黑帝庙油田葡浅12区块是大庆油田稠油热采的重点区块，井网密度大，3.0 km²范围内现有生产井193口，且区块内发育2条大断层及一些小断层。由于该区块油藏埋藏浅，原油在成岩作用前进入地层，从而导致地层胶结疏松，基本未成岩。原油平均密度9.203 kg/L，凝固点平均19 ℃。其黏度对温度具有很强的敏感性，当温度为50和100 ℃时，黏度分别为282.7和31.6 mPa·s(地下原油黏度为3 306.2 mPa·s)。常规直井或斜井储层泄油面积相对较小，在原油黏度高的条件下，无法有效驱替。根据国内其他浅层水平井施工经验^[1,2,3,4]，为了保证有足够的钻压和造斜率，需要采用井口加压装置、双弯螺杆等特殊工具，这样既增加了钻井成本，又影响了该技术的推广。因此，需要开展密井网浅层稠油水平井钻井配套技术研究，以减少特殊工具的应用、降低钻井成本，为大庆油田浅层稠油热采提供技术保障。

葡浅12区块HI组油层发育于嫩4段地层。嫩4段地层的沉积时期属于松辽盆地抬升、大规模湖退前期，葡萄花地区由于处于湖盆沉积中心东侧，因此沉积相对稳定。嫩4段与下伏嫩3段地层呈整合接触，总体划分为6个旋回，各个旋回具有以下特点：

1 ) 旋回厚度分布较为稳定，可对比性强。HI组地层厚度平均248.2 m，厚度变化23.5 m，其中HI2层厚度变化3.5 m，HI6层厚度变化5.5 m，沉积单元地层厚度发育稳定。

2) 各沉积单元反旋回特征明显。旋回底部稳定分布泥岩，向上为粉泥岩、泥粉岩、粉砂岩和细砂岩，有时可见中砂岩，而且底部深色泥岩段自下而上逐步变薄。

3 ) 地层成岩性差，胶结松散，55~120 m井段是流沙层。

1 ) 井网密度大(64.33口/km²),靶点、井口选择难度大，井眼需要进行防碰扫描。

2) 目的层垂深270 m，比较浅，松散流沙层大尺寸井眼不易造斜，存在进入目的层而井斜角未能达到设计井要求的风险。

3 ) 断层较发育，且邻井为高压注热蒸汽井，施工过程中存在漏、涌同时发生的可能。

4) 直井段浅，钻具加压及套管下入难度大。

葡浅12区块内已钻直井中7-6井、7-更6井、7-61井、7-62井、7-63井、6-62井、7-7井等产量相对较高，而一般浅层水平井水平段长设计为200 m^[5,6]，从而基本确定葡浅12-平X井的靶区位于图 1中ABB″A″区间之内。同时，根据该区地面设施情况(联合站、高压线、公路及油井等)，并按照“大庆油田钻井井控实施细则”中油气井井口之间距离不小于7 m以及距高压线不小于75 m等相关要求开展井眼防碰扫瞄，最终确定水平段为A′B′，方位角为214.61°。

图 1 葡浅12-平X井的靶点、方位与邻井位置关系 Fig. 1 Targets,orientation and offset well location

图选项

图 2为葡浅12-平X井油层走向预测结果。由图 2可知，靶区前半段下倾1.33°，后半段上倾1.65°，中间为一个平滑过渡段。因此，在保证油层钻遇率的前提下，为了降低摩阻和扭矩，根据水平段钻具加压自然增斜原理和浅层松软地层井眼轨道适于在油层中上部钻进的施工经验，设计A、B靶点。

图 2 葡浅12-平X井油层走向 Fig. 2 Reservoir trend of Well Puqian 12-ping X

图选项

由文献^[5,6]可知，浅层水平井(垂深<500 m)为了实现快速造斜(一般要求造斜率≥15.0°/30m，有的甚至高达58.2°/30m)，需要借助双弯螺杆、柔性钻杆、套管井口加压装置等特殊工具，但这样增加了钻井成本，限制了浅层水平井技术的大规模应用。因此，为了实现常规钻具造斜以及方便套管正常下入，借鉴大庆浅层水平井施工经验，采用中靶率较高的7段制井眼轨道(见图 3)。

