國內3 000 m 長水平段水平井鉆井實例與認識

孫永興 賈利春

樂山師范學院

長水平段水平井增加了泄流面積，可以有效提高單井產量和改善油氣藏開發效果，已經成為國內外低滲透、致密油氣、頁巖油氣等非常規油氣資源規模效益開發的重要技術之一［1-6］。北美地區依靠“長水平井＋超級壓裂”技術創新實現頁巖油氣增產增效和能源自給，其主要內涵之一即為超長水平段水平井技術。北美地區的超長水平段水平井已突破3 000 m 甚至更長，如加拿大白樺地區致密氣藏的B11-09-079-80W6 井完鉆水平段長度為3 600 m［7］，美國Eclipse 資源公司在俄亥俄州Utica 頁巖氣產區鉆成了一口超級水平井Purple Hayes 1H 井，該井井深達8 244.2 m、水平段長達5 652.2 m，創造了美國陸上水平井水平段長度新紀錄［8］。超長水平段水平井技術助推北美頁巖氣單井日產氣量和EUR(估算最終采收率)實現翻番、桶油成本降低9 美元，有效抑制了油價下滑所帶來的效益下行問題。

國內非常規油氣資源豐富，是我國未來重要的戰略接替資源。為實現非常規油氣資源的經濟有效開發，國內也正積極開展相關技術攻關，其中長水平段水平井技術是主要發展方向之一，近十幾年來水平段長度也不斷攀升，部分井水平段長已突破了3 000 m 甚至更長，如華H50-7 井水平段長度達到4 088 m。雖然超長水平段水平井有利于非常規油氣資源的開發，但給鉆井工程帶來了諸多技術挑戰，對鉆井工藝裝備和工具的要求高，整體來說國內的長水平段水平井技術與國外差距還很大［1-2］。

筆者在調研總結近十幾年來國內3 000 m 長水平段水平井鉆井實例的基礎上，系統介紹了相關實例鉆井過程中遇到的實際問題及對策措施，在此基礎上總結、梳理了長水平段水平井鉆井所面臨的技術難點，并針對這些難點找出具體的對策和發展方向，以助于推動國內3 000 m 及以上長水平段水平井鉆井技術的發展，提高該技術的應用范圍和效果，支撐非常規油氣資源的規模效益開發。

1 3 000 m 長水平段水平井鉆井實例

近十幾年來國內先后在勝利、大慶、蘇里格、長慶和西南等油氣田鉆成了3 000 m 及以上長水平段水平井［9-21］。表1 列出了國內3 000 m 及以上長水平段水平井實例和相關關鍵參數。

表1 3 000 m 及以上長水平段水平井關鍵參數Table 1 Key parameter of horizontal well with horizontal section at least 3 000 m long

1.1 勝利低滲油田應用情況

高平1 井是勝利油田部署在東營凹陷的一口大位移水平井，其造斜點515.00 m，完鉆水平段長3 462.09 m［9-13］。由于該井設計垂深淺，上部地層松軟、地層造斜能力差，且?311.2 mm 井眼造斜，定向造斜難度大，同時直井段短導致鉆具重量輕、水平段后期井內摩阻大、井底加壓十分困難，鉆具扭振現象嚴重。采取措施：(1)結合摩阻扭矩計算優化采用靶前距350 m 的單增剖面井眼軌道［9］，同時為提高儲層鉆遇率，結合地層產狀設計了中間調整靶點；(2)井眼軌跡控制方面，在二開造斜及三開水平段使用螺桿＋欠尺寸扶正器的滑動導向鉆具組合，水平段以復合鉆進為主、滑動鉆進為輔的方式使井眼軌跡盡量平滑；3 500 m 之前采用牙輪鉆頭，之后采用PDC 鉆頭，水平段前段采用加重鉆桿倒裝鉆具組合，水平段后段直井段加鉆鋌、井斜角小于30°的井段用加重鉆桿［10-12］；采用LWD 及時跟蹤分析判斷所鉆遇的地層情況，對于LWD 儀器測量盲區，采用井眼軌跡的有效預測和改進型逐點尋優法對待鉆井眼及時修正，有效控制井眼軌跡；(3) 3 200 m 以深水平段使用高性能乳化防塌鉆井液體系鉆進，在保證抑制性、防塌和潤滑的前提下，提高鉆井液的黏度和動切力保持攜巖能力，施工期間，鉆井液性能處理以穩定為主，鉆井液黏度控制在50～70 s 之間，同時充分利用固控設備采用180 目振動篩布及時清除有害固相［13］，適時補充鉆井液中白油潤滑劑及各種分子量的聚合物的有效含量；(4)通井洗井采用鉆頭+近鉆頭扶正器+井眼擴大器+鉆桿的組合，水平段長2 000 m 之前如鉆具遇阻開頂驅旋轉下入，出套管鞋之前和到井底之后開泵大排量循環；水平段2 000 m 之后如遇阻開頂驅旋轉鉆具并開泵劃眼至井底，通過通井修整井眼和大排量循環洗井，保障井眼清潔、暢通［11］。

