通61-侧123井套管开窗侧钻技术

介绍了胜利油田通６１－侧１２３井套管开窗定向侧钻施工工艺技术的应用，并通过该井的实施，探讨１３９．７ｍｍ套管开窗定向侧钻的技术问题和小直径套管开窗定向侧钻的难点和相应技术措施，为今后套管开窗侧钻短半径水平井和多分支井打下了坚实的基础。     

侧明151井φ139.7mm套管走向开窗侧钻小井眼技术的研究

侧明151井是中原油田φ139．7mm套管定向开窗侧钻小井眼技术攻关的第一口井。该井斜向器陀螺定向、φ139．7mm套管开窗、修窗一次成功，整个裸眼段φ116mm小井眼轨迹控制良好，完全达到设计要求，为中原油田老井侧钻、特别是小井眼套管定向开窗侧钻小井眼技术的提高打下了坚实的基础。文中详细介绍了该井的施工情况及技术特点。     

定向随钻扩孔技术在塔河油田TH10233CH井的应用

受地层及地质避水要求等限制,塔河油田部分φ177.8 mm套管开窗侧钻水平井采用膨胀管复杂地层封堵钻井技术,该技术实施的关键是对复杂泥岩进行扩孔作业。对已实施的5口膨胀管井的扩孔作业进行分析,通过优选开窗侧钻井井斜角、随钻扩孔钻头和中、高速大扭矩螺杆,优化定向随钻扩孔钻井参数及深井小井眼定向随钻测量技术,TH10233CH井在5 542.66~5 884.00 m井段进行了定向随钻扩孔。扩孔段长341.34 m,最大井斜62°,井径满足膨胀管下入和膨胀大于165 mm的要求,保证了膨胀管复杂地层封堵技术在TH10233CH井的成功应用,为塔河油田同类井实施该技术提供了经验。     

辽东湾丛式井陀螺定向侧钻工艺及特性分析

总结了渤海辽东湾SZ36－1油田AI平台丛式井组中的3口井，在丛式井组直井段井距密集，最小井距仅为0．6～0．8m，侧钻点深度差仅有7m且地层疏松不易造斜的困难条件下，采用陀螺定向侧钻，避开了邻井套管的磁干扰，定向准确，严格控制井眼轨迹，保证造科率满足设计要求。3口井在套管里定向侧钻均获成功，并准确地钻达靶区，取得了令人满意的效果。陀螺定向侧钻成功的经验说明：丛式井组的陀螺定向工艺为解决和处理海上勘探中新遇到的复杂情况，为节约昂贵的海上钻井费用和成本开辟了一条新路，并且为此积累了初步的经验。     

定向侧钻工艺技术

填井侧钻是钻井施工中处理井下事故和井身质量超标的一种老方法。随着油田的开发,调整井中小位移限方位直井和定向井的数目也日益增多,对填井侧钻也提出了方位要求,由一般侧钻发展成定向侧钻,本文针对侧钻点深度选择的老方法提出了以井眼到靶的最小狗腿严重度为准则的定量选择方法,同时对填井施工、侧钻前的准备工作以及定向侧钻工艺进行了论述。对定向侧钻具有较大的指导意义。     

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。     

定向套管开窗侧钻技术在华北油田的应用

定向套管开窗侧钻技术已成为井下大修作业的重要组成部分。套管开窗侧钻可有效的利用原井的上部套管及地面管网，减缓水、气锥进，改善驱油效果，使低渗油藏、裂缝性油藏及薄油藏发挥更大的潜能。简述了华北油田应用套管开窗技术采用的井身结构、开窗工具、开窗磨铣的步骤和开窗技术参数；定向侧钻采用的钻头和井眼轨迹控制方法，以及完井施工时尾管结构的确定、下入，钻井液的调整和固井作业。该技术经华北油田7口定向侧钻井实例应用，大部分井取得了较高的产能。     

新疆宝浪油田开窗侧钻施工实践及改进措施

新疆宝浪油田焉2区块侧钻初期施工效率低、工具消耗大,造成施工时间长、施工成本高,为提高侧钻施工效率,降低施工成本,对开窗侧钻技术进行研究。根据现场施工实践,将施工分为T1、T2井的认识阶段,T3、T4井的优化阶段和T5、T6井改进阶段。通过这三个实践阶段,将常规侧钻技术中工艺和工具改进后,获得了开窗段刚性定向钻具组合和降造斜率单弯螺杆的设计使用方法,运用于实践后大幅提高了侧钻施工效率,明显降低了施工成本。宝浪油田小井眼开窗定向侧钻施工实践形成的低成本高效侧钻技术,对今后同类井的施工具有一定借鉴意义。     

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鄂西渝东地区地质构造复杂，侧钻井难度大，如何运用老井侧钻新技术，恢复老井产能，在老井治理中尤为重要。章结合鄂西渝东地质构造特征及地质特点，分析海相深井侧钻井的特点及难点，运用两口井实例，系统阐述裸眼侧钻、套管开窗侧钻两种侧钻方式在现场中的实际应用，同时给出了几点认识。     

