苏里格气田合作区块水平井钻井技术应用与分析11.17
苏里格二开气井水平井快速钻井配套技术
1 技术难点（1）裸眼段长，钻具摩阻扭矩大，滑动造斜效率低下。
苏59-13-41H斜井段滑动机械钻速仅为1.25m/h。
（2）PDC难以满足斜井段一趟钻施工。
（3）完井下入管外封隔器，对轨迹曲率要求严格。
（4）目的层为变化大，入窗着陆难度大。
苏59-13-41AH井钻至井深3615m时，因地层发生变化，靶点垂深上调3m，后钻至井深3634m时，靶点垂深再次上调5m，使后期增斜率由15°/100m提高为21°/100m，增加了着陆入窗难度。
（5）刘家沟组承压能力低，易漏失。
（6）二开水平井裸眼段长，施工周期长，地层稳定性差。
2 技术措施2.1 优化轨迹设计，优选造斜工具，提高滑动效率2.1.1 优化轨迹设计斜井段造斜采用先急后缓的原则，第一造斜段设计增斜率相对较高，产生一定的初始井斜角，30~50°井斜段滑动相对困难，待钻轨迹设计增斜率应相对较低，减少滑动进尺，提高施工效率，50°井段后设计增斜率高于复合增斜率1~2°/100m，主要由复合钻进满足增斜率要求。
2.1.2 优选造斜工具（1）通过螺杆的改进，提高滑动增斜率，降低滑动摩阻。
为了降低滑动粘托，提高滑动增斜率，减少滑动进尺，斜井段选用了Ф165LZ×1.5°单弯螺杆，扶正器外径改为210mm。
斜井段总进尺698m，其中滑动进尺162m，所占比例为23.2%。
（2）使用水力震荡器与复合钻头，有效降低摩阻，提高了滑动效率。
苏59-13-41AH井井深3413m下入轴向+径向水力震荡器，配合复合钻头造斜，大幅提高了造斜效率，滑动机械钻速明显提高。
2.2 优化轨迹剖面设计及滑动段长，降低井眼曲率2.2.1 优化剖面设计该井完井方式为管外封隔器固井完井，由于管外封隔器刚性强、外径大，对于井眼曲率要求较为严格，斜井段曲率不超过6°/30m，水平段曲率不超过3°/30m。
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例叶成林【摘要】苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计.同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°；另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60％左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)001【总页数】4页(P107-110)【关键词】参数优化;水平井;钻遇率;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林【作者单位】中石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术，因其具有产量高、单井控制储量大、增加油气可采储量等优势，而广泛应用于各种类型的油田开发［1］。
对于气藏而言，水平井技术能够提高气藏的产能，缓解气藏的产液，从而提高天然气的开发效果［2］。
苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产，天然气基本探明储量196.82×108 m3，是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块，在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义。
鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。
研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［3］，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，区块南北长约43km，东西宽约23km，总面积999km2，地面海拔为1350～1510m。
苏里格气田苏10区块生产特征及稳产技术对策
苏里格气田苏10区块生产特征及稳产技术对策【摘要】苏里格气田苏10区块开发已进入稳产中期阶段，低压、低产及停产井逐渐增多，稳产能力面对极大考验。
本文从分析区块生产特征入手，找到钻井间加密直井、水平井、老井调层生产、重复压裂等解决稳产难题的技术对策，对类似气田开发也具有一定的指导意义。
【关键词】苏10区块稳产生产特征调层生产1 开发简况苏10区块位于苏里格气田的西北部，区域面积542.0km2。
开发目的层为上古生界二叠系山西组山1段和石盒子组盒8段，气藏埋深3200～3500m；沉积类型属于河流相沉积；气藏类型属低孔、低压、低渗、低丰度的“四低”岩性气藏[1-2]。
该区块于2006年开始进行产能建设，于2007年配套建成天然气生产能力10×108m3/a，并于2008年第一年实现达产、稳产。
按照开发方案，建产期两年在区块北部和中部形成600×1200m不规则菱形基础井网，接下来的10年为稳产期，采用井间接替方式保持稳产。
目前稳产已进入第5年，共钻井382口，气田开发中出现直井单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、低产低效井逐渐增多，部分水平井开发效果差等问题，稳产任务很重。
2 生产特征2.1 产量变化特征气井生产表现出产量低、压力下降快的特点，采用井下节流后，能够连续生产。
当井口压力达到6～7MPa时，具有较强的稳产能力。
生产数据表明，以稳产三年为条件，Ⅰ类井（单层Ⅰ类储层连续厚度大于5m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度大于8m）合理配产为2.0×104m3/d、Ⅱ类井（Ⅰ类储层连续厚度厚度3～5m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度5～8m）配产为1.0×104m3/d、Ⅲ类井（Ⅰ类储层连续厚度厚度小于3m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度小于5m）配产为0.5×104m3/d。
统计生产较稳定、生产时间达到3年以上的气井绘制日产量变化曲线（图1），发现Ⅰ类井日产气水平明显高于Ⅱ、Ⅲ类井。
