四川盆地页岩气超长水平段水平井钻井实践与认识

付 强

中国石油川庆钻探工程有限公司工程技术处

0 引言

四川盆地页岩气可采资源量占全国30%，已经并将继续成为我国页岩气勘探开发的主战场[1- 2]。随着页岩气高效开发进程的不断推进，长水平段水平井已逐渐成为页岩气开发领域的主要发展方向，其中水平段长大于3 000 m的超长水平段水平井在提高单井产量和提升经济效益方面具有巨大优势，可以实现只钻1口井就能动用2口井单井产量[3]。

2014年国际油价爆跌促进了北美地区页岩油气的第二次革命，油公司和服务公司开始尝试使用更长的水平段提高开发效益[4- 7]，共同推动3 000 m超长水平段水平井成为页岩油气钻井常规技术之一。如美国Eclipse资源公司在Utica 页岩气产区连续完成了3口超级水平井，其中Purple Hayes 1H井水平段长5 652.2 m，Great Scott3H井水平段长5 882.64 m，C11H井水平段长度5 943.6 m，三口井的钻井周期均在18 d内[7]，有效地抑制了油价下滑所带来的效益下行问题。在低油价冲击和页岩气规模效益开发的双重压力驱动下，国内也开展了页岩气超长水平段水平井钻井技术的研究与实践，并取得了诸多进展。但是超长水平井钻井存在岩屑携带困难、钻具受力复杂、井眼轨迹控制难、井壁垮塌风险高等难题[8- 9]仍然存在，尤其是四川盆地页岩气区块地形复杂，受多期构造运动影响，断裂发育，纵向上存在多压力系统、横向上地层起伏变化[10- 13]，进一步增加了3 000 m以上超长水平段水平井实施的难度。

本文在分析页岩气超长水平段水平井钻井难点的基础上，梳理总结超3 000 m长水平段水平井已形成的钻井关键技术，并调研近几年四川盆地水平段长超过3 000 m的页岩气水平井的钻井实例，提出今后页岩气超长水平段水平井钻井技术发展建议及方向，助力我国页岩气降本增效和规模效益开发。

1 页岩气超长水平段水平井钻井难点

1.1 优质甜点层厚度薄、铂金靶体追踪难度高

龙马溪组底部强还原环境深水陆棚形成的龙一11小层是优质甜点层，也是当前页岩气水平井钻井的铂金靶体[10]，但是龙一11小层的平均厚度10～15 m、部分区域仅有3～5 m，而龙马溪组页岩沉积后经历了5次大的构造运动，导致优质页岩层段构造变化明显，同时地层倾角大且变化快、褶皱及小断层发育，如图1所示，纵向上甜点区域存在波动变化[12]，实钻中井眼轨迹调整频繁，易造成穿层脱靶、优质甜点储层钻遇率降低。

图1 四川盆地龙马溪组地震图

1.2 长水平段井眼清洁困难、存在卡钻风险

龙马溪组页岩层理、裂缝十分发育，兼具水敏性和油敏性，部分层段黏土矿物含量高，井眼稳定性差、易坍塌掉块[14- 16]，随着井眼长度延伸，前期裸眼井段在钻井液长时间浸泡下页岩强度弱化甚至分散，井眼坍塌问题逐渐突出。同时随着水平段长度增加，钻井液携岩难度增大，岩屑运移沉降易形成岩屑床，加剧井眼清洁难度。李传武等[16]统计了Z201井区旋转导向工具的井下故障情况，指出导致井下复杂情况的主要原因为不稳定地层剥落掉块和长水平段岩屑清除不干净。旋转导向工具卡钻故障具有瞬间憋停顶驱、“秒杀”的特点，卡钻后不仅打捞困难、处理时间长，打捞不成功会造成部分井眼填埋侧钻甚至整个井段报废，而且旋转导向工具昂贵，进一步增加钻井成本[17]。

