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页岩气与钻井技术
页岩气与水平井钻井技术
石工10-9班林鑫2010022116
（中国石油大学石油工程学院，北京102249）
摘要：
页岩气在世界油气资源中占有巨大的比重，但因其渗透率低，开采难度大。
目前对页岩气的开采方式主要是以水平井为主。
水平井与直井相比，具有与油层接触面积大，采油率高等特点，因而被广泛的应用到非常规油气和老井增产中去。
本文分析介绍了水平井钻井技术中的一些关键技术，对水平井技术中存在的问题进行了探讨，并对水平井的几个研究的方向进行了介绍。
1.目的：
页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上，以游离相态（大约50%）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间，以吸附状态（大约50%）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中为天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集表现为典型的原地成藏模式，与油页岩、油砂、地沥青等差别较大。
与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。
因此，有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。
中国主要盆地和地区页岩气资源量约为15万亿－30万亿立方米，经济价值巨大。
另一方面，生产周期长也是页岩气的显著特点。
页岩气的储量巨大，但开采难度也很高，为能充分开采页岩气，目前采用的技术有水平井技术和压裂技术，为此，对页岩水平井钻井技术的研究具有重要的意义。
2.技术进展
水平井是定向井的一种，指井眼轨迹达到水平后，井眼继续眼神一定长度的定向井。
这里所说的“达到水平”是指井斜角达到90°左右（一般大于85°）。
“延伸一定长度”一般是在油层里延伸，并且延伸的长度要大于有层厚度的六倍。
根据垂直段向水平段转弯时的曲率半径的大小，将水平井分为五类，分别为：
类别
造斜率/（°/30m）
井眼曲率半径/m
水平段长度/m
长半径
2~6
860~280
300~1700
中半径
6~20
280~85
200~1000
中短半径
20~80
85~20
200~500
短半径
30~150
60~10
100~300
超短半径
特殊转换器
0.3
30~60
2.1水平井的优势
1.水平井的突出特点是井眼穿过油层的长度长，大大增加了井与油层的接触表面积，从而使油井的单井产量高，油井的生产速度快，减少了生产时间。
2.水平井在具有天然裂缝的岩层中，可以将天然裂缝相互连接起来，由于天然裂缝的渗透率要远大于岩石基质的渗透率，降低了油气流入井筒的压力损耗，形成阻力很小的输油线路，从而可以使一大批用直井或普通定向井无开采价值的油藏具有工业开采价值。
3.如果产层为水驱动，当原油粘度比水高的多时，垂直井可能会遇到水锥的问题，水平井可以在油层的中上部造斜，然后在生产层中钻一定长度的水平段，这样不仅可以减少水锥的可能性，延长无水采油期，而且每单位长度的产油段的压力降比垂直井产油段低，其他效果也都有所提高。
同时水平井还能减少气锥的有害影响，提高油井产量。
4.水平井可以连续贯穿几个薄油层，从而使不具有工业开采价值的油层也能进行生产，提高了原油的采收率。
2.2水平井设计原则和设计顺序
水平井设计与一般定向井、大斜度井设计概念及设计程序是不同的。
它是一门综合性多学科的、极其复杂的、相互关联的技术。
涉及许多学科门类，如油藏工程、地质工程、采油工程、钻井工程等。
具体设计可分成垂直阶段、造斜阶段、、水平井眼阶段和完井阶段。
