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华庆油田水平井今年年初开始起步，由年初的井深2000m以内，水平段300m以内水平井，通过不断探索，与施工单位的密切合作交流与配合，完成600m水平段以上水平井4口，其中800m水平段水平井2口，1000m水平段水平井1口，庆平2井，井深达到3383m，水平段长1049m，水平位移达到1049m，水平位移达到1347.52m。创超低渗油藏水平井之最，也创长庆油田水平井之最，说明我部的水平井技术得到了较大发展，经过了从没有水平井，到短水平段水平井，由短水平段水平井到长水平段、大位移水平井的三级跳，满足了华庆超低渗油藏发展的需要。为长庆油田水平井的发展，特别是对长庆大位移、长水平段的发展奠定基础，为长庆油田的5000万吨产能建设作出贡献。
一、水平井钻井施工情况
全年完井11口，井身质量全部合格，其中川庆所钻6口井井身质量全优。年完井平均井深2269.55m，平均水平段长度441.72m，平均钻井周期20.71天，平均建井周期25.82天，平均钻机月速度2668.7m/台月。其中水平段600m以上水平井钻井周期均在30天以内。做到了安全，优质，快速的钻井。庆平2井水平投影图如图1所示
图1 庆平2井设计与实钻水平投影图
二、大位移、长水平段水平井施工的主要难点
1.确定油层难度大，中测以后，对比地层，确定水平井入窗垂深，油层深度，调整靶点难度大。华庆油田超低渗油藏油层不稳定，厚度也不均勻，水平井钻井水平段在油层中穿行难度大，油层钻遇率难保证，尤其水平井入窗找油难度特别大。
2.优化钻具结构、精准控制轨迹为满足低磨阻、低扭矩要求，避免因轨迹突变造成后续井段施工磨阻、扭矩大而无法施工的情况出现，对轨迹轨迹控制要求严格，轨迹控制技术难度大。
3.低磨阻的泥浆技术，钻井液技术决定一口大位移，长水平段水平井施工能否顺利完成，直井段要满足防塌需要，下部需要有良好的润滑性，以降低钻井施工磨阻。携砂能力强，保证井下安全。
4.井控技术和完井作业技术，大位移、长水平段水平井因为井深与垂深相差比较大，平衡地层压力所需钻井液比重难确定，井控难度大，大位移，长水平段完井作业难度大。完井作业的顺利与否，决定一口井的最后成败。
5.井下事故预防技术，施工单位较多，技术素质参差不齐，井下事故的消除，能保证井身质量，提高施工效率，节约钻井成本。
三、大位移水平井施工关键技术
1.入窗找油技术
水平井中测完，及时加强地层对比，地质办公室与现场录井，轨迹控制人员及时沟通，大量对比邻井资料和现场录井情况，确定合理的入窗垂深，入窗垂深难确定和入窗后未见尤其显示的水平井，主要采取技术如下：
下压垂深找油，找到油层后确定靶点垂深，满足工程和地质需要，庆平2井使用该技术找油，无等停。
庆平2井根据中测解释与邻井资料参考，中侧后对比地层，设计油层不变，入窗点垂深维持原设计不变。在2333m入窗后未见油气显示的情况下，入窗找油，项目组地质办公室积极介入、与现场地质录井和钻井工程师沟通，降井斜找油，下调垂深找到油层后再定后续靶点垂深，工程设计入窗点海拔为-671米无油，在井深2376m见油气显示， 但油层不好的情况下，继续下压垂深找油。在井深2400m海拔-675m油气显示较好，确定为主力油层顶界，油中海拔确定为-677.5m，即垂深2167.9m为实际油中和水平段靶点垂深，由于很好的协调了找油层和入窗的相关技术，方便施工，提高了水平井入窗施工效率，克服了等停时间。同时确保了油层钻遇率，为公司水平井提高单井产量提供了坚实的保障。该技术应该在后续的水平井施工中应大力推广。
2.井组防碰绕障技术
首先在钻井排序中做好防碰工作，保证水平井钻井施工的安全顺利，对于确实无法改变施工顺序的水平井井组，确定提前防碰的原则，防止造成2井相碰事故，提高施工的安全性和加快钻井速度，午平4井组为防碰绕障技术比较典型的水平井井组，该井组共布井4口，其中水平井3口，定向井1口。该井组采用表层防碰绕障技术。施工安全。
