元坝272-1H井超深水平井钻井技术
元坝地区提速技术在元坝272H井的应用及后续钻井方案论证
井复 杂情 况 多， 井工程 难度 大 。首 先介 绍 了该 区块 的钻 井概 况 ， 析 了元坝地 区的提 速 难点 。并针 钻 分
对 元坝 ２ ２ 井实钻 资料进行 了分析 ， ７Ｈ 论述 了泡沫 钻 井与 空气钻 井的提 速效 果 ， 总结 了元 坝 区块上 沙 溪庙地 层 的钻 井提 速技 术 。最后 根 据 元 坝 ２ ２ 井后 续施 工 方 案 ， 论 了控 压 降 密度 、 力冲 击 钻 ７Ｈ 讨 扭
括４ 口侧钻井及特殊井身结构井元坝 ２ 井）正钻井 ２ ２ ， ５ 口井 （ 包括 ５口开发水平井 ： 坝 １３ 元 坝 １１ 元坝 元 ０ Ｈ、 ２Ｈ、 ２２ 元坝 ２５ 元陆 ３１ ， ７Ｈ、 ２Ｈ、 ０Ｈ）详见表 １ 所示 。
表 １ 元坝 地区开钻 井情况统计
１ ２ 元坝 地 区机械 钻速 情况 ． 元 坝 地 区 上 部 地 层 （ ～ ３ ｌｍ） ６ ０ ４ ０ ２ ５ ６ ． ｍｍ 和
２１ ０ ２年第 ２ 期
西 部探 矿工 程
６ ７
元 坝 地 区提 速 技 术在 元 坝 ２ ２ 井 的应 用 ７Ｈ 及 后 续 钻 井 方 案 论证
蔡瑞达 ， 张豫川
（ 中国石化集 团华北石油局西部工程公司， 四川 阆中 ６７０ ） ３４０
摘 要： 四川元 坝地 区油气藏埋 藏深 、 高温 、 高压 ， 石 致 密， 程地 质 特征 复 杂， 均机 械 钻速 低 ， 岩 工 平 钻
井 、 力 空化 射 流及 复合 钻 井技 术进 行 下部地 层提 速 方案 ， 水 对提 速技 术 的 应 用效 果 、 工方 案 的 可行 施
性进 行 了详 细 的分析和 论证 ， 为元坝 ２ ２ 井 的安全 、 ７Ｈ 快速 、 高效钻进 提供技 术 支持 ， 元坝 区块 其他 对
元坝超深水平井直井段优快钻井技术
元坝超深水平井直井段优快钻井技术罗朝东;王旭东;龙开雄;石锁政;夏雪涛【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2015(000)003【摘要】元坝区块是中国石化南方海相重点勘探开发区域，在海相飞仙关和长兴组等地层已经获得了高产的工业气流，特别是水平井的开发效果显著。
由于井超深，地质条件复杂，导致机械钻速慢，钻井周期长，其中直井段占整个周期的65％以上，特别在自流井组、须家河组等陆相地层，研磨性强且可钻性差，严重制约了机械钻速的提高，成为一个主要的技术瓶颈。
根据直井段各开的地层特征，通过集成应用泡沫钻井、空气钻井、PDC＋扭力冲击器钻井技术、涡轮／高速螺杆钻具＋孕镶金刚石钻头钻井技术和螺杆钻具＋PDC钻头复合钻井技术等优快新技术，形成了元坝超深水平井直井段配套优快钻井技术，大幅度地提高了机械钻速，缩短了生产周期，节约了生产成本。
【总页数】3页(P105-107)【作者】罗朝东;王旭东;龙开雄;石锁政;夏雪涛【作者单位】中石化西南石油工程公司钻井工程研究院;中石化西南石油工程公司钻井工程研究院;中石化西南油气分公司元坝项目部;中石化西南石油工程公司钻井工程研究院;中石化西南油气分公司元坝项目部【正文语种】中文【相关文献】1.元坝超深水平井井眼轨迹控制技术 [J], 邹晓敏2.元坝101-1H 酸性气藏超深水平井优快钻井技术 [J], 蒲洪江;兰凯;刘明国;母亚军3.元坝高含硫气藏超深水平井钻井技术 [J], 陶鹏;敬玉娟;何龙;张春瑞;周柳玲4.复合暂堵酸压技术在元坝超深水平井中的应用 [J], 李晖;岳迎春;颜磊;钟森;张亮;李小波5.元坝超深水平井长水平段钻井难点及对策 [J], 易世友;杨磊;徐华;罗正林;张峥;胡大梁因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
元坝超深水平井长水平段钻井难点及对策
元坝超深水平井长水平段钻井难点及对策易世友;杨磊;徐华;罗正林;张峥;胡大梁【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2016(36)A01【摘要】元坝气田海相上二叠统长兴组气藏具有埋藏深、储层薄而横向变化大等特征，采用水平井可实现气田的高效开发，其井深通常大于等于7500m，垂深大于等于6500m，但由于水平段较长、地层复杂多变、井底高温高压并存等因素使得在钻井过程中存在诸多技术难题。
为了提高元坝超深水平井钻井技术水平，确保长水平段安全钻进，首先对钻井施工难点进行归纳总结，再针对钻井难点进行原因分析，围绕长水平段的摩阻扭矩、工具配套使用和水平段延伸安全进行研究，提出了优化井身剖面和钻具组合、摩阻扭矩监测与控制、井眼轨迹光滑控制、井眼清洁、高温高压工具应用、水平段延伸安全预测与评价等技术措施，实现了优快钻进和水平段长穿优质储层的目标。
【总页数】6页(P116-121)【关键词】元坝气田;超深水平井;长水平段;扭矩摩阻;钻井难点;对策【作者】易世友;杨磊;徐华;罗正林;张峥;胡大梁【作者单位】中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司;中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE243【相关文献】1.元坝超深水平井钻井设计的难点及对策 [J], 刘伟;何龙;李文生;史堃2.元坝超深水平井钻井设计的难点及对策 [J], 刘伟;何龙;李文生;史堃;3.元坝超深水平井直井段优快钻井技术 [J], 罗朝东;王旭东;龙开雄;石锁政;夏雪涛4.长水平段水平井钻井技术难点分析及对策 [J], 陈震5.长水平段水平井钻井技术难点分析及对策分析 [J], 雷金海因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
元坝地区超深井钻井提速难点与技术对策