垂直井眼阶段所做的设计要与造斜阶段、水平阶段、完井阶段等工艺措施相配套，特别要尽可能打直，为以后各阶段施工创造条件。
造斜、稳斜阶段设计要侧重于造斜点和增斜率的选择，以及与水平段设计相同的各种技术要求。
水平井眼阶段应包括钻具设计、井下动力钻具性能要求、钻井液选择、水力参数、钻头选择、井控等。
完井阶段主要提出对完井工具、工艺技术及采油设备等的要求，以确定最小井眼尺寸、套管程序。
但是在水平井设计时，应按照从储集层物性、完井方法、曲率半径、套管程序、井下测量仪器和工具、地面设备的顺寻从上到下的顺序进行设计，但是在钻井过程中，设计的顺序正好与之相反。
2.3钻井技术在页岩气中的应用
页岩气水平井钻井是一项综合技术，需要与测井、油藏等学科结合起来在钻井过程中，FMI全井眼微电阻率扫描成像测井显示出水平井钻遇的裂缝和层理特征，钻井诱发的裂缝沿着钻井轨迹顶部和底部，沿应力最高的井筒侧面终止；MWD在钻井过程中提供井斜角和方位角信息；LWD随钻测井实时获得所钻地层岩性和岩石中流体的状况；SWD随钻地震提供钻头前方待钻地层岩石类型岩石孔隙度、孔隙压力与其他声学敏感的岩石参数；通过三维地震解释技术能够更好地设计水平井井眼轨迹，钻遇更多的产层；采用GST地质导向技术，根据随钻测量和随钻地质评价测井数据，控制井眼轨迹，使钻头始终沿油层钻进，自动避开地层和地层流体界面。
水平井钻井在定向的时候由于扭矩高，摩阻大钻压高，造斜十分困难，通常采用旋转导向技术。
与常规钻井相比，页岩气钻井主要要实现3个方面的要求：
第一，浅层的快速批钻钻井，即为了节省时间降低钻井成本，要实现浅层的快速钻进，往往采用表层特殊钻机实现批钻；第二，水平段快速侧钻；第三，在钻井过程中，要时刻了解随钻过程中的岩石储层物性，以实现水平段着陆。
2.4水平井的地质导向技术
水平井在设计顺序完成后，要进行的下一步工作就是钻井。
钻井过程中，如何控制钻头按照预定井眼轨迹进行钻井是水平井钻进过程中的关键。
所以在钻进工程中，要进行地质导向。
地质导向是在钻井过程中通过特定设备对地层中地质情况进行了解，并通过对地质情况的分析及时作出调整，使钻头能按照预定的轨迹进行钻进。
水平井井深轨迹的初级控制包括水平井的最优剖面的设计，下部钻具的组合。
在设计水平井剖面时，必须考虑到造斜点处的井眼特性和现有下部钻具实现该剖的可能性。
设计方法中要考虑的设计参数为：
垂直井段的井深，顶角和井身弯曲强度等。
对于井下钻具的组合在设计时要考虑工作情况。
钻具的组合包括涡轮钻具、加重钻铤和支撑定心构件。
在水平井的钻进实践中，由于定心器在井内不可能更换，所以很难通过改变它的直径来控制弯曲程度，此外，涡轮钻具外壳与井壁之间的间隙很小，也不允许加大定心器的结构尺寸，所以，控制弯曲的主要因素只有钻头上方的校准器和钻头类型。
控制水平井方位的技术必须用到井底遥测系统，以连续监测弯曲参数和有效校正井眼轨迹，其中必不可少的系统为MWD系统。
无线随钻测量系统是目前国际上钻井中普遍采用的一种先进测量仪器。
它可以在钻井作业的同时，实时测取地质参数、井眼轨迹参数，并绘制各种类型的测井曲线，为下一步施工提供依。
MWD无线随钻测斜仪是在有线随钻测斜仪的基础上发展起来的一种新型的随钻测量仪器，其传输方式有钻井液脉冲、电磁波、声波和光纤4种.其中，钻井液脉冲和电磁波方式已经应用到生产实践中，绝大数的无线随钻测量系统都是采用钻井液脉冲传输方式，但钻井液脉冲方式不能用在空气钻井、泡沫钻井等没有连续液相的钻井。
2.4.1钻井液脉冲传输方式
钻井液脉冲传输方式主要有三种：
连续波反式，正脉冲方式和负脉冲方式。
连续脉冲方式是连续发生器的转子在钻井液的作用下产生正弦压力波，由井下探管编码后的测量数据通过调制系统控制的定子相对于转子的角位移，使这种正弦或余弦压力波在时间上出现相位移或角位移，地面设备连续检测这些相位或频率的变化，通过译码、计算获得测量数据。
这种方式的优点是数据传输速度快、精度高。
正脉冲方式是指示钻井液正脉冲发生器的针阀与小孔的相对位置能改变钻井液流道在此的截面积，从而引起钻柱内部钻井液压力升高。
