江汉油田定向井水平井技术现状与展望
谢学明 方琴
摘 要 随着江汉油田勘探开发的不断深入，水平井、大位移井、分支井等高难度定向井越来越多，此类技术为扩大勘探领域，高效开发油气资源提供了新的技术手段。本文介绍了江汉定向井水平井发展情况，分析了现状，提出了努力方向。
关键词 定向井 水平井 发展 江汉油田
一、前言
江汉油田地处鱼米之乡，地面水网密集，稻田、鱼塘、江河、村庄甚多，井场占用良田，向农民征地的矛盾和问题日益突出，优选地面井位越来越难。用直井早已不能适应勘探开发的需要了，而实施定向井和水平井技术显得尤为重要。江汉定向井最初始于1976年，由钻井攻关队六人组成的定向井组，在王场地区用涡轮钻具打成了国内第一组陆上成组井（丛式井）。最早使用水力冲击方法造斜，创造了当时在国内领先的多项技术指标。定向仪器由最早的氟氢酸测斜仪到磁性单点照相测斜仪，持续了近二十年，直到90年代，全国大力推广水平井钻井技术，江汉油田也加快了发展步伐，先后引进了有线随钻测斜仪等一系列国内外较先进的定向仪器，对钻井设备进行了大规模的更新换代。同时，使定向井技术飞跃式向水平井技术发展，取得了骄人的业绩，刷新了江汉油田多项钻井技术指标，定向井水平
井技术迈上一个新的台阶。但与国内外先进技术相比，差距还较大，必须不断创新，迎头赶上。
二、国内外水平井钻井技术现状
国外水平井钻井技术是近二十年来发展最快，推广应用最广的一项钻井技术，到目前为止已在世界上不同类型油气藏中得到广泛应用。目前世界上有70个国家、2300多个油田应用了水平井。到2007年底水平井数量在45000口左右。美国和加拿大水平井比例接近10%，平均每年钻探水平井2000多口，成本是直井的1.2～2倍，产量是直井的3～8倍，主要用于开发各类型油藏，气藏应用相对较少。国外的水平井技术日趋完善和成熟，水平井钻井技术成功率达到90%～95%，最高技术指标为：最长水平段10805m；最大垂深6062m；最大单井进尺12289m；双侧分支水平井总水平段4550.1m；多分支水平井总水平段12300m。
国内水平井也取得了长足的进步，中石油
2007年水平井完井806口（完井数的7.5%），日产超过百吨的井达到33口。2008年实现水平井1000~1200口。中石化的水平井钻井技术以胜利油田为典型代表，2007年胜利油区共完钻各类水平井217口，2008年大幅度增加，总井数超400口，截止2008年5月，胜利油田共设计水平井1156口，完钻1019口，累计产油1038万吨，实现了井数、产油超 “双过千”。国内水平位移最大的井：张海502FH井水平位移4128.56m ，垂深2845.49m，实测井深5387m。全国陆上位垂比最大的井：金平1井位垂比2：80 ，完钻井深2128m，位移1636.43m，垂深583.9m，水平段长1356.55m。
三、江汉定向井水平井发展历程
江汉油田定向井水平井技术起步较晚，1984年打成了江汉第一口江油陆采的定向井—黄36井（红旗码头）。1999年才开始引进水平井技术，目前在江汉、坪北、八面河、建南四个区块推广应用水平井136口，累计产油48.5万吨，产气2.97亿方，为改善油气田的开发效果起到了积极作用。概括说来，江汉油田水平井钻井技术的发展经历了“引进试验、攻关配套、推广应用”三个阶段。
（一）引进试验阶段（1999－2000年） 1999年以前江汉油田钻井多以常规定向井为主，且钻井设备陈旧，定向工具仪器落后，局限于单多点仪器跟踪测量，施工过程繁琐，技术含量低。随着定向设备和仪器的引进更新，购置了多套有线、无线随钻测量仪，于1999年完成了第一口水平井—王平1井，该井设计垂深