元坝地区超深井钻井提速难点与技术对策张金成;张东清;张新军【摘要】元坝地区是中国石化天然气增储上产的一个重要勘探开发区域.前期钻探实践表明,元坝地区超深井钻井机械钻速低、钻井周期长,为了加快该地区的勘探开发进程,开展了钻井提速技术研究.对前期完钻的12口井进行了统计分析,指出元坝地区钻进过程中,有3个重点井段存在提速难点,重点介绍了针对该难点所采取的技术对策,以及应用这些技术对策所取得的提速效果.采用泡沫钻井技术后,上部大尺寸井眼的机械钻速提高4倍以上；采用控压钻井、孕镶金刚石钻头+高速涡轮、扭力冲击发生器等钻井新技术后,提高了下部陆相地层的机械钻速；采用优化井身结构以及“PDC钻头+螺杆”复合钻井技术后,解决了超深小井眼机械钻速低的难题.%Yuanba Area is one of key exploration areas to increase natural gas reserves for Sinopec. The previous drilling practices showed that the ROP was low and the drilling cycle was long,therefore the research to improve drilling speed was conducted to accelerate the exploration and development in Yuanba Area. On the basis of statistical analysis of 12 previous drilled wells in this area,three sections in Yuanba Area restricting the rate of penetration were identified. This paper introduced the technical solutions and applications results. The application of foam drilling technology improved the large-size hole ROP by 4 times in upper formation. The ROP in deeper continental strata was improved by using the manage pressure drilling technique,impregnated diamond bit with high speed turbine,torsion and percussion generator,etc. The low ROP inthe ultra-deep and slim hole was solved by using the optimized casing program and PDM with PDC bit compound drilling technology.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2011(039)006【总页数】5页(P6-10)【关键词】小眼井;深井钻井;机械钻速;井身结构;元坝地区【作者】张金成;张东清;张新军【作者单位】中国石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石化石油工程技术研究院,北京100101;渤海石油职业学院,河北任丘062552【正文语种】中文【中图分类】TE2421 概述元坝地区是继普光气田之后中国石化天然气增储上产的又一重点区域，也是川气东送工程资源接替的重要阵地［1－2］。
旋转导向钻井技术在川东北元坝地区超深水平井的应用
Value Engineering 0引言元坝气田是中国石化天然气增储上产的一个重要勘探开发区域，为我国埋藏最深的大型海相气田。
为加快元坝气田开发力度，开发方案以钻水平井为主，实现在储层中更多钻进以保证单井产能最大化。
元坝超深水平井设计造斜点在6400m 左右，完钻井深8000m 左右，采用常规滑动定向存在到轨迹控制难度大，施工摩阻、扭矩大，施工泵压高等钻井难题。
为确保元坝超深水平井的顺利实施，采用了贝克休斯的旋转导向钻井技术。
旋转导向钻井技术是20世纪90年代初期发展起来的一项钻井新技术，可以实现井眼轨迹的连续控制，代表了钻井技术发展的最高水平。
与传统的滑动导向钻井相比，旋转导向钻井技术由于井下工具一直在旋转状态下工作，因此井眼净化效果更好，井身轨迹控制精度更高，位移延伸能力更强。
在国外和中国海上油田开发中，旋转地质自动导向钻井技术得到了广泛应用，取得了良好的经济效益。
1旋转导向钻井系统组成及工作原理1.1系统组成旋转导向钻井技术包括地面监控系统、井下旋转导向钻井工具系统和随钻测量系统。
地面监控系统用来完成旋转（地质）导向二维建模、定向井水平井剖面设计或修正设计、底部钻具组合受力分析、井下信号解释处理、井眼轨迹参数计算等工作。
井下旋转导向钻井工具系统包括导向装置、双向通讯和动力模块、无磁模块稳定器等等井下工具。
随钻测量系统包括传感器模块、优化旋转密度仪和动态与压力模块等随钻地质特性和钻具特性测量工具。
旋转导向钻具组合主要由导向装置、传感器模块、双向通讯和动力模块、模块马达以及其他配套工具组成。
1.2工作原理导向装置（Steering Unit ）：导向装置造斜率的大小与每个造斜肋块在单位进尺中的伸缩次数无关。
在导向造斜模式下，液压系统可以对导向装置提供7500个动力矢量，使其按照给定工具面和给定动力进行导向钻进，而且，可以随时通过下传指令重新定向。
———————————————————————作者简介：崔庆东（1962-），男，云南宣威人，工程师，研究方向为钻井工程作业安全。
元坝高含硫气藏超深水平井钻井技术
中图分类号 ： 文章编号 ：１ ０ ０ ６ — ６ ５ ３ ５ （ ２ ０ １ ７ ） ０ ｌ 一 ０ １ ６ ２ — ０ ４
Ｄｒ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ ｏ ｆ ｕ ｌ ｔ ｒ ａ— — ｄ ｅ ｅ ｐ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｆ ｏ ｒ ｄｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐｍｅ ｎ ｔ ｏ ｆ ｈｉ ｇ ｈ — 。 ｓ ｕ ｌ ｆ ｕ ｒ ｇ ａ ｓ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｓ ｉ ｎ Ｙｕ ａ ｎ ｂ ａ Ａｒ ｅ ａ
