超长水平井是指水平段长度大于3000米的水平井，因其携带岩屑困难、钻具受力复杂、井壁垮塌风险高等诸多技术难题，在山地页岩气钻探中较难实现，一直是国内页岩气高效开发的难点。
江汉油田聚焦超长水平井技术难题，开展降摩减阻、轨迹精准控制、防碰绕障等技术攻关，在优快钻井、精准压裂等方面不断积累经验，有效提升了单井产量和开发效益，实现了页岩气田少井高产的目标。截至目前，江汉油田已成功完钻5口页岩气超长水平井，其中焦页18-S12HF井以4286米刷新国内页岩气井最长水平段纪录。
优，更优
——从“打不成”到“打得快、打得准”
从焦页1HF井的1007.9米到焦页18-S12HF井的4286米，江汉油田油气产能建设管理中心技术管理室副主任叶鑫见证了页岩气井水平段长度不断突破“上限”，同时也感受到地质导向越来越难。
地质导向被称为钻头的“眼睛”，能帮助钻头在千米深的地下找准层位。“水平段太长，常规导向技术无法满足需求，要想控制轨迹并精准中靶，非常难。”叶鑫说。
为打破桎梏，让钻头高速穿行在“薄饼”一样的优质储层中，油气产能建设管理中心联合科研院所和专业公司，成立地质导向攻关小组，首创“三图一表”地质导向跟踪方法，创建可视化地质导向平台，实现了导向技术的迭代升级。他们利用气藏管理平台地质导向模块，分区建立地质模型，滚动预测地层变化，实时调整轨迹参数，实现了精准控层、高效钻井。
“水平段一长，工具延伸摩阻增大，携带岩屑困难，井筒容易卡钻，钻具受力复杂，井壁稳定性差、垮塌风险大，因此，对钻井设备和钻具的性能要求更高、优选难度更大。”油气产能建设管理中心副经理张玉强笑称，最初打一口超长水平井的难度不亚于“西天取经”。
责任在肩，纵然有重重难关，也要一一闯关。
为减少摩阻，技术人员实时分析岩屑返出量和形态，判断井眼清洁状况，通过优化前置液，细化通井、划眼和井眼清洗方案，持续加强循环排砂，保证超长水平段井筒清洁畅通。
在钻进过程中，他们通过对地层岩性和可钻性，以及防碰绕障与防压裂干扰等技术的深入研究，有针对性地实时控制钻井参数，顺利实现了超长水平段“一趟钻”。
为了让套管平滑向前推进4000多米，技术人员经过研究讨论，采取加装扶正器、优化管串结构等措施，确保了下套管成功。
目前，油气产能建设管理中心已创新形成超长水平井关键装备与工具配套、超长水平井降摩减阻、超长水平井钻井参数动态优化等技术，实现了从“打不成”到“打得快、打得准”的重大跨越。
没有最优，只有更优。在此基础上，技术人员持续创新、大胆尝试，在焦页26-Z2HF井展开超长水平井“瘦身”试验。
所谓“瘦身井”，就是从设计源头优化，缩小各开次井眼及套管尺寸，有助于提高钻井速度、节约施工成本。但随着井筒缩小，配套的钻头、螺杆钻具等井下工具也要相应变化；环空间隙变小，下套管的摩阻也会增大……“瘦身井”技术首次在超长水平井中应用，施工难上加难。
油气产能建设管理中心组建一体化技术攻关团队，深化地层储层物性、岩石力学等研究，持续优化施工方案，优选钻具组合，采用高钻压、大排量、高转速等激进钻井参数，全力提高钻井速度和质量。
“1月底，焦页26-Z2HF井已顺利完井。全井平均机械钻速达15.14米/小时，水平段机械钻速达18.7米/小时，优质储层穿行率达100%，实现了地质和工程双优目标，为涪陵页岩气田‘瘦身井’超长水平段施工积累了宝贵的技术经验。”油气产能建设管理中心钻井管理室副主任林安国说。
准，更准
——精准压开4000多米长“薄饼”
“最难的是精准。”谈起超长水平井的压裂难点，油气产能建设管理中心完井管理室副主任吴魏感叹，“邻井干扰大，到处是人工缝网，生怕压窜了、能量跑了。”
