新疆瑪湖油田砂礫巖致密油水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)

路宗羽， 趙 飛， 雷 鳴， 鄒靈戰(zhàn)， 石建剛， 卓魯斌

（1. 中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依 834000；2. 中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206；3. 中國石油集團(tuán)油田技術(shù)服務(wù)有限公司，北京 100027）

新疆瑪湖砂礫巖油田位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，西北方向緊鄰烏夏斷裂帶，南至中拐凸起，東南部與達(dá)巴松凸起及夏鹽凸起接壤，北部與石英灘凸起、英西凹陷相鄰[1]?，敽吞镏饕蛯酉禐榘倏谌M、烏爾禾組，油藏埋藏較深，儲(chǔ)層物性差，天然裂縫不發(fā)育，應(yīng)力敏感性強(qiáng)，巖性為礫巖。瑪湖油田油氣開發(fā)經(jīng)歷了2 個(gè)階段：1）2012—2015 年為水平井提產(chǎn)降本試驗(yàn)階段，2012 年瑪131 井首獲突破，2013 年鉆成5 口水平井，這5 口井采用四開井身結(jié)構(gòu)，采用裸眼分段完井方式，水平段長(zhǎng)度平均超過800.00 m，2014—2015 年進(jìn)行了井距、水平段長(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)能影響、三開井身結(jié)構(gòu)套管射孔完井及優(yōu)快鉆井技術(shù)研究，水平段長(zhǎng)度超過2 000.00 m；2）2016—2018 年為規(guī)模開發(fā)階段，采用“水平井＋體積壓裂”開發(fā)模式，2017 年瑪湖油田共完成水平井40 余口，平均井深超過5 000.00 m，平均水平段長(zhǎng)度超過1 500.00 m，平均鉆井周期為110 d 左右。

瑪湖致密礫巖油藏埋深3 500.00～3 900.00 m，地層壓力系數(shù)為1.00～1.65，壓力系統(tǒng)復(fù)雜。八道灣組地層底部礫石發(fā)育，厚度為100.00～350.00 m，可鉆性差。克拉瑪依組地層巖性橫向變化大，縱向夾層多，砂礫巖粒徑大小不均，鉆頭選型困難；儲(chǔ)層百口泉組砂礫巖粒徑大，厚度150.00～200.00 m，以變質(zhì)巖、火成巖為主，石英含量最高達(dá)92%，牙輪鉆頭可鉆性級(jí)值為5～6，PDC 鉆頭可鉆性級(jí)值為8～9。借鑒大慶油田致密深層砂礫巖氣藏鉆井經(jīng)驗(yàn)，大慶深層地層可鉆性級(jí)值為6～8，地層溫度高，地層壓力系統(tǒng)相對(duì)簡(jiǎn)單，該油田采用簡(jiǎn)化的井身結(jié)構(gòu)，通過試驗(yàn)小井眼鉆井技術(shù)、優(yōu)化井眼軌道、選用個(gè)性化鉆頭、采用井下動(dòng)力工具，實(shí)現(xiàn)了致密深層砂礫巖氣藏的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)[2]。

2013 年以來，新疆油田通過持續(xù)技術(shù)攻關(guān)[3-8]，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、選用個(gè)性化PDC 鉆頭、采用鉆井提速技術(shù)，形成了砂礫巖致密油水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)?，敽吞飸?yīng)用該水平井鉆井技術(shù)后，縮短了鉆井周期，提高了機(jī)械鉆速，取得了很好的應(yīng)用效果。例如，瑪131 井區(qū)井深5 000.00 m 以上水平井的鉆井周期縮短至42 d。

