引 言

长庆油田致密油资源量约占鄂尔多斯盆地总资源量的15%以上，广泛分布于陕西西北部、甘肃东部的黄土塬地带，其储层物性差、压力低、岩性致密，常规井开发井场建设成本高、单井产量低、经济效益差^[1]。为降低致密油钻井以及综合开发成本，开展大偏移距、三维水平井钻井技术研究与试验，首次在YAP-5H井进行了先导性试验，创新形成了以三维水平井剖面优化设计^[2-7]、三维实钻轨迹控制、泥质粉砂岩防塌^[8-9]、井身结构优化等为核心的三维水平井钻井技术。为致密油转变水平井开发模式，实现鄂尔多斯盆地致密油资源快速高效开发提供了技术支撑。

1 长庆致密油三维水平井钻井难点 1.1 钻井摩阻扭矩大、轨迹控制难

(1) 大井眼轨迹调整困难

长庆三维水平井斜井段设计使用$\phi$311.2 mm钻头，采用1.25°单弯$\phi$228 mm螺杆定向，大尺寸螺杆定向能力较差，$\phi$311.2 mm钻头反扭较大，工具面不易到位，且斜井段大井眼环空岩屑返速低，造成井斜越大，岩屑床越厚，摩阻越大，钻头加压滑动定向越困难^[10-11]。此外，定向段除井斜增加外，方位由设计偏移方向逐渐变动至设计水平段方向，在一定程度上造成滑动定向段大幅增加，复合钻进段相对减少，井眼轨迹控制难度大。

(2) 摩阻扭矩大

三维水平井剖面较二维井相比，既要增井斜，又要扭方位，钻井摩阻扭矩增大。斜井段方位变化90°，以900 m斜井段计算，相当于全角变化率较二维井大3°/(30 m)，由于井场受限，长庆三维水平井偏移距超过300 m，斜井段较二维井段长220 m，造成三维水平井斜井段摩阻与扭矩均较大。施工过程中，要保证井眼轨迹平滑，钻井液要具备较好的降摩减阻能力，否则容易造成后期施工摩阻与扭矩过大，严重时导致无法钻完下部井段。

1.2 井眼地层复杂，钻井风险高

(1) 井漏与坍塌风险存在

区块漏失层主要为黄土层、白垩系黄土表层易出现失返性漏失，钻遇地层中的白垩系下统洛河组易发生漏失，大井眼钻进时，为提高环空返速，降低岩屑床厚度，钻进时采用双泵大排量循环，更易导致洛河组漏失。同时，侏罗系的直罗组与延安组、三叠系的延长组等地层中都含有大量的泥岩或泥质粉砂岩，由于大段的泥岩或泥岩粉砂岩在钻井液中极易水化力，出现吸水后膨胀变形，从而造成井壁垮塌、掉块等情况，给下部井段的安全钻进和完井管柱的顺利下入带来风险。

(2) 钻头泥包严重

由于上部地层存在大段的泥岩或泥质粉砂岩，在水化后多为黏性很强的浅灰色、深灰色或褐色泥岩泥浆，易黏附在PDC钻头和扶正器表面，形成泥包(图 1)，封堵钻头水嘴，降低了环空间隙，造成钻井泵压高、钻井速度降低，给安全钻井带来风险。

2 三维水平井钻井技术

致密油藏三维水平井钻井技术的突破，为致密油钻井难点提供了解决办法，有效推动了水平井在长庆致密油的规模应用，填补了长庆油田大偏移距三维水平井技术空白，节约了宝贵的土地资源，取得了显著的经济与社会效益。

2.1 优化井身剖面，降低钻井摩阻扭矩

长庆致密油藏钻遇地层漏失、坍塌问题比较严重，为封堵上部三维井段易漏、易塌层，确保井壁稳定，并且为降低水平段钻进时的摩阻扭矩，确保水平段能安全延伸，设计采用技术套管封固斜井段的三开井身结构。综合考虑成本及技术因素，基于国内水平井常用的单弯螺杆+无线测斜工具模式^[12-15]，开展三维剖面优化设计。为降低斜井段施工难度，保证轨迹平滑，井身剖面采用“消除偏移距、小井斜扭方位，均匀增斜入窗”的设计原则，优化实钻斜井段剖面设计(表 1)，将三维井段优化为3段制剖面，降低了后期现场施工难度。