1550m，完钻井深1856.43m，水平段长217.91m，水平位移306m，采用筛管完井。定向施工聘请胜利定向井公司完成，引进了胜利油田水平井技术，创造了江汉油田水平井钻井的先河。在学习总结了先进的水平井技术理念之后，江汉油田钻井公司开始聚集技术力量，相继独立设计施工了钟平1井、广北平1、王76平1、王76平3等八口水平井。这些井均满足了设计要求，完成了相应的技术指标，达到了水平井增产的目的。
（二）攻关配套阶段（2001－2006年） 该阶段开始自主创新，独立设计施工。水平井数量逐年增多，完成井总计46口，其中江汉完成33口，建南完成10口，国外吉尔吉斯坦完成3口。通过理论研究和现场实践研发了一系列水平井钻井完井技术，初步形成了适应江汉油田地质特点的水平井配套工艺技术。建平1井水平段长1046.19m，创当时国内陆上油田水平段最长的纪录；黄盐平1井是国内第一口直接对穿连通的采卤水平井，在盐层中穿行196m，达到了一口井注水，另一口井采卤的目的。
（三）推广应用阶段（2007年－至今） 水平井应用范围迅速扩大，由原来的广华、王场、建南发展到张港、浩口、潭口、松滋等区块；水平井的深度在逐渐增加，井深由600多米增加到4000多米；水平井的类型也不断增多，由最初的中半径推广到长半径和短半径水平井（如浩平5井）；水平井的井型由单一的常规水平井推广到丛式水平井（如建平1和建平2井，分别开采飞仙关和长兴组两个气层）、阶梯式水平
井、连通水平井（如黄盐平1井和黄盐平2井）、以及逐步向分支水平井（建35支平1井）、大位移水平井（建页HF-1井）等新型水平井技术迈进。同时为了满足各类水平井施工的需求，定向工具、仪器配备也逐步完善。陆续购置了1套国产近钻头地质导向系统、2套国产LWD、5套进口MWD、1套非磁性陀螺测量仪器、7套有线随钻、59套电子单多点测斜仪。水平井技术在定向仪器设备性能的不断提升中，重点引进了地质导向钻井技术，加强了油藏地质优化设计研究，得到进一步的更新发展。逐步实现了水平井的三大转变：
（1）水平井施工模式由几何导向向地质导向转变。江汉油田2008年引进LWD随钻测井仪，水平井施工模式由几何中靶转变为地质导向施工模式。
（2）水平井应用类型由常规水平井向高难度水平井转变。 形成的水平井类型由“八五”的常规水平井扩展到侧钻水平井、超薄油层水平井、大位移水平井、鱼骨状分支水平井等，逐步形成了多种系列水平井配套钻井技术。
（3）水平井应用方式由单井实施向区块整体挖潜转变。水平井实现由单井设计到整体部署，如广平8井和广平9井。
四、江汉定向井水平井现状及关键技术
（一）定向井现状
1、从2000年开始彻底改变了过去老的单点定向模式，极大地提高了钻井速度。
采用新的定向钻具组合：“钻头＋单弯螺杆＋短钻铤（1.5~2.5m）＋欠尺寸稳定器＋无磁钻铤（或无磁承压钻杆）1根+斜坡钻杆+加重钻杆”，用单弯螺杆替代了直螺杆+弯接头，增加了一根短钻铤和一个欠尺寸稳定器，并且将钻铤和加重钻杆放在45°左右的井段，这一创新能一次性完成造斜、稳斜、纠方位等作业，实现滑动钻井与旋转钻井相结合的钻井方式，发挥了导向钻井的重要作用，能大幅度提高机械钻速，减少起下钻次数，降低工人劳动强度，缩短钻井周期，节约钻井成本。
2、大力推广多目标井钻井技术，为提高单井产量作出了较大贡献。
