星A6-6井深井大位移
星A6-6井位于双阳县奢岭乡高家屯西偏北约1000m，处于佳伊地暂五星构造A断块高点，该井于1989年6月投产，初产199t/d，不含水，后含水上升，产油逐渐下降，至1996年含水高达98.6%，为了提高原油产量采取了水泥堵水措施，但措施未成将管柱固在井内，大修后鱼顶1835m。
为了使该井复活，同时结合该区块剩余油气情况，设计了一口大位移套管开窗侧钻定向井星A6-61井。该井自1999年8月1日开始施工，至9月19日完钻，9月22日完井，裸眼段长409m，完钻井深2209m，钻井周期12天零21小时，完井周期15天零7小时，平均机械钻速2.53m/h，最大井斜38°，水平位移211m，测井一次成功，固井质量优质，各项技术指标均达到国内同类侧钻井先进水平。 1设计概况
1.1侧钻地质设计简况
1.1.1钻井目的：
动用“死油区”，同时评价星6区块剩余油气情况。
1.1.2地质设计数据：
井底垂深2180m，采油厂后改为2160m，相对并D水平距离200m，相对井口方位261°，指向2A6-8和2A4-8两井连线中点，靶半径≤50m。
1.1.3主要钻探目的层：下第三系双阳组。
1.2工程设计简况
1.2.1开窗：
开窗方法：斜向器开窗。
开窗位置：1797～1800m。
1.2.2剖面设计：
采用以动力钻具增斜为主的直一增一稳三段制剖面设计。具体数据见表1。
表1星A6-6侧钻定向井剖面设计数据表
造斜点（m）设计方位
（°）
造斜段
（m/30m）
造斜段
（m）
稳斜段
（m）
稳斜段井斜角
（°）
目标点垂深
（m）
目标点位移
（m）
1800264.429-1917-220937.222160200
1.2.3井身结构设计
套管：φ88.9mm×（1750～2230m）；水泥返至喇叭口1750m。
1.2.4完井方案设计
为提高固井及完井质量，在满足采油工艺要求的前提下，尽量下入φ88.9mm小直径套管，同时安放刚性和弹性扶正器，进行尾管悬挂完井。 2深井大位移套管开窗侧钻定向井实施难点
2.1开窗质量要求高
要求窗口要有足够大的高度和宽度以及光滑度，以确保后期施工时大角度（1.75°）单弯螺杆和套管扶正器的顺利通过，同时还要保证开窗出去以后钻井作业安全。
2.2井眼轨迹控制难度高
2.2.1可控制垂深少，位移大。
由于综合考虑该区块动液面高度以及钻井成本，开窗位置不易过高，因此造成该井可控制垂深少（360m）、位移大（200m）、井眼轨迹控制难度高。
2.2.2工具的影响。
由于对该地区地层自然造斜特性不了解（该地区无定向井），以及由于φ73mm钻具刚度低、柔性大、抗扭转变形能力差，加之造斜率高摩阻大，对准工具面难度大，使得造斜工具的实际造斜率难以掌握。
2.2.3钻具刚度低，柔性大，稳斜效果差。
2.3硬地层小井眼钻头优选以及与钻井参数优配难度高
像双阳油田这样比较深的井，而且下部又是较硬的地层，开展小井眼钻井在油田尚属首次，而决定侧钻小井眼钻井周期长短以及侧钻成本高低的关键因素之一就是小井眼钻头，因此如何选好适于双阳地区下部地层的小井眼钻头就显得非常重要。另外在选好钻头之后，优配钻井参数能充分发挥钻头的破岩效率。而在φ118mm井眼内，采用φ73mm钻具钻井，柔性大，钻压不易加到钻头上，因此转速的高低对提高小井眼钻头的机械钻速显得尤为重要，特别是PDC钻头，而高转速又易鞭打套管和井壁，并且增加环空压耗，因此小井眼钻头的优选及与钻井参数的匹配是深井大位移套管开窗侧钻定向井的技术难题之一。
2.4测井问题
由于本井井径小位移大，井眼曲率高，采用常规测井仪器井难度大。
2.5固井及完井难度大
2.5.1星6区块处于开发后期，地层压力低，固井时易压漏油气层，造成水泥返高不够，影响固井质量和伤害油气层。
2.5.2该区块油层上部含气量高，下部底水活跃，固井时易气侵和水侵，影响固井质量。2.5.3该井位移大井眼曲率高，环形间隙小，套管下入阻力大，水泥浆顶替钻井液效率低。
2.5.4尾管容积小，易发生替空或留水泥塞现象。
3实施对策
3.1优选开窗工具和窗口位置
铣锥外径大小，直接影响到上窗口高度和窗口宽度，外径越大，则上窗口越高，宽度也越大，综合考核套管内径以及下入钻具的最大外径(φ118mm），优选铣锥外径φ119mm。另外还选择了目前国内比较先进的复式铣锥，边开窗边进行修窗，通过合理的参数调节，可使开窗无死台肩，确保窗口光滑。
另外为确保套管开窗的成功，除了对工具的可靠性和先进性进行优选外，还对窗口的位置进行认真的选择。
