CN108756745A - 平台丛式井钻井方法 - Google Patents

Abstract

本申请实施例提供了一种平台丛式井钻井方法，该方法包括：对待加入平台丛式井的多个新井进行井位优化及钻井轨迹优化；按照预设的风险分析指标对优化后的多个新井进行风险分析；根据所述风险分析的分析结果确定优化后的多个新井的钻井顺序；按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井。本申请实施例可以降低平台丛式井中的低效井的产生，从而提高平台丛式井实施效果。

Description

平台丛式井钻井方法

技术领域

本申请油气田开发技术领域，尤其是涉及一种平台丛式井钻井方法。

背景技术

平台丛式井是指在一个井场或平台上，钻出若干口甚至上百口井，各井的井口相距不到数米，各井井底则伸向不同方位。即一组定向井(水平井)，它们的井口是集中在一个有限范围内。在我国滩浅海、沙漠地区，受地理环境影响，或陆上油田受地面条件影响，常需以平台丛式井组平台布井开发。

油田开发的基础是对地下储层的描述，地下储层是确定的、唯一的，它是许多复杂的地质过程的最终产物。但在现有条件下，就是通过已知井资料推测地下储层的性质，受井资料的多少、资料精度、地质研究、地球物理和油藏工程观察手段等各种解释方法的限制，必然使人们对储层的认识程度不可能一步到位，对储层井间预测结果也会带有各种不确定性，这种不确定性必然给井位设计带来一定的风险。

平台丛式井钻井技术现已在国内各大油田广泛应用，丛式井的批量钻井提高了钻机和人工利用率，所以平均单井建井周期大幅缩短，实施节奏快。然而，如何确保新井实施效果以减少低效井的产生，是目前亟待解决的技术问题。

发明内容

本申请实施例的目的在于提供一种平台丛式井钻井方法，以降低平台丛式井中的低效井的产生。

为达到上述目的，一方面，本申请实施例提供了一种平台丛式井钻井方法，包括：

对待加入平台丛式井的多个新井进行井位优化及钻井轨迹优化；

按照预设的风险分析指标对优化后的多个新井进行风险分析；

根据所述风险分析的分析结果确定优化后的多个新井的钻井顺序；

按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，在按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井之后，还包括：

获取完钻新井的实际钻遇结果并与预测钻遇结果对比，以判断完钻新井钻遇的构造、储层连通性、含油性或水淹状况是否影响后续井；

如果完钻新井的实际钻遇结果影响后续井，则重新对后续待钻新井进行井位调整。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，所述对待加入平台丛式井的多个新井进行井位优化及钻井轨迹优化，包括：

对于每个待加入平台丛式井的新井，将其初始井位坐标投影到各层位的有效厚度图及顶面构造图上，预测新井钻遇的层位及油层厚度；

根据所述层位及油层厚度确定新井的靶点层位；

确认新井的钻井平台位置，并根据所述钻井平台位置、所述靶点层位的坐标及深度模拟新井的钻井轨迹；

将模拟出的钻井轨迹加入指定的地震数据库，并以该新井为中心，切过钻井平台位置及相邻老井的一条或多条地震剖面图；

根据所述地震剖面图判断新井钻遇的纵向层位数量是否大于预设层位数量阈值，且各纵向层位对应的横向地震波形的变化是否小于预设波动范围；

如果新井钻遇的纵向层位数量大于预设层位数量阈值，且各纵向层位对应的横向地震波形的变化小于预设波动范围，则将所述钻井轨迹确定为对应新井的优化后的钻井轨迹；

将优化后的新井的钻井轨迹加入指定的地质模型，并对该新井进行经济极限产能数据值模拟，获取新井的累积采油量、采出程度、含水率及日产油随时间的变化关系；

根据新井的累积采油量、采出程度、含水率及日产油随时间的变化关系，确定新井在含水率位于预设经济极限含水率范围内的累积采油量、采出程度和含水率上升速度是否满足预设要求；

