老168平台海油陆采丛式井钻井技术难点与对策_何良泉
z海油陆采：“立锥之地”造平台
z海油陆采：“立锥之地”造平台胜利油田老168区块横跨黄河故道，复杂的油藏条件和恶劣的地表环境，成为产能建设的“拦路虎”在渤海湾中，有一块地处浅海的土地。
它长度、宽度各100米，动用的含油面积达7.1平方千米，年产油能力达23.6万吨。
在这里，胜利油田老河口油田历时3年、采用海油陆采模式，建成了老168海油陆采平台。
其地面工程包括新建海油陆采平台1座、进海路1条及工艺配套设施。
诸事预则立滩海油田梦成真这个拥有700万吨石油地质储量的老168区块，曾让胜利油田建设者“望洋兴叹”。
老168区块横跨黄河故道。
地面上，淤泥厚30米，吊车进入后瞬间会没顶;地底下，砂体小，储层薄，砂体边界描述困难。
复杂的油藏条件和恶劣的地表环境，成为阻碍产能建设的“拦路虎”。
凡事预则立。
胜利油田成立新区产能建设运行小组，对窄河道、小砂体、多油水系统等储层进行研究，编制地质研究概要方案，结合自然保护区的分布、海上生产的特点和地面工程建设的现状，规划进海路走向、井台位置和地面配套工程。
设计是工程建设的“导向”，运行小组多次优化设计方案。
仅项目建设之初，他们就根据各类地质研究，对工程建设方案进行了4次大调整。
工程建设开始后，他们不断调整方案，局部调整甚至达20次。
最终，进海路由原计划的装配式插板结构，改为袋装砂被垫层、砂肋软体排垫层排铺设工艺结构，满足了海况要求;设计井数及方位调整、占海面积减少，为钻机运行和下步油水井作业留出场地。
他们还协调各项工程建设，加快施工进度:一是平台与进海辅路同步建设，提前满足了钻机开工条件;二是钻井开工时，同步进行正规进海路及外部管沟、电缆沟、管网配套等地面工程建设，解决了钻井和油水井都要投产的问题。
得益于工程设计方案好，工程建设、钻井施工、井网调整、新井投产同步进行，工程建设周期较同类型工程少用1年，多项指标创下集团公司滩海油田产能建设领域纪录。
拧好质量“螺母” 平台稳如“磐石”2012年8月，10号台风“达维”登陆胜利油区，风急浪高，暴雨倾盆。
海洋石油钻井设备存在问题及其发展策略分析
海洋石油钻井设备存在问题及其发展策略分析海洋石油钻井设备是油田开发的重要工具，其性能和可靠性直接影响着海上油田的开采效果和经济效益。
目前存在一些问题，需要通过发展策略进行解决。
海洋石油钻井设备在深水环境下的适应性有待提高。
随着深水油气资源的开发，海洋石油钻井设备需要能够适应更加复杂的海底环境和更加严酷的工况。
目前，海上石油钻井平台在5000米以上的水深中的应用还相对较少，设备的设计、材料和技术仍然需要进一步改进和创新，提高其深水作业能力。
海洋石油钻井设备的可靠性问题亟待解决。
由于长时间的海上作业和复杂的海洋环境，设备容易受到腐蚀、疲劳和损坏等问题影响。
为了提高设备的可靠性，需要加强对材料的选择、工艺的改进和设备的监测与维护。
还需加强设备的故障预测和预防，提高钻井的连续性和稳定性。
海洋石油钻井设备的自动化和智能化程度有待提高。
随着科技的发展，自动化和智能化已经成为石油钻井设备发展的重要方向。
通过引入更先进的控制和监测技术，实现设备的远程监控和自动化控制，可以有效提高作业的安全性和效率。
针对以上问题，可以通过以下发展策略来解决：加强技术创新和研发投入。
针对海洋深水环境和复杂工况的需求，加大对关键技术的研究和开发投入，推动新材料、新工艺和新技术的应用。
加强与科研机构和高校的合作，积极引进和吸纳优秀人才，提高自主创新能力。
加强设备的监测和维护。
通过建立完善的设备监测和维护体系，加强对设备性能和状态的监测和评估，及时发现和解决问题，提高设备的可靠性和使用寿命。
