長慶油田隴東地區(qū)頁巖油超長水平段水平井鉆井技術(shù)

柳偉榮， 倪華峰， 王學(xué)楓， 石仲元， 譚學(xué)斌， 王清臣

（中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018）

近年來，長慶油田在隴東地區(qū)的中生界延長組長7 段發(fā)現(xiàn)了頁巖油，整體探明儲量10×109t[1]，但頁巖油儲層品位低、物性差、開采難度大，應(yīng)用傳統(tǒng)常規(guī)開發(fā)技術(shù)無法獲得工業(yè)油流。為此，該地區(qū)應(yīng)用三維超長水平段水平井技術(shù)進(jìn)行開發(fā)，并取得了較好的開發(fā)效果，但水平井鉆井過程中，存在滑動鉆進(jìn)托壓嚴(yán)重、鉆井速度低、井身質(zhì)量不合格、井壁失穩(wěn)，水平段地層造漿嚴(yán)重、堵漏難度大、摩阻扭矩大、下套管遇阻和固井質(zhì)量不合格等技術(shù)難點(diǎn)[2]。為此，通過井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)，采取相應(yīng)井眼軌跡控制措施，優(yōu)選鉆具組合[3]，研制應(yīng)用高性能水基鉆井液[4]，并應(yīng)用新型堵漏材料和漂浮下套管技術(shù)，形成了頁巖油超長水平段水平井鉆井技術(shù)。該技術(shù)在長慶油田隴東地區(qū)華H50-7 井進(jìn)行了應(yīng)用，順利完成長度4 088.00 m 的超長水平段施工，創(chuàng)國內(nèi)陸上油氣井最長水平段紀(jì)錄，為該地區(qū)頁巖油高效開發(fā)提供了技術(shù)支持。

1 地層特點(diǎn)及鉆井技術(shù)難點(diǎn)

1.1 地層特點(diǎn)

隴東地區(qū)頁巖油水平井一般設(shè)計(jì)井深3 500.00～4 500.00 m，水平段長度1 500.00～3 000.00 m。鉆遇地層從上至下為第四系，白堊系環(huán)河組、華池組、洛河組，侏羅系安定組、直羅組、延安組和三疊系延長組，目的層為延長組長7 段。第四系為膠結(jié)疏松的黃土層，可鉆性好，膠結(jié)差，易漏、易垮塌。侏羅系安定組、直羅組和延安組的砂巖層埋藏淺，欠壓實(shí)，易發(fā)生滲漏。延長組長7 段為深灰色、灰黑色泥巖、頁巖與灰色、灰綠色粉砂巖互層，易發(fā)生油氣侵，易垮塌[5]。洛河組地層承壓能力滿足水平井施工要求的區(qū)塊，水平井采用二開井身結(jié)構(gòu)：φ311.1 mm鉆頭×φ244.5 mm 表層套管+φ215.9 mm 鉆頭×φ139.7 mm油層套管；目的層壓力異常、洛河組地層漏失嚴(yán)重、直羅組地層坍塌嚴(yán)重、偏移距大于500.00 m 和水平段長度超過2 500.00 m 的區(qū)塊，水平井采用三開井身結(jié)構(gòu)：φ393.1 mm 鉆頭×φ339.7 mm 表層套管+φ311.1 mm 鉆頭×φ244.5 mm 技術(shù)套管+φ215.9 mm 鉆頭×φ139.7 mm 油層套管。表層套管封固膠結(jié)疏松的第四系地層，技術(shù)套管封固上部易漏的洛河組地層和易垮塌的直羅組、延安組地層，各開次固井水泥漿均返至地面。

1.2 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

1）三維水平井斜井段井眼軌跡控制難度大[6]。頁巖油采用叢式水平井井組開發(fā)，普遍存在200.00～600.00 m 偏移距和400.00～800.00 m 靶前距，造斜段鉆進(jìn)過程中井斜角不僅要逐步增大，同時(shí)還要調(diào)整方位角。鉆進(jìn)時(shí)要求以87°～89°的井斜角精準(zhǔn)進(jìn)入縱向±1.00 m、橫向±20.00 m 的靶區(qū)，對井眼軌跡控制精度要求高。