如果满足，则完成该新井的优化。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，所述进行井位优化还包括：

如果新井钻遇的纵向层位数量小于或等于预设层位数量阈值，或者各纵向层位的横向地震波形的变化大于或等于预设波动范围；则调整所述靶点层位的坐标和/或深度并重新模拟新井的钻井轨迹。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，所述根据所述层位及油层厚度确定新井的靶点层位，包括：

判断新井钻遇的层位中，是否存在单一油层厚度不小于预设的极限布井厚度二分之一且横向展布特征满足预设要求的层位；

如果存在，则将该层位确定为新井的靶点层位。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，所述根据所述层位及油层厚度确定新井的靶点层位，还包括：

如果新井钻遇的层位中不存在单一油层厚度不小于预设的极限布井厚度二分之一且横向展布特征满足预设要求的层位，则按照预设布井井距十分之一的偏移量向四周任意方向调整新井井位，并重新进行井位优化。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，所述风险分析指标包括新井的构造、储层、油水关系、连通关系和水淹程度。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，所述根据所述风险分析的分析结果确定所述新井的钻井顺序，包括：

根据预设的钻井顺序优化策略和所述风险分析的分析结果确定所述新井的钻井顺序；其中，所述钻井顺序优化策略包括：

优先实施钻遇的储层发育情况确定且储层水淹情况确定的新井；

风险井与低风险井交替实施钻井；所述风险井为钻井风险超过预设风险等级的新井，所述低风险井为钻井风险不超过预设风险等级的新井；

若当前在钻的新井为水平井，则下一个待钻的新井为油井；

若两口新井属于关联风险井且分属不同钻井平台，则协调二者的开钻时间和钻井进度。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，在按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井的过程中，还包括：

实时进行随钻跟踪与控制以使实钻轨迹与预设钻井轨迹相符合；所述预设钻井轨迹为所述优化后的钻井轨迹。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，在按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井的过程中，还包括：

将随钻或完钻测得的测井曲线绘制到对应的剖面图上，以对钻遇的储层及构造进行动态跟踪解释。

本申请实施例的平台丛式井钻井方法，还包括：

根据随钻或完钻跟踪解释结果，分析构造、储层和含油性变化情况，并与预测结果对比，以判断后续新井是否需要调整。

由以上本申请实施例提供的技术方案可见，本申请实施例首先通过对待加入平台丛式井的多个新井进行井位优化及钻井轨迹优化，可以剔除掉部分低效井方案；然后按照预设的风险分析指标对优化后的多个新井进行风险分析，并根据风险分析的分析结果确定优化后的多个新井的钻井顺序，从而为风险井的调整预留了时间，在此基础上，按照钻井顺序及优化后的钻井轨迹对新井进行钻井，钻井过程中加强随钻和完钻跟踪，从而可以有效避免低效井的产生，进而提高了平台丛式井的实施效果。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：

图1为本申请一实施例的平台丛式井钻井方法的流程图；

图2为本申请一实施例的下层系井组平台地下井位示意图；

图3为本申请一实施例的新井模拟轨迹示意图；

图4为本申请一实施例的新井水淹解释成果示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。例如在下面描述中，在第一部件上方形成第二部件，可以包括第一部件和第二部件以直接接触方式形成的实施例，还可以包括第一部件和第二部件以非直接接触方式(即第一部件和第二部件之间还可以包括额外的部件)形成的实施例等。

参考图1所示，本申请实施例的平台丛式井钻井方法可以包括以下步骤：

S101、对待加入平台丛式井的多个新井进行井位优化及钻井轨迹优化。

在本申请一实施例中，待加入平台丛式井的多个新井的初始井位可以是在叠合有效厚度图上，按照预设的最优注采方案中确定的井网、井距，在经济极限布井厚度内结合目前油藏的开采特征(例如油、水井生产状况、老井卡封、解封、邻井产吸剖面等)进行基础井位部署而得到的。

