韩来聚, 牛洪波

(1.中石化胜利石油工程有限公司，山东东营 257000；2.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017)

作为有效进尺最大化的重要技术手段，长水平段水平井在国内外众多油田得到了广泛应用，已经成为低渗透油藏、裂缝性油藏和非常规油气开发的重要技术。然而，由于水平段较长、钻遇岩性复杂多样、钻井液和钻具与地层接触时间长等原因，使其钻进和固井过程中存在很多技术难题[1]。比如：现有井眼轨道设计大多通过全井段摩阻分析对轨道设计参数进行优选，但摩阻分析受个人经验影响，分析结果的可靠性有待提高；长水平段井眼轨迹控制技术单一，在使用水基钻井液时水平段延伸能力受限严重；储层物性平面变化较大，而国内水平段地层评价分析技术发展相对滞后，亟待开发基于岩性、地层界面等地层属性随钻识别的钻井参数优选和工程方案优化技术；以保障完井为目标的钻进参数优化、钻井液性能维护、完井井眼准备等相关环节的技术协调性有待提高等。上述问题均与“长水平段”密切相关，也与现阶段对长水平段水平井、大位移井和常规水平井的不同认识有一定程度的关系。因此，为进一步明确长水平段水平井与大位移井及常规水平井的区别，充分表征长水平段水平井的形态特征，笔者初步提出了以水平段和斜井段长度相对关系为指标的长水平段水平井定义，供业内讨论；详细阐述了三者在钻井关键技术、井眼形态方面的差异以及对工程设计和钻井完井工艺的影响，并从完善基础理论研究、推进一体化设计、提升长水平段钻进能力和探索经济钻井模式等方面提出了相关钻井技术的发展建议，以有助于推动国内长水平段水平井钻井技术的发展。

1 长水平段水平井的定义

对长水平段水平井而言，水平井的定义早已明确，但“长水平段”如何界定？这一问题一直没有得到解决，甚至被忽略。这导致了对“长水平段水平井”钻井技术的认识较为混乱。例如，2007年前后完钻的跃西3井、台H5-2 井等代表了涩北地区当时的水平井技术水平，但其水平段长度分别为493和625 m，该水平段长度在很多地区较为常见，因此上述井称之为长水平段水平井很难得到业内广泛认同；川西地区在介绍其相关钻井技术时把水平段长度600 m以上的井均纳入了讨论范围[2]；而吉林、长庆等油田在相关技术介绍中，把水平段长度不小于1 000 m的井才划为长水平段水平井[3-4]。由此可见，不同地区对于长水平段水平井的认识存在较大差异；而且，由于没有明确定义，相关表述用词也多种多样，缺乏规范。除了“长水平段水平井”，“长井段水平井”、“大跨度水平井”等非规范用词也时常出现在石油行业技术交流中。上述问题不仅妨碍了钻井行业对相关技术的交流，也影响了长水平段水平井钻井技术的发展。因此，对于这类技术特点不同于以往、技术界限模糊的水平井，有必要对其定义进行讨论，以规范、明确并统一起来。

应该说，给出长水平段水平井的定义不是一个纯粹的技术问题，而是一个需要普遍认可的事件，因为“长水平段”只是一个相对概念。以川西地区为例，近期完成的 XP-1H 井水平段长度为1 506 m，远远超过该地区2010年以前平均水平段长度(600 m左右)，且其关键技术集中表现在井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液润滑减阻、井眼净化、套管下入等方面[2]，与以往水平井钻井的技术要求有明显区别。故单井水平段长度达到该地区水平井平均水平段长度的一定倍数，或者其水平段长度达到一定数量级，这样的水平段就可以相对地称之为长水平段，相应的井即可称之为长水平段水平井。这样可以在一定程度上体现涩北、川西等地区相关技术发展的特点。

因此，笔者建议：借鉴大位移井的定义方法，根据其形态特征给出定义。长水平段水平井的形态特征是存在“相对较长”的水平段，为了凸显水平段长这一重要特征，笔者给出如下定义：水平段长度超过1 000 m或水平段与斜井段的长度比值大于2的井称为长水平段水平井。