1.2 蘇里格氣田應用情況

蘇里格氣田為典型的低孔、低滲、低壓力的致密巖性氣藏，主要采用長水平段水平井開發方式，蘇5-15-17AH 井為該區塊成功實施的一口水平段超3 000 m 的水平井，其完鉆井深6 706 m、水平段長3 056 m［15-16］。該井水平段后期為?152.4 mm井眼，井下鉆具的剛性變弱且環空壓耗逐漸升高，造成工具面調整困難、摩阻較大、無法施加有效鉆壓，同時因鉆井液排量選擇受到限制容易形成巖屑床。采取措施：(1)采用靶前距500 m 的單增剖面井眼軌道，特殊的三開井身結構為：一開?346 mm×760 m，下入?273.1 mm 表層套管；二開復合井眼包含兩段井眼，?241.3 mm×2 890 m+?215.9 mm×4 859 m，下入?177.8 mm 技術套管；三開水平段?152.4 mm×6 706 m；(2)采用PDC 鉆頭+彎螺桿的滑動導向鉆具組合，?215.9 mm 井眼開始造斜并鉆進1 201 m 水平井段，采用1.25°彎螺桿復合增斜率0.3～0.5 (°)/根，滑動鉆進時工具面調整困難、摩阻較大；?152.4 mm水平段采用1°彎螺桿復合增斜率0.2～0.3 (°)/根，水平段的后期摩阻扭矩大、滑動施工困難，使用了水力振蕩器緩解鉆具托壓［15-17］，但在滑動鉆進時調整工具面依然困難，滑動鉆進效果差；(3)該井二開以后均采用哈里伯頓PDC 鉆頭，?215.9 mm 斜井段采用MMD65DH 型，水平段采用215FXD65D 型；?152.4 mm 水平段采用FX55D 型，平均機械鉆速7.5 m/h；(4)?215.9 mm 井段采用無土相復合鹽鉆井液體系，通過無機鹽和有機鹽提高體系抑制性；?152.4 mm 水平段采用強封堵油基鉆井液，通過強化封堵、控制低剪切速率下的流變性穩定井壁、保護儲層、抗溫抗污染［15,18］；(5)?177.8 mm 技術套管串下入使用了漂浮下套管技術，確保套管順利下入［15］。

