大慶油田新站油田南部大415區塊地面條件差，處在南湖漁場和稻田地內。為進一步提高經濟效益，在深入研究儲層展布特征、應力及裂縫分布規律的基礎上，將整體壓裂與井網設計相結合，開展了井網井型優選論證，以鉆定向井組為首選，力爭實現少井高產、提高經濟效益的目的。該區待鉆井平均垂深1600m左右，完鉆層位葡萄花油層。上部地層為粉粒流砂層，中部為黑帝廟油層(含氣)，下部為葡萄花油層(欠壓層)，鉆井過程易發生塌、噴、漏，地質情況相對較復雜。以往鉆井平均建井周期直井11天，定向井14天。根據油田開發需要，搞好中深定向井鉆井配套技術研究，大幅度提高油田外圍中深定向井鉆井速度，縮短建井周期，以適應鉆井大提速的要求。

　　中深定向井鉆井提速技術難點是，優選PDC鉆頭和鉆井參數。如果PDC鉆頭和鉆井參數選不好，容易造成中途起鉆。優化井眼四段制剖面設計，是保證下一步能否順利施工的關鍵。優選鉆具組合設計，保證定向后一趟鉆中靶。

　　解決方法是，根據調研和近年來中深井鉆井經驗，優選適合快速鉆進PDC鉆頭。根據該區塊特點，確定合適的造斜點，設計直、增、穩、降四段制剖面。總結并歸納出該區井眼軌跡的影響因素和井斜、方位的變化規律，確保定向施工后一趟鉆中靶完鉆。

　　PDC鉆頭和鉆井參數優選

　　新站區塊屬于中硬地層，可鉆性強。本區塊定向井控制段長(接近1000米)，要求鉆頭有長的保徑。大慶鉆技生產的R4624PDC鉆頭適用于軟至中硬地層，保徑部位較長，能對鉆頭起到扶正作用，在鉆進中保持井斜和方位不變。鉆頭頂部中心內錐面較淺，噴嘴、水槽都集中在該淺內錐面內，對清洗井底及鉆頭有利。該型鉆頭約有20%～25%切削齒布于保徑段，有利于快速鉆進。

　　鉆進技術參數要綜合考慮機械鉆速和井下地質情況等因素，在滿足井身質量要求前提下，采用合適的鉆井參數，一方面可以提高機械鉆速，縮短鉆進周期，另一方面可以保證井眼軌跡達到設計要求，避免二次上車降低鉆井綜合成本。

　　直井段：排量30～32(L/S);鉆壓20～30KN;轉盤轉數162～300(rad/min)。定向造斜段采用滑動鉆進方式，排量30～32(L /S);鉆壓20～30KN。穩斜段、降斜段：排量30～32(L/S);鉆壓40～80KN;轉盤轉數162～300(rad/min)。

　　優選后的鉆頭和鉆井參數很好地滿足了鉆完井的要求，達到了提速的目的。

　　井眼軌跡剖面優化設計

　　設計原則：一是保證鉆井施工安全、快速、高效;二是盡量減小鉆機負荷;三是有利于采油工程。

　　從力學分析的角度和現場施工的具體情況來，在彎曲井段，隨著鉆柱所受張力的增加，鉆柱加在井壁上的力也增大，從而增大了鉆柱與井壁之間的磨擦阻力。因此，造斜點應盡可能選的深一些，盡可能縮短造斜點到目標點的長度。總而言之，在滿足鉆井目的的前提下，應可能選擇比較簡單的剖面類型，力求彎曲軌道段最短，以減小井眼軌跡控制的難度和鉆井工作量，有利于安全、優質、高效鉆井，從而降低成本。

　　大慶油田定向井多采用“直-增-穩”三段制，三段制的特點是剖面簡單、操作方便。但是通過在本區塊摸底，發現三段制剖面不能很好地滿足施工要求，往往造成二次上車。因此根據區塊特點確定造斜點。根據地層特點設計了直、增、穩、降四段制剖面。使穩斜段和降斜段盡量與地層特點接近。定完向后的穩斜段變短了，減小了地層自然造斜能力的影響。降斜段正好處在地層的降斜趨勢上，從而很好地滿足施工要求，提高了一次定向成功率。

　　現場應用中所遇問題

　　大165-92-斜106是首鉆井，該井設計造斜點為300m，但是在300m開始造斜時鉆遇流砂層，導致MWD儀器不能正常工作。定向后復合鉆進過程中鉆井液對MWD儀器沖蝕嚴重，零部件損耗大。造斜點至嫩二段鉆進時易自然增斜，嫩二段以下易自然降斜。

