超长水平段水平井一般指水平段长度大于3 000 m的水平井。当前，超长水平段水平井已经成为北美页岩气开发的主要手段之一，3 000～6 000 m长水平段已经成为Appalachia、Fayetteville和Haynesville三大区域的主流开发模式。研究可知，单井水平段长度增加20%，开发成本降低10.7%^[1-3]，且采用超长水平段水平井开发，可使用1.3口井的成本完成近2口井的产能。据统计，北美页岩气水平井水平段长度逐年增长，单井成本逐渐降低，2017—2018年水平段长度突破至6 366.00 m，Marcellus区块2018年水平段长度超过4 267.20 m的井占比达18%，Outlaw C11H井水平段长度达到5 943.60 m；Purple Hayes 1H井水平段长度达5 652.21 m^[4-5]。2019年，Utica地区完钻水平段长度大于4 500 m的水平井18口，水平段长度在4 721～6 288 m^[6]。超长水平段水平井钻井技术为页岩气高效开发提供了技术支持。

近年来，中国石化通过持续的理论研究与技术攻关，在涪陵、南川等区块已经完成了多口超长水平段水平井施工，水平段长度由开发初期的1 500～2 000 m增至3 000～4 000 m，目前累计完成水平段长度2 700 m以上的水平井15口。其中，2017年完钻的JY2-5HF井水平段长度达到3 065 m^[7]，2021年完钻的SY9-6HF井水平段长度3 601 m^[8]，2022年完钻的SY9-3HF井水平段长度4 035 m，JY18-S12HF井水平段长度4 286 m。通过持续优化长水平段水平井钻井工艺，目前已经初步形成了4 000 m超长水平段水平井钻井技术。笔者系统总结了中国石化超长水平段水平井钻井技术的新进展，结合勘探开发实践分析了当前存在的主要技术难点，并讨论了页岩气超长水平段水平井钻井技术发展前景，以期促进中国石化超长水平段水平井技术的发展。

1.   超长水平段水平井钻井技术新进展

中国石化针对页岩气超长水平段水平井钻井中的井位优选、井眼轨迹控制、摩阻扭矩控制和井筒长效密封等主要难题，从地质评价选区、关键工具、井筒工作液等方面开展了技术攻关和现场实践，使页岩气水平井水平段长度取得新突破，初步形成了适用于具有中国页岩气地质特征的超长水平段水平井钻井技术，并完钻了5口超长水平段页岩气水平井，为页岩气的高效开发提供了技术支撑。

1.1   地质选区评价技术

地质选区评价是超长水平段水平井高效开发的核心关键之一，为解决超长水平段水平井井位部署、装备配套、地质建模等难题，开展了以构造单元评价、微构造及断裂体系评价、地层倾角评价、埋深评价、储层非均质性评价和各向异性评价等为核心的超长水平段页岩气水平井选区评价研究，形成了超长水平段水平井地质评价选区原则：1）具备稳定构造单元，构造宽缓，变形弱；2）避开断层发育区，尽量规避天然裂缝发育破碎带；3）具备合理的埋深条件；4）沉积环境稳定，储层平面分布稳定，非均质性弱；5）避开高应力区，应力各向异性弱。

涪陵工区进行了超长水平段水平井部署与实施验证，一是在焦石坝主体区完成了超长水平段试验井JY18-S12HF井的部署论证，完钻水平段长4 286 m；二是在东胜区块钻成了SY9-3HF井、SY9-6HF井，水平段长度分别为4 035和3 601 m。例如，JY18-S12HF井完钻井深7 161 m，水平段长4 286 m，其所在构造位于焦石坝主体北东缘，西邻江东断鼻构造，构造整体宽缓、地层视倾角3.33°～7.68°，水平段埋深2 600～2 800 m，中大尺度断裂不发育，水平段方位平行构造与断裂走向；地震曲率以空白、斑点特征为主，天然裂缝欠发育，实钻未发生大型漏失，应力场以弱拉张应力环境为主，应力集中效应弱，具备较好的井壁稳定条件，目的层发育一套深水陆棚相硅质页岩、黏土质硅质页岩，沉积厚度稳定。

