河南油田拥有丰富的浅层稠油资源，稠油主要上产区块在井楼、古城、新庄和杨楼，探明地质储量7,360×104吨，但是由于油层薄，仅采用直井或斜直井进行开采，储量动用低，目前仍有2,000×104吨稠油没有得到有效动用。井楼区块稠油油层厚度变化大，主要以中薄层为主，其中厚度小于5米的油层就占油层总数的80％以上，利用直井或常规定向井开发，一直存在着效益低下的问题。因此，利用水平井技术钻探和开发稠油油藏，对河南油田老区提高和维持产能有非常重要的作用。

浅薄层稠油水平井的技术难点

井楼油田稠油油藏埋深浅，埋深最浅的一般在150～190m左右，限于油藏条件和储层认识以及工艺能力，目前仍以直井和斜直井热采为主要开发方式。采用水平井方式进行开采，能更有效地增大油层裸露面积，扩大蒸汽热驱范围，提高采收率。但是，由于地面距离目的层垂直井段短，对浅层稠油水平井钻井完井应用常规直井钻机存在一些特定的技术难题。

用直井钻机钻浅薄层稠油水平井存在的主要技术难点如下：一、油藏埋藏浅，地层比较疏松易坍塌，钻井中存在钻具造斜率难以控制、井段调整余量小、井眼轨迹控制难度大以及管柱摩阻大等难点。二、地层松软，易造成井壁失稳，易垮塌、易涌、易漏、易形成大肚子；钻井液要满足稳定井壁、携带、清洁井眼、降低摩阻。三、井眼曲率大、水平段长，完井套管能否顺利通过这么大的曲率；即使套管能通过也必须考虑套管串结构，防止套管扶正器下入过多导致套管无法下到设计位置。

井身结构设计与井身剖面设计

井身结构设计  综合考虑剖面设计、地表水保护及浅层气预防，井控安全，设计井深以及高造斜率实现难度等因素，确定表层下深：表层套管下至上第三系上寺组底（113m左右），对井控安全有利，但因表层地层松软，大井眼造斜率低，井斜增加缓慢，二开必须设计高造斜率才能满足地质目的，但工具的实际造斜能力是有限的，会达不到设计的造斜率，造成不能实现地质目的，所以表层套管不能下得过深，依据二开钻具的最大造斜率反推表层套管下深最多只能在70m。为降低下步施工风险采用表层定向，在一开20m处开始采用陀螺定向，以保证下步造斜率能够实现。根据井楼水平井的实钻情况，表层下深优化为70m。浅层稠油油藏埋深浅，油藏温度低，在常温下，原油粘度极高，开采困难。为增加原油自然流动的能力，目前稠油普遍采用蒸汽吞吐热采，采用Ф177.8 mm大尺寸套管，套管射孔完井方式，满足后期采油的需要。

因此楼平5井的井身结构如图1：一开钻头采用Ф444.5mm，表层套管尺寸优化为Ф339.7mm，固井水泥返至地面。二开钻头采用Ф244.5mm，油层套管尺寸优化为Ф177.8mm，固井水泥返至地面。

井身剖面设计  井身剖面设计应首先确保施工安全和实现地质目的，同时还应结合目前水平井钻井技术、设备及工具的能力，选择“直-增-增-稳”4段制井身剖面。该剖面相对简单，工具选择方便，施工易于控制；此外，四段制井眼剖面造斜井段相对较短，利于降低管柱下入摩阻。在为满足地质靶区要求、同时考虑到井眼剖面优化，确保Φ177.8mm油层套管能够安全顺利下入、同时可加快钻井速度、利于降低钻井成本，确定楼平5井造斜段造斜率为42～46°/100m。该井身剖面设计数据如表1。

