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丰深1-平1井是济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带东段丰深1砂砾岩体布置的一口深层气藏水平井，有效动用丰深1井区块致密气藏，大幅度提高单井产能。钻探目的是有效动用丰深1井区块致密气藏，大幅度提高单井产能。主要目的层为沙四下第二期砂砾岩体。由胜利黄河钻井总公司70449钻井队承担钻井工程项目。
1丰深1-平1井概况
1.1地质概况
丰深1-平1井位于东营凹陷北部陡坡带东段，民丰凹陷西北丰深1井区，目的层沙四下亚段盐下砂砾岩体2、3砂组，目的层砂砾岩段之上发育巨厚盐膏、盐岩易蠕变地层，地层压力高，易发生井下复杂及事故。同时储层段为砂砾岩，研磨性强，钻速低，钻井周期长。水平井段长，施工过程摩阻扭矩大，后期传递钻压困难。
1.2设计及实际井身结构
2钻井技术难点
丰深1-平1井主要存在以下技术难点：
1）本井为长水平段水平井，钻井施工中一定要重视安全生产，特别要做好防塌、防卡等工作，保证人身、井下和设备安全。
2）安装好井口后进行坐标复测，并对轨道设计数据进行修正。
3）二开井眼较大，携岩困难，机械钻速低
4）三开定向点深且多套压力体系存在，沙四下钻遇盐膏层，伴随盐岩溶解扩径、盐膏蠕变缩径卡钻、井喷、井漏等事故及复杂情况；钻速慢；
5）主力含油层系岩性为致密砂砾岩，岩石研磨性强、机械钻速低，钻头选择余地小；
6）下压裂工具要求造斜段造斜率≤6?/30m，水平段造斜率≤10?/100m；
7）井温高170-180?C，钻井液体系维护难，费用高，并且对随钻测量仪器、测井仪器及螺杆要求高；
8）水平位移大，摩阻扭矩大，后期传递钻压困难
9）丰深1井在沙四下欠平衡钻进时出现H2S，浓度为（30～100）ppm
10）固井难度大，主要表现在套管居中、水泥浆性能稳定等方面
11）钻井施工过程中要注意环境保护，严防环境污染。
3钻井技术措施
3.1优选钻头、钻进参数及水利参数
一开使用Φ444.5mm钻头开钻，进尺248m，纯钻进时间4.5h，平均机械钻速55.1m/h。二开使用φ311.2mm钻头开钻，井段248-2802m，进尺2554m，纯钻进时间170h，平均机械钻速15m/h。三开使用φ215.9mmPDC钻头，三开水平段长167.99m，纯钻进时间1694.2h，平均机械钻速1.23m/h。三开使用φ215.9mm钻头26只，其中PDC6只和牙轮20只。由于四开沙四下地层主要为膏泥岩互层，地层太硬，不适合PDC钻头，因此使用牙轮钻头较多。从4000m以后几乎全是用的牙轮，全是金属密封的，纯钻进时间都在50小时左右，进尺45-60m不等，因此增加了钻头消耗。三开整体机械钻速不快，平均在1.23m/h。四开使用φ149.2mmPDC钻头开钻，钻进至5196m后，由于未见砂砾岩层，甲方要求提前完钻。四开水平段长464m，纯钻进时间642.8h，平均机械钻速0.72m/h。四开使用φ149.29mmPDC钻头8只和2只牙轮。
3.2优选钻具组合
一开套管串结构：3AΦ444.5+730*630+631*410+7"DC*6根+5"DP*21根，套管顺利下至预定井深247m，口袋1m。
二开套管串结构：HAT127-Φ311+630*630+Φ203钻铤2根+Φ308扶正器+Φ203钻铤1根+631*410+Φ178无磁钻铤+10根Φ178钻铤+钻杆，套管顺利下至预定井深2801.3m，口袋0.7m。
三开钻具组合：216+172mm1.25°单弯+411*410回压凡尔+Φ127无磁承压钻杆+Φ165悬挂接头+Φ127钻杆15柱+Φ127加重钻杆30根+Φ127钻杆，钻井参数：钻压20-50KN，转速45-50RPM/LZ，排量12L/S，立压21-22MPa。