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究【摘要】为了能更有效地开发苏里格地区低渗透气田，本文对苏里格地区气田水平井压裂技术进行研究。
首先阐述了国内外水平井分段压裂工艺的技术现状，继而提出水平井裸眼完井分段压裂作为一项先进的压裂技术，为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。
具有重要作用。
随后就裸眼封隔器这一新型工艺进行了相关研究。
进而提出了水平井压裂工艺优化方法及未来发展方向。
【关键词】水平井裸眼封隔器分段压裂优势特点工艺优化1 水平井分段压裂工艺技术现状为了对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究，我们从研究和认知国内外水平井分段压裂的工艺技术方法入手，归纳起来，包括：（1）化学隔离技术。
该技术在20世纪末应用于国内外，主要用于套管井压裂。
主要采用液体胶塞和填砂分隔分段压裂工艺，但由于成本高、伤害大等缺点，而未得到进一步发展和普遍应用。
（2）机械封隔分段压裂技术。
该技术也适用于套管井，主要有机械桥塞和封隔器工艺。
封隔器的使用可与机械桥塞相结合，也可以单独使用，类型有单卡分压双封隔器或分段压裂环空封隔器。
其中环空封隔器进行分段压裂工艺的应用相对成熟，普遍应用于浅井，深井应用有待提高；而双封隔器单卡分段压裂技术的应用尚存在高危险性，有待进一步技术攻关。
（3）限流压裂技术。
该技术较适用于有纵向裂缝形成的水平井。
技术需要孔眼摩阻的调节作用，保证各压裂层段的破裂压力基本相等。
具有分段能力差的缺点，研究需进一步加强其分段的针对性。
（4）水力喷砂压裂技术。
该技术在20世纪末相对广泛应用于国内外裸眼、筛管完井的水平井中。
技术采用特殊工艺，无需封隔器与桥塞等隔离工具，便可自动实现封隔。
技术可进行加砂压裂，也可结合常规油管或大直径连续油管进行压裂，具有安全、快速、准确等优势，实际应用成效也较为显著。
2 裸眼封隔器的相关研究2.1 研制与开发针对苏里格气藏具有低压低渗透、深井温度过高、开采难度大等特点，进行水平井分段压裂时，由于井底情况复杂、地层压力过高，裸眼封隔器的工作位置往往处于水平裸眼段，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下，封隔器注入过程中比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化大，使用常规较短的压缩式封隔器可能会导致坐封不完全，影响后期的压裂施工。
苏里格气田苏48区块水平井PDC钻头应用与改进
钻 井周 期长 。 本文 分析 了苏４ ８区块 已钻 水 平井的钻 头使 用情况 ， 分 井段 总结使 用经验 ， 进行 了针对性 改 进 及设 计 ， 并 实施 了对应 的技 术措 施 ， 改进后 的钻 头在 ２ ０ １ ２年 新钻 的 ３口水平 井 中效 果 良好 ， 提 高了钻 井速度 ， 节 约 了成 本 ， 可为 苏 ４ ８及 附近 区块优 快钻 井施工提供 参 考和借鉴 。
意义。 １ 基 本情 况
鬈
２ ４ １ ． ３ Ｂ Ｔ Ｍ ｌ ｌ Ｓ Ｚ Ｐ Ｄ Ｃ安 定一 延长
８ ２ ３ ． ６ ３ ２ １ ６ ８ ． ２ ６ １ ３ ４ ４ ． ６ ３ １ ９ ． ６ ２ 崩 齿
２ ４ １ ． ３ Ｇ Ｄ １ ６ Ｏ Ｓ ｑ Ｐ Ｄ Ｃ延长 一 和尚 ｉ 句２ １ ６ ８ ． ２ ６ ２ ７ ８ ３ ． ９ ３ ６ １ ５ ． ６ ７ １ ０ ． ７ ５ 崩 齿 ２ ４ １ ． ３ Ｐ ５ ３ ６ ２ Ｍ Ｊ Ｐ Ｄ Ｃ 和尚 ｉ 蟹 一 刘家 沟２ ７ ８ ３ ． ９ ３ ３ ０ ０ ５ ． ６ ７ ２ ２ １ ． ７ ４ ７ ． １ 研 磨 ２ １ ５ ． ９ Ｍ Ｄ ５ ３ ７ Ｘ牙 轮 刘 家 沟一 石 千 蜂３ ０ ０ ５ ． ６ ７ ３ １ ５ ０ ． １ ５ １ ４ ４ ． ４ ８ ４ ． ０ ６ 研磨
２ ７ ３ ． Ｏ ｍｍ 套 管 后 固井 ； 二开 ２ ４ １ ． ３ ｍｍ 钻 头 打 到造 斜点 ， 约３ ２ ０ ０ ｍ， 石千 峰组 ， 然后 换 ２ １ ５ ． ９ ｍｍ 钻头造
斜， 造 斜段靶前 距 ３ ５ ０ ￣４ ０ ０ ｍ， 至３ ８ ５ ０ ｍ 石盒 子组入 窗， 下入 １ ７ ７ ． ８ ａｍ 套 管 后 固 井 ； ｒ 三 开水平 段 １ ５ ２ ． ４ ｍｍ 井眼长 度 １ ０ ０ ０ ＂ － － ＂ １ ２ ０ ０ ｍ， 完 钻 井深 约 ４ ８ ５ ０ ｍ。 ２ 钻 头提速 难点 苏４ ８区块从上 到下 各个 层 组均 含有 硬夹 层 ， 尤
苏里格水平井提速精细化管理
苏里格水平井提速精细化管理2010年苏里格地区开始大量开发水平井，主要开发上古石盒子和下古马家沟气层。
实践证明，利用水平井开发苏里格气田是有效解放储层、提高单井产量、提高气田采收率的重要手段，水平井单井产量超过了同等储层条件直井的３倍，开发效果显著。
一、实施背景苏里格气田属典型的“三低”气田，主要目的层属冲积平原背景下辫状河沉积体系，叠置砂体具有明显的方向性，气藏规模小，砂体展布范围有限，有效砂体连通性差，储层非均质性强，采用常规井开发难以提高单井产量。
水平井开发作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用，但水平井开发对选井条件要更高，主要表现在：对目标层砂体展布方向要求更加严格，对目标层地质特征认识要求更深，同时还涉及一系列关键技术，水平井选井、入靶前井斜角控制、目标层准确入靶、水平段地质导向等一系列技术问题逐渐显现出来，需要不断提高和完善。
如何确保水平井顺利实施、提高储层钻遇率和实施效果已成为水平井开发的技术难点。
为此我们系统梳理了近年来水平井实施过程，通过对水平井实施情况进行分析，结合气田基本地质特征，分别从水平井钻井工艺技术、钻井液工艺技术等关键环节入手，总结出了适合苏里格气田水平井开发相关配套技术。
建立一套适合苏里格水平井提速精细管理模型。
二、苏里格水平井钻井施工流程图三、苏里格水平井提速管理模式实施（一）设计交底项目组管理人员积极组织和参与水平井方案交底会，并邀请相关单位人员做好水平井地质录井和钻井工程技术方面的交底工作。
对水平井设计中提出的要求及时讨论和审查，确保参会人员能够吃透设计。
