大港油田以复杂断块油藏为主，经过50多年的注水开发和多轮次调整挖潜，呈现地下开发程度高、地面产能建设用地紧张的局面，同时存在开发成本高难题，常规单井开发模式难以实现效益开发与可持续发展。井丛场钻井将多口（≥2）井部署到一个井场或平台，整体规划，集中作业，可缓解地上、地下矛盾，缩短作业时间，满足提高钻井速度、降低钻井成本需求。自2018年以来，大港油田井丛场开发进入快速发展阶段，呈现“大井丛、多层位、多井型、工厂化、立体式”特征^[1-3] ，同时油区完钻井网密度高，断层、特殊岩性发育易造成气侵、溢流等复杂情况，因此大型井丛场钻井设计中井网部署、井间防碰设计、井身结构优化及钻井提速均受限制，制约了油田高效开发。

国内外学者主要采用理论推导和计算机数值模拟等方法^[4-7]，进行丛式井平台位置优选、井口-靶点匹配、井眼轨道设计和井眼轨迹控制等方面的研究。笔者在前人研究的基础上，结合大港油田井丛场开发生产实践，综合考虑地质、工程因素对井丛场钻井的影响，进行了井网部署、单井剖面类型设计、参数优化和防碰设计等关键技术研究，形成了直线法、直线法与圆心法相结合的井口-靶点匹配关系，建立了设计井型优先级排序，提出了相邻设计井造斜点“V”形排列法则，解决了大型井丛场钻井技术难点，现场应用后提高了钻井速度，缩钻了钻井周期，降本增效效果显著。

1.   大型井丛场钻井技术难点

大港油田主要位于天津市滨海新区和河北省渤海新区，区域内城市化程度高，自然保护区、生态农业保护区众多，环境保护要求高，产能建设用地紧张。该油田的油藏属于典型复杂断块油藏，主力油藏黄骅坳陷储层非均质性强，发育多套含油层系，埋深700～4 300 m，地下靶点分散，整体井网部署难度大；地质情况复杂，特殊岩性地层、断层发育，制约了大型井丛场钻井工程设计优化。同时，该油田进入了开发中后期，开采成本高，产能建设成本年均增长5%以上，钻井工程设计需满足降本增效要求。分析认为，大型井丛场主要存在以下钻井技术难点：

1）设计井数多，井口间距小、排列形式多样，井间防碰设计难度大。大港油田处于勘探开发中后期，大型井丛场多为老区加密井场，为提高井场利用率，单平台设计规模通常在3口井及以上，井口间距2.50～6.00 m；井场条件受限，井口排列形式存在多样性，如单排排列、双排排列和“L”形排列等方式；地下靶点方位、深度分散错综，导致井间防碰设计难度大。该油田历经多年开发，地下开发程度高，井网密度高，典型区块井网密度达44口/km²，且多数完钻井的年代久远，井身数据可靠性差，单井设计发生碰撞概率在90%以上，设计井与完钻井间防碰问题突出。

2）同平台井型多样，井眼轨道优化设计受制约。为提高单井利用率，实现一井多目标要求，同平台存在常规定向井、大位移井和水平井等多种开发井型。受井口及靶点位置限制，因靶前距不足、偏移距大造成的三维水平井、大斜度井比例增大，且具有设计靶点深度大和水平段、大斜度段长等特点，因此优化设计井眼轨道时，需综合考虑合理消除偏移距、钻具受力和摩阻扭矩等多种因素。目前页岩油开发井丛场设计靶点垂深普遍大于3 500 m，井口偏移距最长达867 m，最长水平段1 700 m，井眼轨道优化空间小，钻井过程中易出现水平段钻具托压严重、摩阻扭矩大和套管下入难等问题。

3）井控风险大，井身结构优化与钻井提速难度大。大港油田浅层大型井丛场主要位于港西地区，深层大型井丛场主要位于沧东页岩油开发区。港西地区经长时间注水注聚合物，高、低压地层并存，地层纵向压力差异大，钻井过程中溢流、漏失频发，大部分为失返性漏失，且存在浅层气，漏失诱发井喷的风险高。 沧东页岩油开发井目的层孔二段埋藏较深，普遍在3 800 m左右。沙河街组、孔一段存在广泛分布的生物灰岩、玄武岩及辉绿岩等特殊易漏岩性地层，井漏风险高；目的层孔二段主要为砂泥岩互层和白云质泥岩，钻进水平段时钻头进尺少，机械钻速低。同时，采用常规钻井方式钻进长水平段能量利用率低，机械破岩能量不足。该区块水平井平均机械钻速只有7.06 m/h，整体钻井速度偏低，严重制约了油田的勘探开发。

