大庆油田新站油田南部大415区块地面条件差，处在南湖渔场和稻田地内。为进一步提高经济效益，在深入研究储层展布特征、应力及裂缝分布规律的基础上，将整体压裂与井网设计相结合，开展了井网井型优选论证，以钻定向井组为首选，力争实现少井高产、提高经济效益的目的。该区待钻井平均垂深1600m左右，完钻层位葡萄花油层。上部地层为粉粒流砂层，中部为黑帝庙油层(含气)，下部为葡萄花油层(欠压层)，钻井过程易发生塌、喷、漏，地质情况相对较复杂。以往钻井平均建井周期直井11天，定向井14天。根据油田开发需要，搞好中深定向井钻井配套技术研究，大幅度提高油田外围中深定向井钻井速度，缩短建井周期，以适应钻井大提速的要求。

　　中深定向井钻井提速技术难点是，优选PDC钻头和钻井参数。如果PDC钻头和钻井参数选不好，容易造成中途起钻。优化井眼四段制剖面设计，是保证下一步能否顺利施工的关键。优选钻具组合设计，保证定向后一趟钻中靶。

　　解决方法是，根据调研和近年来中深井钻井经验，优选适合快速钻进PDC钻头。根据该区块特点，确定合适的造斜点，设计直、增、稳、降四段制剖面。总结并归纳出该区井眼轨迹的影响因素和井斜、方位的变化规律，确保定向施工后一趟钻中靶完钻。

　　PDC钻头和钻井参数优选

　　新站区块属于中硬地层，可钻性强。本区块定向井控制段长(接近1000米)，要求钻头有长的保径。大庆钻技生产的R4624PDC钻头适用于软至中硬地层，保径部位较长，能对钻头起到扶正作用，在钻进中保持井斜和方位不变。钻头顶部中心内锥面较浅，喷嘴、水槽都集中在该浅内锥面内，对清洗井底及钻头有利。该型钻头约有20%～25%切削齿布于保径段，有利于快速钻进。

　　钻进技术参数要综合考虑机械钻速和井下地质情况等因素，在满足井身质量要求前提下，采用合适的钻井参数，一方面可以提高机械钻速，缩短钻进周期，另一方面可以保证井眼轨迹达到设计要求，避免二次上车降低钻井综合成本。

　　直井段：排量30～32(L/S);钻压20～30KN;转盘转数162～300(rad/min)。定向造斜段采用滑动钻进方式，排量30～32(L /S);钻压20～30KN。稳斜段、降斜段：排量30～32(L/S);钻压40～80KN;转盘转数162～300(rad/min)。

　　优选后的钻头和钻井参数很好地满足了钻完井的要求，达到了提速的目的。

　　井眼轨迹剖面优化设计

　　设计原则：一是保证钻井施工安全、快速、高效;二是尽量减小钻机负荷;三是有利于采油工程。

　　从力学分析的角度和现场施工的具体情况来，在弯曲井段，随着钻柱所受张力的增加，钻柱加在井壁上的力也增大，从而增大了钻柱与井壁之间的磨擦阻力。因此，造斜点应尽可能选的深一些，尽可能缩短造斜点到目标点的长度。总而言之，在满足钻井目的的前提下，应可能选择比较简单的剖面类型，力求弯曲轨道段最短，以减小井眼轨迹控制的难度和钻井工作量，有利于安全、优质、高效钻井，从而降低成本。

　　大庆油田定向井多采用“直-增-稳”三段制，三段制的特点是剖面简单、操作方便。但是通过在本区块摸底，发现三段制剖面不能很好地满足施工要求，往往造成二次上车。因此根据区块特点确定造斜点。根据地层特点设计了直、增、稳、降四段制剖面。使稳斜段和降斜段尽量与地层特点接近。定完向后的稳斜段变短了，减小了地层自然造斜能力的影响。降斜段正好处在地层的降斜趋势上，从而很好地满足施工要求，提高了一次定向成功率。

　　现场应用中所遇问题

　　大165-92-斜106是首钻井，该井设计造斜点为300m，但是在300m开始造斜时钻遇流砂层，导致MWD仪器不能正常工作。定向后复合钻进过程中钻井液对MWD仪器冲蚀严重，零部件损耗大。造斜点至嫩二段钻进时易自然增斜，嫩二段以下易自然降斜。

　　针对以上问题，采取的措施是：在防碰条件允许的条件下，尽可能下移造斜点，定向段避开钻遇流砂层，减少轨迹控制段长，有利于中靶和快速钻进;定向结束后复合钻至1200m左右，有利于定向一次成功;为了更好的降低含砂量，在地面挖一个沉砂池;因为嫩二段以下(1100m以下)自然降斜能力较强，复合钻过程中，位移一般超前靶心25m～30m控制为好。

