1 井眼轨道优化设计

涪陵页岩气田水平井采用双增式轨道设计，即“直—增—稳—增—平”，二维水平井造斜点在小河坝组地层，三维水平井造斜点在茅口组或栖霞组地层，设计造斜率为(15~17)°/100m，二维水平井稳斜段控制井斜角不能大于40°，三维水平井稳斜段控制井斜角不能大于35°^{[4, 6]}。

实钻过程中，由于ϕ311.1 mm井眼直径大、钻柱刚性大，单弯螺杆造斜率不高，且韩家店组和小河坝组地层自然造斜能力强，长稳斜段井眼轨迹控制难度大，使常规导向钻井滑动进尺多、效率低。为此，对井眼轨道进行了优化设计^[7]：

1)将造斜段造斜率降至(6°~10°)/100m，以解决大直径井眼常规导向钻具组合造斜率不高的问题；

2)当井斜角增至15°~20°后，充分利用地层自然增斜能力，并提高复合钻进进尺比例，使井眼轨迹更为平滑；

3)将稳斜段缩短至300.00~500.00 m，以降低高自然增斜率地层大直径井眼长稳斜段井眼轨迹的控制难度、滑动钻进进尺的比例、摩阻及扭矩，提高井眼轨迹平滑度；

4)第二增斜段的造斜率控制在(12°~20°)/100m，以满足着陆要求。

表 1为JY21-2HF井优化前后的井眼轨道数据。由表 1可以看出，该井最大造斜率由16.0°/100m降为10.1°/100m，稳斜段长由1 199.83 m缩短为325.67 m。该井二开钻具组合为ϕ311.1 mm钻头+ϕ216.0 mm螺杆+ϕ203.0 mm无磁钻铤×1根+短无磁×1根+ϕ127.0 mm无磁加重钻杆×17根+ϕ139.7 mm钻杆×222根+ϕ127.0 mm钻杆。利用Landmark软件计算井眼轨道优化前后的摩阻和扭矩，结果显示，井眼轨道优化后与优化前相比，滑动钻进摩阻降低11.28%，复合钻进扭矩降低20.51%。

二开ϕ311.1 mm井段造斜点设计在茅口组地层至韩家店组地层之间，由于钻柱刚性大、地层非均质性强，常规导向钻具组合滑动造斜率有限，为了满足井眼轨迹控制要求，采用“修正的三点定圆法”预测钻具的几何造斜能力^[6-9]，采用“井斜趋势角”优化钻具组合及钻压。通过数值模拟分析“钻头+单弯螺杆+欠尺寸稳定器+无磁钻铤+MWD+钻铤+加重钻杆”钻具组合的螺杆弯角、近钻头稳定器直径及钻压对其造斜能力的影响，以优化钻具组合及钻压^[8-10]。

图 1为螺杆弯角对造斜率的影响。井眼轨道优化后的增斜段造斜率为(6°~10°)/100m，由图 1可以看出，弯角角度0.75°以上的螺杆均满足造斜要求，但考虑到小弯角螺杆滑动钻进工作量大、机械钻速低，大弯角螺杆影响入井钻具组合的安全和全角变化率，所以选择几何造斜能力略大于10°/100m的1.25°弯螺杆。

图 1 螺杆弯角对造斜率的影响 Fig.1 The effect of a bent angle of positive displacement motor on the build-up rate

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图 2为钻压一定时稳定器直径对造斜率的影响。由图 2可以看出，稳定器的直径对几何造斜率影响不大，但是直径过大的稳定器在钻进中易引起卡钻等井下故障，因此选用ϕ306.0 mm稳定器。

图 2 稳定器直径对造斜率的影响 Fig.2 The effect of stabilizer diameter on the build-up rate

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图 3为钻压对造斜率的影响。由图 3可以看出：在同一钻压下，随井斜角增大，井斜趋势角总体呈线性增加趋势；在既定钻具组合形式下，井斜角小于10°的情况下，钻压为100 kN时造斜率高，井斜角大于10°后，钻压为120 kN时造斜率高。综合井斜趋势角和造斜率的变化情况，建议钻压保持在80~120 kN。

图 3 钻压对造斜率的影响 Fig.3 The effect of WOB on the build-up rate

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根据以上分析确定钻具组合为ϕ311.1 mm钻头+ϕ215.9 mm1.25°单弯螺杆(带ϕ306.0 mm稳定器)+ϕ203.2 mm无磁钻铤+MWD短节+ϕ203.2 mm钻铤+ϕ139.7 mm加重钻杆+ϕ139.7 mm钻杆。JY42-2HF井钻至井深1 066.00 m时下入推荐钻具组合开始定向造斜，钻至井深1 593.20 m后进入稳斜段，造斜段总进尺527.24 m，平均机械钻速7.75 m/h，钻压控制在80~120 kN，井斜角平缓增长，全角变化率在5°/100m左右，井眼轨迹平滑。