　　針對以上問題，采取的措施是：在防碰條件允許的條件下，盡可能下移造斜點，定向段避開鉆遇流砂層，減少軌跡控制段長，有利于中靶和快速鉆進;定向結束后復合鉆至1200m左右，有利于定向一次成功;為了更好的降低含砂量，在地面挖一個沉砂池;因為嫩二段以下(1100m以下)自然降斜能力較強，復合鉆過程中，位移一般超前靶心25m～30m控制為好。

　　復合鉆結束后，可選的鉆具組合為：

　　(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，方位較設計小1～2°控制)。

　　(2)φ215.9mmPDC+φ210方接頭+φ159×9m+φ210方接頭+φ159×9m+φ198螺扶+φ159×72m(位移超前靶心25～30m，方位較設計小1～2°控制)。

　　(3)φ215.9mmPDC+φ210方接頭+φ159×18m+φ210方接頭+φ159×9m+φ198螺扶+φ159×72m(位移超前靶心25～30m，方位較設計小1～2°控制)。

　　通過首鉆摸底后，在剖面優化設計方面，由于300米左右有流砂層，造斜點選在地層相對穩定的500米以下，井組造斜點從深到淺。這樣的好處是：杜絕了細砂堵塞MWD儀器的引鞋和脈沖發生器;縮短軌跡的控制井段，有利于下一步的井眼軌跡控制及精確中靶;達到防碰目的。

　　井眼軌跡控制技術研究

　　對于大慶油田外圍中深定向井，定向后井眼軌跡控制井段長(接近1000米)，在以前該區塊中深定向井的井眼軌跡控制中,需要頻繁起下鉆、更換鉆具組合或二次上車調整軌跡，來達到定向井中靶的目的。

　　油田內部常規定向井常用穩斜鉆具組合：

　　1#穩斜鉆具組合：Φ215PDC+Φ198螺扶+Φ159無磁鉆鋌+Φ198螺扶+Φ159鉆鋌+Φ198螺扶+Φ159鉆鋌(60m～70m)+Φ127鉆桿

　　2#穩斜鉆具組合：Φ215PDC+Φ198螺扶+Φ159無磁鉆鋌+Φ159鉆鋌+Φ198螺扶+Φ159鉆鋌(18m -20m)+Φ198螺扶+Φ159鉆鋌(40m～50m)+Φ127鉆桿

　　雖然應用上面兩種穩斜鉆具能達到中靶的目的，但是，需要頻繁起下鉆，容易導致井眼軌跡不平滑，狗腿度偏大，不利于完井作業，同時延長了建井周期。

　　通過對新站中深定向井鉆井提速研究，采取的辦法是：定向后，使用導向馬達+MWD無線隨鉆至嫩一段，再更換穩斜鉆具;針對該區上部地層易增斜，下部地層易降斜的規律，優選應用了2號雙Ф210穩斜防卡鉆具組合。

　　穩斜鉆具組合：Φ215PDC+Φ210螺扶+Φ159無磁鉆鋌+Φ159鉆鋌+Φ210螺扶+Φ159鉆鋌(9m～10m)+Φ198螺扶+Φ159鉆鋌(40m～50m)+Φ127鉆桿。如圖1、圖2。

　　井眼防碰工作是我們的重中之重。通過查找老井數據，加強對老井數據的分析，并針對多種設計方案進行優選。施工過程中，加密測斜，認真計算和實時監控，采取了水平井連續控制技術，應用MWD儀器+小角度(1°)螺桿鉆具定向造斜并復合鉆井。滿足了井眼軌跡設計要求，有效地預防了井眼相碰事故發生。

　　針對定叢井，由于井間距的縮小，在做定叢井每口井的定向設計時，防碰成為我們優化定向井軌道的首選，運用現代計算機的運算速度優勢，針對地下障礙物水平投影的多樣性，利用試探法進行繞障圓位置的確定，優化了在水平投影圖上的軌跡設計曲線，并給出了多種不同設計軌跡，可以根據現場施工狀況的不同，靈活地選用井眼軌道設計軌跡。

　　實鉆軌道控制過程中，在滿足地質要求的前提下，由于地層在1100米以后降斜率可達到5～6度/100米。因此，我們采取了在定向后，軌跡超前靶心20～30米控制，換2號雙Ф210穩斜防卡鉆具組合之前，軌跡超前靶心40～50米控制的辦法。見到了很好的效果。

　　以新站油田大415區塊為例，通過應用2號雙Ф210穩斜防卡鉆具組合，降低了井眼曲率變化幅度，提高了定向一次成功率，平均建井周期為9天，2011年以前平均建井周期為14天。實現平均縮短建井周期32.1%，達到了提速的目的，大幅度縮短了建井周期我們根據新站區塊總結的技術經驗，應用在榆樹林油田定向井施工中也取得了優異的成績。截至去年10月底，榆樹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%。