午平4井组表层绕障防碰技术，该井组布井情况如下表，午平5井，拖井架7.5m，该井表层轨迹方位与午平4井相反，一开井眼方位向大门方向。钻进过程有防碰趋势，为了有效防碰，在一开表层绕障一次。
午平6井防碰，午平6井拖为有效防碰井架前拖7.5m。二开后与午平五井相距4米，主要原因午平6井表层后期井漏，抢钻井斜在最后2单根突增，由1°以下增大到表层起钻测得2.4°，为防止二开后两井距离近，为了有效防碰，在一开表层绕障一次。
表一 午平4井组井位排序表
3.轨迹控制技术
对于大位移长水平段水平井，必须保证轨迹平滑，全角变化率要比较低，减少因井眼因素造成钻具磨阻大，长水平段无法完成的情况发生。积极协调水平井施工中遇到的技术问题。
3.1调整水平井靶体，减少轨迹控制难度
对于偏移距较大，井队施工难度大的井，及时修改靶点，为水平井快速施工保驾护航。庆平3井设计水平段长600m，但实际施工由于实际井口坐标与设计读图坐标相差37m，使庆平3井实际偏移距离由0增加到37.61m，由二维水平井变为三维水平井，施工方认为施工难度比较大，积极协调超低渗油藏研发中心和开发部，调整靶体，抵消了偏移距，减少了施工难度。
3.2入窗找油轨迹控制技术
按长庆油田目前水平井既定方式，水平井钻至距入窗油层50m左右的垂深，钻开相应的标志层后进行中途电测，以确定油层位置，根据油层位置决定入窗垂深，所以水平井中测完，地质办公室与现场录井工程师，钻井工程师及时沟通，及时加强地层对比，大量对比邻井资料和现场录井情况，确定合理的入窗垂深。
华庆油田施工水平井，有相当部分油层頂界不很确定，按传统水平井施工入窗模式，要么入窗找不到油层，入窗轨迹偏离了设计的在油层中上部穿过的原则，造成大量的等停，等待调整施工方案，调整后如果继续没油气显示，还要继续等，继续调整，严重影响水平井钻井速度。相应的影响到水平井后期的施工投产。为改变这种被动的入窗趋势，就需要改变传统的既定靶区的入窗模式。 改变既定靶区的水平井入窗模式，施工效率大幅提，经过项目组地质办与油藏工程师、地质工程师、钻井工程师的沟通和协商。提高油层钻遇率，最大限度的满足水平井钻探目标，水平井剖面进行了进一步优化，项目组和录井，钻井等的合作，改变了以往以既定靶区为施工标准的施工模式，采用欠井斜先入窗找油，找到油层后，根据油层情况再修正靶区设计，保证井眼实钻轨迹按设计穿过油层，庆平2井比较好的使用料该技术，施工效率大为提高。
4.钻井液技术
在水平井钻井配套技术中，钻井液技术是和井眼轨迹测量与控制技术并重的两项关键技术。水平井钻井对钻井液性能的要求很高。
4.1水平井钻井对钻井液性能的要求
4.1.1在大井斜长裸眼井段施工（水平井段）时保持井壁稳定。
4.1.2为减少摩阻和扭矩，要具有良好的润滑性。
4.1.3为有效的携屑，要具有相应的流变性。
4.1.4把井下复杂情况（如压差卡钻、井漏等）减到最小。
4.1.5对油气层的损害最小。
4.1.6对环境的污染最少。
优化钻井液性能，保证井下安全
由于增斜井段和水平段井眼，有较多的滑动钻井，钻具在井下静止，而随着井斜的增大以及水平段施工时，钻具整体躺在下井壁上，钻具与井壁的轴向摩擦造成起下钻的阻力大，易出现起钻遇卡、下钻遇阻等现象，严重的甚至发生粘卡；钻井液处理以润滑、井眼净化和改善泥饼质量为主。
4.2润滑防卡技术
4.2.1定向后要及时加入润滑剂，随着井深的增加逐步提高润滑剂和FT342的含量，井斜超过30o后应使摩阻系数小于0.1，井斜超过60o后应使摩阻系数小于0.07。
4.2.2使用好四级固控设备，降低含砂量至0.3%以下。
4.2.3完井电测、下套管等作业时，根据井下情况，可加入适量塑料小球，实现由滑动摩擦向滚动摩擦的转变，保证电测和下套管作业的顺利施工。目前部分油田水平井采用混原油泥浆体系，泥浆润滑性能比较好。