2.   大型井丛场钻井关键技术

针对大型井丛场钻井存在的技术难点，综合地质需求、工程难度和后期工艺因素，以降低防碰风险、施工难度及钻井成本和提高钻井速度为原则^[8-12]，进行了地质工程一体化井网部署、井眼轨道设计、井组防碰设计、井身结构优化及一趟钻等技术研究，以保证大型井丛场钻井的施工质量和效率。

2.1   地质工程一体化井网优化

2.1.1   井网部署优化

以满足地质需求、安全健康环保要求为基础，依照效益最优原则，整体优化平台井数量、井型。结合大港油田井丛场应用实践，基于地质工程一体化建立常规定向井、大斜度井、大位移井和水平井等多目标井型井眼轨道优化的优先级排序，形成复杂多目标井的靶区轨道设计模型，以实现无关联靶点间的轨道高效设计，其中常规定向井的井斜角宜控制在45°以内，井底位移宜在700 m以内。

港西一号大型井丛场原方案设计槽口30个，部署地质目标点40个，井口间距5.00 m。结合油藏特征，地质、工程协同将原方案中常规井西9-14-3井、西8-14-2井优化为水平井西8-14-2H（见图1），提高单井利用率，实现一井多目标的目的。原方案中某设计井由于井底位移为635.44 m，造斜点优化至100.00 m，造斜率优化为3.5°/30m后，井斜角仍达到62.78°（见表1），存在造斜点浅、井斜角大等难点。该区明化镇组浅层和馆陶组储层疏松易出砂，井斜角大对钻进过程中的携岩不利，且井斜角大易导致后期泵挂位置选择难，测井、录井费用高，因此建议取消部署该井。经优化，最终设计整体方案由28口优化为24口，结合该井场2口已完钻井，形成26口井规模井丛场，集中使用1～26号槽口，节省已部署槽口数量，为后期井场加密及调整预留了空间；井口间距由5.00 m优化为6.00 m，利于上部井段进行防碰设计，降低防碰风险，保障钻井安全。

图  1  港西一号平台井型优化示意图

Figure  1.  Optimized well type of the Gangxi No.1 Platform

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表  1  港西一号平台原部署方案某井设计剖面

Table  1.  Design profile for a well of the originally deployed plan on the Gangxi No. 1 Platform

关键点	井深/ m	井斜角/ （°）	方位角/ （°）	垂深/ m	全角变化率 / （（°）·（30m）–1）	井斜角变化率/ （（°）·（30m）–1）	方位角变化率/ （（°）·（30m）–1）	视平移/ m
造斜点	100.00	0	0	100.00	0	0	0	0
造斜终点	251.12	12.09	0	250.00	2.400	2.400	0	–11.19
增斜点	870.65	62.78	140.07	764.71	3.500	2.455	6.783	253.46
增斜终点	1 122.73	62.78	140.07	880.00	0	0	0	476.68
井底点	1 302.02	62.78	140.07	962.00	0	0	0	635.44

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2.1.2   井口–靶点匹配优化

按照井口单排、多排的排列形式进行井口–靶点匹配研究，以满足井网部署优化要求。首先遵循位移最小原则^[13]，单排和多排井口采用直线法，多排井口采用直线法与同心圆法相结合的方法，将各井口、靶点划分为不同区域，同一区域按照靶点位移（距井口排中心点）由大到小的顺序，由内及外、由近及远依次将其匹配至最近井口（见图2）。

图  2  井口–靶点的匹配关系

Figure  2.  Wellhead–target matching relationship

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实践中，首先利用专业设计软件，按照水平位移不相交原则，快速求出井口与靶点的最优分配结果；然后结合井场摆放位置、大门方向、生产要求及防碰需求，进行井口–靶点匹配调整。为避免定向造斜时，磁性测斜仪由于邻井套管影响产生磁干扰，形成测量误差，保障井身质量，通常优先部署水平位移大、造斜点位置浅的设计井，后部署位移小、造斜点深的设计井^[14-16]，为同井场待钻井预留好轨道空间。经初步匹配及调整，制定出井丛场平台井眼轨道设计方案，为下一步井眼轨道精细调整与优化奠定基础。