1.3 长水平段钻进摩阻扭矩高、机械钻速慢

四川盆地页岩气水平井目前主要采用三开三完的井身结构和“双二维”井眼轨道模式[13]，虽然该模式井眼轨迹有利于降低水平段井下管柱摩阻，但是随着水平段延伸，钻具受重力影响易平躺在水平段井眼底部，造成摩阻升高、扭矩增大，托压现象突出、无法有效传递钻压，机械钻速难以提高。同时，井眼轨迹调整频繁易造成部分井段呈现锯齿状，井下管柱的刚性与井眼相容性相互矛盾，钻具组合不合理易造成井下钻柱屈曲变形，进一步提高了钻进摩阻扭矩。

N209H1- 10井采用双二维井眼轨道模式，计算发现当水平段长达到3 000 m时起钻摩阻将为296.4 kN、下钻摩阻将为377.6 kN，相比水平段长为2 500 m的CNH24- 5井起钻摩阻262.7 kN、下钻摩阻199.7 kN，分别增加了12.83%和89.08%[13]。JY2- 5HF井水平段长在500～1 500 m时上提摩阻为80～120 kN，水平段长在2 835 m 时上提摩阻达到 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 套管下入困难、固井优质率提升不容易

长水平段水平井的井眼轨迹调整频繁，套管下入过程摩阻及侧向力高，套管居中度要求及安全下入难以达到预期[18- 19]。李文哲等[20]指出在长宁—威远区块，水平井套管下入困难的井占比达到80%～90%，部分井甚至无法下至预定井深。

页岩气水平井钻井目前以油基钻井液体系为主，附着在井壁上的油基钻井液泥饼影响亲水性的水泥石与二界面的胶结质量，易产生环空微间隙，影响水泥环层间封隔质量，而且在页岩层段通常采用较高密度油基钻井液，难以顶替干净[19]，加上水平段长，水泥浆的顶替效率受影响，同时在韩家店、石牛栏和龙马溪地层易发生井漏，固井质量优质率提升不容易[21]。

页岩气水平井后期通常采用大型体积压裂改造以提升单井采气量，对井筒密封完整性要求高，压裂段数增多，水泥环需承受的交变应力越多。范红康等[14]指出在涪陵气田焦石坝区块页岩气固井的环空带压严重，带压比例高达87%，对水泥环的密封性要求严苛。

2 页岩气超长水平段水平井钻井关键技术形成

2.1 井身结构优化和井眼轨迹控制技术

2.1.1 井身结构优化

川南长宁—威远区块主要采用“导管+三开”井身结构和“双二维”轨道模式，并形成了“直—增—稳—扭方位—增—水平段”、“直—增—稳—增—平”、“勺式负位移”等多种针对性的轨道剖面，降低井眼轨迹控制难度[12]；焦石坝区块在“导管+三开”基础上优化形成了“导管+二开”井身结构和小三维井眼轨迹，不仅减少套管开次，而且缩小上部井段井眼尺寸，减少了岩屑产生量、提高了一开机械钻速[14]。

2.1.2 井眼轨迹控制技术

页岩气超长水平段水平井造斜段和水平段井眼轨迹控制方式以旋转导向钻井为主，并且添加螺杆钻具，可有效提升水平段延伸能力、实现多井段的一趟钻完成，如N209H71- 2井一趟钻完成了“造斜段+水平段”总进尺3 700 m的钻井作业。另外，滑动钻井方式同样适用于超长水平段水平井井眼轨迹控制，如JY2- 5HF井和SY9- 2HF井均采用弯螺杆滑动导向钻具组合，其中SY9- 2HF井水平段第 1 趟钻单趟进尺3 006 m[22- 23]。若常规滑动摩阻高、易托压的难题，可增加钻柱扭摆系统，在降摩减阻方面具有显著的优势，如在L016-H1井应用钻柱扭摆系统后平均定向纯钻时效由64.3%提高到83.4%[24]。

两种井眼轨迹控制工具相比较而言，旋转导向钻井的机械钻速显著高于滑动导向钻井，如N209H47- 4井和N209H71- 2井水平段采用旋转导向钻井，平均机械钻速分别为15.81 m/h和23.31 m/h，SY9- 2HF井水平段采用滑动钻井方式、平均机械钻速13.52 m/h，但是作业成本相对节约超过60%。

