第四部分丛式井技术要点及措施4.1 总体原则4.1.1 采用交叉钻表层，减少水泥窜槽；最浅造斜点的外排井出套管鞋，待MWD无磁干扰就提前造斜，有利于防碰及防磁干扰。
4.1.2造斜点的选择: 根据甲方提供的原始数据计算出位移和方位,按照定向井原则，井网布置避免交叉，位移大的安排在边缘槽口,造斜点的选择原则是在地层均一、可钻性好的地层,但密集型丛式井为降低稳斜段的井斜角,造斜点尽量浅，相邻井的造斜点相互错开50米,平台从外到里造斜点依次加深，边缘造斜点最浅的井为220米至平台中心最深的KOP为420米，避免来自横向的磁干扰及井眼碰撞。
4.1.3 QHD32-6地区已完成了十几口的探井，油层位置已经清楚，对于如此小的井距密集型平台，钻井顺序必须按照定向井施工原则,即采用先浅后深(造斜点)、先外(边缘大位移、大斜度)后里，否则会后患无穷。
如果采用定向井钻井原则，还避免不了，就要用陀螺定向.要避免磁干扰、碰撞，除按以上原则外，必须保证一次造斜的成功,否则就会打乱整个钻井顺序，给下步作业带来困难。
4.2 大平台小井距最难解决的问题是井眼防碰随着快速定向钻井大规模的展开，其浅层造斜技术、井眼控制技术和解决大斜度井滑动摩阻技术都有成熟的经验。
但由于单平台井口密度的逐渐增加，井眼相碰矛盾日趋尖锐，表层碰撞的可能性越来越大，锦州地区和绥中地区都有过惨痛教训的例子，小井眼的防碰必须按照定向井防碰预案实施，并且从上到下必须重视，相互让路，加强合作，避免该类事故的产生。
以下是影响井眼发生碰撞的主要因素：：4.2.1. 单平台井数的增加、井距的减小：97年前渤海单平台井数为4～16口，井距2～3米。
由于井眼密度小，其防碰问题不突出。
随着上千万吨的开始，为降低建平台的投入、增加平台的利用率，于97年底开始大平台小井距的作业，QHD32-6油田的井距缩小到1.5x1.7米，其井眼交叉的可能性越来越大，井眼防碰问题迫在眉睫。
4.2.2. 直井段偏斜：现有的钻井技术不可能将所有的直井段吊直为零，其原因是地层的不均一、邻井水泥环的影响等因素，使井眼产生偏斜。
4.2.3.钻井顺序不符合井眼防碰原则：定向钻井原则是“先外后里，先浅后深”---即先钻造斜点浅的定向井、依次钻造斜点深的井、最后钻直井；也就是说先钻位移大的边缘井、依次向平台中心钻。
如果违背上原则，易产生碰撞。
4.2.4.直井段没有数据的丛式钻井：数据反映井眼的走向，没有数据就谈不上井眼防碰，有碰撞潜在的危险。
4.2.5小井距仪器的精度误差：我们知道所有的测量工具都有系统误差，随着井深的增加，其误差椭圆越来越大。
4.2.6.邻井套管对MWD磁干扰，产生测量偏差。
4.3套管碰撞的前兆4.3.1.MWD的Btotal值超出正常值。
4.3.2.返出岩屑出现水泥。
4.3.3.钻时越来越慢，钻压有增无减。
4.4避免井眼碰撞的措施除大平台小井距、仪器系统误差、邻井套管对MWD的干扰和现有的钻井技术不可能将直井段吊直为零，现场无法人为控制外。
钻井顺序、直井段测量和岩屑判断等都可人为控制。
其措施如下：4.4.1采用钟摆钻具尽量防斜打直，尽量减轻下步作业的压力。
A．17 1/2＂井眼采用9＂钻铤，可以增加钟摆力，最大限度的将直井段吊直。
其组合17 1/2＂BIT（SUB）＋9＂NMDC＋9＂DC ＋17 1/2＂STB +8＂DC4+7 3/4＂F/J+7 3/4＂JAR+SUB+5＂HWDP17钻井参数: WOB: 0~1 tonsRPM: 80~120 rpmFlow: 3900~4000L/minB．用马达组合成钟摆钻具(本体不带扶正器)，其组合：17 1/2＂PDC bit＋9 1/2＂AKO（0.5 o ~0.8o）+17 1/4＂STB＋8＂F/V+8＂NMDC1＋8＂MWD＋8＂NMDC1+7 3/4＂F/J+7 3/4＂JAR＋SUB＋5＂HWDP17钻井参数：WOB: 1~2 tonsRPM: 60~70 rpmFlow: 3600~3800L/min注: 不使用本体扶正器时，需要带丝扣保护套。