1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

瑪湖油田自上而下鉆遇白堊系吐谷魯群、齊古組、頭屯河組、西山窯組、三工河組，侏羅系八道灣組，三疊系白堿灘組、克拉瑪依組及百口泉組地層。八道灣組、白堿灘組、克拉瑪依組、百口泉組等均為易漏地層，白堿灘組為壓力過渡段，其上部地層為常壓地層，下部為異常高壓地層（見圖1）?，敽吞锴捌谒@水平井采用四開井身結(jié)構(gòu)：一開，采用φ444.5 mm 鉆頭鉆進(jìn)，下入φ339.7 mm 套管；二開，采用φ311.1 mm 鉆頭鉆進(jìn)，下入φ244.5 mm 套管，封固白堿灘組以上地層；三開，采用φ215.9 mm 鉆頭鉆進(jìn)，下入φ177.8 mm 套管；四開，采用φ152.4 mm鉆頭鉆進(jìn)，裸眼完井。

圖 1 瑪湖油田地層壓力剖面Fig. 1 Formation pressure profile of Mahu Oilfield

瑪湖油田水平井在裸眼分段壓裂作業(yè)中，施工排量約5 m3/min，壓裂規(guī)模和效果不能滿足體積壓裂的需要，另外該井身結(jié)構(gòu)開次過多，不利于鉆井提速降本。因此，借鑒美國Hynesville 頁巖氣井的井身結(jié)構(gòu)方案，對(duì)該油田水平井井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化：一開，采用φ381.0 mm 鉆頭鉆至井深500.00 m 左右，φ273.1 mm 套管下至井深500.00 m 左右，封隔表層；二開，采用φ241.3 mm 鉆頭鉆進(jìn)，φ193.7 mm 套管下深2 500.00～3 2 00.00 m（區(qū)塊不同，下深不同），封隔白堿灘組中部常壓地層；三開，采用φ165.1 mm 鉆頭鉆進(jìn)，下入φ127.0 mm 套管。與優(yōu)化前相比，優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)縮小了井眼直徑，優(yōu)化了技術(shù)套管下深，既能減少套管用量、提高鉆井速度，又能降低井下故障發(fā)生概率，實(shí)現(xiàn)了提速降本增效的目的。

2 鉆井提速技術(shù)

2.1 個(gè)性化PDC 鉆頭優(yōu)選

瑪湖油田砂礫巖的粒徑為10～50 mm，鉆進(jìn)砂礫巖地層時(shí)PDC 鉆頭的損壞方式主要是磨損和崩齒，鉆頭進(jìn)尺和使用壽命短，損壞的切削齒主要集中在線速度最大的胎肩部位。為提高PDC 鉆頭鉆進(jìn)砂礫巖地層時(shí)的進(jìn)尺和鉆速，結(jié)合鉆遇地層的巖心資料，根據(jù)巖石力學(xué)參數(shù)（見表1），確定了鉆進(jìn)不同地層時(shí)PDC 鉆頭應(yīng)具有的特征，結(jié)果見表2。

2.2 “螺桿鉆具＋PDC 鉆頭”復(fù)合鉆井

為了解決直井段八道灣組底部礫巖地層鉆頭進(jìn)尺短、機(jī)械鉆速低等問題，借鑒其他油田的成功經(jīng)驗(yàn)[9-18]，采用“螺桿鉆具＋PDC 鉆頭”復(fù)合鉆井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)防斜打快的目的。

表 1 砂礫巖地層的巖石力學(xué)參數(shù)Table 1 Rock mechanics parameters of glutenite strata

表 2 PDC 鉆頭的特征Table 2 Characteristics of PDC bit

瑪湖油田采用“螺桿鉆具＋PDC 鉆頭”復(fù)合鉆井技術(shù)后，單只PDC 鉆頭就能鉆穿八道灣組底部礫巖層，實(shí)現(xiàn)了一趟鉆完成二開，進(jìn)尺從前期的592.00 m提高到最長(zhǎng)2 640.00 m，機(jī)械鉆速由4.80 m/h 提高至12.60 m/h。

2.3 應(yīng)用“低速大扭矩螺桿鉆具+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具”

與普通導(dǎo)向鉆井工具相比，在應(yīng)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具鉆進(jìn)時(shí)，鉆柱一直處于旋轉(zhuǎn)狀態(tài)，因此可減少鉆具與井壁的接觸面積，有利于防止阻卡、提高鉆速和隨時(shí)調(diào)整井眼軌跡。同時(shí)，由于其具有保持傾角的性能，近鉆頭部位安裝的組合式隨鉆測(cè)量傳感器能準(zhǔn)確獲得井斜角和方位角，從而可以大幅度提高測(cè)量精度，使井眼軌跡更加平滑。

