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摘要：委内瑞拉是世界上重要的石油生产与出口国之一，随着委内瑞拉石油开发重点向其重油带的转移，各种先进钻井技术也在委内瑞拉重油带油气开采中得到了充分的应用。鱼骨状水平分支井钻井技术作为一种高效、优质和先进钻井技术，此技术也在委内瑞拉重油带油气田开发中起到了举足轻重的应用。本文将以委内瑞拉重油带胡宁（Junin）区块的6分支鱼骨状水平分支井MFB-955为实例，从如何合理选择导向马达度数、优化钻具组合、分支点的选择、精确掌握造斜率和分支眼之间的防碰等技术和难点出发，阐述鱼骨状水平分支井技术在重油带的应用，为以后此项技术在重油带的油气田开采中提供技术支撑和经验基础。
关键词：鱼骨状水平分支井;水平分支井技术;委内瑞拉重油带;优化钻具组合;井眼轨迹
委内瑞拉是世界上重要的石油生产与出口国之一，据欧佩克公布的数据，截止2010年底，委内瑞拉探明石油储量2965亿桶，占全球探明储量的18%，跃居世界石油储量第一。随着委内瑞拉石油开发重点向其重油带的转移，其石油钻采市场前景良好。因此，各种先进、高效的钻井技术在委内瑞拉重油带油气钻探中得到了充分的利用，此文，将以实例讲述鱼骨状水平分支井钻井技术在委内瑞拉重油带油田的应用。
1 委内瑞拉重油带的地质特点
委内瑞拉奥里诺科重油带总面积5.4万平方公里，可开采储量2350亿桶，占委内瑞拉石油总储量的79%。重油带自西向东划分为博亚卡（Boyaca）、胡宁（Junin）、阿亚库乔（Ayacucho）和卡拉沃沃（Carabobo）四个大区32个可开发区块。重油带油层埋藏深度普遍比较浅，所开发的生产井完钻深度基本上维持在2200m以内。奥里诺科重油带主要储集层是海侵背景下的河流三角洲沉积砂岩体系OFICINA组，北倾单斜，倾角在0.5°-4°之间，构造起伏收基地古地形控制，并且重油带油藏以岩性圈闭为主，局部受断层控制，如图1所示。重油带油藏北部埋层深，最大1828m（6000ft），南部最浅，埋深只有91米（300ft），其孔隙度、渗透率和含油饱和度高，但岩石固结程度差，非均质性强[1]。我们为了最大限度地利用一个平台作业区域，尽可能地开采地下石油资源，因此，鱼骨状水平分支井技术在重油带得到了充分利用。
2 鱼骨状水平分支井技术概述
鱼骨状水平分支井是指将水平井的水平井段左右再钻进2个或者2个以上的分支井眼，且从水平投影图上看，各分支井眼与主井眼呈现羽状分布;从三维立体图上看，各分支井眼与主井眼之间呈鱼骨状分布的井，国外也成为羽状分支井。鱼骨状水平分支井是分支井的一种特殊形式，它充分体现了分支井的技术优势，各个分支井眼深入到主井眼周边油层，最大限度地增大油藏的泄油面积，提高了采油率;以多翼中等长度的分支井代替单口水平段较长的水平井，降低了钻井风险，同时可以降低井底流动压力，减少地层损害;各分支井眼利用同一个主井眼的上部井段，有效地降低了钻井成本[2]。鱼骨状水平分支井是一种综合利用水平井、分支井钻井技术提高油藏采收率的钻井新技术，这种钻井技术可以根据油藏条件设计经验并进行井眼的空间分布、有效增加油层的裸露面积、节约钻井投资，最终达到提高采收率的目的。
3 MFB-955委内瑞拉重油带鱼骨状水平分支井的简介
MFB-955是委内瑞拉奥里诺科重油帶胡宁（Junin）区块的一口典型的6分支鱼骨状水平分支井，其由PDVSA井队承钻，渤钻定向井公司负责定向井施工，MFB-955的三维设计图如下图2-1和图2-2所示。
如下图2-3所示为MFB-955鱼骨状水平分支井的地层柱状图。图中：Mioceno层顶面以上以灰色泥岩为主，主要成分高岭石，有煤层和页岩夹层;下部以砂岩为主，中细石英砂，地层砂岩疏松，弱～非胶结性。在纵向上从上至下细分为A、B、C、D、E和Cretacico六个油层，其中B、D、E为主力油层。
