我國非常規(guī)油氣經(jīng)濟有效開發(fā)鉆井完井技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展建議

袁光杰， 付 利， 王 元， 郭凱杰， 陳 剛

（1.中國石油集團工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206；2.油氣鉆井技術(shù)國家工程實驗室，北京 102206）

非常規(guī)油氣是指在成藏機理、賦存狀態(tài)、分布規(guī)律或勘探開發(fā)技術(shù)等方面有別于常規(guī)油氣的烴類資源，可分為非常規(guī)石油資源和非常規(guī)天然氣資源[1–2]。非常規(guī)石油資源包括頁巖油、致密砂巖油、油頁巖、油砂和重油等；非常規(guī)天然氣資源包括頁巖氣、致密砂巖氣、煤層氣、淺層生物氣、水溶氣和天然氣水合物等[1–2]。隨著油氣勘探開發(fā)不斷深入，非常規(guī)油氣在現(xiàn)有經(jīng)濟技術(shù)條件下展示出巨大的開發(fā)潛力，繼油砂、致密氣和煤層氣等資源規(guī)模有效開發(fā)之后，近年來頁巖油氣、致密油氣產(chǎn)量實現(xiàn)了高速增長[3]。與常規(guī)油氣資源相比，非常規(guī)油氣資源儲層條件差，多需要“水平井+體積壓裂”才能實現(xiàn)有效開發(fā)。2014年，國際油價暴跌并持續(xù)低位運行，北美各大油氣公司為擺脫低油價帶來的經(jīng)營困境，掀起了一場旨在“大幅度提高單井產(chǎn)量、努力降低建井成本”的頁巖油氣開發(fā)革命，使美國非常規(guī)油氣產(chǎn)量占到油氣總產(chǎn)量的60%～70%，一口垂深為2 000～3 000 m、水平段長 2 000～3 000 m 的水平井，鉆井周期基本都能控制在15～25 d。我國在非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)初期，通過借鑒和引進北美先進鉆井完井理念、方法和技術(shù)，逐步實現(xiàn)了非常規(guī)油氣資源的規(guī)模開發(fā)，水平井鉆井完井技術(shù)也取了較大進步，但與北美相比仍存在鉆井周期長、建井成本高和單井產(chǎn)量低等問題。因此，探索我國非常規(guī)油氣經(jīng)濟有效開發(fā)的鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)并推廣應(yīng)用，是加快我國非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)進程與規(guī)模上產(chǎn)的必由之路。

1 國外非常規(guī)油氣開發(fā)現(xiàn)狀

近年來，受頁巖油氣開發(fā)革命影響，國外非常規(guī)油氣開發(fā)主要集中于致密油氣與頁巖油氣，而煤層氣開發(fā)呈現(xiàn)遞減趨勢。美國于1985年開始煤層氣商業(yè)開發(fā)，2008 年達峰值產(chǎn)量 557×108m3，2018 年產(chǎn)量降至260×108m3；加拿大于2002年開始煤層氣商業(yè)開發(fā)，2010 年達峰值產(chǎn)量 94×108m3，2018 年產(chǎn)量為50×108m3；澳大利亞于2004年開始煤層氣商業(yè)開發(fā)，產(chǎn)量逐年提高，2018 年產(chǎn)量為 410×108m3，目前已成為全球最大的煤層氣生產(chǎn)國[4]。