1.3 長慶隴東頁巖油應用情況

華H50-7 井是部署在長慶油田隴東頁巖油區塊的一口三維水平井，采用“導管+三開”井身結構，偏移距156.00 m，靶前距399.00 m［19］。該井2 716.00～3 120.00 m 水平段存在斷層漏失帶，容易發生失返性井漏，堵漏難度大，且水平段長達4 000.00 m，鉆井過程中摩阻扭矩較大，生產套管下入難度大。采取措施：(1)在二開小井斜角井段采用螺桿+常規PDC 鉆頭復合鉆井技術消除偏移距，使用2 只復合鉆頭快速入窗；水平段采用旋轉導向技術鉆進，為保證鉆壓傳遞采用倒裝鉆具組合，直井段使用斜臺階G105 加重鉆桿，其余井段使用S135 鉆桿；(2)針對隴東長7 段井壁垮塌嚴重的泥巖地層，采用抑制性強、固相含量低的高性能水基鉆井液，水平段鉆井液密度 1.22～1.33 g/cm3，黏度57 s，濾失量4 mL，控制固相含量＜10%、膨潤土含量＜20 g/L；配備3 臺F1600-HL 型耐壓52 MPa 的超高壓鉆井泵，鉆井排量滿足50 L/s，解決了?311.2 mm 鉆頭泥包的問題；(3)在井深4 894.00 m 和5 391.00 m 時發生漏速15 m3/h 的失返性漏失，分別采用超分子凝膠堵漏漿和“纖維水泥+錐形四面體堵漏材料+剛性顆粒”工作液堵漏控制漏速；(4)下套管前通井并使用4 個巖屑床清除器分段破壞巖屑床，采用NDS 漂浮接箍下套管，漂浮段長度為水平段趾端的3 500 m，同時每間隔50～100 m 安放一個整體式彈性扶正器，保障生產套管一次順利下至設計位置［19］。

1.4 頁巖氣應用情況

隨著四川長寧地區頁巖氣三維叢式水平井鉆井技術的成熟和不斷進步，水平段長度逐步由1 500 m提升到2 000 m 以上，2 500～3 000 m 長水平段頁巖氣井已成為趨勢。N209H1-10 井位于 N209H1a 平臺的南半支，其設計A 點垂深約3 200 m，偏移距500 m，水平段長3 000 m［21］。由于龍馬溪組地層存在斷層、褶皺等微構造變化，實鉆中井眼軌跡調整頻繁，井眼軌跡與井下鉆柱兼容性不足，導致摩阻扭矩大、鉆壓傳遞困難。采取措施：(1)采用該區塊成熟應用的“四開四完”井身結構，井眼軌道剖面為 “直-增-穩-降-扭-穩-增-穩”的雙二維軌道，上部地層預增斜防止井眼碰撞，中部井段降斜扭方位擺正后小井斜穩斜鉆進，下部地層全力增斜入靶，在水平段鉆進無需扭方位；(2)在造斜段采用旋轉導向鉆進滿足井眼軌跡造斜率高的要求，同時可以提高井眼光滑度；進入水平段后采用旋轉導向或滑動導向鉆具組合，無論哪種鉆進方式均采用地質導向，通過隨鉆方位伽馬準確判斷龍馬溪組地層傾角變化情況并及時調整井眼軌跡，保證優質頁巖儲層鉆遇率；滑動導向鉆進時，為緩解定向托壓現象采用了鉆柱扭擺系統；(3)二開?444.5 mm 井段采用聚合物無固相鉆井液或聚磺鉆井液鉆至嘉陵江組底，三開?311.2 mm井段采用鉀聚合物鉆井液、聚磺鉆井液或鉀聚磺鉆井液鉆至韓家店組頂，四開?215.9 mm 井段采用油基鉆井液或高性能水基鉆井液鉆至目的層，強化抑制、封堵性能，保障頁巖地層井壁穩定［21］。

2 對3 000 m 長水平段水平井鉆井認識

由國內3 000 m 長水平段水平井鉆井實例可知，由于水平段超長，對降低摩阻扭矩、井眼軌跡控制、井眼清潔、潤滑防卡和井壁穩定等帶來了很多技術挑戰。通過分析這些難點并提出相應的處理措施有助于長水平段水平井的鉆成和推廣。

2.1 鉆井難點

(1)摩阻扭矩大。隨著水平段的延伸，鉆柱易與井壁底部接觸造成摩阻扭矩增加，相比旋轉導向鉆進，滑動鉆進由于鉆柱不旋轉摩阻更高［1-3,9-14］。頁巖油氣、致密油氣區塊采用叢式三維水平井眼，需要扭方位鉆進［19-21］，鉆柱在井下受力情況更復雜，易造成鉆柱屈曲變形甚至自鎖，且鉆柱自重不足導致無法有效傳遞鉆壓使得水平段延伸鉆進困難。

