苏金205B侧钻井尾管固井技术

论述了在１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻井中１０１．６ｍｍ尾管固井的难点，并提出了相应的技术措施。首次在１１８ｍｍ小眼井内成功应用了矿渣ＭＴＣ固井技术及刚性套管扶正器和刮泥器等措施，从而提高了小环隙下尾管固井质量，为小尺寸套管开窗侧钻井固井开辟了一条新途径     

双层套管开窗侧钻水平钻井技术

介绍了吐哈油田红南ICP井双层套管侧钻水平井的设计与施工情况,重点分析了小眼井双层套管开窗及井眼轨迹控制的难点和成功经验,探讨了小眼井钻井液及固井等技术问题。     

套管开窗侧钻小眼井射孔工艺实践

如何根据套管开窗侧钻定向小眼井的特点，选择合理射孔方式，有针对性研究小套管内施工作业的可操作性。在定向或水平小眼井条件下，采用不同工艺和工具组合，将射孔枪安全送入井下发射并顺利提出井口。在此基础上将研究的工艺性用于现场实践取得令人鼓舞的地质成果，充分证明该项工艺技术广阔的应用前景。．     

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。     

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。     

吐哈鄯618—C套管开窗侧钻定向井钻井工艺技术

利用套管开窗侧钻工艺技术可解决油田某些老区的低效开发问题。吐哈油田鄯618－C井是利用该项工艺技术在老区开发取得成效的典型之一。吐哈油田鄯618－C井利用原鄯618井φ139.7mm套管定向开窗侧钻小井眼井,在克服了定向井钻井过程中原套管强磁对测量仪器干扰,影响轨迹控制,小井眼钻井条件下环空压力激动对敏感地层作用大于常规井的不利条件下, 成功地完成了鄯善油田第一口斜向器开窗小井眼定向井。文章结合套管开窗侧钻小井眼钻井的技术特点,针对鄯618－C套管开窗侧钻定向井采取的工艺措施进行了详细介绍,并对老区开展套管开窗侧钻工艺技术应注意的方面提出了必要的建议。     

胜利油田套管开窗侧钻技术

总结了胜利油田套管开窗侧钻井取得的主要技术成果,分析了影响侧钻小眼井钻井速度的主要因素,指出了开窗侧钻井目前存在的问题,提出了进一步提高侧钻井钻井速度及效益的建议和措施。     

中原油田老井开窗侧钻小眼井技术

中原油田自１９９５年以来开始进行了老井开窗侧钻小眼井技术，数年的努力形成了一套完善工艺。文中分析了开窗位置应遵循的原则，斜向器的定向和固定，套管的开窗及修窗的方法，以及对小眼井钻井技术中钻头的合理选择，螺杆钻具的使用，小眼井轨迹的控制，钻井液、完井技术的合理选择作了分析。     

C2133侧钻小井眼水平井钻井液技术

针对彩南油田西山窑组储层裂缝发育，产量大幅度递减、含水量上升较快、注采矛盾突出等问题，在C2133井侧钻，以增加泄油面积。该井侧钻点井深为2120m，采用聚磺暂堵钻井液，在不同井段采取了不同的钻井液技术措施。即：在套管开窗井段，提高钻井液悬浮携屑能力，保证铁屑及时返出地面；磨铣时，钻井液密谋为1.10g/cm^3或略增高，以保持侧钻地层井壁稳定。造斜井段，提高钻井液的抑制能力，防止岩屑床的形成；加入SMP－1、KT－100和QCX－1改善泥饼质量，降低滤失量；加入足量的KWR和RH101降低摩阻，控制固相含量。水平井段，在钻井液中加入1.5FB-2、2％QCX－1、1％WC－1，保持磺化沥青含量为3％－5％，使钻井液具有较强的抑制性、稳定性和良好流变性，现场应用表明，聚磺暂堵钻井液保证了C2133侧钻小井眼水平井不同井段的钻井施工，钻进过程中井壁稳定，未发生井下复杂事故。该井前期日产油量约25t，比邻井产量高3－5倍，收到了明显的经济效果。     

西藏伦坡拉盆地井眼失稳原因与对策

从地质构造应力、井位选择、岩性特征及工程施工四个方面对伦坡拉盆地已钻７口探井的井眼失稳问题进行了分析，认为井眼失稳的主要原因是裂隙面处的泥岩膨胀和地层裂缝发育，并给出了相应的控制井眼失稳的方法与对策     

吉林油田A6-6开窗侧钻井钻井完井液技术

针对双阳地区地层易缩径、易粘附卡钻的特点 ,通过室内实验 ,优选了抑制性强、润滑性好的有机硅聚合物钻井完井液体系。室内实验和在 A6- 6井中的应用表明 ,该钻井液体系不仅能满足开窗定向井的施工要求 ,而且能满足保护储层的需要。     

托参1井φ244.5mm套管开窗侧钻技术

托参 1平井是吐哈油田第一口 2 4 4 .5 mm套管开窗侧钻水平井 ,在不大规模处理井内套管的条件下 ,成功地完成了分支定向施工 ,为今后的套管开窗技术及分支井技术打下了基础。介绍了托参 1井的基本情况、工程设计、施工程序及事故预防措施等     