在本申请一实施例中，所述对待加入平台丛式井的多个新井进行井位优化及钻井轨迹优化可以包括以下步骤：

1)、对于每个待加入平台丛式井的新井，将其初始井位坐标投影到各层位的有效厚度图及顶面构造图上，预测新井钻遇的层位及油层厚度。

2)、根据所述层位及油层厚度确定新井的靶点层位。

在一示例性实施例中，所述根据所述层位及油层厚度确定新井的靶点层位，例如可以是判断新井钻遇的层位中，是否存在单一油层厚度不小于预设的极限布井厚度二分之一且横向展布特征满足预设要求(即横向展布特征稳定)的层位；如果存在，则将该层位确定为新井的靶点层位，并可读取靶点层位的坐标、深度；如果新井钻遇的层位中不存在单一油层厚度不小于预设的极限布井厚度二分之一且横向展布特征满足预设要求的层位，则按照预设布井井距十分之一的偏移量向四周任意方向调整新井井位，并重新进行井位优化。此外，对油层发育单一且油层厚度大于一定厚度(例如大于2米)的层位，还可考虑利用水平井增加泄油面积开发。

3)、确认新井的钻井平台位置，并根据所述钻井平台位置、所述靶点层位的坐标及深度模拟新井的钻井轨迹。

在本申请一实施例中，钻井平台位置(即平台点)要避开地面建筑和管线密集区，并在平面上，尽量保持平台点、水平井A靶点、B靶点成一条直线，即三点一线。此外，还可以综合考虑钻机能达到的最大水平位移，从而最终确定丛式钻井平台位置，保证储量动用的最大化。

在本申请一实施例中，在钻井轨迹的模拟过程中，还应考虑已有管线和井筒(即老井)，避免出现钻井轨迹交叉现象，并且，新井的钻井轨迹距离老井的钻井轨迹可以不低于预设距离(例如30米)，以防止钻井过程中发生碰撞。

在一示例性实施例中，如图2所示，在综合以上因素确定钻井平台位置时，原由Platform2平台钻井的xp1井因钻井难以施工更改为Platform1平台。其中，xp1、xw22、xo16等均为井号标识。

4)、将优化后的钻井轨迹加入指定的地震数据库，并以该新井为中心，切过钻井平台位置及相邻老井的一条或多条地震剖面图。在一示例性实施例中，优化后的钻井轨迹可如图3所示。其中，xp1、xw6、xo4等均为井号标识。

5)、根据所述地震剖面图判断新井钻遇的纵向层位数量是否大于预设层位数量阈值，且各纵向层位对应的横向地震波形的变化是否小于预设波动范围。

在本申请一实施例中，如果新井钻遇的纵向层位数量大于预设层位数量阈值，且各纵向层位对应的横向地震波形的变化小于预设波动范围，则将所述钻井轨迹确定为对应新井的优化后的钻井轨迹。

在本申请一实施例中，如果新井钻遇的纵向层位数量小于或等于预设层位数量阈值，或者各纵向层位的横向地震波形的变化大于或等于预设波动范围；则调整所述靶点层位的坐标和/或深度并重新模拟新井的钻井轨迹，以保证最大限度的钻遇油砂体，同时使油砂体内有良好的注采对应关系。

6)、将优化后的新井的钻井轨迹加入指定的地质模型，并对该新井进行经济极限产能数据值模拟，获取新井的累积采油量、采出程度、含水率及日产油随时间的变化关系。

7)、根据新井的累积采油量、采出程度、含水率及日产油随时间的变化关系，确定新井在含水率位于预设经济极限含水率范围内的累积采油量、采出程度和含水率上升速度是否满足预设要求。