美國是最早開發(fā)致密/頁巖油氣資源的國家，經(jīng)歷了頁巖氣革命（2007—2010年）和頁巖油革命（2014—2019年）。美國非常規(guī)油氣資源的開發(fā)主要集中在4個區(qū)帶7個大型油氣盆地：1）位于西部落基山脈山間及山前構(gòu)造帶的致密油氣區(qū)，主要包括 DJ-Niobrara、Uinita和 Great River等盆地；2）位于美加邊界的Williston Bakken頁巖油區(qū)；3）位于東部阿帕拉契盆地的Marcellus頁巖氣區(qū)；4）位于南部的頁巖油氣生產(chǎn)區(qū)，主要包括二疊盆地（Permian）頁巖油、Barnett頁巖氣、Haynesville頁巖氣以及Eagle Ford頁巖氣[5]。通過積極推廣長水平段水平井和“一趟鉆”鉆井技術(shù)，鉆井完井效率大幅提升，有效縮短了單井建井周期、降低了建井成本[6–8]。2019年，美國頁巖油氣水平井水平段長度大于4 800 m的占比6%，水平段長度大于3 200 m的占比45%，水平段最長達到 5 638 m。Utica 區(qū)塊 Purple Hayes 1H 井完鉆井深 8 244.00 m，“一趟鉆”進尺 5 652.21 m，鉆井周期僅為17.6 d。Eclipse公司通過應(yīng)用“一趟鉆”鉆井技術(shù)，水平段單位長度的鉆井成本降低了69%。截至2019年8月[9–12]，美國天然氣平均日產(chǎn)量 31.0×108m3，其中頁巖氣平均日產(chǎn)量達 19.3×108m3，占比 62%；美國原油日產(chǎn)量達 174×104t，而頁巖油/致密油日產(chǎn)量達 106×104t，占比 61%。2020 年，美國頁巖氣產(chǎn)量 7 330×108m3，約占其天然氣總產(chǎn)量的 80%；致密油/頁巖油產(chǎn)量 3.5×108t，占其原油總產(chǎn)量的50%?？梢钥闯?，美國油氣能源結(jié)構(gòu)已經(jīng)完成從常規(guī)油氣向非常規(guī)油氣的轉(zhuǎn)變。

2 國內(nèi)非常規(guī)油氣開發(fā)現(xiàn)狀

初步評價結(jié)果表明，我國非常規(guī)油氣可采資源量約為（890～1 260）×108t油氣當(dāng)量，是常規(guī)油氣的3倍左右[13]。其中，非常規(guī)石油可采資源量約為（223～263）×108t，與常規(guī)石油資源量大致相當(dāng)；非常規(guī)天然氣可采資源量約為（84～125）×1012m3，是常規(guī)天然氣資源量的5倍左右。2020年，我國非常規(guī)油氣產(chǎn)量接近 7 000×104t油當(dāng)量，成為“穩(wěn)油增氣”的重要資源。其中，非常規(guī)油是產(chǎn)量穩(wěn)定的“砝碼”，預(yù)計2030年將占原油總產(chǎn)量的20%；非常規(guī)氣是產(chǎn)量增長的“主力”，2030年在天然氣總產(chǎn)量的占比有望超過50%[14]。

中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中石油）非常規(guī)油氣勘探開發(fā)已有十幾年歷史，歷經(jīng)概念提出與技術(shù)探索、工業(yè)化試驗與試生產(chǎn)和規(guī)模發(fā)現(xiàn)與開發(fā)上產(chǎn)3個階段，理論、技術(shù)、管理的進步推動了頁巖油氣和致密油氣產(chǎn)量的快速增長，目前已進入工業(yè)化開發(fā)階段[4]：建立了鄂東、沁水和筠連3個中高階煤層氣生產(chǎn)基地，2020 年產(chǎn)氣量 22.0×108m3；發(fā)現(xiàn)了鄂爾多斯盆地和四川盆地兩大致密氣區(qū)，2020 年產(chǎn)氣量 337.9×108m3；建成了四川長寧—威遠(yuǎn)和昭通國家級頁巖氣示范區(qū)，2020年產(chǎn)氣量116.3×108m3；初步建成了新疆吉木薩爾、長慶隴東、大慶古龍頁巖油示范區(qū)。近幾年，中石油通過借鑒引進北美先進油氣工程技術(shù)并不斷研究探索，非常規(guī)油氣水平井鉆井完井技術(shù)進步顯著。長慶致密油氣、大慶古龍頁巖油水平井鉆井基本已經(jīng)達到“北美速度”，華H90-3頁巖油水平井完鉆井深7 339 m，儲層鉆遇率 88.0%，水平段長 5 060 m；靖 51-29H1 致密氣水平井完鉆井深8 528 m，儲層鉆遇率97.6%，水平段長5 256 m；華H100平臺共完成頁巖油水平井31口，創(chuàng)亞洲陸上水平井平臺最大紀(jì)錄；華H40平臺共完成頁巖油水平井20口，水平段平均長2 014 m，鉆井周期 17.8 d；大慶古龍完鉆井深 5 140 m、水平段長2 500 m頁巖油水平井的鉆井周期已經(jīng)縮短至20 d以內(nèi)。川南頁巖氣長水平段水平井累計完成 191 口，水平段平均長度 2 179.6 m，其中 7 口井水平段長度超過 3 000 m，基本實現(xiàn)了 1 500 m 水平段“一趟鉆”完成，“一趟鉆”最高進尺3 700 m。吉木薩爾頁巖油水平井鉆井提速效果顯著，平均完鉆井深由 4 178 m 增至 5 650 m，平均鉆井周期由60.0 d 降至 47.5d。