井眼轨迹控制技术

影响井眼轨迹控制的因素有很多, 主要有: 螺杆的结构参数、钻进时工具面的控制精度、钻井参数、地层的可钻性及各相异性, 其中螺杆结构参数占主导地位。造斜段钻进时, 选用弯螺杆作为造斜工具。为了保持造斜率的稳定, 在上部可钻性好的井段采用控时钻井技术, 适当控制机械钻速, 避免由于机械钻速的不稳定造成造斜率波动。随着井深的增加和井斜角的增大, 适当增加钻压, 以消除钻具摩阻对钻头加压的影响。根据随钻测量结果, 使用水平井工程软件对井眼轨迹计算和预测, 始终以靶点为目标对待钻井眼进行分析。若测量结果与设计的待钻井眼轨迹不相符，就要及时改变钻井参数或钻具结构。水平段钻进时采用滑动与旋转相结合的钻井方式, 使用无线随钻测量仪器监测井眼轨迹。考虑到水平段靶窗较小, 提高了测量密度。根据测量的结果采取对应的钻井方式, 成功地将井眼轨迹控制在窄小的靶区内。

下面以楼平5井为例，进行井眼轨迹控制：

一开直井段（0-20m）：钻具组合——Φ445mm钻头+Φ178mm钻铤+Φ127mm钻杆；钻井参数——钻压1kN，泵压8～9MPa，排量32L/s。

一开造斜段（20～71m）：钻具组合——F445mm钻头＋F244mm2.75°单弯螺杆＋定向接头＋Φ203mm无磁钻铤1根＋φ203mm钻铤；钻井参数——钻压10～20kN，泵压8～9MPa，排量32L/s。进行表层定向，由于地面磁干扰严重，使用陀螺定位及单点标记定向，井底井斜5°、方位346.41°。

二开造斜段（71～262m）：采用钻具组合——Φ244.5mm钻头＋Φ197mm 1×2.75°双弯＋411×410定向接头＋Φ203mm无磁钻铤1根＋Φ203mm钻铤；钻井参数——钻压10～30kN，泵压8～10MPa，排量32L/s。进行二开定向，由于表层套管磁干扰严重，同样使用陀螺定位及单点标记定向，达到施工设计的要求。

水平段（262～485m）：在大斜度井段及水平段，由于造斜率高，井眼曲率大，传统的正装钻柱结构已不再适用，须采用优化的倒装钻具组合。因此，钻柱下部用无磁承压钻杆代替传统的无磁钻铤，用斜坡钻杆和加重钻杆代替钻铤传递轴向载荷，减小钻柱刚度，以降低摩阻和扭矩；钻柱上部在表层套管内使用大直径钻铤，以提供足够的钻压。

通井顺利后采用倒装钻具组合进行复合钻进并实时监控井眼轨迹，保证井眼轨迹控制在规定的靶区内。

倒装钻具组合——Φ244.5mm钻头＋Φ197mm1.25°单弯＋411×410回压凡尔＋411×411双公＋410×410(MWD)＋Ф127mm无磁钻杆×2根＋Ф127mm加重钻杆×4根＋Ф127mm斜坡钻杆＋Ф127mm加重钻杆×2根＋Ф203mm钻铤×4～8根＋Ф127mm加重钻杆；钻井参数——钻压30～40kN，泵压8～10MPa，排量32L/s。

进行水平段复合钻进，根据井眼轨迹控制，需要多次小起下钻，不断调整倒装钻具组合，使施加钻压的钻挺始终处于直井段及井斜较小的斜井段。

钻井液技术

浅薄层稠油区块地层胶结疏松，易出现渗漏、垮塌，要求钻井液具有良好地封堵防塌能力；大斜度、水平井段易出现高摩阻，要求钻井液要有良好的润滑性；造斜井段造斜率高，进入井斜角40°～60°，携带岩屑困难，要求钻井液具有良好地悬浮携带能力；水平段为目的层，保护油层是关键。储层渗透性好（孔隙度平均为30.41%，渗透率平均为1.523μm2）导致泥饼厚，要求钻井液具有良好地滤失造壁性。

一开采用聚会物膨润土浆，控制钻井液密度1.05～1.10g/cm3，粘度45～60s左右。以防止表层渗漏，携带岩屑确保表层套管顺利下入。二开采用聚合物混油防塌钻井液体系：膨润土+纯碱+FA367+KPAM+SHN-1+XY-27+SFT +白油+0.1-SP-80＋ZRH-2+加重剂。