(2)井眼軌跡控制難度大。雖然旋轉導向鉆井技術可以實現長水平段井眼軌跡高效控制［2］，但是其應用成本高昂且工具短缺，是當前國內鉆井領域的重點“卡脖子”技術［22］。如四川頁巖氣水平井在造斜段通常采用旋轉導向鉆進，進入水平段后更換為滑動導向鉆進。滑動導向鉆進方式雖然具有很強的導向能力滿足造斜率要求，但是滑動鉆進階段摩阻增大、調整工具面占用作業時效，而且滑動、復合鉆進交替進行井眼不規則、井壁微臺階較多，如果發生托壓、鉆壓傳遞困難需要頻繁起下鉆具，導致鉆進效率和軌跡控制有效性快速下降［1-3］。為保證優質儲層鉆遇率，在長水平段水平井采用地質導向鉆進，對于超薄目的層水平段箱體厚度較薄且井眼軌跡調整頻繁，增加了井眼軌跡控制難度，造成部分井段軌跡狗腿過大，給后期通井、下套管造成困難，甚至引發井下事故［23］。

(3)井眼清潔困難。在超長水平段情況下井底形成的巖屑運移距離長，同時由于不同井段井徑擴大率差異大、井眼不規則導致鉆井液流速不均，鉆井液攜巖難度大，容易在下井壁滯留形成巖屑床，造成摩阻扭矩增大，易引發托壓現象，對鉆井液攜巖、潤滑性能要求高［1-3］。如巖屑床比較嚴重會引發卡鉆等事故，如四川頁巖氣旋轉導向工具卡鉆風險高，卡鉆后事故打撈困難、處理時間長，如打撈不成功會造成部分井眼填埋側鉆甚至整個井眼報廢［24］。

(4)長水平段裸眼井壁穩定性差。由于水平段鉆井周期相對較長，在部分地層中泥巖水化問題突出，井壁圍巖在鉆井液長時間浸泡下強度不斷弱化甚至分散，同時由于地層應力釋放不均容易產生垮塌［1,13］。在超長水平段施工短起下鉆和劃眼次數多，起下鉆壓力波動大且鉆柱碰撞井壁會造成井壁失穩甚至產生大的掉塊，引發其他井下事故［13］。

2.2 鉆井關鍵技術

解決上述長水平段水平井鉆井難點的對策主要集中在井眼軌道優化設計、井眼軌跡控制、鉆井液技術、降摩降阻等方面，而近年來國外“一趟鉆”技術在致密油氣、頁巖油氣得到成功應用，在降本增效方面的成效顯著。

2.2.1 井眼軌道優化設計

井眼軌道剖面和設計參數對長水平段水平井的摩阻扭矩有明顯的影響。井眼軌道設計主要采用恒曲率法和變曲率法2 種方法，以摩阻扭矩最小來優選井眼軌道剖面，并對造斜率、靶前距、偏移距等設計參數進行優化，以降低鉆柱屈曲程度、摩阻和扭矩［2-3,14］。長水平段水平井主要目的是充分暴露儲層，因此為了獲取較長的水平段，其靶前距不宜過大［2］。井眼曲率半徑要和鉆具組合的造斜率及套管柱剛性相適應，保障起下鉆和后期下套管安全順暢［14］。同時結合所鉆地層地質力學參數進行井壁穩定評價，確定最優井眼軌道延伸方位，雖然對于頁巖氣等非常規油氣“井工廠”開發模式，井眼軌道確定以壓裂最優為指導，但是設計階段的井壁穩定評價可以作為預防措施指導安全鉆進［7］。另外對于“井工廠”叢式井做好防碰掃描分析確定合理的分離系數，降低與鄰井的碰撞風險［25］。

