国内陆上油田大位移井钻井实例调研.doc

国内陆上油田大位移井钻井实例调研一、BPX3X1井1、基本情况设计井深4189m，垂深2450m，水平位移3056.9m。最大井斜角66，闭合方位288.12，实际井底位移3049.79m，垂深2452.16m，斜深4185m。 井身结构：660mm203m+444.5mm1303m+311.1mm3053.6m+215.94185m套管程序：508mm201.89m+339.7mm1300.36+244.5mm3051.172、下套管的主要难点主要难点在技术套管和油层套管，要准确判断套管能否顺利下入，首先要确定井眼的实际摩阻因数，由摩阻因数确定相应的临界角和下套管剩余大钩载荷。(1)实际摩阻因数选取：采用电测后最后一次通井大钩载荷数据，反算套管内摩阻因数和裸眼段摩阻因数。(2)由摩阻因数确定相应的临界角(3)不同井段的摩阻因数：根据摩阻定义和分析可知，能测到下套管的大钩载荷，即可以确定出井眼的摩阻因数。实测大钩载荷是准确确定井眼摩阻因数的关键。3、下套管方式的确定(1)采用常规下套管方法可以将套管下到3050m。(2)完井管柱：244.5mm浮鞋+244.5mm套管2根+244.5mm浮箍+244.5mm套管至井口。浮鞋、浮箍均采用威得福可钻带自灌浆装置，244.5mm套管钢级P110、壁厚11.05mm，水泥头采用双塞水泥头。(3)扶正器安装：244.5mm套管共加入10只305mm滚轮刚性扶正器。分别加在井底3只滚轮扶正器，在上层套管鞋处加2只滚轮扶正器，在上套管曲率最大的弯曲段每3根套管加1只，共加3只滚轮扶正器，在井口以下加2只滚轮扶正器。(4)灌浆、解卡装置：该装置可以在下套管过程中如果出现中途遇阻，可以随时插入244.5mm套管内进行循环，破坏砂床，利用循环产生的下推力将套管下到预定位置。该井在244.5mm套管出表层套管鞋后灌满钻井液，顶驱接上随时灌浆、解卡，每下3根灌满钻井液。二、北堡西3X1井1、基本情况设计斜深4189m，垂深2450m，水平位移3056.9m。完钻垂深2452.16m，水平位移3049.79m，最大井斜角67.18，位移垂深比1.24：1。2、钻井设备及工具应用了顶部驱动、MWD+导向钻具、水基钻井液、高速线性振动筛、非旋转钻杆保护器、摩阻扭矩预测分析、套管滚轮扶正器、大满贯测井+钻杆输送测井。3、井眼轨迹控制(1)444.5mm井眼轨迹控制：主要难点：本井眼设计造斜点300m，地层浅、疏松，钻头尺寸大，造斜困难，为了保证造斜成功，主要采取了以下措施：采用了大尺寸刚性导向钻具组合和合理钻进参数，确保了造斜井眼轨迹的实现。钻具组合为：444.5mm钻头+244.5mm(1.25)马达+406mm扶正器+244.5mm短无磁钻铤+229mm无磁钻铤+MWD短节+244.5mm保护接头+229mm无磁钻铤+203.2mm钻铤6根+165mm震动器+203.2mm钻铤3根+127mm加重钻杆21根+139.7mm钻杆。初步造斜时，即020左右降低钻进排量，减少水力对井底的冲蚀，让钻头充分接触井壁，以利于造斜。优选滑动和复合钻井进尺比例。(2)311.1mm井眼轨迹控制主要难点：控制井段长、井斜大、地层松软，滑动钻进时工具面难以摆放到位，尤其是PDC钻头井眼轨迹控制困难，针对以上难点采取了一下措施：采用合适角度大尺寸刚性导向马达钻具控制，利用444.5mm井眼稳斜的经验和导向钻具旋转钻进具有降斜趋势的一般规律，优选了欠尺寸稳定器尺寸，使井斜得到了有效控制，较好地实现了稳斜的目的。