图 3 7段制井眼轨道示意 Fig. 3 Schematic diagram of seven section wellbore trajectory

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如图 4所示，任意造斜井段XY长为L，造斜率为K，井斜角由α₁增至α₂，则由三角函数关系可得：

图 4 任意造斜井段XY的几何关系 Fig. 4 XY geometric diagram of buildup sections

图选项

XY弦长的计算公式为：

联立式(1)和式(2)，可得造斜段XY的水平位移S和垂直增量H：

靶点A的水平位移S′和造斜后垂直增量H′分别为：

式中：L₁为第一造斜段的长度，m；L₂为第一稳斜段的长度，m；L₃为第二造斜段的长度，m；L₄为稳斜段的长度，m；L₅为探油顶段的长度，m；K₁为第一造斜段的造斜率，(°)/30m；K₂为第二造斜段的造斜率，(°)/30m；K₃为探油顶段的造斜率，(°)/30m；δ₁为第一稳斜段的稳斜角，(°)。

根据大庆油田实钻情况设定以下边界条件：1)根据大庆油田中浅层水平井造斜规律确定K₁，K₂和K₃的取值分别为5.0°/30m，8.5°/30m和2.5°/30m；2)为封固垂深55.00~120.00 m的流沙层，并考虑地层可能出现的提前和滞后情况，第一造斜段L₁取120.00 m，同时预留20.00 m隔水导管；3)探油顶井斜角一般为88°；4)垂直增量H′<250 m。对式(5)和式(6)求解可得S′＝223.56 m，并运用Compass软件设计出葡浅12-平X井的井眼轨道(见表 1)。

1) 钻20.00 m导管段下入隔水导管封隔浅水层和上部疏松地层，并建立表层钻进时的循环通道；

2 ) 一开采用Φ311.1 mm钻头钻至井深140.00 m 下入Φ273.1 mm套管封固流沙层，降低二开定向井段施工风险；

3) 二开采用Φ228.6 mm钻头钻至井深345.00 m探油顶着陆点，下入Φ177.8 mm套管；

4 ) 三开采用Φ152.4 mm钻头钻水平段，下入Φ127.0 mm筛管完井。 3.2.2 Φ152.4 mm钻头通过Φ177.8 mm套管分析

运用Landmark软件计算发现，为满足强度载荷的要求，必须采用壁厚10.36 mm的Φ177.8 mm P110套管。借鉴文献^[7]计算出Φ152.4 mm钻头(钻具组合)在不同井眼曲率条件下通过壁厚10.36 mm的Φ177.8 mmP110套管的最大间隙与最小间隙(见表 2)。

由表 2可知,该井设计最大造斜率8.56°/30m，满足“钻头尺寸应小于上层套管通径”的要求，钻具能够安全下入。

根据定向井/水平井中套管管体允许弯曲半径计算公式^[8]，计算Φ127.0 mm套管允许弯曲半径。利用Landmark软件计算Φ127.0 mm筛管在不同工况下是否发生弯曲，结果发现，筛管均未发生屈曲，其强度满足下入要求。实钻过程中，Φ127.0 mm筛管串下放摩阻11.6 kN，上提摩阻10.9 kN，在安全施工范围内。

1) 一开钻具组合为 Φ311.1 mm GA114型钻头+Φ196.9 mm 1.75°单弯螺杆(带Φ306.0 mm螺旋稳定器)+Φ196.9 mm单流阀+Φ171.5 mm MWD+Φ127.0 mm加重钻杆×13根。

2 ) 二开钻具组合为 Φ228.6 mm HJ527G型钻头+Φ171.5 mm 1.50°单弯螺杆(带Φ224.0 mm螺旋稳定器)+Φ171.5 mm单流阀+Φ171.5 mm MWD+Φ127.0 mm无磁加重钻杆×1根+Φ127.0 mm加重钻杆×35根。

