_Build+L_V)<M₂,则转为下一步。

c.若L_V/(L_AB+L_Build+L_V)≥M₃,则为防斜类井眼轨道，井眼轨迹连续控制钻具组合应以防斜为主，若L_V/(L_AB+L_Build+L_V)<M₃，则转为下一步。

d.当以上三种条件都不满足时，则为稳斜类井眼轨道，井眼轨迹连续控制钻具组合应以稳斜能力为主。

其中，所述的M₁的值为0.2～0.5之间，通常为0.3；所述的M₂为0.3～0.5，通常为0.25；所述的M₃为0.6～0.8，通常为0.8。

可以理解的是，通过以上方式可以明确轨迹控制的主要特征，设计的钻具组合应重点满足所述控制特征需求，以实现对较高的钻井速度。

步骤S104：根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数。

可以理解的是，根据不同的轨迹类型，可以有针对性的对所采用的钻具组合中各钻具设备的结构参数进行设计，具体以下述一增斜类井眼轨道为具体实施例进行举例：

增斜类井眼轨道，相比一般井眼轨道来说，该类井眼轨道中造斜段井段长度所占井眼轨道连续控制井段的比例较大，应重点关注其增斜能力，同时在直井段和稳斜段/水平段复合转进时有较小增斜力，以实现井眼轨迹的连续控制。采用增斜类钻具组合(如图9所示)，钻具组合总体部件为：钻头+单弯螺杆钻具+无磁钻铤(含随钻测量仪器)+钻铤若干+钻杆若干+加重钻杆/钻铤若干+钻杆若干。

所述的钻头外径为本开次井眼尺寸D_b，所述的单弯螺杆钻具钻上自带有螺杆稳定器，螺杆稳定器外径D_m为D_b-N，螺杆稳定器中部位置与钻头靠近井底的端面的距离为L₁，所述的单弯螺杆钻具在其螺杆稳定器远离钻头的那一端存在一个弯角，弯角度数为θ，弯角位置离稳定器中部位置为L₂。所述的钻具组合总体部件不包括转换接头，可根据相关部件的连接要求在不同部件之间增加转换接头。

所述的N越小，接近于0时，D_m基本与井眼尺寸一致，此时钻具稳定性较好，稳斜效果较好，但不易造斜，且钻具硬卡的可能性增加。N适当增加至2mm时，钻具的造斜力增加，但N继续增加，钻具的造斜能力又会降低。综合考虑钻具的造斜能力及降低硬卡的风险，在2～12mm之间。

所述的L₁在0.5～1.5m之间，主要由所选的钻头尺寸结构和单弯螺杆钻具的结构参数决定，通常在1m左右。所述的L₂由所选的单弯螺杆钻具的结构参数决定，一般在0.2～1.0m之间，通常为0.5m。

其中，所述的钻铤、钻杆、加重钻杆数量具体设计方法，可参考钻具设计方法，为现有公认技术。

对于弯角度数为θ，θ越大，钻具的造斜能力增加，但复合钻进时存在一定的扩径作业，且过大的弯角，侧向力过大会影响钻头和单稳螺杆钻具的使用寿命，一般来说，θ不宜超过2.5°。为了设计合理的单弯螺杆钻具的弯角度数θ，本发明专利采用以下方案，在钻具组合满足井眼轨道造斜能力的前提下，尽量采用较小的弯角度数，具体如下：所述的θ预设为1.5°，采用修正的三点定圆法计算钻具组合的理想造斜率α_L，并验证其是否满足大于α_z/k1要求。计算理想造斜率α_L的方法如下：

α_L＝a(D_m-D_s)+b(D_b-D_m)+K₀

其中：L₃为8～10m，D_s为单弯螺杆钻具的外径；

如α_L小于α_z/k1，则提高θ至1.5°以上，如1.8°、2.1°重新验证，在不满足α_L大于α_z/k1要求的情况下，逐步提高α_L值；如α_L大于α_z/k1，则可选择θ为1.5°，进一步的，还可将θ预设为1.25°，重新计算理想造斜率α_L，采用以上所述方法检验重新计算的α_L是否仍大于α_z/k1，如满足条件，则选择θ为1.25°，否继续选择θ为1.5°。

所述的k1值为0.6～0.9，通常为0.8，k1值的大小体现了井眼轨迹连续控制过程中对钻井作业的调整程度。

从上述描述可知，本申请实施例提供的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法，能够通过对可以预先获知的目标井轨道设计参数进行分析，确定目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度，并以此推算得到综合造斜率，根据综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合，然后进一步根据所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度各自在三者数值总和中的数值占比，以及各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型，进而根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，适应性地确定对应的所述钻具组合的结构参数，由此实现仅用一套钻具组合就能在钻井轨道中的各个不同井段进行连续控制作业，不再需要针对各个不同井段更换钻具组合，因此能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率。

为了能够根据目标井的各项轨道设计参数确定其造斜剖面的类型，以此确定使用何种钻具组合，在本申请的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的一实施例中，参见图2，还可以具体包含如下内容：

步骤S201：根据目标井轨道设计参数中的造斜点斜深和造斜终点斜深，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度。