4 MFB-955鱼骨状水平分支井工程施工难点
（1）主井眼浅定向施工和低排量对仪器信号的稳定性的影响;
（2）浅层造斜井眼轨迹控制及磨阻扭矩对钻具安全的影响;
（3）大井眼定向LWD刚性及大井眼清洁对井眼的影响;
（4）分支井井眼易坍塌地层处理及BHA组合;
（5）水平段导向钻进井斜陡降对油层穿透率的影响;
（6）分支井眼的切出和防碰问题。
5 MFB-955鱼骨状水平分支井控制技术
5.1 主井眼关键井段控制技术
MFB-955井主井眼关键段都在二开完成，二开施工也是本井眼轨迹控制的关键，其钻井设计参数如下表5-1所示：
由于浅层定向，造斜率比较低，因此设计造斜率一般都控制在5°/30m以内，所以我们基本上通过控制钻时和排量的方法来满足造斜率的要求。但此井位地层比较软，复合钻进降斜比较严重，基本上复合钻进不能连续超过20m。同时，甲方对井眼轨迹的要求也比较严格，并要求实钻轨迹距离设计轨迹相差1m以内。特别强调的是稳斜段的井眼施工，国内水平井的稳斜段一般都称作调整段。国内设计稳斜段的主要目的是解决首个造斜段完成后，实际井斜与设计井斜偏差的问题，调整实钻井斜角使其与设计值尽量相符，提高轨迹控制精度，为第二次造斜打好基础。然而，在MFB-955鱼骨状水平分支井设计的稳斜段是真正意义的“稳斜”，即稳定的控制井斜角保持在一定的度数，尽量减少实际井斜值与设计井斜值得偏差，此井段施工尤为注意，必须保证井斜的变化幅度在1°以内。
5.2 分支井眼控制技术
分支井眼都在水平井段完成，因此施工水平段就显得尤为重要，分支井眼的难点在于各个分支的切出。
5.2.1 主井眼（1230m处-第一分支侧钻点） 钻进至第一分支侧钻点后，充分循环并倒滑眼起钻至套管鞋;同时处理泥浆，为侧钻第一分支做好准备。钻井方式以复合钻进为主，定向钻进为辅。
5.2.2 第一分支井眼（1262.87m-1501.51m）
在第一分支侧钻点，反复上下活动钻具造槽，控制钻时侧钻一根保证第一分支井眼的形成，然后复合钻进两根，通过对测斜数据的对比确定分支井眼的形成。采取鱼骨状水平分支井眼侧钻技术措施侧钻分支，并按设计要求控制井眼轨迹直至分支井眼完成。第一分支井眼设计数据如下表5-1所示：
5.2.3 第二分支井眼（1341.12m-1592.40m）
第一分支井眼完成后，倒滑眼、短起下至套管鞋处，下钻至井底后充分循环。起钻至第二侧钻点位置，摆好工具面并锁定钻具，划眼造槽悬空侧钻第二分支井，控制钻时，钻压0-2t，排量25l/s，复合钻进一根至第二分支井眼形成，钻压2-3t，排量28l/s，采取鱼骨状水平分支井眼侧钻技术措施侧钻分支，并按设计要求控制井眼轨迹直至分支井眼完成。第二分支井眼设计数据如下表4-2所示：
5.2.4 第三分支井眼（1432.56m-1653.84m）
第二分支井眼完成后，倒滑眼、短起下至套管鞋处，在套管鞋充分循环。下钻至第三分支井眼侧钻点处，准备侧钻第三分支井眼。侧钻方式通过对比前面分支井眼的侧钻，优化侧钻方法。第三分支井眼设计数据如下表4-3所示：
5.2.5 第四分支井眼（1524.00m-1719.07m）
第三分支井眼完成后，倒滑眼、短起下至套管鞋处，在套管鞋充分循环。下钻至第四分支井眼1514m侧钻点位置，准备侧钻第四分支井眼。第四分支井眼设计数据如下表4-4所示：
5.2.6 第五分支井眼（1615.44m-1813.80m）
第四分支井眼完成后，倒滑眼、短起下至第五分支井眼侧钻点位置，准备侧钻第五分支井眼。钻进方式以定向钻进为主，复合钻进为辅。第五分支井眼设计数据如下表5-5所示：
