涪陵页岩气田位于川东南地区川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造带，目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部页岩气层段，目的层最大主应力的方向为东西走向。该气田所在地属山地-丘陵地貌，为最大限度地减小井场数量、单井占地面积以及降低地面工程造价，提高页岩气整体开发效益，页岩气开发主要采用丛式水平井^[1]，同时为了满足高效开发(集中压裂)需要，靶体方位一般设计为与最大主应力方向垂直的南北方向，或者设计为与最大主应力斜交的方向。实际井口与入窗点的闭合方位及水平段靶体方位并不在同一条直线上，因而该地区所钻水平井绝大多数为三维水平井。相对于常规水平井，三维水平井的井眼轨道设计更为复杂，摩阻扭矩大，工具面摆放与井眼轨迹控制困难，钻井难度更大。目前国内已经基本形成三维水平井配套钻井技术^{[2, 3, 4, 5]}，并取得了比较好的提速效果，但在井眼轨道设计与优化、井眼轨迹控制等方面仍需要进一步完善。为此，笔者分析了涪陵页岩气田定向钻井面临的技术难点，对定向钻井关键技术进行了总结，旨在为涪陵页岩气田现场定向钻井及下一步钻井技术研究提供借鉴与指导。

1) 原井眼轨道设计不利于三维水平井优快定向钻井。涪陵页岩气水平井一期工程井眼轨道设计(见表1)具有以下特点：①水平井采用“直—增—稳—增—平”双增式井眼轨道，与二维水平井井眼轨道设计基本类似；②稳斜段长，大都在1 000.00 m以上，采用旋转导向钻井成本过高，利用常规定向钻具钻进机械钻速也不低，但长稳斜段限制了常规定向钻具的提速优势；③靶前位移大多在900.00 m以上，甚至有的达到1 000.00 m以上，而造斜点选择又过于靠上，一般在井深1 100.00～1 600.00 m处。上述特点不利于三维水平井优快定向钻井，如长稳斜段施工中采用单弯双稳螺杆时稳斜困难，需经常通过滑动钻进调整，在三维井段双稳钻具组合定向工具面不易调整，影响滑动钻进效果，另外单弯双稳螺杆钻具组合的刚性强，双驱复合钻进时易引起井下蹩钻甚至蹩停顶驱；造斜点过于靠上，势必会增加定向段长，延长定向钻井周期。

2) 三维井眼轨迹控制难度大。涪陵页岩气田水平井设计偏移距(侧向位移)较大，一般在600.00 m左右^[1]，如果提前扭方位，实际偏移距肯定达不到设计要求，会造成入窗困难；如果滞后扭方位，实际偏移距达到设计要求，则靶前位移又无法满足定向工具造斜要求，在增斜的同时需要控制方位的变化，尤其在井斜较大时调整方位尤为困难。为能顺利命中目标，三维井眼轨迹控制过程中既要考虑偏移距(侧向位移)的变化，又要考虑到靶前位移的变化，控制难度较大。

3) 三维井眼摩阻扭矩大。三维水平井斜井段需要增斜和扭方位，钻具在下钻、滑动钻进等工况下易发生屈曲，钻具与井壁接触面大，摩阻扭矩大(与二维水平井相比)，托压严重，钻压无法有效传递到钻头上，导致钻井速度低，定向钻井周期长。如焦页18-1HF井，上部井眼因扭方位使全角变化率大，导致摩阻扭矩大而造成定向工具面无法摆放到位，同一位置钻具反复上提下放，定向钻进困难，钻时普遍在45～60 min/m(正常情况下定向钻时6～15 min/m)，从而延长了定向钻井周期。

针对原井眼轨道设计不利于三维水平井优快定向钻井的问题，以摩阻扭矩最小化为目标，对制约三维井眼定向钻井提速的原井眼轨道类型及轨道参数进行优化与完善，形成三维井眼轨道优化设计技术，以提高三维井眼定向钻进速度；针对三维井眼轨迹控制难度大的问题，从安全钻井及便于现场定向施工的角度考虑，采取分段精细控制的方式，优化各井段井眼轨迹控制方案，形成三维井眼轨迹控制技术，以降低三维井眼定向施工难度；针对三维井眼摩阻扭矩大的问题，主要应用降摩减扭工具，尽量减少托压现象的发生，形成三维井眼降摩减扭技术，以提高三维井眼轨迹控制效率。

三维井眼轨道优化思路：1)提出三维井眼轨道类型，明确变方位及入窗时机，提高现场可操作性；2)利用靶前位移优势，造斜点尽量下调，缩短稳斜段长度，缩短钻井周期；3)尽量减少大井斜时扭方位的工作量，争取在稳斜段变方位；4)基于降摩减扭理论，优化三维井眼轨道全角变化率及稳斜段的井斜角。