钻具组合为：311.1mm钻头+244.5mm(1)马达+290mm扶正器+203.2mm短无磁钻铤+203.2无磁钻铤+MWD短节+203.2mm保护接头+203.2mm无磁钻铤+203.2钻铤9根+165mm震击器+127mm加重钻杆21根+139.7mm钻杆。适时采用短井段、勤调整、小调整措施。27613053.6m，下入PDC钻头，钻压超过50KN蹩钻严重，旋转钻进发生降斜，施工中主要采用滑动钻进控制降斜趋势。(3) 215.9mm井眼轨迹控制主要难点：一是井深、摩阻大，滑动钻进时，导向钻具工具面难以摆放到位；二是井斜大，降斜率控制难度大。主要采取了以下措施：根据设计降斜率，优选了合适角度大尺寸刚性导向钻具进行井眼轨迹控制。钻具组合为：215.9mm钻头+172mm(1)马达+欠尺寸扶正器+158mm无磁钻铤1根+165mmMWD短节+165mm保护接头+165mm无磁钻铤1根+127mm加重钻杆24根+165mm震击器+127mm加重钻杆9根+127mm钻杆。不同的井段根据降斜率的大小优选了欠尺寸稳定器进行旋转钻进降斜，取得良好的井眼轨迹控制效果。减少了实施滑动钻进降斜进尺，有效克服了滑动钻进工具面难以摆放和托压问题。4、主要工艺技术措施主要问题：该井设计方位为288，冀东油田最大地层水平主应力方向为260270，与造成井眼趋于不稳定状态的最差钻井方向几乎平行(相差1828)，而井眼方位无法改变，同时通过临井钻井经验和三压力预测表明馆陶底玄武岩坍塌压力较高且易发生井漏，因而该井的井壁稳定问题显得十分突出。(1)井壁稳定首先根据邻井的测井资料预测的3个压力结果，预测地层最高坍塌压力、最小破裂压力。依据坍塌压力附加0.02，确定该井的钻井液密度，通过计算得到最大当量循环密度。在03053m井段选用了聚合物放塌钻井液体系，在30534189m井段选用了硅基放塌钻井液体系，通过室内评价，表明此2套体系具有防塌能力强、岩屑回收率高、流变参数合理等优点。(2)井眼清洁合理调整钻井液流变性，尽可能提高塑比，并注意提高低剪切速率下3、6的值，有效地提高了钻井液携岩能力。对于444.5mm井眼，由于井眼大，环空返速低，钻完设计井深后，泵入了100m3稠浆塞清扫井底，保证了井眼清洁。加强和坚持短起下钻措施，有效清除了岩屑床，弥补了排量不足的缺陷。(3)摩阻、扭矩控制从改善滤饼质量和润滑剂的润滑机理入手，在不同的井段、工况选用了极压润滑剂、磺化沥青、白油、聚合醇、改性石墨和塑料小球等润滑剂进行了复配。加强摩阻、扭矩现场跟踪分析和预测，分阶段求出实际摩阻因数，对预测软件的边界系数进行修正，预测待钻井段摩阻、扭矩和井眼状况。四开在增斜井段及过渡段安装应用了30只非旋转钻杆保护器，有效降低了钻进扭矩。(4)固相控制应用了高速线性振动筛，筛网从60目换至120目。为了有效地清除钻井液中有害固相，保持钻井液性能的稳定，主要采取措施是：一是使用固控设备，尤其是双离心机的使用；二是清罐。5、完井技术(1)下套管和固井下套管前用足尺寸双稳定器常规钻具组合通井，模拟下套管，监测下钻摩阻，为下套管做好前期井眼准备工作。利用实钻井眼轨迹数据和实际摩阻因数进行下套管摩阻预测分析，确定了244.5mm套管不实施漂浮下入技术。