云安7—1井超深侧钻技术

云安７－１井完钻井深５８１０ｍ，是目前四川地区侧钻点最深的定向井，也是近年来川东地区井眼条件最复杂的深定向井之一。重点介绍了该井定向侧钻及井眼轨迹控制的设计与施工情况。同时探讨了深定向井防止漏、喷、塌、卡等井下复杂情况的主要技术措施。     

南1斜1井深井侧钻技术

南１斜１井是利用已报废的南１井在φ２４４．５套管内通过段铣开窗侧外斩一口定向深井。文 中概述了该井施工过程中的重点工艺技术，包括深井侧钻技术和轨迹控制技术及复杂蝇卡钻处理技术等，这对于控制井眼轨迹和准确命中靶区有重要作用。     

云安7─1深侧钻定向井钻井工艺技术

位于川东高陡构造带的云安7井，因钻遇大断层倒转部位而被迫停钻。为实现勘探目标，从老井眼4000m处采用有线随钻测量仪、单点照相测斜仪侧钻，控制井身轨迹钻至井深5810m完钻，准确钻达地质目标靶区。该井是目前川东地区钻成的完钻井深双侧钻造斜点最深的定向井，取得了较好的技术经济效益和社会效益。     

云安7─1深侧钻定向井钻井工艺技术

位于川东高陡构造带的云安7井,因钻遇大断层倒转部位而被迫停钻。为实现勘探目标,从老井眼4000m处采用有线随钻测量仪、单点照相测斜仪侧钻,控制井身轨迹钻至井深5810m完钻,准确钻达地质目标靶区。该井是目前川东地区钻成的完钻井深双侧钻造斜点最深的定向井,取得了较好的技术经济效益和社会效益。     

卫侧317-7井小井眼侧钻钻井实践

介绍中原油田卫侧317－7井小井眼侧钻的施工情况，分析了该井轨迹控制的特点、钻具组合特征、完井方法等，指出目前小井眼侧钻技术中的可取与不足之处，反映出中原油田目前小井眼侧钻技术的基本情况。     

元坝1-侧1井超深小井眼侧钻井技术

元坝1-侧1井是一口高温高压超深小井眼侧钻井,侧钻时存在很多技术难点:小尺寸高强度套管开窗困难;窗口附近地层岩石硬度大、研磨性强;井底温度高;井斜角大、裸眼段长,易形成岩屑床;储层富含H2S;循环压耗大.通过优化钻具组合、优选钻井液体系及采用高温井下动力钻具复合钻井技术,成功解决了以上技术难题,安全、高效、优质地完成了钻井作业任务,为今后同类侧钻井施工提供了参考.从深井高强度套管开窗、高温高压井眼轨迹控制、长裸眼优质钻井液等方面对元坝1-侧1井的施工过程进行了详细介绍.     

DH4-8定向井长裸眼超深侧钻技术

位于新疆塔里木东河塘油田的ＤＨ４－８井是目前国内裸眼侧钻点最深、裸眼井段最长的定向开发井。从工程设计、造斜点的选择、现场施工、钻井参数等方面讨论了超深侧钻井的技术要点以及现场施工的规律,对于超深井侧钻施工具有一定的借鉴意义。     

侧盐城1井大井眼锻铣侧钻施工技术

为恢复报废采气井盐城1井的生产，提高储量动用程度，在盐城1井的Ф244．5mm套管内开窗侧钻。从井眼准备、段铣、填井、侧钻、井身轨迹控制、优选钻头、安全钻井技术等方面介绍了该井的施工技术。侧盐城1井是江苏油田第一口Ф244．5mm套管锻铣方式开窗侧钻井，该井的成功实施，为今后同类型井的钻井设计、施工提供了一定的指导和借鉴。     

港深3—1井深部定向侧钻技术

介绍了一口高难度井深部侧钻的设计与施工情况。实践证明，提高深部侧钻成功率的方法是进行充分的技术准备，利用原井眼的有利条件，制定严细的施工技术措施等。     

永7—23井悬空侧钻找老眼技术

永7—23井完井井深2894m，完井电测时遏阻通井，划眼至870．17m处遏阻出新眼。通过优选悬空侧钻点、靶点及优化剖面设计、井身轨迹控制等技术，悬空侧钻找老眼取得了成功，避免了2000多米的工程报废进尺。     

普光7井侧钻施工技术

普光7-侧1井开窗侧钻点存在井深、井眼小、套管强度高等难点。侧钻靶点选择原则是,普光气田北块气藏普光3井测试气水界面在海拔-4994m,因此普光7井侧钻飞仙关组储层底界应在海拔-4994m以上;侧钻进入气层顶界时的井底相对普光7井井口水平位移大于100m、垂深小于5213m、海拔大于-4820m;避开普光西断裂复杂带的嘉陵江组下部高压水层。通过对开窗方案的选择,先后进行了锻洗开窗、斜向器开窗的探索,成功地应用了斜向器开窗,本井的顺利完钻为今后在本地区的其他井的施工提供了宝贵的借鉴。     

