0 引 言

长水平段水平井作为最大储层接触(MRC)技术的一种重要形式，其技术理念是在有限的水平位移范围内实现水平井眼长度最大化。胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院自2007年就开始对长水平段水平井钻井关键技术进行研究攻关^[1]，该技术先后在大牛地气田、长庆油田、胜利油田、腰英台和川西等地区进行了现场应用，目前已完成了20多口长水平段水平井的施工。2014年应用该技术顺利完成了子北采油厂第1口长水平段水平井ZC1井的施工，这进一步扩大了胜利油田长水平段水平井的应用区块，同时也验证了该技术的可靠性和先进性。

1 储层特性和井身结构

ZC1井位于ZB油田，钻探目的是开发延长组长6储层,长6储层平均油层中部垂深780 m，油藏压力系数约0.7，属于常温低压系统。长6储层的渗透率平均值为0.96×10^-3μm²，砂层孔隙度为9.04%，是典型的低孔、低渗储层^[2]。

ZC1井采用二开次井身结构，φ244.5 mm表层套管下深240 m，封隔上部第四系的疏松黄土层。为了防止二开上部井眼缩颈，二开先用φ222.3 mm钻头打完直井段，钻遇地层主要是三叠系延长组长1和长2+3，再用φ215.9 mm钻头打完二开造斜段和水平段，钻遇地层为长2+3、长4+5和长6。φ139.7 mm套管下至井底，井身结构数据如表 1所示。

2 钻井技术难点

(1) 上部黄土层地层疏松与下伏地层不整合接触，容易发生坍塌和漏失等复杂情况，长1组发育有煤线，井壁稳定困难^[3]。

(2) 周围同台子有5口井，其中一口邻井与ZC1井在井深380.6 m处距离仅为1.28 m，防碰风险极高；根据井网部署要求，靶前位移仅为266.14 m，造斜率可选择范围比较窄，造斜点较浅，仅为515 m，地层压实程度低，初期造斜率偏低，进一步加大了井眼轨迹控制难度。

(3) 本井设计位移为1 018.0 m，水平段长751.9 m，裸眼段长1 454.5 m，垂深795.0 m，水垂比为1.28。由于造斜点较浅，直井段钻柱质量轻，大斜度段和水平段加压困难^[3-5]。在后期水平段滑动钻进过程中，管柱与井壁的接触面积大，钻柱容易发生正弦屈曲和螺旋屈曲，导致摩阻扭矩增大，甚至发生自锁现象，钻头加压和水平段延伸均比较困难。

(4) 对钻井液性能要求高。定向造斜井段地层疏松，多为细砂岩和粉砂岩并发育灰色泥质粉砂岩，砂泥岩互层频繁，井壁稳定性差，易发生井壁坍塌、掉块，甚至卡钻。水平段长，润滑防卡、降摩减阻和清洁井眼难度大，需要钻井液具有良好的防塌性、润滑性及携岩能力。

(5) 储层非均质性强，准确着陆困难。ZB油田长6储层是三角洲平原分流河道沉积，地层非均质性强，造成储层设计垂深和实钻垂深误差大，在着陆过程中轨迹调整频繁，给着陆入靶及后续水平段施工带来更大困难。

