四川盆地頁巖氣超長水平段水平井鉆井實踐與認識

付 強

中國石油川慶鉆探工程有限公司工程技術處

0 引言

四川盆地頁巖氣可采資源量占全國30%，已經并將繼續(xù)成為我國頁巖氣勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場[1- 2]。隨著頁巖氣高效開發(fā)進程的不斷推進，長水平段水平井已逐漸成為頁巖氣開發(fā)領域的主要發(fā)展方向，其中水平段長大于3 000 m的超長水平段水平井在提高單井產量和提升經濟效益方面具有巨大優(yōu)勢，可以實現只鉆1口井就能動用2口井單井產量[3]。

2014年國際油價爆跌促進了北美地區(qū)頁巖油氣的第二次革命，油公司和服務公司開始嘗試使用更長的水平段提高開發(fā)效益[4- 7]，共同推動3 000 m超長水平段水平井成為頁巖油氣鉆井常規(guī)技術之一。如美國Eclipse資源公司在Utica 頁巖氣產區(qū)連續(xù)完成了3口超級水平井，其中Purple Hayes 1H井水平段長5 652.2 m，Great Scott3H井水平段長5 882.64 m，C11H井水平段長度5 943.6 m，三口井的鉆井周期均在18 d內[7]，有效地抑制了油價下滑所帶來的效益下行問題。在低油價沖擊和頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)的雙重壓力驅動下，國內也開展了頁巖氣超長水平段水平井鉆井技術的研究與實踐，并取得了諸多進展。但是超長水平井鉆井存在巖屑攜帶困難、鉆具受力復雜、井眼軌跡控制難、井壁垮塌風險高等難題[8- 9]仍然存在，尤其是四川盆地頁巖氣區(qū)塊地形復雜，受多期構造運動影響，斷裂發(fā)育，縱向上存在多壓力系統、橫向上地層起伏變化[10- 13]，進一步增加了3 000 m以上超長水平段水平井實施的難度。

本文在分析頁巖氣超長水平段水平井鉆井難點的基礎上，梳理總結超3 000 m長水平段水平井已形成的鉆井關鍵技術，并調研近幾年四川盆地水平段長超過3 000 m的頁巖氣水平井的鉆井實例，提出今后頁巖氣超長水平段水平井鉆井技術發(fā)展建議及方向，助力我國頁巖氣降本增效和規(guī)模效益開發(fā)。

1 頁巖氣超長水平段水平井鉆井難點

1.1 優(yōu)質甜點層厚度薄、鉑金靶體追蹤難度高

龍馬溪組底部強還原環(huán)境深水陸棚形成的龍一11小層是優(yōu)質甜點層，也是當前頁巖氣水平井鉆井的鉑金靶體[10]，但是龍一11小層的平均厚度10～15 m、部分區(qū)域僅有3～5 m，而龍馬溪組頁巖沉積后經歷了5次大的構造運動，導致優(yōu)質頁巖層段構造變化明顯，同時地層傾角大且變化快、褶皺及小斷層發(fā)育，如圖1所示，縱向上甜點區(qū)域存在波動變化[12]，實鉆中井眼軌跡調整頻繁，易造成穿層脫靶、優(yōu)質甜點儲層鉆遇率降低。

圖1 四川盆地龍馬溪組地震圖

1.2 長水平段井眼清潔困難、存在卡鉆風險

龍馬溪組頁巖層理、裂縫十分發(fā)育，兼具水敏性和油敏性，部分層段黏土礦物含量高，井眼穩(wěn)定性差、易坍塌掉塊[14- 16]，隨著井眼長度延伸，前期裸眼井段在鉆井液長時間浸泡下頁巖強度弱化甚至分散，井眼坍塌問題逐漸突出。同時隨著水平段長度增加，鉆井液攜巖難度增大，巖屑運移沉降易形成巖屑床，加劇井眼清潔難度。李傳武等[16]統計了Z201井區(qū)旋轉導向工具的井下故障情況，指出導致井下復雜情況的主要原因為不穩(wěn)定地層剝落掉塊和長水平段巖屑清除不干凈。旋轉導向工具卡鉆故障具有瞬間憋停頂驅、“秒殺”的特點，卡鉆后不僅打撈困難、處理時間長，打撈不成功會造成部分井眼填埋側鉆甚至整個井段報廢，而且旋轉導向工具昂貴，進一步增加鉆井成本[17]。