对水平井重点工序施工要求、特殊井段施工措施、入井工具要求及井控等问题等要进行提示。
（二）施工过程监控1、组织相关部门和单位对水平井井场尺寸、设备摆放、安全距离进行检查，对发现的问题要求限期整改，为水平井的安全顺利实施打好基础。
2、认真核查施工井队及服务单位的相关证件，主要包括设备（井控设备）、人员（井控证和坐岗证）状况，为水平井的优质实施提供条件。
苏里格气田水平井整体开发钻井技术
［ 要 ］ 为 有 效 开 发 苏 里 格 气 田低 孔 、低 渗 、低 产 的气 藏 ， 引进 了水 平 井 整 体 开 发 的 新 模 式 并 进 行 了相 关 摘 技 术 研 究和 应用 。从 水 平 井 的 设 计 着 手 ，对 该 技 术 的 井 身 结 构 、 钻 具 组 合 、 导 向 钻 井 技 术 、 Ｐ Ｃ 钻 头 个 Ｄ 性 化 设 计及 推 广 应用 、钻 井 液 技 术 、摩 阻 扭 矩 控 制 技 术 、油 气 层 保 护 技 术 等 关 键 要 素 进 行 了 研 究 ， 同 时 进 行 了 ６口井 的 现 场 试 验 。试 验 结 果 表 明 ，试 验 井 产 量 是 普 通 定 向 井或 直 井 的 ３倍 多 ， 能极 大 地 提 高 油 藏 的动 用 程 度 ，提 高 油 气藏 开发 利 用 率 和 采 收 率 。 水 平 井 整 体 开 发 的 成 功 实 施 为 苏 里 格 气 田 提 高 油 气 藏 综 合 开 发 效 益 提 供 了一套 全 新 的 技 术 路 线 ，也 为 今 后 该 技 术 的推 广 应 用 积 累 了丰 富 的经 验 。
２ 钻 进 技 术
２ １ 导 向 钻 井 技 术 ．
根据 苏里 格气 田地 质特 点 、井身结 构 、剖面设 计 和 已完 钻井 的钻井 情况 ，在水 平井施 工 中采用导 向 钻井 技术 ＿ Ｐ Ｃ钻头 ＋螺 杆 ＋ＭＷＤ） ２ ］（ Ｄ ，二 开 、三 开井 段 采 用 导 向钻 井 技术 ，精 确控 制 了井 眼 轨迹 ，
Ｊ ｕ ｎ ｌ ｆＯｉ ａ ｄ Ｇａ ｃ ｎ ｌｇ （ ． ＰＩ ｏ ｒ ａ ｌ ｎ ｓＴｅｈ ｏｏ ｙ Ｊ Ｊ ） ｏ Ａｐ． ０ ０ Ｖｏ． ２ Ｎｏ ２ ｒ２ １ １３ ．
苏里格气田水平井斜井段PDC钻头应用难点与对策
笔 者 将 苏 里 格 气 田 水 平 井 斜 井 段 ＰＤＣ 钻 头 的 试 验 和使 用情 况 做一 简单 介绍 。 １ ＰＤＣ 钻 头 应 用 难 点 分 析 在 苏 里 格 区 块 ， 口 天 然 气 水 平 井 应 用 不 同 型 多 号的 Ｐ ＤＣ 钻 头 ， 管 采 取 一 系 列 相 应 的 配 套 措 施 ， 尽
但 是 普 遍 存 在 以 下 技 术 难 点 ： 在 石 千 峰 一 石 盒 子 ① 组 地 层 存 在 大 段 泥 岩 ， 塑 性 很 大 ， 易 造 成 钻 头 泥 且 容 包 。② ＰＤＣ 钻 头 在 滑 动 钻 进 过 程 中 ， 时 较 慢 ， 具 钻 工 面 不 稳 定 ， 动 效 果 差 ， 动 效 率 低 ， 至 出 现 严 重 滑 滑 甚
２ １ 年第 １ 期 ０１ ５
内 蒙 古石 油化 工
２ ９
Hale Waihona Puke 苏里格气田水平井斜井段Ｐ Ｃ钻头应用难点与对策 Ｄ
张金权 ， 建平 ， 双 蒙启 腾
（ 川庆钻 探工程公司长庆钻井工程总公司定 向井技术服务公 司， 陕西 西安 ７０２） １０ １
摘 要 ： 着 苏 里 格 区 块 天 然 气水 平 井 的 大 规 模 开 发 ， 随 ＰＤＣ 钻 头 的 应 用 成 为 提 高 天 然 气 水 平 井 机 械 钻 速 、 短 钻 井 周 期 的 关 键 。Ｐ 缩 ＤＣ 钻 头 在 直 径 段 和 水 平 段 技 术 已 经 比 较 成 熟 ， 在 斜 井 段 存 在 增 斜 率 但 低 、 动 效 率低 、 泥 包的缺 陷 。 给Ｐ 滑 易 这 ＤＣ 钻 头 的 使 用 造 成 一 定 的 困 难 。 文 结 合 已 施 工 的 水 平 井 情 况 ， 本 通 过 采 用 优 化 井 身 结 构 及 剖 面设 计 、 选 Ｐ 优 ＤＣ 钻 头 型 号 ， 分 发 挥 ＰＤＣ 钻 头 机 械 钻 速 高 、 用 时 间 长 的 充 使 优 势 ， 效 地 提 高 天 然 气水 平 井 机 械 钻 速 、 短 钻 井 周 期 、 低 钻 井 综 合 成 本 。 有 缩 降 关键 词 ： 里格 气 田 ； 平 井 ； 井段 ； 苏 水 斜 ＰＤＣ 钻 头 ； 面 优 化 ； 包 剖 泥
苏里格气田SXXH井水平井钻井技术研究
一
１ ）二 开直 井段 、定向段钻 头优 选 由于下 部地层 钻遇部 分泥 岩及 含砾砂 岩 ，致 使钻 头磨损 较严重 ， 定程度 上导 致钻 头 的机 械钻 速 明显 降 低［ 。鼎 鑫 ＴＨ１ ６ ５ ４ Ｓ型号 钻 头及 成 都迪 普 Ｄ Ｄ ６ ５ Ｃ型号 钻 头 均
井 下 安全 。 （ ２ ） 裸 眼 段 长 ，钻 井 周 期 长 ， 和 尚 沟 组 和
刘 家 沟组 地层 存 在 区域 性 漏 失 ，石 千 峰 组 和 石
盒子 组地 层 易 发 生井 壁 坍 塌 ，上 塌下 漏 ，钻 井
液不 易控 制 。 迹 不 圆滑处 磕 碰井壁 ，易造成 掉块 卡钻 。
长江大 学学报 （ 自科 版 ） ２ ０ １ ３ 年５ 月号石 油中旬 刊 第 １ ｏ 卷第 １ ４ 期 Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｇ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ（ Ｎ ａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ） Ｍａ ｙ ． ２ ０ １ ３ ，Ｖｏ １ ． １ ０ Ｎｏ ． １ ４
该井设 计 井 深 ４ ２ ９ ７ ｍ， 实 际 完 钻 井 深 ４ ２ ６ ２ ｍ，水平 段长 ８ ０ ０ ｍ，井 身 结 构示 意 图如 图 １所 示 。 钻 井 周 期 ３ １ ． ５ ｄ ，建 井 周 期 ５ ３ ． ６ ３ ｄ 。 该 井 的顺 利实 施 ，标 志着 苏 里 格 气 田水 平 井 井 身结 构 的又一 次 重 大 突 破 与 创 新 ，为 进 一 步 简 化水 平井 结构 积 累 了宝 贵经 验 。
苏 里格 气 田 Ｓ Ｘ ＸＨ 井水 平 井钻 井技 术 研 究
刘 瀚 宇 （ 公 司 ， 天 津 。 。 删）