國外井眼軌道優化設計方面已形成了Landmark、Drilling Office、Paradigm、DrillNET 等成熟的商業化設計軟件，可以實現對摩阻扭矩、軌跡計算、防碰、水力學參數、套管下入等全方位的計算分析，為井眼軌道優化設計提供支撐。在井壁穩定評價方面以GMI 軟件為代表，可用于井眼穩定性、出砂預測、裂縫滲透性、預防套損等多種涉及地質力學問題的分析，指導井眼軌道優化設計和安全高效鉆井。

2.2.2 井眼軌跡控制技術

在上述3 000 m 長水平段水平井實例中，井眼軌跡控制技術主要采用滑動導向鉆井和旋轉導向鉆井2 種方式［2］。旋轉導向系統可以實現連續旋轉鉆進，同時所鉆井眼規則、井壁光滑，對于降低鉆柱摩阻扭矩具有顯著優勢，也可以高效控制長水平段井眼軌跡，而且可以滿足高造斜率的要求，鉆成特殊的井眼軌跡，如頁巖氣“勺型”井［26］。國外三大油服公司均已開發出商業化旋轉導向鉆井系統，如斯倫貝謝PowerDrive、貝克休斯AutoTrak 和哈里伯頓的Geo-Polit，國內仍以引進租用為主，使用成本高昂。滑動導向鉆進可以滿足長水平段水平井各井段的鉆進要求，在造斜段滑動導向同樣具有很強的導向能力，水平段也可以滿足井眼軌跡調整的要求，但是調控合理的復合、滑動鉆進比例對于鉆進效率和軌跡控制有效性至關重要［2-3］；深層、復雜儲層對螺桿的抗溫耐油性要求不斷提高，國外已研制出了抗175 ℃高溫等壁厚耐油螺桿，在提高使用壽命方面效果顯著。在旋轉導向系統被國外壟斷且難以實現低成本應用情況下，采用滑動導向鉆進是一種經濟高效的水平段井眼軌跡控制方法。

長水平段水平井鉆井的關鍵在著陸和水平段鉆進，因此普遍采用隨鉆地質導向系統識別確定目的層頂、底界深度，跟蹤調整井眼軌跡保證對優質儲層的追蹤和鉆遇率［10,15,19-20］。而旋轉地質導向因其鉆進時摩阻與扭矩小、造斜率高、鉆井時效高、井身軌跡平滑易調控等技術優勢，已在頁巖氣等非常規油氣水平井中廣泛應用［23］。為了解決常規LWD儀器距井底鉆頭測量零長延后、地層信息識別不及時的缺點，國外已開發形成了近鉆頭伽馬隨鉆測量系統，如斯倫貝謝iPZIG 系統的伽馬測點距鉆頭僅0.82 m，對地層傾角判斷更為準確，確保及時追蹤最優質的儲層［27］。同時“滑動鉆具組合+近鉆頭伽馬”相較于旋轉地質導向系統在顯著降低作業成本的同時也滿足井眼軌跡控制要求。

2.2.3 鉆井液技術

長水平段水平井鉆井液技術的核心包括保持鉆井液性能穩定、良好的攜巖和井眼清潔能力、維護井壁穩定、潤滑防卡性能滿足水平段延伸需求［1,3］。

針對鉆進長水平段的井壁穩定問題，首先要確定合理的鉆井液密度保持井眼周圍力學平衡，一方面平衡地層壓力預防井壁坍塌，另一方面要防止井漏［1,3］。同時優化鉆井液粒度分布在井壁形成良好的優質致密濾餅阻止井內壓力和地層孔隙壓力的傳遞。對于泥頁巖地層優選抑制劑抑制黏土礦物的水化分散。

在鉆進期間鉆遇地層本身的性質決定了鉆屑的粒徑和造漿程度，需要控制劣質固相的大量侵入并通過采取維護處理措施，保證鉆井液性能穩定［1］。而穩定的鉆井液流變性對于攜巖非常重要，其中動塑比是一項重要的指標參數，在控制合理鉆井液黏度和切力的前提下，適當提高鉆井液的動切力，增強鉆井液的懸浮、攜巖能力，配合水力參數優化提高井眼清潔［3］。使用必要的添加劑維持鉆井液的潤滑防卡性能，添加高效潤滑材料降低鉆具與井壁之間的摩擦因數，降濾失劑降低濾失量減小濾餅厚度，確保潤滑防卡效果［1］。