依据各层套管用途，合理设计套管扶正器，并尽量减少下入数量，一般情况下，以保证套管鞋封固质量为重点。下244.5mm套管时安装使用了套管放卡灌浆装置，一是及时给套管灌浆；二是防止在下套管过程中发生遇阻遇卡时，在任意高度，及时插入套管憋压密封，建立循环，防止卡套管。固井方式，339.7mm和244.5mm套管均采用双凝水泥单级固井，水泥全部返至井口。(2)测井采用了大满贯测井技术。使用电缆测井+钻杆输送测井相结合的方式。6、存在问题(1)摩阻扭矩的控制与预测是大位移井的一项关键技术。北堡西3X1井在井斜大于43后滑动钻进明显存在托压现象，钻至井深2761m，下入PDC钻头钻进时，钻压大于50KN曾发生过顶驱蹩停现象。目前使用的各种摩阻应用软件，分析计算出的数据均存在一定误差，各阶段、各种工况条件下实测摩阻、扭矩反映出的摩阻因数有时也相差很大，甚至不合实际。 (2)大位移井由于井斜大，钻头所受到侧向力大，牙轮钻头偏磨及轴承旷动严重，钻头寿命短；PDC钻头扭矩大，复合钻进易降斜，滑动钻进工具难以摆放到位。三、埕北21-平1井1、基本情况该井完井井深4837.4m，水平位移为3167.4m，水平段长132.4m，最大井斜角为93.6，垂深2633.92m。在444.5mm井眼内下入339.3mm表层套管至井深906.28m，在311.2mm井眼内从井深1000m开始造斜，至井深2300m井斜75，稳斜至井深3103.13m， 244.5mm技术套管下至井深3102.36m，在215.9mm井眼内稳斜(75)至井深4503.8m，到井深4705m增斜至水平段，水平钻至完钻，139.7mm油层套管下至井深4833m。2、钻井液配方优选选用BPS-硅聚润滑放卡水基钻井液，该钻井液的特点：流变性容易控制且能长时间保持稳定；具有良好的悬浮携岩特性，满足井眼清洁的要求；具有强抑制性，能够控制地层造浆，稳定井壁；具有良好的润滑性，能有效降低摩阻和扭矩。3、井眼净化(1)钻井液排量的选择该井主要目的是探索在低排量、低返速条件下钻井液的悬浮携岩能力和清洁井眼能力，为以后施工提供数据、总结经验。(2)流变参数的选择在钻井液流型、环空返速确定的情况下，适宜的流变参数是提高钻井液携带岩屑、清洁井眼能力的关键因素。(3)低剪切速率下钻井液流变性和静切力的控制水平井的钻井经验表明，提高钻井液低剪切速率下的视粘度、切力或高剪切速率下的零切力值和提高钻井液的松弛力，可以很大程度地改善钻井液的悬浮能力；保持一定的静切力，可以防止接单根或测斜时在钻井液静止过程中，环空岩屑迅速下沉形成岩屑床。(4)保持钻具的旋转和及时短程起下钻4、摩阻和扭矩与钻井液的润滑性能(1)钻井液润滑性BPS-硅聚水基钻井液通过加入原油和无荧光润滑剂，并经两性固体乳剂SN-1充分乳化，能够在井壁形成一层薄的油化膜，使钻具与井壁间的摩擦变成井壁上钻井液与钻具上钻井液之间的内摩擦，达到降低摩阻和扭矩的作用。在钻井过程中随着井深的增加，根据摩阻、扭矩的增大情况，逐步增大钻井液中油相得有效含量。(2)施工过程中摩阻、扭矩分析5、井眼稳定(1)钻井液的强抑制性和低滤失量的控制(2)钻井液密度与循环当量密度的控制四、桩斜146井1、基本情况完钻井深2622.3m，垂深1700.01m，水平位移1839.03m，位垂比为1.08：1。实际造斜点221m，最大井斜58.9。