1.2   超长水平段水平井装备配套优化技术

为适应超长水平段水平井强化参数需要，以地层破裂压力当量密度、钻井水力参数、钻井设备功率和钻井工具强度等性能参数为边界约束条件，建立了超长水平段水平井延伸能力评价模型^[9-10]，分析了水平段延伸过程中悬重、泵压、扭矩等参数对钻井装备的性能要求，对钻井泵及顶驱等核心装备进行了优化升级，初步确立了超长水平段水平井装备的配套方案。

通过分析水平段长度与大钩提升能力的关系，优选70型钻机，最大钩载4 500 kN；通过分析长水平段转速、水平段长度与扭矩，优选500/750 t双电机顶驱，最大载荷4 500 kN，工作扭矩50 kN·m（0～110 r/min连续），最大扭矩75 kN·m（间断）。为满足长水平段井筒清洁需求，提高环空返速，优选额定泵压为52 MPa的F1600HL高压钻井泵；根据井深及强化参数需求，优选压力等级52 MPa或70 MPa的鹅颈管、冲管、中心管和上下旋塞等管汇。

1.3   长水平段降摩减阻技术

针对长水平段钻井施工时摩阻高、岩屑易堆积、钻井液润滑性差和流态不稳定等难点^[11-13]，研究应用了高性能油基钻井液及高效降摩减阻工具，保证了井下安全，提高了机械钻速。

1.3.1   高性能油基钻井液

利用研制的高效提切剂、高性能油基钻井液润滑剂，构建适用于超长水平段水平井的高性能油基钻井液。

1）高效提切剂。为增强钻井液的携岩能力，提高井眼清洁效率，研发了SSC-HyMod提切剂，该提切剂通过高分子合成，将清水基团与憎水基团合成具有R1-X-R2结构的油溶性聚合物材料，其中清水基团主要为酰胺基或酰基基团，该结构在油基钻井液中将通过静电引力或氢键与其他基团相互作用形成比表面积大的网络结构，而分子中的长烷基直链之间也可以通过缔合作用形成三维网络结构，实现增黏、提切的目的，可维持油基钻井液塑性黏度稳定，应用过程中，动塑比可提至0.35～0.45，具有充分携岩、高效清洁井眼等优点，在JY18-S12HF井等10口井中应用后，动切力提高50%以上，动塑比提高30%～40%，提切效果良好。

2）高性能油基钻井液润滑剂。为降低长水平段摩阻、减小管柱磨损，采用外循环高压反应技术，以油酸为主剂，加入含有硫、磷、氯的化合物，形成具有极压功能基团的抗磨材料，再与润滑液基液混配，研制了高性能油基钻井液润滑剂，其中极压抗磨剂成分在载荷面的凸起点上，由于极压高温及新暴露的金属表面的高活性分子中的活性元素硫、磷、氯与金属产生化学反应形成硫化物、氯化物等低熔点物质，形成牢固的极压膜，降低了抗剪切强度，从而达到降低摩擦系数的目的。润滑系数可降低42.19%，滑块摩阻系数≤0.043 9，在涪陵、川渝、宜昌等地区应用20余井次，钻进摩阻降低15%，起钻摩阻降低30%，润滑效果良好。

3）强封堵、强抑制性油基钻井液。针对四川盆地目的层龙马溪组—五峰组页岩层理及裂缝发育、部分层段存在断层破碎带和井壁失稳风险高等特点，研发了强封堵、强抑制性油基钻井液，其配方为基础油相+2.4%主乳化剂+0.8%辅乳化剂+氧化钙+有机土+26.0%CaCl₂溶液+纳米级封堵剂+氧化沥青+SSC-HyMod提切剂+润湿剂+承压封堵降滤失剂+井眼强化剂+重晶石。室内评价试验表明，与原用钻井液相比，岩心回收率由97.94%提高至99.24%，膨胀率由0.38%降低至0.25%，滤失量降低60.9%，表明该钻井液具有良好的防塌抑制性，可有效地维护超水平段井壁的稳定，保障施工安全。该钻井液在现场应用20余口井，其中JY147-2HF井完钻井深7 006 m，水平段长度2 621 m，完钻井径扩大率为4.23%，较邻井降低52.6%，实钻过程中未发生垮塌掉块，上提摩阻稳定在176.4～215.6 kN，较邻井降低32%，施工期间起下钻作业顺利。