江汉油田自2001年开展多目标定向井钻井工艺技术研究以来，2002年已钻多目标井9口，进尺20807m；2003年已钻多目标井16口，进尺41035m；2004年已钻多目标井30口，进尺71351m。其中拐弯变方位三维多目标井4口，大斜度多目标井9口，中靶精度高的小靶区多目标井6口，穿“糖葫芦”似的中三靶的多目标井2口，二维常规多目标井9口。多目标井数量逐年增加，分别在王场、广华、周矶、马王庙、黄场、张港、浩口、高场、习家口、万城等十多个地区推广。并且由过去的二维多目标井推广至三维多目标井，由过去多靶连线方位与井口为直线型推广至变方位圆弧型；由过去的小井斜多目标井推广至大斜度多目标井; 由过去的两个靶推广至两个以上的多靶。王云斜-10井是一口开发盐间非砂岩油藏的大斜度多目标定向井，设计四个靶，实钻三个靶。在上下都是盐层的2m窄缝中穿行
196m油层。实现了一井代多井，少投入，多产油，减少占地面积，节约油田建设工程费用的目
的，具有显著的经济效益和社会效益。见图1：
图1 多目标定向井钻达不同油层的示意图
3、实施“湖油陆采”浅层大位移井，达到了用常规技术无法实现的勘探开发目的。
2001年，汉汉油田为了寻求新的勘探区域和实施油气稳产，必须进一步向疑难构造、江河、湖泊底部油藏拓展。为了进一步探明长湖底部地质储量，实现“湖油陆采”之目的，在该区块部署了一些新探井。鉴于长湖复杂的地理情况，要实现“湖油陆采”有两条途径，一是借助于浅海上的建造人工岛屿；二是购置斜井钻机；三是实施浅层大位移钻井。用前两种方案，钻井投资比较高，不利于降低勘探成本，经多方论证，决定实施浅层大位移定向井以缓解江汉油田资金紧张的局面，为此在该区块部署了三口大位移定向斜井，钻探中运用双立管、单弯螺杆+有线随钻测量系统组成的钻具组合等相应的钻井配套技术，完成了该区块三口井的钻探，创下了江汉油田多项新纪
录，重新认识了地下构造，发现和落实了一批新油层，增加了油层裸露面积，提高了采收率，为江汉油田寻找剩余油挖潜增效作出了重大贡献。其中长10井取得了以下成绩：
（1）在广华寺284m浅层用Φ311.1mm钻头定向一次成功，创江汉油田大井眼造斜点最浅记录。
（2）在大斜度井段中下φ244.5mm技套一次成功。
（3）全井最大位移1238.6m，位垂比0.85，创当时水平位移最大记录。
（4）全井使用落后的钻井装备钻成功，无任何井下事故发生。
（5）全井平均机械钻速达到17.22m/h。见图2：
图2 长10井设计与实钻轨迹图
4、坪北大位移丛式井钻井技术达到了开发延伸距离较远的山底油藏的目的。
2009年，在坪北油田P199-5平台布署了具有战略意义的三口大斜度井，位垂比均超过0.8，
其中P72-124C井位垂比1.12，创当时江汉油田位垂比最大记录。大大提高了油层钻遇率，增加油井单井产量，油层厚度是常规定向井的1.5倍。见表1：
表1 坪北大位移丛式井井完成情况统计表
完钻 开钻 井号 日期 日期 （m） P72-1245/28 C P74-125 P76-124 6/11 6/29 6/17 7/11 1666 1658 16d3h 11d6h 6/8 1800 10d4h 完钻 井深 周期 钻井 机械 钻速 （m/h） 最大 井斜角 （°） 闭合 方位 （°） 稳斜 段长 （m） 水平 位移 （m） 位 垂 比 10.06 58.01 64.30 930 1157.1 1.12 16.5 15.07 48.5 51.7 77.41 91.03 1233 1198 990 961.93 0.95 0.83 （二）水平井现状
“九五”末以来，针对不同类型油气藏地质特点，通过调研、引进、配套水平井技术，加大水平井应用力度，逐步形成了适应江汉油田地质特点的水平井技术体系，为油气田开发提供了技术支撑。水平井应用领域从平原陆相到海相天然气开发，涵盖了江汉油田六种类型油气藏。截止到2010年12月已完成水平井116口，应用井型不断丰富，包含深层水平井、侧钻水平井、对接连通水平井、超薄油层水平井、浅层大位移水平井、分支水平井等六种类型。应用的规模不断扩大，水平不断提高。
