苏里格气井水平井快速钻井配套技术
苏里格气田水平井S77-5-8钻井液技术
２２ 钻 井 液体 系的选 择 ． 对水平好 ． 岩 悬岩 能力 强 ． 变 性可 调 ． 携 流 润滑 性 满 足
（） １ 润滑 问题 。水 平 井 段钻 具 整 体躺 在 下井 壁 上 ． 具与 井壁 的轴 向摩 擦 和径 向摩 擦加 大 了起 下 钻
￥ ７ ５８ ７ — ＿ 井位于 内蒙古 自治区乌 审召 巴音陶勒盖 ． ￥ ７ － 井西北方 向 ５ ． 地面海拔 １ ９ ｍ属于鄂尔多 ７－ ８ ３ ５ ｍ． ７ １， ２ 斯盆地伊盟隆起南缘 的一 口开发水平井 。设计井深 为
４３ ０ 导眼井深为 ３ ０ ｍ， ０ ｍ， ０ 造斜点井深为 ２ ７ ｍ， ３ ０ 主要 ６
第 ｌ ４卷 第 ４期
重庆 科技 学 院学报 （ 自然科 学 版 ）
２１ ０ ２年 ８月
苏里格气 田水 平井 Ｓ ７ ５ ８钻 井液技术 ７——
严 利 咏 １ 贾 标 党 战锋 陈 建 １ 骆 旋２
（． １西部 钻探 定 向 井技 术服务 公 司 ，乌 鲁木 齐 ８ ０ ２ ； ３ ０ ６ ２辽 河 油 田井下 作业公 司， ． 盘锦 １ ４ ０ ） ２ １ ７
（ ） 护油气 层 问题 水平井 钻井的基本 目的是 ５保 安全快速完井 ．并通过保护储集层获得最大 的气井产 能， 水平井段钻 速慢 、 油气 层段长 ， 井液 与气 层接触 钻
时 间 长 、 触 面积 大 。 层 污 染 的 可 能 性 增 大 接 气
喷、 防漏 、 防塌 。
２ 施 工技 术 难 点 及 钻 井 液体 系选 择
（ ） 漏 问 题 。 ￥ ７ ５ ８井 刘 家 沟 组 地 层 压 力 ４井 ７— —
塌 、 卡 措施 ： 叠 系石 盒 子 组 泥 岩 应 防 止钻 头 泥 防 二
苏里格大型致密砂岩气田开发井型井网技术_何东博
1 苏里格气田基本地质特征及其对开 发井部署的影响
1.1 苏里格气田基本地质特征 苏里格气田主体位于鄂尔多斯市乌审旗境内，区 域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡， 勘探面积约 4×104 km2，主要产层为二叠系盒 8 段—山 1 段，埋藏深度主 要为 3 000～ 3 600 m。 苏里格气田基本地质特征可概括 为 4 个方面。 ① 为典型的致密砂岩气。按照国际通用的评价标 [2-4] 准 ，将一个气藏定义为致密砂岩气需要满足两个基 本条件： 地层条件下砂岩平均渗透率小于 0.1×103 μm2 （不包括裂缝渗透率） ；气井没有自然产能或自然产能 低于工业标准，需要通过增产措施或特殊工艺井获得 商业气流。可见，致密气概念强调的是其开发的技术 条件和经济条件。苏里格气田产层孔隙度主要分布在 3% ～ 12% ，常压空气渗透率主要分布在 0.01×103 ～ 1.00×103 μm2 ， 50% 以上样品的常压空气渗透率小于 0.1×103 μm2；通过覆压渗透率测试评价地层条件下储 集层基质的渗透率，发现 85%以上样品覆压渗透率小 于 0.1×103 μm2 [5]。不同孔隙结构的致密砂岩，其地层 条件下渗透率 0.1×103 μm2 大致对应于常压空气渗透 率 0.5×103～ 1.0×103 μm2。苏里格气田无论是直井还 是水平井均需要压裂改造后才能达到工业产量。所以 苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。 ② 大面积含气，储量丰度低，平面上富集不均。 在沉积地质历史时期，苏里格地区发育多个大型水系，
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着能源需求的不断增长，致密气藏的开采逐渐成为国内外油气勘探的重要方向。
苏里格地区，作为国内致密气藏的重要产区之一，其开采效率和开发效益的提高显得尤为重要。
水平井技术作为一种重要的开发方式，对提高苏里格致密气藏的开采效果具有重要意义。
因此，开展苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价工作，对于指导该地区致密气藏的合理开发具有重大意义。
二、研究背景苏里格地区地质条件复杂，致密气藏分布广泛，开发难度较大。
在传统的直井开采方式下，致密气藏的开采效果往往不尽如人意。
而水平井技术能够显著增加油气储层的暴露面积，提高单井产量和采收率，因此被广泛应用于致密气藏的开发。
然而，由于苏里格地区地质条件的特殊性，如何建立适合该地区的水平井产能模型，以及如何评价开发指标，仍需进行深入研究。
三、水平井产能模型研究（一）模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本研究建立了水平井产能模型。