對于層理發育的頁巖地層可根據不同鉆井需求定制個性化鉆井液體系，針對微裂縫漏失和部分黏土礦物水化分散的難題，頁巖氣井的鉆井液體系以強封堵、強抑制性為主，國內外均形成了油基鉆井液和高性能水基鉆井液兩種體系，維護頁巖長水平段水平井的井壁穩定，保障施工安全。如在YS108H4-2 井應用高性能水基鉆井液，井徑規則，平均井徑擴大率為5.71%，電測一次成功［28］。

2.2.4 降摩減阻技術

對井下摩阻扭矩的分析和控制是貫穿長水平段水平井鉆井全過程的主線［2］。長水平段水平井降摩減阻不僅需要優化井眼軌道、采用旋轉鉆進、提高鉆井液潤滑性能等措施，還要優化鉆具組合、采用降摩減阻工具等方法。如在斜井段使用柔性斜坡鉆桿可以降低鉆具與井壁的接觸摩擦阻力，采用倒裝鉆具組合可以保證鉆壓的有效傳遞和預防黏卡，同時開展井下摩阻扭矩監測反推摩阻系數、鉆頭扭矩等參數，判斷鉆柱屈曲狀態，為水平段安全施工提供保障［1-3］。

降摩減阻工具多為機械式，常用的有巖屑床清除工具、鉆柱扭擺系統、水力振蕩器等［15-17,29-30］。對于巖屑床除了控制環空返速、提高鉆井液動切力、短起下鉆和劃眼等措施外，采用巖屑床清除工具通過破壞、改變局部流場可以有效破壞已形成的巖屑床，提高井眼清潔程度，降低鉆柱摩阻扭矩［29］。

水平段后期定向滑動鉆進鉆壓傳遞困難、摩阻扭矩高，而鉆柱扭擺系統通過頂驅帶動上部鉆柱進行周期性的交互旋轉將靜摩擦轉變為動摩擦從而釋放部分鉆柱的摩阻扭矩。國外以斯倫貝謝公司Slider 為代表，國內相關公司也開發出了相關產品，如在Long016-H1 井應用的PIPE ROCK 系統，其定向平均純鉆時效由64.3%提高到83.4%，有效消除托壓現象的同時使工具面保持長期穩定［30］。此外，水力振蕩器也具有良好的降摩減阻效果，如NOV 公司研制的水力振蕩器通過自身產生的軸向振動來消除部分鉆柱與井壁間的靜摩擦力從而降低鉆柱摩阻，在蘇77-21-40H2 井應用水力振蕩器后機械鉆速提高了26.4%［15-17］。但是對于水力振蕩器的安放位置還有待進一步的研究以發揮最佳的效果。

2.2.5 “一趟鉆”鉆井技術

對于長水平段水平井，“一趟鉆”鉆成水平段甚至造斜段+水平段已成為低油價下水平井鉆井降本增效重要途徑。北美的應用經驗表明，井深 4 000～5 000 m 的水平井應用“一趟鉆”技術后平均鉆井周期已縮短到 10 d 左右。“一趟鉆”不僅是先進高效的鉆井技術和理念的集成應用，也是團隊的協作效果［8,31］。“一趟鉆”關鍵技術不僅包括上述方面，還需要高效破巖PDC 鉆頭、強化鉆井參數和遠程專家決策系統等［8,31］。高效定制PDC 鉆頭的導向性、穩定性和研磨性大幅提高了機械鉆速和其使用壽命，如貝克休斯公司研發的Spear 鉆頭可快速、有效鉆進定向井段和長水平井段，在Eagle Ford 頁巖油一趟鉆進尺3 277.80 m［32］。遠程專家決策支持中心及時修正鉆井方案，更好地提供決策指導鉆井作業。“一趟鉆”技術已在國外頁巖氣水平井得到了單趟進尺5 652.2 m［8］，對于國內3 000 m長水平段具有重要的學習借鑒意義。

