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摘要：苏里格大平台工厂化丛式井组位于内蒙古伊克昭盟苏里格53区块82排，所在区块是我国陆上最大的整装气田，储量丰富。该井组即在一个大型井场内集中部署13口井，批量作业，以节省设备搬迁时间，缩短钻井周期，力求以最短的时间、最低的成本获得最大的效益。本文以钻井轨迹控制方面为主要切入点，优化轨迹设计、钻具组合，制定了详细合理的施工流程，创新应用新设备、新技术，综合提高MWD仪器以及螺杆等设备的保障能力，打破了多项施工记录，使大平台工厂化丛式井组技术得到了很好的推广应用。
关键词：大平台丛式井；定向钻井；轨迹控制；MWD仪器；钻具组合；防碰
2013年长城钻探在长庆油田苏里格区块首次部署施工大平台工厂化丛式井组，遵循从简、从省、从优原则，合理组合大型丛式井组，包括井口分布、轨迹设计与控制、钻井与完井工序等模块，逐步探索形成一套适合丛式井组开发的、具有特色的设计理念与钻井工艺技术，为丛式井开发与推广打下坚实的基础。
1.地理位置与地质资料
苏里格大平台工厂化丛式井属于苏里格气田苏53区块。苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，东、西接苏76、75区块，南接苏10、苏11区块。地表为沙漠、草地，地面海拔一般为1350～1510m。该平台丛式井钻遇的目的层是山西组产气层。
2.工程设计与施工难点
苏里格大平台井场为200*300米，共部署13口井，分为A、B两排，排距50米，井距30米。其中A排6口井，包括5口水平井、1口定向井；B排7口井，包括5口水平井、1口定向井、1口直井。采取工厂化流水线式的施工方案，先统一进行定向段施工，再回拖进行水平段的施工，完成第一轮井后统一进行压裂作业，压裂的同时进行第二轮井位的施工，具体施工过程中存在以下技术难点：（1）同一平台内井排距50米，井距15米，钻进、开采同时进行，防碰要求高。（2）10口水平井中有6口井设计轨迹需三维空间旋转，加上地层研磨性强，托压严重，摩阻扭矩较大，轨迹控制难度非常大。（3）井下震动剧烈，容易引发MWD故障和钻具事故。（4）山西组的煤层发脆易坍塌，导致井下事故。
3.定向钻井技术措施
3.1优化轨迹设计
为了达到增加靶前位移、减小曲率和降低防碰系数从而提高机械钻速的目的，项目组研究了多套平台井的轨迹设计及分布方案。通过计算机模拟计算摩阻扭矩、最大侧向力等钻井参数，做出综合分析之后，排除了双排井交叉轨迹设计方式与双排井非交叉轨迹设计方式，采用通过修改靶点坐标，井间距由30米减小为15米，双排井非交叉的方式。
3.2优化钻具组合
轨迹优化设计后，考虑到不同工况下井下安全及造斜率要求，针对不同井段分别做了相应的钻具组合。设计时考虑了组合强度及工作可靠性，在定向段及时倒装，并采用加重钻杆提升鉆具强度，同时，设计的钻具组合造斜能力要比设计造斜率高出20%-30%，以满足现场施工要求。
3.3轨迹精确控制及防碰技术
13口井井口相差仅15米，从700米左右开始需要调整轨迹控制防碰，并且为下一口井的轨迹留出足够的空间，在10口水平井中有6口井设计轨迹需三维空间旋转，加上地层易漏、易塌，轨迹控制难度非常大。
在施工过程中，首先保证实钻测量数据的精确性，实时扫描邻井设计与实钻轨迹数据，关注防碰系数的变化，准确预测井底位置并作出下步施工预案；其次严格遵循先前做出的施工预案要求，控制好工具面等钻井参数；最后在轨迹防碰的关键井段施工过程中充分沟通协调各家公司，司钻严密监控钻压变化，出现跳转现象及时停钻汇报，录井捞沙方面及时观察岩屑变化，共同确保轨迹防碰施工的顺利进行。
3.4钻遇目的层轨迹精确控制
大平台水平井平均靶前距500-680米，偏移距150-777米，中完井深3650-3742米，完钻井深4450-4672米，在前期轨迹设计上要求严格，在后期轨迹控制上要求精确，目的层既有山西组也有石盒子组，井下情况较为复杂，其中山西组气层薄难以钻遇，夹层较多，垂深控制要求精确。
轨迹控制过程中，留有足够的调整余地，及时准确预测轨迹趋势，随时与地质导向协调沟通，并根据地质捞沙与气测显示随时调整。整个大平台项目气层钻遇率保持在95%以上。
3.5新技术应用
在苏53-82-22H和苏53-82-21H1两口井的定向段作业中创新使用了水力振荡器。水力振荡器通过自身产生的纵向振动来提高钻进过程中钻压传递的有效性和减少底部钻具与井眼之间的摩阻，这就意味着水力振荡器可以在各种钻进模式中，特别是在使用动力钻具的定向钻进中改善钻压的传递，减少钻具组合粘卡的可能性，减少扭转振动。