1.3 長水平段鉆進摩阻扭矩高、機械鉆速慢

四川盆地頁巖氣水平井目前主要采用三開三完的井身結構和“雙二維”井眼軌道模式[13]，雖然該模式井眼軌跡有利于降低水平段井下管柱摩阻，但是隨著水平段延伸，鉆具受重力影響易平躺在水平段井眼底部，造成摩阻升高、扭矩增大，托壓現象突出、無法有效傳遞鉆壓，機械鉆速難以提高。同時，井眼軌跡調整頻繁易造成部分井段呈現鋸齒狀，井下管柱的剛性與井眼相容性相互矛盾，鉆具組合不合理易造成井下鉆柱屈曲變形，進一步提高了鉆進摩阻扭矩。

N209H1- 10井采用雙二維井眼軌道模式，計算發(fā)現當水平段長達到3 000 m時起鉆摩阻將為296.4 kN、下鉆摩阻將為377.6 kN，相比水平段長為2 500 m的CNH24- 5井起鉆摩阻262.7 kN、下鉆摩阻199.7 kN，分別增加了12.83%和89.08%[13]。JY2- 5HF井水平段長在500～1 500 m時上提摩阻為80～120 kN，水平段長在2 835 m 時上提摩阻達到 280 kN，增加了1.33倍，扭矩由0.8 kN·m/300m 提高到了2.2 kN·m/300m[14]。

1.4 套管下入困難、固井優(yōu)質率提升不容易

長水平段水平井的井眼軌跡調整頻繁，套管下入過程摩阻及側向力高，套管居中度要求及安全下入難以達到預期[18- 19]。李文哲等[20]指出在長寧—威遠區(qū)塊，水平井套管下入困難的井占比達到80%～90%，部分井甚至無法下至預定井深。

頁巖氣水平井鉆井目前以油基鉆井液體系為主，附著在井壁上的油基鉆井液泥餅影響親水性的水泥石與二界面的膠結質量，易產生環(huán)空微間隙，影響水泥環(huán)層間封隔質量，而且在頁巖層段通常采用較高密度油基鉆井液，難以頂替干凈[19]，加上水平段長，水泥漿的頂替效率受影響，同時在韓家店、石牛欄和龍馬溪地層易發(fā)生井漏，固井質量優(yōu)質率提升不容易[21]。

頁巖氣水平井后期通常采用大型體積壓裂改造以提升單井采氣量，對井筒密封完整性要求高，壓裂段數增多，水泥環(huán)需承受的交變應力越多。范紅康等[14]指出在涪陵氣田焦石壩區(qū)塊頁巖氣固井的環(huán)空帶壓嚴重，帶壓比例高達87%，對水泥環(huán)的密封性要求嚴苛。

2 頁巖氣超長水平段水平井鉆井關鍵技術形成

2.1 井身結構優(yōu)化和井眼軌跡控制技術

2.1.1 井身結構優(yōu)化

川南長寧—威遠區(qū)塊主要采用“導管+三開”井身結構和“雙二維”軌道模式，并形成了“直—增—穩(wěn)—扭方位—增—水平段”、“直—增—穩(wěn)—增—平”、“勺式負位移”等多種針對性的軌道剖面，降低井眼軌跡控制難度[12]；焦石壩區(qū)塊在“導管+三開”基礎上優(yōu)化形成了“導管+二開”井身結構和小三維井眼軌跡，不僅減少套管開次，而且縮小上部井段井眼尺寸，減少了巖屑產生量、提高了一開機械鉆速[14]。