维护处理要点如下：通过混油（原油或白油）、加入液体润滑剂、乳化沥青等处理剂，使摩阻系数小于0.1；在井斜大于40°的井段和水平段，加入硅稳定剂、聚合醇，增大乳化沥青加量以改善泥饼质量、稳定井壁；在井斜40°～60°的井段调整流型为层流，YP/PV控制在0.5，提高悬浮和携带能力；每钻进30～50米，短起下钻一次，及时破坏和清除岩屑床以防阻卡。

固井完井技术

完井下套管摩阻分析  楼平5井能否将Φ177.8mm油层套管安全顺利下至垂深仅有188m的A靶到B靶之间的水平段至井底，是该井施工的关键。

摩阻是浅层稠油水平井钻井、完井设计及施工的核心问题之一。该井垂深浅，水平段相对较长、可能井眼不光滑存在岩屑床，导致摩阻大，Φ177.8mm套管能否下到井底是摩阻分析与处理的关键。

在一般水平井中，有足够的直井或斜直井段提供下压力。但在浅薄层水平井，无论是直井段还是造斜段都比较短，套管柱并不能提供套管下行所需的足够压力，用Landmark的WellPlan软件分析计算套管柱摩阻，在井深252m后套管柱无法靠其自重下入（摩阻分析如图2所示），因此，除了钻进时尽量使井眼轨迹圆滑，还必须依靠井口重力加压装置来提供套管下入重量，为此，设计加工出重达10吨的下套管井口重力加压装置，增加套管柱下入的可靠性。

固井技术  河南油田浅薄层稠油水平井固井主要存在的技术难题：油藏埋深浅，井底温度低，一般添加剂难以发挥作用，失水难以控制，候凝时容易在井壁上部形成水带，造成窜槽。油层顶浅，顶替时接触时间短，不容易顶替干净。同时，在水平段由于套管居中度影响，窄边泥浆不容易被替走，造成固井胶结强度降低，后期注汽开采时容易发生窜槽。

通过实验研究优选性能优良的低温外加剂，严格控制失水，特别是自由水要为零，这样可使环空上端的积水带控制到最小，增加紊流接触时间等，同时采用强制复位式的浮箍浮鞋，保证在水平状态下起作用，自油层顶部以上每根套管加1只双弓弹性扶正器，浮箍浮鞋处各加1只双弓弹性扶正器，保证套管居中度，提高水泥浆封固质量，如图2。

水平井技术现场应用效果

轨迹控制技术  通过优化井眼轨迹设计、钻具组合优选和测量工具优选，实现了在松软地层的井眼轨迹精确控制，实钻数据与设计数据进行对比，平均符合率达到91.35%，如图3。

聚合物混油防塌钻井液应用效果：润滑性——润滑防卡能力强，摩阻系数小，起下钻及下套管顺利。斜井段起下钻摩阻只有10～20kN；水平段起下钻均畅通无阻。井壁稳定性——聚合物混油防塌钻井液体系性能稳定，流变性好，性能易控制，滤失量低且泥饼薄韧光滑，该体系抑制能力强，井壁稳定，未出现掉块、缩径、卡钻、井漏等井下复杂情况。

固井质量  针对稠油区块水平井的直井段短、井眼曲率大，水平段长，套管自重下滑力小，摩阻大，套管下入难度大等固井技术难点，通过攻关研究，取得了良好的效果。在现场固井施工顺利，总体固井质量合格率100%，经VDL测井解释，固井胶结质量有了明显的提高，如表2所示。

水平井应用效果  经过对8口稠油水平井与周围同层直井的产能进行比较，水平井是周围同层直井产量的3.87倍~5.58倍（见表3）。其中，楼平4井峰值日产油高达50.50吨，楼平5井峰值产油达39.10吨。 

实践证明，浅层稠油水平井钻井技术应用效果显著，实现了河南油田浅薄层稠油水平井的正常生产，使得原来无法动用的储量得到有效动用，为河南油田下步浅薄层应用水平井进行开发有着很好的借鉴作用。