1.3.2   降摩减阻工具

为实现超长水平段岩屑高效返出，降低井下摩阻，研制了双螺旋随钻井壁修整器和清砂钻杆。

1）双螺旋随钻井壁修整器。为了提高水平段岩屑返出效率，实现降摩减阻，结合V形叶片的造涡携砂能力和螺旋叶片的导流能力，分析了螺旋线数、螺距与扩孔效果、井壁摩擦力的关系，在保证微扩孔效果的基础上，以接触摩擦力最小为目标，研制了双螺旋随钻井壁修整器（见图1）。螺旋结构锥度为12°～18°，2个螺旋，4个螺旋翼，螺距390 mm，螺旋翼上布置倒划眼齿，实现了对井底岩屑床的抽汲及有效切削；采用偏心结构设计，提高了钻柱旋转作用下的岩屑床清理效果，现场应用30余井次，应用效果较好。例如，JY30-S7HF井应用该工具后，返砂量是理论返砂量的1.67倍，完钻起钻水平段上提摩阻最大280 kN，下放摩阻最大240 kN，比同平台JY30-S6HF井降低13%，且水平段连续钻进1 836 m未进行短起下作业，节约了2趟短起下作业时间；JY20-S1HF井应用该工具后，返砂量是理论返砂量的1.50倍，完钻起钻水平段上提摩阻最大240 kN，下放摩阻最大200 kN，比同平台JY20-S2HF井降低15%。

图  1  双螺旋随钻井壁修整器

Figure  1.  Double helix wall trimmer with drilling

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2）清砂钻杆。为了提高环空钻井液携岩效果，预防岩屑床的形成，根据数值模拟结果，在钻杆外壁设置了螺旋槽道，环空钻井液切向速度沿径向逐渐增大。同时，流体动压力升高，井壁处流体的动能增加，环空钻井液流速增大形成紊流，高效清除贴近井壁的岩屑。JY13-S4HF井钻进2 875～4 724 m井段时，每隔450 m加入清砂钻杆，通井顺利，下钻摩阻58.8～78.4 kN，起钻摩阻117.6～147.0 kN。

1.4   低成本高效地质导向技术

针对超长裸眼水平段存在的轨迹控制难度大、地质导向困难和导向技术成本高等难点，中国石化在涪陵页岩气田大力推进了导向工具的研选与适应性研究以及国产旋转导向工具的研制，并取得了3个方面的重要进展。

1）通过综合考虑构造、倾角变化、水平段延伸能力和工具费用等因素，形成了涪陵页岩气田的导向工具研选标准和方法。

2）通过分析摩阻、扭矩和定向工作量，结合钻井周期，进行技术、经济性评价，采用常规LWD能够满足95%以上的页岩气水平井地质导向需求，基本实现了导向工具的“去旋导化”，单井导向工具费用还可节约一百万元以上^[11,14]，SY9-2HF井中使用常规导向工具，费用节约60%以上，SY9-3HF井采用LWD完成4 035 m长水平段施工，创国内LWD施工水平段最长纪录。

3）为了解决井下钻具的精确控制难、井下信噪比低等问题，开发了多扇区矢量分解方法，设计了组合编码方法，研制了“经纬领航”Ⅰ型旋转导向系统，控制精度达到±0.22°，信号上传解码率达94%，下传解码率达91%，仪器国产化率94%。该系统在JY70-S2HF井中“一趟钻”完成水平段进尺1 980 m，纯钻时间209 h，平均机械钻速9.47 m/h，不但实现了国产旋转导向工具在页岩气井中应用的实质性突破，而且验证了国产旋转导向工具在页岩气井的适应性和可靠性，为后续旋转导向工具应用和升级优化奠定了基础。