中國石油化工集團有限公司（簡稱中石化）非常規(guī)油氣勘探開發(fā)主要集中于頁巖油氣資源，其中頁巖氣地質(zhì)資源量達 38.8×1012m3[15]、頁巖油地質(zhì)資源量達 150×108t[16–17]。頁巖氣資源主要分布在四川盆地及周緣海相地層，自2006年啟動頁巖氣早期資源潛力評價與戰(zhàn)略選區(qū)以來，經(jīng)歷了學(xué)習(xí)借鑒、探索發(fā)現(xiàn)和規(guī)模上產(chǎn)3個階段，建成了國內(nèi)首個頁巖氣商業(yè)開發(fā)氣田——涪陵頁巖氣田[15]，截至2020年底，涪陵頁巖氣田累計建產(chǎn) 116×108m3，年產(chǎn)量由2015 年的 31.7×108m3上升到 2020 年的 71.9×108m3。2021年完鉆的勝頁9-2HF井和勝頁9-6HF井完鉆井深分別為 6 455 和 6 780 m，水平段長度分別為 3 583 和3 601 m，兩次刷新國內(nèi)頁巖氣水平井水平段最長紀(jì)錄。自2010年開始頁巖油資源勘探開發(fā)以來，經(jīng)歷了早期選區(qū)評價及專探井試驗、新一輪基礎(chǔ)研究與先導(dǎo)試驗2個發(fā)展階段，優(yōu)選了東部探區(qū)南襄盆地泌陽凹陷、濟陽凹陷及南方探區(qū)四川盆地等有利區(qū)，累計完鉆17口頁巖油水平井，平均完鉆井深4 338.26 m，平均垂深 3 227.06 m，最大垂深 4 308.67 m，水平段平均長度 978.53 m，水平段最長 1 716.00 m。目前，濟陽凹陷頁巖油勘探取得重大突破，測試峰值產(chǎn)量達到171 t/d，并已初步形成陸相頁巖油水平井工程技術(shù)體系[18–19]。

中國海洋石油集團有限公司（簡稱中海油）于2010年并購中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司（簡稱中聯(lián)煤）50%股權(quán)，2014年完全收購，實現(xiàn)了在國內(nèi)非常規(guī)油氣上游領(lǐng)域的“登陸”[20]。目前，中海油在國內(nèi)擁有1.67×104km2的非常規(guī)氣勘探礦權(quán)區(qū)，地質(zhì)資源量達 2.8×1012m3，其中埋深小于 1 000 m 的煤層氣資源量近 1.0×1012m3，集中在沁水盆地；致密氣資源量約0.5×1012m3，集中在鄂爾多斯盆地東緣。2012—2018年，中聯(lián)煤累計完鉆2 500多口井，其中致密氣井近500口，煤層氣井約2 000口，非常規(guī)氣探明地質(zhì)儲量由 2012 年前的近 1 000×108m3增至 2018 年底的約 3 600×108m3，非常規(guī)氣年產(chǎn)量從2012 年的近 3×108m3增至 2018 年的約 15×108m3，年均增幅約（1～3）×108m3。

3 非常規(guī)油氣鉆井完井技術(shù)現(xiàn)狀

通過十幾年研究與實踐，目前我國已基本形成了埋深3 500 m以淺非常規(guī)油氣鉆井完井技術(shù)體系，包括三維叢式水平井井眼軌道設(shè)計、地質(zhì)工程一體化設(shè)計與作業(yè)、強化鉆井參數(shù)提速、深層頁巖氣控溫鉆井、地質(zhì)導(dǎo)向、高性能鉆井液和高效固井等關(guān)鍵技術(shù)。