2.1.2 井眼軌跡控制技術

頁巖氣超長水平段水平井造斜段和水平段井眼軌跡控制方式以旋轉導向鉆井為主，并且添加螺桿鉆具，可有效提升水平段延伸能力、實現多井段的一趟鉆完成，如N209H71- 2井一趟鉆完成了“造斜段+水平段”總進尺3 700 m的鉆井作業(yè)。另外，滑動鉆井方式同樣適用于超長水平段水平井井眼軌跡控制，如JY2- 5HF井和SY9- 2HF井均采用彎螺桿滑動導向鉆具組合，其中SY9- 2HF井水平段第 1 趟鉆單趟進尺3 006 m[22- 23]。若常規(guī)滑動摩阻高、易托壓的難題，可增加鉆柱扭擺系統，在降摩減阻方面具有顯著的優(yōu)勢，如在L016-H1井應用鉆柱扭擺系統后平均定向純鉆時效由64.3%提高到83.4%[24]。

兩種井眼軌跡控制工具相比較而言，旋轉導向鉆井的機械鉆速顯著高于滑動導向鉆井，如N209H47- 4井和N209H71- 2井水平段采用旋轉導向鉆井，平均機械鉆速分別為15.81 m/h和23.31 m/h，SY9- 2HF井水平段采用滑動鉆井方式、平均機械鉆速13.52 m/h，但是作業(yè)成本相對節(jié)約超過60%。

2.2 鉆井參數強化和提速技術

2.2.1 鉆井參數強化

水平段不同鉆進階段配合采用高鉆壓、高轉速、高泵壓、大排量、大扭矩的“三高兩大”模式強化鉆井參數，如長寧—威遠區(qū)塊水平段采用鉆井參數為：鉆壓100～150 kN、轉速80～120 r/min、排量30～34 L/s、分段強化泵壓。為滿足參數強化需求，配置3臺1 176 kW、額定泵壓52 MPa的大功率高壓泥漿泵，保障鉆井液排量高于30 L/s；同時配備鉆井液凈化系統，包括3臺高頻振動篩、高速及中速離心機各1臺，降低劣質固相含量。N209H71- 2井采用“三高兩大”實現了?215.9 mm井眼平均機械鉆速22.12 m/h，其中造斜段至水平段平均機械鉆速24.15 m/h、水平段平均機械鉆速23.31 m/h。

2.2.2 提速技術

針對各層序的特點逐步形成了各井段快速鉆井技術模版。長寧—威遠區(qū)塊技術模板中表層井段采用氣體霧化鉆井和清水強鉆治漏等工藝技術，直井段采用個性化PDC鉆頭+高效螺桿，造斜段和水平段鉆井采用旋轉導向工具+參數強化實現提速提效[12]，在目的層段應用高效PDC鉆頭+旋轉導向工具+螺桿。其中，高效PDC鉆頭為單排16 mm或19 mm齒鋼體鉆頭、結合短保徑和大排屑流道設計提高攻擊性和使用壽命。

2.3 鉆井液體系優(yōu)選和井眼凈化技術

2.3.1 鉆井液體系優(yōu)選

頁巖地層層理、微裂縫發(fā)育和具有易吸水弱化等特點，鉆井液體系需兼具強封堵、強抑制性能，維持井眼穩(wěn)定降低垮塌風險。油基鉆井液體系破乳電壓高，對微裂縫等封堵性強、抑制黏土膨脹，且油基鉆井液體系的潤滑性優(yōu)良，可顯著降低井下鉆柱摩阻，成為頁氣巖層段鉆進的首選鉆井液。

2.3.2 井眼凈化技術

頁巖氣水平井卡鉆主要有垮塌卡鉆和沉砂卡鉆2種類型[25]。在保障鉆井液體系性能、維持井眼穩(wěn)定的同時提高井眼清潔程度,防止沉砂卡鉆。井眼凈化方面隨鉆監(jiān)測返砂量情況，實時監(jiān)控井眼清潔狀況反演井下狀態(tài)，主要采取的措施包括：固控設備使用方面，振動篩、除砂器、除泥器100%運行，離心機運行時間不低于純鉆時間的60%，配備不低于200目的振動篩篩布；在鉆具組合中加入旋流清砂器或清砂鉆桿，攪動改變井底流態(tài)提高井眼清潔程度[26]。