运用钻井一体化软件将三维水平井井眼轨道优化为六段制，即直井段、纠偏井段、稳斜变方位井段、增斜变方位井段、着陆段和水平段(如图1所示)^[5]，相关参数见表2。其中，纠偏井段为φ311.1 mm井眼二维增斜段，需全力增斜；稳斜变方位井段，要全力扭方位，减少下步大井斜井段扭方位的工作量；增斜变方位井段，以增斜为主，适当变方位；着陆段基本以增斜入窗为主，微调轨道参数，探气层顶面。

图1 三维水平井六段制井眼轨道水平投影 Fig.1 Horizontal projection of six-section hole profile of 3D horizontal wells

图选项

与二维井眼轨迹控制不同的是，三维水平井有较大的偏移距，由此带来的变方位工作量较大，尤其在大斜度井段，变方位较为困难，定向钻进周期长，井眼轨迹不圆滑对后续完井作业及井下安全都带来不利影响。因此，三维水平井设计采取分段精细控制的方式，加强节点控制，从宏观角度控制井眼轨迹。

纠偏井段的主要任务是尽快减小偏移距，既要考虑后续中靶要求，又要使下部井段扭方位工作量不致于太大，因此纠偏方位的选择尤为重要。另外，该井段处于二开大尺寸井眼，钻具尺寸大、刚性强，钻进中摩阻扭矩大，工具面不易掌控，定向效率低，需要对钻具组合进行优选并优化钻井参数。

1) 纠偏方位选择。假定靶体方位为0°，靶体长度1 600.00 m，靶前位移950.00 m，侧向位移630.00 m，选择与靶体方位呈55°、60°、65°、75°和90°等5种角度进行纠偏，模拟计算消除的偏移距，采用考虑钻井液黏滞力的三维软杆模型计算井眼轨迹的摩阻扭矩^[6]，据此选择合适的纠偏方位(见表3)。

由表3可知，纠偏方位越大，越能尽快消除偏移距，摩阻与扭矩总体来说也相应较小，若以与靶体方位接近垂直的角度进行纠偏，虽然能较快消除偏移距，但势必会增加后续扭方位的工作量，且扭矩也有所增大。考虑现场施工便利，纠偏方位不宜过大，建议纠偏方位与靶体方位的夹角为±(60°～70°)。

2) 钻具组合及参数选择。基于修正的“三点定圆法”^[7]理论，通过分析螺杆的弯角度数，近钻头稳定器、螺杆和钻铤的尺寸，以及钻压、转速等钻井参数对大尺寸钻具组合造斜率的影响，优选出大尺寸井眼定向钻具组合：φ311.1 mm PDC钻头+φ215.9 mm(1.00°～1.25°)螺杆(φ305.0～φ308.0 mm近钻头稳定器)+φ203.2 mm止回阀+φ203.2 mm无磁钻铤+φ203.2 mm无线仪器短悬挂器+φ177.8 mm钻铤×3根+φ139.7 mm加重钻杆×(12～18根)+φ139.7 mm钻杆。钻井参数：钻压40～80 kN，转盘转速 50 r/min，排量 55～60 L/s，泵压16～19 MPa。

依据设计的井眼轨道，稳斜变方位井段位于三维变方位井段，经纠偏井段后井斜角可达到40°以上，偏移距减小到合理范围，即井眼轨迹进入变方位安全窗口，开始三维稳斜变方位。该井段要尽可能多地进行变方位工作，以减少三开井段扭方位的工作量。

1) 变方位安全窗口的确定。假定靶体方位角为0°，靶体长度1 600.00 m，靶前位移950.00 m，侧向位移630.00 m，稳斜段井斜角65°，纠偏方位为65°，当偏移距变化时，模拟计算井眼轨迹后续全角变化率及方位变化情况，结果见表4。

由表4可知：当剩余偏移距为总偏移距的50%以上时扭方位，后续井眼轨迹全角变化率较小，但扭方位过早易出现方位扭过头现象；当剩余偏移距为总偏移距的30%以下时扭方位，后续井眼轨迹全角变化率较大，给三开大井斜变方位带来困难。综合评价认为，选择剩余偏移距与总偏移距比例(余量比例)35%～45%为变方位安全窗口，此时扭方位时机较恰当。

