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[摘 要]针对海洋平台丛式井钻遇地层的特点和钻井轨迹控制难点，分析井眼各井段轨迹数据及轨迹控制难点，重点阐述各段井眼轨迹控制技术措施，优化钻井参数，合理控制井身轨迹，成功钻达目的层并顺利完成各井的施工，优选井眼轨迹控制技术，为今后的调整井及二期开发施工，提高轨迹控制能力，提高施工工程质量，从而提高整体效益。
[关键词]海上钻井；丛式井；底部钻具组合；轨迹控制
中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）03-0360-01
丛式井是指一组定向井（水平井），其井口集中在一个有限的范围内。在勘探开发海上油气田，由于建造海上平台的费用很高，采用丛式井可大大降低钻井成本，并满足了油田的整体开发要求。
1 丛式井井眼轨迹控制技术
以某海上平台为例，其所在油田的开发方案，共布6口井，其中定向井5口及水平井1。口，（1）六口井的造斜点高，地层软，造斜段在450m井段，在通井或下钻过程中，在造斜段容易发生遇阻后采取划眼手段而钻出新井眼。（2）1000m以上地层成岩性差，注意防塌、
防黏附性卡钻；钻遇不整合面时，应注意防斜防漏。丛式井组按工程设计井位排序进行施工，防碰绕障难度大。（3）下部地层复杂，可钻性差，存在着易斜、易漏、易塌。（4）312m井段不仅深度较深而且裸眼段较长（超过2000m），摩阻大、扭矩和泵压高，井眼清洁和快速鉆进困难。轨迹控制段长、方位漂移变化相对较大等因素造成扭方位频繁。（5）长稳斜段轨迹控制困难，对于水平井，还需在下部井段进行增斜扭方位施工；在钻井过程中钻具和电测仪器可能会发生疲劳刺漏断落、阻卡等复杂情况。（6）目的层，中靶半径30 m，中靶质量要求高。因此，要控制好井眼轨迹，必然要进行增、降斜或调整方位作业，而在井比较深的情况下，增加了施工的难度。
2 钻具组合设计
丛式井钻井的钻具组合都为井下动力钻具，采用MWD 随钻测量配合动力钻具的导向钻井系统，使用滑动导向复合钻井技术，一套钻具组合可以完成上直、定向、增斜、稳斜、降斜等多种工序。根据实际井眼轨迹情况可以即时进行轨迹调整，以实现上提造斜点、降低井斜角、提高定向速度，延长稳斜段、缩短降斜段、减少扭方位次数，防碰、绕障井通过一次或多次定向调整轨迹，再次定向达到中靶目的。
3 井眼轨迹控制技术
3.1 直井段
定向井、水平井直井段的井身轨迹控制原则是防斜打直。如果直井段不直，当钻至造斜点时，造斜点处有一定井斜角而影响定向造斜的顺利完成，且因上部井段的井斜造成的位移影响下一步井身轨迹的控制。若造斜点处的位移是负位移，为了达到设计要求，会造成在实际施工中需要比设计更大的造斜率和更大的最大井斜角度；如果是正位移则情况恰好相反。若造斜点处的位移是向设计方向两侧偏离的，就会将一口两维定向井变成了一口三维定向井，同时也会造成下一步井身轨迹控制的困难。对于丛式井的直井段发生井斜，不仅会造成普通定向井中所存在的危害，还会造成丛式井中两口定向井的直井段井眼相碰的施工事故，造成新老井眼同时报废。直井段防斜打直与已钻井防碰绕障，为了保证该井段中直井段防斜打直快速钻井，同时钻至造斜点进行造斜作业，该井段使用井下动力钻具，MWD 随钻测斜仪配合动力钻具的导向钻井系统。在钻进过程中，密切注意泵压及扭矩的变化，循环泵压与工作泵压之差不超过 1.0 ～ 2 MPa，出现蹩泵立即降低排量并将钻具提离井底，每钻完一柱划眼1～2次，正常后接单根，通过 MWD 测斜数据对所钻井眼井斜及时跟踪监测。
从施工效果来看，使用螺杆钻具应用复合钻井技术，保证直井段防斜打直。
3.2 造斜段
