長(zhǎng)水平段水平井鉆井技術(shù)難點(diǎn)分析及對(duì)策

郭元恒 何世明 劉忠飛 敬承杰

（1.中石化石油工程技術(shù)服務(wù)有限公司，北京 100101；2.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川成都 610500； 3.塔里木油田塔中項(xiàng)目部，新疆庫爾勒 841000）

隨著國(guó)內(nèi)外石油與天然氣勘探開發(fā)的不斷深入，一些油氣藏的開發(fā)效果很不理想，如：低孔低滲、垂直裂縫、小型圈閉、多層系、海上等油氣藏，底水或氣頂油藏、頁巖氣藏［1］。而長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)具有更大限度地提高產(chǎn)量和采收率的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，對(duì)上述油氣藏具有顯著的開發(fā)效益。因此國(guó)內(nèi)外各油氣田廣泛地實(shí)施長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)，以提高對(duì)特殊油氣藏的勘探開發(fā)效益。然而長(zhǎng)水平段水平井的技術(shù)難點(diǎn)多、鉆井工藝復(fù)雜、對(duì)裝備和工具要求高，所以加大對(duì)長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)的研究力度已成國(guó)內(nèi)外石油工業(yè)的必然趨勢(shì)。

1 長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)現(xiàn)狀

1.1 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)已經(jīng)被廣泛地應(yīng)用在世界各類油氣田，其技術(shù)優(yōu)勢(shì)體現(xiàn)得很明顯。對(duì)于稠油油氣藏、低孔低滲油氣藏、薄層油氣藏，長(zhǎng)水平段增加了滲流面積，提高了產(chǎn)量；垂直裂縫性油氣藏，長(zhǎng)水平段可垂直鉆穿多條裂縫，使多條裂縫同時(shí)產(chǎn)油產(chǎn)氣；邊底水、氣頂油氣藏，長(zhǎng)水平段可以減緩水、氣的錐進(jìn)問題，提高油氣產(chǎn)量；天然氣藏在高滲透層水平段可以降低近井區(qū)域的產(chǎn)氣速度，降低近井地區(qū)的紊流現(xiàn)象，改善高滲氣層的產(chǎn)能；注水注氣井，長(zhǎng)水平段能夠增加注入流體的波及體積，延伸到油氣層深部，提高注水氣井的效果［2］；較長(zhǎng)的水平段可以穿越距離陸上較遠(yuǎn)的海上油氣藏，減少海上鉆井成本。此外，同直井和一般的水平井相比，長(zhǎng)水平段水平井節(jié)省了井場(chǎng)用地、鉆機(jī)搬遷安裝等費(fèi)用。近年來，長(zhǎng)水平段水平井鉆井成本已降至直井的2～2.5 倍，甚至更低，而產(chǎn)量卻是直井的5～8 倍甚至更高。

1.2 技術(shù)進(jìn)展

面對(duì)有明顯技術(shù)優(yōu)勢(shì)的勘探開發(fā)技術(shù)，國(guó)外早已大力開展長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)的研究，尤其是近幾年現(xiàn)代鉆井技術(shù)、地質(zhì)導(dǎo)向工具、閉環(huán)鉆井系統(tǒng)、新型鉆井液、先進(jìn)完井工具和隨鉆測(cè)量系統(tǒng)的應(yīng)用推動(dòng)了長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)的進(jìn)展［3］。挪威國(guó)家石油公司在Gulfaks 油田鉆的Gulltopp 井，10 000 m 長(zhǎng)的井段大多是水平段。目前世界上水平位移10 000 m 以上的井有：英國(guó)Wvtch 油田的M11 和M16 井，阿根廷Ara 油田的CN-1 井［4］。而國(guó)內(nèi)長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)主要受一些核心工具的研發(fā)和鉆完井技術(shù)的限制，使得我國(guó)的長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)遠(yuǎn)遠(yuǎn)落后于其他國(guó)家。但是國(guó)內(nèi)也正積極研究長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)，其水平段長(zhǎng)度也不斷攀升：廣安002-H1井，水平段長(zhǎng)2 010 m；垣平1 井，水平段長(zhǎng)2 660 m；蘇里格蘇76-1-20H 井，水平段長(zhǎng)2 856 m。目前我國(guó)長(zhǎng)水平段水平井的水平段長(zhǎng)度大多在2 000 m 左右，與國(guó)外差距還很大。因此，急需對(duì)長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)難點(diǎn)做出分析，并針對(duì)這些難點(diǎn)找出具體的對(duì)策，提高該技術(shù)在特殊油氣藏的應(yīng)用效果。

