国内目前小尺寸井眼一般采用常规小尺寸牙轮钻头、普通小尺寸PDC钻头，而常规小尺寸牙轮钻头不能适应小井眼高转数，因为转速高，轴承磨损快，钻头进尺小，效率非常低。国外在70年代已研制开发了抗偏转的PDC钻头，TSP钻头，这几种钻头都能适应高转速、全面钻进、与泥浆马达配合使用，且寿命都比常规牙轮钻头高数倍以上。

目前国内修井作业的油气层保护技术中，大都从优化压井液或井筒液方面来尽量减少对油气层的损害，但实际操作中为避免过多溢流出现，往往采用近平衡甚至过平衡的方式进行，还没有一种真正意义上的油气层保护技术，为解决此问题，国外研发了不压井作业技术，目前这项技术在国外公司的推广应用达90%以上，特别是北美和中东重大项目，采用此技术带来了较大的经济效益。不压井作业技术是依靠特殊的不压井作业设备实现的，而AKONDO油田属于低渗油层，过平衡的压井方式对储层伤害更加明显，在不引进特殊设备的前提下，采用近似的欠平衡压井方式是解决油层保护问题的最佳方案。

老井由于弃置时间较长，有重晶石沉淀，且套管壁不干净，影响磨铣作业，同时悬挂附件的不明了性，往往会给套管回接工作带来极大的影响，目前国内关于套管回接技术方面只局限于普通套管回接装置，而国外则利用新材料，在套管回接技术方面有了一定的突破，由美国Read修井公司研发的可膨胀式套管回接装置解决了特殊井况的套管回接问题。

射孔作业是油气开发的一个非常重要环节。1932年在美国洛杉矶MONTEBELLO油田首次使用射孔方式完井，而大斜度射孔技术则是近几年发展起来的技术，国内针对大斜度井射孔作业基本上是按常规工序，射孔与测试作业分2次完成，由此引起施工周期长、作业费用高、易井喷等问题。针对此通过不断总结实践提出了大斜度DST + TCP联作技术，而国外各主要石油公司，如斯伦贝谢、阿特拉斯、哈里伯顿等也都进行了深入广泛的研究工作，并取得了较好的效果，目前主要技术有：定方位射孔技术、点源射孔技术等。

AKONDO油田大部分为大斜度及水平井，在PAD-1平台中前期采用4⁵/₈''PDC钻头 + 3¹/₂''钻铤8根+ 2⁷/₈''钻杆的转盘转的组合方式，因使用效果差，后采用钻具组合为4³/₄''PDC钻头 + Ф 95 mm螺杆 + 2⁷/₈''油管，PDC钻头尺寸为4³/₄''，而套管内径为124.26 mm，钻头与套管间隙仅为1.805 mm，在小尺寸井眼中PDC与井筒配合间隙相当的小，在随之底部钻具受压变形而发生钻柱的强烈振动下，这时井底的钻压是相当不稳定的，这是4³/₄''PDC无法取得理想机械钻速的原因之一；而PDC钻头属于剪切破碎型井下工具，靠钻压吃入地层，靠扭矩切削岩石，对松软及塑性较强的岩层有比较强的针对性，特别是水泥石随井深的增加其塑性增强，由于出刃很大，很容易吃入水泥石，但其剪切力相当大，这就更需要大扭矩来传动它进行破岩，而扭矩传递损失大正是小尺寸井眼井的主要特定之一。钻头钻进产生的岩屑较其他钻头大，特别是在小尺寸井眼环空间隙小，水力参数状况差的情况下更容易产生岩屑床，发生卡钻事故。而螺杆钻具在受PDC钻头工况不稳定的影响下，受力不稳，在小尺寸井眼内处于失稳性振动状态，更加无法提供给钻头稳定的钻压。

单牙轮钻头属于高效钻头比普通三牙轮钻头冲击方式传递的能量更充分，破岩效率更高，能满足井下动力钻具对钻头的高钻速要求。比普通4³/₄''PDC钻头有更合理的套管间隙，且破碎岩屑细小规则，能更好的规避卡钻等作业风险。使用单牙轮钻头施工，施工扭矩较PDC、三牙轮钻头小，能够有效防止因扭矩异常发生油管、钻具事故。

施工前采用4%~6%膨润土 + 0.5%纯碱 + (0.2%~0.4%)DUO-VIS与淡水配40 m³预水化膨润土浆，充分搅拌，预水化24 h后施工。扫塞及附件过程中用清水、膨润土、DUO-VIS将钻井液粘度调整在40 s~50 s，保持钻井液具有良好的流变性能，在保证钻井液具有一定的悬浮和携带能力的同时控制膨润土等固含物的调节加入量，同时增大钻井液排量，提高钻井液在环空中的上返速度，钻井液排量在24 L/s以上。

施工中在泥浆体系更换流程上，选择在刮管后的通井作业时，因通井作业后面临的大斜度井测井校深、射孔作业等对井眼要求高，如不及时更换无固相钻井液体系，则往往会给下步作业困阻，WAKO-2井在施工曾发生电测校深在900米处连续遇阻而无法施工，进而转换盐水无固相体系的情况。

PAD-1平台前期施工中扫塞、刮管、通井、测井校深、射孔作业中采用高比重1.20 SG以上的钻井液，施工过程中漏失现象严重，且高比重的钻井液在大斜度及水平段长时间静止往往会有较长段的固相沉积，给修井、测井校深、射孔等作业带来极大的安全隐患。现场结合地层压力情况并通过实践发现，微过平衡的不压井施工工艺，在此工区适用，施工中改变1.20SG的高比重泥浆体系为1.12~1.15 SG的体系，低比重钻井液膨润土钻井液体系较高比重体系更具有可操作性，同时比重的下降大大减少了钻井液中可沉降的固相含量，降低了大斜度井、水平井的作业风险 [ 2 ] 。实践表明1.12~1.15 SG的钻井液体系漏失量明显降低，在不考虑使用特殊的防漏型钻井液体系的情况下，此方案较为可行。