2.2   井眼轨道与防碰设计优化

井眼轨道优化是在满足现场工具能力与防碰安全要求的前提下，通过优化剖面类型及轨道参数，取得最优钻井进尺及扭矩/摩阻，实现钻进过程中降低施工难度和减少井下故障，达到缩短钻井周期，降低钻井成本及保障后续完井、测试、修井和采注等作业顺利实施的目的。

2.2.1   剖面类型优选

大型井丛场井眼轨道设计时，为保障防碰安全， 降低施工难度，剖面设计力求简单化。针对靶前位移较小的井，优先考虑单增剖面（直—增—稳）；针对靶前位移充足的设计井，可优化为双增剖面（直—增—稳—增—稳）或者五段制剖面（直—增—稳—降—直），实现在上部井段提前造斜，减少设计井上部直井段与邻井并行的长度，以降低防碰风险。

羊三木一号井丛场的某水平井井眼轨道设计过程中，该井靶点位移640 m，预设单增剖面与双增剖面进行比较分析（见表2），以优选剖面类型。

表  2  羊三木一号平台某井不同剖面参数对比

Table  2.  Parameters comparison of different profiles for a well on the Yangsanmu No. 1 Platform

剖面类型	造斜点/m	造斜率/（（°）·（30m）–1）	井斜角/（°）
单增剖面	785.25	2.67	90.00
双增剖面	270.00	3.60	20.08
	1 199.52	3.00	90.00

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从表2可以看出：1）双增剖面在两增斜段间加入稳斜段作为调整段，便于钻进时调整井眼轨迹，使其与井眼轨道相符，有利于安全钻进；2）单增剖面造斜点深，与邻井并行井段长，不利于井间防碰，双增剖面则可通过提前造斜把并行防碰井段优化在最小范围内，便于钻进时调整井眼轨迹，使其符合井眼轨道，有利于安全钻进；3）双增剖面的钻井进尺相对于单增剖面减少104 m，因此推荐选择双增剖面井眼轨道。

2.2.2   造斜点、全角变化率和井斜角优化

造斜点、全角变化率和井斜角的设计直接影响实钻过程中井眼轨迹控制难度。造斜点过浅，造斜率过大，易出现方位不稳定，发生漂移；造斜点过深，造斜率过小，则容易出现井斜角过大，钻井过程中易导致扭方位困难，转盘扭矩大，井眼清洁效果差等问题，并易出现井壁坍塌等现象。若井斜角过大，后期测井和完井作业施工难度大，对采注举升等工艺造成困难。从防碰安全角度分析认为：井丛场轨道防碰多在上部井口，造斜点浅，设计井与邻井防碰关系安全；随造斜点增深，与同井场设计井防碰分离系数降低。因此，造斜点不宜过深，以避免增大上部井段的防碰难度。结合大港油田地层特征，进行多因素条件下的井眼轨道参数研究， 井丛场常规定向井在井深150～1 100 m造斜最优，造斜率（1.5°～3.6°）/30m、井斜角15°～45°最优。

大港油田王官屯油区某平台J23-52井上部平原组底界深度320 m，地层松软，造斜过程中易垮塌，不适合进行定向作业。该油区开发井表层套管通常封固平原组，为避免在一开大尺寸井眼造斜，在二开井深350 m处开始造斜，以提高定向效率和钻速，预设多条井眼轨道进行剖面参数优选。随着造斜点增深，全角变化率增大，井斜角呈增大趋势（见图3）。结合防碰设计需求，在井深600 m处造斜时，设计井J13-41井与邻井J17-47井的防碰分离系数已降至1.0（见图4），因此造斜点继续加深，存在与邻井相撞的风险，施工风险增大，因此该井最优造斜点在井深320～550 m。

图  3  J23-52井井眼轨道优选

Figure  3.  Wellbore trajectory selection of Well J23-52

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图  4  J23-52井防碰分离系数随造斜点变化情况

Figure  4.  Variation of anti-collision coefficients with kick-off points of Wwll J23-52

