0 引言
泾河油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡、渭北隆起和天环向斜交接部位，主力含油层系为三叠系延长组长812层段，储层埋深一般在1 000~1 600 m，石油资源量2.89×108 t。长8储层渗透率0.1~1.0 mD，孔隙度6.0%~16.6%[1]，平均压力系数0.90。因储层物性差，地层压力低，直井不能经济有效建产，从2010年开始尝试采用水平井开发，以提高单井产量，取得了较好的效果。但泾河油田处于甘陕黄土塬地区，沟壑纵横，井场征地受限；水平井均采用压裂建产模式[1]，为产生垂直缝，水平段井眼方向需沿最小主应力方向，因此原二维水平井逐渐不适应开发的需要。为实现泾河油田经济有效开发，也便于后期集输和井场管理，针对三维水平井钻井一系列瓶颈技术开展了攻关研究，并在JH17P36井进行钻井试验，取得良好效果。
泾河17井区自上而下发育有第四系、白垩系、侏罗系和三叠系，储层平均埋深1 427.85 m，平均压力系数0.89。第四系岩性主要是灰黄色黄土层，埋深一般在300 m左右，底部为棕色细砂层，地层十分疏松，极易发生失返性漏失。白垩系垂厚一般在500 m左右，上部为棕褐色泥岩和粉砂质泥岩，下部为棕色粗、中砂岩，地层可钻性较好。侏罗系上部为砂岩地层，下部延安组发育煤层，厚度几米至几十米不等，煤层存在垂直割理, 在外力的作用下易开裂掉块。三叠系上部存在断裂，极易发生漏失，下部长8层是目的层，地层比较稳定。
为探索泾河油田三维水平井钻井技术，在泾河17井区部署了首口三维水平井——JH17P36井，该井设计垂深1 468.86 m，井深2 597.46 m，水平段长750 m，靶前位移596.43 m，目的层是三叠系延长组长812油层组。经钻井方案优化，现场精细施工，该井完钻井深2 604 m，钻井周期21.20 d，平均机械钻速11.09 m/h。JH17P36三维水平井试验的初步成功，有利于井位部署，同时丰富了工程工艺手段，为下步推广应用奠定了基础。
1 钻井难点分析(1) 储层非均质性强，入靶着陆困难。泾河油田长8层是河流道沉积，储层非均质性较强，具有较大的差异性。根据邻井实钻资料可知，A靶点实钻垂深与预测误差为3~10 m，且在长7油页岩层才基本确定A靶点垂深，调整余量小，给入靶着陆带来较大困难[2]。
(2) 井眼轨迹控制难度大。泾河油田具有低渗低产的特点，为降低成本，不使用旋转导向系统[3-5]，依靠常规“螺杆钻具+MWD系统”进行定向，工具面摆放困难，且稳定性差，井眼轨迹控制难度很大。又因油层薄，且后期压裂建产，水平段靶框纵偏移要求在1.5 m内，所以轨迹控制难度进一步增大。
(3) 水平段摩阻扭矩大。JH17P36井一开表层套管下深约350 m，二开裸眼段大约深2 250 m，其中三维扭方位井段大约长320 m，且水平段上倾0.57°，根据钻井经验和数值模拟计算，水平段摩阻扭矩较大[6-9]。此外，在井斜角为35°~65°的井段会产生岩屑床，也会增加施工过程中的摩阻扭矩。
(4) 延安组煤层稳定性差。泾河17井区侏罗系延安组上部是炭质泥岩与浅灰色细砂岩，下部发育煤层，厚度几米至几十米不等，煤层存在垂直割理，在外力的作用下易开裂掉块, 对钻头等机械作用力特别敏感，延安组煤层上部是炭质泥岩，对水有很强的敏感性，极不稳定，导致煤层沿层理成片状剥落掉块垮塌。因此，要求钻井液有良好的抑制性。
2 三维水平井钻井技术 2.1 井身结构设计井身结构设计借鉴二维水平井成功经验，采用二级井身结构，但对一开井深进行了优化。一开钻穿第四系进入基岩至少30 m，表层套管下深不少于320 m，封固第四系黄土层；二开采用ø215.9 mm钻头钻进至B靶点，下ø139.7 mm油层套管固井完井，井身结构设计见表 1。
| 开次 | 井眼直径×井深/ (mm×m) | 套管直径×下深/ (mm×m) | 水泥返高 |
| 一开 | 311.2×351 | 244.5×350 | 地面 |
| 二开 | 215.9×2 597.46 | 139.7×2 595.46 | 地面 |