四开钻具组合：Φ149+127mm1.25°单弯+回压凡尔+坐键接头+Φ120无磁钻铤+311*ST39母+Φ101.6钻杆n柱+ST39公*410+Φ127钻杆，钻井参数：钻压40-50KN，转速45-50RPM/LZ，排量14L/S，立压18-19MPa
3.3优化钻井液性能。
1、钻进过程中用8-10%钻井液用抗高温聚合物增粘降滤失剂+5-8%钻井液用磺酸盐共聚物降滤失剂高浓度胶液维护钻井液的粘度在55s以上，并进一步提高钻井液密度至设计范围以内。
2、水平段钻进过程中，要及时了解摩阻和扭矩等数据的变化情况，润滑剂以超细石墨为主。保证钻井液具有良好的润滑性能，泥饼摩擦系数不大于0.05。
3、良好的固控设备和高的运转率是保证钻井液质量的前提，因此，必须使振动筛、除砂器、除泥器、离心机等与钻井泵同步运转，严格控制钻井液中劣质固相含量。
4、加大磺酸盐共聚物的加量，并及时补充高温保护剂，增加体系的高温稳定性。及时补充超细碳酸钙，降低钻井液滤失量和损耗量，控制API失水在设计范围内。
5、高温条件下，钻井液中土相易钝化，且消耗量大，应定期补充预水化抗盐土浆。
6、随着井深和水平段长度的增加，岩屑的运移阻力增大，容易在下井壁形成岩屑床，单纯依靠钻井液不能解决这一问题，要与工程配合，根据井下情况及时进行短程起下钻作业或分段循环，以破坏岩屑床，及时清除井内岩屑，降低井眼中的岩屑濃度。若岩屑床难以清除，可以配制重塞和稠塞，通过推塞清扫岩屑床。
4现场施工效果及分析
丰深1-平1井实际完钻井深5196m，井底井斜62.9°，垂深4562.75m，闭合位移975.96m，闭合方位197.48°，水平段长464m。直井段全角变化率达到设计要求，水平段靶点0.14m*0.22m，井眼轨迹平滑，满足下入完井管柱要求。φ114.30mm油层套管一次顺利下至井深5189.89m，且固井质量良好，这表明强化井眼轨迹控制、模拟下套管通井、下套管钳封井和调整钻井液性能等措施起到了很好的效果。完成井井口质量达到设计要求
1丰深1-平1井概况
1.1地质概况
丰深1-平1井位于东营凹陷北部陡坡带东段，民丰凹陷西北丰深1井区，目的层沙四下亚段盐下砂砾岩体2、3砂组，目的层砂砾岩段之上发育巨厚盐膏、盐岩易蠕变地层，地层压力高，易发生井下复杂及事故。同时储层段为砂砾岩，研磨性强，钻速低，钻井周期长。水平井段长，施工过程摩阻扭矩大，后期传递钻压困难。
1.2设计及实际井身结构
2钻井技术难点
丰深1-平1井主要存在以下技术难点：
1）本井为长水平段水平井，钻井施工中一定要重视安全生产，特别要做好防塌、防卡等工作，保证人身、井下和设备安全。
2）安装好井口后进行坐标复测，并对轨道设计数据进行修正。
3）二开井眼较大，携岩困难，机械钻速低
4）三开定向点深且多套压力体系存在，沙四下钻遇盐膏层，伴随盐岩溶解扩径、盐膏蠕变缩径卡钻、井喷、井漏等事故及复杂情况；钻速慢；
5）主力含油层系岩性为致密砂砾岩，岩石研磨性强、机械钻速低，钻头选择余地小；
6）下压裂工具要求造斜段造斜率≤6?/30m，水平段造斜率≤10?/100m；
7）井温高170-180?C，钻井液体系维护难，费用高，并且对随钻测量仪器、测井仪器及螺杆要求高；
8）水平位移大，摩阻扭矩大，后期传递钻压困难
9）丰深1井在沙四下欠平衡钻进时出现H2S，浓度为（30～100）ppm
10）固井难度大，主要表现在套管居中、水泥浆性能稳定等方面
11）钻井施工过程中要注意环境保护，严防环境污染。
3钻井技术措施
3.1优选钻头、钻进参数及水利参数