2.4 地質工程一體化導向鉆井技術

通過地震精細解釋準確描述儲層頂面構造和儲層分布趨勢，建立三維鉆前地質工程模型，識別工程復雜風險、提前制定防治措施。三維地質工程模型同時結合γ能譜錄井、氣測錄井、巖屑元素錄井等特殊錄井技術形成了頁巖氣超長水平井地質工程一體化導向鉆井技術，同時在鉆前、鉆中和鉆后對三維地質模型進行全過程的更新修正，實現三維模型與實鉆地質構造的不斷逼近匹配，結合隨鉆方位伽馬判斷井眼軌跡在地層穿行情況，將井眼軌跡鎖定在地質、工程“雙甜靶體”，實現對鉑金靶體優(yōu)質儲層的精準追蹤，增加“鉑金靶體”的鉆遇率。

2.5 水平段套管下入和固井技術

頁巖氣超長水平井在保障套管順利下入方面采取的主要措施：①強化通井作業(yè)。分別采用單穩(wěn)定器組合和雙穩(wěn)定器組合通井，確保井眼通暢；②根據不同井段的不同井眼條件優(yōu)選套管扶正器類型；③優(yōu)選套管下入方式。旋轉下套管方式正在逐漸占領市場,提高套管下入到位成功率[15]。

針對油基鉆井液與水泥漿接觸污染難以清洗頂替干凈和滿足大型體積壓裂的要求，采用抗污染沖洗型隔離液體系清洗套管與井壁油膜改善井壁頁巖的潤濕性；通過采用微膨脹韌性水泥漿體系實現水泥石具有韌性膨脹性能、提高界面膠結密封效果[12]。針對漏失風險大、環(huán)空帶壓難點，采用雙凝雙密度彈韌性防氣竄水泥漿體系和泡沫固井工藝，有效解決漏失、氣竄問題[23]。

3 頁巖氣超長水平段水平井實鉆分析

依托頁巖氣超長水平段水平井鉆井關鍵技術，近幾年來，中石油、中石化等在四川盆地成功實施完成了多口水平段長超3 000 m的頁巖氣水平井，JY2- 5HF井水平段長3 065 m，是中國陸上首口水平段超3 000 m的頁巖氣超長水平井；寧209H71- 3井水平段長3 100 m，為中石油首口超3 000 m的水平井；目前水平段已達4 035 m，不斷刷新中國頁巖氣井水平段最長紀錄。四川盆地頁巖氣已完鉆的超3 000 m長的超長水平段水平井見表1所示。

表1 四川盆地頁巖氣超3 000 m超長水平段水平井表

3.1 N209H71- 3井和N209H71- 2井應用情況

N209H71- 3井和N209H71- 2井為四川長寧北部低壓區(qū)同一個平臺上的兩口水平井，水平段長度均為3 100 m。其中，N209H71- 3井是中石油首口水垂比1.6、水平段長大于3 000 m的頁巖氣超長水平井，且該平臺存在井漏復雜風險高、水垂比大，為解決上述問題、確保超長水平段成功實施，對鉆具組合和鉆井參數、鉆井液體系及防卡措施、地質工程一體化導向鉆井等關鍵技術進行了優(yōu)化，對后續(xù)川南頁巖氣超長水平段水平井實施具有重要指導作用。

3.1.1 鉆具組合和鉆井參數

兩口井在水平段鉆進時均采用兼具強攻擊性和高穩(wěn)定性的5刀翼的PDC鉆頭+旋轉導向工具+螺桿+震擊器的鉆具組合。其中，N209H71- 3井采用的DD505S鉆頭最高進尺達2 261 m；N209H71- 2井采用TK56鉆頭，一趟鉆完成造斜段和水平段共計3 700 m的進尺。采用高鉆壓、高轉速、大排量，提高機械鉆速、清潔井底巖屑，快速完成水平段的鉆井。具體鉆井參數見表2所示。