第1段300~1200 m：以偏移设计方位75°的偏移角度与0.9°/(30 m)的全角变化率缓慢增斜到21°，稳斜200 m至井深1 200 m，消除200 m偏移距，降低后期大井斜时扭方位难度。

第2段1 200~1 700 m：井斜控制在21°，设计1.5°/(30 m)的全角变化率全力扭方位至设计方位345°，井眼轨迹走完300 m偏移距，确保中间段全角变化率较小。

第3段1 700~2 204 m：沿着设计方位增井斜，优化全角变化率，采用“上下急增，中间稳斜” 的双增剖面，第一增斜率3.7°/(30 m)，第二增斜率 4.4°/(30 m)，以85°左右井斜稳斜探油层顶部，保证入窗效果。

2.2 优化钻具组合，提高实钻轨迹控制能力

(1) 斜井段轨迹控制技术

针对$\phi$311.2 mm钻头造斜效率低、工具面摆位困难、钻井摩阻扭矩大等技术难题，优化钻具组合，通过应用球型扶正器降低钻井摩阻、采用大扭矩单弯螺杆提高造斜能力，配合缩短短钻铤与钻具力学优化设计，形成了适应大偏移距三维井段优快钻井的新型钻具组合：$\phi$311.2 mm PDC钻头+1.25°$\phi$228 mm 螺杆+$\phi$213 mm球形扶正器+$\phi$203 mm MWD接头+ $\phi$203 mm无磁钻铤+ $\phi$127 mm加重钻杆+$\phi$127 mm 钻杆。根据三维剖面设计，优化钻井参数，采用实钻轨迹3段控制的原则：第1段将井斜控制在20°以内，消除大部分的偏移距。以270°方位，采用45 kN 钻压滑动钻进、将井斜由0°增斜至15°，再采用95 r/min、100 kN钻压复合钻进，降低滑动井段，实现快速钻进，同时消除2/3偏移距；第2 段稳斜扭方位，采用小钻压(<40 kN)，高转速(>100 r/min)复合，再采用60 kN 钻压滑动扭方位，工具面控制在90°~120°，摆正至设计方位要求，同时消除剩余的偏移距，在小井斜条件下扭方位可有效降低反扭矩、减小滑动井段、提高扭方位效率；第3段调整方位增斜入窗，采用高钻压(> 120 kN)，低转速(<50 r/min)复合微增钻进，滑动钻进工具面控制在 0°至15°，钻压 140 kN，根据地质设计要求，采用先稳斜、后增斜的轨迹控制入窗方法，灵活调整入窗轨迹，采用5°/(30 m)造斜率将井斜增至86°实现顺利入窗。

(2) 水平段轨迹控制技术

致密油储层相对较薄，为确保后期改造效果，设计要求水平段井斜控制在89°~90°、且水平段井眼轨迹应控制在储层中上部，针对水平段岩屑床易堆积导致加压困难、轨迹控制难度大，采用双扶正器钻具组合，提高水平段实钻轨迹控制与储层钻遇率。钻具组合采用$\phi$215.9 mm钻头钻进，设计井斜89.5°~90.0°，油层厚度较薄，且根据后期改造要求井眼沿油层中上部穿行，轨迹控制难度较大。针对水平段岩屑床导致钻头加压滑动定向困难及轨迹走向要求，水平段采用更加主动的钻具组合。钻具组合：$\phi$215.9 PDC钻头+1.25°$\phi$172 mm螺杆+ $\phi$213 mm螺旋扶正器+$\phi$165 mm 回压凡尔+$\phi$165 mm MWD接头+ $\phi$165 mm无磁钻铤+$\phi$127 mm加重钻杆×12 根+$\phi$127 mm 钻杆×150根+$\phi$127 mm加重钻杆×33根+$\phi$127 mm 钻杆。1.25°$\phi$172 mm螺杆配合$\phi$213 mm螺旋扶正器组合，复合增斜率可降至(0.6~0.8)°/(30 m)，滑动降斜率6°/(30 m)，既能达到了很好的稳斜钻进效果，同时也可大幅提高机械钻速。