苏里格气田水平井随钻地质导向技术及应用
苏里格气田水平井随钻地质导向技术及应用万波;周扬;冯春珍;杨大千;孙建伟;李江博【摘要】确保水平井轨迹顺畅、提高储层钻遇率和实施效果已成为水平井开发的技术难点.以苏54区块所实施水平井为例,通过对水平井实施情况进行分析,结合苏里格气田基本地质特征,从水平段地质模型及地质导向等关键环节入手,总结出了适合苏里格气田水平井开发相关随钻地质导向配套技术.通过现场应用,效果明显,也为同类气藏水平井随钻地质导向提供了有益借鉴和指导作用.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2016(040)004【总页数】5页(P508-512)【关键词】随钻地质导向;低渗透砂岩气藏;水平井;配套技术;苏里格气田;苏54区块【作者】万波;周扬;冯春珍;杨大千;孙建伟;李江博【作者单位】中国石油集团测井有限公司长庆事业部,陕西西安710200;中国石油集团测井有限公司长庆事业部,陕西西安710200;中国石油集团测井有限公司长庆事业部,陕西西安710200;中国石油集团测井有限公司长庆事业部,陕西西安710200;中国石油集团测井有限公司长庆事业部,陕西西安710200;中国石油集团测井有限公司长庆事业部,陕西西安710200【正文语种】中文【中图分类】P631.840 引言苏54区块位于苏里格气田西区北部,横跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡、伊盟隆起2个构造单元,区域构造为一宽缓区域性西倾大单斜,坡降7～10 m/km,倾角不足1°,尚处于评价建产阶段,面临着沉积相以及砂体分布复杂、开发难度大等特点。
目的层及以上主要地层有本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组地层。
主要目的层为二叠系石盒子组盒8段砂岩和山西组山1段、山2段砂岩,气藏埋深3 200～3 500 m,含气面积662.8 km2。
储层为河流相沉积,呈南北向条带状分布,有效储层岩性主要为岩屑砂岩,少量石英砂岩、岩屑石英砂岩。
储集砂体非均质性强、连续性较差[1]。
浅谈苏里格地区水平井钻井托压问题
西部探矿工程
１ １ ５
扶 正器 卡在 地层 交结 处 ， 造 成托 压 。
窗， 这样就会 出现 因曲率较 大 ， 钻具 在 自身刚性作 用
下， 支 撑在 Ｈ ２ 井在斜井段施工 时， 曾多次遇到此 类情况 ， 且遇托压之前定 向时 ， 未出现托压现象 ， 其中 尝试复合 ｌ ｍ后再定 向， 但在定向中， 仍然严重托压 ， 加 压无进尺 ， 泵压无 明显变化 ， 定 向前后复合钻进时 ， 钻
时均快 ， 故排 除钻头 、 螺 杆 问题 。后 根 据 随 钻 伽 马 分
解决这类情况 ， 一般在连续定向时 ， 每个单根钻完
后， 缓慢划眼 ２ ～３ 遍， 最后需余 ２ ～３ ｍ， 不划眼， 原 因在
于前 面划眼将井壁尽可能修复平滑 ， 且此段井眼划大 后， 下面更利于增加定向造斜率 ； 而最后所剩井段不划
明显 的托压 （ 见图 １ 、 图２ ） 。
过程中 ， 下部 大 尺 寸 钻具 在 过 台阶 时 引起 了情 况 较 为
造 成定 向托 压 现 象 原 因众 多 ， 针对 不 同定 向托 压
表现现象 ， 现场人员分析造成定向托压原 因， 采用多种
方法 ， 以解 决 和 预 防定 向托 压 问题 。分 析造 成 托 压 原
技 术 的快 速 发 展 和先 进 工 具 的开 发 应 用 ， 水 平 段 的 长
调整轨迹 ， 井 眼轨迹形成多个 Ｓ 型， 此情况下井壁极易
出现定 向托 压特别 严 重现象 。
卡住钻具 ， 导致定 向托压 。当时最后一次向下定向时 ，
定 向钻进 与 复合 钻进 过程 中井径 扩大 率 的不 一 样
度逐渐增加 。伴随着苏里格水平井井数增加 ， 施工 时 定 向托压现象的问题也愈发凸显 ， 不但影响钻井速度 ， 甚至会带来井下复杂情况发生 ， 如何有效地预防及解
苏里格区块气井水平井斜井段快速钻进浅析
2681 斜井段剖面设计原则水平井钻井技术与常规定向井技术最为不同的特点是最小摩阻的钻柱组合、造斜钻具以及特别的剖面设计。
苏里格区块气井水平井主要是中半径水平井，斜井段多采用的剖面类型主要是双增型、变曲率单增型、圆弧单增型等，水平井的靶前距有很大差别，设计靶前距有350米到600米不等，一种靶前距的水平井如果任意选择其中一种剖面类型，斜井段轨迹施工方案也就大不一样，就有可能使得牙轮滑动增斜率高、牙轮复合钻时慢和PDC钻头滑动钻时慢、复合钻时快增斜率低相互牵制。
因此，针对以上不同靶前距的情况，结合考虑三牙轮和PDC的不同优势，合理设计剖面，充分发挥PDC钻头快速钻进优势，尽可能减少滑动施工，提高机械钻速。
选取合适的造斜点，优化轨迹，充分发挥不同钻头在不同井段的作用。
2 影响斜井段快速钻进因素采用某一剖面设计后，在实钻过程中，可能会出现各种异常情况，如果不能及时调整设计，不能采取有效的轨迹控制措施，可能会为后续的施工带来极大的被动，严重影响钻速。
（1）斜井段单弯螺杆+PDC钻头存在复合增斜率低或者不增斜情况，不能满足轨迹需求，滑动井段增加，滑动钻进工具面不稳，有托压现象，钻压加不上，滑动钻时慢。
（2）PDC钻头比牙轮钻头配合同型号单弯螺杆滑动增斜效果差、滑动速度慢，但是牙轮钻头比PDC钻头单只进尺少，相互制约。
（3）同一个钻头配合不同角度螺杆滑动增斜率不同（大角度螺杆滑动增斜率高，但是复合扩眼率大，致使复合增斜率低，滑动井段相对增加），复合增斜率也不一样。
（4）斜井段施工地层存在大段泥岩且塑性值很大，钻时过快极易造成PDC钻头泥包。
（5）钻井液密度对钻速的影响极大，密度越低钻速越快，但是过低的钻井液密度不能有效的平衡地层压力，容易引起井壁失稳，造成井下复杂。
（6）钻头类型实际钻进过程系统目标有重大影响，不同类型钻头结构不同、破岩机理不一，各自有各自的优缺点，钻头选型不对会直接影响钻速。
3 造斜井段设计技术造斜曲线的设计必须考虑到以下问题：（1）尽量避开比较复杂地层造斜或滑动增斜施工；（2）尽可能使滑动造斜增斜井段最短，复合井段最长；（3）入窗前预留一段可以调节的井段来应付不理想复合增斜率的情况；（4）轨迹要能够保证后续水平井段的钻进作业以及后续必须的完井工具和设备的下入和作业。
苏里格气井水平井钻井液技术方案完整版