4.3井眼净化技术
由于水平井环空分为三个洗井区：洗井1区（0～30°）采用层流有利于携岩；洗井2区（30～60°）最危险；洗井3区（60～90°）紊流有利于携岩。随着井斜的增大，洗井2区和洗井3区易于在下井壁形成岩屑床，洗井2区岩屑床存在着下滑的潜在危险；若钻井液悬浮性不好，停泵时岩屑会向井底下滑，形成砂桥，发生接单根、起下钻遇阻甚至蹩泵等现象，严重时将会引起卡钻事故，因此要求钻井液具有良好的井眼净化能力。
针对上述问题，为了防止岩屑床的形成，以及岩屑床形成后给钻井施工可能造成的严重危害，因此搞好水平井井眼净化至关重要。为了满足水平井的钻井施工，采取如下技术措施。
4.3.1钻井液的流变性如动塑比、φ3、φ6的值和初终切力应适当大一点，以能满足携带、悬浮岩屑的要求。根据已完成的七口水平井现场施工经验，钻井液的动塑比控制在0.15～0.30之间，φ3的值保持在2～5之间，φ6的值保持在6～13之间就能基本满足携带、悬浮岩屑的要求。施工中在钻井液中加入改性石棉SM-1和FT342，利用其调节流变性的特性，满足携带、悬浮岩屑的要求。
4.3.2若震动筛上钻屑返出较少，接单根困难，使用高粘度和切力的段塞清扫井眼。
4.3.3每钻进一个单根，要根据接单根情况，决定是否上下活动并旋转钻具，以破坏岩屑床。
5.井控技术和完井作业技术
5.1井控技术
水平井油层压力控制是水平井钻井施工的重点，在施工中严格执行《钻井工程设计》和《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》。
5.1.1按照井控细则中Ⅰ类油井井控装置的配套标准，配置了FZ28-35双闸板封井器、FK1252E远控台、JG35系列的节流管汇和YG系列的压井管汇。配备了钻具内防喷工具、除气器和CO、H2S 等有毒有害气体检测装置。
5.1.2严格按照井控实施细则对井控装备进行试压。
5.1.3根据水平井钻井特点和所钻区域油层特性，制定了立足于一次井控、搞好一次井控，杜绝二次井控的工作原则。并根据原则加强井控座岗制度和干部值班制度的落实，有效控制钻井液密度始终高于地层当量钻井液密度和附加值（取油井上限0.10g/cm3）。
5.1.4钻井队必须储存足够的压井材料，以备急用，目前油井水平井的压井材料要求必须达到60吨，同时检查施工单位，搞好井控演习。
5.1.5水平井，特别是大位移长水平段水平井，在油层井段长，易发生井控险情。注水井的停注卸压非常必要。在钻井过程提前要求周围1公里注水井停住卸压很重要，连通性好的地层，注水井停住卸压的范围应该更大，否则施工风险太大。
庆平2井水平段完钻钻井液比重1.09k/cm3，粘度72s，为了保证完井工作顺利，完井液比重加到1.20 k/cm3。起完钻后出水，钻井液比重降低到1.0 k/cm3以下，下钻加重到1.30 k/cm3，电测过程仍然出水，下钻加重到1.40 k/cm3，同时要求停注卸压1000m内的所有注水井，测井作业正常。该井压井材料消耗110吨，造成井下险情。
庆平1井钻至水平段2400m出水严重，压井材料400吨，险情严重，同时造成井下复杂，钻井液比重达到1.45 k/cm3才能平衡地层压力，停注卸压1000m内的注水井以后，仍需1.30 k/cm3的钻井液才能维持正常钻井，钻井液比重高，钻进过程扭矩加大，同时磨阻上升，早晨井身3240m左右，转盘倒车严重，无法再正常钻井，不得不在水平段钻进至840m提前完钻。无法完成设计1000m水平段的钻井任务。
5.2完井作业
大位移，长水平段水平井油套尽可能多下滚轮扶正器，减少刚性扶正器数量，以保证完井作业正常。