1、深层水平井
深层水平井应用于松滋采油厂谢枫桥复兴场构造，以开采红花套组地层中的岩间油气藏为主。其施工技术难点为：
（1）地层古老、储层埋藏深，棕（红）色泥岩塑性强、研磨性高，机械钻速低，定向速度慢。
（2）该区块位临长江，地面上湖河居多，且鱼塘及农家建筑物散布。合理优选井位困难，需要设计特殊的井眼轨道来达到勘探开发的目的，造成井眼轨迹控制难度大。
SH6-P18井是该构造上部署的一口井眼轨迹为开口等边三角形、内切圆弧轨道特殊的深层水平井。其轨迹控制技术的关键是保持恒装置角不变，力求狗腿度最小，井眼轨迹最平滑，定向
进尺最短。该井设计井深4230m，因钻遇断层，完钻井深为4125.99m。水平井段为3950m～4125.99m，水平段长175.99m，水平位移392.03m，水平段内井斜在86.7°～89.54°范围内。各项指标满足甲方设计要求。
2、侧钻水平井
2002-2004年在鄂西渝东地区实施老井裸眼侧钻和套管开窗侧钻水平井共11口，充分利用老井资源，减少了征地、修路等钻前施工费用,缩短了钻井周期，节约了套管费用，从而大幅度降低勘探开发成本，减少了钻井及油气开发过程中对环境的污染，获得了较好的经济效益和社会效益，还创造了多项技术指标：
（1）建27侧平1井采用0.5°单弯加Ф212mm的欠尺寸扶正器导向钻具，只用一根螺杆，两趟钻完成了712.83m水平段的施工，实现连续旋转钻进637.33m ，时间72.5h,创南方海相水平段施工时效最好记录。
（2）高效能PDC钻头的开发和应用达到国
内先进水平，它解决了鄂西渝东海相地层使用牙轮钻头效率低，钻井速度慢的难题，摸索出了海相水平井从开钻到完钻的钻头模式和钻井模式。建69侧平1井和建27侧平1井使用PDC钻头,一只钻头完成了水平井增斜段、稳斜段及水平段的施工，进尺1329m，大大提高了鄂西渝东海相水平井钻井速度。在此方面，形成以川克为主的G447 、M1388SGS提高钻井速度的PDC钻头系列，该钻头系列在嘉陵江和飞仙关井段能够大幅度提高机械钻速，其机械钻速是相应牙轮钻头的3-4倍。
（3）螺杆钻具＋PDC钻头复合钻井技术使钻进速度显著提高。建30侧平1井采用Φ190.5mmG447PDC钻头+动力钻具钻进飞仙关地层，机械钻速达到了15.3m/h。
鄂西渝东区块通过三个不同历史时期对比，由于技术进步，各项钻井技术指标不断刷新。其主要技术指标对比情况见表2：
表2 三个不同历史时期钻井技术指标对比
项目 70-80年代 90年代 21世纪 井深 （m） 3000 4639.3 4646.17 建井周期 （ty） 12 12.34 7.78 钻机月速度 （m/t） 310-320 347.77 598.73 机械钻速 （m/h） 1.33 1.03 4.20 生产时效 （%） 60-80 84.66 89.11 事故 （%） 10 1.98 6.06 复杂 （%） 5-15 0.19 1.85
鄂西渝东应用侧钻水平井技术，大大增加了产层的生产面积，使单井产量较直井增加5-10倍，建平1井日产天然21×104m3，建27侧平1井日产天然气8×104m3，建44侧平1井日产天然气4.8×104m3，建68侧平1井日产天然气4.5×104m3，建69侧平1井日产天然气2×104m3。