针对造斜点高，地层软，在通井或下钻过程中在造斜段容易发生遇阻后采取划眼手段而钻出新井眼。所以，在该井段短起下钻、通井过程中遇阻采取划眼方式通过时需防止钻出新井眼。在造斜过程中，采用滑动钻进与旋转钻进结合的方式缓慢增斜，按设计的造斜率造斜。
为保证井眼轨迹平滑，造斜率先低后高，严格控制井眼轨迹，避免出现过大的狗腿度；尽量避免在造斜段某一点较长时间钻具静止循环。下钻遇阻时，不可硬压，应及时采用 MWD 找工具面，找准工具面后，采用正常排量活动钻具，拉顺一单根后，停泵下放钻具看是否能顺利通过。如果不能通过，则测斜检查井斜和方位是否钻出新井眼，并在继续利用 MWD 找工具面滑动钻具的过程中，可以结合小排量、低转速和零钻压划眼。需要注意的是井下有泥浆马达，在没有找准工具面时，在开泵下放钻具的同时必须转动钻具；通过 MWD 测斜检查，如果发现钻出新井眼，应极力找出老井眼，并上下提拉到畅通，或根据情况打水泥塞封住新老井眼，重新造斜。
3.3 稳斜段
（1）该井段钻遇的岩性主要以大段的泥岩和砂泥岩互层为主，夹有煤层，性脆，易水化垮塌，垂深2000 m 以后，岩石压实程度增加，可钻性逐渐变差。为了能一趟完成该井段钻井采用 PDC 钻头，选用BEST产型号为M19RS PDC 钻头，该类钻头具有自锐性聚晶金刚石（即复合片）切削齿、大复合片优化布齿及深刀翼结构，在软到中硬地层中可获得较高的机械钻速。在钻进过程中，MWD 随时监测井眼轨迹，根据设计的井眼轨迹，为保证轨迹圆滑，及时调整，滑动导向钻进。（2）旋转钻进，在钻进过程中，MWD 随时监测井眼轨迹，根据设计的井眼轨迹，为保证轨迹圆滑，及时调整。本井段关键点：中靶、井眼清洁、防卡及防塌、保护气层、防止套管磨损、下尾管时保护尾管。总之，在稳斜段井眼轨迹控制中加强各方对钻井实时参数的监控和分析。严格控制调整好泥浆性能，特别是低转速黏切性能；若出现处理问题或处理不好，则应排放掉一部分老浆，替入新浆进行调整。原则上，起钻困难时，不应过提太多，应尽量开泵正倒划眼畅通（每次应起出一个立柱多半个单根，没问题后再下放作坐卡瓦卸立柱），倒划眼时扭矩变化大，应视严重程度严格控制上提速度；下钻困难时，不应下压太多，采取开泵转动的办法通过（但应与定向井人员配合，避免划出新眼）。若返出不正常致使井壁有较多岩屑堆积或钻井时摩阻及扭矩不正常时，应视情况每 400 ～600m短起下一次（循环前视情况泵入适量稠泥浆）以求井眼通畅，或采取钻具静止使用相对钻进转速较高的转速旋转15分钟左右以破坏岩屑床，再活动循环清砂。尽量控制井眼轨迹的全角变化率（狗腿）不应超过4度。对狗腿度较大处采取多拉多划的机械手段，保持井眼轨迹平滑。
3.4增斜段。开始增斜后进入水平段，先下ST307BD PDC 钻头。滑动导向交替旋转钻进，按设计要求调整井斜和方位。
3.5降斜段。在本井降斜井段主要在该井 311.1mm 井段，所以该井段使用旋转导向钻具与 PDC钻头，泵压17～18MPa，转速 100～150 r/min，扭矩 7～19 klb-ft。
3.6扭方位段。为不使扭方位钻进增加摩阻和扭矩，力争使轨迹平稳过渡，滑动与旋转钻进进尺比为1：8.5。
4 结论与建议
（1）对于海上丛式井组，井槽位置已确定，应当将位移大的井放在外围，造斜点相对高；位移小的井放在内部，造斜点相对低。相邻两口井的造斜点应该上下错开50 ～100 m。（2）海上定向井一般都采用井下动力钻具，滑动导向复合钻井技术一套钻具组合可以完成上直、定向、增斜、稳斜、降斜等多种工序。可以上提造斜点、降低井斜角、提高定向速度，延长稳斜段、缩短降斜段、减少扭方位次数。方位飘移即时进行轨迹调整。防碰、绕障井通过一次或多次定向调整轨迹，再次定向达到中靶目的。
参考文献
[1] 王恒.滩海大位移桩斜147井轨迹控制技术[J]. 西部探矿工程，2007（12）：90-92.