以苏53-82-22H井为例，该工具配合斯伦贝谢Slimpulse定向测量仪器在造斜段施工作业中共下井两趟钻。两趟钻中工具均安放在距钻头约250m处。两趟钻总进尺613.00m，总纯钻时间95.00h，平均机械钻速6.45m/h，工具总循环时间114h。其中第一趟钻进尺328.00m，钻头纯钻时间52.00h，平均机械钻速6.31m/h；第二趟钻进尺285.00m，钻头纯钻时间43.00h，平均机械钻速6.63m/h。综合比较，本井平均机械钻速比临近7口井同井段平均钻速提高了48.96%，钻进周期缩短3天以上，实现了安全、快速钻井之目的。
3.6仪器设备的改进
在随钻仪器方面，为确保钻头与螺杆的满负荷运用，新订购两套共计4串恒泰涡轮发电MWD仪器，恒泰MWD仪器处于国内先进水平，测量精度和稳定性上完全能够胜任大平台项目的施工要求。
由于MWD仪器的信号是通过泥浆传输，所以泥浆性能直接影响着仪器的信号质量。在大平台施工过程中发现，在泥浆加入药品时仪器信号质量会变差，影响施工进度。针对这一状况，着手研发并采用了滤清器，有效过滤了泥浆中的渣滓，使杂乱的信号重新正常。
4.总结与认识
（1）探索形成大平台工厂化丛式井的钻井工艺技术，对苏里格气田丛式井的推广具有极其重大的意义，不仅可以加快产能建设步伐，而且还可以降低钻井成本，节约地面投资。
（2）丛式井组对于轨迹防碰的要求较高，再加上该区块地层研磨性强，托压严重，摩阻扭矩较大，轨迹控制难度非常大，因此需要对设计轨迹进行细致的优化，并在实钻中精确控制。
（3）创新使用水力振荡器，特别是在使用动力钻具的定向钻进中改善钻压的传递，减少钻具组合粘卡的可能性，为井下安全提供进一步的保障。
（4）MWD仪器的选择是至关重要的环节，国产的恒泰MWD完全具备了精确和耐用的优良特性，自主制造的泥浆滤清器也起到了积极的作用。
（5）苏里格气田首次部署实施大平台工厂化丛式井的成功是一个良好的开端，建议长庆油田甲方以此为契机，进一步推广应用丛式井组定向钻井技术。
参考文献：
[1] 李绪锋.大组丛式井工程设计与施工[J].西部探矿工程.2006（3）：74-77.
[2] 李洪波，王卫忠.陕北地区丛式井钻井技术[J].石油天然气学报，2005，27（4）：624-626.
作者简介：
关谦，男，1979年出生，汉族。2000年毕业于江汉石油学院石油工程专业，现为西部钻井公司工程技术科副科长。
（作者单位：中石油长城钻探西部钻井公司）
关键词：大平台丛式井；定向钻井；轨迹控制；MWD仪器；钻具组合；防碰
2013年长城钻探在长庆油田苏里格区块首次部署施工大平台工厂化丛式井组，遵循从简、从省、从优原则，合理组合大型丛式井组，包括井口分布、轨迹设计与控制、钻井与完井工序等模块，逐步探索形成一套适合丛式井组开发的、具有特色的设计理念与钻井工艺技术，为丛式井开发与推广打下坚实的基础。
1.地理位置与地质资料
苏里格大平台工厂化丛式井属于苏里格气田苏53区块。苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，东、西接苏76、75区块，南接苏10、苏11区块。地表为沙漠、草地，地面海拔一般为1350～1510m。该平台丛式井钻遇的目的层是山西组产气层。
2.工程设计与施工难点
苏里格大平台井场为200*300米，共部署13口井，分为A、B两排，排距50米，井距30米。其中A排6口井，包括5口水平井、1口定向井；B排7口井，包括5口水平井、1口定向井、1口直井。采取工厂化流水线式的施工方案，先统一进行定向段施工，再回拖进行水平段的施工，完成第一轮井后统一进行压裂作业，压裂的同时进行第二轮井位的施工，具体施工过程中存在以下技术难点：（1）同一平台内井排距50米，井距15米，钻进、开采同时进行，防碰要求高。（2）10口水平井中有6口井设计轨迹需三维空间旋转，加上地层研磨性强，托压严重，摩阻扭矩较大，轨迹控制难度非常大。（3）井下震动剧烈，容易引发MWD故障和钻具事故。（4）山西组的煤层发脆易坍塌，导致井下事故。
3.定向钻井技术措施
3.1优化轨迹设计
为了达到增加靶前位移、减小曲率和降低防碰系数从而提高机械钻速的目的，项目组研究了多套平台井的轨迹设计及分布方案。通过计算机模拟计算摩阻扭矩、最大侧向力等钻井参数，做出综合分析之后，排除了双排井交叉轨迹设计方式与双排井非交叉轨迹设计方式，采用通过修改靶点坐标，井间距由30米减小为15米，双排井非交叉的方式。