2 对长水平段水平井的具体认识

自2007年以来，胜利油田针对长水平段水平井钻井技术进行了系列研究攻关和技术实践，对长水平段水平井的主要特点及相关钻井技术的认识不断深入，可规纳为以下5点：

1) 与常规水平井的技术要求有明显区别。长水平段水平井钻井技术理念的核心是，要在有限的水平位移范围内实现水平井眼长度最大化[5]。摩阻扭矩过大是实现这一目标的最大障碍。因此，对井下摩阻、扭矩的分析和控制是贯穿长水平段水平井钻井全过程的主线。在钻井工程设计阶段,井身结构和井眼轨道设计的基本优选指标为井下摩阻扭矩最小[6-7]。长水平段水平井所应用的钻井工艺技术也需要重点考虑井下摩阻扭矩的解决方案。使用旋转导向钻井技术或提高复合钻进进尺，减少水平段滑动钻进进尺，从而提高水平井井眼轨迹的圆滑程度，已经成为长水平段水平井井眼轨迹控制的关键技术[8]。相应的钻井液以及完井技术要求，也同样以减小井下摩阻扭矩为主要目标。这些技术要求与大位移井的要求更接近，却不是常规水平井需要着重考虑的问题。

2) 不完全等同于大位移水平井。大位移井的定义为：水平位移超过3 000 m或水平位移与垂深的比值大于2的定向井[9]。尽管目前实施的很多水平井具有1 000 m以上长度的水平段,但无论是水平位移还是水垂比均不符合大位移井的定义，不能划归大位移井的范畴(见表1)。

表1 部分长水平段水平井的基本数据Table 1 Basic data of some long horizontal section wells

3) 与大位移井的应用目的存在明显差异。大位移井用于海上、滩海油气开发，用以建立连接多个小断块、小圈闭的油气通道，代替复杂海底井口等方面，可节省人工岛、进海路、海底设备等大量投资[10-11]。其关键技术主要是保障延伸作业能力，实现水平位移目标。而长水平段水平井作为MRC(最大储层接触)技术的一种重要形式，其主要目的是充分暴露储层，重视打开目的层后井筒水平延伸的长度。比如，在相同垂深和位移条件下，位垂比超过2的井就可以称为大位移井，存在井斜角大于86°井段的大位移井就可以称为大位移水平井，至于目的层内水平段的长度则不作要求；而长水平段水平井则需要在同等位移条件下尽可能增大目的层内的水平段长度，以实现最大限度暴露储层的目的。

4) 轨道设计目标及方法与大位移井存在较为明显的区别。大位移井强调从井口到地质靶区的钻进延伸能力，通常会有大于60°的稳航角(sail angle)[10-11]，其井眼轨道设计目标大多是通过不同设计方法使井眼轨道以稳航角稳斜钻进，从而克服摩阻、有效传递钻压和扭矩，实现井眼轨迹控制和水平位移延伸。而长水平段水平井要在既定水平位移内最大限度地实现水平段延伸，最优稳斜角的应用空间被大大压缩，因此其轨道设计思想是追求更为简单的轨道参数优化，实现摩阻扭矩最小，而追求稳航角或最优稳斜角的必要性已经不是很大[5]。

5) 与大位移井相比关键井段有所不同。尽管长水平段水平井与大位移井二者应用了非常接近的工艺技术，但技术应用的主要井段和关键节点均存在显著区别。比如在同等位移和垂深条件下，大位移井通常具有很长的大斜度稳斜段,大斜度稳斜角称为稳航角，大于60°[11]。因此，其技术应用大多集中在斜井段。而出于充分暴露产层的目的，长水平段水平井的斜井段较短，相应的技术难点主要集中在水平段。这种轨道形态的差异决定了长水平段水平井钻井完井技术的关键节点集中在水平段着陆、水平延伸钻进和完井期间；而大位移井的关键节点集中体现在如何在大斜度井段实现最优稳斜角，保障井底位移有效延伸和后期完井方面，这与长水平段水平井的区别较大。

综上所述，减小井下摩阻扭矩、保障水平段有效延伸和完井管柱下入是长水平段水平井钻井技术的主要目标。该技术要求与大位移井的要求更接近，却不是传统水平井需要着重考虑的问题。同时，大位移井强调从井口到地下靶点的钻进延伸能力，对靶区和井眼形态没有特殊要求。而长水平段水平井则更加注重靶区要求，特别是井斜角达到86°以上井段的长度，强调井眼的水平延伸和后期作业能力，二者之间的差异显而易见。

3 长水平段水平井钻井完井技术发展建议

随着各类低效油气田高效开发需求的日益迫切，长水平段水平井钻井技术在今后较长的时期内都是钻井工程技术发展的重要方向。目前，国内已经初步形成了长水平段水平井的钻井完井技术，但仍存在基础理论薄弱、技术体系不完善、技术应用综合成本居高不下等方面的问题。笔者基于相关技术前期研究、应用的认识，对长水平段水平井钻井技术的发展提出以下3点建议：

