在美丽的苇荡和红海滩下面，辽河油田含有多套生油层(新生界至古生界)和多种储集类型(砂岩、灰岩、花岗岩等)，并具有多样油品性质(稀油、稠油、高凝油)。针对油田特有的地貌条件，在上世纪80年代末，在资金紧缺、原油生产任务逐年增加、与民争地矛盾日趋突出及环境保护意识日趋加强的实际情况下，重点开展了定向井、丛式井钻井技术的攻关研究，并在辽河油田和国内外市场的推广应用中得到长足发展，形成了一套有效开发油气资源的丛式定向井特色技术，使油气资源的开发方式从“打一枪换一个地方”的钻井方式转换到目前的立一个平台可以往四下斜打几口乃至十几口定向井或水平井，组成所谓“丛式井”，见图1。

　　丛式井比起传统单向井，一可以减少井场、道路征地，二有利于湖泊、城镇、桥梁等特殊地表环境下的油藏开采，避免敏感环境受到破坏，三可以减少井架、钻机搬迁工作量，钻井液也能充分重复利用，四有利于采油管理。

　　辽河油田三大关键技术

　　井组平台总体设计技术 当一个含油区块的开发方案已定，并决定用丛式井整体开发时，就要考虑设置多少个平台、确定每个平台的位置、各个平台井组数量及每口井的归属等问题，对这些问题的综合考虑并形成最终的最优井组平台设计方案就是井组平台总体设计技术。在这个设计过程中，要以钻井技术满足的条件为基础，全面考虑各项投资，以总投资最小的原则为目标进行设计。各项投资主要包括钻井费用、钻机搬安拆迁费用、油气集输费用、其它费用。钻井费用主要与所钻地层、井深、水平位移等有关。在目前的条件下，可根据油田已钻井资料为依据，建立起钻井费用与钻井井深、水平位移关系式，形成钻井成本计算模型，最终得到各种井组平台设计模式下的总的钻井费用。钻机搬安拆迁费用主要是根据平台内的丛式井的排列方式，考虑钻机的整体拖迁、部分拖迁和拆迁等方式，按不同的搬安拆迁方式计算出平台井组总的钻机搬安拆迁费用。油气集输费用主要包括井口到计量站、计量站到接转站的管线费用和计量站建站费用。其它费用主要包括征地、公路、输电线路铺设费用等。对上述各项费用利用计算机建立计算模型计算后，可得出最优选的井组平台总体设计方案。

　　轨道剖面设计技术 对一个已经确定井组和地质目标的井组方案来说，轨道剖面设计至关重要，其涉及到钻井能否高效完成。轨道剖面设计就如同从横交错的公路网的线路设计，当整个井组都确定了目标靶，就要考虑怎么样能使在钻井的经济性下钻达目标位置。这其中对于简单的二维设计来说，从设计上很容易达到，但对于错综复杂的三维井，就要考虑各个井眼轨迹之间的防碰及绕障。经过多年从普通定向丛式井到丛式定向水平井的应用研究，特别是目前辽河油田密集的井网和SAGD重力驱油成对平行水平井组和滩海大位移丛式井的应用过程中，形成了特有的三维水平井轨道剖面设计技术和防碰绕障设计技术。这些技术包括水平井井眼轨迹优化设计技术、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)成对水平井井眼轨迹设计技术、防止底水的“勺”型水平井井眼轨迹设计技术、增补靶前位移的“L”型井眼轨迹设计技术和三维绕障防碰设计技术等多类型轨道剖面设计技术，满足了对密集井网、平台大位移井、分支井等的设计要求，见图2～图3。

　　轨迹控制技术 在丛式定向井钻井过程中，对轨迹的控制尤为重要，它是满足轨迹设计初衷的一种控制技术，能否按照设计的轨迹路线完成钻井，是轨迹控制技术的关键。在钻井过程中，井眼轨迹要同时满足轨迹的精确性和光滑性，这就要求熟悉地层与造斜工具之间的关系以及实钻轨迹的数据处理、轨迹预测等，通过对这些关系的综合考虑，完成丛式井组的轨迹控制，达到满足设计要求。通过大量的现场应用，形成了高精度的轨迹控制技术。这些技术包括蒸汽辅助重力泄油(SAGD)成对水平井井眼轨迹控制技术，有效避开顶、底水的“勺”型水平井井眼轨迹控制技术，增补靶前位移的“L”型井眼轨迹控制技术，三维绕障防碰技术，为丛式井技术的应用提供了技术保障。

　　钻具组合和钻井参数优化技术 对于丛式定向井，往往位移都很大，因此为了有效降低钻井的摩阻以及轨迹控制需要，往往需要对钻具组合和钻井参数进行优化。钻井过程中，钻柱的摩阻和扭矩数值的大小与钻具组合、井眼轨迹、钻井液的润滑性等有关。因此，在钻井过程中，对钻具组合和钻井参数的优化尤为重要，它是轨迹控制和有效钻井的保证。在钻井过程中，可根据井眼情况，对设计的钻具组合进行摩阻、扭矩、疲劳破坏及水力参数分析等，达到优化钻具组合的目的。通常是利用钻头选型及参数分析、大位移井水利参数设计、钻柱力学分析等软件对钻具组合进行分析优化，见图4。

　　应用实例以及未来发展

　　2000年3月28日～6月2日，应用大位移丛式井技术开发了辽河油田辽海西部凹陷的海南断裂构造带，共钻15口海油陆采丛式大位移井。在这组丛式井钻井过程中，应用了包括剖面优化设计技术、导向钻井技术、无线随钻MWD轨迹控制技术、优化钻具组合技术、PDC钻头应用技术、大位移井清岩携砂井眼净化技术、摩阻与扭矩的随钻监测等技术，为该大位移丛式井组的成功完成提供了可靠的技术保障。这15口井井身质量、固井质量合格率均100%，事故率、复杂率为零。总进尺42549.55m，平均井深2836.57m，平均钻井周期13.6天，平均建井周期18天，平均机械钻速8.36m/h，平均每口井使用钻头4.4只，平均水平位移1361.88m，最大水平位移1912.14m。单只PDC钻头最高进尺2043.37m，PDC钻头平均进尺 1040.93m。在井组的钻井实施中，仅从钻井上就节省钻井时间355d，节约费用860万元，产生了巨大的经济效益。

　　目前丛式定向井已经在各油田中得到广泛的应用，从规模上看，目前丛式井已经占到陆上油田开发模式的50%以上，而对于滩海和海上平台来说，超过90%是利用大位移丛式井开发。辽河油田自应用丛式定向井技术以来，丛式井不仅从节约的大量土地、钻井费用、后期采油管理模式、集输系统、道路建设等环节中大大降低了投入，同时也从降低油井开发过程中的环境污染中赢得了巨大的环境效益，取得了经济与环境的双赢。随着大位移、分支井等钻井技术的不断发展，丛式定向井技术将在地表环境中延伸应用到滩海、深海、城市等环境敏感的油区中，在油层类型中延伸至多薄层、多裂缝等类型中。