二级井身结构比三级井身结构少了一级套管程序，故在整个钻井施工中也相应节约了一级套管程序所需各项费用。通过二级井身结构设计来提速提效，达到降低综合成本的目的，为三维水平井大规模推广应用奠定基础。
2.2 井眼轨道设计钻井装备一般采用ZJ30或ZJ40钻机，且不配备顶驱，因此井眼轨道设计应遵循以下原则：①采用“螺杆钻具+MWD系统”工具，易于现场定向施工操作和井眼轨迹控制；②降低摩阻以便钻井施工和后期套管下入；③由于储层的非均质性，轨道设计应有利于A靶点着陆；④满足后期压裂管柱下入和采油泵下入位置要求。
通过分析对比几种常用三维水平井轨道设计模型，采用恒工具面角轨道设计模型[10-19]。该轨道设计模型的最大特点是工具面角为常数，利于“螺杆钻具+MWD系统”施工，易于操作。JH17P36井A靶点垂深1 476.86 m，B靶点垂深1 468.86 m，中间共7个控制靶点；靶前位移为596.43 m，偏移距为171.94 m。造斜点选择在延安组上部砂岩地层，地层稳定性较好，便于定向造斜。井眼剖面采用“直井段-增斜段-三维增斜扭方位段-稳斜段-增斜段-水平段”的6段制类型(见图 1)，第1个增斜井段可满足后期采油下泵要求，二维稳斜段在长7油页岩层段，便于轨迹调整和A靶点顺利着陆。为了平衡扭方位工作量和轨迹控制难度，初始定向方位角优选59°，三维井段结束点井斜优化为65°，此时每30 m井眼曲率为4.90°，便于定向施工，提高复合钻进的比例。井眼轨道剖面见表 2。
| 井深/m | 井斜角/ (°) | 方位角/ (°) | 闭合方位角/ (°) | 垂深/m | 东西坐标/ m | 南北坐标/ m | 闭合距/m | 每30 m井眼 曲率/(°) | 工具面角/(°) |
| 951.48 | 0.00 | 59.00 | 59.00 | 951.48 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 4.90 | 0.00 |
| 1 190.02 | 39.00 | 59.00 | 59.00 | 1 172.03 | 66.94 | 40.22 | 78.10 | 4.90 | 0.00 |
| 1 511.04 | 65.00 | 0.00 | 33.85 | 1 367.97 | 171.94 | 256.37 | 308.69 | 4.90 | 299.70 |
| 1 691.04 | 65.00 | 0.00 | 22.29 | 1 444.04 | 171.94 | 419.50 | 453.37 | 0.00 | 0.00 |
| 1 847.46 | 90.57 | 0.00 | 16.76 | 1 476.86 | 171.94 | 571.11 | 596.43 | 4.90 | 0.00 |
| 2 597.46 | 90.57 | 0.00 | 7.42 | 1 468.86 | 171.94 | 1 321.11 | 1 332.25 | 0.00 | 0.00 |
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| 图 1 JH17P36井三维立体图 Fig.1 Three-dimensional view of the trajectory of Well JH17P36 |
关于井身质量，要求直井段井斜角小于2°，水平位移小于10 m；靶框纵偏移1.5 m，横偏移小于10 m；实钻每30 m狗腿度不超过6.5°。对下入套管进行力学分析，如图 2所示。根据实际情况，设定表层套管摩阻系数为0.10，模拟计算了油层套管摩阻系数从0.20至0.50的套管下入情况。从分析结果来看，随着套管下入深度的增加，大钩载荷先增大后减小，在井深1 800 m处，井口载荷达到最大值；随着套管的进一步下入，井口载荷随之减小，并呈线性递减变化规律。模拟结果表明：当摩阻系数超过0.55时，大钩悬重为0。因此，只要井眼轨迹控制效果较好，不出现狗腿度超标，油层套管就可顺利下入。