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2.2.3   防碰技术

浅层大型井丛场，井间防碰在各设计井间上部垂直井段尤为突出，常规井型通过相邻设计井造斜点“V”形设计（见图5），即相邻设计井造斜点深度错开30～50 m，进行上部防碰设计，及时优化防碰距离，保证在上部井段最近距离不小于相邻设计井间井口距，避免设计井在空间上存在轨道交叉，降低防碰风险^[17-18]。

图  5  造斜点“V”形法则图示

Figure  5.  V-shaped rule for kick-off points

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为解决水平井、大位移井组井口间距小、直井段并行距离长和防碰井段深难题，采用上部提前小角度预斜、下部双增七段制三维剖面优化防碰设计。某区块页岩油开发水平井组井丛场部署6口水平井，最大偏移距494 m，平均井深5 017 m，平均水平段长1 421 m，井口间距6.00 m，目标层位深，上部直井段并行距离长，考虑后期工厂化压裂作业需求，水平段呈平行排列方式，深部目标点入窗前存在空间交叉。结合轨道优化与地层发育特征，进行防碰设计：进入二开井段后设计井斜角5°～10°，使上部井段之间避开防碰；下部采用“V”形设计法则，三开入窗前相邻设计井间的造斜点错开30～50 m，降低入窗前井段的防碰难度，通过优化防碰设计，使各井间防碰分离系数均大于1.0或防碰距离大于15 m，降低相碰风险；地层发育玄武岩和断层，设计稳斜通过这些特殊岩性地层，以避免定向调整井段，保障井身质量，提高机械钻速（见表3）。

表  3  某页岩油井场井眼轨道参数设计结果

Table  3.  Design results of wellbore trajectory parameters for a shale oil well field

井号	造斜点/m				井斜角/（°）				靶前位移/m	井底位移/m	井深/m
	第一	第二	第三		第一	第二	第三	第四
1-1H	650.00	3 280.00	2 482.00		6.00	0	23.41	84.35	84.35	781.52	4 300.00
1-2H	400.00	3 225.75	3 385.56		7.00	0	10.41	86.45	393.88	794.00	4 300.00
1-3H	500.00	3 000.00	3 507.79		8.00	0	27.01	85.47	521.38	858.29	4 293.00
1-4H	600.00	3 100.00	3 633.63		8.50	0	86.93	90.13	560.00	2 126.53	5 526.00
1-5H	900.00	3 000.00	3 654.02		5.00	9.52	85.79	87.87	432.66	1 442.62	4 990.00
1-6H	800.00	2 900.00	3 489.64		6.00	0	18.39	84.69	470.99	1 418.81	4 934.00

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2.3   井身结构优化

针对浅层大型井丛场港西地区注水注聚异常高压与易漏同存的矛盾，基于精细油藏描述，利用油藏工程数值模拟及注采平衡关系，分析了地层压力平面分布规律，发现在临近断层和油藏边部存在异常高压的概率较大。按照地层压力分布，将地层分为一、二和三类区域：一类区域地层压力系数大于1.30， 二类区域地层压力系数在1.20～1.30， 三类区域地层压力系数小于1.20。统计分析前期钻井资料得知，该油区明化镇组断层漏失压力系数1.20～1.25，坍塌压力系数1.15～1.20。因此，一类区域保障井控安全的钻井液密度设计为1.35 kg/L，若采用二开井身结构，二开井段将出现涌漏同存的复杂情况，于是将井身结构优化为三开，二开封固上部高压地层，三开采用低密度钻井液钻进；二类区域的安全钻井液密度窗口为–0.05～0.10 kg/L，因此采用预留一层技术套管的二开井身结构，应用常规控压钻井技术，保证低密度钻井液下的井控安全；钻遇异常高压地层，需将钻井液密度提高至1.30 kg/L以上才能压稳地层时，则补下技术套管；三类区域采用常规二开井身结构。

针对深层大型井丛场沧东页岩油开发区特殊岩性易漏、注水异常高压导致油气水侵问题，根据特殊岩性地层的厚度、与断层的位置关系，评估井漏风险，配合随钻防漏堵漏技术，降低井漏风险^[19]，将孔一段高压注水层置于三开井段，分隔易漏特殊岩性地层与孔一段高压地层，二开采用低密度钻井液钻进，三开采用高密度钻井液钻进，既能保障井控安全，又能保证储层井壁稳定。