２ ． Ｓ ｏ ｕ ｔ ｈ ｗｅ ｓ ｔ Ｐｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ Ｕｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ。Ｃｈ ｅ ｎ ｇ ｄ ｕ。Ｓ ｉ ｃ ｈ ｕ ａｎ ６１ ０ ５ ０ ０，Ｃｈ ｉ ｎ ａ； ３ ． Ｓｉ ｎ ｏ ｐ ｅ ｃ Ｓ ｏ ｕ ｔ ｈ ｗｅ ｓ ｔ Ｏ ｉ ｌ＆ Ｇ ａ ｓ Ｃ ｏ ｍｐ ａ ｎ ｙ。Ｃ ｈ ｅ ｎ ｇ ｄ ｕ，Ｓ ｉ ｃ ｈ ｕ ａ ｎ ６ １ ０ ０ ４１ ，Ｃ ｈｉ ａ ； ｎ
及 气液 快 速 转 换 技 术 ， 形 成 了一 套 较 为 完 整 的 高含 硫 气 藏 超 深 水 平 井 陆相 硬 地 层 气 体 钻 井技 术 。该 技 术 突破 了 ７ ０ ０ ０ ｍ以上的超深水平 井工程技 术瓶颈 ， 对 国 内超 深 水 平 井技 术 的 发 展 有 一 定借 鉴 作 用 。 关键词 ： 高含 硫 气藏 ； 超 深水平井 ； 气体 钻 井技 术 ； 气液转换工艺 ； 元 坝 气 田
ｉ ｚ ｅ ｄ ｂ ｙ ｓ ｉ ｇ ｎ ｉ ｉ ｆ ｃ ａ ｎ ｔ ｄ ｅ ｐ ｔ ｈ ｓ ，ｈ ｉ ｇ ｈ ｔ ｅ ｍｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｕ ｒ ｅ ｓ ，ｈ ｉ ｇ ｈ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ，ｈ ｉ ｇ ｈ Ｈ２ Ｓ ａ ｎ ｄ Ｃ Ｏ２ ｃ ｏ ｎ ｔ ｅ ｎ ｔ ｓ ａ ｎ ｄ ｈ ｉ ｇ ｈ ｄ ｉ ｆ ｆ ｅ ｒ ｅ ｎ ｔ ｉ ａ ｌ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ．Ｔ ｏ ｃ ｏ ｐ ｅ ｗｉ ｔ ｈ ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｉ ｃ ａ ｌ ｃ ｈ ａ ｌ ｌ ｅ ｎ ｇ ｅ ｓ ｒ ｅ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｔ ｏ ｄ ｒ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ ｏ ｆ ｕ ｌ ｔ ｒ ａ — ｄ ｅ ｅ ｐ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｉ ｎ ｔ ｉ ｇ ｈ ｔ ａ ｎ ｄ ｃ ｏ ｍｐ ｌ ｉ ｃ ａ ｔ ｅ ｄ ｆ ｏ ｒ ｍａ — ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｗｉ ｔ ｈ ｈ ｉ ｇ ｈ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ａ ｎ ｄ ｈ ｉ ｇ ｈ ｓ ｕ ｌ ｆ ｕ ｒ ｃ ｏ ｎ ｔ ｅ ｎ ｔ ｓ，ａ ｎ ｔ ｉ —ｆ ａ ｔ ｉ ｇ ｕ ｅ ｓ ｈ ｏ ｃ ｋ—ａ ｂ ｓ ｏ ｒ ｐ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｆ ａ ｓ ｔ ｇ ａ ｓ —ｌ ｉ ｑ ｕ ｉ ｄ ｃ ｏ ｎ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｏ ｎ
元坝272H井超深水平井钻井技术
元坝272H井超深水平井钻井技术
李光泉;刘匡晓;郭瑞昌;宋兆辉
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2012(035)006
【摘要】元坝地区海相气藏埋藏深,垂深超过6 500 m.该地区水平井摩阻扭矩大、温度高,对水平井钻井技术提出了更高要求.元坝272H井是元坝Ⅱ区施工的第一口超深水平井,施工难度大.通过优化设计、基于滑动方式的井眼轨迹控制技术优化、摩阻扭矩精确预测分析、先进高温高压MWD仪器应用,解决了高温环境下井眼轨迹的测量及控制问题.采用抗高温润滑钻井液,根据地层特点合理调整钻井液性能,满足了超深水平井高温稳定、携岩和润滑的要求.通过元坝272H井定向钻井施工,总结了一套适合元坝地区超深水平井钻井技术.
【总页数】3页(P116-118)
【作者】李光泉;刘匡晓;郭瑞昌;宋兆辉
【作者单位】中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.元坝121H超深水平井钻井技术 [J], 许礼儒;李一岚;陈川平
2.超深水平井元坝103H 井钻井技术 [J], 胡大梁;严焱诚;刘匡晓;董成林
3.元坝高含硫气藏超深水平井钻井技术 [J], 陶鹏;敬玉娟;何龙;张春瑞;周柳玲
4.元坝超深水平井直井段优快钻井技术 [J], 罗朝东;王旭东;龙开雄;石锁政;夏雪涛
5.元坝102-2H 井超深水平井钻井技术应用 [J], 于玄昊
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元坝地区超深井钻井取心难点及对策
元坝地区超深井钻井取心难点及对策
张荆洲;黄晓川;董仕明;李荣;罗群
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2013(036)001
【摘要】近年来,随着深层油气勘探开发力度的加大,超深井钻井越来越多.担负为地质分析提供第一手资料的超深井段钻井取心工作就显得尤为重要.取心收获率的高低受地层岩性、取心工具及工艺措施影响很大.文章针对元坝地区超深井段钻井工作存在的难点,根据超深井钻井取心的实践,总结了在该区超深井钻井取心作业中的技术措施.文中还介绍了元坝225H、元坝272H两口井在超深井段取心工具选择、取心措施制定、取心层位岩性确定、钻具组合优选、钻进参数优化、提高岩心收获率等方面取得的经验,以便更好的指导该地区后续超深井取心工作.