2) 钻具组合及参数选择。简化钻具组合，去掉φ177.8 mm钻铤，倒装加重钻杆，减小钻具与井壁的接触面积，有利于控制定向工具面，提高定向效果。因此，推荐钻具组合为：φ311.1 mm PDC钻头+φ215.9 mm(1.00°～1.25°)螺杆(φ305.0～φ308.0 mm近钻头稳定器)+φ203.2 mm止回阀+φ203.2 mm无磁钻铤+φ203.2 mm无线仪器短悬挂器+φ139.7 mm钻杆×(12～15)根+φ139.7 mm加重钻杆+φ139.7 mm钻杆。钻井参数：钻压40～80 kN，转盘转速50 r/min，排量55～60 L/s，泵压17～21 MPa。

增斜变方位井段主要以增斜钻进为主，略带部分扭方位作业，为能给着陆井段提供良好的井眼条件，关键在于如何减小测量盲区对井眼轨迹控制的影响，即如何根据定向工具面的动态变化，准确预测井眼轨道参数，防止因盲区预测不准确、三维井眼轨迹造斜率达不到要求而出现的急拐弯现象。加强三维井眼轨道预测的成功率及精度，坚持“少滑动、多复合、微调勤调”原则，合理调整滑动钻进与复合钻进的比例，可以确保后续井眼轨迹圆滑，规避风险。

1) 三维井眼轨道的精确预测。井眼轨道预测多采用定曲率几何外推法，或者两测点中间插值预测法，该方法在二维井眼轨道预测中可以取得不错的效果，但在既增斜又变方位的三维井眼轨道预测中，误差较大。借鉴文献^[8]的模型来同时预测井斜角和方位角，为提高预测精度，必须动态加入新陈代谢更新模块，去掉原来的老数据，补充当前的实测数据。整体技术思路如图2所示。

图2 三维井眼轨道精确预测技术路线 Fig.2 Technical route for the accurate prediction of 3D well trajectory

图选项

该技术在焦页49-3HF井、焦页56-4HF井等4口井进行了现场试验，利用测点数据预测钻头处的井斜角，绝对误差不超过0.25°，具有较高的工程精度。

2) 钻具组合及参数选择。在下部钻具组合中加1～2柱加重钻杆，以增加钻具刚性，提高工具面的稳定性。上部钻具组合中斜坡钻杆以上应用φ139.7 mm钻杆及加重钻杆，增大排量，提高钻头水功率。因此，推荐的钻具组合为：φ215.9 mm PDC钻头+φ172.0 mm(1.25°～1.50°)螺杆+φ127.0 mm无磁承压钻杆+φ158.8 mm无线仪器悬挂器+φ127.0 mm止回阀+φ127.0 mm加重钻杆×(3～6根)+φ127.0 mm斜坡钻杆+φ139.7 mm加重钻杆+φ139.7 mm钻杆。钻井参数：钻压60～80 kN，转盘转速40 r/min，排量29～32 L/s，泵压19～22 MPa。

着陆井段井眼轨迹控制的关键在于矢量入靶，确定好入靶角度。着陆之前最好借鉴油藏建模思路，通过区域地震及邻井的钻井、测井、录井等资料建立随钻前导模型，对目的层走向、倾向、倾角有一定认识，并与现场地质人员紧密结合，确保准确着陆。

1) 入靶角度确定。对于目的层上倾、倾角大于90°的情况，应控制井眼轨迹在入靶点前20.00～30.00 m，垂深达到目的层顶部位置，入靶角度达到比最大井斜角小4°～5°，进入目的层后能及时在入靶点前调整到最大井斜角，使井眼轨迹控制在距层顶1 m范围内^[9]。

对于目的层下倾、倾角小于90°的情况，靶前位移可提前，探顶井斜角可略小，可控制井眼轨迹在入靶点前20.00～30.00 m，入靶角度达到比最大井斜角小2°～3°，进入目的层后地层下倾，井眼轨迹能在入靶点前追上地层，达到地质要求^[9]。

2) 钻具组合及参数选择。推荐钻具组合为：φ215.9 mm PDC钻头+φ172.0 mm(1.00°～1.25°)螺杆+φ127.0 mm无磁承压钻杆+φ158.8 mm无线仪器悬挂器+φ127.0 mm止回阀+φ127.0 mm加重钻杆×(3～6根)+φ127.0 mm斜坡钻杆+φ139.7 mm加重钻杆+φ139.7 mm钻杆。钻井参数：钻压60～80 kN，转盘转速40 r/min，排量29～32 L/s，泵压19～22 MPa。

