在钻井作业中，井斜控制是保障钻井质量与效率的关键，钻压作为核心参数对井斜的影响至关重要。通过控制钻压和选择适当钻铤可控制钻具对井斜的影响，适度钻压能避免钻柱弯曲临界值出现，保持钻具直线稳定状态，防止钻头倾角和井斜形成；选择刚性大且外径尽可能大的钻铤可减小钻具与井眼间隙，间接降低钻头倾角。同时，为确保直井段井斜控制需控制钻压，但可能影响机械钻速。渤海区域各区块地层差异显著，部分区块伴随裂缝、潜山发育，部分地层倾角大且软硬交错易水化膨胀致井壁失稳，还有地层钻遇火成岩、花岗岩钻进困难，中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司研究团队结合各井钻压、扭矩及井斜角随井深变化关系与地层可钻特性，展开井斜成因与控制技术应用探索，取得了良好的效果。


渤海区域典型井井斜情况及成因
某A井最大井斜接近1.5°，较大井斜出现在上部地层。该井上部地层钻压较小，不足以压弯钻柱，钻压过大不是井斜原因。根据抗钻特性参数曲线，此区块地层抗压强度和硬度低，属软地层，可能有较硬夹层，但非井斜主因。观察井径发现，上部地层易扩径且扩径明显，井眼扩径可能减小扶正器作用，明显扩径时还会在井壁形成支点，引发井斜。
某B井最大井斜约1.5°，较大井斜同样出现在上部地层。其上部地层钻压较小，不足以压弯钻柱，钻压过大不是井斜原因。依据抗钻特性参数曲线，此区块地层抗压强度和硬度低，属软地层，可能有较硬夹层，但非井斜主因。从井径看，上部地层易扩径且扩径明显，井眼扩径可能减小扶正器作用，明显扩径时在井壁形成支点，引发井斜。
某C井800m以上井段井斜逐渐增加，1800m处达15°，增斜明显且纠斜困难。该井最大钻压约5t，非井斜主因。地层抗压强度和硬度小，属软地层，非软硬地层差异致井斜。但400-1100m井段井径明显扩大，1100m左右从9.5in扩至19in，扩径显著。研究团队推测，井径扩大减小扶正器作用并在井壁形成支点，引发井斜且持续增大、难以纠斜。
渤中某A井最大井斜接近1.5°，主要出现在上部软地层，井斜控制良好。该井钻压不足以使钻杆屈曲，钻压过大非井斜主因。地层抗压强度和硬度较低，部分层位有较硬夹层，但非主因。上部地层易扩径且扩径明显，可能减小扶正器作用，明显扩径时井壁形成支点致井斜；下部地层扩径不明显，但硬度和抗压强度较高，使下部井斜持续波动（见图1）。
 
           
图1 渤中某A井斜成因
渤中某C井最大井斜约3°，主要出现在上部地层，整体控制较好。该井钻压不足以使钻杆屈曲，无钻压过大致井斜情况。分析地层抗压强度和硬度曲线，该区块属软地层，750m处有较硬夹层。上部地层易扩径且扩径明显，井斜可能是扩径井壁形成支点与硬夹层共同作用的结果；下部地层扩径不明显，但硬度和抗压强度较高，致井斜持续波动。
从抗钻特性参数曲线进一步分析，该区块地层抗压强度和硬度低，750m处有较硬夹层。从井径看，上部地层易扩径且扩径明显，井眼扩径可能减少扶正器作用，明显扩径时在井壁形成支点致井斜，上部井斜是硬夹层与扩径共同作用的结果；下部地层软硬互层，引发井斜持续波动。
渤中某D井井斜由多因素导致，上部地层易扩径，可能减小扶正器作用并形成支点致井斜；下部地层硬度和抗压强度高，致下部井斜持续波动。同时，上部地层地质异质性明显，砂泥岩互层且岩性交替，使井斜角度变化大，2300m处有硬地层，其某一方向可钻性明显大于其他方向，致井斜角度持续增加。
渤中某E井井斜现象小，控制较好。该井钻压不大，非钻压过大致井斜。区块地层属软地层，抗压强度和硬度低，部分层位有较硬夹层，但非主因。从井径看，上部地层易扩径且扩径明显，可能降低扶正器作用并形成支点致井斜，1100m处井斜增加或为井眼扩径所致，井径扩大和地层特性是该井井斜主因。