2）長水平段鉆進(jìn)過程中摩阻扭矩較大[7]，滑動鉆進(jìn)困難。水平段超過2 000.00 m 后，鉆具下放摩阻達(dá)到300～400 kN，扭矩達(dá)到25 000～30 000 N·m，易發(fā)生鉆具脹扣和疲勞損壞?；瑒鱼@進(jìn)時(shí)工具面無法及時(shí)調(diào)整到位，鉆進(jìn)效率低。

3）水平段井壁穩(wěn)定性差[8]。水平段泥巖坍塌壓力較高，需采用較高密度的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定，但這易引起井漏。水平段所處的長7 段地層含有灰黑色泥巖、黑色泥巖和碳質(zhì)泥巖，易發(fā)生坍塌，坍塌壓力23.8～26.7 MPa，需采用密度1.25～1.40 kg/L的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定。

4）部分水平井的水平段存在斷層漏失帶，容易發(fā)生井漏，且堵漏難度大[9]。堵漏材料、水泥漿先進(jìn)入水平段下緣，堵漏材料在斷層頂部堆積、留置的難度大，常規(guī)堵漏方法的堵漏效果差，嚴(yán)重影響鉆井速度。

5）油層套管下入摩阻大，難以保證一次順利下至設(shè)計(jì)井深[10]。下套管作業(yè)時(shí)間長，水平段套管緊貼下井壁易發(fā)生壓差卡鉆，經(jīng)過泥巖段時(shí)易遇阻，后期套管下放摩阻最大達(dá)到400～500 kN。

2 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 三維井眼軌跡控制技術(shù)

針對三維水平井井眼軌跡控制難度大的問題，采用較成熟的“1.5°單彎螺桿+MWD+方位伽馬”定向井眼軌跡控制技術(shù)。

1）優(yōu)化井眼軌道設(shè)計(jì)[11]。根據(jù)“小井斜消偏-穩(wěn)斜扭方位-增斜入窗”的設(shè)計(jì)思路，在井斜角不大于30°時(shí)將方位角調(diào)整到位，以減少滑動鉆進(jìn)工作量。滑動鉆進(jìn)時(shí)上下大幅度活動鉆具，以降低滑動摩阻。滑動鉆進(jìn)中根據(jù)鉆時(shí)、鉆壓和工具面角，重新確定反扭角，調(diào)整工具面。增斜入窗井段將原來的“一段制”優(yōu)化設(shè)計(jì)成“兩段制”，以提高第二增斜段的機(jī)動性。

2）優(yōu)選造斜鉆具組合。采用7/8 頭螺桿，螺桿外徑由165.0 mm 增至172.0 mm，以增大螺桿輸出功率；螺桿級數(shù)由3.5 級增至5.5 級，以增大螺桿壓降；轉(zhuǎn)速提高到150 r/min，以提高破巖效率[12]。采用無磁抗壓鉆桿，增強(qiáng)鉆具組合的柔性，以提高滑動鉆進(jìn)的增斜率。使用水力振蕩器，以降摩減阻，保證滑動鉆進(jìn)效率。

3）使用強(qiáng)抑制性鉆井液[13]。使用全絮凝無固相鉆井液，強(qiáng)化絮凝，造斜段鉆至井斜角40°～50°（安定組），進(jìn)入直羅組地層后，提高鉆井液的抑制性和防塌性能，并兼顧絮凝；井斜角達(dá)到60°或出現(xiàn)托壓和井壁失穩(wěn)現(xiàn)象時(shí)，轉(zhuǎn)換為復(fù)合鹽鉆井液，并提高鉆井液的密度，降低其濾失量和固相含量，增強(qiáng)其抑制性。

2.2 鉆具組合優(yōu)選

針對長水平段水平井鉆井存在偏移距、水平段長和井眼軌跡控制難的情況，采用倒裝鉆具組合，使用斜臺階G105 加重鉆桿和S135 鉆桿，以保證鉆壓的傳遞。采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合鉆長水平段，以改變鉆具與地層之間的摩擦方式，防止鉆具組合發(fā)生屈曲，提高鉆井速度。旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合為φ215.9 mm PDC 鉆頭×0.35 m+φ200.0 mm 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向頭×2.17 m+φ208.0 mm 電動機(jī)×7.77 m+φ208. 0 mm 穩(wěn)定器×1.31 m+φ173.0 mm 測量短節(jié)×5.16 m+φ172.0 mm脈沖器發(fā)電機(jī)×3.24 m+φ176. 0 mm 上截止短節(jié)×0.77 m+411×460×0.50 m+φ212.0 mm 球形穩(wěn)定器×1.01 m+回壓閥×0.44 m+461×410×0.47 m+φ127.0 mm加重鉆桿×56.63 m+φ127.0 mm S135 鉆桿+φ127.0 mm加重鉆桿×369.84 m+φ127.0 mm S135 鉆桿。