2.2 钻井参数强化和提速技术

2.2.1 钻井参数强化

水平段不同钻进阶段配合采用高钻压、高转速、高泵压、大排量、大扭矩的“三高两大”模式强化钻井参数，如长宁—威远区块水平段采用钻井参数为：钻压100～150 kN、转速80～120 r/min、排量30～34 L/s、分段强化泵压。为满足参数强化需求，配置3台1 176 kW、额定泵压52 MPa的大功率高压泥浆泵，保障钻井液排量高于30 L/s；同时配备钻井液净化系统，包括3台高频振动筛、高速及中速离心机各1台，降低劣质固相含量。N209H71- 2井采用“三高两大”实现了Ø215.9 mm井眼平均机械钻速22.12 m/h，其中造斜段至水平段平均机械钻速24.15 m/h、水平段平均机械钻速23.31 m/h。

2.2.2 提速技术

针对各层序的特点逐步形成了各井段快速钻井技术模版。长宁—威远区块技术模板中表层井段采用气体雾化钻井和清水强钻治漏等工艺技术，直井段采用个性化PDC钻头+高效螺杆，造斜段和水平段钻井采用旋转导向工具+参数强化实现提速提效[12]，在目的层段应用高效PDC钻头+旋转导向工具+螺杆。其中，高效PDC钻头为单排16 mm或19 mm齿钢体钻头、结合短保径和大排屑流道设计提高攻击性和使用寿命。

2.3 钻井液体系优选和井眼净化技术

2.3.1 钻井液体系优选

页岩地层层理、微裂缝发育和具有易吸水弱化等特点，钻井液体系需兼具强封堵、强抑制性能，维持井眼稳定降低垮塌风险。油基钻井液体系破乳电压高，对微裂缝等封堵性强、抑制黏土膨胀，且油基钻井液体系的润滑性优良，可显著降低井下钻柱摩阻，成为页气岩层段钻进的首选钻井液。

2.3.2 井眼净化技术

页岩气水平井卡钻主要有垮塌卡钻和沉砂卡钻2种类型[25]。在保障钻井液体系性能、维持井眼稳定的同时提高井眼清洁程度,防止沉砂卡钻。井眼净化方面随钻监测返砂量情况，实时监控井眼清洁状况反演井下状态，主要采取的措施包括：固控设备使用方面，振动筛、除砂器、除泥器100%运行，离心机运行时间不低于纯钻时间的60%，配备不低于200目的振动筛筛布；在钻具组合中加入旋流清砂器或清砂钻杆，搅动改变井底流态提高井眼清洁程度[26]。

2.4 地质工程一体化导向钻井技术

通过地震精细解释准确描述储层顶面构造和储层分布趋势，建立三维钻前地质工程模型，识别工程复杂风险、提前制定防治措施。三维地质工程模型同时结合γ能谱录井、气测录井、岩屑元素录井等特殊录井技术形成了页岩气超长水平井地质工程一体化导向钻井技术，同时在钻前、钻中和钻后对三维地质模型进行全过程的更新修正，实现三维模型与实钻地质构造的不断逼近匹配，结合随钻方位伽马判断井眼轨迹在地层穿行情况，将井眼轨迹锁定在地质、工程“双甜靶体”，实现对铂金靶体优质储层的精准追踪，增加“铂金靶体”的钻遇率。

2.5 水平段套管下入和固井技术

页岩气超长水平井在保障套管顺利下入方面采取的主要措施：①强化通井作业。分别采用单稳定器组合和双稳定器组合通井，确保井眼通畅；②根据不同井段的不同井眼条件优选套管扶正器类型；③优选套管下入方式。旋转下套管方式正在逐渐占领市场,提高套管下入到位成功率[15]。