步骤S202：根据目标井轨道设计参数中的稳斜段起始点斜深和目标井总斜深，确定所述目标井钻井轨道的稳斜段长度。

步骤S203：根据所述造斜点斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的直井段长度。

其中，所述目标井的套管下深优选为上一开次套管的下深。

步骤S204：根据所述造斜段长度和所述目标井轨道设计参数中的预设造斜率，确定所述目标井钻井轨道的综合造斜率。

具体的，根据所提供的稳斜段起始点斜深D_A和目标井深斜深的D_B计算稳斜段长度L_AB，具体为L_AB＝D_B-D_A。

根据所提供的稳斜段起始点斜深D_A和造斜点斜深D_KOP计算造斜段长度L_Build，具体为L_Build＝D_A-D_KOP。

根据所提供的上一开次套管的下深D_c和造斜点斜深D_KOP计算造斜段长度L_V，若D_c≤D_KOP,L_V＝0，否则L_V＝D_KOP-D_c。

根据所提供的目标井总斜深的D_B、上一开次套管的下深D_c计算得到油气井钻井井眼轨迹连续控制井段的长度L，具体为L＝D_B-D_c。

根据L_Build计算综合造斜率值α_z，具体为α_z＝30θ/L_Build。通常计算所得的α_z小于或等于α_D，与设计的轨道剖面类型有关：如涉及的造斜段轨道剖面为一圆弧剖面，理论上分析α_z应等于α_D，如为非圆弧剖面，如部分轨道段采用了直线或大曲率半径圆弧，则α_z应小于α_D。

为了能够根据目标井钻井轨道的具体造斜剖面类型，确定具体的钻具组合，在本申请的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的一实施例中，还可以具体包含如下内容：

若所述综合造斜率不超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为长曲率半径造斜剖面类型，并确定钻具组合中对应的钻头、单弯螺杆钻具及随钻测量仪器，否则，确定所述目标井钻井轨道为中短曲率半径造斜剖面类型，并确定对应的钻具组合为旋转导向钻具组合。

具体的，若α_z小于等于K值，则为长曲率半径造斜剖面，可选用钻头+单弯螺杆钻具+随钻测量仪器方式控制，关键钻具部件优选包括对钻头、单弯螺杆钻具、随钻测量仪器的优选；若α_z大于K值，则为中短曲率半径造斜剖面，应选用旋转导向钻具组合控制，关键钻具部件优选包括对钻头、旋转导向系统的优选。所述的K的取值通常在5～12°/30m之间。

为了能够确保钻具组合中的钻头能够顺利完成目标井钻井轨道的连续控制井段总长度的钻进任务，在本申请的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的一实施例中，参见图3，还可以具体包含如下内容：

步骤S301：根据目标井轨道设计参数中的目标井总斜深和所述目标井的历史套管下深，确定所述目标井钻井轨道的连续控制井段总长度。

步骤S302：将平均机械钻速大于所述连续控制井段总长度和单弯螺杆钻具的使用寿命与随钻测量仪器的电池单次放电时长中数值较小的一个的比值的至少一个候选钻头确定为所述钻具组合的钻头。

具体的，获取候选钻头类型的关键参数，平均钻井机械钻速ROP_i和单只钻头进尺L_f.i；如α_z小于等于K值则获取候选井下螺杆钻具的使用寿命参数H_m.i、井下随钻测量仪器的电池单次放电时长H_MWD.i；如α_z大于K值，则获取候选旋转导向系统的单次入井最长工作时间H_RAS.i。

其中，所述的候选钻头类型优先选取邻近完成井相同或相近地层已使用钻头类型，如邻井完成井的候选钻头类型不满足后续步骤的具体要求，则从其它地区类似地层已使用的钻头类型中候选。

可以理解的是，所述的候选井下动力钻具，分为常规类单弯螺杆钻具(使用寿命100～125个小时)和长寿命单弯螺杆钻具(150～300h)；所述的井下随钻测量仪器分为常规连续工作时间类的井下随钻测量仪器(电池单次放电时长1～120h)和长时间连续工作的井下随钻测量仪器(电池单次放电时长150～300h)。

可选的，根据井眼轨迹连续控制井段的长度L，优选钻头型号。

具体的，优选好的钻头具有较高破岩能力和较长的进尺能力，具体来说，其进尺能力L_f.i应大于L所述的钻头类型优先选取邻近完成井相同或相近地层已使用钻头类型，如邻井完成井的候选钻头类型不满足进尺能力L_f.i应大于L的要求，则从其它地区类似地层已使用的钻头类型中候选，如其它地区类似地层已使用的钻头类型也无法满足进尺能力L_f.i应大于L的要求，则所提供的定向井或水平井连续控制井段过长，无法实现一趟钻完钻。

可以理解的是，所述的优选好的钻头在满足进尺能力应大于L的前提下，其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的钻头类型。

如α_z小于等于K值，所述的H为常规类单弯井下螺杆钻具使用寿命H_m.i和常规连续工作时间类的随钻测量仪器电池寿命H_MWD.i的较小的一个，即H＝min(H_m.i，H_MWD.i)；若所述的优选好的钻头不能满足其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的要求时，优选单弯螺杆钻具为长寿命类的或/及随钻测量仪器为长时间连续工作类的，提高H的具体值，直到满足优选好的钻头满足其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的要求；若现有条件下，长寿命类的单弯螺杆钻具为和长时间连续工作类随钻测量仪器均无法满足优选好的钻头满足其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的要求，则所提供的定向井或水平井连续控制井段过长或地层钻速低，无法实现一趟钻完钻。

如α_z大于K值，所述的H为候选旋转导向系统的单次入井最长工作时间H_RAS.i。若现有条件下，各种旋转导向系统的单次入井最长工作时间均无法满足优选好的钻头其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的要求，则所提供的定向井或水平井连续控制井段过长或地层钻速低，无法实现一趟钻连续控制完钻。

通过以上步骤可以确认是否可采用井眼轨迹连续控制方法完成目标井段连续控制钻井作业的目标，并在可以采用的情况下保证优选的井眼轨迹连续控制钻具关键部件的单次入井工作时间/使用寿命能完成目标井段连续钻井作业的目标。

