渭北油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，面积2 028.9 km²，石油资源量1.46×10⁸ t^[1]，主要目的层为三叠系延长组长3储层，埋深295.00～550.00 m，属于超浅层油藏，孔隙度3.64%～15.72%(平均12.78%)，渗透率0.33～1.59 mD(平均0.71 mD)，压力系数0.60～0.90(平均0.72)。长3储层为岩性油藏，油气分布主要受沉积相带、岩性及物性因素的控制，砂体分布较稳定且构造发育宽缓，采用水平井开发，水平段长必须达到800.00～1 000.00 m才能实现经济有效开采，但渭北油田长3储层埋深较浅，水垂比均高于2.00，钻井过程中摩阻和扭矩大，管柱托压严重。针对钻井中摩阻大、钻头加压困难、井眼轨迹控制困难等技术难点，通过优化工程设计，按照由易到难的原则，采用ZJ30型非顶驱钻机等常规钻井装备，成功钻成了一批水垂比不低于2.48的浅层水平井，形成了渭北油田浅层高水垂比水平井钻井技术，为产能建设提供了技术支持。

1) 水平段摩阻、扭矩大，钻头加压困难。由于造斜点浅，一般为50.00～150.00 m，直井段钻柱重量轻，大斜度井段和水平段钻头加压困难^[2,3,4]。对于水平位移过大的高水垂比水平井，在水平段滑动导向钻进中，管柱紧贴下井壁，与井壁的接触面积大，导致水平段施工后期摩阻升高、扭矩增大，水平段延伸困难。

2 ) 造斜率选择范围窄。由于靶前位移的限制，造斜率可选择范围比较窄，因此给造斜工具的选择和井眼轨迹控制带来难度。造斜段一般在侏罗系地层中上部，地层压实程度低，造斜工具的实际造斜率难以确定，使井眼轨迹控制难度进一步增大。

3) 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有灰色泥质粉砂岩，砂泥岩互层频繁，井壁稳定性差，易发生井壁坍塌、掉块^[5]，甚至卡钻；水平段长达800.00～1 000.00 m，润滑防卡、降摩减阻难度大，需要钻井液具有良好的携岩能力、润滑性及防塌性。

4 ) 储层非均质性强，入靶点着陆困难。渭北油田长3储层是河流道沉积，地层非均质性强，造成入靶点预测垂深与实钻垂深存在偏差，在着陆过程中垂深调整余量小，井眼轨迹难于控制，给着陆入靶带来困难。

针对上述主要技术难点，通过分析摩阻和扭矩，将待钻井设计为三开井身结构，采用ø215.9 mm钻头钻水平段；为能顺利着陆、准确入靶，针对储层的非均质性特点，将井眼剖面设计为双增剖面；为了有效给钻头加压，二开和三开井段采用倒装钻具组合；为防止井壁失稳，减少储层伤害，采用钾铵基聚合物钻井液；选用不带顶驱的ZJ30型钻机，既能满足施工要求，又可降低钻井成本。

高水垂比水平井在钻进过程中易出现钻头不能有效加压的现象，为此，利用Landmark钻井软件对 常见的ø152.4 mm和ø215.9 mm两种井眼在钻进中的摩阻和扭矩进行了分析。结果表明，当垂深大于739.50 m时，ø152.4 mm井眼二开钻具最大扭矩小于扭矩极限值，满足安全钻进条件，但井口钻具张力接近0，已无法施加钻压；当垂深小于739.50 m时，ø215.9 mm井眼既满足安全钻进要求又能实现加压，因此水平段采用ø215.9 mm井眼。

一开井段采用ø444.5 mm钻头钻至第四系地层下部，一开井段井深不小于51.00 m，ø339.7 mm表层套管下深50.00 m，封固第四系黄土层和志丹群、直罗组上部的砂砾层和泥岩互层，采用内插法固井工艺固井，水泥浆返至地面。二开井段采用ø311.1 mm钻头钻至入靶点后再钻30.00 m，以保证测井时能准确测到储层，ø244.5 mm技术套管下至入靶点，水泥浆返至地面，为三开水平段安全施工提供有利条件，降低水平段施工风险。由于技术套管封固段存在油层，因此采用双凝水泥浆体系全井封固工艺固井，尾浆返至油气层顶界以上200.00 m，低密度水泥浆返至井口。三开水平段采用ø215.9 mm钻头钻至设计出靶点，下入多级管外封隔器压裂完井。