地面设备连续检测立管压力的变化，经译码转换成不同的测量数据。
针阀的运动由探管编码的测量数据通过驱动控制电路来实现，由于用电磁铁直接驱动针阀需要消耗很大的功率，通常利用钻井液的动力，采用小阀推动大阀的结构。
负脉冲方式是指钻井液负脉冲发生器需要安装在专用的无磁短节中。
开启钻井液负脉冲发生器的泄流阀，钻柱的钻井液经泄流阀和无磁钻铤上的泄流孔流至井眼环空，从而引起钻柱内部的钻井液压力降低，地面连续检测立管压力的变化，通过译码转换可获得不同的测量数据。
泄流阀的动作由探管编码的测量数据通过驱动控制电路实现。
2.4.2电磁波传输方式
电磁波信号传输主要依靠地层介质来实现。
井下仪器将测量的数据加载到载波信号上，测量信号随载波信号由电磁波发射器向四周发射。
地面检波器将检测到的电磁波中的测量信号卸载，之后通过解码、计算得到测量数据。
该传输方式的优点是数据传输速度较快，适合在普通钻井液、泡沫钻井液、空气钻井和激光钻井等钻井施工中传输定向和地质资料参数；其缺点是地层介质对信号的影响较大，低电阻率地层电磁波不能穿过，电磁波传输的距离也有限，不适合深井施工。
2.4.3声波传输方式
声波遥测是利用声波传播机理，不需要通过钻井液循环。
当钻柱、钻头与井底相互作用时，钻柱中出现纵向弹性波，通过钻杆将声波或地震信号传输至地面。
声波传输监测的主要参数是岩石破碎工具的回转频率，其中主要是牙轮的振动谐波。
由于牙轮的振动幅值和频率与其磨损程度具有相关性，据此可以判断工具的状态。
当钻进过程保持不变时，信号的幅值变化情况还可以反映岩石的力学性质。
采用该传输方式的优点是随钻数据传输速率较快，可以达到100b/s；缺点是信号衰减快，钻杆内每隔400~500m需要安装一个中继站，传送的信息少，井眼产生的低强度信号和钻井设备产生的声波噪声使信号探测非常困难，抗干扰能力弱。
2.4.4光纤遥测方式
现以成功研制并试验了用于MWD的光纤遥测系统。
该方法是将细小的光纤电缆下到井中，然后通过光纤电缆将井下数据传到地面。
该方法具有传递速率高的特点，其传输速率可达到1Mb/s，比其他方法的速度快五个数量级左右，但光纤电缆现在只能在钻井液中短时间使用，磨损后即被冲走，遥测的深度只有915m左右，只适用于浅井使用。
2.5欠平衡钻井技术
欠平衡钻井指的是井筒液柱压力低于所钻储层的孔隙压力，使地层中的流体有控制的流入井筒的钻井。
欠平衡钻井并不是适用于所有的地层，它对地层有以下几点要求：
（1）储层岩石强度高，井壁稳定；
（2）地层孔隙压力清楚；（3）所钻储层中不能含有
等有毒气体；（4）地层压力低，裂缝少，产量不是很高的井；（5）裸眼压力系数相差不大的井。
由于欠平衡钻井中井筒液柱压力始终小于储层孔隙压力，所以可以提高机械钻速，延长钻头的寿命，减少或消除漏失和压差卡钻；由于是地层流体流入井筒而不是钻井液流入地层，能减轻或消除钻井液直接对地层的侵入伤害，可大大提高产层的初期产量。
然而欠平衡钻井过程（尤其当设计和执行不合理时）也存在潜在的不利因素。
这些因素包括:
（1）井眼稳定性和牢固性问题；
（2）在高压或酸性环境下的安全和井控问题；（3）增加钻井成本；（4）不能将常规的MWD技术用于钻杆注气技术（5）对流自吸效应（6）高渗透率地层的重力驱油效应，即使在不变的欠平衡流动条件下；（7）冷凝脱落或气体释放效应；（8）近井眼的机械损害，如磨光或压碎；（9）如果用空气或含有氧气的气体来产生欠平衡条件，则会产生腐蚀问题增大的趋势；（10）欠平衡条件的不连续性。
欠平衡钻井的技术关键有：
1.搞好欠平衡钻井设计。
根据地层压力来确定欠平衡的产生是自然法还是人工诱导法。
如果是自然法，钻井液密度应该是图1中的曲线中的密度范围。
如果是人工诱导法，应该选择不凝固、无毒、安全、经济的气体，主要选择有空气、液氮、现场制氮、净化废气和甲烷等。
图1
2.尽可能保持欠平衡条件，否则会对地层造成更严重的伤害。
。