1.5   钻井参数分层优化

为了充分发挥装备、工具的提速潜力，实现不同参数搭配下钻机输入能量的最大化使用，建立了强化参数模型，形成了分层强化参数推荐图版。

1）强化参数模型。基于经典钻速方程，利用多元非线性回归方法，分层段拟合形成钻速指数、钻压指数、转速指数等关键参数，建立了分层强化参数模型^[15-16]，模型符合率86%。

2）分层强化参数推荐图版。通过分析已钻井数据，优选各层位强化参数原则，差异化强化钻压、转速或排量，选取最优机械钻速目标，形成分层强化参数推荐图版（见图2）。在涪陵工区现场应用后，机械钻速提高39.6%，钻井周期缩短38.5%。例如，SY9-2HF井三开钻压121.5 kN，排量28.94 L/s，较JY2-5HF井钻压提高25.3%，排量提高10.0%，全井钻井周期45.5 d，全井平均机械钻速11.03 m/h，机械钻速大幅提升。

图  2  分层强化参数推荐图版

Figure  2.  Stratified reinforcement parameter recommended chart

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1.6   长寿命高效破岩工具

针对页岩气水平段页岩地层硬度较高、含夹层等特点，研制应用了高效钻头和长寿命、大扭矩螺杆等关键破岩工具。

1）高效钻头。为提高水平段碳质页岩地层的钻进速度，针对易钻的龙马溪组⑤–⑧小层，研制了攻击性强、机械钻速快的ϕ215.9 mm KSD1652AGR高效PDC钻头，采用浅锥形双圆弧击碎线形、斧形齿与三棱齿的异形齿组合^[17-18]，控制PDC当量布齿密度为39～40；针对龙马溪组③小层及五峰组地层，优选高性能复合片，研制了耐磨性强、吃入能力好和定向可操控性强的ϕ215.9 mm KMD1652ADGR高效PDC钻头，控制PDC当量布齿密度为46～47，采用五刀翼结构。现场应用结果表明，高效PDC钻头平均纯钻时间132.56 h，使用寿命增长30%以上，平均机械钻速10.36 m/h，提速40%。

2）长寿命、大扭矩螺杆。为解决常规螺杆扭矩小、寿命短，难以满足超长水平段水平井高效钻进需求的问题，研发了ϕ172.0 mm长寿命大扭矩螺杆，采用修正线型设计，点接触处橡胶压缩量最大达33.9%，定子橡胶衬套与转子的接触面积减小约47.5%，定子橡胶衬套应力降低33.0%，显著延长了橡胶疲劳寿命；选用短链结构丁腈橡胶和金属离子活化剂等关键配合剂，攻克了低门尼超高硬度橡胶配方技术，研选了超高硬度油基橡胶材料，橡胶邵氏硬度达到HA90，耐油耐水温度为150 ℃；开发了基于多元强化复合材料的高耐磨TC轴承，较普通轴承磨损量平均降低36.3%。应用该螺杆后，最大扭矩21.5 kN·m，使用时间最长达484 h，平均300 h。与常规等壁厚螺杆相比，在最大效率点处扭矩提高50.6%，总效率提高28.1%；在任选压差相同点处，扭矩提高58.9%，总效率提高29.4%。

1.7   高效固井技术

为有效解决超长水平段水平井套管下入困难和水泥环长久密封完整性难以保证等难题，研发了以非金属纤维弹性材料为基础的抗高交变载荷水泥浆，形成了高强度漂浮接箍+双漂浮下套管工艺。

1）抗高交变载荷水泥浆。针对产层压裂段数增多对弹韧性水泥石在交变载荷条件下完整性要求高的情况，采用有机纤维改性与合理复配的方式自主研制了弹韧剂Deform，利用纤维桥接方式阻碍裂缝延展的机理提高水泥石的韧性，形成了抗高交变载荷水泥浆，其基本配方为嘉华G级水泥+1.5%～2.5%降滤失剂+0.5%～1.0%膨胀剂+0.3%～0.5%分散剂+1.0%～1.5%增强剂+2.0%～2.5% Deform+水+0～0.13%缓凝剂+0.13%消泡剂，密度1.45～2.35 kg/L灵活可调，弹性模量5.58 GPa，交变载荷大于70次条件下轴向形变0.63%、塑性形变0.39%。该水泥浆在涪陵、宜昌、泸州、红星等地区的75口井进行应用，压裂后环空均不带压，实现了水平段最长4 286 m、温度最高130 ℃、密度最高2.25 kg/L。涪陵工区应用抗高交变载荷水泥浆后，环空带压率由2016年的61.1%降至2020年的8.8%，解决了储层压裂改造条件下水泥环的长久密封完整性难题。