加强培训和技术支持，提高作业人员对设备的操作和维护技能。
加强国际合作和经验交流。
海洋石油钻井设备是一个全球性的产业，需要加强国际合作和经验交流，共同解决行业面临的问题。
通过与国际先进企业和机构的合作，分享先进技术和管理经验，提高我国海洋石油钻井设备的水平和竞争力。
海洋石油钻井设备在发展过程中存在一些问题，需要通过技术创新和发展策略来解决。
加强技术创新，提高设备的适应性、可靠性和智能化程度，将有助于推动海洋石油钻井设备的发展。
老168平台海油陆采丛式井钻井技术难点与对策
老168平台海油陆采丛式井钻井技术难点与对策
何良泉;蒋红梅;李小辉
【期刊名称】《天然气技术与经济》
【年(卷),期】2011(005)002
【摘要】老168丛式井组井眼密度大、防碰难度大、造斜点浅、大尺寸井眼定向斜井段长、裸眼段长、井斜大、位垂比值大,油气层保护要求高。
针对以上施工技术难点,采用大井眼浅地层定向、优化井身轨迹控制、控制井径扩大率以及优化海水钻井液等关键性技术,使该平台上的69口井均达到了工程设计要求,油气显示良好,为以后开发滩海地区浅层油藏,实现海油陆采积累了经验。
【总页数】4页(P54-56,63)
【作者】何良泉;蒋红梅;李小辉
【作者单位】中国石化胜利油田公司,山东东营257237
【正文语种】中文
【中图分类】TE243.9
【相关文献】
1.老168平台丛式井钻井难点与对策
2.桩139平台海油陆采丛式井钻井技术
3.老168平台海油陆采丛式井组关键钻井工艺
4.老168平台海油陆采丛式井钻井技术难点与对策
5.运用QC方法提高老168海油陆采丛式井组井身质量
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
老168-斜74井钻井液技术
造斜 点浅 ， 造斜段 井眼 大 ， 造斜 率 高 ， 水平位 移 大 ， 阻大 ， 工难度 高 ， 保证 施 工的顺 利 ， 摩 施 为 结合 区块 地层 的特 点分析 了施 工过 程 中泥浆技 术 的难点 ， 有针 对性 地制 定 了工艺措 施 ， 利 完成 了施 工任 务 。 顺 关 键词 ： 利 油 田； 胜 大位移 井 ； 海水钻 井液 ； １ ８ 老 ６ 一斜 ７ ４ 中 图分类 号 ： ２ 文献标 识码 ： 文章编 号 ：Ｏ４ ７６２ １）０ ０ ２ ３ ＴＥ Ｂ １Ｏ —５ １ （Ｏ １ １一Ｏ ４ 一Ｏ 胜 利油 田老河 口油 田地 处 山东 省东 营市 河 口区 的 东北 部 ， 其西 南 部 为 飞 雁 滩 油 田 ， 北 部 为 埕 岛 油 田 。 东 老 １８ 位 于 老 河 口油 田 的北 部 ， 南 与桩 １６块 相 ６块 其 ０ 邻， 东部 为老 １３块 ， ６ 区域 构 造 位 于 埕东 凸起 北 部缓 坡 带 上 。该 地 区水 深 ２ 左 右 ， 海 岸 线 ２ ｋ ｍ 距 ￣４ ｍ。为实
（ ［。 ｌＯ ￣ 点 ｍ） （ ／Ｏｍ＿ ）
０Hale Waihona Puke ０ ２０ ３ ０
１ ５ ９ ９． ２
２０ ３
０
０
６０ ４ ６． ６ １ ５ ９ ５ ５ ８ ２Ｏ ０ ４ ． １ １ ５ ９． ２ ６ ． ８ Ｏ．７
２ ８ ． ６ １ ５ １ ５ ９ １ ９． ３ １３ ． ５ ３ ７ ７ ６ ． ６ ９． ２ ３ ８ Ｏ ７６ ５ ２ ７ ． ６ ６． ６ １ ５ ９ １ ４ ． ３ １ １． ０ ４ ５９ １ ５ ９． ２ ４ ０ ０ ８４ １
４ ２
西部探 矿工 程
２１ ０ １年第 １ ０期
探究海油陆采丛式井组优快钻井技术
214我国幅员辽阔，存在丰富的自然资源，其中石油是一种重要的资源之一，在社会建设发挥着重要的作用。