【总页数】2页(P116-117)
【作者】张荆洲;黄晓川;董仕明;李荣;罗群
【作者单位】中石化华北局西部工程公司;中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院;中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院;中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院;中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.元坝地区超深井优快钻井配套技术研究 [J], 巩呈祥;张玲;李亚男;牛洪波;耿应春
2.元坝地区超深井钻井提速新技术 [J], 张琳;
3.元坝地区超深井钻井提速难点与技术对策 [J], 张金成;张东清;张新军
4.我国西部地区超深井钻井取心技术 [J], 王兴武;李让;王万红
5.元坝地区超深井优快钻井关键技术及应用 [J], 赵洪山;周志刚
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元坝地区超深高酸性气田钻井提速技术
2.1科技提速2.1.1井身结构优化技术科学合理的井身结构是能以尽可能少的套管程序封隔地层必封点，并采用合理的井眼尺寸以避免钻井复杂事故，提高钻井速度，有效保护油气层的井身结构。元坝地区第一期产能建设井均采用五开制井身结构，其示意图如图1所示。
该井身结构一开采用囟660.4mm钻头开孔，泡沫钻井至井深500~700m左右，下入囟508.0mm套管，封隔上部剑门关组、蓬莱镇组易漏、易坍塌及浅部水层；二开采用囟444.5mm钻头，采用气体钻井钻至上沙溪庙底部垮塌层，下入囟346.1mm套管，封隔上部易塌、易漏地层；三开采用囟314.1mm钻头钻进至雷三段60m左右，下入囟273.1mm+囟282.6mm复合套管，封隔雷四顶部气层以上高压地层；四开采用囟241.3mm钻头钻进长兴组5m左右，先悬挂囟193.7mm+囟203.1mm复合套管固井，封隔长兴组顶部以浅地层，并在嘉四和嘉五地层选用厚壁套管，再回接囟193.7mm油层套管；五开采用囟165.1mm钻头，使用低密度钻井液钻至目的层，采用衬管完井，再回接囟193.7mm油层套管固井。在井身结构确定的基础上，元坝气田在套管的选材上实现了系列化、程序化、标准化，具体选材标准见表1。
元坝地区超深高酸性气田钻井提速技术
摘要院元坝气田是国内埋藏最深的海相大气田，其存在气藏埋藏深、酸性气体含量高、压力层系多、地层岩性复杂等世界级钻井技术难点。文章在对元坝超深高酸性气田钻井技术难点分析的基础上，介绍了井身结构优化技术、空气钻井技术、扭力冲击器钻井技术等关键提速技术和钻井液性能维护、套管防磨、井控等安全管理措施及其应用效果，最后给出了元坝地区超深高酸性气田的钻井提速技术系列。
元坝1井超深井钻井技术
元坝1井超深井钻井技术李伟廷【摘要】元坝1井是部署在四川盆地川东北巴中低缓构造带元坝岩性圈闭的一口重点区域探井,设计井深6 920 m,实际完钻井深7 170 m,全井平均机械钻速2.0 m/h.针对该井地层古老、硬度大、研磨性强、可钻性差、机械钻速低、漏层多、漏失严重、海相和陆相地层安全窗口密度都较低,特别是在海相裂缝性气层喷漏共存等问题,通过深入研究分析,成功使用了空气钻井技术、气液转换技术、承压堵漏技术、抑制性聚磺封堵性防塌钻井液体系,优选了高效PDC钻头,配合螺杆、涡轮钻具钻进,大幅度提高了钻井速度,保证了工程质量,为元坝地区的勘探开发提供了技术保证.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2009(037)002【总页数】6页(P94-99)【关键词】气体钻井;钻头;钻井液;承压能力;元坝1井【作者】李伟廷【作者单位】中原石油勘探局,钻井三公司,河南,濮阳,457001【正文语种】中文【中图分类】TE242.61 概述元坝1井位于四川省苍溪县元坝镇峰梁村2组，是部署在四川盆地川东北巴中低缓构造带元坝岩性圈闭的一口重点区域探井，其钻探目的是以长兴组-飞仙关组礁滩相储层作为主要目的层，兼探侏罗系自流井组大安寨段、三叠系须家河组、雷口坡组及嘉陵江组，争取勘探有重大发现。
元坝地区地层古老、硬度大、研磨性强、可钻性差，钻井过程中存在机械钻速低、漏层多、漏失严重、海相和陆相地层的安全窗口密度都较低，特别是在海相裂缝性气层喷漏共存的技术难题。
为此，通过研究分析，并采取了相应的综合配套技术措施，成功完成了元坝1井的钻井施工，实现了优质高效钻井。
该井设计井深6 920 m，钻井周期516.04 d，建井周期546.04 d，全井平均机械钻速1.8 m/h；于2006年6月17日开钻，2007年3月18日完钻，实际完钻井深7 170 m，实际钻井周期279.17 d，建井周期341.40 d，全井平均机械钻速2.0 m/h，井身质量、固井质量优质[1]。
元坝超深水平井钻井液技术
元坝超深水平井钻井液技术摘要：川东北元坝构造是国内少见的三高地区，存在储层埋藏深、易漏、井温高、井眼净化难度大、易发生阻卡等复杂情况。
通过室内研究，优选出针对超深水平井钻进的金属离子聚磺混油钻井液体系，该体系具有良好的抗高温稳定性、流变性能、润滑性能、抗污染性能，在现场使用中较好的解决了元坝构造超深水平井施工的技术难题。
关键词：元坝构造超深井水平井井眼净化润滑防卡元坝构造位于四川盆地东北部的巴中、南充及广元地区，地层产状平缓，构造变形弱，储层整体埋藏较深。
区域构造位置位于南秦岭米仓山推覆构造带南缘、大巴山弧形冲断构造带的西南侧。
元坝构造主要以海相长兴组储层为主要目的层，埋藏井深平均在7000m左右。
根据前期对元坝地区长兴组储层敏感性结果表明，长兴组储层具无水敏、弱碱性、强应力敏特征，并且长兴组为常压地层，压力系数1.01～1.17。
一、钻井液处理剂优选1.抗高温保护剂优选[基浆]：4%膨润土+0.3%增粘剂+4～6%抗盐钙降滤失剂+1～2%稀释剂+1～3%井壁封固剂+1%流型调节剂+0.1～0.3%乳化剂+0.5～0.8%pH调节剂对3种抗高温处理剂（分别为A1、A2、A3）进行实验评价。
备注：钻井液密度为1.30g/cm3，老化条件170℃×16h，测试温度70℃。
从表中的数据可知，A2与金属离子聚磺体系配伍性较好，在高温条件下，钻井液的流变性能和失水造壁性更优良。
2.润滑剂的优选元坝地区深井水平段钻井施工进入造斜段和水平井段之后，为了防止起下钻、下套管、电测等施工出现卡钻、电测遇阻等复杂工程事故，需要混入一种或多种润滑剂，达到水平井钻进、起下钻、下套管、电测等施工的要求。
在基浆中加入不同种类润滑剂对钻井液进行润滑性评价，老化条件170℃×16h。