当地层压力小于旋转控制头的工作压力时，可以不用压井工作；也可以采用连续油管工作；欠平衡钻井段应该是油层的主产区，应该是短、平、快作业，争取一只钻头钻完产层；最好采用先期裸眼完井的方式。
3.欠平衡钻井作业的控制技术。
欠平衡钻井作业中，井口压力控制是欠平衡钻井作业的关键技术之一；而压力控制的关键是欠压值
的确定。
井控技术是保证近平衡钻井作业安全的基础技术，其核心是尽早发现溢流，并迅速排除溢流；而欠平衡钻井作业是在井口施加一定回压，并且有控制地使地层流体连续循环到地面。
根据回流到地面上的流体量和实时监测的钻井数据，以及立管和套管压力与实际井底压力之间的关系来确定钻井液的密度和井口回压的大小，从而来控制井底的负压。
井口回压的计算方法主要有以下两种：
一种是利用利用立管压力控制井底负压差的计算方法，一种是利用井口回压控制井底负压差的计算方法。
第一种方法是根据钻井液流体总流的伯努利能量方程，可以得出立压与井底压力之间的关系式:
式中：
为立管压力，
；
为井底压力，
；
为钻头压降，
；
为钻柱内循环压耗，
；
由于当井内气体从储层中流出时，导致泥浆的密度减少。
随着气体量的增多，计算的井底压力逐渐下降，在立管上的压力值也会表现如此。
第二种方法是利用环空气液两相流数学模型推导出井口回压的计算公式为负压差控制，关系式如下:
式中：
为气体平均偏差因数；
为气体地面偏差因数；
为井筒平均温度，K；
为地面温度，K；
为地面脱气后钻井液返出流量，
；
为环空地面压力，
；
但是在现场操作时，不可能保证立压值保持不变，同时，地层产出的油气也不是一个稳定量，因此井口回压应该根据立管压力随时调整如果井口回压上升到接近旋转控制头的工作压力时，应停止钻进，迅速关闭环形或闸板防喷器，待排除井口附近高压油气，使井口压力正常后，再恢复欠平衡钻井作业。
因此，要求现场操作人员必须熟练地掌握常规井控技术。
2.6旋转导向技术
在水平井的钻机过程中，随着位移和井深的不断增加，将会导致摩阻、扭矩过大，方位漂移严重，甚至使钻头失去控制，井眼净化不彻底等问题的产生。
从理论和实践中已经证明，滑动导向系统在一定井深极限范围内可以很好地控制井眼轨迹，但是超过这一井深极限后，就必须采用旋转导向技术。
旋转导向技术的突出优点是能克服滑动导向系统所遇到的摩阻过大和井眼不清洁等问题，从而可使钻井导向能力得到大幅度提高。
但要实现旋转导向，还必须具有一系列的相关实时遥控设备来进行辅助。
井下旋转导向工具是旋转导向钻井系统的核心，它是实现旋转导向的根本，井下实时控制系统或地面监控系统能按照预置或要求的三维井眼轨迹，根据测量信息，对井下工具进行实时控制或遥控，测量与传输系统应能测出近钻头处井眼的空间姿态信息，并能及时传送给井下微电脑以及地面计算机，测量的信号经过处理成为新的控制指令，井下实时控制系统或地面监控系统发出控制指令，使井下旋转导向工具按照控制指令进行动作，从而实现井眼轨迹的旋转导向控制。
导向工具的运作依靠两个系统控制。
一是井下闭环控制回路控制。
通过地下钻头测量系统测量的数据，经过电脑分析处理后，对控制机构进行控制，控制机构在电脑的指令下在控制钻头。
二是由地面监测系统控制。
钻头空间姿态测量系统将测量结果传给MWD，在由MWD将数据传送到地面监测系统，地面监测系统对反馈回来的数据进行一定的处理，作出相应的回应，然后传给控制机构，控制机构在接收到指令后进行相应的调整。
实现旋转导向技术的关键是如何在钻柱旋转过程中进行侧向力大小和方向的有效控制，并且具有很好的可靠性。
因而旋转导向技术的核心就是研究旋转导向工具的结构及其工作原理。
现在提出了一种一可调节式旋转导向工具，其结构主要由三个伸缩翼片以及控制三个翼片伸缩的控制阀组成，伸缩翼片的伸缩由钻井液提供动力并由控制阀分配，当导向机构处于工作状态时，控制轴中的流体进入开关打开，钻井液由筛孔通向上盘高压孔眼，下盘随钻头一起同步旋转。