因此，在石油开采中，钻井施工是一个重要的环节，需要结合地区实际情况，使用有效的钻井技术，既可以优质、高效地完成各项施工，同时又能保护环境，推动我国经济建设的健康、可持续发展。
1 垦东12区钻井施工中的难点问题从垦东12区的构造来看，位于我国生理油田垦东凸起东部斜坡带，其格局为南高北低，地层倾角为3°～6°。
由于其构造特殊，对其进行钻进施工时存在较大的困难，主要包含以下几点：第一，易受到磁干扰。
由于井口之间的间距比较小（最小距离为2m），故而在表层定向时，极易受到磁干扰。
第二，难以定向大尺寸井眼，其最浅造斜点仅为50m，在对大尺寸井眼进行定向时，极易受到限制，定向操作比较困难。
2 优快钻井技术的具体措施针对垦东12区钻井施工中存在的难点，需要采取相应的措施优快钻井技术。
具体来讲，可从以下几个方面入手。
2.1 钻井平台位置优选在丛式钻井技术的应用中，其中一项重要问题是钻井平台位置优选，它需要综合考虑垦东12区的地质构造和地貌特征。
该区由5个人工岛组成，由于其地面条件限制，在部署的过程中，均将目标放在油藏的北侧。
为了有效预防井眼轨迹之间发生碰撞，同时方便施工。
在选择钻井平台位置时，必须设计好钻井的位置。
比如在121号、1至3号岛中，且岛与岛之间有公路连接。
因此，在选择井口位置时，采取自西向东方向进行修建，岛内丛式井井口位置采取上述走向。
在实际应用中，根据上述设计，垦东12平台中均采用整体拖移施工技术，结果最终完成施工节约3.5d，取得了良好的经济效益。
2.2 表层施工技术从实地勘察和实际施工情况来看，垦东12区丛式井组之间防碰区主要集中在两个区域，一个是造斜段，另一个是直井段。
因此，在表层施工过程中，需要采取有效的防斜打直措施。
比如在φ346.1mm井眼中，在实际施工中，为了确保直井段打直，同时不碰，为后期施工做好前期工作，主要采取了以下措施：（1）应用塔式钻具组合：即在实际施工中，采用的工具主要有φ346.1mm钻头，2柱φ177.8mm钻挺，630×410接头，10柱φ127mm加重钻杆以及φ127mm钻杆；（2）提高下钻操作，在进行下钻操作时，尽量不采用短起下钻操作，并且在操作中遵循“二不原则”，即不划眼，中途不循环，确保井眼具有良好的规则性。
海洋石油钻井应用过程中的缺陷以及相应的技术创新
海洋石油钻井应用过程中的缺陷以及相应的技术创新伴随着我国石油行业的不断发展和突破，我国经济发展在很大程度上有石油行业做出的贡献，在我国石油行业发展的过程中海洋石油天然气的生产和开发已经成为了一项重要发展战略。
这主要是我国石油行业目前重点已经转移到了海洋石油开发中。
我国的海洋石油资源根据目前的勘探能够发现，储量非常巨大，有很好的发展前景。
我国海洋油田的进一步开发能够在很大程度上决定我国石油行业的进一步发展，同时也能够影响我国经济的发展。
因此我国的海洋石油生产和开发已经受到了越来越大的关注。
目前我国海洋开发已经处在了一个快速发展的过程中，海洋石油的生产设备也越来越先进。
文章主要针对海洋石油钻井应用过程中的相关缺陷以及相应的技术创新进行详细的论述以及分析，希望通过文章的阐述以及分析能够有效地提升我国海洋石油钻井的进一步应用和发展，同时也为我国海洋石油生产的进一步发展以及创新贡献力量。
标签：海洋石油；钻井应用；缺陷；技术创新；发展趋势1 简要叙述我国海洋石油钻井平台的主要缺陷1.1 简述我国海洋石油钻井平台的复杂性缺陷在我国海洋石油生产和开发的过程中，关键设备之一就是海洋石油钻井平台。
但是在生产应用过程中，海洋石油钻井平台有其复杂的一方面。
主要体现在以下两个方面。
首先是在钻井平台的构造方面，海洋钻井平台构架较为复杂，其构造形式多种多样。