苏里格气井水平井钻井液技术方案HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。
尤其是苏5区块漏失最为频繁。
“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC 钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术方案表层技术方案3.1.1表层钻井液配方表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，%CMC+5-6%白土，密度:1.05gcm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:，粘度:31-35s。
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为%CMP +%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.02gcm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：-1.05gcm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
苏里格气田T2—4—7H水平井钻井技术
地层 ， 又发生漏失， 反复堵漏无效 ， 降低钻井 液密度到 １３ ｇ ｃ 以下 ， 下 恢 复正 常 。邻井 Ｔ —４ ．０ ／ｍ。 井 ２ —８井 钻 达气层 后上 部泥 岩坍塌 ， 整拖 重钻 。实钻 井 深地质 简况
３０ｍ 难 度较 大 ，７４ 直井 段 防斜保直 难 度大 。 ６２ ２７ｍ
（） ２ 目的层 的不确 定 性 ： 井 周 围井 资 料 显示 在 目 本
的层里 面有 厚薄 大小不 等 的泥岩 夹层 ， 且 目的层 有一 并 定 的倾 角 ， 加 了水平 段 的施 工难 度 。 目的层 上部 元 明 增 显标 志层 ， 加 了地 质专 家 判 断 目的层 的难 度 ， 以保 增 难
本井 成功 的关键 。 （ ） 层 复杂 ， 出现 井下 复杂情 况 ： 区块延 安 组 ４地 易 本 和延 长组 地层 中上部 有大 段 的砂 泥岩 混层 ， 易发 生泥 页 岩 吸水膨胀 ， 成缩 径 ， 致 起 钻 困难 ， 阻 遇 卡 。“ 造 导 遇 双 石层 ” 坍塌 严重 ， 壁稳 定 问 题 突 出 。水 平 段 泥 页 岩夹 井 层也 存在 井 壁 稳 定 问题 。延 长组 、 家 沟 组 承 压 能力 刘
见表 １ 。
表 １ 地 质 简 况
１ ２ 工 程简况 ．
Ｔ２— ４— ７ 井 一 开 ， 头 ３ ９ ７ Ｈ 钻 ４ ． ｍｍ， 深 井
６６５ 表层套 管 』 ２ ３ ０．ｍ， ２ ７ｍｍ， 深 ６ ５ ７ｍ。二 开 ， 『 下 ０． ６ 钻 头 ２ １ ３ ４ ． ｍｍ，钻 深 ２ ７ ． ６ ｍ，定 向 段 钻 头 ７４ ８
苏里格53区块水平井钻井技术
90内蒙古石油化工2014年第3期苏里格53区块水平井钻井技术段建明(中石油长城钻探工程技术研究院，辽宁盘锦124010)摘要：本文介绍了苏53区块水平井钻井的施工难点，分析和总结了钻井施工过程中采取的一系列综合提速技术措施，如优化井身结构、优化钻具组合、优选钻头、优选钻井液体系等，得出了一些结论和建议，对该区块开发提供了施工经验借鉴。
关键词：苏里格气田；水平井钻井；钻头优选；钻井液中图分类号：TE243+．1文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)03一0090—03l地质概况苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，东、西接苏76、75区块，南接苏10、苏1l区块。
苏53区块钻井揭露的地层自下而上为下古生界奥陶系马家沟组；上古生界石炭系本溪组、太原组、二叠系山西组、石盒子组、石千峰组；中生界三叠系刘家沟组、和尚沟组、纸坊组、延长组，侏罗系延安组、直罗组、安定组，白垩系洛河组和新生界第四系。
其中山1段～盒8段为开发目的层，地层总沉积厚度约100m，岩性主要为灰白色砂砾岩、含砾砂岩、不等粒砂岩与绿灰色、紫红色泥岩不等厚互层。
本区储层孔隙类型有岩屑溶孔、粒间孔、晶间孔、杂基溶孔及收缩孔等。
其中以岩屑溶孔为主，次为粒间孔、晶问孔及杂基溶孔等，部分样品微裂缝发育。
储集层山1段孔隙度一般为5．0％～12．0％，平均值为8．o％，渗透率为0．1×10_3～1．0×10_3pm2，平均值为0．503×10-3肛m2。
盒8段孔隙度一般为5％～14．o％，平均值为8．9％，渗透率为0．1×10．3～1．0×10_3胛2，平均值为0．782×10_3弘m2，属低孔、低渗储层。
2施工难点及技术措施2．1施工难点由于该区块属于低渗低压气藏，采用常规井开发技术，采收率较低，开发成本居高不下，因此2010年长城钻探公司开始在苏53区块实施水平井大规模开发，但由于该区设计造斜点在石千峰组，造斜点深比较深(一般在2700～3000m)、水平井段长(一般在800～1200m)、气层深度不确定，完井工艺复杂，在施工过程中，刘家沟组井漏严重，可钻性差，石千峰、石盒子组地层坍塌、掉块，施工速度慢，延长了施工周期，严重影响了水平井开发速度。
水平井钻井提速配套技术在苏里格气田的应用
元 ，创 造 出 了可 观 的 经 济 效 益 和 社 会 效 益 。
［ 关 键 词 ］ 苏 里 格 气 田 ；水 平 井 ；钻 井 ； 完 井 ［ 中 图分 类 号 ］ Ｔ Ｅ ２ ４ ２ ［ 文献标志码］Ａ ［ 文章编号］１ ６ ７ ３—１ ４ ０ ９（ ２ ０ １ ３ ）２ ６— ０ ０ ８ ５ — ０ ２
长江大学 学报 （ 自科 版 ） ２ ０ １ ３ 年９ 月号石 油中旬 刊 第 １ ｏ 卷 第２ ６ 期 Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｇ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ（ Ｎａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ） Ｓ ｅ ｐ ． ２ ０ １ ３ ，Ｖｏ １ ． １ ０ Ｎｏ ． ２ ６