表2 N209H71- 3井和N209H71- 2井水平段鉆井參數

通過對兩口井鉆井參數與機械鉆速的對比分析會發(fā)現，采用高鉆壓、高排量、高泵壓及低密度的N209H71- 2井的機械鉆速明顯高于采用低鉆壓、低排量、低泵壓及高密度的N209H71- 3井，N209H71- 2井水平段平均機械鉆速達到23.31 m/h，N209H71- 3井水平段平均機械鉆速僅10.88 m/h。N209H71- 2井提高鉆壓、排量及泵壓，降低鉆井液密度等提速提效措施有助于提高機械鉆速，并且實現一趟鉆完成“造斜段+水平段”的總進尺3 700 m鉆井作業(yè)，證明所選用鉆頭型號與地層匹配，井眼清潔措施到位。

圖2和圖3為兩口井水平段的實鉆大鉤載荷和扭矩。由圖2可知，3 500 m以前兩口井的大鉤載荷在幾乎一致；3 500 m之后，N209H71- 2井實鉆大鉤載荷明顯高于N209H71- 3井。由圖3可知，N209H71- 2井的實鉆扭矩整體高于N209H71- 3井的實鉆扭矩。結合實鉆中大鉤載荷和扭矩差異情況，采用強化參數有利于提高機械鉆速，延長單趟鉆的進尺。

圖2 N209H71- 3井和N209H71- 2井水平段鉆進的大鉤載荷圖

圖3 N209H71- 3井和N209H71- 2井水平段鉆進的扭矩圖

3.1.2 鉆井液體系及防卡措施

針對龍馬溪頁巖微裂縫、層理發(fā)育特點，鉆井液體系需具備強封堵、強抑制、懸砂攜巖、優(yōu)良潤滑等性能，一方面維持井眼穩(wěn)定，另一方面降低井下摩阻，因此在頁巖氣超長水平段以油基鉆井液為主體。N209H71- 3井和N209H71- 2井為防止鉆井過程中井壁垮塌，均采用了油基鉆井液體系，鉆井液主要性能參數見表3所示。

表3 N209H71- 3井和N209H71- 2井水平段油基鉆井液性能參數表

維持井眼清潔防止沉砂卡鉆的防卡措施主要有：在N209H71- 3井鉆具組合中加入旋流清砂器，通過改變鉆井液局部流場、擾動巖屑，提高井眼清潔程度；振動篩、除砂器、除泥器100%運行，減少鉆井液體系中有害固相含量、實鉆兩口井鉆井液固相含量均低于30%；針對旋轉導向工具“秒殺”卡鉆的特點，制定防卡及處理操作規(guī)程，遵循“發(fā)現異常，停鉆循環(huán)；出現復雜，立即起鉆”的原則，降低卡鉆風險。

根據完井測井資料顯示，N209H71- 3井和N209H71- 2井的井徑擴大率分別為3.01%和2.06%，實鉆過程中未發(fā)生垮塌掉塊，起下鉆作業(yè)順利。

3.1.3 地質工程一體化導向技術

組建一體化團隊，結合實鉆地質情況和鉆井工程情況，跟蹤、修正地質模型，地質、工程“雙甜靶體”融合，實時調整井眼軌跡和工程措施，N209H71- 3井鉑金靶體鉆遇率100%、N209H71- 2井鉑金靶體鉆遇率95%。