2.4   一趟钻提速技术

一趟钻技术是利用一只钻头、一套钻具组合完成一个开次或一个井段的钻进，减少起下钻次数，是大型井丛场提高机械转速、缩短钻井周期的主要技术措施。大港油田完钻井一开封固平原组及部分明化镇组地层，深度一般为240～1 000 m，地层松软，易垮塌，采用牙轮钻头、塔式或钟摆钻具组合，配合钻压40～60 kN防斜打直，解决防碰难题。

浅层大型井丛场二开、三开井段采用螺杆+MWD动力钻具，满足定向井段稳斜、绕障和井眼轨迹调整要求，一趟钻完钻造斜、扭方位、降斜及稳斜井段；深层大型水平井组井丛场储层埋藏深，二开直井段较长，且要穿过馆陶组底部砾岩，常规钻头磨损大、易崩齿。优选使用异形齿PDC钻头，采用大扭矩螺杆+水力振荡器钻具组合，完成大段直井段及部分定向井段，防止托压，降低成本。针对三开水平段钻井速度慢的问题，结合大港油田钻井实践，形成了水平井一趟钻提速模板：水平段大于800 m的水平井采用高效PDC钻头+旋转导向（近钻头地质导向）的一趟钻钻具组合，水平段小于800 m的水平井则采用高效PDC钻头+导向马达+LWD+水力振荡器的经济性一趟钻钻具组合，配合钻压78.4～98.0 kN、转速90～100 r/min、排量32～35 L/s、扭矩20～30 kN·m和泵压30～33 MPa的强化钻井参数，保障钻井提速。

3.   现场应用效果

2018年以来，大港油田大型井丛场应用以上技术，共建成6口井以上的井丛场28个，井丛场钻井数量占产能井总数68.2%，井场土地征用面积减少了5.885 km²，钻井周期缩短了11.9%。其中，港西一号井丛场成为中石油示范井丛场，2020年实施的港西二号大型井丛场为目前大港油田陆上最大规模井丛场。

港西二号井丛场位于港西地区四区断块，开发明化镇组、馆陶组2套层系，槽口呈双排四组排列，排间距8.00 m， 井口间距5.00 m，共部署56口井，其中水平井6口。该井丛场所在区域井网密集，老井众多，前期涉及完钻邻井200余口，井间防碰形势严峻。针对目标点位移较大和防碰困难的常规井，利用井间防碰技术，采用双增剖面和三维绕障剖面，其中三维绕障井占比19.6%；针对靶前位移充足的水平井，采用双增剖面，设计进尺缩短170 m；地质目标优化50井次，井眼轨道优化200余井次，整体方案调整9轮次，实现井间最小安全距离3.20 m，最小分离系数0.878。

通过优化钻井技术，该平台钻井总进尺缩短505 m，钻井液重复利用180 m³。钻井过程中采用“工厂化”钻井模式，2台大型钻机的搬迁和安装时间错开，多口井依次进行一开、固井、二开和固井，所有设备在钻机上协同运行，钻井、固井和测井设备无停待，提高了设备利用率和人员的施工效率，缩短了整体钻井时间，提速效果明显。与港西二区相比，单井钻井周期缩短了17.6%，机械钻速提高了45.1%。

4.   结论与建议

1）综合地质需求、钻井难度、后期工程工艺和建设成本等要求，开展了地质工程一体化大型井丛场井网部署研究，建立了井口–靶点匹配关系，并进行井丛场实施井数量、井型和施工顺序优化，满足了大井丛效益最优化需求。

2）井眼轨道设计及优化是大型井丛场高效钻井工艺优化的关键环节，通过剖面类型优选、轨迹参数精细优化，解决了大型井丛场井间防碰难题，降低了钻井风险；通过优化钻井进尺，降低钻井难度，为安全、高效、经济钻井提供量良好的轨迹空间。

3）结合区域构造及地质发育特征，进行了适合各井丛场的井身结构、一趟钻钻具组合和钻井参数等配套技术研究，降低了发生钻井故障的概率，提高了机械钻速。

4）针对大型井丛场的具体情况，通过优化钻井技术解决了地上和地下的矛盾，在提高钻井速度、降低钻井成本方面效果显著；但受复杂断块油藏地质特征影响，需要进一步研究深层水平井组大型井丛场平台规模与提速技术，以扩大深层水平井组大型井丛场技术推广范围和提高其应用效果。