使建南的天然气日产量由上世纪80年代的20×104m3，增加到目前的40.12×104m3。勘探开发成果显著，通过11口侧钻水平井的应用（其中小井眼套管开窗侧钻水平井三口），增加天然气储量48.12×108m3，探明含气面积33km2。 3、对接连通水平井
黄盐平1井是国内首口对接连通采卤水平井，水平段穿越盐层191m，实现了不用压裂，直接钻穿两井连通的纪录。现在，又相继完成了黄盐平2井和黄盐平3井。见图4：
图4 黄盐平2与黄18-3井对接连通示意图
4、超薄油层水平井
广1平1井油层最薄（0.4m），钻井周期16天20小时，其中5天完成了着陆控制和水平段，油层砂岩钻遇率97%，创造了穿越油层最薄、施工周期最短的超薄油层水平井记录。广1平2井
油层砂岩钻遇率100%，产量最高，平均日产原油21吨，是直井产量的8-10倍。见图5和表3：
图5 广1平2井设计与实钻轨迹图
表3 江汉油田超薄油层水平井数据统计表
井号 王西平2 广2平5 广2平6 井深 （m） 3789 3170 3600 水平段长 （m） 210 100 150.65 油层段长 （m） 109.07 65 123.40 钻遇率 （%） 56.7 65 82 油层厚度 （m） 0.9 1.92 1.8 累计产油 （吨） 7063 932 811 投产日期（年月日） 03.7.6 08.8.13 08.8.15 广2平9 广平9 广64平2 广64平4 广1平1 广1平2 广1平3 广1平4 合计 3170 3825 3169 3166 2096 2150 2148 2198 32481 145.77 105 60.21 171 54.08 153 153.4 196 1430.7 105.60 79 50.6 127 52.46 149 109 196 1136.13 72.4 75.2 84 74 91 97.4 71 100 1.89 1.76 1.91 1.02 0.4 0.92 0.83 0.65 14 729 26 2105 3527 2156 2600 349 102 20400 08.8.10 08.12.26 08.2.4 08.11.21 07.11.9 08.3.20 09.2.14 09.6.30
5、分支水平井
分支井技术具有完善地下注采网络的特殊功能，在提高单井产量、提高难开采储量动用程度、提高采收率、降低吨油开采成本方面，具有不可
替代的作用。建35-支平1井的钻探，使鱼骨状水平分支井的开发效果在低渗低压裂缝性油气藏中得到好的体现。见图6和图7：
图6 建35-支平1井水平投影示意图
图7 建35-支平1井垂直投影示意图
6、浅层大位移水平井。
建页HF-1井是中石化第一口页岩气水平井，该井位于湖北省利川市建南镇建深1井区，主要目的是为了获取建南地区侏罗系页岩气评价参数，落实水平井产气能力，为整体评价该区页岩
气勘探潜力提供地质依据。该井完钻井深1778m，水平位移1262.39m，水平段长1022.52m，位垂比2.06。建页HF-1井的成功钻探，对国内同类型浅层大位移页岩气水平井施工具有重要的指导意义。见图8：
图8 建页HF-1井设计与实钻轨迹图
（三）水平井的关键技术 1、钻井工程设计技术
（1）优选地面点。江汉平原地层自然造斜趋势非常明显，根据邻井资料和地层构造图，确定地层自然造斜方位，从而根据靶前距反向移动地面点，使实际钻进到特定井深时，造斜点位于水平段设计的连线方位上。
（2）双圆弧剖面设计。在两段增斜段之间设计了较短的稳斜调整段，便于调整轨迹；以调整段来补偿工具造斜率误差所造成的轨道偏差，使轨迹在最终着陆时进靶更准确、更顺利。