2、钻井设备采用常规ZJ45钻机施工3、轨迹控制难点与采取的技术措施(1)浅地层造斜困难设计造斜点井深仅250m，在第四系平原组，地层为极松软的粘土及流沙层；且定向段为346mm 大井眼，设计造斜率又高达25/ 100m ，在如此软的浅地层中进行大井眼高造斜率定向， 在水力作用下，根本加不上钻压，工具面不稳定，井径扩大率大，造斜率很难达到。(2)井眼轨迹控制难度大设计井斜角为54的稳斜井段长达2150m ，井眼轨迹控制相当困难：地层软，水力冲击破岩显著，常规稳斜钻具难以保证稳斜效果，频繁更换钻具组合，必然会影响施工速度，甚至导致井下复杂；软地层导向钻具复合钻进，井斜降得也很快，需间隔性滑动增井斜，这样，形成的井眼必然呈“锯齿状”，也可称为“波浪型”，导致摩阻大。(3)地层造浆严重，易泥包稳定器斜井段为明化镇及馆陶组地层，吸水膨胀严重。容易泥包稳定器，导致起钻困难，甚至造成井眼坍塌，出现划眼，且划眼易出新眼。根据以上难点，在本井施工过程中采用了如下三项技术：(1) 考虑大井眼浅地层定向，造斜率小于设计造斜率，将造斜点提前，保证足够的增斜余量；(2) 采用“弯接头+ YSS 有线随钻方式”进行初始定向；(3)增斜及稳斜段钻进采用复合导向钻进技术。4、井眼轨迹控制过程(1)一开直井段。钻具结构：346mm 钻头+203mm 钻铤6 柱+ 127mm 加重钻杆15 根。上部地层松软，为防止井径扩大率过大，采用单泵钻进；为了防斜，采用轻压20kN ，转速120r/ min 钻进参数，上部井段实钻井斜 1。(2)初始定向段。钻具组合：346mm 钻头+197mm 直螺杆+ 2. 75弯接头+178mm 无磁钻铤+127mm加重钻杆21 根，考虑到地层软，井径扩大率大，容易使单弯扶正块失去作用，MWD 静止循环测斜，易造成井径扩大，导致定向失败，故选用“弯接头+ YSS 有线随钻方式”进行初始定向；针对机械钻速快、工具面不好掌握的情况，采用单泵小排量(36L/ s)、零反扭角、控时、控压方式钻进。(3)第二增斜段。钻具结构为： 346mm钻头+197mm1. 5单弯螺杆(带344mm本体式扶正块) + 直接头+203mm无磁钻铤+ MWD +127mm 无磁承压钻杆+127mm 加重钻杆21 根。(4)稳斜段。241. 3mm 井眼钻具结构：241. 3mm 钻头+197mm1. 5单弯螺杆(带238mm 本体式扶正块) + 直接头+178mm 无磁钻铤+ MWD +127mm 无磁承压钻杆+127mm加重钻杆21 根。五、金平1井1、基本情况完钻垂深592.9m，完钻井深2128m，水平位移1636.49m，水平段井斜角91，位垂比2.803：1。该井实际井身结构和套管程序为：一开，660.4 mm 钻头钻深112 m， 508 mm套管下深111.48 m；二开，346.1 mm钻头钻深774.74 m，273.1 mm套管下深774.39 m；三开，241.3 mm钻深2128 m，由于是探井，无油气未下套管。2、主要技术难点(1) 地层胶结疏松。金平1 井所钻地层为明化镇组、馆陶组和沙4 段地层，砂岩地层胶结疏松、压实性差，泥岩地层蒙脱石含量高，遇水极易水化膨胀。造斜点浅，造斜稳斜较难控制，易出现键槽；大井斜段和水平段地层疏松，保持井壁稳定困难。(2)井眼尺寸大、水平段长，岩屑携带困难。