3.1 三維叢式水平井井眼軌道設(shè)計

我國非常規(guī)油氣藏資源豐富，但復(fù)雜的地表條件對井場布置、交通運輸、水電供應(yīng)等提出了很多挑戰(zhàn)。為此，研究形成了叢式水平井鉆井技術(shù)，即在同一平臺布置多口水平井，以流水線方式實施鉆井、完井、壓裂等工程作業(yè)，以縮短作業(yè)時間、降低作業(yè)成本[21]。井眼軌道設(shè)計對叢式水平井鉆井完井施工有重大影響，要綜合考慮井眼軌跡防碰、水平段長度、鉆井完井施工難度及成本，進行平臺及單井井眼軌道的最優(yōu)化設(shè)計[22]。

我國在開發(fā)非常規(guī)油氣時，鉆井平臺一般布井4～6口，多采用交叉布井、勺形井布井等模式[23]。針對叢式水平井井眼軌跡偏移距大、靶前位移大、水平段長等特點，開展了井眼剖面、軌道參數(shù)優(yōu)化設(shè)計。平臺中心位置的水平井一般采用“直—增—穩(wěn)”三段制井眼剖面的常規(guī)二維井眼軌道，而平臺外側(cè)水平井采用“直—增—穩(wěn)—降—直”五段制井眼剖面的雙二維井眼軌道（見圖1），在技術(shù)套管井段進行造斜和扭方位，以有效降低大偏移長水平段水平井井眼軌跡控制難度[24]。實際設(shè)計與施工時，需要對設(shè)計井眼軌道的摩阻扭矩進行計算，并合理選用鉆頭及螺桿鉆具，優(yōu)化增斜井段、進窗入靶井段的全角變化率，有效控制各井段全角變化率，以降低鉆井作業(yè)的摩阻與扭矩[25]。

圖1 常規(guī)二維與雙二維井眼軌道設(shè)計示意Fig.1 Conventional 2D and dual-2D wellbore trajectory design

3.2 地質(zhì)工程一體化設(shè)計與作業(yè)模式

我國非常規(guī)油氣藏復(fù)雜的地表和地下條件決定了要提升整體開發(fā)效益，必須采用地質(zhì)工程一體化的設(shè)計與作業(yè)模式，即以提高勘探開發(fā)效益為中心，以地質(zhì)–儲層綜合研究為基礎(chǔ)，優(yōu)化鉆井完井設(shè)計，應(yīng)用先進的鉆井完井技術(shù)，采用全方位項目管理機制組織施工，最大限度地提高單井產(chǎn)量和降低工程成本，實現(xiàn)勘探開發(fā)效益最大化[26–27]。其主要內(nèi)容是地質(zhì)–油藏–方案研究一體化，鉆井和完井設(shè)計–施工工藝一體化，質(zhì)量–安全–環(huán)保–評價全過程管理一體化，全方位提高儲層品質(zhì)、鉆井品質(zhì)和完井品質(zhì)。

國內(nèi)川渝頁巖氣，塔里木、新疆、長慶致密油氣，以及吉林油田低滲透油藏開發(fā)中廣泛應(yīng)用了地質(zhì)工程一體化設(shè)計與作業(yè)模式，形成了三維地質(zhì)建模、地質(zhì)力學(xué)建模、壓裂模擬等多項關(guān)鍵技術(shù)。三維地質(zhì)建模技術(shù)突破了地震分辨率較低、天然裂縫發(fā)育非均質(zhì)性強等難點，形成了井震結(jié)合精細(xì)構(gòu)造建模、屬性建模、多尺度裂縫建模等配套技術(shù)，模型整體精度高于85%[28]。地質(zhì)力學(xué)建模技術(shù)以單井地應(yīng)力預(yù)測結(jié)果為約束，形成了建立平臺、區(qū)塊、全氣田等不同尺度有限元模型的方法，在井壁垮塌預(yù)測、套變機理研究、井眼軌跡方位和水平段長度優(yōu)化方面發(fā)揮了重要作用[29]。壓裂模擬技術(shù)實現(xiàn)了水力裂縫的精細(xì)刻畫，以及支撐劑、裂縫導(dǎo)流能力、裂縫寬度、加砂濃度的定量描述，為壓裂效果評估和優(yōu)化設(shè)計提供了依據(jù)。