2）高强度漂浮接箍+双漂浮下套管工艺。在实钻摩阻系数较高的长水平段水平井采用常规滑动下套管方式时存在螺旋屈曲自锁风险，难以保证套管顺利下至设计井深，而漂浮下套管工艺可以解决套管不能顺利下入设计井深的问题。但是，常规漂浮接箍存在破裂盘承压能力不足、破裂盘打开情况下循环建立不稳定和破裂盘碎屑循环困难的问题，为此，自主研发了高强度漂浮接箍，采用非金属盲板，承压能力达70 MPa，破碎后的粒径小于8.0 mm，不影响后续作业，保证了漂浮下套管工艺的安全实施。同时，采用双漂浮下套管工艺显著降低套管下入摩阻，满足实钻摩阻系数较高情况下套管的安全下入。中国石化在SY9-3HF井中应用该技术后，下套管时从A靶点至井底无遇阻现象，悬重波动范围588.0～705.6 kN，成功解决了该井4 035 m长水平段套管安全下入的难题。

2.   超长水平段水平井钻井存在的问题

“十四五”时期，我国能源结构持续优化，为实现2025年天然气年产量达到 2 300×10⁸m³以上的目标，需加快页岩气勘探开发力度，而超长水平段水平井是提高页岩气产量的重要技术手段。近年来，中国石化页岩气水平井水平段不断增长，目前水平段最长为JY18-S12HF井的4 286 m，但国外最长水平段纪录达到6 366 m^[19]，国内水平段长度3 000 m以上的超长水平段水平井占比远低于国外，国内页岩气区块地质条件复杂、非均质性强，在地质选区评价体系、工具装备性能、降摩减阻技术和固井配套体系与工艺方面仍存在诸多挑战与难题。

1）页岩气超长水平段水平井地质选区与评价体系不完善。超长水平段水平井地质评价主要面临3个问题：一是需要进一步优化目前的地质评价体系，区别于常规水平井钻井，超长水平段水平井随着水平段长度延伸，与之相对应的断缝体系、应力变化、井壁稳定性等不确定性进一步增强，需要思考如何建立基于系统性思维的评价体系；二是评价手段单一，目前的评价手段基本借鉴常规的地质评价工具，采用分散式单项评价，多要素定性分析进行综合地质评价，针对性不强，各影响因素无法量化，需要进一步丰富完善评价手段；三是实验方法及评价工具技术薄弱，缺乏超长水平段水平井工艺、参数的物模、数模相关软硬件基础设施配套。

2）关键提速工具的使用寿命和性能存在较大差距。页岩气超长水平段水平井钻井工具与装备主要在以下方面存在差距：a. 国外提速工具的使用寿命长、性能稳定，螺杆钻具的转速达1 000 r/min、使用寿命达1 000 h以上^[20]，而中国石化目前研制应用的螺杆转速550 r/min、使用寿命200～300 h，与国外的螺杆相比存在较大差距；b. 目前国内的钻头单趟钻进尺最长达4 225 m，而国外的钻头单趟钻进尺早已突破5 000 m^[21]；c. 国外旋转导向工具的造斜率可达到（16°～18°）/30m，而国内旋转导向工具在造斜率、安全可靠性等方面仍有较大差距。

3）降摩减阻技术有待提高。a. 钻井液方面，与国外油服公司相比，在相同密度情况下国内油基钻井液普遍存在黏度高、切力较低和流变性能差等问题，高端油基钻井液处理剂较少，性能指标存在较大差距；b. 降摩减阻工具方面，国外以振荡类降摩减阻工具为主，产品类型丰富、性能稳定，对改善定向控制、提高机械钻速和井眼清洁具有显著效果，目前中国石化研制的水力振荡器在现场应用中虽然取得了较好的降摩减阻效果，但在可靠性、使用寿命等方面还有待提升，需要对工具设计、在钻具组合中的安放位置等方面开展更加深入的研究。