3.2优化钻具组合
轨迹优化设计后，考虑到不同工况下井下安全及造斜率要求，针对不同井段分别做了相应的钻具组合。设计时考虑了组合强度及工作可靠性，在定向段及时倒装，并采用加重钻杆提升鉆具强度，同时，设计的钻具组合造斜能力要比设计造斜率高出20%-30%，以满足现场施工要求。
3.3轨迹精确控制及防碰技术
13口井井口相差仅15米，从700米左右开始需要调整轨迹控制防碰，并且为下一口井的轨迹留出足够的空间，在10口水平井中有6口井设计轨迹需三维空间旋转，加上地层易漏、易塌，轨迹控制难度非常大。
在施工过程中，首先保证实钻测量数据的精确性，实时扫描邻井设计与实钻轨迹数据，关注防碰系数的变化，准确预测井底位置并作出下步施工预案；其次严格遵循先前做出的施工预案要求，控制好工具面等钻井参数；最后在轨迹防碰的关键井段施工过程中充分沟通协调各家公司，司钻严密监控钻压变化，出现跳转现象及时停钻汇报，录井捞沙方面及时观察岩屑变化，共同确保轨迹防碰施工的顺利进行。
3.4钻遇目的层轨迹精确控制
大平台水平井平均靶前距500-680米，偏移距150-777米，中完井深3650-3742米，完钻井深4450-4672米，在前期轨迹设计上要求严格，在后期轨迹控制上要求精确，目的层既有山西组也有石盒子组，井下情况较为复杂，其中山西组气层薄难以钻遇，夹层较多，垂深控制要求精确。
轨迹控制过程中，留有足够的调整余地，及时准确预测轨迹趋势，随时与地质导向协调沟通，并根据地质捞沙与气测显示随时调整。整个大平台项目气层钻遇率保持在95%以上。
3.5新技术应用
在苏53-82-22H和苏53-82-21H1两口井的定向段作业中创新使用了水力振荡器。水力振荡器通过自身产生的纵向振动来提高钻进过程中钻压传递的有效性和减少底部钻具与井眼之间的摩阻，这就意味着水力振荡器可以在各种钻进模式中，特别是在使用动力钻具的定向钻进中改善钻压的传递，减少钻具组合粘卡的可能性，减少扭转振动。
以苏53-82-22H井为例，该工具配合斯伦贝谢Slimpulse定向测量仪器在造斜段施工作业中共下井两趟钻。两趟钻中工具均安放在距钻头约250m处。两趟钻总进尺613.00m，总纯钻时间95.00h，平均机械钻速6.45m/h，工具总循环时间114h。其中第一趟钻进尺328.00m，钻头纯钻时间52.00h，平均机械钻速6.31m/h；第二趟钻进尺285.00m，钻头纯钻时间43.00h，平均机械钻速6.63m/h。综合比较，本井平均机械钻速比临近7口井同井段平均钻速提高了48.96%，钻进周期缩短3天以上，实现了安全、快速钻井之目的。
3.6仪器设备的改进
在随钻仪器方面，为确保钻头与螺杆的满负荷运用，新订购两套共计4串恒泰涡轮发电MWD仪器，恒泰MWD仪器处于国内先进水平，测量精度和稳定性上完全能够胜任大平台项目的施工要求。
由于MWD仪器的信号是通过泥浆传输，所以泥浆性能直接影响着仪器的信号质量。在大平台施工过程中发现，在泥浆加入药品时仪器信号质量会变差，影响施工进度。针对这一状况，着手研发并采用了滤清器，有效过滤了泥浆中的渣滓，使杂乱的信号重新正常。
4.总结与认识
（1）探索形成大平台工厂化丛式井的钻井工艺技术，对苏里格气田丛式井的推广具有极其重大的意义，不仅可以加快产能建设步伐，而且还可以降低钻井成本，节约地面投资。
（2）丛式井组对于轨迹防碰的要求较高，再加上该区块地层研磨性强，托压严重，摩阻扭矩较大，轨迹控制难度非常大，因此需要对设计轨迹进行细致的优化，并在实钻中精确控制。
（3）创新使用水力振荡器，特别是在使用动力钻具的定向钻进中改善钻压的传递，减少钻具组合粘卡的可能性，为井下安全提供进一步的保障。
（4）MWD仪器的选择是至关重要的环节，国产的恒泰MWD完全具备了精确和耐用的优良特性，自主制造的泥浆滤清器也起到了积极的作用。
（5）苏里格气田首次部署实施大平台工厂化丛式井的成功是一个良好的开端，建议长庆油田甲方以此为契机，进一步推广应用丛式井组定向钻井技术。
参考文献：
[1] 李绪锋.大组丛式井工程设计与施工[J].西部探矿工程.2006（3）：74-77.
[2] 李洪波，王卫忠.陕北地区丛式井钻井技术[J].石油天然气学报，2005，27（4）：624-626.
作者简介：
关谦，男，1979年出生，汉族。2000年毕业于江汉石油学院石油工程专业，现为西部钻井公司工程技术科副科长。
（作者单位：中石油长城钻探西部钻井公司）