针对油基钻井液与水泥浆接触污染难以清洗顶替干净和满足大型体积压裂的要求，采用抗污染冲洗型隔离液体系清洗套管与井壁油膜改善井壁页岩的润湿性；通过采用微膨胀韧性水泥浆体系实现水泥石具有韧性膨胀性能、提高界面胶结密封效果[12]。针对漏失风险大、环空带压难点，采用双凝双密度弹韧性防气窜水泥浆体系和泡沫固井工艺，有效解决漏失、气窜问题[23]。

3 页岩气超长水平段水平井实钻分析

依托页岩气超长水平段水平井钻井关键技术，近几年来，中石油、中石化等在四川盆地成功实施完成了多口水平段长超3 000 m的页岩气水平井，JY2- 5HF井水平段长3 065 m，是中国陆上首口水平段超3 000 m的页岩气超长水平井；宁209H71- 3井水平段长3 100 m，为中石油首口超3 000 m的水平井；目前水平段已达4 035 m，不断刷新中国页岩气井水平段最长纪录。四川盆地页岩气已完钻的超3 000 m长的超长水平段水平井见表1所示。

表1 四川盆地页岩气超3 000 m超长水平段水平井表

3.1 N209H71- 3井和N209H71- 2井应用情况

N209H71- 3井和N209H71- 2井为四川长宁北部低压区同一个平台上的两口水平井，水平段长度均为3 100 m。其中，N209H71- 3井是中石油首口水垂比1.6、水平段长大于3 000 m的页岩气超长水平井，且该平台存在井漏复杂风险高、水垂比大，为解决上述问题、确保超长水平段成功实施，对钻具组合和钻井参数、钻井液体系及防卡措施、地质工程一体化导向钻井等关键技术进行了优化，对后续川南页岩气超长水平段水平井实施具有重要指导作用。

3.1.1 钻具组合和钻井参数

两口井在水平段钻进时均采用兼具强攻击性和高稳定性的5刀翼的PDC钻头+旋转导向工具+螺杆+震击器的钻具组合。其中，N209H71- 3井采用的DD505S钻头最高进尺达2 261 m；N209H71- 2井采用TK56钻头，一趟钻完成造斜段和水平段共计3 700 m的进尺。采用高钻压、高转速、大排量，提高机械钻速、清洁井底岩屑，快速完成水平段的钻井。具体钻井参数见表2所示。

表2 N209H71- 3井和N209H71- 2井水平段钻井参数

通过对两口井钻井参数与机械钻速的对比分析会发现，采用高钻压、高排量、高泵压及低密度的N209H71- 2井的机械钻速明显高于采用低钻压、低排量、低泵压及高密度的N209H71- 3井，N209H71- 2井水平段平均机械钻速达到23.31 m/h，N209H71- 3井水平段平均机械钻速仅10.88 m/h。N209H71- 2井提高钻压、排量及泵压，降低钻井液密度等提速提效措施有助于提高机械钻速，并且实现一趟钻完成“造斜段+水平段”的总进尺3 700 m钻井作业，证明所选用钻头型号与地层匹配，井眼清洁措施到位。

图2和图3为两口井水平段的实钻大钩载荷和扭矩。由图2可知，3 500 m以前两口井的大钩载荷在几乎一致；3 500 m之后，N209H71- 2井实钻大钩载荷明显高于N209H71- 3井。由图3可知，N209H71- 2井的实钻扭矩整体高于N209H71- 3井的实钻扭矩。结合实钻中大钩载荷和扭矩差异情况，采用强化参数有利于提高机械钻速，延长单趟钻的进尺。

图2 N209H71- 3井和N209H71- 2井水平段钻进的大钩载荷图

图3 N209H71- 3井和N209H71- 2井水平段钻进的扭矩图

3.1.2 钻井液体系及防卡措施

针对龙马溪页岩微裂缝、层理发育特点，钻井液体系需具备强封堵、强抑制、悬砂携岩、优良润滑等性能，一方面维持井眼稳定，另一方面降低井下摩阻，因此在页岩气超长水平段以油基钻井液为主体。N209H71- 3井和N209H71- 2井为防止钻井过程中井壁垮塌，均采用了油基钻井液体系，钻井液主要性能参数见表3所示。