在部署超长水平井时，江汉油田更多是选取地质条件相对较好的焦石坝老区。然而，老区井网密集，甚至有的井与井之间距离仅30米，用技术人员的话来说，就是“360度都有老井”。以焦页18-S12HF井为例，该井所在的焦页18号东平台采用“两层楼”立体开发模式，不大的平台上部署了14口井，新井压裂时容易和老井缝网沟通，一旦压窜了，后果不可逆。
此外，随着水平段延伸，施工排量提升受限，压裂液的流速越来越慢，支撑剂沉降速度会更快，一方面极易发生堵塞，另一方面能量不足会影响改造效果。再加上水平段太长，下到井底的工具取出困难，一旦出现故障，无法处理。这一切都要求压裂施工一旦开始，就不能失误。
如何分段、精准压裂，既达到预期储层改造效果，又降低对邻井的负面影响？这几年，吴魏没少费思量。
他介绍，焦页18-S12HF井4286米水平段光是压裂分段就花了两个月时间，“以前最多压30段，这口井大家经过讨论，最后定下来57段”。在57段中，哪些段多用砂用液以扩大改造规模、哪些段要控制改造规模或者放弃改造，精准压裂的“度”并不好把握。
为此，油气产能建设管理中心深入开展建模数模一体化研究，通过建立数值模型，精细描述层理缝发育、应力变化情况，定量预测剩余储量，更清楚地了解邻井人工缝网走向、储层改造效果、每个小层的开采及剩余气分布情况。
气藏变“透明”后，技术人员在立体缝网中有的放矢，明确每一段的压裂规模、设计参数，以最大程度释放产能，同时开展簇数、排量、规模等工艺参数缝网模拟分析，建立精准压裂模型，优选缝网形态与剩余气匹配并满足效益开发的工程方案，在压裂过程中通过现场分析与动态调控，实现精准压裂。目前，施工反演缝网与剩余气匹配度超过85%。
“为保证压裂改造效果，我们把暂堵工艺用到了极致。”吴魏说。考虑到超长水平井与邻井空间位置复杂，他们运用双暂堵精准压裂工艺，提前研判、及时下放暂堵剂或暂堵球，避免新井缝网与邻井人工缝网沟通形成优势缝网。焦页18-S12HF井第42~54段周边与老井距离较近、压窜风险较大，在压裂过程中，技术人员采取提前暂堵等方式，保证了施工正常进行。
借助气藏智能管理平台，技术人员针对不同区块，根据埋深设置压力梯度变化预警参数，实时监控周边邻井压力变化。“比如设置的压力梯度参数是2，超过2说明邻井压力变化幅度大，有可能是新、老井裂缝发生窜通，产生了负面干扰，导致老井复产受到影响、产量降低。这时候就要调整规模和参数。”吴魏介绍。
当焦页18-S12HF井压裂至第49段、52段、53段时，相邻的焦页19-2HF井和18-9HF井均出现井口压力增加超过3兆帕的情况。接收到系统发送的报警短信，技术人员当即决定采取“中途停泵+二次暂堵+降排量施工”的方式，既保证了施工正常进行，又减少了对邻井的负面影响。目前，焦页18-S12HF井压裂改造后井口压力高达20兆帕，地层能量充足，对老井压裂冲击也以正面影响为主。
以特色技术助力超长钻探
□经纬公司定向井工程总监 文 涛
随着页岩气高效开发不断推进，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3000米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。面对涪陵页岩气田特有的地质条件，经纬公司开展专项攻关，形成了多项特色技术，有效提高了超长水平井的钻遇率和井眼质量，降低了钻井成本。