[关键词]海上钻井；丛式井；底部钻具组合；轨迹控制
中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）03-0360-01
丛式井是指一组定向井（水平井），其井口集中在一个有限的范围内。在勘探开发海上油气田，由于建造海上平台的费用很高，采用丛式井可大大降低钻井成本，并满足了油田的整体开发要求。
1 丛式井井眼轨迹控制技术
以某海上平台为例，其所在油田的开发方案，共布6口井，其中定向井5口及水平井1。口，（1）六口井的造斜点高，地层软，造斜段在450m井段，在通井或下钻过程中，在造斜段容易发生遇阻后采取划眼手段而钻出新井眼。（2）1000m以上地层成岩性差，注意防塌、
防黏附性卡钻；钻遇不整合面时，应注意防斜防漏。丛式井组按工程设计井位排序进行施工，防碰绕障难度大。（3）下部地层复杂，可钻性差，存在着易斜、易漏、易塌。（4）312m井段不仅深度较深而且裸眼段较长（超过2000m），摩阻大、扭矩和泵压高，井眼清洁和快速鉆进困难。轨迹控制段长、方位漂移变化相对较大等因素造成扭方位频繁。（5）长稳斜段轨迹控制困难，对于水平井，还需在下部井段进行增斜扭方位施工；在钻井过程中钻具和电测仪器可能会发生疲劳刺漏断落、阻卡等复杂情况。（6）目的层，中靶半径30 m，中靶质量要求高。因此，要控制好井眼轨迹，必然要进行增、降斜或调整方位作业，而在井比较深的情况下，增加了施工的难度。
2 钻具组合设计
丛式井钻井的钻具组合都为井下动力钻具，采用MWD 随钻测量配合动力钻具的导向钻井系统，使用滑动导向复合钻井技术，一套钻具组合可以完成上直、定向、增斜、稳斜、降斜等多种工序。根据实际井眼轨迹情况可以即时进行轨迹调整，以实现上提造斜点、降低井斜角、提高定向速度，延长稳斜段、缩短降斜段、减少扭方位次数，防碰、绕障井通过一次或多次定向调整轨迹，再次定向达到中靶目的。
3 井眼轨迹控制技术
3.1 直井段
定向井、水平井直井段的井身轨迹控制原则是防斜打直。如果直井段不直，当钻至造斜点时，造斜点处有一定井斜角而影响定向造斜的顺利完成，且因上部井段的井斜造成的位移影响下一步井身轨迹的控制。若造斜点处的位移是负位移，为了达到设计要求，会造成在实际施工中需要比设计更大的造斜率和更大的最大井斜角度；如果是正位移则情况恰好相反。若造斜点处的位移是向设计方向两侧偏离的，就会将一口两维定向井变成了一口三维定向井，同时也会造成下一步井身轨迹控制的困难。对于丛式井的直井段发生井斜，不仅会造成普通定向井中所存在的危害，还会造成丛式井中两口定向井的直井段井眼相碰的施工事故，造成新老井眼同时报废。直井段防斜打直与已钻井防碰绕障，为了保证该井段中直井段防斜打直快速钻井，同时钻至造斜点进行造斜作业，该井段使用井下动力钻具，MWD 随钻测斜仪配合动力钻具的导向钻井系统。在钻进过程中，密切注意泵压及扭矩的变化，循环泵压与工作泵压之差不超过 1.0 ～ 2 MPa，出现蹩泵立即降低排量并将钻具提离井底，每钻完一柱划眼1～2次，正常后接单根，通过 MWD 测斜数据对所钻井眼井斜及时跟踪监测。
从施工效果来看，使用螺杆钻具应用复合钻井技术，保证直井段防斜打直。
3.2 造斜段
针对造斜点高，地层软，在通井或下钻过程中在造斜段容易发生遇阻后采取划眼手段而钻出新井眼。所以，在该井段短起下钻、通井过程中遇阻采取划眼方式通过时需防止钻出新井眼。在造斜过程中，采用滑动钻进与旋转钻进结合的方式缓慢增斜，按设计的造斜率造斜。