备注：钻井液密度1.30g/cm3，测试温度70℃。
通过对不用类型相同加量的润滑剂进行分别评价，B1和B2引入体系后对基浆流变性能无较大影响，但实际施工中考虑到井下条件，需要加入多种润滑剂复配使用，达到水平井钻进、起下钻、电测、下套管等施工要求。
元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术
元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术唐志军;周金柱;赵洪山;李琳涛;施斌全;曾敏【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2015(000)002【摘要】元坝地区海相气藏埋藏较深，主力储层垂深超过6500 m。
该地区超深水平井钻井过程中存在着高温高压、地层岩性复杂、测量仪器稳定性差以及井眼轨迹控制难度大等难题，对水平井钻井技术提出了更高要求。
首先分析了元坝气田的钻井施工技术难点，通过开展直井段防斜打快技术、超深硬地层侧钻施工技术、增斜段和水平段井眼轨迹高效控制技术研究，以及耐高温高压SLBF HT175 型随钻测量MWD 仪器的研制，形成了元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术，大幅提高了元坝气田超深水平井施工能力。
SLBF HT175 型随钻MWD 仪器经在元坝4 口超深水平井中应用，MWD 耐温性能、抗压性能、测量精度和整体可靠性等经过现场验证，能够满足国内油气田超深水平井的随钻测量需要。
【总页数】4页(P54-57)【作者】唐志军;周金柱;赵洪山;李琳涛;施斌全;曾敏【作者单位】胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017;胜利石油工程有限公司技术装备处，山东东营 257000;胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017;胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营257017;胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017;胜利石油管理局石油开发中心，山东东营 257092【正文语种】中文【中图分类】TE249【相关文献】1.元坝气田超深水平井防漏型乳化酸解卡技术 [J], 李霜;董波;孔方清;谢永斌2.四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术 [J], 杨玉坤;翟建明3.元坝气田海相超深水平井钻井技术 [J], 何龙;胡大梁4.元坝气田超深水平井测井难点与对策 [J], 刘殿清5.元坝气田超深水平井录井集成地质导向技术 [J], 冉飞;陈清贵;范洁珉;柳银杰;李永川;刘国柱因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
元坝272-2H井喷事故分析
h
第四周 入口 第四周 出口 第四周 全烃值
14
元坝272-1H井喷事故分析
2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00
第四周循环泥浆进出口密度曲线
h
1 8 15 22 29 36 43 50 57 64 71 78 85 92 99 106 113 120 127 134 141 148 155 162 169 176 183 190 197 204 211 218 225 232 239
4098.12～5244.67
Φ206.4×BG110TSS×19.05
5244.67～5707.15
4
Φ193.7×BG110TS×12.7
5707.15～6146.67
Φ193.7×BG2532-125×12.7 h
6146.67～6577.52
抗内压强度MPa
81.3 64 81.3 87 118.1 87 98.9
h
10
元坝272-1H井喷事故分析
• ~10:48用单车全部经过液气分离器循环，排量0.40~0.80m3/min，返出混浆大约 11.50m3，~13:35用单车经过液气分离器循环，开始回收泥浆，排量0.90m3/ min，检测出口泥浆密度为2.16~2.24g/cm3，氯离子为8000ppm，立压23MPa降 为13MPa ，套压21.5 MPa降为12MPa，间断点火，火焰呈橘黄色，焰高 2~3m，累计注入密度2.38~2.40 g/cm3的重浆199 m3。 第二阶段：8日13:35开井活动钻具，钻具处于自由状态。后继续关井，~15:07 套压0↑13.3Mpa。15:10开泵节流循环压井，排量0.9m3/min，套压控制在 14~17 MPa、立压20~23 MPa，火焰高2~3m，16:22累计注入2.38~2.40g/cm3的 重浆63 m3停泵关井。由于现场重浆不足，决定停止继续压井，集各方力量储 备重浆。
元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策(最新版)
( 安全论文 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策(最新版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策(最新版)摘要：川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，其钻井完钻井深超过7000m，属于超深含硫气井。
针对该区陆相地层研磨性强、可钻性差，井身质量控制难度大、海相地层盐膏层发育、井漏和井控安全问题突出等施工难点，提出了安全快速钻井技术对策：①运用气体钻井技术提高机械钻速，减少井漏复杂事故；②结合邻井资料，优选钻头类型，优化钻井参数；③制订井下安全钻井技术措施，预防地层掉块和键槽卡钻、缩径和压差卡钻、断钻具和钻头等井下复杂情况的发生。
关键词：元坝地区；气体钻井；钻头优选；钻井参数；技术；四川；北0前言川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，位于九龙山构造南翼、通南巴背斜西南侧，属于川中低缓构造带的一部分。
从邻井钻探结果表明，飞仙关组飞三段鲕滩储层、嘉陵江组嘉二段粒屑滩储层、三叠系须家河组砂岩储层、下侏罗统自流井组、大安寨组介壳灰岩储层在该区亦可能发育，成藏条件优越，是川东北地区寻找大型气藏的有利区带。
从区域沉积特征及邻井钻井资料、露头资料综合分析，该区陆相层系可能发育有须家河组砂岩、千佛崖组砂岩、自流井组砂岩及介壳灰岩储集层。