研究和实践表明^[11]，采用单弯螺杆+双稳定器的定向钻具组合可以满足稳斜要求。因此，涪陵页岩气田二开长稳斜段广泛采用单弯螺杆+双稳定器的定向钻具组合。但由于稳斜段的韩家店组地层砂泥岩交互频繁，在采用单弯螺杆+双稳定器的定向钻具组合进行钻进时，井壁易掉块，经常出现蹩钻现象，制约了钻井提速。因此，有必要优化设计单弯螺杆单稳定器钻具组合，并优选钻压，以达到控制井眼轨迹和提速的双重目标。

根据地层平衡侧向力和平衡曲率的原理，以复合钻进比例最大和井眼轨迹粗糙度最低为优化目标，分析了单弯螺杆+单稳定器钻具组合不同参数条件下的井眼轨迹控制效果^[12-13]，结果见图 4。由图 4可以看出，采用1.00°螺杆和ϕ305.0 mm近钻头稳定器、钻压控制在100 kN时，复合钻进比例约为68.63%、每单根复合钻进增斜0.314°，井眼轨迹控制效果较好。

图 4 单弯螺杆+单稳定器钻具组合井眼轨迹控制效果(井斜角35°)， Fig.4 Well trajectory control performance of BHA with single PDM and the stabilizer under the inclination of 35°

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JY42-2HF井在稳斜段(1 593.20~2 012.60 m)采用该井眼轨迹控制技术，井斜角控制在34.7°~37.1°，方位角控制在8.5°~12.3°，井眼曲率平均3.87°/100m，复合钻进进尺比例74.73%，平均机械钻速达7.23 m/h。

为提高页岩气产量，涪陵页岩气田水平井设计井眼方位为近南北向^[4]，当采用小型丛式井平台布井时，单井三维扭方位工作量大，使滑动钻进进尺多、摩阻大、机械钻速慢，如JY9-3HF井在2 086.65~2 460.00 m井段扭方位钻进，井斜角增加8.4°，方位角变化48.8°，滑动钻进摩阻最大超过200 kN，平均机械钻速仅1.80 m/h。

国内外在理论研究与大量实践的基础上，提出了使用激振器激发钻柱轴向振动，降低钻柱与井壁间摩阻，从而提高机械钻速的思路，并设计出相应的水力振荡器^[14-15]。近年来，川西、大庆、鄂尔多斯、苏里格、胜利等国内油气田钻复杂结构井时，大量应用水力振荡器^[16-19]，滑动钻进速度提高20%~218%，钻井周期缩短10%~35%，证明利用水力振荡器能降低滑动钻进摩阻、提高钻压传递效率和滑动钻进速度。鉴于此，涪陵页岩气田水平井二开扭方位井段，大范围推广应用了水力振荡器，滑动钻进摩阻最大150 kN，相比邻井降低25%，有效改善了钻压传递效率，提高了常规导向钻具滑动钻进的能力，钻时明显缩短。图 5为JY42平台3口井相同井段钻时的对比情况。从图 5可以看出，应用水力振荡器后，钻时明显缩短，其中JY42-3HF井钻时控制在5 min/m以内，机械钻速达10.22 m/h。

图 5 JY42号平台3口井二开扭方位段钻时对比 Fig.5 The comparison between the drilling-time in azimuth-adjusting section in 3 wells of platform JY42

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推荐的井眼轨道设计方案和井眼轨迹控制技术在JY21-3HF井和JY69-2HF井等9口井进行了试验，二开斜井段平均进尺为1 262.64 m，平均机械钻速为7.70 m/h，较同区块已完钻井提高190.56%，定向钻进时间13.31 d，较同区块已完钻井缩短45.74%(见表 2)。根据试验结果，在涪陵页岩气田34口页岩气水平井二开井段应用了井眼轨道设计方案和井眼轨迹控制技术，二开平均定向钻进时间15.30 d，较同区块已完钻井缩短37.63%，平均钻井周期58.45 d，较同区块已完钻井缩短21.01%，井身质量合格率100%，有力支撑了涪陵页岩气田的低成本商业开发。

1)充分利用地层自然造斜能力，优化井眼轨道设计，降低造斜率，缩短稳斜段，可以降低井眼轨迹控制难度，增加复合钻进进尺比例，达到缩短钻井周期的目。

2)泥页岩互层井段采用“单弯单稳”钻具组合，既能够满足稳斜控制要求，又能够提高机械钻速，充分发挥滑动导向钻具组合的优势。

3)水力振荡器等激振式降摩减阻工具能有效降低大幅度扭方位井段的滑动摩阻，提高钻压传递效率，从而提高井眼轨迹控制效果和机械钻速。

4)现有弯螺杆钻具组合存在造斜率调整范围小的问题，建议研制可变径稳定器等配套工具，提高弯螺杆钻具组合调整井眼轨迹的能力。