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| 图 2 JH17P36井油层套管下入分析 Fig.2 Analysis of production casing running in Well JH17P36 |
2.3 井眼轨迹控制技术
井眼轨迹控制是三维水平井钻井施工中的重要环节，它关系到能否顺利实现钻井。JH17P36井采用常规录井进行地质导向，主要包括岩屑录井、气测录井、钻时录井和荧光录井。采用“螺杆钻具+MWD系统”进行定向施工，螺杆钻具主要由马达总成、万向轴总成和传动总成等部件组成，其中马达总成由转子和定子组成，在钻井液推动下形成连续旋转推进的空腔，定子上部与钻柱相连，转子的下部通过万向轴与钻头相接，在马达的进口和出口形成压力差，推动转子绕定子轴线旋转，将转速和扭矩通过万向轴和传动轴传递给钻头，实现钻井施工。
2.3.1 直井段为实现防斜打直，实现安全快速钻进，采用“PDC钻头+1.25°螺杆+MWD”钟摆钻具组合。该井表层井深351.6 m，井斜角0.37°，使用MWD测量工具对每一个单根(≈9.65 m)测量一次轨迹参数，控制井眼轨迹在设计要求范围之内。因地层提前，直井段钻进至井深929 m结束，直井段最大井斜1.38°，最大闭合距6.18 m，在要求范围之内，施工时间1.86 d，机械钻速22.90 m/h。
2.3.2 第1个二维造斜段为减少起下钻次数、延长钻头寿命，第1个二维造斜段仍采用二开直井段钻具组合。自井深929 m开始定向造斜，初始定向方位角为60.9°，定向第1柱滑动钻进共17 m，复合钻进11.9 m，钻压控制在4 kN，排量27 L/s。自第2柱开始，每个单根采用定向滑动与复合钻进相结合模式，定向滑动比例在30%左右，钻压控制在6~10 kN，排量30~32 L/s。钻进至井深1 191.84 m、垂深1 175.26 m、井斜36.32°结束，具体数据见表 3。实钻轨迹与设计轨道很接近，为三维扭方位井段打下了基础。
| 项目 | 井深/m | 垂深/m | 井斜角/ (°) | 方位角/ (°) | 闭合距/ m | 闭合方位 角/(°) |
| 设计 | 1 190.02 | 1 172.03 | 39.00 | 59.00 | 78.10 | 59.00 |
| 实钻 | 1 191.84 | 1 175.26 | 36.32 | 59.29 | 78.10 | 63.11 |
2.3.3 三维增斜扭方位段
该井段井斜要从36.32°增至65.00°，方位角从60°减至0°，井段长321 m，平均每个单根增斜0.85°，扭方位1.80°。为了使工具面稳定和易于定向施工，优选三牙轮钻头和单弯柔性倒装钻具组合，钻具组合为“ø215.9 mm牙轮钻头+ø172.0 mm螺杆(1.5°)+ø165.0 mm无磁+ø127.0 mm加重钻杆+ø127.0 mm钻杆”。对每个单根进行精细化控制，根据井底测点井斜角和方位角，预测单根井斜变化量和方位变化量，进而确定工具面角，其数值符合“恒工具面模型”，具体计算公式如下：
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(1) |
式中：ω为工具面角；α1为井底测点井斜角；α2为预测井斜角；Δϕ为扭方位量。
由于三维井段钻时较长，排量比二维井段有所减小，控制在28~30 L/s范围内，钻压控制在140~160 kN。司钻通过控制钻压来保持工具面稳定，从实际效果来看，工具面非常稳定。
根据岩屑录井判断，延长组长6段底界滞后，垂深比设计下调1.70 m，钻至垂深1 369.70 m，进入延长组长7顶界，三维井段施工结束，三维井段井眼轨迹控制效果良好(见表 4)。该井段共计320.16 m，纯钻时间达到57.32 h，机械钻速5.58 m/h。
| 项目 | 井深/m | 垂深/m | 井斜角/ (°) | 方位角/ (°) | 闭合距/ m | 闭合方位 角/(°) |
| 设计 | 1 511.04 | 1 367.97 | 65.00 | 0.00 | 308.69 | 33.85 |