为了能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率，本申请提供一种用于实现所述井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的全部或部分内容的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的实施例，参见图4，所述井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置具体包含有如下内容：

轨道设计参数分析模块10，用于根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率。

造斜剖面类型及钻具组合确定模块20，用于根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合。

轨迹类型确定模块30，用于确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型。

钻具组合结构参数确定模块40，用于根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数。

从上述描述可知，本申请实施例提供的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置，能够通过对可以预先获知的目标井轨道设计参数进行分析，确定目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度，并以此推算得到综合造斜率，根据综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合，然后进一步根据所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度各自在三者数值总和中的数值占比，以及各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型，进而根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，适应性地确定对应的所述钻具组合的结构参数，由此实现仅用一套钻具组合就能在钻井轨道中的各个不同井段进行连续控制作业，不再需要针对各个不同井段更换钻具组合，因此能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率。

为了能够根据目标井的各项轨道设计参数确定其造斜剖面的类型，以此确定使用何种钻具组合，在本申请的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的一实施例中，参见图5，所述轨道设计参数分析模块10包括：

造斜段长度确定单元11，用于根据目标井轨道设计参数中的造斜点斜深和造斜终点斜深，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度。

稳斜段长度确定单元12，用于根据目标井轨道设计参数中的稳斜段起始点斜深和目标井总斜深，确定所述目标井钻井轨道的稳斜段长度。

直井段长度确定单元13，用于根据所述造斜点斜深和所述目标井的历史套管下深，确定所述目标井钻井轨道的直井段长度。

综合造斜率确定单元14，用于根据所述造斜段长度和所述目标井轨道设计参数中的预设造斜率，确定所述目标井钻井轨道的综合造斜率。

为了能够根据目标井钻井轨道的具体造斜剖面类型，确定具体的钻具组合，在本申请的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的一实施例中，参见图6，所述造斜剖面类型及钻具组合确定模块20包括：

长曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元21，用于若所述综合造斜率不超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为长曲率半径造斜剖面类型，并确定钻具组合中对应的钻头、单弯螺杆钻具及随钻测量仪器。

中短曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元22，用于若所述综合造斜率超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为中短曲率半径造斜剖面类型，并确定对应的钻具组合为旋转导向钻具组合。

为了能够确保钻具组合中的钻头能够顺利完成目标井钻井轨道的连续控制井段总长度的钻进任务，在本申请的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的一实施例中，参见图7，所述长曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元21包括：

连续控制井段总长度确定子单元211，用于根据目标井轨道设计参数中的目标井总斜深和所述目标井的历史套管下深，确定所述目标井钻井轨道的连续控制井段总长度。

钻具组合钻头确定子单元212，用于将平均机械钻速大于所述连续控制井段总长度和单弯螺杆钻具的使用寿命与随钻测量仪器的电池单次放电时长中数值较小的一个的比值的至少一个候选钻头确定为所述钻具组合的钻头。

为了更进一步说明本方案，本申请还提供一种应用上述井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置实现井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的具体应用实例，具体包含有如下内容：

第一部分，参见图8，关键钻具部件优选步骤如下：

(1)确定上一开次套管的下深Dc及井眼尺寸：根据目标井的井身结构参数，获取井眼轨迹连续控制技术所候用井段所处的开次的上一开次套管的下深Dc及候用井段本开次井眼尺寸D_b。

(2)获取目标井的设计轨道参数：通常一口目标井的设计中包括了井眼轨道设计内容。根据井眼轨道设计，可以获得包括造斜点斜深D_KOP、稳斜段起始点或水平井入靶点斜深D_A、目标井总斜深D_B、稳斜角θ、造斜率α_D等参数。

(3)计算关键轨道设计参数

根据所提供的稳斜段起始点斜深D_A和目标井深斜深的D_B计算稳斜段长度L_AB，具体为L_AB＝D_B-D_A；

根据所提供的造斜点斜深D_A和造斜终点斜深D_KOP计算造斜段长度L_Build，具体为L_Build＝D_A-D_KOP；

根据所提供的上一开次套管的下深D_c和造斜点斜深D_KOP计算造斜段长度L_V，若D_c≤D_KOP,L_V＝0，否则L_V＝D_KOP-D_c；

根据所提供的目标井深斜深的D_B、上一开次套管的下深D_c计算得到油气井钻井井眼轨迹连续控制井段的长度L，具体为L＝D_B-D_c。根据L_Build计算综合造斜率值α_z，具体为α_z＝30θ/L_Build。通常计算所得的α_z小于或等于α_D，与设计的轨道剖面类型有关：如涉及的造斜段轨道剖面为一圆弧剖面，理论上分析α_z应等于α_D，如为非圆弧剖面，如部分轨道段采用了直线或大曲率半径圆弧，则α_z应小于α_D。

(4)根据所选关键轨道设计参数中综合造斜率α_z确定造斜剖面类型，若α_z小于等于K值，则为长曲率半径造斜剖面，此时造斜率一般较低，可选用钻头+单弯螺杆钻具+随钻测量仪器定向钻井方式控制，关键钻具部件优选包括对钻头、单弯螺杆钻具、随钻测量仪器的优选；若α_z大于K值，则为中短曲率半径造斜剖面，应选用旋转导向钻具组合甚至是高造斜率旋转导向系统控制，关键钻具部件优选包括对钻头、旋转导向系统的优选。所述的K的取值通常在5～12°/30m之间。对于一些较软、井壁稳定性较差的地层，钻具的造斜率较低，K值应选择较小值；对一些较硬、井壁稳定性较好的地层，钻具的造斜率偏高，K值应选择较大值。