1) 尽量降低造斜点，增加直井段长度，以增大直井段钻柱的重量，在水平段钻进时，方便给钻头加压和保证套管顺利下入；

2 ) 保证合理的造斜率，既可以实现斜井段的复合钻进，提高机械钻速，又可降低摩阻和扭矩，保证水平段有效延伸；

3) 剖面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，在实际钻井过程中，应保证控制靶点符合地质设计要求^[6,7]。

渭北油田长3储层属于河流道沉积，地层非均质性强，地质预测入靶点垂深与实钻垂深一般存在2.00~8.00 m的误差，地质设计要求入靶点纵向偏移1.00 m、横向偏移5.00 m。因此，进行井眼轨道设计时，要充分考虑在着陆过程中留有垂深余量，为此，优选“直—增—稳—增—平”双增井眼剖面(见图 1)。根据实际钻井过程中地层的变化，稳斜段可适当调整，以确保准确着陆入靶。

图 1 双增轨道示意 Fig.1 Build-hold-build trajectory

图选项

定向造斜段采用ø311.1 mm钻头钻进，单弯单稳钻具组合的造斜率为(6.5°～8.5°)/30m，为了增加直井段段长，有效缩短钻遇泥页岩段长，根据不同靶前距、稳斜段长、稳斜段井斜角和造斜率等参数组合进行了计算。根据计算结果，确定靶前距为270.00～320.00 m，第一造斜率为(6.2°～7.5°)/30m，第二造斜率为(5.5°～6.0°)/30m，稳斜段段长为25.00～35.00 m，稳斜段井斜角为60°～70°，这样既能满足ø244.5 mm技术套管(钢级N80壁厚7.72 mm)下入要求，也能满足后期下入压裂管柱的需要。

一开井段主要钻遇第四系黄土层，部分井区含有砾石，为了降低钻井成本，选用牙轮钻头。二开井段由于直井段很短，已经开始定向造斜，为了提高造斜率，也选用牙轮钻头。三开水平段在长3储层穿行，各个控制靶点之间的井眼曲率一般小于2°/30m，为提高机械钻速，采用PDC钻头。

一开井段较短，一般不超过100.00 m，主要是防斜打直，采用ø444.5 mm钻头+ø244.5 mm钻铤+ø203.2 mm无磁钻铤+ø203.2 mm钻铤+ø177.8 mm钻铤+ø127.0 mm钻杆的塔式钻具组合。钻压控制为100～150 kN，排量为50～65 L/s。

二开直井段很短，已经开始定向造斜，为减少起下钻次数，要加上螺杆和随钻测量工具，采用ø311.1 mm钻头+ø203.2 mm×1.75°螺杆+MWD+ø203.2 mm无磁钻铤+ø165.1 mm钻铤+ø127.0 mm斜坡钻杆+ø127.0 mm加重钻杆+ø127.0 mm钻杆的倒装钻具组合。泵压为18～20 MPa，排量为45～55 L/s。在定向斜井段每钻进100.00～150.00 m进行短起下钻一次，以清除岩屑床。

三开水平段井眼曲率一般为2°/30m，在钻进过程中根据地质显示，进行井眼轨迹调整，因此选用1.00°单弯螺杆，为了给钻头加压，采用ø215.9 mm钻头+ø172.0 mm1.00°螺杆+ MWD+ø165.1 mm无磁钻铤+ø127.0 mm斜坡钻杆+ø127.0 mm加重钻杆+ø177.8 mm钻铤+ø127.0 mm钻杆的倒装钻具组合。钻压20～60 kN，排量15～17 L/s。加重钻杆放在井斜角45°～60°的井段内，以确保有效加压。每钻进100.00～200.00 m，短起下钻一次，以清除岩屑床，短起下钻井段长度100.00～500.00 m。

根据渭北油田上部地层特点及储层特征，进行钻井液优选，最大限度降低对储层的伤害，维护井壁稳定。直井段选用聚合物钻井液，二开井段至出靶点采用低成本的钾铵基聚合物钻井液。钾铵基聚合物钻井液主要是通过K⁺和NH⁴⁺的晶格固定和离子交换作用来抑制泥页岩水化膨胀，稳定井壁^[5]。定向斜井段以提高钻井液的抑制性为主，并利用封堵剂封堵地层的层理裂隙，防止钻井液漏失。水平段提高钻井液的携岩性和润滑性^[8]，并将钻井液的滤失量严格控制在5 mL以内。不同井段钻井液的性能要求见表 1。