2017 年，瑪湖油田使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具鉆進(jìn)的造斜段平均機(jī)械鉆速為4.25 m/h，使用螺桿鉆具鉆進(jìn)的造斜段平均機(jī)械鉆速為1.60 m/h，可見，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具提高鉆速的優(yōu)勢(shì)明顯。但是，為了保證井下動(dòng)力充足并進(jìn)一步提高鉆頭破巖效率，瑪湖油田水平井鉆井應(yīng)用了“低轉(zhuǎn)速大扭矩螺桿鉆具＋旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向＋PDC鉆頭”的鉆具組合，不僅解決了長(zhǎng)水平段井下動(dòng)力不足、扭矩大限制鉆壓的問題，還能提高鉆頭的轉(zhuǎn)速，從而提高機(jī)械鉆速。

低速大扭矩螺桿鉆具與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具配合鉆進(jìn)造斜井段時(shí)，由于旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具要求轉(zhuǎn)速控制在250～300 r/min，所以鉆進(jìn)過程中頂驅(qū)轉(zhuǎn)速控制在60～100 r/min。只使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具鉆進(jìn)造斜井段的機(jī)械鉆速為7.32 m/h，而使用“低速大扭矩螺桿鉆具＋旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具”鉆進(jìn)造斜井段的機(jī)械鉆速為12.96 m/h，最高達(dá)到了17.6 m/h。

2.4 優(yōu)化鉆井參數(shù)

鉆井參數(shù)主要包括鉆壓、轉(zhuǎn)速和排量，優(yōu)化鉆壓是提高機(jī)械鉆速、保證鉆具組合處于最佳工作狀態(tài)的前提條件；優(yōu)化轉(zhuǎn)速，避免復(fù)合鉆進(jìn)過程中出現(xiàn)共振區(qū)，降低鉆柱發(fā)生疲勞損壞的概率。在鉆井泵額定排量、泵壓范圍內(nèi)選擇合理的泵壓和排量，以滿足攜巖、保持井眼清潔等要求。

瑪湖油田水平井二開井段采用高泵壓、大排量（55 L/s）鉆進(jìn)，以提高上部井段的機(jī)械鉆速，降低發(fā)生井下故障的概率，提高鉆井效率；三開井段采用高轉(zhuǎn)速（大于120 r/min）鉆進(jìn)，以減小井下振動(dòng)，提高破巖效率，減小鉆頭磨損，延長(zhǎng)鉆頭使用壽命。

2.5 井眼清潔措施

井眼清潔對(duì)于水平井安全鉆進(jìn)非常重要，如果井眼清潔效果不好，會(huì)導(dǎo)致起下鉆出現(xiàn)阻卡，處理阻卡會(huì)影響鉆井速度，使鉆井周期增長(zhǎng)。影響井眼清潔效果的因素很多，最關(guān)鍵的是轉(zhuǎn)速，大井斜角井段采用以下準(zhǔn)則進(jìn)行鉆井設(shè)計(jì)：

1）井眼與鉆桿的截面面積比大于6.50 時(shí)，轉(zhuǎn)速最低要達(dá)到120 r/min，達(dá)到180 r/min 最佳；井眼與鉆桿的截面面積比為3.25～6.50 時(shí)，轉(zhuǎn)速最低要達(dá)到120 r/min；井眼與鉆桿的截面面積比小于3.25 時(shí)，轉(zhuǎn)速最低要達(dá)到60～70 r/min，最佳為120 r/min。

2）排量也是影響井眼清潔效果的因素。環(huán)空返速為1.00 m/s 時(shí)，認(rèn)為井眼清潔效果比較理想；環(huán)空返速為0.75 m/s，可滿足井眼清潔的最低要求；環(huán)空返速為0.50 m/s 時(shí)，井眼清潔效果很差，并且鉆井液中的重晶石會(huì)沉降。