　　复合钻结束后，可选的钻具组合为：

　　(1)φ215.9mmPDC+φ198螺扶+φ159×18m+φ198螺扶+φ159×9m+φ198螺扶+φ159×72m(位移超前靶心30～50m，方位较设计小1～2°控制)。

　　(2)φ215.9mmPDC+φ210方接头+φ159×9m+φ210方接头+φ159×9m+φ198螺扶+φ159×72m(位移超前靶心25～30m，方位较设计小1～2°控制)。

　　(3)φ215.9mmPDC+φ210方接头+φ159×18m+φ210方接头+φ159×9m+φ198螺扶+φ159×72m(位移超前靶心25～30m，方位较设计小1～2°控制)。

　　通过首钻摸底后，在剖面优化设计方面，由于300米左右有流砂层，造斜点选在地层相对稳定的500米以下，井组造斜点从深到浅。这样的好处是：杜绝了细砂堵塞MWD仪器的引鞋和脉冲发生器;缩短轨迹的控制井段，有利于下一步的井眼轨迹控制及精确中靶;达到防碰目的。

　　井眼轨迹控制技术研究

　　对于大庆油田外围中深定向井，定向后井眼轨迹控制井段长(接近1000米)，在以前该区块中深定向井的井眼轨迹控制中,需要频繁起下钻、更换钻具组合或二次上车调整轨迹，来达到定向井中靶的目的。

　　油田内部常规定向井常用稳斜钻具组合：

　　1#稳斜钻具组合：Φ215PDC+Φ198螺扶+Φ159无磁钻铤+Φ198螺扶+Φ159钻铤+Φ198螺扶+Φ159钻铤(60m～70m)+Φ127钻杆

　　2#稳斜钻具组合：Φ215PDC+Φ198螺扶+Φ159无磁钻铤+Φ159钻铤+Φ198螺扶+Φ159钻铤(18m -20m)+Φ198螺扶+Φ159钻铤(40m～50m)+Φ127钻杆

　　虽然应用上面两种稳斜钻具能达到中靶的目的，但是，需要频繁起下钻，容易导致井眼轨迹不平滑，狗腿度偏大，不利于完井作业，同时延长了建井周期。

　　通过对新站中深定向井钻井提速研究，采取的办法是：定向后，使用导向马达+MWD无线随钻至嫩一段，再更换稳斜钻具;针对该区上部地层易增斜，下部地层易降斜的规律，优选应用了2号双Ф210稳斜防卡钻具组合。

　　稳斜钻具组合：Φ215PDC+Φ210螺扶+Φ159无磁钻铤+Φ159钻铤+Φ210螺扶+Φ159钻铤(9m～10m)+Φ198螺扶+Φ159钻铤(40m～50m)+Φ127钻杆。

　　井眼防碰工作是我们的重中之重。通过查找老井数据，加强对老井数据的分析，并针对多种设计方案进行优选。施工过程中，加密测斜，认真计算和实时监控，采取了水平井连续控制技术，应用MWD仪器+小角度(1°)螺杆钻具定向造斜并复合钻井。满足了井眼轨迹设计要求，有效地预防了井眼相碰事故发生。

　　针对定丛井，由于井间距的缩小，在做定丛井每口井的定向设计时，防碰成为我们优化定向井轨道的首选，运用现代计算机的运算速度优势，针对地下障碍物水平投影的多样性，利用试探法进行绕障圆位置的确定，优化了在水平投影图上的轨迹设计曲线，并给出了多种不同设计轨迹，可以根据现场施工状况的不同，灵活地选用井眼轨道设计轨迹。

　　实钻轨道控制过程中，在满足地质要求的前提下，由于地层在1100米以后降斜率可达到5～6度/100米。因此，我们采取了在定向后，轨迹超前靶心20～30米控制，换2号双Ф210稳斜防卡钻具组合之前，轨迹超前靶心40～50米控制的办法。见到了很好的效果。

　　以新站油田大415区块为例，通过应用2号双Ф210稳斜防卡钻具组合，降低了井眼曲率变化幅度，提高了定向一次成功率，平均建井周期为9天，2011年以前平均建井周期为14天。实现平均缩短建井周期32.1%，达到了提速的目的，大幅度缩短了建井周期我们根据新站区块总结的技术经验，应用在榆树林油田定向井施工中也取得了优异的成绩。截至去年10月底，榆树林油田共完成定向井63口，平均建井周期9.5天，平均井深1741.33米，中靶率100%。