海相碳酸盐岩储层可能发育有中三叠统雷口坡组中上部白云岩储层、下三叠统嘉陵江组嘉二段砂屑云岩储层、下三叠统飞仙关组飞三段鲕粒石灰岩储层、长兴组-飞仙关组飞二段礁滩相白云岩储层。
元坝272H井超深硬地层侧钻技术
（ Ｓ ｉ ｎ ｏ ｐ ｅ ｃ Ｒｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ ｏ ｆ Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ Ｅｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ， Ｂ ｅ ｉ ｊ ｉ ｎ ｇ， １ ０ ０ １ ０ １ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
Ａ ｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｃ ｏ ｎ ｓ ｉ ｄ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ ｔ ｈ ｅ ｓ ｉ ｔ ｕ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ Ｗｅ ｌ ｌ Ｙｕ ｎ ａ ｂ ａ ２ ７ ２ Ｈ， ｓ ｕ ｃ ｈ ａ ｓ ｓ ｍａ ｌ ｌ ｅ ｒ ａ ｄ ｊ ｕ ｓ ｔ ｍｅ ｎ ｔ ｓ ｐ ａ ｃ ｅ ， ＨＴＨＰ 。
ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ ｏ ｐ ｅ ｎ ｈ ｏ ｌ ｅ ｓ ｉ ｄ ｅ ｔ ｒ ａ ｃ ｋ ｉ ｎ ｇ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｆ ｏ ｒ ｔ ｈ ｅ ｐ ｕ ｒ ｐ ｏ ｓ ｅ ｏ ｆ ｓ ａ ｆ ｅ ｔ ｙ ｉ ｎ ｌ ｏ ｎ ｇ ｄ ｉ ｒ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ ｓ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ Ａｓ ｔ ｈ ｅ ｓ ｉ ｄ ｅ ｔ ｒ ａ ｃ ｋ —
ｐ ｏ ｉ ｎｔ ａ ｎ ｄ ｂｏ ｔ ｔ ｏ ｍ－ ｈ ｏｌ ｅ ａ ｓ ｓ ｅ ｍｂｌ ｙ ｗｅ ｒ ｅ ｓ ｅ ｌ ｅ ｃ ｔ ｅ ｄ ．Ｒｅ ｌ ｅ ｖ ａ ｎ ｔ ｔ ｅ ｃ ｈｎ ｉ ｃ ａ ｌ ｍｅ ａ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ｗｅ ｒ ｅ ｔ ａ ｋｅ ｎ， ｉ ｎｃ ｌ ｕ ｄｉ ｎｇ ｃ ｏ ｎｖ ｅ ｎ—
工措施 。该 系列技 术措施在元 坝 ２ ７ ２ Ｈ 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 ６ ７ ２ ． ３ ０ 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
元坝272-2H井喷事故分析
6412-6432 6436-6452
气层
Φ914.4mm钻头×32m Φ720mm套管×31.75m Φ660.4mm钻头×504m Φ508.0mm套管×501.45m
Φ444.5mm钻头×2992m Φ346.1mm套管×2990m
三开套管余685m未到 底，三段气层均未封隔 Φ314.1mm钻头×4978m Φ273.1mm套管×4292.34m
第一周循环全烃变化（13:01-19:47） 第二周循环全烃变化（19:47-1:18） 第三周循环（1:18-6:05）
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2021/8/5
13
35.00 30.00 25.00 20.00 15.00 10.00
5.00 0.00
2021/8/5
Φ241.3mm钻头×6580m Φ193.7mm套管×(4098.12-6580)m
6
元坝272-1H井喷事故分析
溢流经过：
固井前泥浆性能：2.18g/cm3，（入口）2.16～2.11g/cm3（出口） 2013年7月6日12:44开始注入先导浆，13:29注先导浆结束，注入过程中泵压逐渐上
升约3MPa，15:54开始大泵替浆，16:54-17:05大泵替浆过程中立压由7.39Mpa快速下 降到1.2MPa（替入总量90m3），17:07立压降至0MPa，发现井下情况异常。 17:09提前结束替浆，总替入量92.5m3（设计替入量95.1 m）中发现出口槽仍有泥浆 返出，判断出现溢流。17:22实施顶部封隔器坐封，试图环空关井，但井口仍有泥浆 返出，井队立即上提钻具至4081.88 ，17:23关井求压，至18:00套压逐渐上升至 49Mpa，立压上升至18:21套压降至47 Mpa后压力保持不变。
元坝地区超深井优快钻井配套技术研究
元坝地区超深井优快钻井配套技术研究元坝地区是中国石化川气东送工程的重要能源接替阵地。
前期的钻探实践表明，该地区地质因素复杂，钻井过程中普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故，机械钻速低，施工周期长，严重影响了元坝地区的勘探开发进程。
综合考虑元坝地区复杂的地质特点及前期钻井期间出现的复杂情况，对元坝地区井身结构进行了优化设计，使得处理井下复杂情况的能力得到了显著提升。
通过开展气体钻井、液相控压钻井、下部陆相地层使用涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头钻井，以及海相地层使用抗高温长寿命螺杆配合高效PDC复合钻井等新技术的研究，形成了一套适合元坝地区超深井提速的配套新技术体系。
通过在元坝10井等5口井的超深井技术集成试验，取得了显著的提速效果，平均机械钻速2.0m/h，相比试验之前提高了26.58%，平均钻井周期331.86d，较试验前缩短了138d。
试验结果表明，所形成的提速配套技术能够解决目前元坝地区的技术难题，适合在元坝地区进行深入的推广应用。
标签：超深井；井身结构优化；钻井提速；气体钻井；控压钻井；复合钻井元坝地区是继普光气田之后，中国石化集团公司天然气增储上产的又一重点探区，也是川气东送工程的重要能源接替阵地，目的层位于海相地层的飞仙关组、长兴组和龙潭组，完钻井深7000m左右。
该地区地质因素复杂，存在陆相地层厚度大、砂泥岩互层频繁、可钻性差以及自流井-须家河超高压、压力窗口窄等特点，所钻井普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故。