技术人员通过对页岩储层岩性特征分析、地层精细划分及四性关系研究，总结出涪陵地区页岩储层“甜点”特征，形成了页岩气长水平段常规定向钻具“甜点”穿行技术。在现场钻井过程中，经纬公司采用页岩储层“甜点”判别方法，通过伽马、气测、钻时等曲线特征，及时调整井眼轨迹，控制钻头在设计层中穿行，大幅提高了页岩储层“甜点”段的钻遇率。
随着水平段长度增加，长裸眼水平段延伸极限预测难度大、井筒净化困难、摩阻扭矩大、钻压无法有效传递等难题也随之而来。经纬公司通过研究低摩阻变曲率剖面设计方法、优化长水平段钻具组合、高效利用降摩减阻工具等措施，形成了页岩气长水平段“一趟钻”钻井技术。目前，涪陵页岩气田2500米水平段均已实现常规定向工具穿行，水平段“一趟钻”完成占比达到30%以上。
由经纬公司自主研发的经纬刚毅牵引器经过3次迭代升级，已成为集研、产、服、用于一体的全产业链自主品牌。这项技术成功解决了深层页岩气超长水平段套管井测井施工困难等难题，形成了一套长水平段、上翘水平井等疑难水平井施工的标准和规范，填补了国内多项空白，目前已在涪陵气田完成水平段长超过2500米水平井输送近200井次。
为了进一步提升作业效率和安全性，经纬公司对施工工艺进行了系统优化，通过引进先进测量设备和实施严格作业流程控制，确保施工过程高效规范。此外，针对超长水平井的特殊要求，技术人员还制定了一套完善的井下复杂情况处理方案，包括智能化施工管理、精细化作业技术等，既保障了施工的连续性和稳定性，又提高了作业时效和安全性。
焦页18-S12HF井是在涪陵工区部署的一口重点水平井，所处区块地层构造复杂，周边邻井众多，面临较大的井控风险和防碰风险，必须保证精准钻进。按照集团公司“3000米提效、4000米配套、5000米攻关”的超长水平井“三步走”战略，经纬公司与江汉油田、江汉石油工程、工程院等企业紧密协作，顺利完成了该井4286米超长水平段施工，形成了超长水平段“一趟钻”钻井关键技术4项、一体化管理经验4项，为今后超长水平段水平井安全高效钻井提供了更多的有益借鉴。
新闻会客厅
■在页岩气超长水平井施工过程中，遇到了哪些钻井、压裂难题？如何因地制宜选择合适的工艺设备，形成了哪些自主技术？这些技术经过迭代升级，目前达到了什么水平？
江汉石油工程压裂技术专家 蒋成白
页岩气属于非常规气藏，也被称为“人工气藏”，需要把像书页一样的页岩压碎才能让气体释放出来。水平井分段多级体积压裂改造是实现页岩油气储层效益开发的有效手段。理论上，水平段越长、改造体积越大，单井控制/动用可采储量越高。
随着非常规页岩气勘探开发逐步深入，页岩气水平井向着井深更深、水平段更长的方向发展。在复杂地质条件下，只有“少井高产、效益开发”，采用超长水平段钻完井、多级分段体积压裂改造技术，才能实现更高的单井产能和储量动用程度，降低开发成本，实现效益最大化。
在国内，超长水平井压裂仍存在诸多技术瓶颈，如施工故障复杂的预控、高效压裂改造和改造后井筒清理等有效控制技术不够成熟等。
面对挑战，江汉石油工程井下测试公司压裂专家团队联合江汉油田开展一体化攻关，打造页岩气超长水平井压裂技术体系，形成了三方面成熟经验。一是开展一体化压前预控和“大平台地质-钻井-压前窜扰”分析，实行“一段一策”，通过预制双趾端滑套顺利建立首段压裂通道，提高压裂液黏度，优化施工参数，实现精准控制，确保超长水平井压裂施工零故障。二是针对超长水平段的泵送射孔难题，结合井眼轨迹优化泵送参数，有效提高了泵送一次成功率。三是受限于现有连续油管作业能力，为解决超长水平井压裂后的扫塞难题，在超长水平段趾端部分的压裂段，优选速溶桥塞或免钻桥塞作为分段工具，辅以桥塞助溶措施，保证压后全井筒与地层的连通性。
