在美麗的葦蕩和紅海灘下面，遼河油田含有多套生油層(新生界至古生界)和多種儲集類型(砂巖、灰?guī)r、花崗巖等)，并具有多樣油品性質(zhì)(稀油、稠油、高凝油)。針對油田特有的地貌條件，在上世紀80年代末，在資金緊缺、原油生產(chǎn)任務逐年增加、與民爭地矛盾日趨突出及環(huán)境保護意識日趨加強的實際情況下，重點開展了定向井、叢式井鉆井技術(shù)的攻關(guān)研究，并在遼河油田和國內(nèi)外市場的推廣應用中得到長足發(fā)展，形成了一套有效開發(fā)油氣資源的叢式定向井特色技術(shù)，使油氣資源的開發(fā)方式從“打一槍換一個地方”的鉆井方式轉(zhuǎn)換到目前的立一個平臺可以往四下斜打幾口乃至十幾口定向井或水平井，組成所謂“叢式井”，見圖1。

　　叢式井比起傳統(tǒng)單向井，一可以減少井場、道路征地，二有利于湖泊、城鎮(zhèn)、橋梁等特殊地表環(huán)境下的油藏開采，避免敏感環(huán)境受到破壞，三可以減少井架、鉆機搬遷工作量，鉆井液也能充分重復利用，四有利于采油管理。

　　遼河油田三大關(guān)鍵技術(shù)

　　井組平臺總體設計技術(shù) 當一個含油區(qū)塊的開發(fā)方案已定，并決定用叢式井整體開發(fā)時，就要考慮設置多少個平臺、確定每個平臺的位置、各個平臺井組數(shù)量及每口井的歸屬等問題，對這些問題的綜合考慮并形成最終的最優(yōu)井組平臺設計方案就是井組平臺總體設計技術(shù)。在這個設計過程中，要以鉆井技術(shù)滿足的條件為基礎，全面考慮各項投資，以總投資最小的原則為目標進行設計。各項投資主要包括鉆井費用、鉆機搬安拆遷費用、油氣集輸費用、其它費用。鉆井費用主要與所鉆地層、井深、水平位移等有關(guān)。在目前的條件下，可根據(jù)油田已鉆井資料為依據(jù)，建立起鉆井費用與鉆井井深、水平位移關(guān)系式，形成鉆井成本計算模型，最終得到各種井組平臺設計模式下的總的鉆井費用。鉆機搬安拆遷費用主要是根據(jù)平臺內(nèi)的叢式井的排列方式，考慮鉆機的整體拖遷、部分拖遷和拆遷等方式，按不同的搬安拆遷方式計算出平臺井組總的鉆機搬安拆遷費用。油氣集輸費用主要包括井口到計量站、計量站到接轉(zhuǎn)站的管線費用和計量站建站費用。其它費用主要包括征地、公路、輸電線路鋪設費用等。對上述各項費用利用計算機建立計算模型計算后，可得出最優(yōu)選的井組平臺總體設計方案。

　　軌道剖面設計技術(shù) 對一個已經(jīng)確定井組和地質(zhì)目標的井組方案來說，軌道剖面設計至關(guān)重要，其涉及到鉆井能否高效完成。軌道剖面設計就如同從橫交錯的公路網(wǎng)的線路設計，當整個井組都確定了目標靶，就要考慮怎么樣能使在鉆井的經(jīng)濟性下鉆達目標位置。這其中對于簡單的二維設計來說，從設計上很容易達到，但對于錯綜復雜的三維井，就要考慮各個井眼軌跡之間的防碰及繞障。經(jīng)過多年從普通定向叢式井到叢式定向水平井的應用研究，特別是目前遼河油田密集的井網(wǎng)和SAGD重力驅(qū)油成對平行水平井組和灘海大位移叢式井的應用過程中，形成了特有的三維水平井軌道剖面設計技術(shù)和防碰繞障設計技術(shù)。這些技術(shù)包括水平井井眼軌跡優(yōu)化設計技術(shù)、蒸汽輔助重力泄油(SAGD)成對水平井井眼軌跡設計技術(shù)、防止底水的“勺”型水平井井眼軌跡設計技術(shù)、增補靶前位移的“L”型井眼軌跡設計技術(shù)和三維繞障防碰設計技術(shù)等多類型軌道剖面設計技術(shù)，滿足了對密集井網(wǎng)、平臺大位移井、分支井等的設計要求，見圖2～圖3。