针对 苏里 格 气 田工程 地质 特 征及钻 井 完井 难点 ，开展 了全井 导 向钻 井 、井 身结 构 及 钻 具组 合 优 化 、 个性 化钻 头设 计 、安 全钻 进等 配 套措施 及 技术 研究 。
２ ． １ 导 向钻 井 技 术
水 平井 井 眼轨迹 控 制技术 是 水平 井施 工 的核 ｌ ｆ ， 技术 ，根据 地质 特点 、地 质设 计要 求 、剖 面设计 、井 身结 构 和完 钻井 的钻 井情 况 ，开 展导 向钻 井技 术 （ Ｐ Ｄ Ｃ钻 头 ＋螺 杆 ＋ ＭＷＤ仪 器 ） ，可 精确 控 制 井 眼 轨
苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用
二 、 水 平 井储 层 改 造 主 体 工 艺 技 术
１ ． 水 力喷射分段 压裂技术 水力 喷射 分段压 裂技 术原 理是 根据 伯努 利方程 ，把 压能 转变 为动 能 ，油管流 体加压 后经喷嘴 喷射而 出的高速射 流 ，在地 层 中射 流成缝 。 该 工艺通 过一 次下入 水 力喷砂 压裂 管柱 ，将 喷射器 分别 对准 上下气 层 射孔 段 ，首 先对下 层实施水 力喷射射 孔 、压裂 ，再投球 打开 喷砂滑套 ， 并 封堵下 层 ，再对上 层 实施水 力 喷射射 孔 、压裂施 工 ，依次 由下至 上 对 各气层进 行逐层 压裂改造 ，最后合 层排液求 产 。 主要 工艺技 术步 骤 ：（ １ ） 通 井 、洗井 、试压 、下 入水 力喷射 分段 压 裂 组合钻 具 ；（ ２ ） 泵入 基 液和携 砂液 喷砂 射孔 ；（ ３ ） 关 闭套 放 闸门 ，按 照
液量 、加砂量 、改造段数 三项新纪录 ，丰富 了水 力喷射 改造工 艺技术 ， 使得水 力喷射 改造 由最初 的 ３段发 展到 ｌ Ｏ 段并 提 高到 ｌ ５ 段 ，为探 索 苏里格 气田长水平 段改造奠 定了基础 。 ４ ． 前 置液段塞 技术 参考该 区域实施井 前置液 段塞技术使 用经验 ，施工选 择 ２ Ｏ ～ ４ ｏ目 中密 度陶粒 做为段 塞 ，对所 造的裂 缝进 行打 磨 ，避 免后 续填 砂 因裂 缝 面不规 整造成 的施 工压力 高的 问题 。 ５ ． 压裂液体 系及支撑 剂优选 经 过不 断探索 ，并 根据苏 里格 地 区储层物 性条 件 ，优 选 出了羟 丙 基压裂 液体 系及 ２ Ｏ 一 ４ Ｏ目中密度陶粒 。 ６ ． 压裂工 艺优化 结 合入 井施 工管柱 承压 强度 、邻井施 工参 数及 实施井 地质 情况 的 综合 分析研 究 ，对每 一 口井 进行 参数优 化 ，预测 不 同排 量下 的井 口压 力 ，优选最优 排量 。裸 眼封隔器 分段压裂 累计施工 １ ４口井 ，最 终优选 出施工 排 量为 ３ ． ０ ～ ３ ． ５ 方／ 分 ，水力 喷射 分 段压 裂 累计 施工 ｌ ８口井 ， 最终 优选 出施 工排量为 ２ ． ０ ～ ２ ． ６ 方／ 分之 间 ，确保了施工 效果 。 ７ ． 压裂规 模优化 ２ ０ ０ ９ ～ ２ ０ １ １ 年 ，根据储层 性质加砂 规模设 计为 ２ ５ — ５ ０方 ／ 段之间， 通过在三个 区块压 裂改造 的 ３ ２口井 ，改造段 平均 间隔 为 １ ６ ３ ． ２ 米 ，从 而优 选加砂 规模为 ３ ０ ～ ３ ３ 方 ／ 段 ，建 议优选 每段间隔为 １ ５ ０ ～ １ ７ ０ 米。
SLG气田水平井钻井技术浅析
SLG 气田水平井钻井技术浅析摘要SLG气田水平井处于沙漠及沼泽地带，在地层方面，SLG气田目的层埋藏深，直罗组井段容易发生缩径阻卡；纸坊组地层产生分散造浆；和尚沟组和刘家沟组存在区域性漏失；“双石”组地层为硬脆性泥岩为主，容易发生井壁坍塌。
在工程上，存在造斜段及水平井段井眼轨迹控制难度大；水平段因地层变化的影响，井眼曲率变化大，滑动定向多，影响钻井速度；地层研磨性较强，钻头选型范围窄等问题。
针对存在的问题，通过对水平井井身结构优化研究、井眼轨迹优化研究、钻头优选、钻井液体系优选及保护气层技术研究，形成SLG气田水平井钻井工艺综合配套技术，达到提高单井气产量，降低综合成本，为气田的勘探开发提供技术支持和保障。
关键词水平井井眼轨迹个性化PDC钻头气层保护SLG气田是典型的“三低”气田，采用水平井开发是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
SLG气田水平井开发经过近两年的研究及现场实施，取得了重大成果。
目前在井身结构、井眼轨迹、钻头选型等等方面进行了优化研究并获得了重大突破，较大幅度提高了单井产量。
1.井身结构优化研究斜井段钻井速度慢是水平井提速的瓶颈问题，针对SLG气田水平井二开Φ241.3mm钻头滑动钻进慢的实际情况，我们进一步简化了井身结构，首先取消了实施导眼井，其次二开优化为Φ215.9mm井眼，通过现场实施，进一步缩短了钻井周期，节约了钻井成本，收到了良好的效果。
（1）井身结构优化（以S76-X-6H井为例）S76-X-3H井实钻井身结构数据表（2）现场取得成果井身结构优化后大幅度提高了机械钻速、降低了钻井周期，其中S76-X-6H 井，完钻井深4266m ，平均机械钻速11.67m/h ，钻井周期34.49d ，创造了该气田良好记录，具体如下：2010年与2009年之前水平井井身结构优化后钻井指标对比表2011年与2010年完钻水平井井身结构优化后指标对比表2.井眼轨迹优化研究（1）优化井眼轨迹，缩短钻井周期S20-XX-15H水平井设计靶前位移596.53m，造斜井段长达937m，实钻靶前位移620.41m，造斜井段长达882m，实钻过程中滑动钻进井段长，轨迹控制难度大，根据现场实施情况，我们进一步优化了井眼轨迹，将靶前距优化为400m～450m，平均造斜井段长699.63m，造斜段长缩短了20.68%，造斜率控制在5°/30 m以内，满足了定向施工要求。
苏里格南区块某井丛04井天然裂缝引起的严重漏失
苏里格南区块某井丛04井天然裂缝引起的严重漏失
董易凡
【期刊名称】《石油工业技术监督》
【年(卷),期】2018(034)002
【摘要】井漏是钻井工程中常见的技术难题之一.在苏里格南区块存在着一些井漏的问题,某井丛04并发生的主力漏层在石千峰组的天然裂缝漏失.通过对该井处理措施及井下其他复杂情况的具体分析,旨在为今后的控制漏失工作提供经验和指导.结果表明:多样的堵漏材料选择和正确的堵漏措施的应用,重视次生井下事故的预防以及详尽的应急预案管理是成功应对天然裂缝严重漏失的基础.