各个分支井眼完成后的井斜都大于90°，这样可以保证下个分支顺利的切出，也有利于主井眼的形成。各个分支油层穿透率保持在为90%以上，垂深一般控制在±0.5m以内。由于水平段地层为大段的疏松砂岩，各个分支的形成都采用连续上下活动造槽和控制钻时的方法进行。分支井眼形成后，不能大段连续复合钻进，因此采用定向和复合交替进行和控制复合钻进的钻压来对实现对各个分支井眼轨迹的控制，所有分支井眼完成后的井眼投影图如下图5-1所示。
5.2 MFB-955鱼骨状水平分支井钻具组合的优化选择
二开主井眼和三开分支井眼都是一趟钻完成。二开地层比较软，为了提高造斜率，钻具组合中不使用欠尺寸稳定器，在保证仪器信号正常和满足井眼清洁的情况下，尽可能的降低排量。其中二开主井眼钻具组合为： 311.1mmPDC钻头+203mm螺杆（ 1.75°）+ 浮阀+203mmLWD+ 203mm无磁钻铤+ 203mm无磁钻铤+转换接头+127mm加重钻杆×1柱+ 127mm钻杆×7柱+ 127mm加重钻杆×13柱+ 加重钻杆×1根+165mm随钻震击器+127mm加重钻杆×1根+127mm加重钻杆×6柱+127mm钻杆
分支井眼大部分为疏松砂岩，为了尽可能地保证轨迹符合率，不选用欠尺寸稳定器。为了减少定向钻进托压现象，我们采用倒装127mm斜坡钻杆的技术。由于分支井段地层容易发生坍塌卡钻，因此，在分支井段钻具组合中必须增加随钻震击器的使用，并且在组合随钻震击器时，为了保持其钻具的刚性，一般在其上、下端都加装加重钻杆。
三开分支井眼钻具组合为：215.9mmPDC钻头+172mm螺桿（ 1.5°）+ 浮阀+172mmLWD+ 172mm MWD 无磁钻铤+ 165mm无磁钻铤+转换接头+ 127mm加重钻杆×1柱+ 127mm钻杆×27柱+ 127mm加重钻杆×13柱+加重钻杆×1根+165mm 随钻震击器+127mm加重钻杆×1根+127mm加重钻杆×6柱+127mm钻杆
6 MFB-955鱼骨状水平分支井控制技术总结
6.1 分支井眼侧钻控制技术
分支井眼的关键是各个分支的切出，由于委内瑞拉重油带油层为大段疏松砂岩，因此侧钻采用反复上下活动钻具造槽和控制钻时的方法。并采用分支井眼上翘、主井眼下垂，这样有利于保证完井管柱顺利下入主井眼，造槽时可适当增加造槽的深度和长度[3]。
6.2 分支井眼复合钻进轨迹控制技术
影响机械钻速的主要原因是定向钻进时调整实钻井斜。在委内瑞拉这种疏松软地层钻进时由于马达本身有一只近钻头稳定器，虽然这种结构决定其本身是一个增斜钻具，但是由于其地层的特殊性，钻头侧向力容易发挥作用，井径也容易扩大，所以地层越软，越容易降斜。在钻进时也不需要施加过大的钻压钻进，而导致钻压小于钻具的临界弯曲力，致使钻具在其自重力的作用下产生下倾现象。我们通过增减稳定器的技术来解决钻具增降斜的技术难点，解决此现象的技术是，去掉国内施工时加在马达上部的欠尺寸稳定器，增加其钻具上翘的可能性，从而减小钻具在复合钻进时的下倾趋势。
6.3 随钻震击器在分支井中的作用
MFB-955鱼骨状水平分支井井在其分支井眼施工中，发生了两次粘卡，由于钻具组合中使用了随钻震击器，通过其工作时的上、下震击，有效地解决了粘卡等复杂的钻井情况的发生。随钻震击器的使用可以避免发生遇阻时上提拉力过大而将钻具卡死，和发生粘卡现象时井下震击力不够，很大程度地防止井眼卡钻事故的发生，从而大大地提高钻井时效。
6.4 鱼骨状水平分支井的钻进方式选择
现在常用的钻进方式是前进式，主井眼顺利下入防砂筛管的成功率较高，后期完井相对主动;主要缺点上部分支井眼完成后，再次下钻时在分支井窗口处可能会进入分支井眼，而不是既定的主井眼，从而达不到预期的目的。因此在施工中必须循环彻底，避免分支井眼完成后主井眼钻进时岩屑在窗口处过量堆积导致分支井眼被堵塞。
参考文献：
[1]穆龙新，韩国庆，徐宝军，委内瑞拉奥里诺科重油带地质与油气资源储量，石油勘探与开发，石油工业出版社，2009.12（6）：784-786.