3 长水平段水平井关键技术的应用 3.1 井眼轨道优化设计技术 3.1.1 设计原则

(1) 以摩阻、扭矩和井深为主要依据，尽量满足摩阻、扭矩值和井深最小原则；

(2) 在造斜率满足施工要求的条件下，尽量选取合理范围，扩大复合井段比例，从而可改善井眼清洁状况和井眼质量，保证水平段的有效延伸；

(3) 井眼轨道设计以有利于入靶点着陆控制和水平段井眼轨迹调整为原则，保证控制靶点符合地质设计要求^[6-8]；

(4) 由于同台子有5口老井，所以井眼轨道设计要满足防碰要求^[7]。

3.1.2 井眼轨道类型优选

目前水平井常用轨道类型有“直—增—平”、“直—增—增—平”、“直—增—稳—增—平”3种^{[6, 9]}。其中，“直—增—平”轨道中间没有调整井段，靶前位移一定时所需最小造斜率轨道类型，适合于靶前位移小、目标层较厚及造斜工具造斜能力比较稳定的水平井设计。“直—增—增—平”(“直—增—增—平”剖面斜井段的造斜率为先高后低)既能满足LWD/FEWD仪器钻水平井的使用条件，又有利于准确控制着陆点(第1靶点)及缩短靶前位移和造斜段的长度，改善水平井斜井段的井眼形状，使井眼轨道更加平滑，降低摩阻和扭矩。“直—增—稳—增—平”轨道中的稳斜段主要是为入靶留有余地。一方面，可为由于地层不均质造成的导向工具造斜率低等问题提供中间调整段，防止第2增斜段由于造斜率过高导向工具满足不了着陆要求；另一方面，对于油层垂深预测不准的区块，可在入油层前将井斜角调整至85°～87°(根据油顶与轨迹在油层中穿行的高度差以及导向工具在油层中造斜率来决定)时稳斜钻进30～40 m，以调整轨迹，确保水平段在预定油层穿过。

ZB油田长6储层属于河流道沉积，地层非均质性强，地质预测如靶点垂深困难。工程设计要求靶半高1 m，靶半宽10 m。因此在井眼轨道设计时，优选“直—增—稳—增—平”井眼轨道类型。在钻井现场施工中，通过稳斜段的调整，保证了准确着陆。

ZC1井井眼轨道如图 1所示。

根据以上设计原则对ZC1井水平井井眼轨道进行了优化设计，详细设计参数如表 2所示。

3.2 长水平段井眼轨迹控制技术 3.2.1 钻头优选技术

一开井段主要钻遇第四系黄土层和延长组长1段，为了提高机械钻速，选用φ311.2 mm HAT127钢齿牙轮钻头。二开井段，对于直井段380.6 m处，选用φ222.3 mm HJ517G牙轮钻头，可及时发现跳钻现象，防止将老井套管磨穿。二开斜井段为了提高造斜率，选用φ215.9 mm HJ517GK牙轮钻头。二开水平段目的层长6主要为浅灰色粉细砂岩，为了提高单趟进尺和机械钻速，选用5刀翼PDC钻头。

3.2.2 长水平段钻具组合的优化设计

长水平段水平井中对长水平段井眼轨迹的控制是关键，其水平段井段长、控制精度要求高。目前，利用“单弯双稳”导向钻具组合进行长水平段井眼轨迹控制是常规的控制形式。如果导向钻具设计合理，稳斜能力强，则可大大降低滑动调整井段比例，提高复合钻进井段比例，从而提高井眼质量和钻井时效，节约钻井成本。重点对“单弯双稳”导向钻井组合中螺杆钻具本体稳定器外径、上稳定器外径和其安装位置对复合钻进造斜规律进行了模拟分析^[10-11]。

长水平段钻具组合：φ215.9 mm 5F PDC钻头+φ172.0 mm 1.25°单弯螺杆(本体稳定器为φ208.0～212.0 mm，默认值φ212.0 mm)+φ172.0 mm短钻铤+欠尺寸稳定器(φ208.0～212.0 mm，默认值φ212.0 mm)+(411×410)回压阀+φ127.0 mm无磁钻杆+MWD短节(带伽马)+φ127.0 mm DP＋φ127.0 mm HWDP+φ127.0 mm DP。

螺杆钻具型号：5LZ172×7.0型；弯角1.25°或1.5°、距下端面1.50 m；稳定器外径208.0～212.0 mm、距下端面0.6 m；钻具总长度7.5 m。

计算参数：井斜角90°，钻井液密度取值1.08 g/cm³，井眼扩大率5%。

钻进参数：钻压10.0～150.0 kN(默认值60.0 kN)，转速60 r/min。

螺杆钻具本体稳定器外径对复合钻进效果的影响曲线如图 2所示。图中：N₁表示滑动钻进时钻头侧向力，N₀表示旋转钻进时钻头侧向力，α₁表示滑动钻进时井斜趋势角，α₀表示旋转钻进时井斜趋势角。

由图 2可以看出，当前条件下稳定器直径对滑动钻进效果、复合钻进稳斜效果影响均比较明显。综合考虑复合钻进稳斜及滑动钻进造斜率要求，推荐螺杆钻具稳定器直径210.0～212.0 mm，考虑到水平段砂岩研磨性较强，首选螺杆钻具稳定器直径为212.0 mm。