| 实钻 | 1 512.00 | 1 369.70 | 64.50 | 1.10 | 304.24 | 34.61 |
2.3.4 二维稳斜段和第2个二维造斜段
为了充分发挥钻头的剩余潜力及减少起下钻次数，稳斜段和第2个二维造斜段仍采用三维段钻具组合。二维稳斜段以复合钻进模式为主，钻进井段146 m，垂深1 429.57 m，根据地质录井导向判断已钻至长7油页岩底界，二维稳斜段提前结束。第2个二维增斜段是入靶着陆的关键井段，录井信息显示，延长组长8厚度比设计增加3.13 m，综合判断A靶点垂深保持不变。根据地质录井，通过待钻井眼轨道设计，每30 m造斜率需要4.56°，比原设计略微降低，通过计算该钻具组合每30 m理论造斜率8.7°。因此，现场施工时，如果实钻造斜率高于设计造斜率，则采用复合钻进的方式降低造斜率。通过工程和地质紧密结合，顺利实现矢量中靶，A靶点实钻与设计对比见表 5。
| 项目 | 井深/m | 垂深/m | 井斜角/(°) | 方位角/(°) | 纵偏移/m | 横偏移/m | 闭合距/m | 闭合方位角/(°) |
| 设计 | 1 847.46 | 1 476.86 | 90.57 | 0.00 | 1.5 | 10 | 596.43 | 16.76 |
| 实钻 | 1 854.00 | 1 476.84 | 90.24 | 359.17 | -0.02 | 0.85 | 596.36 | 16.38 |
2.3.5 二维水平段
水平段750 m，井斜90.57°，整体呈上倾趋势，设计要求1.5 m×10.0 m的靶框，轨迹控制难度较大。钻具组合为ø215.9 mm PDC+ø172.0 mm PDM(1.25°)+208扶正器+ø165.0 mm无磁+ø127.0 mm DP +ø127.0 mm HWDP +ø127.0 DP。采用“岩屑录井+气测录井+钻时变化”动态控制水平段轨迹，水平段控制措施：钻具平稳，上下调整，复合钻进与滑动钻进相结合，注意短起下钻，动态监控。每30 m复合增斜率0.2°~0.4°，水平段共滑动100 m，复合钻井占80%，既达到了较好的稳斜钻进效果，同时提高了机械钻速。水平段实钻750 m，每30 m最大狗腿度2.91°，大部分为每30 m狗腿度1.5°，平均机械钻速8.72 m/h，轨迹平滑，套管顺利下入。
2.4 钻井液技术根据常规水平井现场实践及室内试验结果，优选钾铵基钻井液，该体系通过K+和NH4+的晶格固定和离子交换作用来抑制泥页岩吸水水化膨胀，稳定井壁[9]。直井段选用钾铵基聚合物钻井液，造斜点至A点采用钾基聚合物钻井液，提高钻井液密度和钻井液抑制性，并通过封堵剂封堵地层的层理裂隙，有效防止煤层垮塌；水平段采用钾铵基钻井液体系，提高钻井液的稳定性。通过现场和室内评价，钻井液失水一般在4~6 mL，60 ℃滚动16 h岩屑回收率大于96.79%，渗透率恢复值大于86.36%，黏滞系数小于0.059。因此，根据地层特点和不同井段钻井需要，提出钻井液性能要求(见表 6)，并根据不同井段地层特性对钻井液进行调整维护。
| 钻井液性能 | 一开 | 二开 | ||
| 直井段 | 斜井段 | 水平段 | ||
| 密度/(g·cm-3) | < 1.05 | 1.05~1.08 | 1.08~1.11 | 1.08~1.12 |
| 漏斗黏度/s | 40~70 | 40~60 | 35~45 | 35~45 |
| 失水/mL | 10~12 | ≤10 | ≤5 | ≤5 |
| 屈服值/Pa | — | 2~5 | 5~10 | 10~12 |
| 塑性黏度/(mPa·s) | — | 3~12 | 7~20 | 15~20 |
| 粘滞系数 | — | ≤0.10 | ≤0.08 | ≤0.08 |
| 含砂质量分数/% | — | ≤0.3 | ≤0.2 | ≤0.2 |
| 流性指数 | — | — | 0.4~0.7 | 0.4~0.7 |