(5)获取候选钻头类型的关键参数，平均钻井机械钻速ROP_i和单只钻头进尺L_f.i；如α_z小于等于K值则获取候选井下螺杆钻具的使用寿命参数H_m.i、井下随钻测量仪器的电池单次放电时长H_MWD.i；如α_z大于K值，则获取候选旋转导向系统的单次入井最长工作时间H_RAS.i。

所述的候选钻头类型优先选取邻近完成井相同或相近地层已使用钻头类型，如邻井完成井的候选钻头类型不满足后续步骤的具体要求，则从其它地区类似地层已使用的钻头类型中候选。

所述的候选井下动力钻具，分为常规类单弯螺杆钻具(使用寿命100～125个小时)和长寿命单弯螺杆钻具(150～300h)；所述的井下随钻测量仪器分为常规连续工作时间类的井下随钻测量仪器(电池单次放电时长1～120h)和长时间连续工作的井下随钻测量仪器(电池单次放电时长150～300h)。

(6)根据井眼轨迹连续控制井段的长度L，优选钻头型号。所述的优选好的钻头具有较高破岩能力和较长的进尺能力，具体来说，其进尺能力L_f.i应大于L所述的钻头类型优先选取邻近完成井相同或相近地层已使用钻头类型，如邻井完成井的候选钻头类型不满足进尺能力L_f.i应大于L的要求，则从其它地区类似地层已使用的钻头类型中候选，如其它地区类似地层已使用的钻头类型也无法满足进尺能力L_f.i应大于L的要求，则所提供的定向井或水平井连续控制井段过长，无法实现一趟钻完钻。

所述的优选好的钻头在满足进尺能力应大于L的前提下，其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的钻头类型。

如α_z小于等于K值，所述的H为常规类单弯井下螺杆钻具使用寿命H_m.i和常规连续工作时间类的随钻测量仪器电池寿命H_MWD.i的较小的一个，即H＝min(H_m.i，H_MWD.i)；若所述的优选好的钻头不能满足其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的要求时，优选单弯螺杆钻具为长寿命类的或/及随钻测量仪器为长时间连续工作类的，提高H的具体值，直到满足优选好的钻头满足其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的要求；若现有条件下，长寿命类的单弯螺杆钻具为和长时间连续工作类随钻测量仪器均无法满足优选好的钻头满足其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的要求，则所提供的定向井或水平井连续控制井段过长或地层钻速低，无法实现一趟钻完钻。

如α_z大于K值，所述的H为候选旋转导向系统的单次入井最长工作时间H_RAS.i。若现有条件下，各种旋转导向系统的单次入井最长工作时间均无法满足优选好的钻头其破岩能力即平均机械钻速ROP_i应大于L/H的要求，则所提供的定向井或水平井连续控制井段过长或地层钻速低，无法实现一趟钻连续控制完钻。

通过以上步骤可以确认是否可采用井眼轨迹连续控制方法完成目标井段连续控制钻井作业的目标，并在可以采用的情况下保证优选的井眼轨迹连续控制钻具关键部件的单次入井工作时间/使用寿命能完成目标井段连续钻井作业的目标。

第二部分，钻具组合关键结构参数设计包括以下步骤：

若α_z大于K值，应选用旋转导向钻具组合实现井眼轨迹连续控制钻井，钻具组合设计根据选用的旋转导向系统工具要求来设计，此为现有技术，这里不在赘述。若α_z小于K值，则选用钻头+单弯螺杆钻具+随钻测量仪器方式实现井眼轨迹连续控制钻井，对钻具组合的设计包括以下步骤：

(1)确定底部钻具组合的主要轨迹控制特征

所选关键轨道设计参数L_AB、L_Build、L_V确定井眼轨迹控制主要特征。按照以下步骤进行：

a.若L_Build/(L_AB+L_Build+L_V)≥M₁,则为增斜类井眼轨道，井眼轨迹连续控制钻具组合应以增斜能力为主，若L_Build/(L_AB+L_Build+L_V)<M₁,，则转为下一步；

b.若L_AB/(L_AB+L_Build+L_V)≥M₂,则为稳斜类井眼轨道，井眼轨迹连续控制钻具组合应以稳斜能力为主，若L_AB/(L_AB+L_Build+L_V)<M₂,则转为下一步；

c.若L_V/(L_AB+L_Build+L_V)≥M₃,则为防斜类井眼轨道，井眼轨迹连续控制钻具组合应以防斜为主，若L_V/(L_AB+L_Build+L_V)<M₃，则转为下一步；

d.当以上三种条件都不满足时，则为稳斜类井眼轨道，井眼轨迹连续控制钻具组合应以稳斜能力为主。所述的M₁的值为0.2～0.5之间，通常为0.3；所述的M₂为0.3～0.5，通常为0.25；所述的M₃为0.6～0.8，通常为0.8。

通过以上方式可以明确轨迹控制的主要特征，设计的钻具组合应重点满足所述控制特征需求，以实现对较高的钻井速度。

(2)如第(1)步确定的为增斜类井眼轨道，相比一般井眼轨道来说，该类井眼轨道中造斜段井段长度所占井眼轨道连续控制井段的比例较大，应重点关注其增斜能力，同时我们还希望在直井段和稳斜段/水平段复合转进时有较小增斜力，以实现井眼轨迹的连续控制。采用增斜类钻具组合(如图9所示)。钻具组合总体部件为：钻头+单弯螺杆钻具+无磁钻铤(含随钻测量仪器)+钻铤若干+钻杆若干+加重钻杆/钻铤若干+钻杆若干。