【总页数】4页(P46-49)
【作者】董易凡
【作者单位】中国石油长庆油田苏里格南作业分公司陕西西安710018
【正文语种】中文
【相关文献】
1.苏里格气田压裂水平井裂缝参数优化——以苏53区块为例 [J], 叶成林
2.伊拉克米桑油田AGCS27井裂缝性严重漏失堵漏新方法 [J], 陈德铭;刘焕玉;董殿彬;刘亚元;王志鹏;白永利
3.苏里格区块漏失井堵漏技术研究 [J], 孙俊锋
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苏里格气田合作区块水平井钻井技术应用与分析郁燕飞柳耀泉（渤海钻探工程公司第三钻井公司长庆项目部）摘要：随着苏里格气田合作开发区块8年多时间的开发，近4年来，水平井是气田开发的重点工程，渤钻三公司长庆项目部一直在参与水平井的施工，在渤钻、油气合作开发公司的统一领导下，以及各协作单位的大力支持下，三公司长庆项目部水平井钻井技术应用不断成熟，水平井钻井技术有了质的提高，平均钻井周期从2010年的84天，缩短至目前35天左右。
本文以2013年我项目部施工的水平井为基础，分析水平提速效果与不足，总结水平井关键技术的应用，形成标准化水平井钻井技术，规范现场施工。
关键词：苏里格水平井关键点关键技术钻井液技术中完技术一、水平井工作量完成情况（一）工作量及指标完成情况。
2013年，第三钻井公司长庆项目部有2部50型钻机在油气合作区块承钻水平井，共计开钻5口，交井5口，其中苏20区块2口，苏76区块3口，水平井累计进尺22183米，动用钻机7.14台月，平均钻机月速3106.86m/台月，平均机械钻速10.11m/h。
今年完成的5口水平井中，其中苏76-5-2H为二开水平井，其他4口为三开水平井。
具体水平井工作量统计及技术指标统计见表1。
表1 2013年水平井完成井技术指标情况（二）提速效果分析。
2013年，第三钻井公司长庆项目部完成的水平井平均井深与去年相当，入窗前周期与去年相当，最快周期为苏76-6-22H，利用18天的钻井周期完成了入窗（见表3）。
但平均钻井周期比去年慢了将近6天，平均机速、钻机月速均有所下降（见表2），机速的降低主要因三开水平段机速的降低，由去年的6.01m/h降至今年的5.36m/h，同时，水平段平均钻头数量比去年多用1.5只，起下钻增多，水平段平均钻井周期比去年慢了4.76天，相应延长了整体钻井周期；另外，中完阶段发生井漏问题影响水平井周期，苏76-1-7H井因处理井漏耽误时间8天。
表2 近3年水平井指标统计及对比表表3 水平井分段钻井周期与2012年对比二、水平井关键点随着水平井的钻井数量的不断增加，钻井技术不断趋于成熟，钻井速度记录不断刷新，但通过多年的开发，合作区块面临着气藏富集区滚动开发扩边风险加剧[1]，入窗困难、水平段钻遇泥岩增多、76区块刘家沟地层区域性漏失等影响钻井提速的因素进一步显现。
因此，对水平井钻井技术提出更高的要求，发现影响钻井速度的关键点，采取有效对策解决关键点。
1、二开造斜段，定向时托压问题的影响。
在滑动钻进过程中，托压是影响钻进速度的关键问题，一旦托压严重，导致没有进尺，钻具长时间静止状态，容易发生卡钻，需要频繁活动钻具，影响造斜效果，增加滑动时间，造成恶性循环，且加剧钻头磨损，增加钻头数量。
2、刘家沟地层漏失问题的影响。
苏76区块今年完成3口水平井，有2口井漏，苏76-6-22H 中完通井过程中发生漏失，漏失泥浆372方，通过两次堵漏成功后下套管固井，损失时间96小时；苏76-1-7H，钻至刘家沟后一直有渗漏现象，中完阶段堵漏，损失时间133.58小时。
一旦发生井漏以后，不断补充的新浆性能达不到要求，失水过大，60°井斜以下井段的泥岩极易垮塌，导致井下复杂。
3、中完下完套管后，井漏问题的影响。
苏20-26-22H井，下完7寸技术套管，开泵循环发现漏失，井壁掉快增多，环空出现憋堵，给固井带来风险。
4、水平段钻遇泥岩的影响。
水平段钻遇泥岩后，钻速大幅下降，滑动比例增加，优选钻头，选择既能适应砂岩快速钻进，又能适应泥岩段钻进PDC钻头，缩短水平段钻进周期，显得尤为重要。
三、水平井关键技术（一）二开直、斜段钻具组合及钻井参数应用直井段钻具组合：∮215.9mmPDC+∮165mm浮阀×0.5m+∮165mm无磁钻铤×m+∮165mm 钻铤×9m +∮214mm扶正器×1.62m +∮165mm钻铤×37m+∮127mm加重钻杆×176.91m+∮127mm钻杆若干。
钻井参数：50-60r/min，钻压40-100KN，排量30-35L/s，泵压12-19MPa。
定向段钻具组合：∮215.9mmPDC+∮172mm马达（1.5°）+∮165mm浮阀+∮165mmLWD+∮165mm无磁钻铤+ ∮177.8mmMWD+∮165mm防磨接头+∮127mm加重钻杆×6根+ ∮127mm钻杆+ ∮127mm加重钻杆×13根+ ∮127mm钻杆若干。
钻井参数：马达转速，钻压60-160KN，排量34L/S，泵压16-21MPa。
采用一次倒装钻具结构，可以有利于钻压的有效传递，同时利用加大钻杆数量的替代钻铤，尽量简化钻具结构，减缓托压。
（二）钻头优化技术今年合作区块水平井钻头使用以中成和迪普钻头为主，水平井总体思路继续推行2012年制定的1+2+2的目标。
通过近两年的优选，钻头厂家技术改进，优化了水平井钻头排列。
1、上直段1只钻头完成，选用中成生产的型号为∮215.9mmMD9531ZC。