[2] 耿应春，孙铭新，胜利油田鱼骨状水平分支井钻井技术，石油钻采工艺，2007.05.
[3] 邢洪宪，牟小军，徐荣强，刘鹏，水平分支井钻井及完井技术，钻采工艺，2008.31（3）：21-24
关键词：鱼骨状水平分支井;水平分支井技术;委内瑞拉重油带;优化钻具组合;井眼轨迹
委内瑞拉是世界上重要的石油生产与出口国之一，据欧佩克公布的数据，截止2010年底，委内瑞拉探明石油储量2965亿桶，占全球探明储量的18%，跃居世界石油储量第一。随着委内瑞拉石油开发重点向其重油带的转移，其石油钻采市场前景良好。因此，各种先进、高效的钻井技术在委内瑞拉重油带油气钻探中得到了充分的利用，此文，将以实例讲述鱼骨状水平分支井钻井技术在委内瑞拉重油带油田的应用。
1 委内瑞拉重油带的地质特点
委内瑞拉奥里诺科重油带总面积5.4万平方公里，可开采储量2350亿桶，占委内瑞拉石油总储量的79%。重油带自西向东划分为博亚卡（Boyaca）、胡宁（Junin）、阿亚库乔（Ayacucho）和卡拉沃沃（Carabobo）四个大区32个可开发区块。重油带油层埋藏深度普遍比较浅，所开发的生产井完钻深度基本上维持在2200m以内。奥里诺科重油带主要储集层是海侵背景下的河流三角洲沉积砂岩体系OFICINA组，北倾单斜，倾角在0.5°-4°之间，构造起伏收基地古地形控制，并且重油带油藏以岩性圈闭为主，局部受断层控制，如图1所示。重油带油藏北部埋层深，最大1828m（6000ft），南部最浅，埋深只有91米（300ft），其孔隙度、渗透率和含油饱和度高，但岩石固结程度差，非均质性强[1]。我们为了最大限度地利用一个平台作业区域，尽可能地开采地下石油资源，因此，鱼骨状水平分支井技术在重油带得到了充分利用。
2 鱼骨状水平分支井技术概述
鱼骨状水平分支井是指将水平井的水平井段左右再钻进2个或者2个以上的分支井眼，且从水平投影图上看，各分支井眼与主井眼呈现羽状分布;从三维立体图上看，各分支井眼与主井眼之间呈鱼骨状分布的井，国外也成为羽状分支井。鱼骨状水平分支井是分支井的一种特殊形式，它充分体现了分支井的技术优势，各个分支井眼深入到主井眼周边油层，最大限度地增大油藏的泄油面积，提高了采油率;以多翼中等长度的分支井代替单口水平段较长的水平井，降低了钻井风险，同时可以降低井底流动压力，减少地层损害;各分支井眼利用同一个主井眼的上部井段，有效地降低了钻井成本[2]。鱼骨状水平分支井是一种综合利用水平井、分支井钻井技术提高油藏采收率的钻井新技术，这种钻井技术可以根据油藏条件设计经验并进行井眼的空间分布、有效增加油层的裸露面积、节约钻井投资，最终达到提高采收率的目的。
3 MFB-955委内瑞拉重油带鱼骨状水平分支井的简介
MFB-955是委内瑞拉奥里诺科重油帶胡宁（Junin）区块的一口典型的6分支鱼骨状水平分支井，其由PDVSA井队承钻，渤钻定向井公司负责定向井施工，MFB-955的三维设计图如下图2-1和图2-2所示。
如下图2-3所示为MFB-955鱼骨状水平分支井的地层柱状图。图中：Mioceno层顶面以上以灰色泥岩为主，主要成分高岭石，有煤层和页岩夹层;下部以砂岩为主，中细石英砂，地层砂岩疏松，弱～非胶结性。在纵向上从上至下细分为A、B、C、D、E和Cretacico六个油层，其中B、D、E为主力油层。
4 MFB-955鱼骨状水平分支井工程施工难点
（1）主井眼浅定向施工和低排量对仪器信号的稳定性的影响;
（2）浅层造斜井眼轨迹控制及磨阻扭矩对钻具安全的影响;
（3）大井眼定向LWD刚性及大井眼清洁对井眼的影响;
（4）分支井井眼易坍塌地层处理及BHA组合;
（5）水平段导向钻进井斜陡降对油层穿透率的影响;