2.3 安全钻井液技术

为了安全钻进，降低摩阻，优化了钻井液体系。

(1) 斜井段钻井液体系

通过对白垩系下统洛河组漏失特征以及侏罗系中统直罗组、下统延安组、三叠系延长组易塌等复杂地层的漏失与坍塌机理分析，提出了强抑制封堵、防止失水膨胀和力学稳定的钻井液体系优化思路^[8]，并开展关键添加剂优选研究^[14]，研发了FHYCQ-1强抑制复合盐防塌钻井液体系。其主要配方为：0.25%EST1 + 1.5%SM3 + 0.2%PAC + 0.5%HL60+ 0.2%NaOH + 3%CMS + 4%QS4 + 10%~12%KCl + 9.3%EW2。该体系对漏失与坍塌地层具有明显的抑制效果，其主要性能与常规水平井钻井液体系对比如表 2所示。

可见，有较强的抑制性强、防塌效果明显，且润滑性进一步提高，有效防止了遇阻遇卡，同时加强了水平段的携岩能力。现场应用表明，该体系有效抑制了直井段和斜井段直罗组、延安组与延长组的坍塌，克服了PDC钻头泥包、有效预防了洛河组的漏失。

(2)水平段钻井液体系

基于储层伤害评价分析，结合现场钻井摩阻扭矩统计^[15]，通过水平段钻井液体系暂堵微裂缝、减少滤液侵入，提高润滑与携屑能力、降低岩屑床厚度进行研究，优化形成了致密油藏长水平段储层保护钻完井液体系。体系配方为： 1.5%G314-FDJ + 6%KCL + 4%NaCOOH+ 1.5%G301-SJS + 1%G302-SZD + 0.3%PAC-L + 0.5% KPAM + WT-1。该钻井液体系具有性能稳定、抑制性强(一次回收率达到 94%，二次回收率 83%)、防塌堵漏效果明显等特点，具备三维水平井对钻井液体系“强抑制、低摩阻”等性能要求。

3 现场试验

为现场试验大偏移距三维水平井钻井技术，2012年中国石油天然气集团公司在甘肃省庆城县部署了中国第一口偏移距300 m的三维水平井YAP-5H井，该井属油井评价井，靶点垂深位于1 952.8~1 960.5 m，设计靶前距500 m，水平段长度1 500 m，造斜点选择在300 m。采用三开井身结构^[16](图 2)，套管固井完井。YAP-5H井工程地质条件复杂，施工难度极大，被列入2012年度重点井，该井于2012-7-14开钻，2012-8-31完钻，完钻井深3 765 m，设计与实钻数据见表 3。

YAP-5H井上提了造斜点，延长了斜井段，有效降低了三维井段全角变化率，全井段施工顺利，井眼轨迹平滑，其中斜井段复合钻进率71%，全角变化率控制在5°/(30 m)以内；水平段实钻长度1 535 m，滑动钻进不足150 m，复合钻进率达到了90%以上，全角变化率小于2°/(30 m)，平均机械钻速15.2 m/h，钻井过程中无遇阻或遇卡现象。采用强抑制复合盐防塌钻井液体系，满足了三维水平井安全钻井要求。钻进过程中扭矩6 500~9 000 Nm，摩阻随水平段长逐渐增加，最大摩阻145 kN，如图 3所示，应用效果表明，研究形成的钻完井液体系在低剪切速率下携屑能力强，抑制性与润滑防卡性能好。

通过综合应用井身剖面优化、三维水平井轨迹控制技术、安全钻井液等多种技术，有效解决了井漏与坍塌、轨迹调整难、摩阻扭矩大、钻头泥包等难题，安全高效完成了YAP-5H井的钻井试验，实钻偏移距长302 m，生产套管下深1 532 m，钻井周期48 d，试油产量119.68 m$^3$/d，是同区块水平井的2.5倍以上。该井首次应用三维水平井钻井工艺技术，试验结果表明研究形成的三维水平井技术能够满足长庆油田致密油藏高效开发的技术要求。

4 结论

(1) 三维井身剖面优化设计、三维井段分段轨迹控制技术与复合盐防塌钻井液体系等三维水平井钻井技术系列，解决了三维钻井过程中的技术难题，为三维水平井的安全顺利完井打下基础。

(2) 三维水平井钻井技术在YAP-5H井进行了先导性试验，施工顺利，未出现井塌井漏、钻头泥包等井下复杂，井眼轨迹平滑，摩阻扭矩小，完钻偏移距302 m，水平段长1 535 m，表明该技术安全、可靠。

(3) 该三维水平井钻井技术的技术能有效提高机械钻速，大幅降低投资成本，在致密油水平井钻井领域取得了重要突破，为实现长庆油田致密油藏经济有效开发夯实了坚实的基础。