上部稳定器外径与安装位置对复合钻进效果影响曲线分别如图 3和图 4所示。

由图 3和图 4可以看出，当前条件下上稳定器直径和位置对复合钻进效果影响均比较明显。

5LZ171.5×7.0型螺杆钻具长度在7.5~8.5 m之间，对于井斜角约90°的稳斜段，应使上稳定器中心距钻头约8.25 m，建议选择长度为7.5 m左右的5LZ171.5×7.0型螺杆钻具，螺杆钻具上面直接接0.5～1.0 m长的回压阀来调节上部稳定器至钻头的距离。推荐上稳定器直径为210.0～212.0 mm，考虑到储层的研磨性，建议新入井的稳定器外径优选212.0 mm。

钻压对复合钻进效果的影响曲线如图 5所示。

由图 5可以看出，当钻压为10~30 kN时，井斜趋势角小于0，复合钻进易于降井斜；当钻压为30~40 kN时，井斜趋势角稍大于0，结合划眼措施，可达到稳斜效果；当钻压为40~60 kN时微增斜，井斜比设计稍小时，可适当加大钻压。另外，该井斜趋势角模型^[11]未能考虑地层各向异性的影响，实钻过程中需要进行修正。

3.2.3 摩阻扭矩的实时监测技术

长水平段水平井钻井过程中，摩阻扭矩和井眼清洁是最突出的问题，随着位移的不断延伸，井眼清洁越来越困难，摩阻扭矩值也随管柱与井眼接触面积的增大而逐渐增大。在施工过程中，对上提、下放大钩载荷和复合钻进扭矩进行实时跟踪^[12]，利用胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院自主开发的大位移井摩阻扭矩预测分析软件进行跟踪分析，根据摩阻扭矩的变化趋势，实时判断井底引起摩阻扭矩增大的原因，从而采取延长循环时间、提高转盘转速和安排短起下作业等技术措施，以改善井眼清洁状况，降低摩阻扭矩水平，实现最大水平段延伸。ZC1井二开钻进摩阻和扭矩监测结果如图 6所示。

分析图 6可得如下结论：

(1) 造斜段定向钻进至840m时，根据设计要求，进行中途测井，采取大排量洗井，短起下作业，及时将井底岩屑清除干净，对比前、后摩阻系数，由原来的套管内0.25、裸眼0.30降低至套管内0.20、裸眼0.25左右。这也保证了中途电测的一次性成功。

(2) 钻进至1 040 m后，起钻把原来三牙轮钻头更换为5刀翼的PDC钻头，从扭矩图上可以看出，PDC钻头的扭矩波动范围比牙轮钻头大，因此复合钻进加压过程中要确保平稳，以防憋停顶驱或者憋坏井口反扣接头。

(3) 钻进至1 490 m时，上提下放摩阻显示较大，分析摩阻监测图，发现摩阻系数已增大至套管内0.27、裸眼0.33左右，考虑到马上完钻，进行了短起下作业，加入了白油润滑剂2 t增强润滑性能，短起下作业前进行了2个循环周的洗井作业，重新恢复钻进，摩阻系数减小至套管内小于0.20，裸眼小于0.25，保证了后续的安全作业。

3.2.4 井眼轨迹控制技术

(1) 直井段防碰技术。井眼轨迹防碰是丛式井组施工的核心，本井周围同台子有5口井，与邻井在井深380.6 m处距离仅为1.28 m。在施工过程中，一开直井段主要采取防斜打直措施。采用φ311.2 mm钻头＋φ165.0 mm无磁钻铤×1根＋φ165.0 mm钻铤×10根＋φ127.0 mm钻杆的塔式钻具组合。钻压20～40 kN，转速70～80 r/min，直井段最大井斜0.96°，满足直井段井身质量要求和防碰监测要求。重点防碰井段在二开直井段，为了对轨迹进行实时调整，采用φ222.3 mm牙轮钻头+φ172.0 mm1.5°螺杆+(411×410)回压阀+φ214.0 mm稳定器+φ127.0 mm无磁钻杆+MWD短节+φ165.0 mm钻铤×5根+φ127.0 mm钻杆。钻压20～40 kN，转速60 r/min，排量28 L/s。此钻具组合为单弯双稳钻具组合，在复合钻进时可保证直井段打直。同时，根据实时测得的井眼轨迹数据，利用COMPASS软件中Anticonllision模块进行最近距离扫描，进行井眼轨迹监测。需要时，可随时进行轨迹调整。在380.6 m上、下30 m加密测斜，并记录场强变化和观察钻头跳钻、扭矩波动情况。通过综合应用以上技术措施，实钻轨迹与邻井的最近距离2.27 m，成功绕开防碰井。