2 長(zhǎng)水平段水平井鉆進(jìn)難點(diǎn)分析與對(duì)策

長(zhǎng)水平段水平井在鉆進(jìn)過程中，水平段長(zhǎng)給鉆進(jìn)帶來了很多技術(shù)難題。如水平段長(zhǎng)度和位置的確定、井眼軌跡的控制、摩阻扭矩的降低、巖屑床的清除、潤(rùn)滑防卡和井壁穩(wěn)定等技術(shù)難題。分析這些技術(shù)難題的原因并提出相應(yīng)的處理措施對(duì)提高長(zhǎng)水平段水平井的鉆進(jìn)技術(shù)是很有必要的。

2.1 水平段合理長(zhǎng)度和位置確定的難點(diǎn)與對(duì)策

長(zhǎng)水平段水平井的所有技術(shù)優(yōu)勢(shì)都是源于水平段較長(zhǎng)，但是水平段合理長(zhǎng)度和位置的確定受到產(chǎn)量、鉆井成本、鉆完井技術(shù)等因素的綜合影響而成為技術(shù)難題。通常從產(chǎn)量上考慮：隨著水平段長(zhǎng)度的增加，井筒與油氣藏的接觸面積增加，但同時(shí)井內(nèi)流體流動(dòng)的摩擦阻力也增加，前者利于單井的產(chǎn)量，而后者卻相反。一般地，長(zhǎng)水平段水平井的合理長(zhǎng)度等于井筒內(nèi)摩擦損失使單井產(chǎn)能顯著減少（減少量超過20%產(chǎn)能）時(shí)的長(zhǎng)度。對(duì)于水平段的合理位置，水平段越靠近油藏或氣藏頂部，底水驅(qū)油氣藏中水平井滲流阻力增大，產(chǎn)能越低。一般認(rèn)為，水平段在底水油氣藏中最佳位置為Zw=0.9 h［5］。（Zw為水平段到油水或氣水界面的距離，m；h 為油氣層厚度，m）。

2.2 井眼軌跡控制難點(diǎn)與對(duì)策

長(zhǎng)水平段水平井在井眼軌跡控制上的主要難點(diǎn)有：造斜段和穩(wěn)斜段的設(shè)計(jì)難度較大；水平段合理位置的要求決定了水平段軌跡的控制精度要高；隨著水平段的延伸，井眼摩阻隨之增加，導(dǎo)向工具鉆壓傳遞困難，造成井眼軌跡控制難度大；鉆遇巖性的多樣性增加了井眼軌跡的控制難度。針對(duì)以上技術(shù)難點(diǎn)，一般采用的技術(shù)措施有：

（1）優(yōu)選造斜點(diǎn)。造斜點(diǎn)應(yīng)該選在成巖性好、巖層比較穩(wěn)定的地層，利于較快實(shí)現(xiàn)造斜并確保井眼穩(wěn)定。

（2）優(yōu)選造斜段類型。一般選擇圓弧形，利于降低摩阻扭矩和防止套管磨損。

（3）優(yōu)選鉆具組合。優(yōu)選“鉆頭+單彎螺桿動(dòng)力鉆具+欠尺寸扶正器+無磁鉆具+MWD”的單彎柔性倒裝鉆具組合，利于加壓、造斜和井眼軌跡控制。

（4）復(fù)合鉆進(jìn)與滑動(dòng)鉆進(jìn)交替進(jìn)行。堅(jiān)持“少滑動(dòng)、多旋轉(zhuǎn)、微調(diào)勤調(diào)”原則，保證井眼規(guī)則、井壁穩(wěn)定。

（5）應(yīng)用隨鉆測(cè)量工具。利用MWD 隨時(shí)監(jiān)測(cè)井眼軌跡，實(shí)時(shí)分析底部鉆具組合與地層巖性的關(guān)系，合理調(diào)整滑動(dòng)鉆進(jìn)與復(fù)合鉆進(jìn)的時(shí)間和比例，控制井眼軌跡。