苏20区块完全能够实现，苏76区块因延长组地层含有100~200m的含砾层，需要两只混布齿钻头才能完成。
2、造斜段2只钻头完成，选用中成生产的∮215.9mmMD6636ZC，今年完成的5口水平井，有3口井实现2只钻头完成，占总井数的60%。
另外，我们在苏南水平井造斜段使用迪普生产钢体钻头，型号为∮215.9mm DS665D，获得7.27m/h的较高机械钻速，准备在合作区块推广使用。
∮215.9mm DS665D3、水平段2只钻头完成。
由于今年完成的水平井水平段泥岩钻遇率较高，水平段钻头数量使用较多，平均钻头数量为4.4只（见表4）。
表6 水平井段钻头使用情况水平段钻头首选钻头型号为∮152.4mm DD65C，无论是单只进尺还是平均机速都明显好于其它型号的钻头。
为了应对水平段泥岩钻时慢，中成钻头进行了个性化设计，提高钻遇泥岩段的适应能力，提高钻速，目前使用的钢体钻头，型号为∮152.4mmSD6631ZC，其特点为6刀翼单排齿设计，加宽了流道，出刃高，减小了与底层接触面积，更有利于切入地层，全进口复合片的布置，增强了钻头的抗冲击性能。
（三）钻井液技术1、钻井液体系二开钻穿刘家沟地层以后井段，是水平井的一个节点，开始定向，常规三开水平井改型为聚磺钻井液体系。
造斜段穿越的地层为石千峰和石盒子组，简称“双石层”，该地层泥岩易出现吸水膨胀，剥落，形成大肚子井眼。
随着井斜的增加，地层原来的应力平衡发生改变，导致井壁周围岩石的应力重新分布，如果重新分布的应力超过岩石所能承受的最大载荷，井壁失稳就会发生【2】，特别是在60~75°井斜井段，极易发生井壁垮塌。
因此选择合理的钻井液密度和失水控制十分重要。
近几年来选用聚磺体系泥浆具有较强的抑制性，良好的造壁性、封堵性、流变性，以及热稳定性，基本能够满足三开水平井施工，关键抓好失水与密度控制。
2、钻井液密度及失水控制钻穿刘家沟地层泥浆改型后，初始定向时遇到地层为石千峰棕红色泥岩，该井段泥浆采用低粘低切，包被剂的使用确保足量，充分利用四级固控，严格控制密度，防止钻头泥包。
改型后40°井斜之前泥浆密度1.08 g/cm3，随着井斜的增大，逐渐提高密度1.16~1.18g/cm3，一直保持到中完。
76区块在该密度条件下容易发生垮塌，但刘家沟地层极易发生漏失，因此增强泥浆化学防塌性能十分重要。
对泥浆失水性能进行分段量化，60°以前适当放宽失水，有利于减缓托压以及提高机速，40°之前失水控制在5~8ml，40°~60°控制在4mL，60°以后井段失水控制在2.8ml。
根据井斜小于40°泥浆粘度控制在40S以内，大于40°井斜以后每提高10°井斜，粘度提高5S。
主要目的前期减少拖压，快速钻进，后期主要目的是防塌。
泥浆性能分段量化后，尤其是起始造斜阶段适当放开失水，低粘低切，减缓托压效果明显。
今年唯一一口水平井苏20-27-17H井由于在40度之前失水控制过小（3mL），在起始定向是就发生严重托压，影响施工。
3、井壁坍塌处理通过近几年对事故复杂的处理，形成了一套针对苏里格地层大斜度井段垮塌划眼的有效对策。
具体做法如下（1）变流洗井技术由于二开裸眼段长，钻速快，有部分岩屑粘附于井壁，随着浸泡时间的延长，部分井壁发生周期性剥落，特别是在45°以后的井段，极易形成岩屑床，容易发生起下钻阻卡。
在短起下、划眼，及长时间循环不能有效携砂的情况下，采用变流技术来洗井携砂。
在环空流速确定的情况下，适宜的泥浆流变参数是携带岩屑清洗井眼的关键[3]。
变流洗井技术主要做法为：稀泥浆加稠泥浆塞交替洗井，稀塞紊流冲洗掉附着在井壁上的岩屑，再利用紧跟的稠泥浆带出。
（2）不开泵划眼技术对于发生垮塌严重的井段，井径扩大率较大，一般发生在70°左右石盒子泥岩井段，通井困难，无法进行下套管作业。
一贯的做法是开泵划眼，但划眼效率极低。
开泵的情况下划眼，大直径掉块在水力的作用下被挤进井径较大的井眼位置，钻头、扶正器可以通过，但是停泵后，掉块又回到原来的位置，造成上提遇卡，下放遇阻。
另一方面，在井塌井段长时间开泵划眼，在水力和机械撞击的作用下会产生新的掉块，加重了划眼难度。
通过近几年的实践，采用不开泵划眼技术可有效解决该问题。
钻具组合中在近钻头位置放置一∮210~212mm扶正器；在遇阻位置，转动钻具，采用10~20KN钻压划眼，不开泵，避免把掉块挤进井径较大的井眼位置，利用钻头和扶正器把直径较大的掉块破碎，再开泵循环尽可能携砂，部分不能带出地面的岩屑采用滴流泥浆进行封闭，利用封闭泥浆的高切力支撑，形成假井壁，通过短起下验证，无阻卡后下技术套管。
（四）中完技术中完∮215.9mm井眼，下∮177.8mm套管环空间隙小只有 19.05mm，该间隙是常规固井要求的最小间隙下限[4]，施工风险较大。
因此对井眼轨迹要求和井眼准备的要求较为严格。
1、固井难点分析钻井液和水泥浆流动阻力大,易造成下套管和固井过程中井漏甚至失返，例如苏20-27-17H井中完下套管至2000米时井口失返，地面泥浆减少，新配置泥浆短时间内性能达不到要求，失水过大，导致井壁垮塌，环空憋堵。
井斜大, 环空间隙小, 裸眼段长,井眼质量较差时,井眼与套管的接触面积大使套管下入存在着较大风险, 如果井眼准备不充分,很有可能发生卡套管事故的风险。
2、通井技术原先的通井措施是先使用欠尺寸单扶正器通井、再使用双欠扶正器通井，模拟套管强度，如果通井钻具组合能够顺利下至井底, 证明套管管串能安全下到井底。