依托上述關鍵技術的應用，在部分區塊特別是非常規油氣資源已成功實施了多口3 000 m 長水平段水平井，在此基礎上進行深度融合、集成與規模化應用對形成經濟高效、成熟的3 000 m 長水平段水平井鉆井技術體系具有現實意義。

2.3 技術發展方向

國內雖然已具備了實施3 000 m 長水平段水平井的技術能力，但是成功率還偏低，特別是隨著非常規油氣資源勘探開發力度不斷提高，超長水平段水平井鉆井技術是今后較長時期內鉆井領域發展的重要方向，可有力促進致密油氣、頁巖油氣等非常規油氣資源的規模效益開發。由上述鉆井實例和應用的認識，同時結合國外相關技術現狀，國內對3 000 m及以上長水平段水平井鉆井技術的發展方向有以下幾方面。

2.3.1 鉆井工程設計基礎理論研究

目前長水平段水平井鉆井設計技術主要集中在軌道設計模型對比、鉆井液性能優化，而且井身結構多采用標準的“幾開幾完”設計理念。需要進一步開展基于井壁穩定評價、完井管柱結構設計及下入能力評價的井眼軌道優化基礎理論研究［2］。對于 “井工廠”鉆井模式，需要結合壓裂設計、地質甜點來優化地面井位部署、地下井間垂直間距和水平間距等，建立完善的長水平段水平井井眼軌道設計關鍵參數優選方法，形成滿足特性要求的長水平段水平井設計技術，增強對現場施工的保障作用，提高長水平段水平井效果和區塊的整體開發效益。

相比較于國外成熟的商業化設計軟件，國內雖然也開發出了相關軟件，如Navigator，但是仍依賴國外鉆井軟件，在功能集成、運行穩定性方面有待提高。基于井壁穩定的井眼軌道優化設計，在理論研究方面已取得顯著成果，但是還未形成商業化的應用軟件。

2.3.2 長水平段水平井高效鉆井技術

長水平段水平井鉆井過程中，旋轉導向系統在降低摩阻提高機械鉆速方面具有很大的優勢，同時還能保證井眼軌跡的精確控制，旋轉地質導向更確保造斜段成功中靶、水平段能夠完整穿行優質儲層。但是國內仍以引進租用國外旋轉導向工具為主，迫切需要加快研制國產旋轉導向系統，形成成熟穩定的商業化應用產品，打破國外的技術壟斷。井下測量儀器方面，開發和試驗近鉆頭隨鉆測量系統、隨鉆遠探測等先進裝備，實現對地層的實時判別，優化長水平段水平井的井眼軌跡。同時，在當前低油價形勢下，仍需進一步探索長水平段復合鉆進技術，增強滑動導向鉆進技術的作業能力［2］。

鉆井作業是一個高度動態化的復雜過程，摩阻扭矩分析更是貫穿整個鉆井過程，對鉆井參數的實時優化有利于水平段的延伸，如NOV 公司鉆井實時優化系統可實時獲得鉆壓、扭矩、井下振動、井底壓力、工具面方位角等參數，自動優化鉆井參數、提高鉆井效率，在Ealge Ford 水平井應用后鉆井周期縮短了約37%［32］。國內對井下多參數測量研究還處于起步階段，通過對多個井下工程參數隨鉆測量和摩阻扭矩監測及控制研究，融合大數據采集和分析對鉆井參數實時優化，對于提高長水平段鉆井效率至關重要。

在超長水平段鉆井過程中，鉆柱摩阻明顯增加，油基鉆井液潤滑性優良，同時可抑制黏土膨脹維持井壁穩定。而高性能水基鉆井液具有環保、低成本的優勢，但是對于超3 000 m 水平段其普適性仍需深入研究提升。無論對于哪種鉆井液體系，今后仍需強化鉆井液體系及配方，針對特定區塊定制個性化鉆井液體系，優化滿足長水平段水平井井壁失穩預防及控制要求［2］，降低井下故障。