（6）實(shí)時(shí)計(jì)算摩阻扭矩。利用相關(guān)軟件實(shí)時(shí)計(jì)算鉆進(jìn)時(shí)的摩阻扭矩，及時(shí)調(diào)整鉆具組合和鉆進(jìn)參數(shù)［6-9］。

2.3 鉆具摩阻扭矩大的原因與對(duì)策

在長(zhǎng)水平段水平井鉆井過程中，鉆具與井壁之間的摩擦阻力主要由鉆柱的軸向摩擦阻力及周向摩擦扭矩組成。摩阻扭矩大的原因有：鉆進(jìn)所需管柱的結(jié)構(gòu)復(fù)雜，易與井壁底部接觸；鉆具與井壁底部巖屑的相互作用；固相含量高的鉆井液混入細(xì)小巖屑后，潤(rùn)滑效果下降；水平段長(zhǎng)、井壁穩(wěn)定性差、易發(fā)生卡鉆，致使鉆具上提下放困難、承壓嚴(yán)重、加壓困難。因此在長(zhǎng)水平段水平井的施工過程中，能否預(yù)測(cè)及降低鉆井摩阻問題是其成功與否的關(guān)鍵。為降低鉆具的摩阻扭矩，應(yīng)采取以下技術(shù)措施。

（1）使用斜坡鉆桿。在斜井段使用柔性斜坡鉆桿，減少鉆具與井壁的接觸面積，降低互相間的摩擦阻力。

（2）優(yōu)化鉆具結(jié)構(gòu)。盡量采用加重鉆桿代替鉆鋌，將加重鉆桿接于井斜較小的井段，斜坡鉆桿置于斜井段和水平段或采用倒裝鉆具組合，以保證鉆壓能有效地傳遞到鉆頭上，并減少黏卡的機(jī)會(huì)。使用無磁承壓鉆桿加長(zhǎng)無磁環(huán)境，提高測(cè)量數(shù)據(jù)的精確性［10-11］。

（3）優(yōu)化鉆井液性能。鉆井液應(yīng)具有較好的攜巖性能和潤(rùn)滑性能，降低鉆進(jìn)過程中的摩阻扭矩。

（4）使用計(jì)算軟件。使用莫爾和landmark 等軟件對(duì)摩阻扭矩進(jìn)行較為準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)，為鉆進(jìn)過程中提供理論依據(jù)。

2.4 穩(wěn)斜段及水平段極易形成巖屑床的原因與對(duì)策

長(zhǎng)水平段水平井在鉆進(jìn)過程中在穩(wěn)斜段和水平段極易形成巖屑床，給鉆進(jìn)帶來很多技術(shù)難題。巖屑床的成因主要有以下幾個(gè)：在穩(wěn)斜段和水平段，鉆具在井眼中靠向下井壁，巖屑易沉在下井壁且不易清除；井眼中部的環(huán)空較大、鉆具偏心、環(huán)空返速降低、攜巖效果變差；在造斜段，巖屑返出難度增大，巖屑在此處易堆積；鉆井液的性能差和鉆具結(jié)構(gòu)復(fù)雜，影響鉆井液的攜巖效果，易形成巖屑床。因此穩(wěn)斜段和水平段井眼凈化效果不佳，現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)必須采用合理的井眼凈化技術(shù)。

（1）增大排量，控制環(huán)空返速。環(huán)空返速是影響井眼凈化的主要因素，但過高的環(huán)空返速將會(huì)對(duì)井壁造成較嚴(yán)重的沖蝕作用，所以在利于減緩巖屑床形成的同時(shí)需要控制環(huán)空返速和排量。

（2）改善鉆井液性能，提高鉆井液的動(dòng)切力。鉆進(jìn)中要隨時(shí)補(bǔ)充高分子聚合物，增強(qiáng)鉆井液的懸浮、攜巖能力。

（3）鉆井過程中配合短程起下鉆、分段循環(huán)和劃眼等措施。當(dāng)井斜角超過30°后，要根據(jù)巖屑床的情況，適時(shí)做短程起下鉆，有效清除巖屑；在起下鉆換鉆頭時(shí)，分段循環(huán)鉆井液，利于清除巖屑；如果巖屑床比較嚴(yán)重，則需要多次劃眼以清除巖屑床。