　　軌跡控制技術(shù) 在叢式定向井鉆井過程中，對軌跡的控制尤為重要，它是滿足軌跡設計初衷的一種控制技術(shù)，能否按照設計的軌跡路線完成鉆井，是軌跡控制技術(shù)的關(guān)鍵。在鉆井過程中，井眼軌跡要同時滿足軌跡的精確性和光滑性，這就要求熟悉地層與造斜工具之間的關(guān)系以及實鉆軌跡的數(shù)據(jù)處理、軌跡預測等，通過對這些關(guān)系的綜合考慮，完成叢式井組的軌跡控制，達到滿足設計要求。通過大量的現(xiàn)場應用，形成了高精度的軌跡控制技術(shù)。這些技術(shù)包括蒸汽輔助重力泄油(SAGD)成對水平井井眼軌跡控制技術(shù)，有效避開頂、底水的“勺”型水平井井眼軌跡控制技術(shù)，增補靶前位移的“L”型井眼軌跡控制技術(shù)，三維繞障防碰技術(shù)，為叢式井技術(shù)的應用提供了技術(shù)保障。

　　鉆具組合和鉆井參數(shù)優(yōu)化技術(shù) 對于叢式定向井，往往位移都很大，因此為了有效降低鉆井的摩阻以及軌跡控制需要，往往需要對鉆具組合和鉆井參數(shù)進行優(yōu)化。鉆井過程中，鉆柱的摩阻和扭矩數(shù)值的大小與鉆具組合、井眼軌跡、鉆井液的潤滑性等有關(guān)。因此，在鉆井過程中，對鉆具組合和鉆井參數(shù)的優(yōu)化尤為重要，它是軌跡控制和有效鉆井的保證。在鉆井過程中，可根據(jù)井眼情況，對設計的鉆具組合進行摩阻、扭矩、疲勞破壞及水力參數(shù)分析等，達到優(yōu)化鉆具組合的目的。通常是利用鉆頭選型及參數(shù)分析、大位移井水利參數(shù)設計、鉆柱力學分析等軟件對鉆具組合進行分析優(yōu)化，見圖4。

　　應用實例以及未來發(fā)展

　　2000年3月28日～6月2日，應用大位移叢式井技術(shù)開發(fā)了遼河油田遼海西部凹陷的海南斷裂構(gòu)造帶，共鉆15口海油陸采叢式大位移井。在這組叢式井鉆井過程中，應用了包括剖面優(yōu)化設計技術(shù)、導向鉆井技術(shù)、無線隨鉆MWD軌跡控制技術(shù)、優(yōu)化鉆具組合技術(shù)、PDC鉆頭應用技術(shù)、大位移井清巖攜砂井眼凈化技術(shù)、摩阻與扭矩的隨鉆監(jiān)測等技術(shù)，為該大位移叢式井組的成功完成提供了可靠的技術(shù)保障。這15口井井身質(zhì)量、固井質(zhì)量合格率均100%，事故率、復雜率為零�？傔M尺42549.55m，平均井深2836.57m，平均鉆井周期13.6天，平均建井周期18天，平均機械鉆速8.36m/h，平均每口井使用鉆頭4.4只，平均水平位移1361.88m，最大水平位移1912.14m。單只PDC鉆頭最高進尺2043.37m，PDC鉆頭平均進尺 1040.93m。在井組的鉆井實施中，僅從鉆井上就節(jié)省鉆井時間355d，節(jié)約費用860萬元，產(chǎn)生了巨大的經(jīng)濟效益。

　　目前叢式定向井已經(jīng)在各油田中得到廣泛的應用，從規(guī)模上看，目前叢式井已經(jīng)占到陸上油田開發(fā)模式的50%以上，而對于灘海和海上平臺來說，超過90%是利用大位移叢式井開發(fā)。遼河油田自應用叢式定向井技術(shù)以來，叢式井不僅從節(jié)約的大量土地、鉆井費用、后期采油管理模式、集輸系統(tǒng)、道路建設等環(huán)節(jié)中大大降低了投入，同時也從降低油井開發(fā)過程中的環(huán)境污染中贏得了巨大的環(huán)境效益，取得了經(jīng)濟與環(huán)境的雙贏。隨著大位移、分支井等鉆井技術(shù)的不斷發(fā)展，叢式定向井技術(shù)將在地表環(huán)境中延伸應用到灘海、深海、城市等環(huán)境敏感的油區(qū)中，在油層類型中延伸至多薄層、多裂縫等類型中。