（6）分支井眼的切出和防碰问题。
5 MFB-955鱼骨状水平分支井控制技术
5.1 主井眼关键井段控制技术
MFB-955井主井眼关键段都在二开完成，二开施工也是本井眼轨迹控制的关键，其钻井设计参数如下表5-1所示：
由于浅层定向，造斜率比较低，因此设计造斜率一般都控制在5°/30m以内，所以我们基本上通过控制钻时和排量的方法来满足造斜率的要求。但此井位地层比较软，复合钻进降斜比较严重，基本上复合钻进不能连续超过20m。同时，甲方对井眼轨迹的要求也比较严格，并要求实钻轨迹距离设计轨迹相差1m以内。特别强调的是稳斜段的井眼施工，国内水平井的稳斜段一般都称作调整段。国内设计稳斜段的主要目的是解决首个造斜段完成后，实际井斜与设计井斜偏差的问题，调整实钻井斜角使其与设计值尽量相符，提高轨迹控制精度，为第二次造斜打好基础。然而，在MFB-955鱼骨状水平分支井设计的稳斜段是真正意义的“稳斜”，即稳定的控制井斜角保持在一定的度数，尽量减少实际井斜值与设计井斜值得偏差，此井段施工尤为注意，必须保证井斜的变化幅度在1°以内。
5.2 分支井眼控制技术
分支井眼都在水平井段完成，因此施工水平段就显得尤为重要，分支井眼的难点在于各个分支的切出。
5.2.1 主井眼（1230m处-第一分支侧钻点） 钻进至第一分支侧钻点后，充分循环并倒滑眼起钻至套管鞋;同时处理泥浆，为侧钻第一分支做好准备。钻井方式以复合钻进为主，定向钻进为辅。
5.2.2 第一分支井眼（1262.87m-1501.51m）
在第一分支侧钻点，反复上下活动钻具造槽，控制钻时侧钻一根保证第一分支井眼的形成，然后复合钻进两根，通过对测斜数据的对比确定分支井眼的形成。采取鱼骨状水平分支井眼侧钻技术措施侧钻分支，并按设计要求控制井眼轨迹直至分支井眼完成。第一分支井眼设计数据如下表5-1所示：
5.2.3 第二分支井眼（1341.12m-1592.40m）
第一分支井眼完成后，倒滑眼、短起下至套管鞋处，下钻至井底后充分循环。起钻至第二侧钻点位置，摆好工具面并锁定钻具，划眼造槽悬空侧钻第二分支井，控制钻时，钻压0-2t，排量25l/s，复合钻进一根至第二分支井眼形成，钻压2-3t，排量28l/s，采取鱼骨状水平分支井眼侧钻技术措施侧钻分支，并按设计要求控制井眼轨迹直至分支井眼完成。第二分支井眼设计数据如下表4-2所示：
5.2.4 第三分支井眼（1432.56m-1653.84m）
第二分支井眼完成后，倒滑眼、短起下至套管鞋处，在套管鞋充分循环。下钻至第三分支井眼侧钻点处，准备侧钻第三分支井眼。侧钻方式通过对比前面分支井眼的侧钻，优化侧钻方法。第三分支井眼设计数据如下表4-3所示：
5.2.5 第四分支井眼（1524.00m-1719.07m）
第三分支井眼完成后，倒滑眼、短起下至套管鞋处，在套管鞋充分循环。下钻至第四分支井眼1514m侧钻点位置，准备侧钻第四分支井眼。第四分支井眼设计数据如下表4-4所示：
5.2.6 第五分支井眼（1615.44m-1813.80m）
第四分支井眼完成后，倒滑眼、短起下至第五分支井眼侧钻点位置，准备侧钻第五分支井眼。钻进方式以定向钻进为主，复合钻进为辅。第五分支井眼设计数据如下表5-5所示：
各个分支井眼完成后的井斜都大于90°，这样可以保证下个分支顺利的切出，也有利于主井眼的形成。各个分支油层穿透率保持在为90%以上，垂深一般控制在±0.5m以内。由于水平段地层为大段的疏松砂岩，各个分支的形成都采用连续上下活动造槽和控制钻时的方法进行。分支井眼形成后，不能大段连续复合钻进，因此采用定向和复合交替进行和控制复合钻进的钻压来对实现对各个分支井眼轨迹的控制，所有分支井眼完成后的井眼投影图如下图5-1所示。