為了防止水平段鉆井過程中的最大扭矩大于鉆桿抗扭強(qiáng)度、起鉆上提力大于鉆桿抗拉強(qiáng)度和下鉆時(shí)鉆具發(fā)生屈曲現(xiàn)象，利用Landmark 軟件，按照設(shè)計(jì)井深6 000.00 m、水平段長4 000.00 m，鉆井液密度1.25 kg/L，旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)鉆壓50 kN，鉆頭扭矩 2 630 N·m，套管內(nèi)摩擦系數(shù)0.10，裸眼摩擦系數(shù)0.15，滑動鉆進(jìn)鉆壓30 kN，φ127.0 mm S135 鉆桿，計(jì)算旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)、起鉆及下鉆等工況下的扭矩、軸向拉力和鉆具屈曲情況，結(jié)果如表1 所示。

表 1 水平段不同工況下的扭矩、軸向拉力和鉆具屈曲情況Table 1 Torque, axial tension and buckling of drilling tool under different operation conditions in horizontal section

由表1 可看出：旋轉(zhuǎn)鉆至井底時(shí)的地面扭矩為21.31 kN·m，結(jié)合該地區(qū)2 000.00 m 長水平段水平井完鉆時(shí)地面扭矩為19.56 kN·m 的情況，校核后的地面扭矩為40.87 kN·m，小于φ127.0 mm S135 鉆桿接頭的抗扭強(qiáng)度（43.00 kN·m）；起鉆時(shí)的軸向拉力為1 059.00 kN，校核后為1 470.00 kN，小于φ127.0 mm S135 鉆桿的抗拉強(qiáng)度（3 170.00 kN），說明該鉆具組合的強(qiáng)度能夠滿足安全鉆井要求。

2.3 高性能水基鉆井液

為滿足水平段泥巖井壁穩(wěn)定及快速鉆進(jìn)需求，鉆井液應(yīng)具有密度適當(dāng)、固相含量低、抑制性與封堵性強(qiáng)以及潤滑性良好的特性。隴東地區(qū)長7 段地層泥巖含量普遍為10%～20%，最高達(dá)40%，鉆遇泥巖時(shí)井壁垮塌嚴(yán)重，且水平段越長，鉆遇泥巖的概率越高，已鉆井泥巖鉆遇率最高達(dá)到59%。為了控制水平段泥巖井壁垮塌，需要采用抑制性強(qiáng)、固相含量低和密度大于1.20 kg/L 的鉆井液。為此，優(yōu)選了以甲酸鈉為主要成分的復(fù)合鹽CQFY 作為抑制劑[14]，通過增大復(fù)合鹽CQFY 的加量提高鉆井液的密度，實(shí)現(xiàn)鉆井液無固相與強(qiáng)抑制的目標(biāo)。

通過配方優(yōu)化試驗(yàn)，確定超長水平段水平井高性能水基鉆井液配方為：0.2%～0.3% 流性調(diào)節(jié)劑+1.5%～2.0%低黏降濾失劑+0.5%～1.0%共聚物降濾失劑+2.0%～4.0%惰性封堵劑+1.0%～2.0%活性封堵劑+25.0～35.0%CQFY+2.0%～5.0%抗鹽潤滑劑。進(jìn)入造斜段后，通過增大復(fù)合鹽CQFY 加量，逐步提高鉆井液密度，入窗時(shí)將鉆井液密度提高至1.20 kg/L。定時(shí)定量添加聚合物類防塌處理劑，以維持鉆井液的抑制性。鉆遇泥巖時(shí)，將降濾失封堵劑的加量提高至1.5%～2.0%，以提高鉆井液的封堵性，降低鉆井液的濾失量，形成致密堅(jiān)韌的濾餅，保護(hù)井壁。鉆進(jìn)期間根據(jù)鉆井液的常規(guī)性能參數(shù)和流變參數(shù)判斷鉆井液的流態(tài)和固相含量，如固相含量增大，應(yīng)增大復(fù)合鹽的加量，替換部分鉆井液，以保持鉆井液性能穩(wěn)定；新替換鉆井液中加入0.5%液體潤滑劑，以降低水平段摩阻。