長寧國家級頁巖氣示范區(qū)在應(yīng)用地質(zhì)工程一體化設(shè)計與作業(yè)模式后，平均每口井日產(chǎn)氣量與評價期相比提高了127%，儲層鉆遇率提高了1.8倍，套管變形率下降了68%，水平段延長了53%，鉆井周期縮短了53.3%[30]。

3.3 強化鉆井參數(shù)提速技術(shù)

北美頁巖油氣水平井普遍采用“高鉆壓、高轉(zhuǎn)速、高泵壓、大排量、大扭矩”的鉆井參數(shù)，鉆井速度普遍較高。與北美相比，我國非常規(guī)油氣水平井的鉆井參數(shù)偏低，區(qū)塊平均機械鉆速普遍較低。例如，長寧、威遠(yuǎn)、涪陵等頁巖氣田?215.9 mm井眼平均機械鉆速普遍低于10 m/h，而北美同尺寸井眼平均機械鉆速則高達25～80 m/h[31]。為此，在配套設(shè)備改造及工具優(yōu)選的基礎(chǔ)上，大幅度提高了非常規(guī)油氣水平井鉆井參數(shù)，形成了強化鉆井參數(shù)提速技術(shù)。其中，設(shè)備配套以現(xiàn)有設(shè)備升級改造為主，以滿足強化鉆井參數(shù)鉆井對設(shè)備的要求。以長寧、威遠(yuǎn)、涪陵等頁巖氣田為例，ZJ50/70型鉆機需配備壓力等級52 MPa的循環(huán)系統(tǒng)、3臺F1600HL型鉆井泵、2臺離心機（高速、中速各1臺）和3臺高頻振動篩。工具配套的重點是選用大扭矩螺桿鉆具和高效長壽命鉆頭，大扭矩螺桿鉆具以引進為主，相對常規(guī)螺桿鉆具，其具有承受鉆壓高、壓差高、輸出動力強、轉(zhuǎn)速高等特點。例如，?244.5和?171.5 mm大扭矩螺桿鉆具的輸出扭矩較常規(guī)螺桿鉆具分別高約70%～130%和50%～73%。

目前，我國非常規(guī)油氣水平井采用的強化鉆井參數(shù)較常規(guī)鉆井參數(shù)提高約20%～30%。以長寧、威遠(yuǎn)、涪陵等頁巖氣田為例，?311.1 mm井眼鉆進時采用的強化鉆井參數(shù)為：鉆壓120～150 kN、轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速 70～80 r/min、排量 50～60 L/s；?215.9 mm 井眼鉆進時采用的強化鉆井參數(shù)為：鉆壓100～150 kN、轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速 80～100 r/min、排量大于 30 L/s。長寧頁巖氣田某平臺?215.9 mm井眼采用強化鉆井參數(shù)鉆進，機械鉆速達到14.53～16.29 m/h，較采用常規(guī)鉆井參數(shù)的鄰井平均提高86%。

3.4 深層頁巖氣控溫鉆井技術(shù)

四川焦石壩、威榮、永川、瀘州、渝西等頁巖氣區(qū)儲層埋深大于3 500 m[32]，水平段鉆進時井底平均循環(huán)溫度超過145 ℃，最高167 ℃，超過了常用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井工具等井下測量工具的耐溫極限（150 ℃），導(dǎo)致井下測量工具頻繁失效，制約了?215.9 mm井眼單趟鉆進尺和“一趟鉆”鉆進目標(biāo)的實現(xiàn)。為此，開展了深層頁巖氣控溫鉆井技術(shù)研究。根據(jù)文獻研究結(jié)果[33]，降低鉆井液密度能有效降低井底循環(huán)溫度（見圖2）?，F(xiàn)場試驗表明，鉆井液密度降低0.1 kg/L，則井底循環(huán)溫度降低約2 ℃，且鉆井液密度越低，循環(huán)溫度降幅越大。為此，基于Bowers卸載方程，進行頁巖儲層異常高壓機制判別，結(jié)合上部井段正常壓實作用下泥巖的聲波速度和有效應(yīng)力，反演地區(qū)經(jīng)驗系數(shù)，建立了深層頁巖氣區(qū)單井孔隙壓力和三維孔隙壓力模型，以提高鉆井液密度設(shè)計的準(zhǔn)確性并降低設(shè)計值。同時，應(yīng)用欠平衡鉆井技術(shù)，井口施加3～5 MPa回壓，以進一步降低鉆井液密度。為提高鉆井液地面降溫效率，研制應(yīng)用了鉆井液地面降溫裝置，采用“板式/空氣換熱器+噴淋（強制冷）”的組合降溫模式，鉆井液降溫處理能力滿足大排量（大于30 L/s）的要求，地面入井鉆井液溫度能夠降低20 ℃以上。