在本申请一实施例中，油藏地质参数往往具有较强的方向性，在生产过程中由于水驱波及不均衡，可能会严重影响非均质油藏的开发效果。而通过经济极限产能数据值模拟，可以得到不同方案下的累积采油量、采出程度、含水率及日产油随时间的变化关系，从而便于从中优选在含水率位于预设经济极限含水率范围内，累积产油量、采出程度最大，含水率上升最慢的方案。因此，通过数值模拟优化井位有利于实现均衡、合理驱替，以获得最大的采油经济效益。

在本申请一实施例中，如果新井在含水率位于预设经济极限含水率范围内的累积采油量、采出程度和含水率上升速度是否满足预设要求则可以进行相应的优化处理，在一示例性实施例中，以含水率上升速度不满足要求(即新井含水率较高或含水率上升速度较快)为例，结合周围老井的采油、注水数据、老井卡封、解封等作业措施和邻井的产吸剖面等测试资料分析出水层位(确定出水纵向分布位置)，然后优化射孔位和厚度：若为下部出水，则可以将射孔位置定在上部，且射开厚度为1/3层位；若为上部出水，且储层内部有稳定的夹层，可以射开下部。此外，层系内的油层原则上全部射开，当层系内油层较多时，可优选射开物性、流体性质相似且与水井注采关系对应的油层；针对油层底部水淹相对严重的特点，水淹层底部或靠近油水界面的油层，可以进行隔夹层避射。

如果满足，则完成该新井的优化。在本申请一实施例中，在完成每个新井的井位优化和钻井轨迹优化后，可以读取新井井别、层位、有效厚度、顶面深度、射孔层位、厚度等，从而形成最终的新井设计参数表。

在本申请另一实施例中，还可以将新井优化后的井位投影到每一个小层上，以便于进一步研究平面注采井网、井距是否合适，如果不合适则可以进行井位微调，以获得更佳的优化效果。

S102、按照预设的风险分析指标对优化后的多个新井进行风险分析。

在本申请一实施例中，针对油藏描述的不确定性，可以对新井进行构造、储层、油水关系、连通关系、水淹程度等进行风险分析，预测风险可能引起的后果，以便于后续可据此风险分析结果预先准备好相应的应对或规避措施。因此，在本申请一实施例中，所述风险分析指标包括新井的构造、储层、油水关系、连通关系和水淹程度等。在一示例性实施例中，某平台丛式井的platform1平台新井主要设计层位及风险分析表可如下表1所示。

表1

S103、根据所述风险分析的分析结果确定优化后的多个新井的钻井顺序。

在本申请一实施例中，所述根据所述风险分析的分析结果确定所述新井的钻井顺序可以是根据预设的钻井顺序优化策略和所述风险分析的分析结果确定所述新井的钻井顺序。

在本申请一实施例中，所述钻井顺序优化策略可以包括：

优先实施钻遇的储层发育情况确定且储层水淹情况确定的新井；

风险井与低风险井交替实施钻井，以便留出完钻新井跟踪分析和后续井位优化调整的时间；所述风险井为钻井风险超过预设风险等级的新井，所述低风险井为钻井风险不超过预设风险等级的新井；

为利用水平井的优质泥浆，若当前在钻的新井为水平井，则下一个待钻的新井可以为油井；

若两口新井属于关联风险井且分属不同钻井平台，则协调二者的开钻时间和钻井进度。

在一示例性实施例中，以图3所示的新井模拟轨迹图为例，考虑so2与SP1井主要目的层为3-3单砂层的油井，处在老井注采分流线上，但因井距较大，水淹情况及剩余油分布认识不够，于是首先钻过路水井xw3和xo2，以确定单砂层的水淹情况。因此，根据上述钻井顺序优化策略和风险分析的分析结果，可以确定新井的钻井顺序为：xw3→s03→xo2→xo4→XP1→xo5→xw6→SZP1→xo6→so1→xw4→sw1。

S104、按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井。

在本申请一实施例中，在按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井的过程中，还可以实时进行随钻跟踪与控制以使实钻轨迹与预设钻井轨迹相符合；所述预设钻井轨迹为所述优化后的钻井轨迹。