3.2采用先进测量仪器和钻具组合进行井眼轨迹控制
3.2.1采用高精度陀螺测斜仪对开窗方位进行定向。
采用高精度陀螺测斜仪对开窗方位进行定向，可大大减少开窗方位误差，避免开始定向造斜时就扭方位，从而有效地利用工具的造斜能力，不浪费有效垂深。
3.2.2采用有线随钻测斜仪进行定向段监测。
采用有线随钻测斜仪进行定向段轨迹监测，工具面角直观，地面仪表显示，便于调整井斜和方位，从而可以达到全力增斜，使工具的实际造斜率接近理论造斜率。
3.2.3设计适合小井眼钻井的稳斜钻具组合。
由于小井眼稳斜钻具组合易降斜，因此设计出单牙轮柔性钻具组合和PDC钻头配直螺杆的微增钻具组合进行稳斜段施工。
3.3研究地层岩性优选钻头和钻井参数
通过对该区块的地层岩性调查及原井钻头选型情况，与胜利油田钻井院合作，优选钻头类型，主要选择钻头类型为PDC钻头和单牙轮钻头。另外，为了提高钻压的传递效率和钻头转速，采用带近钻头扶正器的直螺杆配合转盘进行稳斜段钻进，从而可以大大提高钻头的机械钻速。
3.4优化井身剖面，提高井身质量，改善钻井液性能
在满足地质设计和工程设计要求的前提下，尽可能地使最大井斜角控制在40°以内，此
外还要控制造斜段的全角变化率，使井身轨迹平滑，并建立定期短起钻制度。除此以外，还要改善钻井液性能，提高钻井液携岩能力，降低泥饼摩阻，净化井眼，从而实现小井眼非常规测井成功。
3.5提高固井及完井质量的技术措施
3.5.1防止压漏油气层，确保水泥返高
3.5.1.1采用低密度水泥浆固井。
根据地层压力情况，选择密度为1.50～1.55g/cm3的G级漂珠水泥浆固井。
3.5.1.2减少流动阻力。
由于尾管外环空间隙小，流动阻力大，因此要优选施工排量，在满足紊流顶替的前提下，排量尽可能小，并在水泥浆中加入了降失水剂和减阻剂。
石油测井仪器
3.5.2防油气水窜
水泥浆中加入防渗透剂，另外采取井口憋压候凝，防止水泥浆初凝前油气水窜，影响固井质量。
3.5.3安放套管扶正器，使套管居中
安放套管扶正器，是确保套管中提高窄间隙斜井顶替效率的最有效手段，为此我们与胜利油田钻井院合作，研制出φ118mm井眼套管扶正器。
3.5.4采用双胶塞尾管碰压固井工艺固井
目前国内老井加深及侧钻，固井方法较多，初步统计有5种之多。然而无论哪一种方法，或是工艺简单而需要扫水泥塞（扫水泥塞影响固井质量），或是不需要扫水泥塞而工艺复杂。
而双胶塞尾管碰压固井工艺简单，又无须扫水泥塞。但要使尾管碰压成功，必须解决好三个关键问题：（1）悬拄器悬挂密封可靠；（2）小胶塞与空心胶塞复合要好；（3）尾管浮箍处回压阀回压必须可靠，为此与胜利油田钻井院联合攻克了三个技术难题，确保尾管碰压工艺技术的有效实施。
4现场施工工艺技术
实钻井身结构及数据见图1。
4.1井眼准备
为了确保地锚、导向器总成顺利地下到开窗位置，需要对原油层套管进行检验，首先用φ118mm通径规和刮管器进行通径，看开窗点以上套管是否有变形，其次再进行验漏，看开窗点以上是否有破裂，然后根据原井套管数据资料、固井及地层情况，确定开窗井段的精确位置。
钻具组合：φ119mm通径铣锥+φ110mm刮管器+φ118mm通径规+φ73mm钻杆。
图1井身结构图
4.2套管开窗
4.2.1下地锚。
用φ73mm钻具送地锚到设计位置时，开泵循环10～20min，正常后观察泵压6Mpa，卸方钻杆。
4.2.2陀螺定向。
采用RSG陀螺测斜仪进行地锚键方位定向，坐键后测斜数据为：井斜4.71°，方位250.64°，工具面189°，定向转工具面到279°，锁住转盘，起出陀螺测斜仪。
4.2.3固定地锚。
投球接方钻杆开泵，10min后泵压由6Mpa升至10Mpa后，瞬间降至7Mpa，地锚悬挂之后加压100KN剪断护送器销钉，加压220KN使地锚坐封（地锚下深1802m），之后起出送入管柱。
4.2.4对接斜向器。
利用φ73mm的钻具送φ116mm导向器到地锚头位置，用管钳缓慢转动钻具进行对键，对键成功后加压100KN剪断护送器销钉，起钻准备开窗。
4.2.5磨铣窗口。
斜向器对接成功后，下入复式铣锥进行开窗和修窗。
钻具组合：φ119mm复式铣锥+φ73mm钻杆。
磨铣初期用3～5KN小钻压造台肩，转速40～50r/min，泵压9Mpa，钻井液密度1.08g/cm3，
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