（4）優(yōu)化井眼軌跡設(shè)計(jì)。該措施以控制造斜率和穩(wěn)斜段的長(zhǎng)度，防止巖屑在造斜段堆積。

（5）簡(jiǎn)化鉆具結(jié)構(gòu)。在滿足鉆進(jìn)工藝條件下，鉆具結(jié)構(gòu)越簡(jiǎn)單越好，一般不連接過多的大鉆具。

2.5 潤(rùn)滑防卡和井眼穩(wěn)定的難點(diǎn)與對(duì)策

對(duì)長(zhǎng)水平段水平井而言，隨井深的增加，鉆進(jìn)過程中摩阻扭矩逐漸增大，極易發(fā)生卡鉆事故；同時(shí)由于短程起下鉆和劃眼次數(shù)多，造斜、增斜、穩(wěn)斜和扭方位等工序復(fù)雜，全角變化率較大，極易形成鍵槽而發(fā)生鍵槽卡鉆；另外，隨著井深的增加井眼受到力學(xué)和化學(xué)兩方面的影響加劇，其穩(wěn)定性能變差。因此在鉆井液的設(shè)計(jì)上必須注重其潤(rùn)滑防卡和保護(hù)井眼穩(wěn)定的性能，主要技術(shù)措施有以下幾個(gè)方面。

（1）加入潤(rùn)滑劑降低濾餅?zāi)ψ枰驍?shù)。該方法通常是使用潤(rùn)滑防卡鉆井液體系，一般是液體潤(rùn)滑劑原油和固體潤(rùn)滑劑塑料小球的組合，其潤(rùn)滑防卡效果最好。這種方法在確保潤(rùn)滑防卡效果的同時(shí)，有利于攜帶巖屑，為鉆長(zhǎng)水平段水平井提供了一種良好的鉆井液體系。

（2）嚴(yán)格控制濾失量及濾餅厚度。濾失量過大導(dǎo)致形成的濾餅太厚，井眼縮徑，起下鉆不暢通，并影響固井質(zhì)量。

（3）嚴(yán)格控制鉆井液的含砂量。含砂量高會(huì)增大濾餅?zāi)Σ烈驍?shù)，造成黏附卡鉆。另外，形成的濾餅厚且松，膠結(jié)性差，起鉆時(shí)易造成井眼垮塌?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)采用五級(jí)凈化設(shè)備，徹底清除鉆井液中的有害固相，保證較低的含砂量。

（4）選擇合適的鉆井液密度。鉆井液密度要根據(jù)壓力剖面進(jìn)行合理地選擇，既要平衡地層壓力有效支撐井壁，又要防止井漏，保護(hù)儲(chǔ)層。

（5）使用必要的添加劑。如降失水劑，控制鉆井液濾失量，減少濾液進(jìn)入地層；大分子包被劑，充分包被巖屑，增強(qiáng)鉆井液抑制性，防止地層造漿；防塌劑甲酸鉀，使形成的濾餅致密堅(jiān)韌，有效封堵和保護(hù)儲(chǔ)層等［12-13］。

2.6 套管磨損嚴(yán)重的原因與對(duì)策

套管磨損在所有鉆進(jìn)過程中都存在，容易導(dǎo)致套管擠毀，嚴(yán)重時(shí)會(huì)使一口幾乎要完成的井報(bào)廢。引起套管磨損的各種因素，在鉆長(zhǎng)水平段水平井過程中表現(xiàn)得尤為明顯，使得套管磨損尤為嚴(yán)重，其原因主要有：鉆進(jìn)時(shí)幾乎所有鉆柱都躺在套管壁上，造成鉆柱對(duì)套管的正壓力大；起下鉆和劃眼次數(shù)多、鉆進(jìn)時(shí)間長(zhǎng)、固井時(shí)套管不居中、鉆具結(jié)構(gòu)復(fù)雜；鉆具與套管在材料性能（如硬度、剛度、表面性質(zhì)）上有較大差異；鉆井液的類型、固相含量、腐蝕作用會(huì)加劇套管的磨損程度。針對(duì)以上引起套管磨損的原因，常采用的技術(shù)措施有以下幾個(gè)方面。