4.4.2直井段要有轨迹数据：直井段是否偏斜，其检测手段就是仪器测量，数据反映井眼的走向，有数据才能有的放矢进行绕障、防碰作业，这是我们大家共所周知的，要求直井段实际测量间隔为30~50米。
钻完直井段投测电子多点，对于井斜大于1度的井测陀螺。
4.4.3造斜点相互错开至少50米：造斜点的安排，是浅KOP的井安排在平台边缘，一次向平台内部加深，由于井距小、为避免井眼碰撞，相邻井的造斜点至少错开50米。
4.4.4.钻井顺序符合井眼防碰原则。
否则，相应的造斜点必须作大的调整，且难度相应成倍增加。
E平台钻井顺序为：结构南：E8--E1--E3--E13--E4--E23--E14--E24--E2--E15--E17--E16结构北：E22--E20--E5--E19--E9--E12--E6--E21--E7--EW1(表层)--E18--EW1(二开)4.4.5. 对于偏斜较大的邻井，有碰撞危险按侧钻方案实施。
A．为了邻井的套管安全，选择牙轮钻头定向为宜：因为PDC钻头对套管的危害大和施工判断困难。
这主要是由于PDC钻头的破岩机理决定；而牙轮钻头的齿钝，破碎岩石主要是压入冲击为主、剪切力很小，并易于判断井下情况，及对套管的危害小。
因此，我们认为先使用牙轮钻头造斜，钻至井斜10~15度，安全后起钻换PDC钻头继续定向造斜。
B．为保证套管鞋处的钻井安全，又要定向成功，在套管鞋以下10米用陀螺定向造斜为宜，并用单点陀螺定1~2个点，第二个点15米定一次，待MWD无磁干扰，用MWD定向造斜。
C．采用较大的马达弯角，尽快起井斜。
而且造起井斜无碰撞问题后，尽快起钻换PDC钻头、调马达弯角。
D．让地质捞砂，更清楚判断造斜情况：在造斜前的80米每5米捞一次，在安全造斜前段保留比较，并用酚酞试剂帮助鉴别水泥变化量。
E．以恒定钻压和排量造斜，密切注意指重表变化，如钻压稍有增加、钻速稍有减慢，就要提离井底3米以上处活动循环，观察岩屑是否有铁屑。
如有铁屑通知钻井监督，千万不能造斜、或在此处循环活动，立即与钻井监督共同制定措施(继续旋转钻进、加深造斜点等措施)，通知有关领导，回音后方可实施。
这样对其相关井的造斜点和钻井顺序都相应增加，作业难度也成倍增加。
F．要求泥浆稳定井壁和携砂能力强，并分段打稠泥浆将岩屑尽快携带出井筒，便于判断井下情况。
G．不要在同一位置长时间循环，避免大肚子和磨套管现象。
H．为保证特殊作业的顺利实施，定向井工程人员2人24小时连续值班作业是远远不够的，需要钻井监督协调各服务公司解决，具体人员安排如下：(1). 钻台有定向井工程师检测钻压、钻速等其它参数，有异常现象通知钻井监督。
(2). 泥浆出口处有专人监控岩屑情况，有铁屑立即通知钻井监督，需泥浆工程师协调解决。
(3).有专人附在其邻井导管处，聆听是否有撞击套管的声音，如有立即通知钻井监督。
需要井队协调解决。
(4).需地质派专人捞砂，并检测岩屑情况。
有异常立即通知钻井监督。
4.4.6. 外排井按规定方向提前造斜(一般按平台结构的法线方向)，里侧井要防斜打直。
4.4.7.必要时采用陀螺，进行准确定向和绕障。
4.5 将直井段打直措施4.5.1.采用以上大钟摆钻具组合来防斜打直。
a.采用低钻压，中等顶驱转速将直井段掉吊直。
即控制钻压0~2吨；顶驱转速60转/分。