3) 三开用了2套钻具组合，探油顶段钻具组合和水平段钻具组合。探油顶段钻具组合为Φ152.4 mm R3556型钻头+Φ120.7 mm 1.0°单弯螺杆+Φ120.7 mm浮阀+Φ120.7 mm LWD+Φ88.9 mm无磁加重钻杆×1根+Φ88.9 mm加重钻杆×6根+Φ88.9 mm 18°斜坡钻杆×36根+Φ88.9 mm加重钻杆×30根+Φ88.9 mm18°斜坡钻杆。水平段钻具组合为Φ152.4 mm R3556型钻头+Φ120.7 mm 1.0°单弯螺杆(带Φ146.1 mm螺旋稳定器)+Φ146.1 mm螺旋稳定器+Φ120.7 mm浮阀+Φ120.7 mmLWD+Φ88.9 mm无磁加重钻杆×1根+Φ88.9 mm加重钻杆×6根+Φ88.9 mm 18°斜坡钻杆×36根+Φ88.9 mm加重钻杆×30根。

1) 造斜点浅，直井段钻柱重量轻，造斜段和水平段加钻压困难。增大加重钻杆使用比例，一开、二开全部使用加重钻杆，三开井斜角大于45°的井段全部使用加重钻杆。

2 ) 在垂深为50.00~110.00 m的流沙层，排量控制在15~16 L/s，在满足携岩要求的前提下，达到造斜和提速的双重目的。其余造斜井段排量提高至20~25 L/s，利于携砂，防止钻头泥包。

3) 运用地面测斜定向技术，不使用陀螺测斜仪在套管内进行造斜，提高井斜角和方位角测量精度，降低单井钻井成本。

4 ) 一开使用1.75°螺杆+牙轮钻头，以满足上部造斜要求；二开使用1.5°螺杆+牙轮钻头的钻具组合，以达到设计的造斜要求，避免用1.75°螺杆造斜产生局部狗腿角大的情况；三开小井眼使用1.0°螺杆+PDC钻头，以满足造斜段着陆要求。

5) 针对油层内存在薄泥岩夹层、小钻具稳斜效果差、规律不易掌握等施工难点，采用钻速与录井岩屑对比法来预判地层情况，设计复合/定向钻进比例，探索松散稠油油层复合钻进条件下井斜角变化规律，以保证井眼轨迹平滑。

葡浅12区块采用上述优化设计方法，利用常规钻井技术(无井口加压装置、双弯螺杆、柔性钻杆等特殊工具)已钻成3口浅层稠油水平井，平均完钻井深602.31 m(垂深270.52 m)，平均定向进尺582.31 m，周期仅5.26 d，全井平均机械钻速14.58 m/h。同比国内其他浅层稠油水平井，减少了井口加压装置等特殊工具的应用，钻井周期缩短5 d以上。

葡浅12-平X井是已完钻3口浅层稠油水平井之一，该井钻井周期25.47 d，定向周期仅5.13 d。其中：1)一开Φ311.1 mm井眼造斜段总进尺106.66 m，平均造斜率为5.2°/30m，纯钻时6.09 h，平均机械钻速17.51 m/h,穿越流沙层60.00 m，纯钻时2.00 h，平均机械钻速30.00 m/h;2)二开Φ228.6 mm井眼造斜段总进尺240.34 m，纯钻时20.83 h，平均机械钻速11.53 m/h，最大井眼曲率9.38°/30 m；3)三开Φ152.4 mm井眼探油顶段和水平段总进尺242.00 m，纯钻时12.00 h，平均机械钻速20.17 m/h，最大井眼曲率6.88°/30m。

1) 大庆油田葡浅12区块3口浅层稠油热采水平井的成功完钻，为利用水平井开发该油田超浅稠油藏、提高采收率提供了一条新途径。

2 ) 针对该区块稠油热采井存在的井网密、大尺寸井眼造斜、地层松散等地质特点和钻井难点，通过采取优化井眼轨道与井身结构、优选钻具组合等技术措施，实现了270.00 m浅层水平井常规定向技术钻进，降低了浅层水平井钻井成本。

3) 为了保证钻压、满足携岩需求、提高机械钻速，井斜角大于45°的造斜井段全部使用加重钻杆，流沙层井段排量控制在15~16 L/s，其余二开造斜段则采用20~25 L/s排量，以防止钻头泥包。