表3 N209H71- 3井和N209H71- 2井水平段油基钻井液性能参数表

维持井眼清洁防止沉砂卡钻的防卡措施主要有：在N209H71- 3井钻具组合中加入旋流清砂器，通过改变钻井液局部流场、扰动岩屑，提高井眼清洁程度；振动筛、除砂器、除泥器100%运行，减少钻井液体系中有害固相含量、实钻两口井钻井液固相含量均低于30%；针对旋转导向工具“秒杀”卡钻的特点，制定防卡及处理操作规程，遵循“发现异常，停钻循环；出现复杂，立即起钻”的原则，降低卡钻风险。

根据完井测井资料显示，N209H71- 3井和N209H71- 2井的井径扩大率分别为3.01%和2.06%，实钻过程中未发生垮塌掉块，起下钻作业顺利。

3.1.3 地质工程一体化导向技术

组建一体化团队，结合实钻地质情况和钻井工程情况，跟踪、修正地质模型，地质、工程“双甜靶体”融合，实时调整井眼轨迹和工程措施，N209H71- 3井铂金靶体钻遇率100%、N209H71- 2井铂金靶体钻遇率95%。

3.2 SY9- 2HF井应用用情况

SY9- 2HF井是部署在重庆南川区块的常压页岩气井，完钻井深6 455 m、水平段长3 583 m。针对长裸眼水平段地质导向难、井筒净化难、轨迹控制难和摩阻扭矩大等难点，该井采取的主要技术有：①井眼轨道优化设计。该井采用“导管+二开”井身结构和小三维井眼轨迹，进一步简化井身结构、降低了建井成本；②水平段低成本导向钻井方式。水平段两趟钻均采用滑动钻井方式，钻具组合：高效PDC钻头+大扭矩低转速螺杆+LWD+水力振荡器，强化钻井参数实现水平段平均机械钻速13.52 m/h，在保障高钻遇率的同时显著降低作业成本；③地质工程一体化地质导向钻井。通过地层构造精细建模指导轨迹优化与调整，实现实钻构造与预测构造特征完全吻合一致，采用阶梯式轨迹穿行方法，适时调整更换钻井工具，实现目的层优质页岩钻遇率100%；④下套管方式及固井。合理设计套管类型及下套管方式，选取整体式、滚珠式及树脂旋流型三种扶正器，实现套管顺利下入；针对漏失风险大、环空带压难点，采用双凝双密度弹韧性防气窜水泥浆体系和泡沫固井工艺，强化冲洗液配方及用量，有效解决了漏失问题、提升了水泥浆防气窜性能。

4 页岩气超长水平段水平井钻井技术发展建议

降低建井成本和提高单井产量及国内“碳达峰”、“碳中和”目标形势下，超长水平段水平井技术已成为页岩油气降本增效的利器[1, 7]。在借鉴国外页岩油开发先进技术、理念的基础上，国内页岩气已成功实施了一批超3 000 m长水平段的水平井，为今后超长水平段水平井推广应用和推动页岩气大规模高效益开发具有极其重要意义和启示。但是页岩气超长水平段水平井钻井进一步实践仍面临岩屑携带困难、钻具受力复杂、井眼轨迹控制难、井壁垮塌风险高等难题，针对降低钻井成本、缩短钻井周期和规模效益开发的需求，建议从以下几方面进一步加强页岩气超长水平井钻井关键技术的攻关。

4.1 进一步探索发展低成本钻井技术

4.1.1 国产旋转导向钻井工具优化升级

旋转导向钻井工具在保障水平段延伸、降低摩阻扭矩、高效控制井眼轨迹方面具有显著优势，但是长期以来页岩气水平井钻井主要依靠国外旋转导向工具，以租用为主，技术封锁、使用成本高昂。针对这种被动局面，“十三五”期间中石油突破核心技术瓶颈，成功研发了CG STEER等旋转导向钻井系统，具备近钻头井斜、方位和伽马测量功能，能够实现储层的精确追踪，满足页岩气等非常规油气勘探开发需要，为降低长水平段钻井作业成本提供了新途径。但目前工具应用最长水平段长 2 140 m，对于水平段长超3 000 m的水平井钻井需求，在降低仪器故障率、减少趟钻次数方面还有待持续提升完善。