(2) 斜井段及水平段井眼轨迹控制。长水平段水平井设计水平段一般为700～1 500 m，与普通水平井相比，最显著的工程难点是井眼清洁困难，摩阻扭矩高。实钻过程中，通过控制狗腿度，提高井眼质量避免因狗腿度过高使得摩阻扭矩增大，增加后期施工难度。

增斜井段井眼轨道设计每100 m狗腿度分别为21.00°和23.33°，为了满足设计狗腿度要求，采用φ215.9 mm牙轮钻头+φ172.0 mm 1.5°单弯螺杆+(411×410)回压阀+φ127.0 mm无磁钻杆+MWD短节+φ165.0 mm钻铤×3根+φ127.0 mm DP的钻具组合。钻压20～80 kN，排量28 L/s，泵压5～7 MPa，转盘转速50 r/min。

根据实钻数据分析此钻具组合每100 m定向造斜率在35.00°左右。因此，采用复合钻进与滑动钻进交替进行方式^[13-14]，实钻轨迹满足设计要求，且保证了轨迹圆滑。全井增斜段每100 m最高狗腿度为28.46°、造斜段每100 m平均狗腿度为19.80°，取得了良好的控制效果。

对于长水平井段，提高滑动导向系统的复合钻进稳斜能力是一种经济而且高效的水平段井眼轨迹控制方法。因此，选取稳斜能力较强的导向钻具组合，另外，通过优选钻具组合参数和调整钻井参数，使滑动钻进进尺比例最小化，是长水平段水平井轨迹控制的关键，也是实现优快高效钻井的关键^[14-15]。利用3.2.2节的分析结果，水平段采用φ215.9 mm 5F PDC钻头+φ172.0 mm 1.25°单弯螺杆+(411×410)回压阀+φ210.0 mm欠尺寸稳定器+φ127.0 mm无磁钻杆+MWD短节(带伽马)+φ127.0 mm钻杆＋φ127.0 mm加重钻杆+φ127.0 mm钻杆的单弯双稳钻具组合。

水平段采用倒装钻具结构，每钻进100～150 m进行1次短程起下钻，并且导入斜坡钻杆,保证加重钻杆始终在井斜角30°以上井段，增加了轴向钻具质量，从而解决了摩阻大和钻头加压困难等问题。

实钻过程中，首先根据钻具组合控制效果和PDC钻头特性，优选钻井参数，通过现场实际分析，钻压30～40 kN每100 m井斜以1°～2°微降。钻压50～60 kN，井斜基本稳定，与模拟计算结果有误差。综合分析认为，这是由地层各向异性和井眼工况不同造成。转盘转速80 r/min钻进，满足“多复合，少滑动”^{[13, 15]}的稳斜控制井眼轨迹要求，同时也满足了井眼清洁和优快钻进需要。其次，在应用钻井参数控制井眼轨迹无法满足设计要求的情况下，进行滑动钻进调整，遵循“勤调整，少调整”^[13-17]原则，确保井眼轨迹圆滑，提高水平段井眼轨迹的延伸能力。综合应用以上长水平段井眼轨迹控制技术，极大地扩大了复合钻进进尺比例，全井实钻水平段长754 m，滑动进尺67.6 m，滑动比例为8.9%，取得了较理想的效果。

3.3 钻井液技术

针对ZB油田上部黄土层地层疏松易坍塌、黄土层与下伏地层不整合接触易漏失、裸眼井段长和水平段长、井眼清洁困难、摩阻扭矩大、储层保护特点及储层特征，要求钻井液体系必须具备良好的稳定井壁能力、润滑防卡能力、清洁井眼能力和储层保护能力。