4）下套管工艺与水泥浆配套不足。a. 下套管工艺方面，国外页岩气超长水平段水平井中广泛应用漂浮下套管技术，而中国石化仅有1口超长水平段页岩气水平井应用了该技术，漂浮工具在非金属材料承压能力、精准打开结构设计方面存在差距；b. 水泥浆方面，国外研发的泡沫水泥浆已广泛用于北美的页岩气超长水平段水平井固井，实现了页岩气井全生命周期环空封固，而国内泡沫水泥浆在页岩气井中的应用尚处于初期阶段。

3.   超长水平段水平井钻井发展建议

超长水平段水平井技术是国内外实现页岩气大规模开发降本增效的重要方向，通过加强超长水平段水平井地质评价技术、关键提速工具和装备、超长水平段降摩减阻技术、套管下入与长效封固技术等方面的研究攻关，以经济、安全、高效为原则，逐步形成成熟的页岩气超长水平段水平井高效钻井技术方案，全面提升页岩气超长水平段水平井工程技术水平，为页岩气高效开发提供强力的技术支撑。

1）加强对超长水平段水平井地质评价技术的研究与攻关，建立相适应的评价体系，丰富评价手段；同时加大相关实验装备与软件配套技术的攻关研发，如长水平段井壁稳定性技术攻关、井震结合动态预控技术、地质工程一体化评价手段等，形成完善的超长水平段水平井地质评价技术体系，精确评价分析超长水平段水平井部署井位。

2）强化关键提速工具研发力度，重点开展工具关键材料和机械结构的研究，开发低成本高造斜率旋转导向系统、高性能螺杆、扭力冲击器、井下动态参数控制工具、切深自调节PDC钻头及智能参数采集PDC钻头等工具，并加快超长水平段水平井钻井装备配套，不断提高工具与装备性能，形成超长水平段水平井关键提速工具和装备产品系列，实现超长水平段水平井超长裸眼段一趟钻完成，大幅缩短钻井周期。

3）加强高效降摩减阻技术研究，基于地层地质、工程要求，开展清洁油基钻井液体系构建，开展油基钻井液提切剂、高效润滑剂、高性能乳化剂、多尺度封堵剂研选，对钻井液配方进行优化与评价，形成适用于超长水平段水平井的清洁钻井液。同时，对国内外水力振荡器、扭力冲击器和清砂短节等降摩减阻工具进行研选并进行相关的攻关研制，以降低摩阻扭矩为目标函数确定降摩减阻工具最优安放位置，形成最佳的降摩减阻设计方案，提高超长水平段水平井定向钻井效率。

4）加强固井液体系和下套管工具研究，借鉴国外页岩气超长水平段水平井广泛应用漂浮下套管技术的经验，大力开展高承压破碎式漂浮下套管工具、可精准打开的漂浮下套管工具、高效偏心自旋转引鞋研制，加强高精度套管下入计算软件开发。同时，大力开展固井液及其添加剂的基础理论研究，研发高效冲洗前置液、泡沫水泥浆等高性能固井液体系，设计适用于超长水平段水平井的多级冲洗工艺，实现页岩气超长水平段水平井全生命周期的高效封固。

4.   结束语

经过多年来的技术攻关与实践探索，中国石化页岩气超长水平段水平井钻井技术装备配套、工具和工艺等取得重大进步，实现了关键旋转导向工具的国产化，初步形成了页岩气超长水平段水平井钻井技术，有力支撑了国内页岩气超长水平段水平井的实践探索。但是，国内页岩气区块地质条件复杂、非均质性强，页岩气超长水平段水平井的延伸能力、工具装备的作业效率及关键指标等方面与国外还存在较大的差距。因此，建议在完善现有超长水平段水平井钻井技术的基础上，进一步开展关键技术工艺的攻关研究，推动国内页岩气超长水平段水平井钻井技术发展完善，实现国内页岩气规模效益开发。