4.1.2 低成本高效滑动钻井技术

SY9- 2HF井采用螺杆滑动钻具组合2趟钻完成了3 583 m水平段的钻进任务，相对于国外旋转导向工具节约费用60%以上[23]，降本增效成果显著，表明滑动导向钻井不仅具有很强的导向能力，而且是一种经济高效的低成本钻井方式。常规滑动钻井主要存在储层追踪滞后、摩阻扭矩高、易托压、井眼不规则致微台阶多等难题，针对这些问题在长宁—威远等区块页岩气钻井已形成了“钻柱扭摆系统+螺杆+水力振荡器+近钻头伽马”的高效滑动钻具组合模式[24]，已成功实施了N216H2-3、N209H35- 5、CNH15- 3井等水平段长度超2 000 m的水平井，为超长水平段及大井斜上倾井提供了有力技术保障，不仅确保最优质储层的及时追踪，而且可有效消除托压现象，提高了钻井时效，显著降低作业成本的前提下同样满足井眼轨迹控制要求。对于超3 000 m长水平段水平井钻井，上述高效滑动钻具组合模式同样具有可复制、推广应用的前景。

4.1.3 水平段“一趟钻”钻井技术持续提升

“一趟钻”钻井技术通过采用一只钻头、一套钻具组合、一次起下钻完成整个某开次或某井段的钻井作业，在北美页岩油气水平井已普遍采用该模式实现了“日进尺一英里”的提速提效效果，同时显著降低了钻井成本，是缩短钻井周期、减少工程费用的有效途径[27- 28]。在N209H71- 2井一趟钻完成了“造斜段+水平段”共计3 700 m的钻井进尺，在SY9- 2HF井虽然2趟钻完成水平段，但是第1趟钻单趟进尺3 006 m[23]，在缩短钻井周期方面发挥了显著支撑作用，但是与北美Utica区块Purple Hayes 1H井的“一趟钻”单趟进尺5 652.2 m相比，仍存在差距[8]。

提高“一趟钻”作业能力和成功率，需要在高效PDC钻头、导向钻具、钻井参数、钻井液体系及远程专家决策支持等方面加强交叉学科研究[6]，针对所钻地层开展个性化对策分析，不断完善“一趟钻”技术模板，打造适用于超3 000 m长水平段的水平井中“造斜段+水平段”的“一趟钻”技术利器。

4.1.4 低成本高性能钻井液技术

超长水平段钻井需要解决钻井液体系性能稳定、润滑性、携岩能力和井眼清洁的问题，油基钻井液在润滑减阻方面具有无可比拟的优势，通过强化油水比、破乳电压等性能提高携岩能力[29]，在当前页岩气超长水平井取得了良好的成效。但是油基钻井液一方面配制成本高，另一方面面临着越来越严苛的环保要求，亟需在高性能水基钻井液体系方面开展进一步技术突破攻关，解决普适性难题，提升性能使其接近或超过油基钻井液，实现超长水平井降低作业成本。

4.2 培育安全高效的优快钻井技术

4.2.1 井眼高效清洁技术

提升改善井眼清洁程度方面，对于长水平段水平井推荐采用高钻压、高转速、高泵压、大排量、大扭矩的“三高两大”钻井参数，超3 000 m长水平段建议采用钻压120～150 kN、转速100～120 r/min、泵压32～35 MPa、排量不低于30 L/s[14- 16]。在前期强化钻井参数基础上，进一步开展超长水平段水平井岩屑运移及成床规律研究，继续优化钻井参数、提升井眼清洁程度。同时开展高效清砂工具研制及完善，形成岩屑床高效清除工具，研发改进可降解携砂剂，提高井底岩屑携带效率。