该模型考虑了地质因素、工程因素以及经济因素等多方面因素，通过分析水平井的渗流规律、储层物性、流体性质等因素，建立了能够反映苏里格地区致密气藏特点的产能预测模型。
（二）模型验证为验证模型的准确性，本研究选取了苏里格地区多个典型水平井进行实际数据对比分析。
通过对比实际产量与模型预测产量，发现模型预测结果与实际数据较为吻合，表明该模型具有较好的预测精度和可靠性。
四、开发指标评价（一）评价指标体系构建为全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，本研究构建了包括经济效益、技术效益、环境效益等方面的评价指标体系。
通过综合分析这些指标，能够全面反映水平井的开发效果和效益。
（二）指标评价方法本研究采用了定性和定量相结合的评价方法，对苏里格地区水平井的开发指标进行评价。
通过收集和分析相关数据，运用数学模型和统计分析方法，对各指标进行评价和量化分析。
同时，结合专家经验和现场实际情况，对评价结果进行综合分析和判断。
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例叶成林【摘要】苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计.同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°；另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60％左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)001【总页数】4页(P107-110)【关键词】参数优化;水平井;钻遇率;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林【作者单位】中石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术，因其具有产量高、单井控制储量大、增加油气可采储量等优势，而广泛应用于各种类型的油田开发［1］。
对于气藏而言，水平井技术能够提高气藏的产能，缓解气藏的产液，从而提高天然气的开发效果［2］。
苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产，天然气基本探明储量196.82×108 m3，是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块，在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义。
鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。
研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［3］，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，区块南北长约43km，东西宽约23km，总面积999km2，地面海拔为1350～1510m。
苏里格气田井场工艺技术探讨
苏里格气田井场工艺技术探讨X李 超,付文婷,杨 光,张凤喜,刘银春(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安 710018) 摘 要:在地面工程建设领域,具有“低渗、低压、低丰度”特点气田的井场工艺一直是天然气开发工作的研究重点。
苏里格气田为国内典型的低渗、低压、低丰度气田,自2006年进入规模开发以来,从气田气井压力、地面管网优化等方面出发进行不断的研究,创新形成了苏里格气田井场工艺技术,具体包括井下节流工艺技术、湿气带液计量技术、高低压紧急关断技术、数据远传技术及相应的井场配套技术。
本文以苏里格气田井场工艺为例,对低渗低压低丰度气田的井场工艺技术进行了研究探讨,旨在气田井场工艺技术领域起到一定的指导和借鉴意义。
关键词:苏里格气田;井场;工艺技术;井下节流;带液计量;紧急关断;数据远传 中图分类号:T E371 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0108—031 概述井场工艺作为整个地面集输系统的“龙头”,与整个集输系统的工艺流程息息相关。
井场流程必须与整个集气系统流程相一致,而井场流程及设备的简化也是大幅度降低工程投资的重要因素。
2 常规的气田井场工艺目前,国内有两种比较典型的气井井场工艺,简述如下。
