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（４０００ｍ）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。     

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。     

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.     

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。     

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。     

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。     

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。     

元坝12-1H超深井开窗侧钻技术

元坝气田长兴组气藏储量巨大,但由于气藏埋深接近7 000 m,面临多压力系统、井底高温高压、高含硫化氢等诸多技术难题。元坝12-1H井作为第1口实施开窗侧钻的开发井,钻井过程中遇到开窗点超深、地层可钻性差、超深井测量信号传输困难、地层温度高等技术难点。根据目标靶点结合实钻井眼轨迹,优化井眼轨道设计方案,优选开窗点位置,避开套管接箍和复杂层位,采用卡瓦坐封式斜向器+硬地层专用铣锥进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器和螺杆钻具,优化调整钻具组合,形成了适用于元坝超深井的开窗侧钻钻井技术。该井自6 330 m处开窗,开窗时间26 h,侧钻至井深6 955 m完钻,最大井斜62.4°,全角变化率控制在16(°)/100 m以内,侧钻总进尺625 m,钻遇各类气层88.6 m,保证了地质目标的实现,为同类井的施工提供了较强的技术支撑。     

侧钻技术在石西深井中的应用

详细介绍了侧钻的技术措施与现场施工要求，以及石西深井运用该技术有效处理落鱼事故的现场实践经验。     

侧钻水平井井眼轨迹控制技术

井眼轨迹控制是侧盐水平井钻井施工的关键技术，是决定侧盐水平井钻井成败、钻井费用及生产能力的重要因素。与常规水平井相比，侧盐水平井由于井眼曲率大、钻具刚度低、中靶要求高，因此要求井眼轨迹控制不仅要有较高的控制精度和预测准确度，还应对油层垂深误差、工具造斜率误差、井底参数预测误差具有较强的适应能力。本文介绍了φ139．7mm套管开窗侧钻水平井井眼轨迹设计、钻具组合设计与井眼轨迹控制施工工艺，包括初始造斜侧钻、井眼轨迹测量、井眼轨迹控制软件及造斜段、水平段轨迹控制方案。     

L井深井侧钻技术

L井是中原油田的一口预探井，设计井深4650．00m。在井深4235．60m处取心钻进过程中，取心钻头的底齿圈断裂落井，采用多种方法打捞处理均未获成功，最后决定填井侧钻。在井深大，温度高、地层可钻性差、工具面不易控制的情况下，采用螺杆钻具和有线随钻技术侧钻成功。文中详细介绍了该井深部侧钻工艺的施工过程。     

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。     

亚肯3井深井侧钻技术

塔北亚肯3井设计井深6200m,钻至5546.33m时发生盐层卡钻,处理事故中钻具又折断,被迫填井侧钻。第一次侧钻因螺杆钻具事故而失败。第二次侧钻,侧钻点井深5100m。在井深、温度高(实测112℃)、压力高(钻井液密度1.74g/cm3)、地层可钻性差、工具面不易控制的情况下,采用螺杆钻具和有线随钻测量技术侧钻成功,并将?177.8mm尾管安全下至井深5656.73m。     

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。