所述的钻头外径为本开次井眼尺寸D_b，所述的单弯螺杆钻具钻上自带有螺杆稳定器，螺杆稳定器外径D_m为D_b-N，螺杆稳定器中部位置与钻头靠近井底的端面的距离为L₁，所述的单弯螺杆钻具在其螺杆稳定器远离钻头的那一端存在一个弯角，弯角度数为θ，弯角位置离稳定器中部位置为L₂。所述的钻具组合总体部件不包括转换接头，可根据相关部件的连接要求在不同部件之间增加转换接头。

所述的N越小，接近于0时，D_m基本与井眼尺寸一致，此时钻具稳定性较好，稳斜效果较好，但不易造斜，且钻具硬卡的可能性增加。N适当增加至2mm时，钻具的造斜力增加，但N继续增加，钻具的造斜能力又会降低。综合考虑钻具的造斜能力及降低硬卡的风险，在2～12mm之间。

所述的L₁在0.5～1.5m之间，主要由所选的钻头尺寸结构和单弯螺杆钻具的结构参数决定，通常在1m左右。所述的L₂由所选的单弯螺杆钻具的结构参数决定，一般在0.2～1.0m之间，通常为0.5m。

所述的钻铤、钻杆、加重钻杆数量具体设计方法，可参钻具设计方法，为现有公认技术。

对于弯角度数为θ，θ越大，钻具的造斜能力增加，但复合钻进时存在一定的扩径作业，且过大的弯角，侧向力过大会影响钻头和单稳螺杆钻具的使用寿命，一般来说，θ不宜超过2.5°。为了设计合理的单弯螺杆钻具的弯角度数θ，本发明专利采用以下方案，在钻具组合满足井眼轨道造斜能力的前提下，尽量采用较小的弯角度数，具体如下：所述的θ预设为1.5°，采用修正的三点定圆法计算钻具组合的理想造斜率α_L，并验证其是否满足大于α_z/k1要求。计算理想造斜率α_L的方法如下：

α_L＝a(D_m-D_s)+b(D_b-D_m)+K₀

其中：L₃为8～10m，D_s为单弯螺杆钻具的外径；

如α_L小于α_z/k1，则提高θ至1.5°以上，如1.8°、2.1°重新验证，在不满足α_L大于α_z/k1要求的情况下，逐步提高α_L值；如α_L大于α_z/k1，则可选择θ为1.5°，进一步的，还可将θ预设为1.25°，重新计算理想造斜率α_L，采用以上所述方法检验重新计算的α_L是否仍大于α_z/k1，如满足条件，则选择θ为1.25°，否继续选择θ为1.5°。

所述的k1值为0.6～0.9，通常为0.8，k1值的大小体现了井眼轨迹连续控制过程中对钻井作业的调整程度。

(3)如第(1)步确定的为稳斜类井眼轨道，相比一般井眼轨道来说，该类井眼轨道中稳斜井段长度所占井眼轨道连续控制井段的比例较大，应重点关注其在直井段和稳斜段/水平段复合钻进时的稳斜能力，同时我们还希望在造斜段定向钻进时具有较高的增斜力，满足井眼轨道增斜需求，以实现井眼轨迹的连续控制。总体采用稳斜类钻具组合，如图10所示，钻具组合总体部件为：钻头+单弯螺杆钻具+稳定器+无磁钻铤(含随钻测量仪器)+钻铤若干+钻杆若干+加重钻杆/钻铤若干+钻杆若干。

所述的钻头外径为本开次井眼尺寸D_b，所述的单弯螺杆钻具钻上自带有螺杆稳定器，螺杆稳定器外径D_m为D_b-N，螺杆稳定器中部位置与钻头靠近井底的端面的距离为L₁，所述的单弯螺杆钻具在其螺杆稳定器远离钻头的那一端存在一个弯角，弯角度数为θ，弯角位置离螺杆稳定器中部位置为L₂。弯角位置离稳定器中部位置的距离为L₃，所述的钻具组合总体部件不包括转换接头，可根据需要在不同部件之间增加转换接头。所述的稳定器的外径D_s为D_b-N-M。

所述的N越小，接近于0时，D_m基本与井眼尺寸一致，此时钻具稳定性较好，稳斜效果较好，但不易造斜，且钻具硬卡的可能性增加。N适当增加至2mm时，钻具的造斜力增加，但N继续增加，钻具的造斜能力又会降低。综合考虑钻具的造斜能力及降低硬卡的风险，在2～12mm之间。

所述的M越小，钻具组合中两个稳定器的尺寸近似相当，复合钻井时其具有较大的稳斜效果，但钻具钻定向钻进时造斜率偏低。兼顾钻具组合定向钻进时的造斜能力和复合钻进时候的稳斜能力，M增加至2mm以上，在2～10mm之间，通常为4～6mm。

所述的L₁在0.5～1.5m之间，主要由所选的钻头尺寸结构和单弯螺杆钻具的结构参数决定，通常在1m左右。所述的L₂由所选的单弯螺杆钻具的结构参数决定，为0.2～1.0m之间，通常为0.5m。所述的L₃与单弯螺杆钻具的长度及稳定器的结构参数有关，一般为7～12m，通常为9m。