（1）鉆桿保護(hù)器。用特殊的材料（橡膠護(hù)箍、鉆桿保護(hù)器）固定在鉆桿上，減小或避免套管與工具接頭直接接觸的機(jī)會(huì)，減小套管與接觸材料的摩擦因數(shù)，從而減少套管磨損。

（2）減磨接頭。用特殊的接頭接在鉆桿上，鉆桿旋轉(zhuǎn)時(shí)減小或避免套管與鉆桿接頭接觸的機(jī)會(huì)，將鉆桿接頭與套管的相對(duì)運(yùn)動(dòng)變?yōu)殂@桿與減磨接頭套筒的相對(duì)運(yùn)動(dòng)，從而減少套管磨損。

（3）鉆桿接頭耐磨帶。用特殊的工藝措施對(duì)鉆桿接頭表面進(jìn)行化學(xué)處理，使其表面的材料具有很好的耐磨性，減小鉆桿接頭與套管接觸時(shí)的摩擦因數(shù)，這樣在減小套管磨損的同時(shí)也可以有效地保護(hù)鉆桿。

（4）鉆井液工藝措施。通過使用不同類型的鉆井液和添加劑來改善潤(rùn)滑性能，從而減小鉆具與套管的摩擦因數(shù)，減小套管的磨損。

（5）鉆井工藝措施。簡(jiǎn)化鉆具結(jié)構(gòu)，提高套管居中度，利于減小套管磨損［14-16］。

3 長(zhǎng)水平段水平井固井技術(shù)難點(diǎn)分析與對(duì)策

長(zhǎng)水平段水平井的固井技術(shù)難題主要由水平段的延伸方向與套管和水泥漿的重力方向垂直或近似垂直造成。由此帶來了套管下入難、水泥漿頂替效率低、套管偏心、水泥漿性能要求高等技術(shù)難題。

3.1 套管安全下入難的原因與對(duì)策

套管順利通過彎曲段進(jìn)入水平段，并不斷向水平方向延伸是套管安全下入的目標(biāo)。影響套管下入的三大因素：摩擦重量損失、力學(xué)重量損失、套管重量［17-19］。有些井靠套管自身重量便能下入，如果不能則需要推力推動(dòng)套管下行，所施加的推力就是摩擦重量損失。力學(xué)重量損失是由巖屑、井壁坍塌、臺(tái)肩、壓差黏卡、穩(wěn)定器陷入地層等因素導(dǎo)致的重量損 失［20］。顯然對(duì)長(zhǎng)水平段水平井而言，減少力學(xué)重量損失是下套管技術(shù)的關(guān)鍵。

（1）保證優(yōu)質(zhì)的井眼，下套管前認(rèn)真通井。

（2）漂浮下套管技術(shù)。該技術(shù)是利用密封裝置在套管內(nèi)密封一定的氣體或輕質(zhì)液體，以減輕整個(gè)管柱在鉆井液中的重量。

（3）下套管專用工具。把套管柱分成兩段，其減小下套管過程中的摩擦力的關(guān)鍵是用套管重力移動(dòng)上部套管柱，通過施加鉆井液壓力移動(dòng)下部套管柱。

（4）邊下邊循環(huán)技術(shù)。利用套管循環(huán)頭工具，在下套管的同時(shí)循環(huán)鉆井液減小摩擦力，提高管柱下入能力，并降低卡套管的可能性。

（5）套管抬頭下套管技術(shù)。在靠近引鞋位置固定1～2 個(gè)剛性扶正器，使引鞋翹起離開井壁，減小摩擦阻力。

（6）利用旋轉(zhuǎn)管柱來降低摩阻、提高下入能力；用游車或大鉤的自重往井下推動(dòng)套管。

3.2 水泥漿頂替效率低的原因與對(duì)策

在長(zhǎng)水平段水平井固井作業(yè)中，水泥漿頂替效率低主要由以下幾方面引起：巖屑和重晶石沿著水平段環(huán)空下部沉淀堆積；套管的偏心使套管低邊鉆井液驅(qū)動(dòng)困難，容易竄槽；水泥漿重力的存在，致使井眼上側(cè)的鉆井液難于頂替；油基鉆井液的使用；井壁的虛濾餅和井眼的不規(guī)則。針對(duì)以上降低了水泥漿頂替效率的問題，主要采用以下技術(shù)措施。