对钻遇层位情况和实钻轨迹与设计轨迹偏差情况进行分析，利用临近标志层的实钻数据，约束修正地质模型，可提前优化井斜角、方位角等钻入目的层轨迹数据，将井眼轨迹限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。对于水平井，当A靶点中靶着陆后，及时修正目的层的微构造图，重新修正水平井的两个靶点，应充分利用A靶点前后50m的下技术套管段进行井斜和垂深的调整以利于三开后的轨迹调整。

在本申请一实施例中，在按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井的过程中，还可以将随钻测得的测井曲线(例如伽马测井曲线、电阻率测井曲线等)绘制到对应的剖面图上，以便于对钻遇的储层及构造进行动态跟踪解释。

在本申请一实施例中，在步骤S104之后，上述的平台丛式井钻井方法还可以获取完钻新井的实际钻遇结果并与预测钻遇结果对比，以判断完钻新井钻遇的构造、储层连通性、含油性或水淹状况是否影响后续井；如果完钻新井的实际钻遇结果影响后续井，则重新对后续待钻新井进行井位调整。

在一示例性实施例中，每完钻一口新井后，可先利用测井曲线进行地层对比，并根据地层对比结果和测井解释结果更新单砂体有效厚度等值图和砂体顶面构造图。更新后的单砂体有效厚度等值图和砂体顶面构造图可以作为实际钻遇结果；对应的，更新前的单砂体有效厚度等值图和砂体顶面构造图可以作为预测钻遇结果。因此，通过实际钻遇结果与预测钻遇结果的对比，可以分析钻井前后的构造、储层、连通性及含油性变化情况。对变化较大的层位或部位，可重新预测该层或部位后续待钻新井的构造、油层厚度等参数，并据此确定是否需要重新调整后续待钻新井的井位。

在本申请一实施例中，在步骤S104之后，上述的平台丛式井钻井方法还可以包将完钻新井的实钻井斜、测井曲线加入地震数据库，并分析井震吻合状况，如果与预计的吻合程度高，就说明前期地质研究误差小，后续的井位的风险小，反之，需要加上新钻井资料更新地质模型；从而综合根据构造、储层、含油性和井震吻合状况，确定是需要调整后续待钻新井的井位。

在一示例性实施例中，根据如图4所示的测井解释图，xw3井完钻后发现3-3单砂层为强水淹，水淹程度比方案预计严重，于是可以取消原设计的上层系油井so1、SZP1两口井的井位，以避免低效井的出现。同时通过xw3和xo2井发现该区的5-6单砂层油层厚度变厚，砂体连通性变好，根据这种情况决定在5-6单砂层新增加一口水平井XP2。试验表明，XP2井投产初期日产液103.4t/d，日产油76.5t/d，含水26％，取得了良好的开发效果。其中，在图4中，CAL为井径测井，SP为自然电位测井，GR为自然伽马测井，RT为地层真电阻率测井，RD为深双测向电阻率测井，RS为浅双测向电阻率测井，AC为声波时差测井，DEN为密度测井。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可。

以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。

Claims (11)

1.一种平台丛式井钻井方法，其特征在于，包括：

对待加入平台丛式井的多个新井进行井位优化及钻井轨迹优化；

按照预设的风险分析指标对优化后的多个新井进行风险分析；

根据所述风险分析的分析结果确定优化后的多个新井的钻井顺序；

按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井。

2.如权利要求1所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，在按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井之后，还包括：

获取完钻新井的实际钻遇结果并与预测钻遇结果对比，以判断完钻新井钻遇的构造、储层连通性、含油性或水淹状况是否影响后续井；

如果完钻新井的实际钻遇结果影响后续井，则重新对后续待钻新井进行井位调整。

3.如权利要求1所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，所述对待加入平台丛式井的多个新井进行井位优化及钻井轨迹优化，包括：