（3）井身结构。江汉区块水平井从最早期的技术套管封荆河镇组地层，现在改为：井深2000m以内的井，下深表层400m左右，省去技术套管；超过2000m的井，下技术套管封广华寺组地层，节约了套管成本和钻井费用。
2、井眼轨迹控制技术
通过对井下钻具的优选、井眼轨迹预测监控, 保证井眼轨迹控制的精确性。井眼轨迹的控制在施工中一般分为四个阶段:
（1）直井段控制。对于井口坐标与靶点坐标在一条直线上的井，采用防斜打直技术，在直井段中尽量使井眼打直，为后续的定向造斜井段提供条件；对于井口坐标与靶点坐标不在一条直线上的井，控制好直井段的方位与位移变化，使井眼轨道在定向增斜前接近靶点坐标连线，然后调整方位至要求方位后进行定向造斜施工。
（2）造斜段控制。定向造斜段是井眼轨迹控制的关键井段。同一口井的相同条件下，造斜工具所表现出的造斜能力是有规律的，现场施工中通过改变钻井参数、钻进方式或钻具组合对井眼轨迹进行有效控制。控制要点：略高勿低；前高后低；寸高必争；早扭方位；稳斜探顶；动态监控；矢量进靶。
（3）进靶控制。由于水平井的靶点存在目标垂深的不确定性以及造斜工具的造斜率的不确定性，在进靶前，井眼轨迹设计20～30m的调整段，以提高现场施工的应变性。对于油层垂深提前，应减少调整井段进行增斜。例如广64平4井，设计油层在垂深2856.21m，当钻至2980m，垂深达到2847.1m，从砂岩发现标志层突然提前，推算出油层可能上移了4m～4.5m，此时根据地层变化立即进行调整设计，将复合钻进的调整段变为增斜井段，钻进至垂深2451.6m时井斜增至89°，使轨迹顺利穿行在油层中。对于油层垂深滞后，应采用以82°～85°井斜稳斜探油层，直到钻探至油顶，全力增井斜至90°。例如王东平2井，当快钻到设计标志时，发现地层变化，不能确定油层的确切位置，只好以84°井斜稳斜探油顶，该井的实际油层比设计下移了6m。
（4）水平段控制采用小度数单弯螺杆钻具组合以复合钻进为主的钻进方式。控制要点：钻具稳平；上下调整；多开转盘；注意短起；动态监控；留有余地；少扭方位。
3、井眼轨迹测量技术
逐步形成了有线、无线组合随钻井眼轨迹测量工艺，包括水平井测量精度分析和误差校正方法、仪器检测、校定和维修标准及流程规范。
4、地质导向钻井技术
地质导向钻井技术就是在钻井过程中通过随钻测量多种地质和工程参数，对所钻地层的地质参数进行实时评价和对比，根据评价对比结果而调整控制井眼轨迹，使之命中最佳地质目标并在其中有效延伸。其技术是以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，而不是按照预先设计的井眼轨道进行钻井。水平井全部采用了该技术。
5、PDC钻头全程钻井技术
PDC钻头全程导向钻井技术是以复合钻井技术为基础，在全程定向中进行造斜、增斜、稳斜作业。其优点是利用PDC钻头与动力钻具配合，在连续定向过程中采用LWD、MWD、有线随钻测斜仪等作监测，对井斜、方位、γ等参数进行实时监测，达到对井眼轨迹连续控制的目的，避免了中途起下钻，提高了钻井时效。
2003年，钻井公司开展了“导向复合钻井技术的研究与应用”课题研究，其技术在定向井水平井中得到推广提高。2005年，同江钻股份公司合作，开发出适合于滑动和复合钻进的抗回旋型定向PDC钻头，与螺杆（或单弯螺杆）+欠尺寸扶正器配合，增加了稳斜、增斜钻具组合类型，满足了不同钻进方式的要求，而且能够主动控制井斜和方位，实现了滑动导向钻井与旋转钻井相结合，形成了江汉独特的PDC钻头定向钻井技术。提高了井身质量合格率和机械钻速，减少了井下故障发生和起下钻频率，减轻了人工劳动强度，缩短了钻井周期，节约了钻井成本，取得了可观的经济效益和良好的技术指标。