我们要根据海洋钻井平台的具体空间来对钻井平台进行针对性布置和设计，在狭小的空间下，我们要进行房间或者是小仓库的规划布置，要对有限的空间进行有效地布置和设计。
在这一部分的设计过程中，我们要重点关注海洋钻井平台的有效空间；其次海洋钻井平台的稳定复杂性，由于海洋钻井平台处在海面之上，因此海洋钻井平台具有非常差的稳定性，很难实现地质结构的平衡问题，同时由于海洋的气候和天气恶劣，会加深这一问题的情况，因此我们在海洋石油生产过程中，钻井平台具有非常复杂的控制问题，需要在生产过程中给予克服和处理。
海洋石油钻井中的缺陷以及创新措施
318对于海洋石油工程整个开发过程来说，钻井环节很重要，关系到整体的工作效率。
在实际工作中，相关管理部门需要加强监管钻井平台的安全性和连续性，认真对待钻井过程中遇到的各类问题，找到有效的措施来解决，同时要对技术进行改进和创新，这样不仅可以提高工作效率和质量，还可以避免在工作中出现安全事故，从而促进我国海洋石油工程能够健康、长远的发展，为我国开发出更多的石油资源。
1 海洋石油的主要特征和生产要求海洋石油工程在开采中会面临极其恶劣的环境，而且开采平台会受到海水等因素的影响。
在实际开采过程中，要设定合理的钻井平台建设目标，在建设钻井平台时要依照相关的程序要求和标准规范执行。
另外，在钻井平台开采石油过程中，一定要将安全生产作为第一任务。
这是由于在此过程中会生成大量的易燃易爆气体，给整个钻井平台带来极大的安全隐患。
同时，操作流程比较复杂，也加大了生产的难度。
此外，操作空间比较小，使工作人员很难充分展现出自己的能力，限制了发挥。
为了提高生产的安全性与可靠性，确保顺利完成各项任务，要加大对海洋石油钻井平台的监管，消除安全隐患，避免出现安全事故。
2 海洋石油钻井中的主要缺陷2.1 海洋石油钻井平台存在复杂性缺陷海洋石油工程在开采中需要用到钻井平台，然而利用海洋石油钻井平台开采石油时非常复杂。
对于钻井平台的构造，构架十分复杂，而且种类很多。
相关工作人员一定要全面分析海洋钻井平台的空间大小，并制定出科学合理的设计方案，按照设计要求认真布置。
由于钻井平台的空间通常都比较小，在设计布置小仓库和房间时，工作人员要充分利用空间，进行有效规划。
在实际设计中，工作人员要特别强调发挥出钻井平台的有效空间。
另外，海洋钻井平台在保持稳定性方面十分困难。
这是因为海洋钻井平台本身就在海面上设置，所以这个平台的稳定性十分差，要想使地质结构保持平衡非常难，而且海洋的天气与气候环境比较恶劣，也增加了这一难度。
为了能够顺利完成海洋石油工程的开采任务，要在实际工作中合理解决这些问题。
丛式井防碰技术措施-钻井_百度文库
丛式井防碰技术措施
1、钻井队在整拖后为防止钻台前倾而使井口指向老井,应认真校验井架水平,并确保天车、转盘、井口在同一条铅垂线上;
2、一开钻进要严格按设计要求控制钻压,均匀送钻,确保一开井眼打直,要求一开钻具组合中加入无磁钻铤,起钻前投电子多点。
下完表层套管后,视井架底座高低,量好联入,以正拖不碰井口为基准。
(钻井队提前准备好无立杆的井口帽子
3、二开直井段是防碰的重点井段,确保上直段井眼打直是防碰关键。
二开即采用双无磁钻铤配MWD进行监控(中间放置托盘,以便于电子多点的使用和电子单点的校验;
4、钻完水泥塞钻出表套30-50米后要有测斜数据,两井间距严禁小于5米,若井斜不利于防碰要立即向正位移方向控制井斜在1-2°之间定向钻进。
使防碰距离越来越远。
5、每30-50米测斜一次,特殊井段加密测斜,并根据测斜数据由定向井工程师绘制防碰图,计算防碰距离,防止两井相碰。
6、在本井直井段钻进时,井眼轨迹走向还应考虑相邻下口井的安全距离。
7、在两井并行井段钻进时,必须由副司钻以上人员操作刹把,如果发现有钻速突然加快、放空、蹩跳等现象要立即停止钻进,将钻头提离井底,分析情况后再决定下步措施。