所述的钻铤、钻杆、加重钻杆数量具体设计方法，可参钻具设计方法，为现有公认技术。

对于弯角度数为θ，θ越大，钻具的造斜能力增加，但复合钻进时存在一定的扩径作业，且过大的弯角，侧向力过大会影响钻头和单稳螺杆钻具的使用寿命，一般来说，θ不宜超过2.0°。为了设计合理的单弯螺杆钻具的弯角度数θ，本发明专利采用以下方案，在钻具组合满足井眼轨道造斜能力的前提下，尽量采用较小的弯角度数，具体如下：θ优先预设为1.0°，采用修正的三点定圆法计算钻具组合的理想造斜率α_L，并验证其是否满足大于α_z/k1要求，计算理想造斜率α_L的方法如下：

α_L＝a(D_m-D_s)+b(D_b-D_m)+K₀

其中：D_s为稳定器的外径，单位为m；

如α_L小于α_z/k1，则提高θ至1.0°以上，如1.25°、1.5°、1.8°、2.1°。所述的k1值为0.6～0.9，通常为0.8，k1值的大小体现了井眼轨迹连续控制过程中对钻井作业的调整程度。如α_L大于α_z/k1，则可选择θ为1.0°，进一步的，还可将θ预设值为0.75°，重新计算理想造斜率α_L，采用以上所述方法检验重新计算的α_L是否仍大于α_z/k1，如满足条件，则选择θ为0.75°，否继续选择θ为1.0°。

(4)如第(1)步确定的为防斜类井眼轨道，相比一般井眼轨道来说，该类井眼轨道中直井段长度所占井眼轨道连续控制井段的比例较大，相比造斜段较短，应重点关注其在直井段和复合钻进时的稳斜能力，同时我们还希望在造斜段定向钻进时具有较高的增斜力，满足井眼轨道增斜需求，以实现井眼轨迹的连续控制。总体采用则采防斜类钻具组合，参加图11，钻具组合总体部件为：钻头+单弯螺杆钻具+稳定器+无磁钻铤(含随钻测量仪器)+钻铤若干+钻杆若干+加重钻杆/钻铤若干+钻杆若干。

所述的钻头外径为本开次井眼尺寸D_b，所述的单弯螺杆钻具钻上自带有螺杆稳定器，螺杆稳定器外径D_m为D_b-N-M，螺杆稳定器中部位置与钻头靠近井底的端面的距离为L₁，所述的单弯螺杆钻具在其螺杆稳定器远离钻头的那一端存在一个弯角，弯角度数为θ，弯角位置离螺杆稳定器中部位置为L₂。弯角位置离稳定器中部位置的距离为L₃，所述的钻具组合总体部件不包括转换接头，可根据需要在不同部件之间增加转换接头。所述的稳定器的外径D_s为D_b-N。

对于防斜钻具组合，螺杆稳定器外径要小，稳定器外径稍大些。因此，所述的N越小，接近于0时，D_m基本与井眼尺寸一致，此时钻具防斜性能较好，但定向钻井时不易造斜，且钻具硬卡的可能性增加。N适当增加至2mm时，钻具的防卡的安全性能增加，但N继续增加，钻具的防斜能力甚至钻具的稳斜能力会受到影响。综合考虑钻具的造斜能力及降低硬卡的风险，在2～12mm之间。

所述的M越小，钻具组合中螺杆稳定器尺寸较大，有利于提高定向钻井时造斜能力，但复合钻井时的防斜能力降低，考虑到其主要为防斜钻具，M增加至2mm以上，在2～10mm之间，通常为4～6mm。

所述的L₁在0.5～1.5m之间，主要由所选的钻头尺寸结构和单弯螺杆钻具的结构参数决定，通常在1m左右。所述的L₂由所选的单弯螺杆钻具的结构参数决定，为0.2～1.0m之间，通常为0.5m。所述的L₃与单弯螺杆钻具的长度及稳定器的结构参数有关，一般为7～12m，通常为9m。

所述的钻铤、钻杆、加重钻杆数量具体设计方法，可参钻具设计方法，为现有公认技术。

所述的θ优先选择1°，采用修正的三点定圆法计算钻具组合的理想造斜率α_L。其方法如下：

α_L＝a(D_m-D_s)+b(D_b-D_m)+K₀

其中：Ds为稳定器的外径，单位为m；

如α_L小于α_z/k1，则提高θ至1°以上，如1.25°、1.5°、1.8°。所述的k1值通常为0.6～0.9，通常为0.8，k1值的大小体现了井眼轨迹连续控制过程中对钻井作业的调整程度。如α_L大于α_z/k1，则可选择θ为1.25°，进一步的，还可将θ预设值为0.75°，重新计算理想造斜率α_L，采用以上所述方法检验重新计算的α_L是否仍大于α_z/k1，如满足条件，则选择θ为0.75°，否继续选择θ为1.0°。

第三部分，油气井钻井井眼轨迹连续控制方法包括以下步骤：

若α_z大于K值，选用了旋转导向钻具组合实现井眼轨迹连续控制钻井，则采用地面旋转驱动钻具组合方式实现井眼轨迹连续控制；若α_z小于K值，则分为以下情况讨论：

在直井段钻井作业中，采用旋转方式地面旋转驱动的同时配合井下动力钻具旋转驱动钻头钻进(以下称之为复合钻进)，实现井眼轨迹连续控制，并根据随钻测量装置测量地井深、井斜、方位数据，一旦轨迹质量参数，如井斜超标，则进行定向钻井，及停止地面旋转驱动钻具组合旋转，采用井下动力钻具驱动PDC钻头钻进(以下成为定向钻进)，定向的方向以有益于减小现有井眼轨迹井斜角至合格范围内的方向为主。

在造斜段钻井作业中，采用定向钻进方式，实现井眼方向沿着预定轨道延伸，每钻进一个单根(8～9m)，复合钻进1～2m，用以强化钻井井眼，提高钻井速度。所述的复合钻进进尺相比总进尺的比例应在10～20％之间。