2.4 水平段堵漏技術(shù)

目的層長7 段發(fā)育大孔、中孔、小孔、微孔及納米級孔等多尺度孔，孔隙度4%～12%，鉆進(jìn)過程中井漏時(shí)有發(fā)生。觀察長7 段巖心發(fā)現(xiàn)，巖心存在橫向或縱向裂縫。漏速小于5 m3/h 時(shí)，可采用隨鉆堵漏方式堵漏，為了保證井下旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器正常工作，選擇顆粒較小、剛性較弱的堵漏材料，堵漏漿的配方為：鉆井液+5.0%小顆粒橋塞堵劑+5.0%單向壓力封閉劑。漏速大于5 m3/h 時(shí)，采用超分子凝膠或低密度水泥等新型堵漏材料堵漏，可選取粒徑大、剛性強(qiáng)度高的堵漏材料。超分子凝膠堵漏漿的配方為：鉆井液+10.0%Ⅲ型超分子結(jié)構(gòu)劑+1.5%Ⅰ型超分子凝膠+3.0%單向壓力暫堵劑。低密度堵漏漿的配方為：清水+160.0%DLY-2 顆粒級配堵劑+0.5%G407R1+0.5%G405-GXP。

現(xiàn)場根據(jù)漏速采取相應(yīng)的堵漏技術(shù)措施：1）漏速小于3 m3/h 時(shí)，采用隨鉆堵漏方式保持鉆進(jìn)；2）漏速為3～5 m3/h 時(shí)，采用隨鉆堵漏方式堵漏，并適當(dāng)降低排量繼續(xù)鉆進(jìn)；3）漏速為5～10 m3/h 時(shí)，下光鉆桿打橋塞擠封堵劑堵漏；4）漏速為10～20 m3/h，下光鉆桿注入超分子凝膠堵漏漿堵漏；5）漏速大于20 m3/h時(shí)，下光鉆桿注入低密度堵漏漿進(jìn)行堵漏。

2.5 漂浮下套管技術(shù)

由于水平段較長，井眼軌跡調(diào)整頻繁且調(diào)整幅度較大，導(dǎo)致井筒摩阻系數(shù)較大，增大了下套管難度。為此，應(yīng)用了漂浮下套管技術(shù)[15]，并采取輔助技術(shù)措施，以保證將套管順利下至設(shè)計(jì)井深。

1）下套管前通井。通井鉆具組合：φ215.9 mm 牙輪鉆頭（不裝噴嘴）+φ210.0 mm 鋼性穩(wěn)定器+φ127.0 mm S135 鉆桿×120.00 m+φ165.0 mm 巖屑床清除器1+φ127.0 mm S135 鉆桿×120.00 m+φ165.0 mm 巖屑床清除器2+φ127.0 mm S135 鉆桿×120.00 m+φ165.0 mm巖屑床清除器3+φ127.0 mm S135 鉆桿×120.00 m+φ165.0 mm 巖屑床清除器4+φ127.0 mm S135 鉆桿。在入窗點(diǎn)、水平段每500.00 m 大排量循環(huán)1 周，以破壞巖屑床，通井到底后大排量循環(huán)2 周，短起下驗(yàn)證泥巖井壁穩(wěn)定可靠，監(jiān)測上提下放摩阻。

2）水平段替入加入3.0%～4.0%液體潤滑劑和6.0%～8.0%固體潤滑劑的鉆井液，以降低水平段的摩擦系數(shù)。

3）采用銷釘式漂浮接箍和盲板式漂浮接箍，以降低水平段摩阻。

4）利用Landmark 軟件，優(yōu)選漂浮段長。綜合考慮直井段和斜井段套管懸重與下入摩阻，計(jì)算不同摩阻系數(shù)、漂浮段長下，套管下放時(shí)的大鉤載荷和套管所受軸向力，以優(yōu)選漂浮段長。