为保证井眼轨迹平滑，造斜率先低后高，严格控制井眼轨迹，避免出现过大的狗腿度；尽量避免在造斜段某一点较长时间钻具静止循环。下钻遇阻时，不可硬压，应及时采用 MWD 找工具面，找准工具面后，采用正常排量活动钻具，拉顺一单根后，停泵下放钻具看是否能顺利通过。如果不能通过，则测斜检查井斜和方位是否钻出新井眼，并在继续利用 MWD 找工具面滑动钻具的过程中，可以结合小排量、低转速和零钻压划眼。需要注意的是井下有泥浆马达，在没有找准工具面时，在开泵下放钻具的同时必须转动钻具；通过 MWD 测斜检查，如果发现钻出新井眼，应极力找出老井眼，并上下提拉到畅通，或根据情况打水泥塞封住新老井眼，重新造斜。
3.3 稳斜段
（1）该井段钻遇的岩性主要以大段的泥岩和砂泥岩互层为主，夹有煤层，性脆，易水化垮塌，垂深2000 m 以后，岩石压实程度增加，可钻性逐渐变差。为了能一趟完成该井段钻井采用 PDC 钻头，选用BEST产型号为M19RS PDC 钻头，该类钻头具有自锐性聚晶金刚石（即复合片）切削齿、大复合片优化布齿及深刀翼结构，在软到中硬地层中可获得较高的机械钻速。在钻进过程中，MWD 随时监测井眼轨迹，根据设计的井眼轨迹，为保证轨迹圆滑，及时调整，滑动导向钻进。（2）旋转钻进，在钻进过程中，MWD 随时监测井眼轨迹，根据设计的井眼轨迹，为保证轨迹圆滑，及时调整。本井段关键点：中靶、井眼清洁、防卡及防塌、保护气层、防止套管磨损、下尾管时保护尾管。总之，在稳斜段井眼轨迹控制中加强各方对钻井实时参数的监控和分析。严格控制调整好泥浆性能，特别是低转速黏切性能；若出现处理问题或处理不好，则应排放掉一部分老浆，替入新浆进行调整。原则上，起钻困难时，不应过提太多，应尽量开泵正倒划眼畅通（每次应起出一个立柱多半个单根，没问题后再下放作坐卡瓦卸立柱），倒划眼时扭矩变化大，应视严重程度严格控制上提速度；下钻困难时，不应下压太多，采取开泵转动的办法通过（但应与定向井人员配合，避免划出新眼）。若返出不正常致使井壁有较多岩屑堆积或钻井时摩阻及扭矩不正常时，应视情况每 400 ～600m短起下一次（循环前视情况泵入适量稠泥浆）以求井眼通畅，或采取钻具静止使用相对钻进转速较高的转速旋转15分钟左右以破坏岩屑床，再活动循环清砂。尽量控制井眼轨迹的全角变化率（狗腿）不应超过4度。对狗腿度较大处采取多拉多划的机械手段，保持井眼轨迹平滑。
3.4增斜段。开始增斜后进入水平段，先下ST307BD PDC 钻头。滑动导向交替旋转钻进，按设计要求调整井斜和方位。
3.5降斜段。在本井降斜井段主要在该井 311.1mm 井段，所以该井段使用旋转导向钻具与 PDC钻头，泵压17～18MPa，转速 100～150 r/min，扭矩 7～19 klb-ft。
3.6扭方位段。为不使扭方位钻进增加摩阻和扭矩，力争使轨迹平稳过渡，滑动与旋转钻进进尺比为1：8.5。
4 结论与建议
（1）对于海上丛式井组，井槽位置已确定，应当将位移大的井放在外围，造斜点相对高；位移小的井放在内部，造斜点相对低。相邻两口井的造斜点应该上下错开50 ～100 m。（2）海上定向井一般都采用井下动力钻具，滑动导向复合钻井技术一套钻具组合可以完成上直、定向、增斜、稳斜、降斜等多种工序。可以上提造斜点、降低井斜角、提高定向速度，延长稳斜段、缩短降斜段、减少扭方位次数。方位飘移即时进行轨迹调整。防碰、绕障井通过一次或多次定向调整轨迹，再次定向达到中靶目的。
参考文献
[1] 王恒.滩海大位移桩斜147井轨迹控制技术[J]. 西部探矿工程，2007（12）：90-92.