探区前期钻井过程中的平均机械钻速仅为 1.58m/h，平均故障复杂时效为9.25%，平均钻井周期高达470d[1-4]。
为了加快元坝地区的勘探开发进程，综合考虑该地区复杂的地质特点和前期出现的复杂情况，对元坝地区的井身结构进行了优化设计，结合气体钻井、液相控压钻井、涡轮配合孕镶钻头钻井，以及抗高温螺杆配合高效PDC复合钻井等新技术的研究及在元坝10、元坝124等几口超深井的技术集成试验，形成了一套适合元坝地区超深井钻井提速的配套新技术体系，对于今后元坝地区的钻井施工具有重要的指导意义。
四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术
四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术杨玉坤;翟建明【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2015(035)005【摘要】四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂.为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构.生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本.该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3 d,大幅度提高了钻井技术经济指标.【总页数】6页(P79-84)【作者】杨玉坤;翟建明【作者单位】中国石油化工股份有限公司天然气工程项目管理部;中国石油化工股份有限公司天然气工程项目管理部【正文语种】中文【相关文献】1.元坝超深水平井井身结构优化与轨迹控制技术 [J], 刘言;王剑波;龙开雄;董波;龙林2.元坝超深水平井井身结构优化设计 [J], 罗朝东;王旭东;龙开雄;龚德章3.元坝含硫超深水平井井身结构优化技术 [J], 王剑波;刘言;龙开雄;邓明杰;严焱诚4.四川盆地元坝气田长兴组礁滩相超深薄储层水平井轨迹优化技术与应用 [J], 李昌峰;冉飞;温善志;柯光明;陈兰5.元坝气田超深水平井测井难点与对策 [J], 刘殿清因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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元坝272-1H井长水平段超深水平井钻井技术董志辉，孙连坡，汪海波，仇恒彬（中石化石油工程公司钻井工艺研究院山东东营257000）摘要：元坝272-1H井是位于元坝区块的一口超深长水平段水平井，存在地质情况复杂、多套压力体系并存、气藏埋深超过6500m、井底温度高达156℃等技术难题。
施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具使用技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术、安全钻井技术等先进技术，克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压挑战性高等难点，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录，为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。
关键词：元坝272-1H井；超深水平井；钻井技术；长水平段；1元坝272-1H井概况元坝272-1H井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地川东北巴中低缓构造上的一口超深水平井，以长兴组顶部礁盖（顶）储层为主要目的层，该井位于元坝区块长兴组4号礁带。
完钻井深7788.00m，完钻垂深6549.66m，造斜点位于6050.00m，水平位移1501.65m，水平段长1073.30m，钻穿气层长度820.00m，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录。
井身结构采用五开制，实钻井身结构与设计井身结构对比如下。
表1 实钻井身结构与设计井身结构对比开次井眼套管备注井眼尺寸/mm设计井深/m实钻井深/m套管尺寸/mm设计下深/m实际下深/m导管914.4 32 32 720.0 0-30 0-31.75 根据需要设置1 660.4 502 504 508.0 0-500 0-501.45 封上部易漏层和水层2 444.5 3050 2992 346.1 0-3048 0-2990.01 封上沙以浅地层3 314.1 4922 4978 273.1/282.6 0-4920 0-4292.34 封雷三水层以浅地层4 241.3 6580 6580 193.7/206.4 0-6578 3593.96-6580 封长兴组顶界以浅地层5 165.1 7790 7788 127 6528-7788 6525-7788 衬管完井2钻井主要难点分析（1）直井段优快钻井、防斜打直困难［1］。
直井段长6050m，钻遇地层多，地层复杂。
上沙溪庙组有小水层，底部存在区域垮塌层；千佛崖组压力较高；自流井组底砾岩蹩跳严重；须家河组区域高压，石英砂岩可钻性极差；嘉陵江组顶部盐膏层发育，嘉五-四段、嘉二段局部层段见高压盐水层；极易发生井喷、井漏、井塌等复杂情况。
（2）摩阻扭矩大、深井定向困难。
使用PDC钻头定向钻进，由于井眼深度大，摆放工具面困难，很难摆放到位且容易偏移，裸眼段长，摩阻大，通过钻压控制工具面难度大，工具面不稳，滑动钻进常有托压现象，易憋泵。
（3）储层调整频繁，轨迹控制难度大。
长兴组储层礁体小，储层较薄，且水平方向变化大，准确穿行优质储层难度大。
为了钻穿更多优质储层，根据实钻情况及时调整轨迹，调整轨迹难度大。
水平段岩性变化大，复合钻进井斜变化规律差异较大，甚至某一井段复合钻进增斜率异常，更增加了轨迹控制的难度。
（4）泵压高、排量小、井眼清洁难度大。
五开井眼小，循环泵压高，水平段长，易形成岩屑床，井眼清洁困难，钻具摩阻大、扭矩高并且不稳，钻具组合、钻井参数优化困难，井眼清洁难度大。
（5）井底温度高，定向工具、仪器性能要求高。
井底循环温度最高152℃，静止温度最高156℃，在井底高温环境下，MWD仪器不稳定，容易出现故障，螺杆钻具在高温环境下，其工作寿命大幅降低，定向工具仪器耐高温性要求高。
（6）钻井液性能维护难度大。
钻井液高温稳定性、流变性、润滑性、携岩要求高，维护难度大。
同时深部地层定向段水平段泵压高、泵排量小的影响，井眼净化难度大，如何保证良好的钻井液流变性和携岩效率，避免井下复杂情况是一个难题［2］。