b.钻直井段无论是跳“田”字和“日”字都要尽量保持钻头受力均4.5.2.避免邻井水泥环影响使本井偏斜。
a.避免在一个地方循环冲出大肚子，除影响本井携砂外，还造成后钻邻井偏斜。
b.钻完直井段投测电子多点，检测直井段井眼轨迹，虽然方位值不准但可初步进行防碰计算，起一定的防碰指导作用。
c.如电子多点测量井斜超过0.5度，必须用陀螺测量轨迹，更准确进行轨迹防碰计算。
4.5.3.二开直井段作业二开直井段防斜打直非常困难，其主要原因是钻具组合的特性影响、邻井水泥的影响和钻井参数的影响。
在高密度快速钻井中，一套钻具组合完成直井段、造斜段、稳斜段和降斜段，一钻具多用，弊病在于直井段难打直。
一旦有井斜，本BHA成为微增斜组合，给下部井眼增加防碰难度。
在已完成的项目中至少有30%二开直井段井斜超过0.5度，已经给避免碰撞带来严重危害。
在贯彻快速钻井模式的前提下，我们二开坚持使用一套组合。
在实钻过程中，不要操之过急，主要以防斜打直为主、稳重求快，即控制钻井参数，来尽大限度的防止井眼偏斜。
钻压要控制在0~1.5吨、顶驱转速60转/分。
4.6造斜段钻进4.6.1 造斜前要保持井底干净，接立柱划眼无阻卡现象后再开始造斜作业。
4.6.2 调整泥浆性能良好，其余砂量要小于1%，控制固含量，保持泥浆有良好的携砂性和润滑性。
4.6.3 为解决浅层造斜的问题，采取以下措施：A 在保证携砂的前提下，适当降低排量以减少对地层的水力破碎，提高初始造斜能力。
对于造斜点浅于300米的井，由于为流沙层、地层胶结非常差，为保证造斜率，排量最低可降至1800L/min，并尽量跟上1~3吨的钻压，待井斜起至5度左右，将排量逐渐增至正常值。
B 增大钻头水眼，12 1/4＂井眼喷嘴总面积不小于1.5in2；9 7/8＂井眼喷嘴总面积不小于1.3 in2。
C 采用合适角度的马达弯角。
D 减少钻铤的数量，采用加重钻杆加压，增加组合的柔性。
E 初始造斜的1~2个立柱,不要开顶驱划眼，保持钻柱上下拉通顺后即可稳住立柱继续造斜。
F选择合适的钻头型号4.6.4 认真作好现场时实记录,根据实钻效果确定滑动与旋转段的长度,保持与设计造斜率相符,确保井身质量合格。
4.6.5 司钻亲自扶刹把，送钻平稳。
4.6.6 开泵前钻具必须提离井底0.5~1米，记录马达空载循环压力,然后慢放至井底，跟上钻压、附加一定的压差钻进。
4.6.7 密切关注泵压变化,以防憋死马达。
4.7 稳斜段钻进4.7.1 根椐井况决定短起下钻,保证井眼通畅。
4.7.2 优选钻井参数,快速穿过油层。
4.7.3 导向钻具组合在井下循环时,不可在一个地方长时间静止循环，避免出现台阶和大肚子。
4.7.4 方位的调整采用“少调多调保证井眼轨迹平滑的原则”。
4.9 如何减少滑动井段4.9.1提高造斜点，可减少滑动井段（如下部建议中所提）。
外排井少下一根套管，并且造斜点在220米的井，出套管10米，用陀螺定向提前造斜，其它井相应提高KOP来减少滑动井段。
4.9.2提高造斜率来降低最大稳斜角，同样对定向井工程师的技术要求高。
4.9.3选择合适的扶正器：根据已完钻的QHD32-6各平台总结出无论用多小的扶正器，对于大井斜都有0.5~0.8度/30米的降斜率，故我们不得不每90米滑动增斜一次，来保证中靶，而且造斜终了的井斜大于优化设计最大井斜的2~3度为宜，在进靶前400米必须将井斜和方位调整好。
![[能源化工]西南油气田合川地区丛式定向井钻井技术](https://img.taocdn.com/s1/m/9676e806f08583d049649b6648d7c1c708a10b09.png)