8、在两井并行井段钻进时,震动筛要有专人负责观察、捞取
砂样,如有垮塌掉快、铁屑、水泥块、泥浆污染、性能变化等异常现象,要立即停钻分析原因。
9、上直段要使用电子单点不定点进行测量,随时对MWD的控制井段进行校验,以确保所有数据准确无误。
如发现测量结果不统一应立即停钻,查明原因,采取措施方可钻进。
10、队长、技术员和值班干部、司钻要高度重视各项防碰措施的落实。
二连项目部工程技术中心。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
摘要老168丛式井组井眼密度大、防碰难度大、造斜点浅、大尺寸井眼定向斜井段长、裸眼段长、井斜大、位垂比值大，油气层保护要求高。
针对以上施工技术难点，采用大井眼浅地层定向、优化井身轨迹控制、控制井径扩大率以及优化海水钻井液等关键性技术，使该平台上的69口井均达到了工程设计要求，油气显示良好，为以后开发滩海地区浅层油藏，实现海油陆采积累了经验。
关键词老168丛式井定向井眼轨迹控制防碰海水钻井液老168平台海油陆采丛式井钻井技术难点与对策何良泉蒋红梅李小辉（中国石化胜利油田公司，山东东营257237）收稿日期：2010－10－19修订日期：2011－03－01作者简介：何良泉（1981-），硕士，助理工程师，从事钻井技术工作。
E-mail ：hlq_914@ 中图分类号：TE243+.9文献标识码：B文章编号：2095-1132（2011）02-0054-03Vol.5，No.2Apr.2011doi ：10.3969／j.issn.2095－1132.2011.02.0162011年第5卷·第2期天然气技术与经济Natural Gas Technology and Economy0引言老168井区是中国石化大型海油陆采丛式井组，是中国石化的重点产能建设项目，是目前国内最大的海油陆采钻井平台。
老168区块主要开发层系为馆陶组，钻井类型为定向井与水平井相结合。
该地区地层发育比较齐全，自下而上钻遇了前第三系中生界、下第三系沙河街组、东营组及上第三系馆陶组、明化镇组、第四系平原组地层[1]。
本地区绝大部分井只钻到馆陶上段。
本区馆陶上段为河流相砂岩沉积，储层岩性以灰色或灰褐色细砂岩、粉细砂岩为主，底部见少量含砾砂岩，地层厚度一般为800～1000m ，是本次绝大部分井所钻达的目的层。
因此，根据老168区块地层特点，分析该丛式井组钻井施工技术难点，研究相应的技术对策[2-4]，对胜利油田开发滩海地区浅层油气藏以及实现海油陆采具有重要意义。
1钻井施工技术难点1.1钻进施工技术难点1）由于泥岩地层易缩径，砂岩地层易扩径并形成假缩径，常导致起下钻、划眼、电测困难，同时也容易发生井下卡钻等复杂情况。
2）水平位移大、位垂比大、井斜角大、稳斜段长，施工难度高，井眼轨迹控制难度大[5-8]。
平台上最大水平位移为3549.46m ，最大位垂比为2.18:1，水平位移大于1000m 的占93%。
3）井斜角大（定向井最大井斜角为69.94°，水平井最大井斜角为91.2°），携岩和清洗井眼难度大。
4）施工时间长，需对钻具、套管进行防磨损保护。
5）井组各油井间距离近，井眼轨迹交叉分布，防碰和绕障难度较大。
各井与邻井相距5m ，防碰扫描最近处为4.4m ，其中斜8井在定向段526.97m 处与斜6井定向段527m 处距离为4.9m 。
6）井眼尺寸大，造斜点浅，地层松软，造斜率低[9]。
1.2钻井液技术难点1）地层泥岩蒙脱石含量高，造浆能力强，黏土对钻井液污染严重，钻井液维护困难。
2）井斜、位移大，定向点靠上，造浆性泥岩与疏松砂岩互层，在控制井径扩大、保证井眼清洁以及防塌能力方面，钻井液处理难度较大[10]。