金平1 井自造斜点到A 靶点(330100771145 m) 的井段较短，井斜角大，造斜率高，岩屑在自重作用下下沉，很容易形成岩屑床；由于A 靶点垂深大于B 靶点，水平段自A 点至B 点轨道上翘，岩屑易于在A点聚集，形成岩屑床；且岩屑上返路程长。(3)水平段和斜井段长，钻柱的摩阻、扭矩大。水平位移长达1636.49 m ，在导向滑动钻进中，钻具躺在下井壁，钻具与井壁的接触面积大，致使钻井施工过程中摩阻升高、扭矩增大；起钻负荷大，下钻阻力大；完钻垂深较浅，钻具重力不足，滑动钻进时加不上钻压，钻速低；钻柱与技术套管摩擦，套管易磨损；由于直井段短，套管下入时重力小，而水平位移大，会造成下套管困难，同时也会影响固井质量。3、钻具组合、井眼轨迹控制(1)增斜井段增斜井段采用滑动钻进方式钻进，钻具组合采用柔性钻具组合：346.1 mm 钻头+24415 mm1.75单弯螺杆钻具+ 单向阀+203.1 mm 无磁钻铤1 根+203.1 mm MWD 无磁短节+ 631410接头+ 127.0 mm 斜坡钻杆15 根+ 127.0 mm 加重钻杆45 根+ 127.0 mm 斜坡钻杆。由于造斜点浅，井眼尺寸大，开始造斜时适当控制排量，确保钻压及工具面的稳定，有利于造斜率的控制。该井段采用一趟钻完成，采取短程起下钻和提前倒装钻具，确保大斜度井段钻压的有效传递。严格控制工具的造斜率，保证井眼轨迹平滑，以减小钻柱的摩阻和扭矩，同时消除由于起下钻而形成键槽的可能性。由于该井段相对狗腿度较大，而地层较软，容易形成键槽。起下钻时，要预防键槽卡钻，如阻卡严重，可下入破键器破坏键槽，以防止卡钻。下入动力钻具时，原则上禁止划眼，严禁定点循环钻井液，遇阻时，活动下放钻具，若无效，起钻通井，以防划出新井眼。(2)水平井段钻具组合：241.3 mm钻头+ 197.0mm 1单弯螺杆钻具+ 单向阀+127.0 mm 无磁承压钻杆1 根+177.8 mm MWD无磁短节+ 531410 接头+127.0 mm 斜坡钻杆(随井深增加相应调整) +127.0 mm 加重钻杆45根。每钻进两柱钻柱进行一次短程起下钻并导入斜坡钻杆，保证加重钻杆始终在上部，当钻具重力不足以克服摩阻时，采用倒装钻具，上部逐渐替入钻铤，以增加钻具重力来施加足够的钻压，提高机械钻速，钻铤的使用井段在井斜角30以上井段。加强随钻测斜，分析钻具组合的性能，合理调整滑动钻进与复合钻进的比例，控制好井眼轨迹，保证井眼轨迹平滑。钻遇泥岩段时，造浆比较严重，井斜角基本能够稳住；钻遇砂岩段，由于成岩性不好，比较疏松，会产生一定程度的降斜，尽量在一个立柱中间的单根定向，避免在最后一个单根定向。要避免划眼影响定向效果，必要时进行通井。4、钻井液技术采用短起下钻或分段循环的方法改变岩屑的沉积状态和位置，同时改变钻井液的流变参数，增强钻井液的携岩能力，达到减少岩屑床厚度、清洗井眼的目的。5、钻头选型一开、二开分别采用了适合软地层特点的P2钻头和SKG124 钻头，充分发挥了钻头的性能，提高了钻进速度；三开水平段施工，主要考虑钻头适应动力钻具高转速高磨损的特点，应对滑动钻进和复合钻进以及满足频繁的地质循环，保证井下使用时间选用了LHJ517G钻头。6、其他技术措施(1)防止键槽卡钻。(2)完井电测。六、垦东405-平1井1、基本情况该井完钻井深2888. 86m，垂深1189. 75m，水平位移2073. 46m，水平段长953. 32m，造斜点深500. 47m，最大井斜94，位移垂深比达到1. 74。2、主要技术难点(1) 钻井工程优化设计问题。