3.2 SY9- 2HF井應用用情況

SY9- 2HF井是部署在重慶南川區(qū)塊的常壓頁巖氣井，完鉆井深6 455 m、水平段長3 583 m。針對長裸眼水平段地質導向難、井筒凈化難、軌跡控制難和摩阻扭矩大等難點，該井采取的主要技術有：①井眼軌道優(yōu)化設計。該井采用“導管+二開”井身結構和小三維井眼軌跡，進一步簡化井身結構、降低了建井成本；②水平段低成本導向鉆井方式。水平段兩趟鉆均采用滑動鉆井方式，鉆具組合：高效PDC鉆頭+大扭矩低轉速螺桿+LWD+水力振蕩器，強化鉆井參數實現水平段平均機械鉆速13.52 m/h，在保障高鉆遇率的同時顯著降低作業(yè)成本；③地質工程一體化地質導向鉆井。通過地層構造精細建模指導軌跡優(yōu)化與調整，實現實鉆構造與預測構造特征完全吻合一致，采用階梯式軌跡穿行方法，適時調整更換鉆井工具，實現目的層優(yōu)質頁巖鉆遇率100%；④下套管方式及固井。合理設計套管類型及下套管方式，選取整體式、滾珠式及樹脂旋流型三種扶正器，實現套管順利下入；針對漏失風險大、環(huán)空帶壓難點，采用雙凝雙密度彈韌性防氣竄水泥漿體系和泡沫固井工藝，強化沖洗液配方及用量，有效解決了漏失問題、提升了水泥漿防氣竄性能。

4 頁巖氣超長水平段水平井鉆井技術發(fā)展建議

降低建井成本和提高單井產量及國內“碳達峰”、“碳中和”目標形勢下，超長水平段水平井技術已成為頁巖油氣降本增效的利器[1, 7]。在借鑒國外頁巖油開發(fā)先進技術、理念的基礎上，國內頁巖氣已成功實施了一批超3 000 m長水平段的水平井，為今后超長水平段水平井推廣應用和推動頁巖氣大規(guī)模高效益開發(fā)具有極其重要意義和啟示。但是頁巖氣超長水平段水平井鉆井進一步實踐仍面臨巖屑攜帶困難、鉆具受力復雜、井眼軌跡控制難、井壁垮塌風險高等難題，針對降低鉆井成本、縮短鉆井周期和規(guī)模效益開發(fā)的需求，建議從以下幾方面進一步加強頁巖氣超長水平井鉆井關鍵技術的攻關。

4.1 進一步探索發(fā)展低成本鉆井技術

4.1.1 國產旋轉導向鉆井工具優(yōu)化升級

旋轉導向鉆井工具在保障水平段延伸、降低摩阻扭矩、高效控制井眼軌跡方面具有顯著優(yōu)勢，但是長期以來頁巖氣水平井鉆井主要依靠國外旋轉導向工具，以租用為主，技術封鎖、使用成本高昂。針對這種被動局面，“十三五”期間中石油突破核心技術瓶頸，成功研發(fā)了CG STEER等旋轉導向鉆井系統，具備近鉆頭井斜、方位和伽馬測量功能，能夠實現儲層的精確追蹤，滿足頁巖氣等非常規(guī)油氣勘探開發(fā)需要，為降低長水平段鉆井作業(yè)成本提供了新途徑。但目前工具應用最長水平段長 2 140 m，對于水平段長超3 000 m的水平井鉆井需求，在降低儀器故障率、減少趟鉆次數方面還有待持續(xù)提升完善。

4.1.2 低成本高效滑動鉆井技術

SY9- 2HF井采用螺桿滑動鉆具組合2趟鉆完成了3 583 m水平段的鉆進任務，相對于國外旋轉導向工具節(jié)約費用60%以上[23]，降本增效成果顯著，表明滑動導向鉆井不僅具有很強的導向能力，而且是一種經濟高效的低成本鉆井方式。常規(guī)滑動鉆井主要存在儲層追蹤滯后、摩阻扭矩高、易托壓、井眼不規(guī)則致微臺階多等難題，針對這些問題在長寧—威遠等區(qū)塊頁巖氣鉆井已形成了“鉆柱扭擺系統+螺桿+水力振蕩器+近鉆頭伽馬”的高效滑動鉆具組合模式[24]，已成功實施了N216H2-3、N209H35- 5、CNH15- 3井等水平段長度超2 000 m的水平井，為超長水平段及大井斜上傾井提供了有力技術保障，不僅確保最優(yōu)質儲層的及時追蹤，而且可有效消除托壓現象，提高了鉆井時效，顯著降低作業(yè)成本的前提下同樣滿足井眼軌跡控制要求。對于超3 000 m長水平段水平井鉆井，上述高效滑動鉆具組合模式同樣具有可復制、推廣應用的前景。