圖1 為華H50-7 井不同摩阻系數(shù)下下放生產(chǎn)套管時(shí)的大鉤載荷。圖2 為華H50-7 井生產(chǎn)套管漂浮段長為3 400.00 m 時(shí)不同工況下所受軸向力。由圖1可以看出，摩阻系數(shù)為0.23 時(shí)，大鉤載荷為290 kN，大于頂驅(qū)重量240 kN，下至井底時(shí)尚有50 kN 下推力。由圖2 可以看出，套管下到井底時(shí)井口套管軸向力為250 kN，大于螺旋屈曲值，說明下套管過程中不會發(fā)生螺旋屈曲，能保證套管一次下至井底。

圖 1 不同摩阻系數(shù)下生產(chǎn)套管下放大鉤載荷Fig.1 Set down hook load with production casing under different friction coefficients

圖 2 不同工況下生產(chǎn)套管的軸向力Fig.2 Axial force of production casing under different operation conditions

5）合理使用滾珠扶正器，將套管與井壁之間的滑動摩擦變?yōu)闈L動摩擦，以降低套管與井壁間的摩阻。

6）改進(jìn)下套管工具，提高下套管速度，防止套管內(nèi)落物。優(yōu)化灌漿方式，采取管內(nèi)隔離措施，縮短套管靜止時(shí)間，以防止發(fā)生壓差卡套管。

3 典型井例

3.1 井眼概況

長慶油田在隴東地區(qū)部署了一口設(shè)計(jì)井深6 216.00 m、水平段長4 000.00 m 的三維頁巖油水平井——華H50-7 井。該井目的層為延長組長712段，為深灰色、灰黑色泥頁巖與灰色、灰綠色粉砂巖互層。采用“導(dǎo)管+三開”井身結(jié)構(gòu)：φ558.0 mm 鉆頭×φ426.0 mm 導(dǎo)管×103.00 m+φ393.1 mm 鉆頭×φ339.7 mm 套管×291.00 m+φ311.1 mm 鉆頭×φ244.5 mm 套管×2 292.00 m+φ215.9 mm 鉆頭×φ139.7 mm 套管×6 216.00 m。φ244.5 mm 套管下至入窗點(diǎn)，封隔延長組以上復(fù)雜地層。

該井斜井段長達(dá)2 000.00 m，偏移距156.00 m，靶前距399.00 m，鉆進(jìn)時(shí)存在以下技術(shù)難點(diǎn)：1）二開后要求使用φ311.1 mm 鉆頭鉆至井深1 500.00 m 前消除偏移距，利用兩段增斜法準(zhǔn)確入窗，井眼軌跡控制難度大；2）鉆井泵動力不足，排量受限，環(huán)空上返速度難以達(dá)到快速攜巖要求，鉆頭易泥包，滑動增斜困難，機(jī)械鉆速低；3）水平段泥巖層坍塌壓力較高，需采用較高密度的鉆井液，容易誘發(fā)井漏；4）水平段（2 716.00～3 120.00 m 井段）存在斷層漏失帶，容易發(fā)生失返性井漏，堵漏難度大；5）水平段長達(dá)4 000.00 m，鉆井過程中摩阻扭矩較大；6）生產(chǎn)套管下入難度大，難以保證一次順利下至井底。

3.2 實(shí)鉆效果

1）二開小井斜井段采用螺桿鉆具+常規(guī)PDC 鉆頭復(fù)合鉆井技術(shù)迅速消除偏移距，使用2 只混合鉆頭快速入窗；配備3 臺F1600-HL 型耐壓52 MPa 的超高壓鉆井泵，滿足了鉆井排量達(dá)到50 L/s 的要求，解決了φ311.1 mm 鉆頭易泥包、大斜度井段滑動鉆進(jìn)托壓、增斜率不足、機(jī)械鉆速低的問題。表2 為斜井段鉆井技術(shù)指標(biāo)。

表 2 φ311.1 mm 斜井段鉆井技術(shù)指標(biāo)Table 2 Drilling technical indexes of φ311.1 mm deviated section

由表2 可以看出，斜井段平均機(jī)械鉆速8.11 m/h，比前期同井型城頁X 井（二開使用PDC 鉆頭，平均機(jī)械鉆速7.35 m/h）提高了10.3%。第一增斜段（1 750.00～2 050.00 m）和第二增斜段（2 050.00～2 179.00 m）增斜率分別達(dá)到（4.0°～4.5°）/30m 和（5.0°～5.5°）/30m，順利中靶。由此可見，對于三維水平井φ311.1 mm 大斜度井段，使用混合鉆頭比使用PDC 鉆頭更有利提高機(jī)械鉆速。