我们积极推动技术研究、现场应用一体化运行。以焦页18-S12HF井为例。该井完钻井深7161米、水平段长4286米，是目前涪陵页岩气田压裂施工规模最大、国内页岩气水平段最长的井。江汉石油工程联合江汉油田，建立甲乙方双平台长负责制，实施现场网格化、目视化管理，强化压裂、试气、泵送射孔和连续油管等多工种联合作业能力，开展“安全+技术”双交底，实现了24小时连续作业，刷新了中国石化页岩气压裂段数最多纪录，也宣告江汉井下测试公司具备了50段以上页岩气长水平段压裂作业能力。
该技术体系的顺利实施，标志着中国石化页岩气勘探开发施工能力进一步提升，为有效增加非常规油气藏储量动用率、提高单井可采储量、降低单井综合开发成本提供了有力支撑，为海相超深长水平段水平井开发技术进一步优化提供了可靠经验，有效推动了川东气田储量的整体评价和开发。
江汉石油工程钻井技术专家 胡小奎
国内外页岩气田成功开发经验表明，超长水平段水平井是提高单井控制储量和经济可采储量的重要技术手段。涪陵页岩气田开发之初，水平段一般为1500～2000米。随着我国能源需求加大和页岩气勘探开发技术工艺进步，长水平段水平井钻井技术成为油气行业攻关的主要方向。
然而，钻头在3000米深的地下穿行，由于水平段过长，岩屑携带困难易形成岩屑床，加上托压、摩阻大等问题，容易产生环空憋堵、卡钻等复杂故障，轻则影响钻井周期，重则导致整口井报废。江汉石油工程作为涪陵页岩气田产能建设的先行军和主力军，率先成立专项技术攻关团队，确立了“钻井液+轨迹+工具+参数”的技术方案。
技术团队从优化钻井液性能入手，全面展开钻井液性能优化试验，针对不同区块不同地层的20余口井进行地层岩性特征分析，开展了200多次试验，最终形成适合长水平段安全钻井的钻井液体系，有效提高了钻井液的封堵性、抑制性和润滑性，同时升级固控设备，净化钻井液，保证清洁度，为钻头前进扫清障碍。在此基础上，技术团队推广应用“常规LWD（随钻测井）+旋转导向”复合模式，降低摩阻，减少钻进托压。到2020年，水平段就已延长至2500米以上。
近年来，涪陵页岩气田产能建设逐步向更深层、更复杂的地层推进，随着“瘦身井”大面积推广，攻克超长水平段水平井关键技术需要破解更多难题。由于“瘦身井”井眼小，需要重新配套尺寸合适的工具，江汉石油工程联合甲方与生产厂家，开展长水平段水平井钻头螺杆一体化攻关，研发出抗磨高效钻头和长寿命高效螺杆，同时推广应用双向扭摆系统、旋转下套管等新工具及新工艺，引进2200马力高压泥浆泵，并将顶驱从500吨升级至750吨的双电机，实现了大功率、高扭矩、高承载力。
为了使超长水平段打得更快，技术团队分工区开展强化参数钻井试验，在安全钻进前提下分区分段强化钻压、转速、排量等参数，试验井机械钻速平均提升30%，长水平段一趟钻完成率达50%以上。2023年10月，江汉石油工程承钻的焦页18-S12HF井水平段长4286米、水平段“一趟钻”进尺4225米，一举刷新我国页岩气井水平段最长、水平段“一趟钻”进尺最长两项纪录。
涪陵气田勘探开发多年，地下井网密布，超长水平段水平井钻探还面临防碰绕障的难题。江汉石油工程大力推进定测录导一体化，采用变曲率剖面设计，研究形成三维水平井优快定向技术，灵活控制井眼轨迹，引导钻头精准到达目的地，优质储层“甜点”钻遇率达到100%。
经过多年攻坚，目前，江汉石油工程已形成超长水平段水平井钻完井技术系列20余项，水平段长度增为3000～4000米，实现了长水平段钻井技术从1.0到3.0的跨越，为涪陵页岩气田高效勘探开发提供了有力技术支撑。