修井作业面临的主要是已施工并封存的井，封存段井浆由于受水泥浆、固井化学水等影响并长时间静止变质，虽返出的井浆表面上呈现类似清水性质，但实际上性能复杂，且其中含有大量的Ca²⁺，假如不及时对其返排，其与渗入地层的修井液相遇后，容易生成CaCO₃等无机垢，沉积在储层地带，降低油层渗流能力，使产量降低。作业中主要采用勤监测，分段循环排出的方式 [ 3 ] 。

无固相钻井液能更好的对储层进行保护，减少储层污染。较低比重的无固相钻井液能极大减小井筒液的漏失，降低施工作业风险。通过优化钻井液体系并及时进行无固相钻井液转变，能够减少钻井液材料消耗，节约生产成本。

套管回接管柱构成：7''套管回接插头 + 7''套管1根 + 浮阀 + 7''套管至地面，前期采用Φ186 mm铣鞋磨铣回接筒内表面，保证回接插头插入后的密封效果。磨铣结束后将大陆架产HC-A型回接插头连接在回接套管底部，在注完水泥后将回接插头插入回接筒并下压20~30 T，回接插头上的V形密封组件将回接插头与回接筒之间的环状间隙密封住，回接插头接箍处的密封圈被挤压起辅助密封。管串下完座挂在套管头上，待水泥浆候凝。

在前期回接井扫塞过程中，虽然已经扫过灰塞，但继续下放通井，仍然多处遇阻，需开泵，开转盘，冲通方可通过。分析是因该井弃置时间较长，重晶石沉淀。在探塞前坚持分段顶替循环的思路，及时将井内陈旧老浆及沉积物排放掉，同时在扫塞过程中，本着打一段巩固一段的钻进方式，每钻进一单根，仔细修划2~3遍，循环10~15分钟，确保无异常后进行下步作业。在前期回接井单牙轮钻固井附件后，刮管、组下第一次DST测试管柱，均在回接筒位置遇阻挂卡，而后再下磨鞋，钻磨后才顺利通过。分析原因因单牙轮结构影响，且钻扫较快，但在套管壁上留下残余附件及毛刺，未能钻磨光滑。鉴于单牙轮钻头钻扫附件较快，在施工时控制扫附件钻压要小，防止附件碎片过大，扫塞钻压可适当加大。扫塞应尽量采用大排量，钻进时间要能保证井底干净，附件扫完均匀划眼2~3遍，直至无阻卡现象为止，同时关注振动筛返屑情况，根据返屑情况及时调整扫塞参数。

老井由于弃置时间较长，井下钻井液有不同程度的沉积、沉淀，甚至附着在井壁上，无法像正常的套管回接作业一样进行磨铣作业等相关，在进行老井套管回接作业前，进行细致的分析并制定措施是确保老井套管回接成功的关键。

更改油管为采用5″钻杆作为射孔与测试工具的送入和井下测试流体通道。考虑到本区块施工井并非高温高压井，因此钻杆、钻铤作为测试管柱一部分可以满足密封安全要求。采用钻杆而不采用油管一是因为考虑旋转坐封，钻杆能承受更大的扭矩。钻杆的抗拉负荷高于油管，可以降低遇阻解卡的风险。二是工区内射孔测试井段普遍存在井斜较大的情况，其中GAKO-2井射孔井段井斜达52.99度，大斜度井适当增加下部管柱重量有利于管串的顺利下入。科学、合理化的施工方案，是保证完成生产任务关键。现场主要从以下几方面着手：

1) 施工前提供详细的DST工具示意图(包括准确的工具尺寸)。下井前按照测试设计认真地对全部测试工具组装、功能试验和试压。2) 准备好TCP射孔点火装置1套，Ф140枪，大庆 一米 弹(DP44RDX39-5)等TCP作业工具。3) 施工前，射孔技术人员向参加施工人员技术交底，明确施工步骤，确保施工质量。按操作规程装好射孔枪，做好记录。4) 使用好通径规通井，保证井筒内下枪时畅通无阻。5) 确保入井管柱内干净无死油，丝扣清洗干净无油污、无损伤，涂抹丝扣密封脂。6) 下钻必须平稳操作，下钻速度控制在1根/min匀速下放，严禁单吊环、溜钻、顿钻。测试管柱进入大斜度、水平井段后产生较大的变形，摩擦力增大，故管柱开始进入大斜度、水平井段时，要进一步放慢管柱下入速度，防止中途遇阻坐封开井，如果有遇阻现象，应立即上提管柱，再慢慢下放，直至不遇阻为止。由于同样的原因，在旋转管柱坐封时，也要适当放慢转动速度，以便扭矩能传送到封隔器。7) 测试期间提升设备保持正常运转，测试人员应密切注意井口显示情况的变化，以保证及时处理异常情况。

DST + TCP联作技术比按常规工序更能缩短施工周期长，减少作业费用，降低井喷作业风险等问题。优化管串结构，用钻杆代替油管，可以降低遇阻解卡的风险。适当增加下部管柱重量有利于管串的顺利下入。大斜度井射孔因射流方向与射孔枪垂直，当储层和井眼斜交时，极易发生穿层问题，较常规小斜度井施工难度大，因此大斜度井射孔作业前必须制定好施工措施及应对措施。