二开井段主要钻遇直罗组、延安组和延长组地层，延安组地层存在煤夹层，将钻井液密度提高至1.07~1.10 kg/L可防止煤层垮塌；钻进煤层段时，在钻井液中加入2%单向封堵剂，封堵煤层裂隙；将钻井液的滤失量严格控制在5 mL以内，黏度保持在40～60 s，以保持井壁稳定。三开水平段选用钾铵基钻井液，控制其密度最高不超过1.08 kg/L，滤失量控制在5 mL以内，在水平段钻进400.00 m以后，加入2%~3%无荧光防塌剂和3%~5%润滑剂，以保持钻井液的防塌抑制性和润滑性^[9,10]。

对于渭北油田的浅层水平井，选择钻机时，要求提升系统能满足起下钻更换钻头和可下入完井预置管柱。渭北油田以长3储层为目的层的水平井的井深一般为1 700.00 m，水平段长约1 000.00 m，水垂比一般高于2.50，钻井施工难度大。因此，选择钻机时还应考虑到钻机处理事故的能力和成本等因素，所以选用不带顶驱的 ZJ30型钻机。

利用专业软件进行模拟计算，钻至三开水平段末，旋转钻进时的扭矩约为17.0 kN·m，滑动钻进施加20 kN钻压时，最大摩阻约为250 kN，井口拉力约为5 kN，因此ZJ30型钻机能满足现场钻井施工的要求。

WB2P1井是渭北油田长3储层第一口浅层水平井，设计垂深539.50 m，靶前距300.00 m，水平段长800.00 m，入靶点(A点)与出靶点(B点)之间共15个控制靶点，采用裸眼管外多级封隔器压裂完井,其详细井眼轨道设计结果见表 2。

通过优化设计与现场施工，该井完钻井深1 720.00 m，垂深530.66 m，水平位移1 315.13 m，水垂比2.48，三开水平段长1 028.00 m，水平段一趟完钻，A点、B点及各控制靶点均在设计靶框要求范围之内。由于储层显示较好，水平段长度进行了调整，加之钻了导眼，钻井周期偏长(78.96 d)，机械钻速为4.47 m/h。图 2所示为WB2P1井实钻井眼轨迹。

从图 2可以看出，WB2P1井地质预测长3储层砂岩砂顶和砂底均较实钻存在误差，误差大约为8.00 m，由于设计时充分考虑了储层的不确定性，采用双增剖面设计，实钻过程中井眼轨迹控制合理，准确着陆入靶，为水平段钻进创造了有利条件。

图 2 WB2P1井实钻井眼轨迹 Fig.2 Well trajectory of Well WB2P1

图选项

WB2P1井成功完钻后，在渭北2井区又钻了WB2P6井、WB2P3井等6口浅层高水垂比水平井，钻井过程顺利，全部按照设计要求完钻，水垂比均不低于2.48(见表 3)。其中，WB2P27井垂深346.39 m，水平位移1 300.33 m，水垂比3.75，创造了渭北油田浅层水平井水垂比新纪录。

随着浅层高水垂比水平井钻井技术的不断成熟，机械钻速不断提高，钻井周期不断缩短(见表 3)，所钻水平井的水平段均为一只PDC钻头完钻，提高了钻井效率，降低了钻井成本，实现了渭北油田长3储层的有效开发。

1) 渭北油田浅层水平井采用三开井身结构、倒装钻具组合和钾铵基钻井液，并采用ø215.9 mm钻头钻水平段，能有效传递钻压、降低摩阻，保证钻井作业顺利进行。

2 ) 采用“直—增—稳—增—平”双增剖面，在储层预测与实钻存在较大误差的情况下，能顺利实现浅层水平井着陆入靶，为水平段顺利钻进创造条件。

3) 渭北油田浅层高水垂比水平井成功实施表明，采用常规钻井装备，通过优化井身结构、井眼轨道和钻具组合并优选钻井液，钻成了水垂比不低于2.48的浅层水平井，为其他类似油田实施浅层水平井提供了借鉴和参考。