2.1 早期以四川气田为代表的单井集气工艺井口工艺:井口设置加热炉,井口高压天气流通过加热,节流降压,单井中压输送到集气站,该工艺井口设置有加热炉、节流阀、分离器、计量等工艺设备,这种井场单井常温分离工艺流程,一般适用于气田建设初期气井少、分散、压力不高、用户近、供气量小、而且不含硫(或甚微)的单井气处理。
其缺点是井口须有人值守,造成定员多,管理分散,污水不便于集中处理等困难。
具有投资高、管理点多、生产成本高等特点,但对井间距离远,采气管线长、产气量高的边远井,这种集气方式仍是适宜的。
2.2 长庆靖边、榆林气田为代表的多井高压集气工艺井口不采取加热、节流措施,充分利用气井的压力能,井口高压天然气直接输送到集气站。
苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究
苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究欧阳诚;杜洋;彭宇;张小全;彭湃【摘要】苏里格气田为低孔低渗低丰度大型气田,为提高单井产量达到产能规划目标,采用水平井技术对苏里格气田进行整体开发势在必行,而砂体钻遇率是水平井单井产量高低的关键因素.根据前期综合地质研究成果,运用水平井地质导向技术,结合随钻测井曲线预测砂体走势并及时调整钻进轨迹,大幅提高了砂体钻遇率,使水平井产量达到了直井的3倍～5倍,取得了良好的效果.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2011(034)003【总页数】3页(P69-71)【关键词】苏里格气田;水平井;砂体钻遇率;地质导向技术【作者】欧阳诚;杜洋;彭宇;张小全;彭湃【作者单位】中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院【正文语种】中文苏里格气田位于伊陕斜坡西北侧的苏里格庙地区(图1)，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的乌审旗和鄂托克旗所辖，勘探范围西起内蒙古鄂托克前旗、北抵鄂托克后旗的敖包加汗［1］，勘探面积约2×104km2。
苏里格气田主要含气层位为二叠系中统、下统石盒子组(P2h)和山西组(P1s1+2)，地层岩性主要为一套河流－三角洲相沉积的砂泥岩［2］，储层岩性主要为细砂岩、中砂岩、含砾粗砂岩、细砾岩。
气藏埋深为3150m～3460m。
经过多年的勘探开发研究，对苏里格气田的主要认识为:“低孔、低渗、低丰度、单井低产气田”;储层总体表现有“薄、多、散、杂、连续性差”等特点［3］。
目前规划苏里格气田实现200×108m3的产能规模且稳产10年以上，由于直井单井产量低，平均单井日产气约1万方，要实现上述目标，需在2.0×104km2的范围内钻约3万口直井，那鄂尔多斯盆地将会是千疮百孔，美丽的草原将不复存在。
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究【摘要】为了能更有效地开发苏里格地区低渗透气田，本文对苏里格地区气田水平井压裂技术进行研究。
首先阐述了国内外水平井分段压裂工艺的技术现状，继而提出水平井裸眼完井分段压裂作为一项先进的压裂技术，为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。
具有重要作用。
随后就裸眼封隔器这一新型工艺进行了相关研究。
进而提出了水平井压裂工艺优化方法及未来发展方向。
【关键词】水平井裸眼封隔器分段压裂优势特点工艺优化1 水平井分段压裂工艺技术现状为了对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究，我们从研究和认知国内外水平井分段压裂的工艺技术方法入手，归纳起来，包括：（1）化学隔离技术。
该技术在20世纪末应用于国内外，主要用于套管井压裂。
主要采用液体胶塞和填砂分隔分段压裂工艺，但由于成本高、伤害大等缺点，而未得到进一步发展和普遍应用。
（2）机械封隔分段压裂技术。
该技术也适用于套管井，主要有机械桥塞和封隔器工艺。
封隔器的使用可与机械桥塞相结合，也可以单独使用，类型有单卡分压双封隔器或分段压裂环空封隔器。
其中环空封隔器进行分段压裂工艺的应用相对成熟，普遍应用于浅井，深井应用有待提高；而双封隔器单卡分段压裂技术的应用尚存在高危险性，有待进一步技术攻关。
（3）限流压裂技术。
该技术较适用于有纵向裂缝形成的水平井。
技术需要孔眼摩阻的调节作用，保证各压裂层段的破裂压力基本相等。
具有分段能力差的缺点，研究需进一步加强其分段的针对性。
（4）水力喷砂压裂技术。
该技术在20世纪末相对广泛应用于国内外裸眼、筛管完井的水平井中。
技术采用特殊工艺，无需封隔器与桥塞等隔离工具，便可自动实现封隔。
技术可进行加砂压裂，也可结合常规油管或大直径连续油管进行压裂，具有安全、快速、准确等优势，实际应用成效也较为显著。