4.1.3 水平段“一趟鉆”鉆井技術持續(xù)提升

“一趟鉆”鉆井技術通過采用一只鉆頭、一套鉆具組合、一次起下鉆完成整個某開次或某井段的鉆井作業(yè)，在北美頁巖油氣水平井已普遍采用該模式實現了“日進尺一英里”的提速提效效果，同時顯著降低了鉆井成本，是縮短鉆井周期、減少工程費用的有效途徑[27- 28]。在N209H71- 2井一趟鉆完成了“造斜段+水平段”共計3 700 m的鉆井進尺，在SY9- 2HF井雖然2趟鉆完成水平段，但是第1趟鉆單趟進尺3 006 m[23]，在縮短鉆井周期方面發(fā)揮了顯著支撐作用，但是與北美Utica區(qū)塊Purple Hayes 1H井的“一趟鉆”單趟進尺5 652.2 m相比，仍存在差距[8]。

提高“一趟鉆”作業(yè)能力和成功率，需要在高效PDC鉆頭、導向鉆具、鉆井參數、鉆井液體系及遠程專家決策支持等方面加強交叉學科研究[6]，針對所鉆地層開展個性化對策分析，不斷完善“一趟鉆”技術模板，打造適用于超3 000 m長水平段的水平井中“造斜段+水平段”的“一趟鉆”技術利器。

4.1.4 低成本高性能鉆井液技術

超長水平段鉆井需要解決鉆井液體系性能穩(wěn)定、潤滑性、攜巖能力和井眼清潔的問題，油基鉆井液在潤滑減阻方面具有無可比擬的優(yōu)勢，通過強化油水比、破乳電壓等性能提高攜巖能力[29]，在當前頁巖氣超長水平井取得了良好的成效。但是油基鉆井液一方面配制成本高，另一方面面臨著越來越嚴苛的環(huán)保要求，亟需在高性能水基鉆井液體系方面開展進一步技術突破攻關，解決普適性難題，提升性能使其接近或超過油基鉆井液，實現超長水平井降低作業(yè)成本。

4.2 培育安全高效的優(yōu)快鉆井技術

4.2.1 井眼高效清潔技術

提升改善井眼清潔程度方面，對于長水平段水平井推薦采用高鉆壓、高轉速、高泵壓、大排量、大扭矩的“三高兩大”鉆井參數，超3 000 m長水平段建議采用鉆壓120～150 kN、轉速100～120 r/min、泵壓32～35 MPa、排量不低于30 L/s[14- 16]。在前期強化鉆井參數基礎上，進一步開展超長水平段水平井巖屑運移及成床規(guī)律研究，繼續(xù)優(yōu)化鉆井參數、提升井眼清潔程度。同時開展高效清砂工具研制及完善，形成巖屑床高效清除工具，研發(fā)改進可降解攜砂劑，提高井底巖屑攜帶效率。

4.2.2 長水平段防漏治漏與井壁穩(wěn)定技術

川南龍馬溪組頁巖地層壓力系數高、超過2.0，實鉆采用的鉆井液密度普遍較高，同時在二疊系和三疊系地層井漏頻繁、漏失量大，極易出現由漏轉噴的井控問題[16]。而且成熟區(qū)塊的前期開發(fā)對龍馬溪組頁巖地層進行了大規(guī)模壓裂改造，造成原始地應力、地層壓力均發(fā)生變化，增加了地層壓力預測和井眼穩(wěn)定難度[14]。隨著水平段井眼不斷延伸，前期鉆開的裸眼段井眼在鉆井液浸泡影響下頁巖強度弱化，出現井眼坍塌周期問題，對于鉆井液體系防塌性、封堵性要求不斷提高[21]。同時，龍馬溪組頁巖層理、裂縫發(fā)育，部分層段存在斷層破碎帶或含風化殼，承壓能力低，易發(fā)生惡性漏失，特別是油基鉆井液情況下堵漏難度高，需要進一步攻關研制適合油基鉆井液的高承壓堵漏材料、優(yōu)化長水平段承壓堵漏工藝技術，開展裂縫性頁巖地層井眼呼吸效應規(guī)律研究，制定針對性防治措施，提高堵漏效果，維護長水平段水平井的井壁穩(wěn)定，保障施工安全。