（1）活動(dòng)套管（旋轉(zhuǎn)或上下活動(dòng)套管）?；顒?dòng)套管有助于破壞鉆井液的靜切力，利于頂替可能殘留在偏心環(huán)空窄邊一側(cè)的鉆井液。

（2）有效循環(huán)鉆井液。該措施能徹底將井底和水平井段沉積的巖屑清潔干凈，并清除井壁和套管壁上的虛濾餅。

（3）油膜沖洗—潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)技術(shù)。采用沖洗液、隔離液加先導(dǎo)液的程序提高井壁清潔程度。

3.3 套管偏心嚴(yán)重的原因與對(duì)策

套管在自身重力作用下易靠近井壁下側(cè)，引起套管偏心，嚴(yán)重影響巖屑攜帶和注水泥驅(qū)替效果，加劇套管磨損。美國(guó)石油協(xié)會(huì)規(guī)定偏心程度不超過33.3%。目前解決套管偏心的主要措施是在套管上安裝套管扶正器，具體做法有以下方面。

（1）提高井眼質(zhì)量。防止井徑急劇變化、出現(xiàn)不規(guī)則井眼。

（2）選擇安裝扶正器的最優(yōu)間距。在安裝扶正器時(shí)，應(yīng)從井況和施工條件出發(fā)，選擇最優(yōu)間距，使扶正器所受的側(cè)向合力盡可能地減小，扶正效果最好，套管居中程度最高。

（3）選擇合適的扶正器類型。盡可能選擇高彈性比例常數(shù)的扶正器，使其達(dá)到最好的扶正效果。

（4）核對(duì)扶正器安裝位置的合理性。

3.4 水泥漿性能要求高的原因與對(duì)策

由于長(zhǎng)水平段水平井的水平段較長(zhǎng)，在鉆進(jìn)過程中鉆具與已固井井段的作用時(shí)間長(zhǎng)而且復(fù)雜，所以對(duì)固井質(zhì)量的要求很高，進(jìn)而對(duì)水泥漿性能要求也高。因此要求水泥漿的穩(wěn)定性、稠化時(shí)間、流變性能、失水量等性能要滿足長(zhǎng)水平段水平井的固井要求。

（1）水泥漿具有良好的穩(wěn)定性。對(duì)水泥漿要做沉降穩(wěn)定性評(píng)價(jià)，保證水泥石上下密度差小于0.03 g/cm3。

（2）水泥漿具有較好的流變性能。具有較好流變性能的水泥漿有助于提高頂替效率，流性指數(shù)最好控制在0.6～0.8，水泥漿屈服值要稍大于鉆井液屈服值。

（3）水泥漿游離液要少。水泥漿游離液多會(huì)形成游離液通道，降低封固質(zhì)量。水平井固井中API 標(biāo)準(zhǔn)：在45°斜放方式時(shí)水泥漿自由液為0 mL。

（4）水泥漿失水量要少。水平井固井中API 標(biāo)準(zhǔn)：水泥漿失水低于50 mL 甚至更低。

（5）控制好稠化時(shí)間。稠化時(shí)間不合適對(duì)固井質(zhì)量會(huì)造成嚴(yán)重的損害，甚至固井失敗。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）長(zhǎng)水平段水平井的鉆進(jìn)技術(shù)難題主要是由水平段過長(zhǎng)造成的。水平段長(zhǎng)導(dǎo)致井眼軌跡控制難、鉆壓施加難、鉆井液攜巖難、摩阻扭矩大、井壁穩(wěn)定性差等問題。

（2）長(zhǎng)水平段水平井的固井技術(shù)難題主要是由水平段延伸方向與套管和水泥漿的重力方向垂直或近似垂直造成的。由此導(dǎo)致了套管下入難、水泥漿頂替效率低、套管偏心嚴(yán)重、水泥漿性能要求高等技術(shù)難題。