对于每个待加入平台丛式井的新井，将其初始井位坐标投影到各层位的有效厚度图及顶面构造图上，预测新井钻遇的层位及油层厚度；

根据所述层位及油层厚度确定新井的靶点层位；

确认新井的钻井平台位置，并根据所述钻井平台位置、所述靶点层位的坐标及深度模拟新井的钻井轨迹；

将模拟出的钻井轨迹加入指定的地震数据库，并以该新井为中心，切过钻井平台位置及相邻老井的一条或多条地震剖面图；

根据所述地震剖面图判断新井钻遇的纵向层位数量是否大于预设层位数量阈值，且各纵向层位对应的横向地震波形的变化是否小于预设波动范围；

如果新井钻遇的纵向层位数量大于预设层位数量阈值，且各纵向层位对应的横向地震波形的变化小于预设波动范围，则将所述钻井轨迹确定为对应新井的优化后的钻井轨迹；

将优化后的新井的钻井轨迹加入指定的地质模型，并对该新井进行经济极限产能数据值模拟，获取新井的累积采油量、采出程度、含水率及日产油随时间的变化关系；

根据新井的累积采油量、采出程度、含水率及日产油随时间的变化关系，确定新井在含水率位于预设经济极限含水率范围内的累积采油量、采出程度和含水率上升速度是否满足预设要求；

如果满足，则完成该新井的优化。

4.如权利要求3所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，所述进行井位优化还包括：

如果新井钻遇的纵向层位数量小于或等于预设层位数量阈值，或者各纵向层位的横向地震波形的变化大于或等于预设波动范围；则调整所述靶点层位的坐标和/或深度并重新模拟新井的钻井轨迹。

5.如权利要求3所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，所述根据所述层位及油层厚度确定新井的靶点层位，包括：

判断新井钻遇的层位中，是否存在单一油层厚度不小于预设的极限布井厚度二分之一且横向展布特征满足预设要求的层位；

如果存在，则将该层位确定为新井的靶点层位。

6.如权利要求5所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，所述根据所述层位及油层厚度确定新井的靶点层位，还包括：

如果新井钻遇的层位中不存在单一油层厚度不小于预设的极限布井厚度二分之一且横向展布特征满足预设要求的层位，则按照预设布井井距十分之一的偏移量向四周任意方向调整新井井位，并重新进行井位优化。

7.如权利要求1所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，所述风险分析指标包括新井的构造、储层、油水关系、连通关系和水淹程度。

8.如权利要求1所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，所述根据所述风险分析的分析结果确定所述新井的钻井顺序，包括：

根据预设的钻井顺序优化策略和所述风险分析的分析结果确定所述新井的钻井顺序；其中，所述钻井顺序优化策略包括：

优先实施钻遇的储层发育情况确定且储层水淹情况确定的新井；

风险井与低风险井交替实施钻井；所述风险井为钻井风险超过预设风险等级的新井，所述低风险井为钻井风险不超过预设风险等级的新井；

若当前在钻的新井为水平井，则下一个待钻的新井为油井；

若两口新井属于关联风险井且分属不同钻井平台，则协调二者的开钻时间和钻井进度。

9.如权利要求1所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，在按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井的过程中，还包括：

实时进行随钻跟踪与控制以使实钻轨迹与预设钻井轨迹相符合；所述预设钻井轨迹为所述优化后的钻井轨迹。

10.如权利要求1所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，在按照所述钻井顺序及优化后的钻井轨迹对所述新井进行钻井的过程中，还包括：

将随钻或完钻测得的测井曲线绘制到对应的剖面图上，以对钻遇的储层及构造进行动态跟踪解释。

11.如权利要求1所述的平台丛式井钻井方法，其特征在于，还包括：

根据随钻或完钻跟踪解释结果，分析构造、储层和含油性变化情况，并与预测结果对比，以判断后续新井是否需要调整。