3）瑪湖油田三開井眼直徑為165.1 mm，鉆桿直徑為101.6 mm，井眼與鉆桿的截面面積比小于3.25，所以在三開鉆進(jìn)過程中，將轉(zhuǎn)速控制在120 r/min 左右，排量控制在17 L/s。鉆進(jìn)時(shí)不需要短起下鉆，完鉆后采用倒劃眼方式起鉆，下套管前不需要通井。與常規(guī)井眼清潔方式相比，可以節(jié)約多次短起下鉆和通井的時(shí)間，從而縮短鉆井周期。

3 井眼軌道設(shè)計(jì)與井眼軌跡控制

井眼軌道設(shè)計(jì)優(yōu)化包含靶點(diǎn)、入靶方位與井眼軌道的幾何形狀等方面。水平井的水平位移相對(duì)較大，選擇合理的井身剖面是進(jìn)行深層水平井井眼軌道設(shè)計(jì)的關(guān)鍵；瑪湖油田深層巖石硬度大、造斜困難，定向鉆進(jìn)機(jī)械鉆速低，設(shè)計(jì)合理的造斜率是水平井井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)的關(guān)鍵。

2015—2016 年，瑪湖油田完鉆的水平井主要采用二維井眼軌道，造斜率為6°/30m；為了縮短造斜井段的長(zhǎng)度，2017 年開始將造斜率提高至10°/30 m，為適應(yīng)平臺(tái)化布井要求，井眼軌道由二維轉(zhuǎn)變?yōu)槿S，增加了扭方位施工，井眼軌跡控制難度增大。

水平井的水平位移相對(duì)較大、初始造斜率不確定，而雙增井身剖面的靶前位移調(diào)整范圍大，有利于井眼軌跡控制，因此采用變曲率多圓弧雙增剖面法設(shè)計(jì)井眼軌道。根據(jù)深層水平井的特點(diǎn)，初始造斜率設(shè)計(jì)得相對(duì)較小，隨著井斜角的增大和造斜趨勢(shì)的形成，適當(dāng)提高造斜率，可以縮短造斜段長(zhǎng)度，從而優(yōu)化井眼軌道。

瑪湖油田水平井井眼軌道設(shè)計(jì)采用“直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)”五段制剖面，靶前位移300.00 m，造斜率控制在7°/30m 左右，對(duì)于同平臺(tái)同部鉆機(jī)承鉆的井造斜點(diǎn)要間隔30.00 m 左右。

直井段采用帶螺桿的鐘擺鉆具組合進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)，采用電子單點(diǎn)測(cè)斜儀或電子多點(diǎn)測(cè)斜儀監(jiān)測(cè)井斜，既能確保打直，又能提高機(jī)械鉆速。為避免長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)中出現(xiàn)托壓現(xiàn)象和發(fā)生卡鉆故障，造斜段和水平段采用Archer 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+ IMPulse（MWD）控制井眼軌跡，以提高入靶精度，從而提高井身質(zhì)量。同時(shí)，水平段建立地質(zhì)導(dǎo)向模型，利用LWD 跟蹤儲(chǔ)層，以提高儲(chǔ)層鉆遇率，確保井眼軌跡平滑。水平段也可采用近鉆頭伽馬測(cè)量?jī)x及探邊電阻率儀器控制井眼軌跡。

4 鉆井液技術(shù)