如何选择合理的井身结构，既能保证钻井施工安全，又能满足地质开发要求；优选井眼轨道设计，有利于井眼轨迹控制，提高钻井速度，特别是降低摩阻和扭矩。(2) 井眼轨迹控制难度大。该井造斜点浅，垂深浅，大斜度井段长，水平位移大，浅层不易造斜，随着水平段的延伸，摩阻和扭矩增大，钻具传压困难，井眼轨迹难以控制和调整。(3) 井眼清洁与稳定。本井目的层为馆陶组油层，全井地层松软，大斜度井段长，钻进过程中携岩困难，井眼容易垮塌，发生井下事故的几率大。(4) 选择何种测量方式，以满足测量施工要求，并根据钻遇地层情况，准确判断油层，保证水平段在油层中延伸，提高开发效果。3、井眼轨迹控制与施工技术(1)直井段直井段一开、二开井段均采用塔式钻具组合钻进，使用YSS电子多点测斜仪进行轨迹跟踪监测，出表层套管采用小钻压(2030kN) 吊打钻进，钻进至钻铤全部出套管后正常加压钻进，这些技术措施的实施，确保了直井段轨迹质量，最大井斜0. 51；井底位移仅0. 15m ，为下部井眼轨迹控制，打下了良好的基础。(2)增斜井段本井斜井段按照圆弧过渡段+ 悬链线+ 稳斜段+ 圆弧段的设计剖面施工，用1200MWD 无线随钻测斜仪跟踪轨迹，顶驱配合高效346. 1mmPDC 钻头+ 1. 5中空动力钻具完成圆弧段218. 19m。用1中空动力钻具完成悬链线段442. 93m，滑动钻进与旋转钻进比例为1：2。用1中空动力钻具完成稳斜段675. 69m，滑动钻进占22 %。造斜点井深500. 47m，二开结束井深1837. 28m，垂深1176. 15m，水平位移1023. 72m，闭合方位62. 79。轨迹控制满足了设计要求，实现了旋链线剖面，整个斜井段轨迹圆滑，施工顺利，主要技术措施：采用导向钻井技术。增斜井段均采用PDC 钻头+ 全新中空动力钻具+ MWD的钻具组合，施工中加密测点，及时对井身轨迹进行监控，严格按设计轨道钻进。圆弧段以滑动钻进为主，悬链线段以旋转钻进与滑动钻进相结合，稳斜段以旋转钻进为主。优化钻具组合，尽量简化钻具结构，使用承压钻杆代替钻铤，通过倒换钻具使加重钻杆始终在直井段，在合适位置加入破槽器，根据井斜变化率情况更换动力钻具角度。优化钻进参数。本段所钻遇地层为明化镇、馆陶组地层，在保证动力钻具安全及使用时间的前提下，充分发挥中空动力钻具的优势，保证使用动力钻具组合排量达到60L/ s，保持了较高的岩屑上返速度，增加携岩效果，更好的清洗井眼，大大提高了钻井速度。坚持短起下钻措施。充分发挥顶部驱动设备优势，短起下钻时适当旋转钻柱，必要时采用了倒划眼措施，保证了井眼畅通，降低了摩阻和扭矩，避免了井下复杂情况。本井与垦东401-斜3 井最近距离4. 2m，钻进过程中，及时做好防碰预测，加密测点，增加测斜精度，防止了两井相碰事故发生。(3)圆弧增斜段及水平段填井后扫水泥塞至井深1820. 56m 开始侧钻增斜，为消除技术套管磁干扰问题，施工时采用高边工具面的方法进行侧钻施工。钻具组合： PDC 钻头+ 1. 5中空动力钻具+ LWD无线随钻，钻进过程中，根据LWD 随钻测取的地质参数和地质录井情况，随时分析判断油层， 保证了水平段在油层中穿行， 钻至井深2888. 86m 顺利完钻。水平段施工是本井的技术关键所在，主要采取了以下技术措施：摩阻和扭矩问题。随着井深位移的增加，水平段钻进的摩阻扭矩也逐渐增加，摩阻扭矩问题是目前国内大位移井面临头号问题。