4.2.2 长水平段防漏治漏与井壁稳定技术

川南龙马溪组页岩地层压力系数高、超过2.0，实钻采用的钻井液密度普遍较高，同时在二叠系和三叠系地层井漏频繁、漏失量大，极易出现由漏转喷的井控问题[16]。而且成熟区块的前期开发对龙马溪组页岩地层进行了大规模压裂改造，造成原始地应力、地层压力均发生变化，增加了地层压力预测和井眼稳定难度[14]。随着水平段井眼不断延伸，前期钻开的裸眼段井眼在钻井液浸泡影响下页岩强度弱化，出现井眼坍塌周期问题，对于钻井液体系防塌性、封堵性要求不断提高[21]。同时，龙马溪组页岩层理、裂缝发育，部分层段存在断层破碎带或含风化壳，承压能力低，易发生恶性漏失，特别是油基钻井液情况下堵漏难度高，需要进一步攻关研制适合油基钻井液的高承压堵漏材料、优化长水平段承压堵漏工艺技术，开展裂缝性页岩地层井眼呼吸效应规律研究，制定针对性防治措施，提高堵漏效果，维护长水平段水平井的井壁稳定，保障施工安全。

4.2.3 水平段延伸能力评价及提升

超长水平段的延伸能力不仅受到钻井装备限制，也与工艺参数密切相关。高德利等[6]综合考虑几何约束参数(水平井造斜点深度、造斜曲率半径)、机械约束参数(钻机能力、管柱强度)和作业工况三方面因素建立了定向钻井延伸极限预测模型，指导预测延伸极限。针对长水平段页岩气井水平段延伸钻进困难的问题，祝效华等[30- 31]对铝合金、钛合金轻质钻杆的延伸钻进能力进行了分析，结果表明两种类型轻质钻杆均可以显著降低摩阻，但是与钢制钻杆相比，小尺寸的合金轻质钻杆易发生屈曲，建议在长水平段钻进采用大尺寸合金钻杆。针对超长水平段摩阻扭矩高、钻压传递困难、托压现象突出等问题，刘清友[32]开展了钻井机器人研制，通过在井底对井下管柱施加牵引力提高管柱运移效率，提升机械钻速和水平段机械延伸能力。

4.3 地质工程一体化高效协作

李国欣等[4]指出国内虽然倡导推行了地质工程一体化多年，但整体进展及成效不显著，重要原因之一是缺乏自主基础平台、核心软件及关键工具，特别是还未形成成熟的地质工程一体化系统平台，严重制约了地质、油藏、物探、钻井、测井等不同工程领域形成无缝、流畅的数据流及信息流，导致宝贵经验及理念难以及时固化与规模化推广。

随着人工智能、云计算、机器学习、数字孪生等新兴技术的迅猛发展，未来需要继续丰富和发展地质工程一体化的核心理念和内涵，多学科交互、快速迭代地质建模，实现对钻完井作业的及时支持[8,33- 36]。

5 结论与建议

(1)优质甜点层厚度薄、铂金靶体追踪难度高、井眼清洁困难、卡钻风险高、钻进摩阻扭矩高、机械钻速慢、套管到位困难等是制约四川盆地页岩气超长水平段水平井施工的主要难点，尤其是复杂的地质条件，进一步增加了超长水平段水平井实施的难度。

(2)针对四川盆地页岩气超长水平段水平井的钻井难点，形成以井身结构优化、钻井参数强化、钻井液体系优选和井眼净化、地质工程一体化导向钻井、水平段套管下入和固井技术等为核心的页岩气超长水平段水平井钻井关键技术，有利于降低井下复杂率、复杂程度及钻井成本，提高井眼清洁能力和储层钻遇率，助推超3 000 m长水平段页岩气井的成功率。

(3)为降低钻井成本、缩短钻井周期和规模效益开发的需求，进一步探索发展低成本钻井技术,培育安全高效的优快钻井技术,提升地质工程一体化高效协作，形成完善成熟的页岩气超3 000 m长水平段水平井钻井技术体系，开展针对不同区块个性化技术模板研究制定、提高作业能力，促进我国页岩气超长水平段水平井钻井技术发展和页岩气降本增效、规模效益开发。