3）摩阻大，润滑性能要求高。
水平位移较长，所产生的岩屑若不及时处理，在斜井段施工时，易粘附卡钻。
由于井斜及水平位移大，易造成钻进中拖压、下钻托钻具，因此，对钻井液在润滑防卡方/NaturalGas Technology and Economy 54面提出了更高的要求。
4）海水钻井液钻进对油气层保护提出了更高的要求。
为了保护油气层，增加了钻井液投入及处理难度。
1.3下套管、固井及完井作业难点1）大多数井第一次开钻定向，大井眼定向井眼清洁及套管下入、固井作业难度大。
2）大井斜、大位移井电测困难。
井斜超过65°位移较大的井电测难度较大，采用水平井电测，延长了电测作业时间。
3）定向点靠上、大井斜、大位移井下油套管时，井眼方向的推力小，下行困难。
2现场应对措施2.1直井段技术措施为了保证直井段井眼打直、不碰和不串，必须选用合理的钻具组合，并采取防斜技术措施。
1）钻具组合： 444.5mm 钻头＋ 203.2mm 钻铤2柱（其中无磁1柱）＋ 177.8mm 钻铤3柱＋ 127mm 钻杆。
2）采取小钻压、低排量进行吊打，确保直井段打直。
3）采用老浆钻进，防止串槽。
4）直井段不采取短起下作业。
钻进中不划眼、中途不循环、打完进尺循环一周起钻，以保证井眼规则，不出现大肚子井眼现象。
5）下表层套管要及时灌好钻井液，不留或少留“口袋”，以防给第二次开钻施工留下隐患。
2.2定向段技术措施1）导向钻井控制井眼轨迹技术。
采用牙轮钻头和大扭矩马达，配合国产负脉冲无线随钻仪监控、测量数据，进行导向复合钻进，在第一次开钻、第二次开钻钻进的同时进行定向、增斜、稳斜、降斜和随时调整井斜、方位等连续作业，大幅度提高钻井时效。
2）钻具组合： 311.2mm 钻头＋ 244mm1.25°单弯动力钻具＋ 203.2mm 无磁钻铤1根＋ 177.8钻铤1柱＋ 127mm 钻杆。
3）定向后要坚持每次钻进都要倒换钻具，防止出现钻具疲劳事故。
4）定期短起下钻作业。
短起下钻作业是清除大井斜段的岩屑床最有效的手段，同时也可以对井壁进行修复，促进井壁的稳定。
2.3稳斜段技术措施1）钻具组合。
①常规钻具： 215.9mm 钻头＋ 215mm 螺扶1个＋ 158.8mm 短钻铤1根＋215mm 螺扶1个＋ 158.8mm 无磁钻铤1根＋215mm 螺扶1个＋ 158.8mm 钻铤1根＋ 127mm 加重钻杆5柱＋ 158.8mm 随钻震击器1套＋ 127mm 加重钻杆5柱＋ 127mm 钻杆；②复合钻具： 215.9mm 钻头＋ 171.5mm1.25°单弯动力钻具＋ 158.8mm 无磁钻铤1根＋ 158.8mm 钻铤3根＋ 127mm 钻杆。
2）稳斜井段要及时测斜，掌握井眼轨迹变化趋势。
钻具组合若不能满足设计要求，可调整钻进参数和改变钻具组合。
加大钻压，降斜率减小；减小钻压，降斜率则加大。
必要时可起钻调整钻铤，改变稳定器位置，或者改变稳定器外径，以达到理想的稳斜效果。
3）由于地层倾角的影响，同一种稳斜钻具，即使钻进参数相同，但在丛式井不同方位钻进时，仍然会显示出不同的钻进特性，因此要不断分析总结地层因素、钻具组合、钻进参数等对井眼轨迹的影响。
2.4钻井液技术措施1）钻井液类型的选择。
选择强抑制聚合物润滑防塌海水钻井液。
该钻井液能够有效抑制泥岩膨胀，维持井壁稳定，防止井眼扩大或井壁坍塌。
2）强化钻井液的润滑能力和防卡性能。
①根据井深和井下摩阻扭矩的情况，及时加入原油润滑，并配合白油润滑剂等润滑辅助材料；②在确保钻井液中润滑剂有效含量的同时，尽可能地降低滤饼摩擦系数，改善泥饼质量，做好携岩、防塌以及防卡工作。
3）提高井壁稳定性能。