圖2 不同鉆井液密度時的井底循環(huán)溫度Fig.2 Downhole circulating temperature at different drilling fluid density

2020—2021 年，深層頁巖氣控溫鉆井技術(shù)在瀘州頁巖氣區(qū)10口井進行了現(xiàn)場應(yīng)用，?215.9mm井眼平均井底循環(huán)溫度控制在145 ℃以下，有效解決了高溫造成井下測量工具失效的問題，大大提高了鉆井作業(yè)效率，平均鉆井周期縮短28%～45%，平均機械鉆速提高39%～70%。為規(guī)范深層頁巖氣井控溫鉆井作業(yè)、提高鉆進效率，制訂了《深層頁巖氣井水平段高溫鉆井規(guī)程》，其包括鉆井裝備和工具要求、下鉆工序要求和鉆進工序要求等內(nèi)容。

3.5 地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)

水平井眼在優(yōu)質(zhì)儲層中的延伸長度是決定水平井產(chǎn)能的關(guān)鍵因素，我國非常規(guī)油氣藏具有縱向靶窗小、優(yōu)質(zhì)儲層埋藏深、構(gòu)造復(fù)雜、地層傾角變化大等特點，因此，為提高儲層鉆遇率，開展水平井精確地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)研究尤為重要[34]。近年來，通過近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)研制，以及精細(xì)儲層測井評價、三維地質(zhì)建模、多參數(shù)實時軌跡預(yù)測等技術(shù)攻關(guān)，探索形成了“隨鉆伽馬測量+綜合錄井/元素錄井+地質(zhì)建模”地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)[35]，主要包括旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向、近鉆頭伽馬地質(zhì)導(dǎo)向和常規(guī)遠(yuǎn)端LWD地質(zhì)導(dǎo)向等3項技術(shù)?，F(xiàn)場施工時，需要根據(jù)不同非常規(guī)油氣藏的地質(zhì)特點，綜合考慮鉆井成本，選擇最優(yōu)的地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，以解決靶體厚度薄、微幅度構(gòu)造及斷層發(fā)育等問題。

旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)由地面監(jiān)控系統(tǒng)、地面與井下雙向傳輸通訊系統(tǒng)和井下旋轉(zhuǎn)自動導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)組成，能隨鉆完成井眼軌跡實時導(dǎo)向控制，具有摩阻與扭矩小、井眼凈化效果好、位移延伸能力強和井眼軌跡平滑易調(diào)控等優(yōu)點，能夠滿足高難度井和特殊油藏鉆進時水平段精準(zhǔn)著陸與井眼軌跡精確導(dǎo)向控制的需求?，F(xiàn)場應(yīng)用效果表明，該系統(tǒng)的優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率高達98.6%，最優(yōu)地質(zhì)甜點鉆遇率達到91%，但存在市場資源量較少、井壁掉塊產(chǎn)生的卡鉆風(fēng)險高等問題，且鉆井成本高。相比常規(guī)遠(yuǎn)端LWD地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，近鉆頭伽馬地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)的測量儀器距鉆頭更近，鉆進過程中可以及時測量鉆頭處的地質(zhì)參數(shù)，有效解決長水平段滑動鉆進效率低、風(fēng)險高的難題，鉆速相比常規(guī)定向提高31%，時效提高25%，可在一定程度上替代旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)。常規(guī)遠(yuǎn)端LWD地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)是將LWD測量工具安裝在距離鉆頭約8～10 m的位置，可測量井斜角、方位角、電阻率、自然伽馬、中子和聲波等工程地質(zhì)參數(shù)，結(jié)合元素錄井得到的巖石元素差異和不同元素的組合特征劃分對比地層，能綜合判斷鉆頭穿行位置，具備資源多、成本低等優(yōu)勢，可應(yīng)用于分布連續(xù)穩(wěn)定、較厚的儲層，能大幅降低鉆井成本。