当其中的一个孔眼与上盘高压孔眼位于同一轴线上时，两孔相接，与之相连的伸缩机构被高压钻井液推动，活塞外推，翼片与井壁接触，并给井壁施加一作用力。
该作用力的方向则由上盘高压孔眼的位置确定，当上盘高压孔眼在控制机构作用下处于井眼高边方向时，该作用力方向就沿井眼高边方向，井壁对它的反作用力就指向井眼低边。
此时，导向机构就处于全力降斜状态。
当上盘高压孔眼在控制机构作用下处于井眼低边方向时，该作用力方向就指向井眼低边方向，井壁的反作用力就指向井眼高边。
此时，导向机构就处于全力增斜状态。
当上盘高压孔眼在控制机构作用下处于90°相位时，导向机构就处于90°，降方位状态。
当上盘高压孔眼在控制机构作用下处于270°相位时，则导向机构就处于90°增方位状态。
2.7水平井的走向确定
在低渗透的页岩中，油气的产能与岩石裂缝之间存在着一定的关系，当水平井能穿过比较多的天然裂缝，同时会形成多条人工裂缝。
当岩石产生的裂缝延伸比较远时，水平井的波及体积系数较大，油井的产能比较高而且会保持相对较长的稳产期。
所以，为了提高页岩气的采收率，提高对页岩气的开发，要求水平井应尽可能的穿过最多天然裂缝的方向或压裂改造能形成多条垂直于井轴的人工裂缝的方向。
一般而言，水平井的走向应横切裂缝。
在井孔稳定性方面，，井斜方位角在北东0~40°、160~220°、340~360°方位井壁稳定性好。
在产能方面，若进行压裂投产，当水平井与水平最小主应力方向一致时，则可以形成垂直于水平井井轴的多条人工裂缝，因为垂向裂缝总是平行最大主应力方向，垂直于最小主应力方向，人工裂缝可与低角度天然裂缝沟通，提高了油井波及体积，因而具有较高产能，稳定性也好；当水平井与水平最大主应力方向一致时，则只形成平行于水平井井轴的人工裂缝，此时油井波及体积比前者小，其产能低，其井孔稳定性也差。
水平井距主要取决于对裂缝方向和最优化井筒方向的了解，加强对岩石力学的了解，能减少或取消水平井集成射孔，从而能够压裂出主裂缝和纵横交错的裂缝分支，当然，水平井的井距应该使单井和邻井之间裂缝的也能交联，使裂缝的实际连通达到最大化，还要考虑是否可采用邻近的２口以上的井同时压裂，使气藏在更大的压力下产生更复杂的裂缝系统。
3.存在问题
水平井已经发展为开发低渗透油气藏、对低产油井改造增产的主要技术措施，它在增加产量，减少气窜和水锥方面都有着无可比拟的优势。
随着水平井水平段距离的增长，水平井存在的问题也逐渐暴露出来，主要有以下几个问题：
3.1岩屑床的存在
岩屑床是指钻头钻井过程中产生的岩屑不能随钻井液一起返回地面而在井壁上堆积聚集。
岩屑床的存在会降低机械钻速，增大钻柱上下活动的阻力，减少钻头压降，导致钻具所受的扭矩增大，甚至会使钻具扭断，造成严重的事故；岩屑床还会导致粘卡等事故经常发生，增加了钻进周期，还会影响井下测量工具的测量，套管下入困难等。
岩屑床会严重危害钻井的进行，在水平井中，岩屑床会更容易形成，主要原因有：
（1）井斜为岩屑床的形成提供了条件。
随着井斜的增加，井眼的净化程度会逐渐减少，岩屑就容易堆积，经试验发现，井斜角为30~60b时井段内最易形成岩屑床，造成复杂井下事故。
（2）环空返速也会造成岩屑床的形成。
环空返速随着井斜角的增大而增大，但实际中，当井斜角不断增大时，由于设备的限制，环空返速不能无限的增大，所以导致岩屑不能及时带出井筒，造成眼写的堆积，形成了岩屑床。
（3）除此之外，钻具尺寸、位置、状态，钻井液的性能、类型、流态对岩屑床的影形成都有影响。
3.2井眼稳定问题
井眼不稳定会导致起钻遇卡、下钻遇阻，降低钻进效率，发生钻井液漏失，。
严重的缩径会造成键槽和卡钻，恶性垮塌埋掉钻具，更严重者会发生溢流、井漏甚至有井喷的危险。
造成井眼不稳定的原因可以分为化学作用和力学作用两种：
（1）易坍塌地层在钻井液中长时间浸泡，会导致面积成倍增加，化学作用的程度增加。
（2）由于流体流动阻力的附加压差变大，会导致实际中钻井液的滤失量增加侵入深度加大，导致坍塌的可能性加大。
（3）随着井斜角的增大，各向同性岩石向井内的侧压力变大，更容易井塌。