①做好防塌工作，利用坍塌压力确定合理的钻井液密度，使用纳米乳液等封堵材料，封堵地层的微缝隙，稳定井壁；②使用抗复合盐、KFT 等材料，确保处理剂的有效含量，总第26期2011年天然气技术与经济／天然气技术与经济·钻井工程55控制好造浆，预防泥岩膨胀以及砂岩垮塌，尽量降低钻井液滤失量，形成优质滤饼，提高井壁的稳定性。
4）油气层保护。
①钻进、油气层保护及完井作业施工中，选择使用抑制能力强、配伍性好、润滑性能和储层保护特性良好的双保型纳米乳液；②严格控制固相含量和滤失量，减少滤液及劣质固相浸入油气层；③维护好钻井液性能，在保证井下安全的情况下，加快钻进速度，尽可能缩短油气层浸泡时间。
2.5丛式井绕障防碰技术措施解决丛式井防碰问题无非两条，一是丛式井设计时尽量减小防碰问题出现的机会；二是施工时采取必要措施防止井眼相碰。
1）严格执行丛式井钻井设计，造斜点、井间距必须符合设计要求。
2）每口井施工前，要收集齐全相关井的井口坐标及井眼轨迹数据，施工中必须进行防碰扫描计算，作出防碰图，标明防碰井段[10]。
3）按设计井组序号施工,造斜点浅、位移大的井先打，造斜点深、位移小的井后打。
斜井段设计轨道的空间最小距离要求：垂深2000m以内的轨道距离不小于30m，垂深大于2000m的轨道距离不小于40m[9]。
4）钻进过程中，表层直井段轻压慢转，直井段采用随钻测量跟踪井身轨迹，确保直井段钻直。
5）钻进时进行随钻扫描，以指导井身轨迹的实时控制，严格控制井眼轨迹。
在防碰井段，必须加密测斜，随时跟踪井眼轨迹，密切注意机械钻速、扭矩和钻压等的变化和随钻测量所测磁场有关数据的情况，并密切观察井口返出物，以此来辅助判断井眼轨迹的位置。
3应用效果老168区块在施工过程中采用灵活的随钻测量手段和丛式井钻井技术措施，及时分析实钻情况，做好井眼轨迹预测及放碰扫描工作，确保了井组钻井任务的顺利完成。
钻井工程施工共历时384d，比计划施工周期提前了半年完成，打井费用节省近千万元，多项经济技术指标达到国际先进水平。
在这些施工井中，水平位移超过1000m的有34口，超过2000m的有4口，累计完成进尺128743m（实钻数据如表1所示）。
所有施工井在密集的井网中均未发生相碰事故，实现了安全生产无事故，钻井井身质表1老168平台部分井实钻数据表井号X29 X2 X3 X35 X43 X58完钻井深／m1773.562804.202307.342412.742550.011916.95表层套管深度／m450.0640.0839.8846.3150.0391.0技术套管深度／m17001300油层套管深度／m1770.002801.002301.522415.182547.011915.19造斜点／m600169230380410470最大井斜角／(°)21.9863.9457.1962.3066.0151.23方位／(°)196.83328.27329.43261.31293.00294.27靶点位移／m301.051996.851482.641541.231523.60916.25水平位移／m321.232170.651600.541636.481779.831004.65量合格率、固井质量合格率、油藏钻穿率均达到100%。
其中老168—斜29井创出最短钻井周期105h 的纪录，最高机械钻速为40.71m／h，全井平均机械钻速高达31.7m／h；老168—斜48井，仅用7d就完成了水平位移2206m、井斜67°的大位移定向施工，节约资金90多万元；而老168—斜11井创出国内首口三维七段制大位移海油陆采定向井新纪录。
4结论与建议1）保持优良的钻井液性能是控制井身轨迹、携岩能力成功与否的保障，特别是在造斜段或水平段钻遇泥岩层，一定要调整好钻井液性能、降低失水，防止井壁掉块或坍塌。