随着世界油气能源工业的飞速发展,大规模、大储量、高资源丰度、较好勘探、容易开采的油气资源在整个剩余油气总资源中占有越来越少的比例,而一些勘探开发技术要求高、以前未重视的、没有主要勘探目标的、开发效益相对较低的如致密油等非常规油气资源将慢慢成为全球油气资源勘探开发的热点。致密油是指蕴藏在具有低孔隙度和渗透率的致密油层中的非常规石油资源。英国将储层渗透率小于1mD的油藏定义为致密油藏。德国将储层渗透率小于0.6mD的油藏定义为致密油藏。美国将储层渗透率小于0.1mD的油藏(不包含裂缝)定义为致密油藏,我国目前的石油行业中一般将储层的有效渗透率低于0.1mD的油藏定义为致密油藏。在致密油的钻探过程中出现了一些制约钻探效益的问题,特别是由于致密油的开采通常需要特殊的多级分段压裂工艺以实现储层改造,水平井段一般较长,使得水平井井眼轨道的优化设计显得尤为重要,而长裸眼段水平井对井壁稳定性和井眼净化技术提出了更高的要求,机械钻速低,建井周期长,严重影响了钻井成功率和钻井的经济效益。为了更有效的开发致密油,结合新疆吉木萨尔地区的地质特点,开展了致密油小井眼水平井钻井技术研究,为提高致密油的开采效率、大规模工业化开发积累经验、储备技术和为提高致密油开发技术水平、实现致密油经济有效开发和持续发展做出一定贡献。本研究主要对吉木萨尔地区的三口具有代表性的水平井从以下几个方面进行了研究分析：1、水平井井眼轨道模型的优化和轨迹精细控制,结合常规二维井眼轨道模型的设计方法,三口井都采用了双增式的井身结构剖面设计,现场实施结果表明,这种设计方法能够使井下定向造斜工具安全钻进,无复杂事故发生,使用的旋转导向工具很好的保证了井眼光滑,使得水平井段安全钻进和准确中靶,同时,长水平段的水平井对于多级分段开采致密油提供了较好的开发空间,在吉木萨尔地区开发致密油,为了实现储层压裂改造形成正交横向缝,水平井眼方位应沿着最小水平主应力方向钻进；通过双井径测井和FMI成像测井资料,确定出吉木萨尔凹陷芦草沟组最小水平主应力方向为北东40°～65°,其中J172_H水平井成功实施了新疆油田第一口勘探水平井的15级压裂改造,压裂后日产油较高,并且稳产时间超过2个月,在国际同类型水平井中处于领先地位。对于提高致密油的开发水平,实现致密油经济有效持续开发有着特殊的意义。2、井壁稳定性分析,通过对吉木萨尔地区6口井的井壁稳定性的分析,得到在该地区钻井安全钻进泥浆密度窗口,其中在芦草沟组储层直井坍塌压力为1.36-1.38,破裂压力在2.0-2.1之间,在水平井条件下,坍塌压力为1.32-1.38,破裂压力为2.5。在二叠系梧桐沟组储层直井坍塌压力为1.35-1.40,破裂压力为1.85左右,在水平井条件下,坍塌压力为1.35,破裂压力为2.4。通过对吉木萨尔地区部分邻井的三压力剖面的统计分析,发现吉木萨尔地区的三压力有以下的规律：在第四系和新近系地层,孔隙压力大于坍塌压力,地层的坍塌压力较小,破裂压力较大,泥浆密度窗口较宽,在白垩系或第三系以下地层,地层的坍塌压力增大,与地层的孔隙压力相近甚至大于地层的孔隙压力,破裂压力变化不大,泥浆密度窗口较上部地层窄。其中,侏罗系地层的坍塌压力都较大,井壁稳定性较差,容易出现坍塌扩径现象。芦草沟组岩性致密,沿最小水平主应力方向钻进坍塌压力系数为1.32-1.38g/cm3。现场采用的是钾钙基聚磺钻井液体系及优化的配方。合理控制水平段钻井液密度在1.50-1.53g/cm3,较好地解决了井眼扩大问题。3、钻井提速配套工艺研究,通过测井资料计算了岩石力学参数,建立了吉木萨尔地区岩石力学特性剖面,优选出了该区的钻头选型,应用先进集成技术,实现了二叠系芦草沟组机械钻速突破,推广应用PDC钻头后,芦草沟组机械钻速比2011年提高51.09%,比2012年直井芦草沟组提高34.78%；通过新技术不断完善与优化,形成了一套针对吉木萨尔致密油的水平井钻井配套技术,为吉木萨尔凹陷致密油十亿吨级大发现提供了坚实的技术保障。借鉴直井PDC钻头选型及使用情况,J172_H井水平段通过试验PDC钻头,水平井水平段试验2只PDC钻头完成全部进尺,机械钻速2.44m/h,比牙轮钻头提高99.27%,大幅度提高机械钻速及行程钻速；进一步优化PDC钻头型号后,J251H井、J32H井机械钻速较J172H分别提高19.26%、25.41%,机械钻速稳步提升。