水平段最长的庆平2井，设计下入139.7mm油层套管，设计滚轮扶正器40m一个。套管扶正器采用滚轮和刚性相结合的下法。每4根套管加一个滚轮扶正器，中间加一刚性扶正器，水平段下套管困难，该井下套管时间25小时，1049m水平段下套管12小时，直井段30根套管罐泥浆一次，到水平段5～10根套管内罐泥浆一次，下套管难度大，为保证套管正常下入，套管活动时间长，长水平段应考虑增加滚轮扶正器，同时大位移、长水平段水平井完井技术要继续完善，力求保障完井作业的安全性，否则水平段后期施工风险太大，水平井不光考虑完钻问题，还要考虑完井问题，完井作业也决定一口井的成败。
6.事故预防技术
油田大位移、长水平段水平井由于投资大，发生事故处理时间长，井下事故分析预防处理技术尤为重要，要求施工队伍硬件配制高、技术素质高。同时研究长水平段钻屑的及时带出地面，岩屑床的破坏，降低磨阻和扭矩；除了及时处理泥浆，保证泥浆性能外，短程起下钻也是必要的技术手段。
四、结论
1.提高地质设计对工程施工的指导作用，由于超低渗油藏有时变化比较大，部分井地质设计靶点垂深与实际偏差较大，对重点井地质专家在中途电测前进驻施工现场进行指导，在现场可根据实钻资料及时调整入窗垂深；或尽可能先钻控制定向井，确定油层垂深，减少钻井施工的盲目性。提高油层钻遇率，降低井眼轨迹的控制难度，确保水平井井眼轨迹的平滑。延长水平井采油寿命。
2.大位移水平井在开钻前，一定要排查周围注水井的情况，落实注水井停注卸压，特别是1000m之内的注水井。否则加重的钻井液在长水平段钻井，钻具扭矩大，施工安全風险高。在水平段钻井过程，勤观察，发现不安全征兆，及时分析处理，以免造成井下事故难以处理。给施工单位和项目组都造成损失。
3.长水平段水平井施工风险大，需要油藏工程师，地质工程师，钻井工程师及钻井队的密切配合，规避各种风险，水平井设计上，对于大位移、长水平段水平井，为保证井眼轨迹平滑和降低水平段扭矩，尽可能设计靶前距比较长、偏移距比较短的水平井。以方便施工，减少风险。同时长水平段水平井施工，要继续深入研究完井技术。
参考文献
[1]田逢军，王万庆，杨光等.长庆油田中半径三维水平井环平3井钻井技术 [J]. 石油钻采工艺，2009，31（6）：27-31.
[2]王万庆，田逢军.长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术[J].石油钻采工艺，2009，31（2）：35-38
[3]石崇东，王万庆，谌建祁等.CB3-1双分支水平井钻井工艺 [J].石油钻采工艺，2009，31（2）：
一、水平井钻井施工情况
全年完井11口，井身质量全部合格，其中川庆所钻6口井井身质量全优。年完井平均井深2269.55m，平均水平段长度441.72m，平均钻井周期20.71天，平均建井周期25.82天，平均钻机月速度2668.7m/台月。其中水平段600m以上水平井钻井周期均在30天以内。做到了安全，优质，快速的钻井。庆平2井水平投影图如图1所示
图1 庆平2井设计与实钻水平投影图
二、大位移、长水平段水平井施工的主要难点
1.确定油层难度大，中测以后，对比地层，确定水平井入窗垂深，油层深度，调整靶点难度大。华庆油田超低渗油藏油层不稳定，厚度也不均勻，水平井钻井水平段在油层中穿行难度大，油层钻遇率难保证，尤其水平井入窗找油难度特别大。
2.优化钻具结构、精准控制轨迹为满足低磨阻、低扭矩要求，避免因轨迹突变造成后续井段施工磨阻、扭矩大而无法施工的情况出现，对轨迹轨迹控制要求严格，轨迹控制技术难度大。
3.低磨阻的泥浆技术，钻井液技术决定一口大位移，长水平段水平井施工能否顺利完成，直井段要满足防塌需要，下部需要有良好的润滑性，以降低钻井施工磨阻。携砂能力强，保证井下安全。
4.井控技术和完井作业技术，大位移、长水平段水平井因为井深与垂深相差比较大，平衡地层压力所需钻井液比重难确定，井控难度大，大位移，长水平段完井作业难度大。完井作业的顺利与否，决定一口井的最后成败。
5.井下事故预防技术，施工单位较多，技术素质参差不齐，井下事故的消除，能保证井身质量，提高施工效率，节约钻井成本。