在稳斜段/水平井段钻井作业中，主体采用复合钻井方式沿着设计轨道方式钻进，根据随钻测量装置测量的轨迹数据及地层岩性数据，实时判断井眼轨迹质量及钻井地层情况，根据地质调整要求调整井眼轨迹走向，调整方向时采用定向钻进方式作业。所述的复合钻进进尺相比总进尺的比例应在80％以上。

从硬件层面来说，为了能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率，本申请提供一种用于实现所述井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法中的全部或部分内容的电子设备的实施例，所述电子设备具体包含有如下内容：处理器(processor)、存储器(memory)、通信接口(Communications Interface)和总线；其中，所述处理器、存储器、通信接口通过所述总线完成相互间的通信；所述通信接口用于实现井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置与核心业务系统、用户终端以及相关数据库等相关设备之间的信息传输；该逻辑控制器可以是台式计算机、平板电脑及移动终端等，本实施例不限于此。在本实施例中，该逻辑控制器可以参照实施例中的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的实施例，以及井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置的实施例进行实施，其内容被合并于此，重复之处不再赘述。

可以理解的是，所述用户终端可以包括智能手机、平板电子设备、网络机顶盒、便携式计算机、台式电脑、个人数字助理(PDA)、车载设备、智能穿戴设备等。其中，所述智能穿戴设备可以包括智能眼镜、智能手表、智能手环等。

在实际应用中，井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的部分可以在如上述内容所述的电子设备侧执行，也可以所有的操作都在所述客户端设备中完成。具体可以根据所述客户端设备的处理能力，以及用户使用场景的限制等进行选择。本申请对此不作限定。若所有的操作都在所述客户端设备中完成，所述客户端设备还可以包括处理器。

上述的客户端设备可以具有通信模块(即通信单元)，可以与远程的服务器进行通信连接，实现与所述服务器的数据传输。所述服务器可以包括任务调度中心一侧的服务器，其他的实施场景中也可以包括中间平台的服务器，例如与任务调度中心服务器有通信链接的第三方服务器平台的服务器。所述的服务器可以包括单台计算机设备，也可以包括多个服务器组成的服务器集群，或者分布式装置的服务器结构。

图12为本申请实施例的电子设备9600的系统构成的示意框图。如图12所示，该电子设备9600可以包括中央处理器9100和存储器9140；存储器9140耦合到中央处理器9100。值得注意的是，该图12是示例性的；还可以使用其他类型的结构，来补充或代替该结构，以实现电信功能或其他功能。

一实施例中，井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法功能可以被集成到中央处理器9100中。其中，中央处理器9100可以被配置为进行如下控制：

步骤S101：根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率。

步骤S102：根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合。

步骤S103：确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型。

步骤S104：根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数。

从上述描述可知，本申请实施例提供的电子设备，通过对可以预先获知的目标井轨道设计参数进行分析，确定目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度，并以此推算得到综合造斜率，根据综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合，然后进一步根据所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度各自在三者数值总和中的数值占比，以及各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型，进而根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，适应性地确定对应的所述钻具组合的结构参数，由此实现仅用一套钻具组合就能在钻井轨道中的各个不同井段进行连续控制作业，不再需要针对各个不同井段更换钻具组合，因此能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率。

在另一个实施方式中，井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置可以与中央处理器9100分开配置，例如可以将井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置配置为与中央处理器9100连接的芯片，通过中央处理器的控制来实现井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法功能。

如图12所示，该电子设备9600还可以包括：通信模块9110、输入单元9120、音频处理器9130、显示器9160、电源9170。值得注意的是，电子设备9600也并不是必须要包括图12中所示的所有部件；此外，电子设备9600还可以包括图12中没有示出的部件，可以参考现有技术。

如图12所示，中央处理器9100有时也称为控制器或操作控件，可以包括微处理器或其他处理器装置和/或逻辑装置，该中央处理器9100接收输入并控制电子设备9600的各个部件的操作。

其中，存储器9140，例如可以是缓存器、闪存、硬驱、可移动介质、易失性存储器、非易失性存储器或其它合适装置中的一种或更多种。可储存上述与失败有关的信息，此外还可存储执行有关信息的程序。并且中央处理器9100可执行该存储器9140存储的该程序，以实现信息存储或处理等。

输入单元9120向中央处理器9100提供输入。该输入单元9120例如为按键或触摸输入装置。电源9170用于向电子设备9600提供电力。显示器9160用于进行图像和文字等显示对象的显示。该显示器例如可为LCD显示器，但并不限于此。

该存储器9140可以是固态存储器，例如，只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、SIM卡等。还可以是这样的存储器，其即使在断电时也保存信息，可被选择性地擦除且设有更多数据，该存储器的示例有时被称为EPROM等。存储器9140还可以是某种其它类型的装置。存储器9140包括缓冲存储器9141(有时被称为缓冲器)。存储器9140可以包括应用/功能存储部9142，该应用/功能存储部9142用于存储应用程序和功能程序或用于通过中央处理器9100执行电子设备9600的操作的流程。

存储器9140还可以包括数据存储部9143，该数据存储部9143用于存储数据，例如联系人、数字数据、图片、声音和/或任何其他由电子设备使用的数据。存储器9140的驱动程序存储部9144可以包括电子设备的用于通信功能和/或用于执行电子设备的其他功能(如消息传送应用、通讯录应用等)的各种驱动程序。

通信模块9110即为经由天线9111发送和接收信号的发送机/接收机9110。通信模块(发送机/接收机)9110耦合到中央处理器9100，以提供输入信号和接收输出信号，这可以和常规移动通信终端的情况相同。