2 裸眼封隔器的相关研究2.1 研制与开发针对苏里格气藏具有低压低渗透、深井温度过高、开采难度大等特点，进行水平井分段压裂时，由于井底情况复杂、地层压力过高，裸眼封隔器的工作位置往往处于水平裸眼段，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下，封隔器注入过程中比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化大，使用常规较短的压缩式封隔器可能会导致坐封不完全，影响后期的压裂施工。
苏里格气田苏48区块水平井PDC钻头应用与改进
钻 井周 期长 。 本文 分析 了苏４ ８区块 已钻 水 平井的钻 头使 用情况 ， 分 井段 总结使 用经验 ， 进行 了针对性 改 进 及设 计 ， 并 实施 了对应 的技 术措 施 ， 改进后 的钻 头在 ２ ０ １ ２年 新钻 的 ３口水平 井 中效 果 良好 ， 提 高了钻 井速度 ， 节 约 了成 本 ， 可为 苏 ４ ８及 附近 区块优 快钻 井施工提供 参 考和借鉴 。
意义。 １ 基 本情 况
鬈
２ ４ １ ． ３ Ｂ Ｔ Ｍ ｌ ｌ Ｓ Ｚ Ｐ Ｄ Ｃ安 定一 延长
８ ２ ３ ． ６ ３ ２ １ ６ ８ ． ２ ６ １ ３ ４ ４ ． ６ ３ １ ９ ． ６ ２ 崩 齿
２ ４ １ ． ３ Ｇ Ｄ １ ６ Ｏ Ｓ ｑ Ｐ Ｄ Ｃ延长 一 和尚 ｉ 句２ １ ６ ８ ． ２ ６ ２ ７ ８ ３ ． ９ ３ ６ １ ５ ． ６ ７ １ ０ ． ７ ５ 崩 齿 ２ ４ １ ． ３ Ｐ ５ ３ ６ ２ Ｍ Ｊ Ｐ Ｄ Ｃ 和尚 ｉ 蟹 一 刘家 沟２ ７ ８ ３ ． ９ ３ ３ ０ ０ ５ ． ６ ７ ２ ２ １ ． ７ ４ ７ ． １ 研 磨 ２ １ ５ ． ９ Ｍ Ｄ ５ ３ ７ Ｘ牙 轮 刘 家 沟一 石 千 蜂３ ０ ０ ５ ． ６ ７ ３ １ ５ ０ ． １ ５ １ ４ ４ ． ４ ８ ４ ． ０ ６ 研磨
２ ７ ３ ． Ｏ ｍｍ 套 管 后 固井 ； 二开 ２ ４ １ ． ３ ｍｍ 钻 头 打 到造 斜点 ， 约３ ２ ０ ０ ｍ， 石千 峰组 ， 然后 换 ２ １ ５ ． ９ ｍｍ 钻头造
斜， 造 斜段靶前 距 ３ ５ ０ ￣４ ０ ０ ｍ， 至３ ８ ５ ０ ｍ 石盒 子组入 窗， 下入 １ ７ ７ ． ８ ａｍ 套 管 后 固 井 ； ｒ 三 开水平 段 １ ５ ２ ． ４ ｍｍ 井眼长 度 １ ０ ０ ０ ＂ － － ＂ １ ２ ０ ０ ｍ， 完 钻 井深 约 ４ ８ ５ ０ ｍ。 ２ 钻 头提速 难点 苏４ ８区块从上 到下 各个 层 组均 含有 硬夹 层 ， 尤
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苏里格气井水平井快速钻井配套技术摘要：随着苏里格气田的不断开发，水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。
由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层，尖灭快，地质构造复杂，地质导向预测不准等原因，钻井过程中遇到许多影响因素，对钻井提速造成很大困难。
结合今年水平井现场施工情况，分析了影响钻井提速的因素，提出预防措施及改进和研究方向，达到安全、快速、高效钻进的目的。
关键词:钻井提速预防措施轨迹控制钻井液随着水平井钻井工艺技术的不断成熟，水平井开发达到了预期的效果。
但是近年来的水平井钻井施工，也遇到了各种各样的情况，严重影响了钻井的施工速度，直接影响钻井效益。
因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析，以便找到钻井提速的有效措施。
2.制约提速因素2.1.地质因素的影响2.1.1地层稳定性差，增斜井段增斜困难，水平段稳斜困难。
2.1.2气层位置不确定性，增加了轨迹控制难度。
2.1.3地层的特殊性，地层缺失。
2.1.4地层倾角的影响，方位漂移。
2.1.5地层压实程度差，承压能力低，易发生井漏。
2.2钻井因素的影响2.2.1水力作用的影响排量大，对井壁冲刷严重，井径扩大率大，影响增斜、稳斜效果。
2.2.2钻井参数的影响钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。
通常钻压大，转速低增斜率高，反之，增斜率则低。
2.2.3摩阻和扭矩的影响由于水平段长、井斜角大，钻具贴于下井壁，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难；钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难，机械钻速大为降低。