通過研究和鉆井實(shí)踐，發(fā)現(xiàn)瑪湖油田砂礫巖致密油水平井鉆井存在以下技術(shù)難點(diǎn)：八道灣組地層煤層發(fā)育，易垮塌；白堿灘組、克拉瑪依組地層存在砂泥巖互層，易垮塌，造成井徑擴(kuò)大；長(zhǎng)水平段攜巖難度大，容易形成砂質(zhì)泥餅或巖屑床，對(duì)鉆井液流變性能要求高；長(zhǎng)水平段鉆井對(duì)鉆井液潤(rùn)滑性能要求高[19]。為此，采用了以下鉆井液技術(shù)對(duì)策：1）三開井段，應(yīng)用“7%KCl+8%～15%有機(jī)鹽+1%胺基抑制劑”三元協(xié)同增效的鉀鈣基聚胺有機(jī)鹽鉆井液鉆進(jìn)，以增強(qiáng)鉆井液對(duì)泥巖的抑制防塌能力；2）加入2%～3%陽離子乳化瀝青+天然瀝青粉，以增強(qiáng)鉆井液的封堵防塌能力；3）加入2%環(huán)保型潤(rùn)滑劑，以增強(qiáng)鉆井液的潤(rùn)滑能力，完井階段加入2%的石墨粉固體潤(rùn)滑劑，進(jìn)一步提高鉆井液的潤(rùn)滑性，保證電測(cè)和下套管順利；4）鉆井過程中嚴(yán)格控制鉆井液的流變性和固相含量，以降低形成巖屑床的概率，達(dá)到清潔井眼的目的。

鉀鈣基聚胺有機(jī)鹽鉆井液的性能滿足了瑪湖油田水平井長(zhǎng)水平段安全鉆井的需要，嚴(yán)格控制鉆井液的流變性，并利用高速離心機(jī)將固相含量控制在8%以下，以提高鉆井液的攜巖能力?，F(xiàn)場(chǎng)泥巖鉆屑的回收率達(dá)到90%，膨脹率為4.7%，解決了大斜度、扭方位井段和易坍塌泥巖段的井眼失穩(wěn)問題及井眼清潔問題，水平段井眼略微呈橢圓形狀，井徑規(guī)則，起下鉆和完井作業(yè)順利。

5 固井技術(shù)

瑪湖油田水平井三開完成后在φ165.1 mm 井眼下入φ127.0 mm 套管，環(huán)空間隙僅有 19.0 mm，水泥環(huán)薄。為了滿足后期大型分段壓裂施工的要求，水泥環(huán)要具有一定抗壓強(qiáng)度，還要具有一定的變形能力和韌性[20]。套管與井眼的間隙小，為了保證套管下入安全順利，采用了漂浮下套管技術(shù)。

5.1 水泥漿優(yōu)選

三開井段固井采用韌性水泥漿，其形成的水泥石在受外部擠壓時(shí)具有一定的變形能力，能保證水泥石受到擠壓時(shí)不發(fā)生破壞，以滿足分段壓裂對(duì)水泥石性能的要求。韌性水泥石與常規(guī)水泥石相比，彈性模量降低50%以上，抗拉強(qiáng)度提高1 倍以上。

通過室內(nèi)試驗(yàn)，優(yōu)選了水泥添加劑，優(yōu)化了水泥漿配方，形成了滿足壓裂需求的韌性水泥漿，其配方為G 級(jí)水泥+10.0% 彈性膠結(jié)劑+6.0% 增韌劑+20.0%膠結(jié)改善劑+3.0%復(fù)合纖維+2.0%膨脹劑+1.0%減阻劑+0.5%緩凝劑+3.0%降濾失劑+0.5%消泡劑+44.0%水，其密度1.85 kg/L，稠化時(shí)間281 min，API 濾失量小于50 mL，游離水0 mL，48 h 抗壓強(qiáng)度32 MPa，7 d 彈性模量4.25 GPa。

5.2 扶正器安放間距優(yōu)化

Landmark 軟件模擬計(jì)算結(jié)果和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，滾輪扶正器與整體式彈性扶正器間隔10.00 m 安裝，可以使水平段的套管居中度達(dá)68%以上，套管下入摩阻由430 kN 降至280 kN。在沖洗液中加入懸浮穩(wěn)定劑，以提高沖洗效率，確保固井質(zhì)量。

5.3 漂浮下套管技術(shù)

三開井眼與套管間隙相對(duì)較小，且三開井段為三維井眼和長(zhǎng)水平段，套管在重力作用下易貼在下井壁，造成下套管摩阻大。由于套管的抗扭強(qiáng)度不夠，不能采用旋轉(zhuǎn)方式下入，所以采用漂浮下套管技術(shù)。該技術(shù)使用漂浮接箍，水平段套管內(nèi)為空氣，可以降低套管的重力，使套管“漂浮”在鉆井液中，從而降低下套管的摩阻。