4.2.3 水平段延伸能力評價及提升

超長水平段的延伸能力不僅受到鉆井裝備限制，也與工藝參數密切相關。高德利等[6]綜合考慮幾何約束參數(水平井造斜點深度、造斜曲率半徑)、機械約束參數(鉆機能力、管柱強度)和作業(yè)工況三方面因素建立了定向鉆井延伸極限預測模型，指導預測延伸極限。針對長水平段頁巖氣井水平段延伸鉆進困難的問題，祝效華等[30- 31]對鋁合金、鈦合金輕質鉆桿的延伸鉆進能力進行了分析，結果表明兩種類型輕質鉆桿均可以顯著降低摩阻，但是與鋼制鉆桿相比，小尺寸的合金輕質鉆桿易發(fā)生屈曲，建議在長水平段鉆進采用大尺寸合金鉆桿。針對超長水平段摩阻扭矩高、鉆壓傳遞困難、托壓現象突出等問題，劉清友[32]開展了鉆井機器人研制，通過在井底對井下管柱施加牽引力提高管柱運移效率，提升機械鉆速和水平段機械延伸能力。

4.3 地質工程一體化高效協作

李國欣等[4]指出國內雖然倡導推行了地質工程一體化多年，但整體進展及成效不顯著，重要原因之一是缺乏自主基礎平臺、核心軟件及關鍵工具，特別是還未形成成熟的地質工程一體化系統平臺，嚴重制約了地質、油藏、物探、鉆井、測井等不同工程領域形成無縫、流暢的數據流及信息流，導致寶貴經驗及理念難以及時固化與規(guī)模化推廣。

隨著人工智能、云計算、機器學習、數字孿生等新興技術的迅猛發(fā)展，未來需要繼續(xù)豐富和發(fā)展地質工程一體化的核心理念和內涵，多學科交互、快速迭代地質建模，實現對鉆完井作業(yè)的及時支持[8,33- 36]。

5 結論與建議

(1)優(yōu)質甜點層厚度薄、鉑金靶體追蹤難度高、井眼清潔困難、卡鉆風險高、鉆進摩阻扭矩高、機械鉆速慢、套管到位困難等是制約四川盆地頁巖氣超長水平段水平井施工的主要難點，尤其是復雜的地質條件，進一步增加了超長水平段水平井實施的難度。

(2)針對四川盆地頁巖氣超長水平段水平井的鉆井難點，形成以井身結構優(yōu)化、鉆井參數強化、鉆井液體系優(yōu)選和井眼凈化、地質工程一體化導向鉆井、水平段套管下入和固井技術等為核心的頁巖氣超長水平段水平井鉆井關鍵技術，有利于降低井下復雜率、復雜程度及鉆井成本，提高井眼清潔能力和儲層鉆遇率，助推超3 000 m長水平段頁巖氣井的成功率。

(3)為降低鉆井成本、縮短鉆井周期和規(guī)模效益開發(fā)的需求，進一步探索發(fā)展低成本鉆井技術,培育安全高效的優(yōu)快鉆井技術,提升地質工程一體化高效協作，形成完善成熟的頁巖氣超3 000 m長水平段水平井鉆井技術體系，開展針對不同區(qū)塊個性化技術模板研究制定、提高作業(yè)能力，促進我國頁巖氣超長水平段水平井鉆井技術發(fā)展和頁巖氣降本增效、規(guī)模效益開發(fā)。