通过简化钻具结构，采取划眼等措施，有时倒划眼的岩屑量是正常钻进时的23 倍，修正、平滑井眼，降低了摩阻和扭矩。由于本井采用低造斜率和旋链线剖面，滑动钻进加不上压的问题不明显，滑动钻进时最大钻压为240kN。套管磨损。本井施工过程中，在钻杆上加非旋转钻杆保护器，根据钻具组合的需要，及时调整非旋转钻杆保护器的位置，实践表明效果良好。测量与井眼轨迹控制。本井为新区块，邻井可参考资料少，地层不确定性大，垂深11811190m，在进入目的层之前，使用了最先进的LWD 地质导向无线随钻测量仪，准确地确定了实际目的层的位置，确保了井眼轨迹的精确进入和水平井眼在油层位置延伸。实际目的层垂深与设计相差38m，轨迹控制难度很大，充分利用LWD地质导向作用，采取提前预测，及时进行调整，加强对井眼轨迹控制的精度，在满足地质要求情况下，尽量保证轨迹尽可能平滑。七、张海502FH井1、基本情况完钻井深5387m、垂深2845.49m，井底水平位移4128.56m，水平段长602m。2、钻井技术难点(1)套管开窗。(2)井斜角3570井段定向钻进。该井段设计为双增剖面，井斜角64.9稳斜段长862.05 m ，第二段从64.9增到90.0入窗，段长251 m。根据钻井经验，在井斜角3570井段定向钻进，摩阻扭矩预测、井眼清洁是主要难点。另外，由于地层复杂多变，井眼轨迹控制和水平段的顺利入窗难度大。(3)水平段钻进。由于垂深大、水平段长，如何保证井眼轨迹在油层中部穿行，井眼稳定且扭矩、摩阻、钻具和定向水平控制是技术难点。(4)钻具组合及钻井参数选择。由于该地区地层压力系统存在不唯一性和突变性，因而油气层保护、钻井液性能参数优选和维护、钻井参数和钻头的选择及优化难度较大； 另外由于钻进过程使用LWD随钻测井， 而LWD 本体稳定器外径大(212.7mm) ，对欠尺寸稳定器的选择及钻具组合的优化带来了困难，也使钻井施工增加了风险。(5)完井作业。下尾管，固井，悬挂筛管及盲管下至水平段的窗口，并下入两个管外封隔器( ECP) ，由于井深，井眼小，裸眼段长，所以施工的每一步骤及油气层保护，都存在技术难点。3、井眼轨迹控制技术(1)215.9mm井眼钻具组合：主要采用倒装钻具组合： 215.9mm 钻头(以PDC 钻头为主) + 172.0 mm 马达(1.25) + 206.0 mm 稳定器+ 172.0 mmLWD +158.8 mm 无磁钻铤1 根+ 127.0 mm 钻杆+127.0 mm 加重钻杆+ 127.0 mm 钻杆+ 139.7mm 钻杆。钻进方式：钻压基本维持在40120 kN ，转速30100 r/ min ，排量在30 L/ min 左右；为了保证井眼轨迹的圆滑，采用滑动、旋转分段进行的方式定向造斜钻进。(2)155.6mm井眼钻具组合： 155.6 mm 牙轮钻头+120.0mm 导向马达(1) + 浮阀+ 139.0 mm 稳定器+120.0 mm LWD +88.9 mm 钻杆+88.9 mm 加重钻杆+88.9 mm 钻杆+127.0 mm 钻杆+139.7 mm 钻杆。钻进方式。始终采用大排量(16 L/ s) 、高转速(90 r/ min) 钻进；钻进过程中，为了确保水平段油层钻遇率和施工安全，减少滑动钻进。4、钻进过程中摩阻扭矩预测技术(1)控制好井眼轨迹，使井眼轨迹圆滑，以降低摩阻和扭距。(2)控制好钻井液的摩阻系数。