6、计算机软件技术
江汉油田除自己开发的设计及现场应用软件外，还引进了胜利油田特殊工艺井软件和兰德马克钻井软件以及阳光公司摩阻分析软件，能完成水平井轨道设计、摩阻和扭矩分析、管柱强度设计校核、中靶预测、防碰扫描、参数计算、测量结果的分析和校正等。
7、水平井完井工艺技术
通过技术攻关与配套，完井方式由过去单一的套管固井射孔向适合于多种油气藏类型特点的完井方式转变,保障水平段油气层完善程度。大致分为四类:
（1）套管射孔完井。针对有气顶、底水、薄油层、盐间和油水关系比较复杂、出砂不严重的目的层，后期需酸化、压裂等措施，采用套管射孔完井进行有效封隔，主要用于江汉油区低渗透油藏、八面河疏松砂岩稠油油藏。
（2）筛管完井。采用管外封+筛管方式，固井封隔油层顶界以上的环行空间，避免了固井水泥浆及射孔液对油气层污染，同时增加泄油面积。主要用于八面河疏松砂岩稠油油藏。
（3）复合完井。即油层前段套管固井完井，后段裸眼（筛管）完井。首先利用裸眼水平段开采，若效果不理想，再对前段套管射孔开采。可以实现水平井产层的分段开采。主要用于江汉油区低渗透油藏、八面河疏松砂岩稠油油藏。目前仍在试验阶段。
（4）裸眼完井。针对碳酸盐坚硬地层，采用裸眼完井方式，使油气层完全裸露，具有最大渗滤面积，油气流入井的阻力最小等优点。主要用于建南碳酸盐岩海相气藏。
五、水平井技术展望
随着水平井技术的飞速发展和定向测量设备的不断更新，用水平井进行预探评价、成组油气藏立体勘探开发将成为油田发展的主导手段。江汉油田地质构造特殊，地层复杂，包含六大类油气藏，且目前勘探开发处于中后期，油气资源频临枯竭，多属老区剩余油气藏开发。迫使水平井应用向多种类和陆上深层、薄层发展，给水平井技术提出了更高的要求。
1、提高井眼轨迹的控制精度
利用MWD、LWD测量技术、地质导向技术、旋转导向技术引导钻头准确地钻入油气层并在油气层中的适当位置延伸，提高储层的钻遇率。
2、提高水平井的钻井速度
提高水平井的钻井速度是水平井技术发展一贯追求的目标。快速钻成水平井眼是最好的保护油气层措施之一。在水平井中应用PDC钻头、热稳定聚晶金刚石钻头、高性能马达、顶部驱动系统等先进的钻井工具、设备，有助于提高钻井速度。
3、水平井井型趋于多样化。为适应油田多种油气藏开采，水平井、大位移井、多目标井、多分支井以及小尺寸井眼会大量应用于油田勘探开发，达到提高钻井效率，降低钻井成本，显著增加泄油面积，提高单井产量和油田采收率的目的，以改善油气田开发的综合效益
4、水平井技术的发展更加满足健康、安全、环境的要求。各类水平井的应用，会减少井场数量或占地面积，减少岩土钻凿量，减少环境污染，运用随钻地层压力测试，提高钻井作业安全性。
5、水平井技术发展趋向于保护好油气层。水平井钻井液、完井液体系向低密度钻井液和气体钻井转化，应用于水平井中的优质钻井液、完井液、低密度水泥以及欠平衡钻井工艺，更好的保护油气层，以提高探井的成功率，提高开发井的油气产量。
6、水平井技术发展实现实时化、信息化可视化和自动化。 井下自动化：旋转导向钻井系统和自动垂直钻井系统。 地面自动化：地面自动化钻井装备。
7、水平井技术集成化。钻井、录井、测井利用LWD和地质导向技术合成一体，在钻井的同时进行试井、随钻地层压力测试，可提高油气发现率，增加单井产量，缩短建井周期，降低吨油成本。
8、水平井技术智能化。人工智能专家系统、旋转导向系统和智能完井工艺使钻井向智能化方向迈进了一步。利用智能完井技术是建立数字油田的基础，可有效地加快数字油田进程，其作用能够优化生产、提高采收率和降低生产成本。