6 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2018 年，瑪湖油田完鉆水平井近30 口，平均井深5 106.00 m，平均水平段長(zhǎng)1 576.00 m，平均鉆井周期92 d，平均機(jī)械鉆速5.91 m/h。該油田瑪131 區(qū)塊應(yīng)用上述水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)完鉆8 口井水平井，平均井深4 921.75 m，平均水平段長(zhǎng)1 576.00 m，平均鉆井周期46.50 d，平均機(jī)械鉆速11.19 m/h，鉆井提速效果顯著。

瑪131 區(qū)塊MaHW1247 井完鉆井深5 040.00 m，水平段長(zhǎng)1 800.00 m。該井鉆井周期為42 d，平均機(jī)械鉆速為12.01 m/h，而未應(yīng)用該水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)的鄰井平均機(jī)械鉆速為5.91 m/h，鉆井周期長(zhǎng)達(dá)92 d。該井直井段應(yīng)用“MWD＋螺桿鉆具＋PDC鉆頭”復(fù)合鉆井技術(shù)，并采用高轉(zhuǎn)速高排量（55～80 L/s），中完工期為12.6 d，而未應(yīng)用該技術(shù)的鄰井中完工期長(zhǎng)達(dá)28.1 d。該井造斜段應(yīng)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具鉆進(jìn)，創(chuàng)造了單趟鉆進(jìn)尺最長(zhǎng)（1 031.00 m）紀(jì)錄，與鄰井同井段相比，平均機(jī)械鉆速由7.25 m/h 提高至14.77 m/h，提高了104%。該井水平段應(yīng)用“螺桿鉆具＋旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向＋PDC 鉆頭”鉆進(jìn)，平均機(jī)械鉆速由只使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具的7.32 m/h 提高至12.96 m/h，提高了77%，創(chuàng)造了水平段單趟鉆進(jìn)尺最長(zhǎng)（超過900.00 m）紀(jì)錄，還創(chuàng)造了瑪131 區(qū)塊水平段單日進(jìn)尺最長(zhǎng)（232.00 m）、水平段單趟鉆機(jī)械鉆速最高（17.60 m/h）和三開機(jī)械鉆速最高（13.70 m/h）等紀(jì)錄。

7 結(jié)論及建議

1）優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)能夠滿足瑪湖油田水平井安全快速鉆井的需求；采用鉀鈣基聚胺有機(jī)鹽鉆井液能有效預(yù)防井眼失穩(wěn)、井徑擴(kuò)大，并具有優(yōu)良的潤(rùn)滑性和攜巖能力，可降低井下故障發(fā)生概率。

2）通過優(yōu)選個(gè)性化PDC 鉆頭、采用“螺桿鉆具+PDC 鉆頭”復(fù)合鉆井技術(shù)、應(yīng)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具、優(yōu)化鉆井參數(shù)和采取井眼清潔措施，提高了機(jī)械鉆速，縮短了鉆井周期，滿足了瑪湖油田高效開發(fā)、快速上產(chǎn)的需求。

3）針對(duì)瑪湖油田水平井水平段長(zhǎng)、套管與井壁間隙小的情況，優(yōu)化了不同類型套管扶正器的安放間距，并應(yīng)用韌性水泥漿和漂浮下套管等技術(shù)，確保了小間隙、長(zhǎng)水平段套管的居中度，提高了固井質(zhì)量，滿足了大型壓裂改造的需求。

4）借鑒國外致密油砂礫巖儲(chǔ)層鉆井提速經(jīng)驗(yàn)，通過優(yōu)選鉆頭和優(yōu)化鉆具組合、鉆井參數(shù)，以進(jìn)一步提高鉆速、延長(zhǎng)鉆頭使用壽命，力爭(zhēng)實(shí)現(xiàn)2 趟鉆完成水平段。