一开使用Φ444.5mm钻头开钻，进尺248m，纯钻进时间4.5h，平均机械钻速55.1m/h。二开使用φ311.2mm钻头开钻，井段248-2802m，进尺2554m，纯钻进时间170h，平均机械钻速15m/h。三开使用φ215.9mmPDC钻头，三开水平段长167.99m，纯钻进时间1694.2h，平均机械钻速1.23m/h。三开使用φ215.9mm钻头26只，其中PDC6只和牙轮20只。由于四开沙四下地层主要为膏泥岩互层，地层太硬，不适合PDC钻头，因此使用牙轮钻头较多。从4000m以后几乎全是用的牙轮，全是金属密封的，纯钻进时间都在50小时左右，进尺45-60m不等，因此增加了钻头消耗。三开整体机械钻速不快，平均在1.23m/h。四开使用φ149.2mmPDC钻头开钻，钻进至5196m后，由于未见砂砾岩层，甲方要求提前完钻。四开水平段长464m，纯钻进时间642.8h，平均机械钻速0.72m/h。四开使用φ149.29mmPDC钻头8只和2只牙轮。
3.2优选钻具组合
一开套管串结构：3AΦ444.5+730*630+631*410+7"DC*6根+5"DP*21根，套管顺利下至预定井深247m，口袋1m。
二开套管串结构：HAT127-Φ311+630*630+Φ203钻铤2根+Φ308扶正器+Φ203钻铤1根+631*410+Φ178无磁钻铤+10根Φ178钻铤+钻杆，套管顺利下至预定井深2801.3m，口袋0.7m。
三开钻具组合：216+172mm1.25°单弯+411*410回压凡尔+Φ127无磁承压钻杆+Φ165悬挂接头+Φ127钻杆15柱+Φ127加重钻杆30根+Φ127钻杆，钻井参数：钻压20-50KN，转速45-50RPM/LZ，排量12L/S，立压21-22MPa。
四开钻具组合：Φ149+127mm1.25°单弯+回压凡尔+坐键接头+Φ120无磁钻铤+311*ST39母+Φ101.6钻杆n柱+ST39公*410+Φ127钻杆，钻井参数：钻压40-50KN，转速45-50RPM/LZ，排量14L/S，立压18-19MPa
3.3优化钻井液性能。
1、钻进过程中用8-10%钻井液用抗高温聚合物增粘降滤失剂+5-8%钻井液用磺酸盐共聚物降滤失剂高浓度胶液维护钻井液的粘度在55s以上，并进一步提高钻井液密度至设计范围以内。
2、水平段钻进过程中，要及时了解摩阻和扭矩等数据的变化情况，润滑剂以超细石墨为主。保证钻井液具有良好的润滑性能，泥饼摩擦系数不大于0.05。
3、良好的固控设备和高的运转率是保证钻井液质量的前提，因此，必须使振动筛、除砂器、除泥器、离心机等与钻井泵同步运转，严格控制钻井液中劣质固相含量。
4、加大磺酸盐共聚物的加量，并及时补充高温保护剂，增加体系的高温稳定性。及时补充超细碳酸钙，降低钻井液滤失量和损耗量，控制API失水在设计范围内。
5、高温条件下，钻井液中土相易钝化，且消耗量大，应定期补充预水化抗盐土浆。
6、随着井深和水平段长度的增加，岩屑的运移阻力增大，容易在下井壁形成岩屑床，单纯依靠钻井液不能解决这一问题，要与工程配合，根据井下情况及时进行短程起下钻作业或分段循环，以破坏岩屑床，及时清除井内岩屑，降低井眼中的岩屑濃度。若岩屑床难以清除，可以配制重塞和稠塞，通过推塞清扫岩屑床。
4现场施工效果及分析
丰深1-平1井实际完钻井深5196m，井底井斜62.9°，垂深4562.75m，闭合位移975.96m，闭合方位197.48°，水平段长464m。直井段全角变化率达到设计要求，水平段靶点0.14m*0.22m，井眼轨迹平滑，满足下入完井管柱要求。φ114.30mm油层套管一次顺利下至井深5189.89m，且固井质量良好，这表明强化井眼轨迹控制、模拟下套管通井、下套管钳封井和调整钻井液性能等措施起到了很好的效果。完成井井口质量达到设计要求