2）三開井段采用高性能水基鉆井液。鉆進(jìn)水平段時(shí)高性能水基鉆井液的性能：密度1.22～1.33 kg/L，漏斗黏度57 s，濾失量4 mL。控制固相含量小于10%、膨潤土含量小于20 g/L，動塑比調(diào)整在0.5～0.6，六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)3 和6 r/min 下的讀數(shù)分別為5～8 和6～9，降低了摩阻，保證了井下安全，尤其是鉆至井深5 391.00 m 發(fā)生井漏后，鉆井液補(bǔ)充量大，鉆井液性能波動大，井下未出現(xiàn)井壁垮塌。后續(xù)井段鉆井液性能穩(wěn)定（見表3），直至完鉆未發(fā)生井壁失穩(wěn)事故。

表 3 水平段水基鉆井液的性能Table 3 Performance of water-based mud in horizontal section

3）水平段鉆至井深4 894.00 和5 391.00 m 時(shí)發(fā)生漏速15 m3/h 的失返性漏失。在第1 個漏點(diǎn)（井深4 894.00 m）分2 次泵入80 m3超分子凝膠堵漏漿堵漏，堵漏后加壓至8.5 MPa，10 min 壓力未降低。在第2 個漏點(diǎn)（井深5 391.00 m）泵入“纖維水泥+錐形四面體堵漏材料+剛性顆粒堵漏材料”工作液25 m3，候凝24 h 后掃塞，漏速降至2～6 m3/h。根據(jù)漏失速度和地層反吐情況，將鉆井液密度降至1.23 kg/L 進(jìn)行隨鉆堵漏，直至鉆至完鉆井深。

4）為增大鉆壓，直井段使用45 根φ127.0 mm G105加重鉆桿，其余井段使用φ127.0 mm S135 鉆桿。水平段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)鉆進(jìn)，以克服長水平段滑動鉆進(jìn)困難的問題。完鉆前頂驅(qū)最大扭矩40 kN·m，最大上提力1 400 kN，通井時(shí)通井鉆具組合順利下至井底，未發(fā)生鉆具屈曲現(xiàn)象。

5）下套管前使用4 個巖屑床清除器，分段破壞巖屑床。水平段替入加入6.0%液體聚合醇+2.0%固體聚合醇+2.0%HLR-3 潤滑劑+5.0%石墨+4.5%玻璃微珠+2.0%液體潤滑劑的鉆井液。下套管前井底鉆具上提下放摩阻僅300 kN。套管柱端部使用旋轉(zhuǎn)引鞋，采用NDS 漂浮接箍，漂浮段長度為水平段趾端的3 500.00 m。套管柱進(jìn)入水平段1 322.00 m 后開始接漂浮接箍，隨后每下入1 根套管灌1 次鉆井液。使用φ210.0 mm 整體式彈性扶正器，間隔50.00～100.00 m 安放一個。生產(chǎn)套管一次順利下至設(shè)計(jì)井深，未出現(xiàn)下放遇阻現(xiàn)象。

4 結(jié)論與認(rèn)識

1）通過優(yōu)選鉆具組合、鉆頭，特別是斜井段使用混合鉆頭，降低了摩阻，提高了機(jī)械鉆速。旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)提高了長水平段井眼軌跡的控制能力及機(jī)械鉆速，形成了適用于隴東頁巖油超長水平段水平井的鉆井技術(shù)。

2）優(yōu)選出了適用于延長組頁巖油水平井的高性能水基鉆井液，其具有良好的潤滑性和強(qiáng)抑制性，能防止長水平段井壁坍塌，降低摩阻和扭矩。

3）采用漂浮下套管技術(shù)，優(yōu)選漂浮長度，能降低套管下入難度和摩阻，可保證套管順利下至設(shè)計(jì)位置，對更長水平段水平井下套管作業(yè)有一定的借鑒作用。

4）應(yīng)用超分子凝膠和纖維水泥長水平段堵漏技術(shù)能提高堵漏成功率，縮短鉆井損失時(shí)間，有助于減輕超長水平段井漏堵漏導(dǎo)致的“呼吸”效應(yīng)。