二开上部直井段主要钻遇白垩系及侏罗系上部安定组、直罗组，该井段选用钾基聚合物钻井液，钻井过程中补充K-PAM和K-PAN胶液，防止由于处理剂加量不足造成井径扩大与失稳，钻井液密度控制在1.08 g/cm3以内，失水控制在10 mL内，黏度在50 s左右。二开定向斜井段主要钻遇侏罗系延安组和三叠系延长组上部，该井段选用钾基聚合物钻井液，钻井液密度提高到1.08~1.11 g/cm3，可有效平衡煤层垮塌；钻井液中加(2~3)%单封，封堵煤层裂隙，严格控制失水小于5 mL，钻进至三维井段后逐步加入液体润滑剂和防塌剂，以保持井壁稳定，降低摩阻扭矩。三开水平段钻遇三叠系延长组长8段，是主要目的层，选用钾铵基钻井液体系，钻井液密度控制在1.12 g/cm3内，失水控制在5 mL内，以更好地进行储层保护；水平段钻进至200 m后逐步加入固体润滑剂和聚合醇，进一步降低摩阻扭矩。
3 应用效果JH17P36井作为泾河油田致密油藏三维钻井技术试验井，取得了良好的工程和地质应用效果。
(1) 该井井身质量优质。直井段最大水平位移6.18 m，最大井斜1.38°，在设计要求范围之内；全井每30 m最大狗腿度6.49°(见图 3)，水平段最大横距3.12 m，最大纵距0.77 m；井眼轨迹设计与实钻符合率非常高(见图 4和图 5)。从图上可以看出，设计轨道与实钻轨迹基本接近，表明井眼轨迹控制效果较好。
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| 图 3 JH17P36各井段狗腿度分布 Fig.3 Distribution of dog leg angle of each section in Well JH17P36 |
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| 图 4 设计与实钻垂直剖面图对比 Fig.4 Comparison of vertical section of the designed well path and actual well trajectory |
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| 图 5 设计与实钻水平投影图对比 Fig.5 Comparison of the horizontal projection of the designed well path and actual well trajectory |
(2) 各类技术指标较好。完钻井深2 604 m，水平段长750 m，钻井周期21.20 d，完井周期25.61 d，平均机械钻速11.09 m/h，其技术指标甚至好于二维水平井。完钻后电测顺利，施工中未发生井下复杂情况，油层套管下入顺利，固井质量良好。
(3) 地质效果较好。该井通过后期压裂，经测试，初产油每天8 t。
该井的成功实施突破了三维水平井钻井技术难题，初步形成了以井身结构优化、井眼轨道设计与轨迹控制、井壁稳定等技术集成配套的三维水平井钻井技术，为泾河油田经济有效开发奠定了技术基础。
4 结论与建议(1) 针对泾河油田地层特点，采用不带顶驱的常规钻井装备，提出了非均质储层三维水平井钻井技术，并在JH17P36井试验初获成功，钻井周期21.20 d，机械钻速11.09 m/h，取得了良好的试验效果。
(2) 从JH17P36钻井实践来看，采用恒工具面法进行轨道设计，施工过程中工具面恒定，便于现场定向操作，且工具面稳定，显示了该设计方法的优势。
(3) 针对非均质储层，采用“直井段-增斜段-三维扭方位段-稳斜段-增斜段-水平段”6段制井眼轨道设计，利用常规录地质导向和“螺杆钻具+MWD系统”进行定向施工，井眼轨迹控制效果良好，后续电测和固井施工顺利。
(4) 控制钾铵基钻井液失水在5 mL内及随钻加入单封材料，可保证井壁稳定；钻井液中加入液体润滑剂、固体润滑剂和聚合醇，增加了钻井液润滑性，降低了摩阻扭矩，为JH17P36井顺利施工提供了保障。
(5) 施工过程中，三维定向井段牙轮钻头虽然比较稳定，但寿命短、钻时长，建议下步设计与优选定向PDC钻头，以提高钻井效率，进一步降低综合钻井成本。
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