（4）水平井所允许的钻井完井液密度上限降低，这会造成支撑塌层的力相应减小，更易产生坍塌。
3.3摩阻
由于水平井的井斜角大，水平段位移较长，所以在钻柱的行进过程中，受到的摩擦阻力是很大的，转动和起下钻柱时摩阻大会造成阻卡严重，下不到底，有时会发生卡钻，严重的会扭断钻柱。
水平井的井眼是弯曲的，受重力的作用，钻具在其中总是靠着井壁的，与直井相比接触面积大大增加。
因此，起下钻具所产生的摩擦阻力和旋转钻具所产生的扭矩就会大大地超过直井。
这是弯曲井眼的特有性质。
3.4油层损害
无论是直井还是水平井，在钻进过程中不可避免的要对周围的储层造成一定的影响，但水平井与油层的接触面积更大，受污染的程度也相应的会比直井的污染程度高；钻水平井所用的时间要比直井用的时间长，对油层的浸泡时间也相应增长，对油层的污染也加重；在直井中，可以通过酸化和压裂消除表皮系数达到增产的作用，但是在水平井中消除表皮系数是很困难的。
所以在钻水平井时要特别注意对油层的损害问题，如果处理不当，会使油层产能下降甚至是不出油。
4.研究方向
4.1随钻方位侧向电阻率测井
非常规油气的开发必须依靠准确的地质导向设备，现在已研制出一种新型随钻方位侧向电阻率测井仪器，它在复杂页岩气、煤层、甲烷气的评价中用于地质导向和评价地层。
这种新设备可以通过电阻率的高低来判断储层较远处的边界。
这种设备在页岩气开采中具有绝对优势，因为常规的依靠泥浆传播信号的设备只对附近异常信号有反应，但在页岩气开发中，目的层的电阻率要比它周围岩层的电阻率低或者在钻孔穿越故障时，目的层的电阻率较高，但是方位却不清楚。
这种设备可以准确地测量在0.2~20000
范围内的电阻率，同时可以探测厚度仅为0.14m的薄层，所以在运用时可以探测出更多的薄层，节约成本，增加产量。
这种技术同时把自然伽马测井仪与随钻测井仪相结合，对地下地质情况的测量预测更加准确，使水平井技术的应用更加广泛。
4.2多分支井
多分支井是指在1口主井眼的底部钻出2口或多口进入油气藏的分支井眼（二级井眼），甚至再从二级井眼中钻出三级子井眼。
主井眼可以是直井、定向斜井，也可以是水平井。
分支井眼可以是定向斜井、水平井或波浪式分支井眼，多分支井可以是在1个主井筒内开采多个油气层，实现I井多靶和立体开采，多分支井不仅能够高效开发油气藏而且能够有效建设油气藏。
多分井技术与定向井、水平井技术的差异主要表现在:
多分支井有多个井底目标，各个分支井眼与主井眼都有特殊的连接装置。
为的实现井一「安全生产、作业，要求连接处解决好三个关键技术:
力学完整性，即连接处有足够的机械支撑;水力完整性，即连接处有足够的水力密封能力;再进入能力，即可选择性进入任意分支井眼，进行后续增产或修作业。
在选择分支井时，应该注意一下几个问题：
（1）根据地质、油藏条件和拟用的采油方式，选择TAML分级标准的某级并确定井身剖面的类型，设计主、分井筒的整体方案以及每个井筒的结构及相应完井方法。
选择与设计分支井时还必须考虑当时的钻井、固井、完井工艺技术水平以及多底井采油、增产和修井作业的工艺技术水平。
尽量采用智能完井、选择性完井、遥控完井等新技术。
（2）精心设计主一分井筒井身轨迹，采用先进有效的井身轨迹控制技术，确保井眼准确穿越实际需要的靶区。
尤其是使用先进的随钻地质导向技术和闭环钻井技术寻优控靶，确保井身质量并有良好的重返井眼能力。
（3）对开窗技术、预铣窗口套管短节的选择、无碎片系统的研究等要仔细，以减少井下工作时间和提高井眼清洁度。
（4）研究多分支井能够维护井壁稳定、保护油气产层以及低摩阻、强抑制、高携屑能力、净化井眼好的钻（完）井液及其精细处理剂的技术。
4.3钻井液的研究
水平井的主要目标是增加油气产量，提高采收率，而大部分水平井段又是在油层中钻进，所以钻井液既要完成钻井任务，同时又要在钻开油层时保护好油层。
因此水平井钻井液
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