5.2 MFB-955鱼骨状水平分支井钻具组合的优化选择
二开主井眼和三开分支井眼都是一趟钻完成。二开地层比较软，为了提高造斜率，钻具组合中不使用欠尺寸稳定器，在保证仪器信号正常和满足井眼清洁的情况下，尽可能的降低排量。其中二开主井眼钻具组合为： 311.1mmPDC钻头+203mm螺杆（ 1.75°）+ 浮阀+203mmLWD+ 203mm无磁钻铤+ 203mm无磁钻铤+转换接头+127mm加重钻杆×1柱+ 127mm钻杆×7柱+ 127mm加重钻杆×13柱+ 加重钻杆×1根+165mm随钻震击器+127mm加重钻杆×1根+127mm加重钻杆×6柱+127mm钻杆
分支井眼大部分为疏松砂岩，为了尽可能地保证轨迹符合率，不选用欠尺寸稳定器。为了减少定向钻进托压现象，我们采用倒装127mm斜坡钻杆的技术。由于分支井段地层容易发生坍塌卡钻，因此，在分支井段钻具组合中必须增加随钻震击器的使用，并且在组合随钻震击器时，为了保持其钻具的刚性，一般在其上、下端都加装加重钻杆。
三开分支井眼钻具组合为：215.9mmPDC钻头+172mm螺桿（ 1.5°）+ 浮阀+172mmLWD+ 172mm MWD 无磁钻铤+ 165mm无磁钻铤+转换接头+ 127mm加重钻杆×1柱+ 127mm钻杆×27柱+ 127mm加重钻杆×13柱+加重钻杆×1根+165mm 随钻震击器+127mm加重钻杆×1根+127mm加重钻杆×6柱+127mm钻杆
6 MFB-955鱼骨状水平分支井控制技术总结
6.1 分支井眼侧钻控制技术
分支井眼的关键是各个分支的切出，由于委内瑞拉重油带油层为大段疏松砂岩，因此侧钻采用反复上下活动钻具造槽和控制钻时的方法。并采用分支井眼上翘、主井眼下垂，这样有利于保证完井管柱顺利下入主井眼，造槽时可适当增加造槽的深度和长度[3]。
6.2 分支井眼复合钻进轨迹控制技术
影响机械钻速的主要原因是定向钻进时调整实钻井斜。在委内瑞拉这种疏松软地层钻进时由于马达本身有一只近钻头稳定器，虽然这种结构决定其本身是一个增斜钻具，但是由于其地层的特殊性，钻头侧向力容易发挥作用，井径也容易扩大，所以地层越软，越容易降斜。在钻进时也不需要施加过大的钻压钻进，而导致钻压小于钻具的临界弯曲力，致使钻具在其自重力的作用下产生下倾现象。我们通过增减稳定器的技术来解决钻具增降斜的技术难点，解决此现象的技术是，去掉国内施工时加在马达上部的欠尺寸稳定器，增加其钻具上翘的可能性，从而减小钻具在复合钻进时的下倾趋势。
6.3 随钻震击器在分支井中的作用
MFB-955鱼骨状水平分支井井在其分支井眼施工中，发生了两次粘卡，由于钻具组合中使用了随钻震击器，通过其工作时的上、下震击，有效地解决了粘卡等复杂的钻井情况的发生。随钻震击器的使用可以避免发生遇阻时上提拉力过大而将钻具卡死，和发生粘卡现象时井下震击力不够，很大程度地防止井眼卡钻事故的发生，从而大大地提高钻井时效。
6.4 鱼骨状水平分支井的钻进方式选择
现在常用的钻进方式是前进式，主井眼顺利下入防砂筛管的成功率较高，后期完井相对主动;主要缺点上部分支井眼完成后，再次下钻时在分支井窗口处可能会进入分支井眼，而不是既定的主井眼，从而达不到预期的目的。因此在施工中必须循环彻底，避免分支井眼完成后主井眼钻进时岩屑在窗口处过量堆积导致分支井眼被堵塞。
参考文献：
[1]穆龙新，韩国庆，徐宝军，委内瑞拉奥里诺科重油带地质与油气资源储量，石油勘探与开发，石油工业出版社，2009.12（6）：784-786.
[2] 耿应春，孙铭新，胜利油田鱼骨状水平分支井钻井技术，石油钻采工艺，2007.05.
[3] 邢洪宪，牟小军，徐荣强，刘鹏，水平分支井钻井及完井技术，钻采工艺，2008.31（3）：21-24