三维井眼由于存在变方位井段，定向钻进中滑动摩阻急剧增加，托压现象明显^[10]。如何有效解决三维井眼钻进中的托压问题，成为三维井眼提速的关键点之一。

为了解决三维井眼滑动钻进时的托压问题，试验应用了水力振荡器，该工具通过周期性振荡钻柱，减小滑动钻进时井壁与钻杆之间的摩擦，改善钻压传递，进一步提高滑动钻进能力^[11]。水力振荡器在焦页49-1HF井进行了应用，与未采用水力振荡器的焦页49-2HF井相比，钻时明显缩短，取得了良好的提速效果。

涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术在11口水平井进行了现场应用，结果表明，该技术可以缩短定向钻井周期，提高三维井眼轨道设计的现场可操作性，进一步降低摩阻扭矩，解决托压问题，提高机械钻速。

1) 缩短了定向钻井周期。在实际钻井过程中，通过优化井眼轨道设计降低井眼轨迹控制难度，并通过优选纠偏方位确定合理的变方位安全窗口，精确预测三维井眼轨道参数，简化钻具组合等优快钻井技术，加强节点控制，宏观控制井眼轨迹，应用减摩工具(如水力振荡器等)进一步降低三维井段的摩阻与扭矩，从而加快定向钻进速度，缩短定向周期。对比涪陵页岩气田2015年应用三维井眼轨迹控制技术的11口井与2013年采用常规井眼轨迹控制技术的7口井的主要技术指标发现，与2013年所钻井相比，2015年所钻井定向点井深平均加深548.11 m，二开平均定向段长度缩短450.66 m，二开定向钻井周期缩短46.36%，三开平均定向段长度缩短68.84 m，三开定向钻井周期缩短5.76%。

2) 提高了三维井眼轨道设计的现场可操作性，摩阻扭矩进一步降低。以焦页56-3HF井为例，原井眼轨道设计中，造斜点井深1 500.00 m，造斜段长1 717.00 m,稳斜段长1 046.50 m，稳斜段井斜角32.4°，全角变化率16°/100m。预测上提摩阻121.8 kN，下放摩阻68.8 kN，复合钻扭矩28.85 kN·m。井眼轨道优化后，造斜点调整至井深2 000.00 m，造斜段长1 433.00 m,稳斜段长200.00 m，稳斜段井斜角65°，全角变化率(8.7°～11.8°)/100m；预测上提摩阻90.8 kN，下放摩阻40.8 kN，复合钻扭矩22.89 kN·m。由焦页56-3HF井井眼轨道优化前后的情况可以看出，该井的井眼轨道优化后造斜点加深了500.00 m，造斜段长度缩短了16.54%，有利于三维水平井优快钻进。该井的井眼轨道设计明确了合理的扭方位时机，减小了大井斜时扭方位的工作量，优化了全角变化率及稳斜段井斜角，使摩阻与扭矩较优化前有了进一步降低，上提摩阻下降了25.45%，下放摩阻下降了40.70%，复合钻扭矩下降了20.66%。

3) 解决了托压问题，提高了机械钻速。以焦页49-1HF井为例，该井在钻进韩家店组至龙马溪组地层时，为防止托压，应用了水力振荡器(安装在距钻头约108.00 m处)，钻具组合为：φ311.1 mm PDC钻头+φ215.9 mm 1°单稳螺杆+φ203.2 mm无磁钻铤×1根+无线仪器短节+φ127.0 mm无磁承压钻杆+φ139.7 mm加重钻杆+φ203.2 mm水力振荡器+φ139.7 mm加重钻杆+φ139.7 mm钻杆。与未应用水力振荡器的焦页49-2HF井相比，该井韩家店组地层的机械钻速提高48.71%，小河坝组地层的机械钻速提高10.76%，龙马溪组地层的机械钻速提高143.27%，通过应用水力振荡器很好地解决了托压问题，提速效果显著(见表5)。

1) 针对涪陵页岩气田水平井钻井一期工程中井眼轨道设计存在的问题及难点，以摩阻扭矩最小化为目标，优化了三维井眼轨道设计，优选了造斜点位置、稳斜段长度、稳斜段井斜角和全角变化率等，优化后的六段制井眼轨道明确了变方位时机及入窗时机，现场指导性较强。

2) 优化了纠偏井段、稳斜变方位井段、增斜变方位井段、着陆井段井眼轨迹控制方案，提出了变方位安全窗口，合理的纠偏方位以及精确预测三维井眼轨道参数的方法，降低了三维井段定向钻井难度，提高了三维井眼轨迹控制效率。

3) 应用水力振荡器可以降低三维井眼轨迹的摩阻与扭矩，不但能有效防止托压，而且性价比较高。

4) 现场应用表明，涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术取得了较好的提速效果，建议下一步在应用过程中不断完善，形成一套页岩气三维水平井井眼轨迹控制操作规程，以更好地指导现场定向钻井。