三、大位移水平井施工关键技术
1.入窗找油技术
水平井中测完，及时加强地层对比，地质办公室与现场录井，轨迹控制人员及时沟通，大量对比邻井资料和现场录井情况，确定合理的入窗垂深，入窗垂深难确定和入窗后未见尤其显示的水平井，主要采取技术如下：
下压垂深找油，找到油层后确定靶点垂深，满足工程和地质需要，庆平2井使用该技术找油，无等停。
庆平2井根据中测解释与邻井资料参考，中侧后对比地层，设计油层不变，入窗点垂深维持原设计不变。在2333m入窗后未见油气显示的情况下，入窗找油，项目组地质办公室积极介入、与现场地质录井和钻井工程师沟通，降井斜找油，下调垂深找到油层后再定后续靶点垂深，工程设计入窗点海拔为-671米无油，在井深2376m见油气显示， 但油层不好的情况下，继续下压垂深找油。在井深2400m海拔-675m油气显示较好，确定为主力油层顶界，油中海拔确定为-677.5m，即垂深2167.9m为实际油中和水平段靶点垂深，由于很好的协调了找油层和入窗的相关技术，方便施工，提高了水平井入窗施工效率，克服了等停时间。同时确保了油层钻遇率，为公司水平井提高单井产量提供了坚实的保障。该技术应该在后续的水平井施工中应大力推广。
2.井组防碰绕障技术
首先在钻井排序中做好防碰工作，保证水平井钻井施工的安全顺利，对于确实无法改变施工顺序的水平井井组，确定提前防碰的原则，防止造成2井相碰事故，提高施工的安全性和加快钻井速度，午平4井组为防碰绕障技术比较典型的水平井井组，该井组共布井4口，其中水平井3口，定向井1口。该井组采用表层防碰绕障技术。施工安全。
午平4井组表层绕障防碰技术，该井组布井情况如下表，午平5井，拖井架7.5m，该井表层轨迹方位与午平4井相反，一开井眼方位向大门方向。钻进过程有防碰趋势，为了有效防碰，在一开表层绕障一次。
午平6井防碰，午平6井拖为有效防碰井架前拖7.5m。二开后与午平五井相距4米，主要原因午平6井表层后期井漏，抢钻井斜在最后2单根突增，由1°以下增大到表层起钻测得2.4°，为防止二开后两井距离近，为了有效防碰，在一开表层绕障一次。
表一 午平4井组井位排序表
3.轨迹控制技术
对于大位移长水平段水平井，必须保证轨迹平滑，全角变化率要比较低，减少因井眼因素造成钻具磨阻大，长水平段无法完成的情况发生。积极协调水平井施工中遇到的技术问题。
3.1调整水平井靶体，减少轨迹控制难度
对于偏移距较大，井队施工难度大的井，及时修改靶点，为水平井快速施工保驾护航。庆平3井设计水平段长600m，但实际施工由于实际井口坐标与设计读图坐标相差37m，使庆平3井实际偏移距离由0增加到37.61m，由二维水平井变为三维水平井，施工方认为施工难度比较大，积极协调超低渗油藏研发中心和开发部，调整靶体，抵消了偏移距，减少了施工难度。
3.2入窗找油轨迹控制技术
按长庆油田目前水平井既定方式，水平井钻至距入窗油层50m左右的垂深，钻开相应的标志层后进行中途电测，以确定油层位置，根据油层位置决定入窗垂深，所以水平井中测完，地质办公室与现场录井工程师，钻井工程师及时沟通，及时加强地层对比，大量对比邻井资料和现场录井情况，确定合理的入窗垂深。
华庆油田施工水平井，有相当部分油层頂界不很确定，按传统水平井施工入窗模式，要么入窗找不到油层，入窗轨迹偏离了设计的在油层中上部穿过的原则，造成大量的等停，等待调整施工方案，调整后如果继续没油气显示，还要继续等，继续调整，严重影响水平井钻井速度。相应的影响到水平井后期的施工投产。为改变这种被动的入窗趋势，就需要改变传统的既定靶区的入窗模式。 改变既定靶区的水平井入窗模式，施工效率大幅提，经过项目组地质办与油藏工程师、地质工程师、钻井工程师的沟通和协商。提高油层钻遇率，最大限度的满足水平井钻探目标，水平井剖面进行了进一步优化，项目组和录井，钻井等的合作，改变了以往以既定靶区为施工标准的施工模式，采用欠井斜先入窗找油，找到油层后，根据油层情况再修正靶区设计，保证井眼实钻轨迹按设计穿过油层，庆平2井比较好的使用料该技术，施工效率大为提高。