2.3.3 多井段“一趟鉆”鉆井技術

美國在頁巖水平井鉆井中單井段一趟鉆已成為常態，雙井段一趟鉆甚至多井段一趟鉆持續增加，降本增效效果尤為明顯，因此在當前低油價下“一趟鉆”鉆井對于實現非常規油氣規模效益開發作用不斷凸顯［8,31］。“一趟鉆”是一項系統工程，關鍵技術包括優化井身結構、定制高效破巖PDC 鉆頭、個性化的優質鉆井液、高造斜率旋轉導向鉆井系統、強化參數鉆井、遠程專家決策支持等［8,30］。國內雖然已有水平井一趟鉆的成功案例，但是主要集中在水平段“一趟鉆”，同時在等壽命井下工具、定制高效破巖PDC 鉆頭、遠程決策系統等方面與國外仍存在顯著差距，未來要增加多井段“一趟鉆”技術攻關力度，開展高效破巖機理分析、加快形成“一趟鉆”相關配套技術。推廣和升級遠程決策支持中心，為“一趟鉆”提供有效的遠程專家決策支持，同時總結、完善并推廣各區塊及各層位所形成的最佳 “一趟鉆”技術模板，建立信息共享平臺實現相互學習、提高“一趟鉆”鉆井作業水平。

2.3.4 地質工程一體化技術

通過融合地質、物探、測井、鉆井、生產數據和多學科組織管理，國外已形成成熟的商業化地質工程一體化平臺，如Petrel 軟件進行油藏評價與工程設計，實現鉆井、完井壓裂、生產和開發等工程技術方案的不斷調整和完善［32-33］；斯倫貝謝公司設計了物探-地質-工程一體化工作流程，實現了優質儲層選區、井位部署、壓裂設計及生產優化等環節無縫銜接，提高了頁巖油區塊的整體開發效益。

國內雖然已在頁巖氣實現地質工程一體化的應用，但是地質工程一體化平臺仍以國外引進為主，在儲層甜點評價與識別方面，斯倫貝謝公司建立了sCore 三元相圖泥頁巖分類方法識別地質甜點和工程甜點，來調整優化水平井井眼軌跡，同時開發了成像測井、核磁共振測井等高端測井儀器［32］，國內在該方面差距明顯，對于甜點評價識別還處于向國外跟蹤學習階段，未來需要繼續豐富和發展地質工程一體化的核心理念和內涵，集成開發地質工程一體化商業軟件，優化井位部署和軌跡方位、水平段長度和完井壓裂設計，實現鉆井、完井壓裂、生產、開發的一體化全覆蓋，也是下一步發展的重要方向。

3 結論與建議

(1) 3 000 m 長水平段水平井鉆井所面臨的工程技術難點主要包括摩阻扭矩大、井眼軌跡控制難、井眼清潔困難、不能有效施加鉆壓、井壁穩定性差等。

(2)國內已具備了實施3 000 m 長水平井段的技術能力并得到成功實施，預測及降低鉆井摩阻扭矩問題是長水平段水平井成功與否的關鍵，其關鍵技術主要包括井眼軌道優化設計、井眼軌跡控制、鉆井液技術、降摩減阻技術和“一趟鉆”技術。

(3) 3 000 m 長水平段水平井是促進低滲透、非常規油氣資源經濟有效開發的關鍵技術之一，也是今后鉆井發展的重要方向，但與國外先進技術相比差距顯著，不僅在鉆井工程設計基礎理論和長水平段水平井高效鉆井技術方面仍需試驗摸索改進完善，而且更要加快多井段“一趟鉆”、地質工程一體化等新興技術、核心裝備的攻關試驗，形成完善成熟的3 000 m 長水平段水平井技術體系，提高作業能力，為我國低滲透、非常規油氣規模化開發提供技術支撐。