井斜控制的针对性技术措施
钻压精准控制技术措施：研究团队强调，需按渤海区域不同井段地层特性精准控制钻压。上部易扩径软地层采用较小钻压，避免加剧井眼扩径、削弱扶正器作用，同时防止钻柱弯曲致井斜；下部硬度和抗压强度较高地层，在保证钻具直线稳定前提下适当提高钻压，平衡井斜控制与机械钻速，避免钻压过小影响机械钻速。钻井中实时监测钻压与井斜角，依地层反馈动态调整钻压，确保处于合理区间。
钻铤优化选择技术措施：研究团队明确提出，优先选用刚性大且外径尽可能大的钻铤。这类钻铤能减小钻具与井眼间隙，增强钻具稳定性，间接降低钻头倾角，尤其适用于渤海部分软硬交错地层，减少地层不均致钻头侧向受力，控制井斜发展。有较硬夹层的井段，大刚性、大外径钻铤能抵抗夹层干扰，避免钻具偏移致井斜；易扩径井段，大外径钻铤还能弥补扩径对钻具稳定性的影响，保障钻具直线稳定。
井眼稳定控制技术措施：针对井眼扩径这一主要井斜诱因，研究团队指出，需从钻井液体系优化与循环参数控制两方面加强井眼稳定。优化钻井液体系时，调整密度、黏度等参数，增强对井壁的支撑力，抑制黏土颗粒水化膨胀，减少软泥岩蠕变致井眼扩径、缩径或坍塌；控制循环参数时，易扩径井段合理调节钻井液排量和流速，避免过度冲刷井壁加剧扩径，确保扶正器正常作用，防止扩径井壁形成支点致井斜，同时定期监测井径，及时调整措施。
差异化钻井方案制定技术措施：研究团队认为，需按不同地层特性制定差异化钻井方案。地层倾角大的区块，优化钻井组合，增加稳定器数量或调整位置，增强钻具抗倾斜能力，抵消地层倾角对井斜的影响；钻遇火成岩、花岗岩等坚硬地层的井段，选用耐磨、破岩效率高的钻头，匹配合理钻压和转速，减少钻进困难致钻具振动，避免钻头受力不均致井斜；地质异质性明显、砂泥岩互层的区块，加强钻压、扭矩及井斜角实时监测，依参数变化调整策略，减少岩性交替致井斜波动；有较硬夹层的井段，结合钻铤选择与钻压控制，降低夹层对钻具稳定性的影响。

井斜控制的效果
应用针对性技术措施后，某A井和某B井最大井斜均控制在1.5°以内，整体变化平缓。两井上部易扩径地层采用较小钻压与优化钻井液体系，有效缓解扩径问题，扶正器作用得以保障，无钻压不当或井眼扩径致井斜异常增大情况，确保直井段钻井质量。某C井1800m处井斜达15°，但后期应用钻压优化和井眼稳定措施，有效遏制井斜发展，避免风险与成本增加，保障钻井推进。
渤中某A井最大井斜接近1.5°，主要集中在上部软地层，控制效果突出。上部易扩径地层应用井眼稳定措施后，扩径得到抑制，扶正器正常作用；下部地层因硬度和抗压强度高出现井斜波动，通过实时调整钻压和选用大刚性钻铤，波动幅度控制在合理范围（见图1），满足钻井要求。渤中某C井最大井斜约3°，上部井斜经大刚性钻铤和井眼稳定措施控制后无持续增大，下部软硬互层地层经差异化方案调整，井斜波动也得到控制，整体稳定。
渤中某D井和渤中某E井井斜现象均较小，其中渤中某E井通过精准钻压控制和井眼扩径预防措施，将井斜控制在低水平，1100m处井斜增加问题及时抑制，未影响钻井。整体来看，应用针对性技术措施后，渤海区域多数井最大井斜在合理范围，发展趋势平缓，减少工期延误与成本增加。同时，钻压控制平衡了井斜与机械钻速，未因控钻压致机械钻速大幅下降，提升作业效率，为后续钻井提供可靠技术参考。