2.2.4钻井液的影响钻井液是钻井施工的血液，钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要，甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。
钻井液性能差，水力清除井底岩屑的能力也大大降低，在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎，甚至泥包，致使钻头的机械钻速下降。
严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况，引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。
2.3钻井工具、仪器的因素2.3.1钻头寿命以及钻头选型的影响苏里格气田水平井钻遇地层多、岩性变化大。
不同钻头厂家生产的不同钻头地层适应性有所不同，选型不同，寿命不同，钻井速度大为不一样。
三牙轮钻头复合增斜比较容易，返出岩屑有利地质导向辨认地层，不同地层之间钻时变化明显。
但是使用时间过长有掉牙轮的危险。
PDC复合钻进钻时快，但是表现为复合增斜比较困难，甚至出现复合降斜的情况，钻时比三牙轮滑动还要慢。
钻压稍大，工具面波动范围比较大，甚至出现工具面在360°范围内逐渐变化的情况。
2.3.2单弯螺杆的选择对钻速的影响采用中空单弯螺杆有利于提高排量，提高返砂效果。
单弯螺杆的寿命与新度密切相关，能减少起下钻次数。
良好的造斜能力能减少滑动钻进进尺，提高复合钻进时间。
单弯螺杆的强度主要提高了抗扭性能，减少单弯螺杆壳体断裂、传动轴脱落事故。
2.3.3钻井仪器对钻速的影响目前，苏里格气田主要应用的仪器是北京海蓝公司生产的MWD无线随钻仪器。
该仪器稳定性比较差，频繁出现探管失效或者信号不准确等故障，导致被迫起钻。
2.4轨迹控制的影响钻井眼轨迹预测不及时，不能及时进行调整，造成后期滑动过多。
井眼轨迹不平滑，狗腿度过大，起下钻容易遇阻，要经过多次划眼方能正常起下钻，也制约着钻井速度。
在滑动定向过程中，钻柱与井壁摩擦产生的轴向摩阻和钻井液的吸附会产生严重托压现象，极易粘卡。
2.5完井工艺的影响完井工艺的选择，完钻后等解释、等方案时间长，工具的组织不到位，下完井工具前井眼准备时间长等因素直接影响完井作业的周期。
2.6复杂事故的影响钻井井下事故严重影响钻井施工时效，增大了钻井成本。
苏里格气田水平井主要遇到以下几种常见复杂。
2.6.1直井段井斜超标，正位移过大，缩短斜井段靶前距位移。
2.6.2井斜比设计落后，入靶困难，甚至脱靶。
2.6.3钻井液性能差，严重井塌，上提下放遇阻，轻钻压划眼出现新井眼。
2.6.4地层压差型漏失。
2.6.5环空不畅通，泵压不正常。
2.6.6钻具刺、断。
2.6.7起钻遇阻强提，进入键槽，或小井眼，最后粘卡的复合卡钻。
2.6.8完井电测仪器落井。
2.6.9完井施工井下落物。
3．提速方案及措施3.1强化直井段快速钻进前期完成的水平井，上部井段施工参数保守，钻井速度远远低于常规井钻井速度，影响了水平井整体进度。
因此，建议通过优化钻具结构（将二开直井段使用的原203mm钻铤改为172mm钻铤，减少钻具组合接头过多防止钻具事故发生）、强化参数、优化钻井液等措施，提高表层及二开直井段的钻井速度。
具体措施如下：3.1.1表层施工3.1.1.1钻头选型：135/8″SKH517G、XHP2（用新钻头）3.1.1.2钻具组合：Φ346SKH517G+5LZ203+Φ203MWD接头+Φ203MNDC 1根+转换接头+Φ178DC2根+Φ168DC15根+转换接头+Φ127HWDP45根+Φ127DP前期螺杆主要使用立林5LZ203和7LZ197*0.75°，由于后期频繁出现螺杆壳体断裂和传动轴脱落等事故，后期使用螺杆为奥瑞托6LZ203*0.75°。
表层钻进上部主要避免流沙层的垮塌，排量控制在正常返出即可，进入石板层20-30米后，主要通过提高排量，排量达到38L/s以上，利用水力喷射提高钻速。
待钻铤打完后在井斜小于1°的情况下强化钻进参数，钻压控制在16-18T，钻盘转速控制在80-90rmp（艾瑞托6LZ203*0.75°为低转速大扭矩螺杆），此环节必须严格测斜要求。
表层钻进控制好钻井液性能，预防缩径。
另一方面表层钻具及套管的丈量必须精确，计算必须准确，防止井深未打够，导致二开井口过高或无法安装等低级错误，整改进口花费时间；再一方面表层固井替量不准，水泥塞过多或替空，钻水泥塞时间长，重新固井延长周期。
直井段提速必须抓好表层固井、二开准备各工序的衔接。
3.1.2二开直井段施工二开主要采用9 1/2′PDC复合方式钻进，两只钻头钻至造斜点。