(3)强化固控设备的使用，控制好钻井液的含砂量。(4)在满足钻进参数和井眼轨迹控制的情况下，不使用钻铤，只增加加重钻杆的数量，通过减少钻柱与井壁的接触面积来降低钻进过程中的摩扭及起下钻过程中的摩擦阻力。(5)认真记录和监测各种工况下钻具的悬重和扭矩，并根据其变化及时判断井下情况，采取有效的减阻措施；同时，根据上部井段实际摩扭数据，进行下部井段摩扭预测，以指导现场施工。5、倒划眼起钻井眼清洁技术张海502FH 井采用了先进的、钻大位移井专用的井眼清洁技术起钻倒划眼技术。6、钻井液技术(1)钻井液体系的抑制性和井壁稳定性(2)钻井液体系的润滑和放卡作用(3)钻井液体系的井眼净化效果(4)钻井液体系的油气层保护7、完井技术张海502FH 井是在大港滩海地区钻的第一口大位移水平井，采用了尾管悬挂、固井及下筛管一整套先进的大位移水平井完井方式。(1)177.8mm尾管下入与固井技术管串结构：177.8 mm 浮鞋+177.8 mm套管2 根+177.8 mm 扶箍+177.8 mm 套管2 根+177.8 mm球座+177.8 mm 套管(设计数量) + 203.5 mm 管外封隔器+177.8 mm 套管1 根+203.5 mm 管外封隔器+ 177.8 mm 套管7 根+244.5 mm 177.8 mm 尾管悬挂器，尾管悬挂器选用威德福公司产品，套管全部为进口、钢级P110 、壁厚9119 mm。扶正器的安放。通过室内模拟计算优化确定扶正器的安放位置，浮鞋至球座套管段分别加一螺旋扶正器，套管串顶部和底部采用滚轮扶正器，增加套管下入润滑性，中间段采用弹性扶正器控制套管居中度。下套管情况。下尾管过程中每5 根套管灌满钻井液一次，最后一根套管入井后灌满钻井液，接钻杆送入时，每5 柱套管灌满一次钻井液，4 230 m 以深每柱钻杆接顶驱下套管划至井底。尾管固井。选用嘉华G级水泥浆体系。(2)114.3mm筛管完井技术管串结构。114.3 mm 浮鞋(带单流阀) +114.3 mm 筛管5 根+ 101.6 mm 密封筒+114.3 mm 筛管(设计数量) + 114.3 mm 盲管(设计数量) +127.0 mm 短套管1 根+177.8 mm管外封隔器+177.8 mm 114.3 mm 悬挂器。筛管下入措施。完钻后采用倒划眼起钻技术清洁井眼。筛管下入过程中，每7 根安放一扶正器，在钻具组合中安放8 个减阻器，整个筛管的下入与悬挂器坐挂均顺利。八、桩斜183井1、基本情况该井完钻井深3535m，垂深2628.67m，水平位移2045.84m，最大井斜角51.34，位移与垂直比0.78:1。2、钻井设备采用常规的ZJ45钻机装备、配套的钻井工艺技术。3、钻井技术难点造斜点浅(500m)、地层比较松软、易坍塌及大尺寸井眼(311.11mm)定向困难。4、方法和工艺措施(1)采用较小度数的弯接头进行定向，用有线随钻测量仪监测，定向造斜一次完成，保证了井眼轨迹平滑，减小了井眼的狗腿角。(2)通过加强短起下钻、分段循环等技术措施，解决了在大井斜、浅地层钻进快条件下，岩屑的携带问题，确保了井眼畅通，减小摩阻和扭矩。(3)采取勤测量、及时预测下部井眼轨迹变化、随时调整钻井参数等措施， 严格控制井眼轨迹， 保证了井下安全， 避免了井下复杂情况的发生。(4)对井眼方位的控制，采取了分两段调整方位的技术措施，证明该措施是正确的，保证了井眼轨迹平滑。九、桩斜184井1、基