一开采用膨润土钻井液体系。一开井段主要为黄土层，开钻前配制预水化膨润土钻井液。钻进过程中通过补充预水化好的膨润土浆和加入BLA-HV防止井壁坍塌。

二开直井段钻遇长1和长2+3。采用聚合物钻井液体系，要求钻井液具有较强的悬浮携带能力和抑制防塌能力，进入斜井段后通过逐步加入润滑剂提高钻井液的润滑防卡性能，同时提高防塌剂的加量，降低钻井液失水，进一步提高钻井液的防塌性能。基本配方为：基浆+(0.3%～0.5%)KPAM+(1.0%～2.0%)防塌剂+0.5%铵盐+(0.2%～0.4%)增黏降失水剂。进入水平段长6砂岩地层后，采用低固相聚合物润滑钻井液体系，要求钻井液具有较强的防塌性能、润滑性能以及悬浮携砂能力；而且在目的层钻进，还要求保护好油气层。随着水平段的延长，摩阻和扭矩逐渐增大，滑动钻进越来越困难，需要进一步提高润滑剂的含量，使其加量不低于3.0%～5.0%，并根据实际情况加入适量石墨粉等固体润滑剂以降低摩阻。水平段钻井液配方为：上部井浆+(3.0%～5.0%)液体润滑剂+(0.3%～0.5%)固体润滑剂。

3.4 地质导向技术

地质导向钻井技术就是根据地质导向工具所提供的井下实时地质信息和定向数据，辨明所钻遇的地质环境并预报将要钻遇的地下情况，引导钻头进入储层并使井眼轨迹保持在储层中有效延伸^[16]的一种高新钻井技术。

在ZC1井着陆井段和水平段钻进过程中，为了准确进入目的层并且确保水平段具有最大的油层钻遇率，下入单伽马地质导向仪器与气测、岩屑录井数据等配合分析井眼轨迹走向和位置。

着陆井段，准确记录随钻伽马曲线并加强与同台直井测井图的对比分析，同时结合气测、钻时和岩屑录井数据综合分析是否进入目的层。井深925 m时，对应垂深795 m，伽马值从平均100API逐渐减小至70API左右，录井砂岩以灰色细砂岩为主，全烃值为4.6%，荧光分析含油级别为油迹。综合以上数据判断油顶垂深为795 m，确定轨迹穿行垂深为801～802 m。

水平井段，进入目的层后实时观察分析随钻伽马的变化情况，结合该区块的储层沉积规律，同时结合实钻钻时、录井砂岩砂样和录井全烃值。综合判断井眼轨迹在储层中的位置以便及时调整轨迹走向。

ZC1井联合应用以上技术，实现了一次性成功着陆，油层钻遇率达到95%以上。

4 应用效果

ZC1井是ZB采油厂部署的第1口长水平段水平井，完钻井深1 695 m，水平位移1 019.92 m，垂深801.7 m，创造了该区块同类水平井水平段最长记录。实钻水平段长754 m，钻遇油层716 m，储层钻遇率为95%。

ZC1井投产后，初期日产油6～7 t，稳产后日产油5 t左右，产油量为周围邻井的6～7倍，增产效果非常显著。

5 结论及建议

(1) ZC1井是ZB采油厂第一口部署在低孔低渗储层的长水平段水平井，应用胜利油田发展成熟的长水平段水平井钻井技术成功完成了钻井施工，为该区块后期成功开发低渗低孔油气藏提供了宝贵的技术经验。

(2) 现场施工中，综合应用了长水平段水平井井眼轨道设计技术、钻头优选技术、钻具组合优化设计技术、摩阻扭矩实时监测技术和井眼轨迹控制技术等关键技术，扩展了胜利油田长水平段水平井应用区块范围，积累了在该区块钻井施工的技术经验。

(3) 应用摩阻扭矩实时监测技术，通过摩阻扭矩变化趋势，对井下复杂情况进行实时跟踪分析，并通过调整钻井参数、调整钻井液性能以及安排合理的短程起下钻作业等技术措施，充分保障了井底安全，实现了在水平段的安全高效延伸，提高了钻井时效。

(4) 应用地质导向钻井技术，提高了着陆找油的轨迹控制精度，水平段钻进过程中，LWD地质导向实时伽马值的监测是水平井井眼轨迹控制的重要技术手段，保证了井眼轨迹在油层中的最大钻遇率。