4.钻井液技术
在水平井钻井配套技术中，钻井液技术是和井眼轨迹测量与控制技术并重的两项关键技术。水平井钻井对钻井液性能的要求很高。
4.1水平井钻井对钻井液性能的要求
4.1.1在大井斜长裸眼井段施工（水平井段）时保持井壁稳定。
4.1.2为减少摩阻和扭矩，要具有良好的润滑性。
4.1.3为有效的携屑，要具有相应的流变性。
4.1.4把井下复杂情况（如压差卡钻、井漏等）减到最小。
4.1.5对油气层的损害最小。
4.1.6对环境的污染最少。
优化钻井液性能，保证井下安全
由于增斜井段和水平段井眼，有较多的滑动钻井，钻具在井下静止，而随着井斜的增大以及水平段施工时，钻具整体躺在下井壁上，钻具与井壁的轴向摩擦造成起下钻的阻力大，易出现起钻遇卡、下钻遇阻等现象，严重的甚至发生粘卡；钻井液处理以润滑、井眼净化和改善泥饼质量为主。
4.2润滑防卡技术
4.2.1定向后要及时加入润滑剂，随着井深的增加逐步提高润滑剂和FT342的含量，井斜超过30o后应使摩阻系数小于0.1，井斜超过60o后应使摩阻系数小于0.07。
4.2.2使用好四级固控设备，降低含砂量至0.3%以下。
4.2.3完井电测、下套管等作业时，根据井下情况，可加入适量塑料小球，实现由滑动摩擦向滚动摩擦的转变，保证电测和下套管作业的顺利施工。目前部分油田水平井采用混原油泥浆体系，泥浆润滑性能比较好。
4.3井眼净化技术
由于水平井环空分为三个洗井区：洗井1区（0～30°）采用层流有利于携岩；洗井2区（30～60°）最危险；洗井3区（60～90°）紊流有利于携岩。随着井斜的增大，洗井2区和洗井3区易于在下井壁形成岩屑床，洗井2区岩屑床存在着下滑的潜在危险；若钻井液悬浮性不好，停泵时岩屑会向井底下滑，形成砂桥，发生接单根、起下钻遇阻甚至蹩泵等现象，严重时将会引起卡钻事故，因此要求钻井液具有良好的井眼净化能力。
针对上述问题，为了防止岩屑床的形成，以及岩屑床形成后给钻井施工可能造成的严重危害，因此搞好水平井井眼净化至关重要。为了满足水平井的钻井施工，采取如下技术措施。
4.3.1钻井液的流变性如动塑比、φ3、φ6的值和初终切力应适当大一点，以能满足携带、悬浮岩屑的要求。根据已完成的七口水平井现场施工经验，钻井液的动塑比控制在0.15～0.30之间，φ3的值保持在2～5之间，φ6的值保持在6～13之间就能基本满足携带、悬浮岩屑的要求。施工中在钻井液中加入改性石棉SM-1和FT342，利用其调节流变性的特性，满足携带、悬浮岩屑的要求。
4.3.2若震动筛上钻屑返出较少，接单根困难，使用高粘度和切力的段塞清扫井眼。
4.3.3每钻进一个单根，要根据接单根情况，决定是否上下活动并旋转钻具，以破坏岩屑床。
5.井控技术和完井作业技术
5.1井控技术
水平井油层压力控制是水平井钻井施工的重点，在施工中严格执行《钻井工程设计》和《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》。
5.1.1按照井控细则中Ⅰ类油井井控装置的配套标准，配置了FZ28-35双闸板封井器、FK1252E远控台、JG35系列的节流管汇和YG系列的压井管汇。配备了钻具内防喷工具、除气器和CO、H2S 等有毒有害气体检测装置。
5.1.2严格按照井控实施细则对井控装备进行试压。
5.1.3根据水平井钻井特点和所钻区域油层特性，制定了立足于一次井控、搞好一次井控，杜绝二次井控的工作原则。并根据原则加强井控座岗制度和干部值班制度的落实，有效控制钻井液密度始终高于地层当量钻井液密度和附加值（取油井上限0.10g/cm3）。
5.1.4钻井队必须储存足够的压井材料，以备急用，目前油井水平井的压井材料要求必须达到60吨，同时检查施工单位，搞好井控演习。