3.1.2.1钻头选型：通过对比分析直井段建议采用包井方式，钻头选型为：哈里伯顿FMH3653ZR、胜利P5362MJ（上部井段）和P5362S（下部井段，不使用螺杆）、亿斯达EM1925SE。
3.1.2.2钻具组合：Ф241.3PDC＋6LZ203*0.75（奥瑞拓）+转换接头+Ф238stab + MWD接头+Ф172MDC+转换接头+Ф168DC14根+转换接头+Ф127HWDP45根+Ф127DP。
3.1.2.3参数优化3.1.2.3.1钻至延长底部300米至纸坊组上部100米井段，适当控制钻压，降低转盘转速20转左右，防止该段含砾石层对PDC钻头的损坏；3.1.2.3.2增大排量，使用Ф180mm缸套，若复合钻进机械钻速低，第二只钻头使用双泵170 mm缸套。
目前直井段提速方向还是以参数优化为主，尤其是排量的选择，采用双泵最短钻井周期5.48天。
直井段钻进钻井液必须保持良好的携砂性能，定期对井底进行清扫，预防延安组和延长组缩径，每天开启震动筛查看返出岩屑是否有掉块，做好防塌工作。
加强井下事故的预防，主要是断钻具事故的预防，加强对钻铤及接头的探伤检验。
3.2抓好斜井段提速目前斜井段提速仍是水平井提速的关键环节，斜井段施工最短周期10.6天，最长周期24.14天，三趟钻2口井，四趟钻1口井，五趟钻5口井，五趟钻以上14口井，所以斜井段有较大的提速空间。
苏6、苏36和苏东区块靶前距设计在400米左右，桃七和苏5区块设计靶前距为500米左右，井眼轨迹较苏6、苏36和苏东区块容易，增斜率较低，所以斜井段钻头使用模式可定为：1只牙轮+2只PDC或1只牙轮+1只PDC+2只牙轮。
3.2.1定向造斜牙轮钻头必须使用到位，该钻头井斜达到18度以上，为后期PDC钻头使用预留空间，减轻PDC增斜压力，达到快速钻进的目的。
3.2.2斜井段PDC的优选：PDC钻头在气井水平井斜井段进行了多次试验，都因滑动钻进工具面不稳定、增斜率低等缺陷没有取得突破。
今年主要使用进口贝克休斯HCD506ZX、亿斯达EDM1616EL，并试验了胜利PQ6257MJD、哈里伯顿FX65R和FXD65D、锐德及江钻PDC钻头，其主要特征为六刀翼、16复合片双级切削结构，使用过程滑动钻进工具面较为稳定，寿命长，机械钻速较高。
通过对比分析斜井段进口钻头贝克休斯HCD506ZX、钻头在使用过程中运转平稳，复合机械钻速较高，国产胜利PQ6257MJD经过改进在包井钻头中优势较为明显。
所以斜井段钻头选型为：胜利PQ6257MJD、亿斯达EDM1616EL、贝克休斯HCD506ZX、哈里伯顿FXD65D、江钻KM1662DTR。
3.2.3钻具组合：215.9mmMD537HX（PDC）+7LZ172x1.25°+回压凡尔（如窗前加入）+MWD+165mmMDC+转换接头（461*410）+127HWx45根+127DP3.2.4斜井段井眼控制水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。
但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。
实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。
实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是：3.2.4.1 实钻轨迹点的位置超前，•相当于缩短了靶前位移。
此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。
3.2.4.2 轨迹点位置适中，•若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。
但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。
3.2.4.3 轨迹点的位置滞后，•相当于加长靶前位移。
此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。
实践表明，轨迹控制点的位移接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。
轨迹控制点的井斜角偏大或偏小可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。
实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位移和方位的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。
在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。