3钻井技术实施3.1 钻井提速技术3.1.1 气体钻井技术气体钻井具有提高机械钻速、延长钻头使用寿命、减少井下复杂情况和卡钻故障、降低钻井综合成本等优势［3］。
元坝272-1H井一开采用泡沫钻井，使用一趟钻，钻进井段32～504m，进尺472m，机械钻速5.28m/h。
二开采用气体钻井，使用三趟钻，钻进井段504～2992m，进尺2488m，机械钻速10.36m/h，是常规钻井液钻井的10倍左右，提速效果显著［4］。
3.1.2复合钻井技术三开、四开大部分直井段采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，该技术能大幅提高机械钻速，并减少起下钻次数，是深井超深井钻井提速的有效手段［5］。
特别是本井海相地层以灰岩、白云岩为主，岩性相对均质，非常适合PDC 钻头，为了更好地发挥PDC钻头高转速低钻压的优势，采用钻头和螺杆钻具相配合的复合钻井技术钻进海相地层。
实钻表明，采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，通过对螺杆钻具选型、优化钻具组合、优选钻井参数和优化匹配螺杆钻具与PDC钻头等技术手段, 大幅提高了海相地层机械钻速[6]。
平均机械钻速达到3.53 m/h，提速效果明显。
3.2 井眼轨迹控制技术3.2.1 侧钻纠斜施工技术直井段钻进至井深5464m时测得井斜偏大，不利于后期水平井的施工，决定侧钻纠斜。
长裸眼超深井侧钻难度大，主要原因为：侧钻点在5000m以下，钻杆柔性相对较大，侧钻钻具工作状态可控性差；由于三开套管未下到位，裸眼段长，复杂井段未封隔，井眼不稳定，井壁摩阻大，易粘卡，侧钻送钻困难大；直井段侧钻新老井眼不易分离，侧钻成功后仍需要钻进1000m直井段，侧钻后井斜不能太大。
回填至井深5042m，侧钻井段地层为雷口坡组，主要岩性为白云质灰岩、膏质灰岩、白云岩，岩性相对均质。
扫塞至5110m（井斜3.80°），考虑侧钻点地层岩性基本稳定、可钻性相对较好，以及考虑侧钻井眼轨迹圆滑度，选用“牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻。
摆好侧钻所需工具面，在侧钻点以上15m井段反复划眼4h，然后控制钻速0.2-0.3m/h滑动钻进至5122m，捞砂显示地层岩屑含量达到80%，改控时为小钻压继续滑动钻进至井深5134m，捞砂显示岩屑含量达到100%，测得井斜3.81°(老井眼井斜5.38°)，判断侧钻成功。
通过以上措施，使用“牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻，实现了长裸眼超深井一次侧钻成功，较好地解决了长裸眼深井侧钻问题。
侧钻纠斜成功后，下入“PDC+直螺杆+钟摆钻具组合”钻进。
钻达造斜点6050m实测井斜0.97°、位移35.64m，直井段最大井斜4°，位于井深5113.77m，为后续定向施工打下良好基础。
3.2.2 井眼轨道优化技术四开增斜段后期，滑动钻进变得异常艰难，经常憋泵、上提遇阻，随时面临卡钻事故风险。
主要原因如下：三开套管未下到位，造成长达685.66m大尺寸复杂井眼未封隔，井眼不稳定；四开嘉陵江二段钻遇高压膏盐层，钻井液性能变差且提升空间有限；四开飞仙关二段钻遇多套高压气层，地层孔隙发育，高密度条件下，滑动钻进存在较大的吸附卡钻风险。
针对井下复杂情况，在不改变地质目标和靶点的情况下，优化井眼轨道设计，调整增斜段造斜率，增加四开增斜段后期的复合钻进比例，有效降低了滑动钻进安全风险。
根据优化井眼轨道设计，从6390m开始多复合钻进，利用复合钻进自然增斜，预计造斜率8°/100m钻完四开（井深6580m），然后五开按照16.5°/100m 造斜率增斜钻进，能达到地质靶点要求（中靶心）。
表2 调整造斜率后的轨迹数据井深/m 井斜/°方位/°垂深/m 南北/m 东西/m 视位移/m狗腿度/°·100m-1靶6390.00 47.00 256.00 6354.27 -13.90 -156.96 151.95 0.006555.00 60.16 254.69 6452.02 -47.54 -285.09 283.77 8.006705.22 84.68 250.85 6497.07 -89.95 -420.70 425.65 16.506762.13 84.68 250.85 6502.35 -108.54 -474.22 482.30 0.006793.76 85.71 245.71 6505.00 -120.20 -503.50 513.80 16.50 A 7730.01 85.71 245.71 6575.00 -504.20 -1354.50 1445.30 0.00 B 考虑五开小井眼造斜率不确定，为满足优化后设计造斜率要求，五开第一趟钻选择钻具组合“三牙轮+1.25 °螺杆”定向钻进，工具面稳定，造斜率较高，满足设计要求，考虑牙轮钻头寿命短、危险系数高等缺点，从第二趟钻开始选择钻具组合“PDC+1.25 °螺杆”，既满足造斜率要求，又保证了井下安全，提高了钻井速度。
钻进至井深6624m，探到目的层长兴组，根据物探层位标定及优质储层预测，再次对井眼轨道设计进行优化，A靶点垂深上调 2.5m，余下增斜段造斜率18°/100m。
进入长兴组后，地层造斜率异常高，“PDC+1.25 °螺杆”复合钻进以8～14°/100m增斜，及时发现这一情况后，调整每单根滑动钻进与复合钻进比例，比较精确的控制了每单根造斜率，顺利中A靶，进入水平段施工。
3.2.3 水平段轨迹控制技术长兴组储层礁体小，储层较薄，且水平方向变化大，准确穿行优质储层难度大。
为钻穿最多优质储层，实钻过程中，地质录井实时跟踪，根据实钻情况及时调整轨迹。
长水平段小尺寸井眼水平井的井眼轨迹控制难度大。
水平段岩性变化大，复合钻进井斜变化规律差异较大，甚至某一井段复合钻进增斜率异常（例如在水平段6802-6806m处钻时突快，井斜突降0.6°，同一趟钻同样钻井参数情况下此前复合钻进井斜稳），更增加了轨迹控制的难度。
根据增斜段以及水平段初期的实钻经验，长兴组目的层采用“PDC+螺杆”复合钻进井斜变化规律总体如下：使用1.25°无扶正器螺杆复合钻进井斜以2°/100m 微降；使用1.25°扶正器Φ148mm螺杆复合钻进井斜稳；使用1.00°扶正器Φ161mm 螺杆复合井斜以11°/100m强增；使用1.25°扶正器Φ161mm螺杆复合钻进井斜以14°/100m强增。
水平段中后期，参考增斜段以及水平段初期的螺杆复合增斜规律，每趟钻根据本趟钻所需造斜率情况来选择本趟钻所需的螺杆度数、螺杆扶正器尺寸，通过复合钻进来控制井斜，达到调整井斜的目的，滑动钻进只需对方位进行调整。