川孝267井定向侧钻卡钻及事故处理

川孝267井为西南石油局第一口段铣式套管开窗定向侧钻井，在定向侧钻施工过程中发生了严重的卡钻事故，在分析卡钻事故原因的基础上，采取了多种手段对事故进行了处理，获得了一定的定向井卡钻事故处理的经验。     

四川试验第一口深井侧钻工艺

四川石油管理局第一口深部硬地层高密度泥浆定向侧钻的一井多底工艺试验井在川东七黑峡6-1井开始定向侧钻,以探明该构造北端石炭系天然气储量。该井设计井深4242m,侧钻点井深3501m,定向侧钻斜井段长约700m,最大井斜角30°,方位角223°士10°,井底水平位移250～500m。该井由     

99617井套管内开窗定向侧钻技术

99617井套管内开窗定向侧钻技术进行了分析和介绍。在中曲率造斜定向侧钻井中，首次下Φ127mm套管完井。该井通井下斜向器至固井完毕仅施工8d，设计和施工满足采油工艺要求。     

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。     

龙岗69高温超深井短距离悬空侧钻技术

四川地区龙岗构造储层埋藏深,超深井、小井眼钻井难度大,容易出现卡钻事故,卡钻后处理困难,周期极长,难度极高,风险极大。因此选择定向侧钻或悬空侧钻同样能够达到处理事故的目的,而且还能节约时间宿短事故周期、降低井下风险、节约成本等。因该井磨洗牙轮困难,且磨铣牙轮过程卡钻风险大,小井眼卡钻后处理难度更大。首先采用定向侧钻,在定向侧钻过程因侧钻点温度高、井深、侧钻距离短等因素导致定向侧钻失败。在悬空侧钻中优化钻具组合,充分利用原井眼井斜使钻具自然产生的钟摆力降斜钻进,同时采用分段重复侧钻的方式,侧钻过程通过砂样碳酸盐分析显示岩屑含量和侧钻过落鱼井深来判断是否侧钻成功。通过成功悬空侧钻过落鱼井深,为以后处理类似事故提供了宝贵的经验。     

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测井是一门多学科相结合的综合性技术，它为勘探开发人员掌握地层特征、了解油气藏状态提供科学依据。要达到此目的，最基本的途径是设法采集到高质量和丰富的地层信息；然后对所取得的信息进行分析研究和应用。四川石油管理局测井公司在运用测井资料指导探井发现油气藏、井旁构造形态分析指导高陡构造定向侧钻中靶、分层开采确定储集层段、储层横向预测和油气藏动态监测等方面取得了预期成果，并总结出一套行之有效的方法。运用这些成果，先后在渡１井飞仙关气藏，云安１２井生物礁气藏和天东１４井、温泉１—１井、凉东１—１井石炭系气藏等运用，效果良好。     

天东81井小井眼侧钻工艺技术实践

文章针对天东81井井眼摩阻大、井底温度高、井底随钻仪器工作压力大、小井眼侧钻难、水泥胶结质量差。侧钻地层可钻性差等困难,设计了侧钻施工方案,制定了施工作业技术措施。同时对每趟钻的钻时和岩屑含量进行数据分析,根据实际施工情况调整侧钻方案,优化钻具组合,选配专用侧钻钻头,保障侧钻施工的顺利完成。历经四趟钻,在井深4 705 m侧出新井眼,并应用轨迹设计软件对新老井眼的轨迹数据进行分析判断,最终完成该井的侧钻施工作业。该井的侧钻成功为今后同类井的施工作业积累了重要的实践经验。     

井底清水强钻处理恶性井漏的方法

井底清水强钻可处理恶性井漏，文中重点分析了控制漏层以上井段钻井液液面深度和漏导以上钻井液与清水混合段的长度，提出了井底强钻的适用条件及注意事项，并对天东７６井井底清水强钻进行了分析。     

大庆油田试采公司侧钻小井眼水平井射孔再获成功

大庆油田试采公司在组织国家级侧钻水平井、完井工艺技术配套项目中,在侧钻小井眼水平井金侧平６井射孔又一次获得成功。该井位于大庆采油九厂齐家油田原金６井。试采公司科研人员,研制完成了侧钻小井眼水平井射孔定向装置,进行了模拟井射孔试验和一系列室内计算及管柱受力分析。采用复合油管输送变孔窑１８０度相位水平定向射孔技术,负压及完井液保护油层技术、环空加压多级起爆方式和自然伽马一次定位技术,从而不断完善了水平井射孔工艺技术,为走向国际市场．参与市场竞争提供技术储备。大庆油田试采公司侧钻小井眼水平井射孔再获成…     

老井开窗侧钻中运用随钻测斜仪定向的可能性分析

在油井老井开窗侧钻定向工作中，运用随钻测斜仪和陀螺仪各有优势。文中通过现场实例分析，认为井斜大于４°时，用随钻测斜仪较理想；井斜很小则应采用陀螺仪。     

套管定向开窗侧钻小眼井钻井技术

胡５—２７井是中原油田胡状构造胡５断块上的一口生产井，因１３９７套管错断，被迫停产。为恢复生产，完善注采井网，决定在１３９７套管内定向开窗侧钻。本文详述了该井施工过程中的重点工艺技术，包括１３９７套管开窗技术、小眼井轨迹控制技术、小眼井事故填井裸眼侧钻技术及小眼井落鱼打捞技术等。