（3）針對(duì)長(zhǎng)水平段水平井在鉆進(jìn)和固井中的技術(shù)難題，應(yīng)在井身結(jié)構(gòu)、井眼軌跡、鉆井液（水泥漿）性能、鉆井工具、工藝措施上優(yōu)化選擇，并結(jié)合相應(yīng)的計(jì)算軟件和技術(shù)裝備來提高長(zhǎng)水平段水平井鉆井技術(shù)。

（4）在解決長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)難題的時(shí)候，要綜合考慮多種因素，并結(jié)合本地區(qū)、本區(qū)塊的特點(diǎn)制定合理有效的技術(shù)措施。

［1］ 唐洪林，唐志軍，閆振來，等.金平1 井淺層長(zhǎng)水平段水平井鉆井技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2008，30（6）：11-15.

［2］ 靳海鵬，田世澄，李書良.國(guó)內(nèi)外水平井技術(shù)新進(jìn)展［J］. 內(nèi)蒙古石油化工，2009（22），92-95.

［3］ 朱全塔.孤平1 井超長(zhǎng)水平段水平井鉆井技術(shù)［J］. 石油鉆探技術(shù)，2005，33（6）：68-71.

［4］ JOSHI S D. Production forecasting methods for horizontal wells ［R］. SPE 17580，1987.

［5］ 符奇，張烈輝，胡書勇，等.底水油藏水平井水平段合理位置及長(zhǎng)度的確定［J］. 石油鉆采工藝，2009，31（1）：51-55.

［6］ 牛洪波.大牛地氣田長(zhǎng)水平段井眼軌跡控制方法［J］. 天然氣工業(yè)，2011，31（10）：64-67.

［7］ 秦永和.大港油田大位移井鉆井實(shí)踐和技術(shù)最新進(jìn)展［J］. 石油鉆探技術(shù)，2006，34（4）：30-33.

［8］ 崔海林，曹樹生，楊春旭，等.DP19 小井眼欠平衡水平井井眼軌跡控制技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2010，32（3）：18-22.

［9］ 何軍，董國(guó)昌，龐緒英，等.小井眼叢式井井眼軌跡控制技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，1999，21（3）：33-37.

［10］ 婁鐵強(qiáng)，楊立軍.烏茲別克斯坦巨厚鹽層水平井鉆井技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2008，30（6）：16-20.

［11］ 蘇義腦，竇修榮.大位移井鉆井概況、工藝難點(diǎn)和對(duì)工具儀器的要求［J］. 石油鉆采工藝，2005，33（4）：6-10.

［12］ 趙金州，趙金海，薛玉志，等.勝利油田保護(hù)儲(chǔ)層的水平井鉆、完井液技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2009,31（6）：64-69.

［13］ DUTRA E S S, NACCACHE M F. Dynamics of fluid substitution while drilling and completing long horizontalsection wells［R］. SPE 94623，2005.

［14］ 周勁輝，林凱，覃成錦.套管磨損對(duì)鉆井安全的影響及減磨技術(shù)對(duì)比［J］. 安全與環(huán)境工程，2007，14（2）：79-81.

［15］ 韓秀明，樊建春.鉆桿防磨技術(shù)的現(xiàn)狀和發(fā)展［J］. 石油礦場(chǎng)機(jī)械，2007，36（3）：17-22.

［16］ JOHN G M obley. Hardbanding and its role in deepwarter drilling［R］. SPE 52882，1999.

［17］ 陳建兵，安文忠，馬健.套管漂浮技術(shù)在海洋鉆井中的應(yīng)用［J］. 石油鉆采工藝，2001，23（5）：19-22.

［18］ 李維，李黔.大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置優(yōu)化分析［J］. 石油鉆探技術(shù)，2009，37（3）：53-56.

［19］ 劉偉，陶謙，丁士東.頁巖氣水平井固井技術(shù)難點(diǎn)分析與對(duì)策［J］. 石油鉆采工藝，2012，34（3）：40-43.

［20］ 閆陣來，牛洪波，唐志軍，等.低孔低滲氣田長(zhǎng)水平段水平井鉆井技術(shù)［J］. 特種油氣藏，2010，17（2）：105-108.