DK262A开窗侧钻水平井小井眼钻井技术

DK262A井是一口开窗侧钻水平井,施工难点是套管开窗,长水平段Φ105小井眼钻井,介绍KD262A井套管开窗,侧钻,Φ156井眼及直径105井眼施工工艺,直径156井眼造斜段,直径105小井眼水平段钻井技术措施,以及小井眼的水平段钻井对工具,仪器, 钻头的要求。     

濮深8井钻井液技术

濮深８井是中原油田“九五”期间所部署的一口重点超深区域探井。本文简要介绍了其钻井液体系的选择、抗高温稳定技术、油气层保护技术和防卡技术,并对现场应用效果进行了描述。该井的顺利完钻,为以后深探井钻井积累了一定的经验     

TK423深井套管开窗侧钻技术

TK423井是塔河油田第一口开窗侧钻井,分析了该井的钻井难点,给出了其井身结构和井身剖面设计情况,详细介绍了该井实钻技术措施及所采用的钻具组合和钻井参数。该井的成功,对塔河油田增产、稳产及降低钻井成本具有重要意义。     

TP2CX超深开窗侧钻中短半径水平井钻井技术

新疆沙雅地区奥陶系中统一间房组油气藏埋深超过6 900 m,未知因素多、钻井难度大、成本高。为此,在TP2井基础上套管开窗侧钻完成了1口评价井——TP2CX中短半径水平井。该井钻进中遇到开窗点超深、地层可钻性差、小井眼泵压高、深井测量信号传输困难、地层温度高、设计油藏埋深累计误差较大等技术难点。为此,对设计的井眼轨道进行了修正,采用卡瓦坐封式斜向器进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器、螺杆钻具,优化了钻井参数,选择了钻头,调整了钻具组合,形成了适用于超深开窗侧钻中短半径水平井的钻井技术。TP2CX井设计井深7 305.33 m,全角变化率78.40°/100m,水平位移465.85 m;轨道修正后全角变化率为66.67°/100m,实际开窗点井深6 789.42 m,完钻井深7 453.00 m,水平位移565.88 m。该井实现了超深开窗一次性成功,有效解决了油藏埋深误差较大的问题,避免了在超深井中无线随钻仪器和螺杆钻具易失效而引起的起下钻作业,比设计钻井周期缩短26 d,提高了钻井时效,大大降低了钻井成本。      

6925米超深井钻井液技术

重点预探深井TP2井完钻井深为6925m。该井钻遇地层复杂，埋藏深、厚度大、极易发生缩、溶、胀、塌等事故，因此钻井液体系必须具有包被抑制性、抗高温稳定和造壁性。良好的悬浮性和携砂能力，防垮塌能力和润滑性等，以有利于及时发现油气层。该井在第四系～二叠系地层，采用钾聚、聚磺钻井液，石炭系～志留系地层采用聚磺聚合醇钻井液，奥陶系地层采用聚磺钻井液。该套钻井液体系在高温高压条件下性能稳定，满足了超深井施工中的井壁稳定、润滑防卡、岩屑携带的需要，还满足了地质录井和保护油气层的要求。该套超深井钻井液技术，有效地解决了以伊蒙混层为主的泥岩坍塌掉块，较好地解决了超深井钻井液防垮塌、黏卡、井漏等方面的技术难题。     

G104-5P42分支水平井钻井液工艺技术

G104-5P42井是在高尚堡G104-5区块构造较高部位部署的一口重点开发井，也是冀东油田第一口鱼骨型水平分支井，钻探目的是开发高浅北区Ng12油层，挖掘高浅北区井间剩余油潜力。该井主井眼斜深为2388m，水平位移为736．42m，水平段长243m，第一分支斜深为2342m，水平段长120．25m，水平位移为682．14m，第二分支斜深为2421m，水平段长117m，水平位移为761．73m。三开选用无固相甲酸盐聚合醇钻井液，在钻进油气层前加入GN-YBJ-I保护剂。应用结果表明，无固相甲酸盐聚合醇钻井液具有好的防塌能力和润滑减阻效果，性能稳定、黏度、切力较低，有利于减少环空压力损耗；在油气层段密度控制在1．08g／cm^3以内，为近年来同区块密度使用最低井，减小了有害固相及滤液对储层的伤害密度，经测试该井获高产油流；该井全井平均机械钻速为15．09m／h，钻井周期比原设计提前15d。该体系的配制及维护成本较高，适宜在目的层井段使用，但可回收再利用。     

曲斜七井悬空侧钻技术

利用老井眼定向侧钻新井眼,对地质构造重新认识和评价,可大大降低钻井成本,加快勘探开发的进度。本文介绍了曲斜七井悬空侧钻采用的钻具组合及工艺措施,并对其泥浆技术和降压解卡技术也进行了描述。该井的成功,不但取得了良好的经济效益,也为日后充分利用老井眼侧钻新井眼积累了经验。