深井开窗侧钻技术在牙哈7斜1井的应用

牙哈7斜1井是在4263．33～4268．68米的深井段内实施开窗侧钻的，创当时全国最深开窗侧钻深度。本文从该井所取得的成果、效益、钻探目的、作业准备、施工过程等多方面，介绍该项技术的成功经验，分析其原因。     

套管侧钻分支井钻井工程设计及应用原则

利用老井开窗侧钻分支井，可以提高原油采收率，增加产能和降低成本。对与分支井相关的分式设计。轨迹优化设计，钻柱设计，斜向器开窗方位的优化。开窗技术。轨迹控制应用等方面的主要原则进行了阐述。对进一步推广应用分支井技术，提高我国分支井钻井技术水平有一定的推动作用。     

胜利油田小眼井套管开窗侧钻技术

根据套管开窗定向侧钻技术在胜利油田研究、发展和实施的具体情况,着重介绍了小眼井套管开窗侧钻定向井、水平井的开窗侧钻、井眼轨迹测量与控制等施工工艺和技术措施,并结合营66－侧37井和梁11－侧34井的具体施工情况,对小眼井套管开窗定向侧钻技术方法和效果作了进一步说明。     

建27侧平1井钻井技术

建27侧平1井是江汉油田实施的第一口套管开窗侧钻水平井，应用了段铣套管、定向侧钻、水平井、储层屏蔽保护等多项钻井新技术，在2720m～2740．3m段铣套管20．3m，从中侧出新眼后，完钻井深4506.33m，水平位移1017.55m，水平段横穿712．83m，天然气显示良好，取得了显的经济效益。该井的钻探成功，具有利用老井挖潜增效，整治安全隐患，扩大勘探成果的现实意义。     

元坝272H井超深硬地层侧钻技术

针对元坝272H井侧钻井段调整余地小、侧钻地层高温高压、岩石可钻性差、井眼尺寸小等实际情况,在深入分析侧钻技术难点的基础上,优选了侧钻方式、侧钻点和钻具组合,确定了侧钻技术措施:基于长定向井段的施工安全,选择了常规裸眼侧钻方式;因为侧钻点与靶点垂距仅为70.00 m,为减小增斜段井眼的全角变化率,选择出套管1.00~5.00 m处为侧钻点;因为侧钻点处于硬地层,为增大侧钻力,优选了"牙轮钻头+直螺杆+2.75°弯接头"钻具组合;另外,确定了下切侧钻、延长控时钻进时间、合理侧钻方向、加强施工监测和保证钻井液性能等施工措施。该系列技术措施在元坝272H井小井眼侧钻施工中进行了应用,井眼轨迹数据、返砂新岩屑质量分数及钻井参数显示,在井深6 672.30 m处新老井眼完全分离,应用获得成功。该超深硬地层侧钻施工技术的应用成功,对同类井的侧钻作业具有借鉴意义。      

TK602井套管打捞及侧钻施工

TK602井φ177.8mm套管在下入过程中发生卡套管事故,在注解卡液四次无效的情况下,决定采取套管切割及打捞后侧钻。介绍了该井套管打捞及侧钻施工情况,并分析了套管卡钻的原因。     

塔河油田深侧钻井防塌钻井液技术

塔河油田深部巴楚组和桑塔木组地层为以伊/蒙混层或伊利石为主的硬脆性泥页岩地层,水化分散性较强且发育有微裂缝,钻井过程中易因泥页岩水化而导致井壁失稳,为此,提出了"抑制表面水化-物化封堵-有效应力支撑"三元协同防塌对策,并构建了三元协同防塌钻井液。室内性能评价试验结果表明:三元协同防塌钻井液抗温达170℃、抗盐5.0%、抗钙0.5%~1.0%、抗劣土8.0%,泥页岩膨胀率和滚动回收率分别为5.05%和91.33%,能封堵宽400 μm的裂缝,承压能力达到4 MPa。三元协同防塌钻井液在塔河油田20余口井进行了应用,均未发生由于井壁失稳造成的井下故障,桑巴楚组和桑塔木组地层的井径扩大率平均降低63.4百分点,建井周期平均缩短4.3 d。这表明,三元协同钻井液防塌技术可有效解决塔河油田深侧钻井巴楚组和桑塔木组地层的井壁失稳问题。      

温泉1－1大斜度井侧钻技术

温泉１－１井从３２００ｍ处开始运用金刚石钻头、Ｒ型磁性单点测斜仪、螺杆钻具等技术进行定向侧钻工井深３３０３ｍ，然后换用转盘始多稳定器组合控制并眼轨迹，至井深４１２５ｍ完钻。该井最大井斜角４０．５°（４１２５ｍ），创川东地区井斜角最大纪录，取得了较好的社会经济效益，为高陡构造钻大斜度定向井提供了经验。     

温泉1－1大斜度井侧钻技术

温泉１－１井从３２００ｍ处开始运用金刚石钻头、Ｒ型磁性单点测斜仪、螺杆钻具等技术进行定向侧钻工井深３３０３ｍ，然后换用转盘始多稳定器组合控制并眼轨迹，至井深４１２５ｍ完钻。该井最大井斜角４０．５°（４１２５ｍ），创川东地区井斜角最大纪录，取得了较好的社会经济效益，为高陡构造钻大斜度定向井提供了经验。