5.1.5水平井，特别是大位移长水平段水平井，在油层井段长，易发生井控险情。注水井的停注卸压非常必要。在钻井过程提前要求周围1公里注水井停住卸压很重要，连通性好的地层，注水井停住卸压的范围应该更大，否则施工风险太大。
庆平2井水平段完钻钻井液比重1.09k/cm3，粘度72s，为了保证完井工作顺利，完井液比重加到1.20 k/cm3。起完钻后出水，钻井液比重降低到1.0 k/cm3以下，下钻加重到1.30 k/cm3，电测过程仍然出水，下钻加重到1.40 k/cm3，同时要求停注卸压1000m内的所有注水井，测井作业正常。该井压井材料消耗110吨，造成井下险情。
庆平1井钻至水平段2400m出水严重，压井材料400吨，险情严重，同时造成井下复杂，钻井液比重达到1.45 k/cm3才能平衡地层压力，停注卸压1000m内的注水井以后，仍需1.30 k/cm3的钻井液才能维持正常钻井，钻井液比重高，钻进过程扭矩加大，同时磨阻上升，早晨井身3240m左右，转盘倒车严重，无法再正常钻井，不得不在水平段钻进至840m提前完钻。无法完成设计1000m水平段的钻井任务。
5.2完井作业
大位移，长水平段水平井油套尽可能多下滚轮扶正器，减少刚性扶正器数量，以保证完井作业正常。
水平段最长的庆平2井，设计下入139.7mm油层套管，设计滚轮扶正器40m一个。套管扶正器采用滚轮和刚性相结合的下法。每4根套管加一个滚轮扶正器，中间加一刚性扶正器，水平段下套管困难，该井下套管时间25小时，1049m水平段下套管12小时，直井段30根套管罐泥浆一次，到水平段5～10根套管内罐泥浆一次，下套管难度大，为保证套管正常下入，套管活动时间长，长水平段应考虑增加滚轮扶正器，同时大位移、长水平段水平井完井技术要继续完善，力求保障完井作业的安全性，否则水平段后期施工风险太大，水平井不光考虑完钻问题，还要考虑完井问题，完井作业也决定一口井的成败。
6.事故预防技术
油田大位移、长水平段水平井由于投资大，发生事故处理时间长，井下事故分析预防处理技术尤为重要，要求施工队伍硬件配制高、技术素质高。同时研究长水平段钻屑的及时带出地面，岩屑床的破坏，降低磨阻和扭矩；除了及时处理泥浆，保证泥浆性能外，短程起下钻也是必要的技术手段。
四、结论
1.提高地质设计对工程施工的指导作用，由于超低渗油藏有时变化比较大，部分井地质设计靶点垂深与实际偏差较大，对重点井地质专家在中途电测前进驻施工现场进行指导，在现场可根据实钻资料及时调整入窗垂深；或尽可能先钻控制定向井，确定油层垂深，减少钻井施工的盲目性。提高油层钻遇率，降低井眼轨迹的控制难度，确保水平井井眼轨迹的平滑。延长水平井采油寿命。
2.大位移水平井在开钻前，一定要排查周围注水井的情况，落实注水井停注卸压，特别是1000m之内的注水井。否则加重的钻井液在长水平段钻井，钻具扭矩大，施工安全風险高。在水平段钻井过程，勤观察，发现不安全征兆，及时分析处理，以免造成井下事故难以处理。给施工单位和项目组都造成损失。
3.长水平段水平井施工风险大，需要油藏工程师，地质工程师，钻井工程师及钻井队的密切配合，规避各种风险，水平井设计上，对于大位移、长水平段水平井，为保证井眼轨迹平滑和降低水平段扭矩，尽可能设计靶前距比较长、偏移距比较短的水平井。以方便施工，减少风险。同时长水平段水平井施工，要继续深入研究完井技术。
参考文献
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[2]王万庆，田逢军.长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术[J].石油钻采工艺，2009，31（2）：35-38
[3]石崇东，王万庆，谌建祁等.CB3-1双分支水平井钻井工艺 [J].石油钻采工艺，2009，31（2）：