基于不同的通信技术，在同一电子设备中，可以设置有多个通信模块9110，如蜂窝网络模块、蓝牙模块和/或无线局域网模块等。通信模块(发送机/接收机)9110还经由音频处理器9130耦合到扬声器9131和麦克风9132，以经由扬声器9131提供音频输出，并接收来自麦克风9132的音频输入，从而实现通常的电信功能。音频处理器9130可以包括任何合适的缓冲器、解码器、放大器等。另外，音频处理器9130还耦合到中央处理器9100，从而使得可以通过麦克风9132能够在本机上录音，且使得可以通过扬声器9131来播放本机上存储的声音。

本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的执行主体为服务器或客户端的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的执行主体为服务器或客户端的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：

步骤S101：根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率。

步骤S102：根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合。

步骤S103：确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型。

步骤S104：根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数。

从上述描述可知，本申请实施例提供的计算机可读存储介质，通过对可以预先获知的目标井轨道设计参数进行分析，确定目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度，并以此推算得到综合造斜率，根据综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合，然后进一步根据所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度各自在三者数值总和中的数值占比，以及各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型，进而根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，适应性地确定对应的所述钻具组合的结构参数，由此实现仅用一套钻具组合就能在钻井轨道中的各个不同井段进行连续控制作业，不再需要针对各个不同井段更换钻具组合，因此能够有效减少钻井作业中钻具组合的更换次数，提高钻井作业的连续控制能力，节约钻井时间和提高钻井效率。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、装置、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(装置)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法，其特征在于，所述方法包括：

根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率；

根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合；

确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型；

根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数。

2.根据权利要求1所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法，其特征在于，所述根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率，包括：

根据目标井轨道设计参数中的造斜点斜深和造斜终点斜深，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度；

根据目标井轨道设计参数中的稳斜段起始点斜深和目标井总斜深，确定所述目标井钻井轨道的稳斜段长度；

根据所述造斜点斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的直井段长度；

根据所述造斜段长度和所述目标井轨道设计参数中的预设造斜率，确定所述目标井钻井轨道的综合造斜率。

3.根据权利要求1所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法，其特征在于，所述根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合，包括：

若所述综合造斜率不超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为长曲率半径造斜剖面类型，并确定钻具组合中对应的钻头、单弯螺杆钻具及随钻测量仪器，否则，确定所述目标井钻井轨道为中短曲率半径造斜剖面类型，并确定对应的钻具组合为旋转导向钻具组合。

4.根据权利要求3所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法，其特征在于，所述确定钻具组合中对应的钻头，包括：

根据目标井轨道设计参数中的目标井总斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的连续控制井段总长度；

将平均机械钻速大于所述连续控制井段总长度和单弯螺杆钻具的使用寿命与随钻测量仪器的电池单次放电时长中数值较小的一个的比值的至少一个候选钻头确定为所述钻具组合的钻头。

5.一种井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置，其特征在于，包括：

轨道设计参数分析模块，用于根据目标井轨道设计参数，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度、稳斜段长度、直井段长度以及综合造斜率；

造斜剖面类型及钻具组合确定模块，用于根据所述综合造斜率与预设造斜率阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的造斜剖面类型以及对应的钻具组合；

轨迹类型确定模块，用于确定所述稳斜段长度、所述造斜段长度和所述直井段长度的数值总和以及各自在所述数值总和中的数值占比，并根据各数值占比与对应的长度阈值的数值比较关系，确定所述目标井钻井轨道的轨迹类型；

钻具组合结构参数确定模块，用于根据所述目标井钻井轨道的不同轨迹类型，确定对应的所述钻具组合的结构参数。

6.根据权利要求5所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置，其特征在于，所述轨道设计参数分析模块包括：

造斜段长度确定单元，用于根据目标井轨道设计参数中的造斜点斜深和造斜终点斜深，确定所述目标井钻井轨道的造斜段长度；

稳斜段长度确定单元，用于根据目标井轨道设计参数中的稳斜段起始点斜深和目标井总斜深，确定所述目标井钻井轨道的稳斜段长度；

直井段长度确定单元，用于根据所述造斜点斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的直井段长度；

综合造斜率确定单元，用于根据所述造斜段长度和所述目标井轨道设计参数中的预设造斜率，确定所述目标井钻井轨道的综合造斜率。

7.根据权利要求5所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置，其特征在于，所述造斜剖面类型及钻具组合确定模块包括：

长曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元，用于若所述综合造斜率不超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为长曲率半径造斜剖面类型，并确定钻具组合中对应的钻头、单弯螺杆钻具及随钻测量仪器；

中短曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元，用于若所述综合造斜率超过所述预设造斜率阈值，则确定所述目标井钻井轨道为中短曲率半径造斜剖面类型，并确定对应的钻具组合为旋转导向钻具组合。

8.根据权利要求7所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定装置，其特征在于，所述长曲率半径造斜剖面类型及钻具组合确定单元包括：

连续控制井段总长度确定子单元，用于根据目标井轨道设计参数中的目标井总斜深和所述目标井的套管下深，确定所述目标井钻井轨道的连续控制井段总长度；

钻具组合钻头确定子单元，用于将平均机械钻速大于所述连续控制井段总长度和单弯螺杆钻具的使用寿命与随钻测量仪器的电池单次放电时长中数值较小的一个的比值的至少一个候选钻头确定为所述钻具组合的钻头。

9.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现权利要求1至4任一项所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的步骤。

10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至4任一项所述的井眼轨迹连续控制钻井作业中钻具组合的确定方法的步骤。

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