1) 完善钻井工程设计基础理论，强化对现场的保障作用。长水平段水平井最主要的目的是在有限的水平位移范围内实现水平井眼长度最大化，但随着水平段进尺占全井进尺比例的增大，井眼轨迹控制、完井管柱下入等问题的难度和风险会显著增大，这就要求钻井工程设计，特别是井眼轨道优化设计要更加科学、有效。而目前长水平段水平井钻井设计技术主要集中在轨道设计方案对比、钻井液性能优化设计[12-15]等方面，尚未开展水平段长度与斜井段轨道设计参数同步优化的理论方法研究，完井管柱结构设计、下入能力评价与井眼轨道设计协同优化技术尚处于初步探索阶段，基于井壁稳定评价的井眼轨道设计技术有待进一步开发。因此，有必要以保障延伸钻进能力和完井管柱安全下入为目标，进行系统的井眼轨道优化基础理论研究，建立较为完善的长水平段水平井井眼轨道设计关键参数优选理论体系，进而形成满足长水平段水平井技术特性要求的钻井工程设计技术，增强对现场施工的保障作用。

2) 加强工艺技术创新，提升长水平段钻井完井技术能力。国内已经具备了较强的长水平段钻井完井技术能力，但现场试验表明：水平段长度达到1 200 m后，随着水平段的延伸，钻井作业效率快速下降，完井准备时间大幅增长。其主要技术问题集中在井下摩阻扭矩控制、长水平段井眼轨迹控制、完井管柱下入及完井质量保障等方面。因此，为了提升水平段长度达1 500 m以上水平井的钻井技术能力，需要开展4项技术攻关：a)开展长水平段水平井摩阻扭矩监测及控制技术研究，开发摩阻扭矩监测、解释所需的软件系统及处理井下复杂情况所需的配套工具；b)开发长水平段井眼轨迹高效控制技术，如长水平段复合钻进技术、旋转导向钻井技术等；c)强化钻井液体系及配方优化，结合具体区块提升钻井液应用技术水平；d)加强智能完井技术研究，为提升低效油气藏综合开发效益建立长效井筒基础。

3) 探索长水平段水平井经济钻进模式。长水平段水平井技术大多应用在物性条件较差的低效油气藏，有效降低该类油气藏开发成本是技术应用的基本前提。因此，建议首先开展以下5方面的技术研究。一是积极探索长水平段高效钻井工艺技术。长水平段机械钻速低、周期长是国内长水平段钻井普遍存在的问题。建议结合目标区块地层特点开展高效破岩机理分析，在此基础上探索应用气体钻井、泡沫钻井、高压喷射钻井等水平段高效钻井工艺技术。二是加强多参数地质导向钻井技术研究，以解决由于平面和垂向地层岩性、物性变化而造成的长水平段无效进尺，甚至是井眼损失问题。三是开发经济有效的井眼轨迹控制辅助工具系统，首先要提升滑动导向钻井系统复合钻进比例和滑动钻进能力，这也是一定时期内长水平段水平井井眼轨迹控制技术发展的主要目标，如国外开发出的导向工具自动控制及定位系统[16]、裸眼井段减摩降扭工具、变径稳定器等配套工具系统，均有助于进一步提升滑动导向钻井工具的应用空间；其次要开发低成本旋转导向、近钻头测量等先进技术。四是进行油基钻井液循环再利用技术研究和应用，降低油基钻井液使用成本。五是配套开发保障完井管柱安全下入的完井井眼准备技术、完井管柱辅助下入工具、长效固井工作液、配套工具及工艺。然后，在形成以上各单项技术的基础上，加快相关技术的集成应用与规模化应用，以逐步形成经济高效的长水平段钻井完井技术模式。

4 结论与认识

1) 长水平段水平井与常规水平井、大位移井在形态特点、设计方法、施工要点等方面存在诸多不同，为此提出了长水平段水平井的初步定义，供业内同行讨论。

2) 以经济实用型钻井装备和技术为基础，国内已经初步形成了长水平段水平井钻井技术，具备了实施3 000 m长水平井段的技术能力，可通过进一步试验摸索改善低效油气田综合开发效果的钻井配套技术，促进页岩气等非常规油气资源的经济有效开发。

3) 国内长水平段水平井钻井关键技术发展迅速，但仍需加大研究攻关力度，建立较为完善的基础理论体系，提高长度达1 500 m以上长水平段的钻井完井技术能力，结合具体区块特点探索更为经济有效的长水平段水平井钻进模式，特别是需要加强钻井工程优化设计、多参数地质导向钻井、低成本旋转导向钻井、智能完井等先进技术的攻关和应用力度，提高国内技术整体水平。

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