3.6 高性能鉆井液技術(shù)

與常規(guī)水平井相比，非常規(guī)油氣水平井多為三維水平井，水平段長且需要進行分段壓裂。為降低壓裂難度，非常規(guī)油氣水平井水平段方位多沿最小水平主應(yīng)力方向，受儲層裂縫發(fā)育影響，長水平段鉆進時易發(fā)生垮塌、井漏和縮徑等井下故障，且存在摩阻大、攜巖困難等問題，要求鉆井液必須具有良好的井壁穩(wěn)定性、井眼清潔能力和潤滑性。經(jīng)過多年的研究與現(xiàn)場試驗，國內(nèi)已經(jīng)形成較為成熟的以油基鉆井液為主的頁巖油氣鉆井液技術(shù)和以水基鉆井液為主的致密油氣鉆井液技術(shù)。

3.6.1 油基鉆井液體系

頁巖地層層理發(fā)育、富含黏土礦物，采用水基鉆井液鉆進時易水化分散、膨脹，造成井壁失穩(wěn)[36]，而油基鉆井液幾乎不與水敏性地層礦物發(fā)生作用，具有抑制性強、潤滑性好、抗污染能力突出等特點，能有效控制頁巖水化、分散和垮塌，從而確保井眼穩(wěn)定[37]。經(jīng)過多年攻關(guān)研究與試驗，國內(nèi)頁巖油氣油基鉆井液技術(shù)已由最初的國外引進，發(fā)展到目前全面實現(xiàn)了國產(chǎn)化且日益成熟。

針對涪陵地區(qū)非常規(guī)油氣資源安全鉆進需求，開發(fā)了“四低三高”油基鉆井液體系[38]，其配方為柴油＋1.2%～2.4%主乳化劑＋0.8%～1.6%輔乳化劑＋0.5～1.5%氧化鈣＋0.5～2.0%有機膨潤土＋0.5%～1.0%增黏劑＋2.0～3.0%降濾失劑＋0.1%～0.6%潤濕劑+3.0%封堵劑。該鉆井液具有低濾失、低黏度、低加量、低成本、高切力、高破乳電壓和高穩(wěn)定性的“四低三高”特點，與國外油基鉆井液體系相比，在鉆井效率、防漏堵漏和回收再利用等方面均具有顯著優(yōu)勢，目前已全面替代了國外油基鉆井液體系。例如，焦頁54-3HF三開井段應(yīng)用了“四低三高”油基鉆井液體系[39]，鉆進過程中鉆井液主要性能保持穩(wěn)定，破乳電壓為500～900 V，塑性黏度和動切力分別為 30～40 mPa·s和 8～14 Pa，攜巖返砂正常，起下鉆通暢，套管下入順利，且隨鉆封堵效果好，鉆井液消耗量降至7.8 m3/100m，較該氣田平均消耗量9.8 m3/100m大幅下降，基礎(chǔ)油用量節(jié)約超過50 t，成本同比降低40%以上。

為滿足永川、丁山等地區(qū)深部高應(yīng)力頁巖氣地層的地質(zhì)與工程需求，針對高溫高密度油基鉆井液沉降穩(wěn)定性差的技術(shù)難題，通過自主攻關(guān)，研發(fā)了新型高溫乳化劑和高密度流性調(diào)節(jié)劑，構(gòu)建了高溫高密度油基鉆井液體系[40–43]，基礎(chǔ)配方為75.0%～80.0%乳液＋20.0%～25.0%CaCl2溶液，其中乳液配方為柴油/礦物油＋0.1%～0.5%SMASA＋0.5%～1.5%有機膨潤土＋3.0%～6.0%主/輔乳化劑＋3.0%～5.0%降濾失劑＋2.0%～3.0%石灰。該鉆井液主要性能參數(shù)：密度1.75～2.10 kg/L，固相含量30%以下，漏斗黏度低于 70 s，動切力大于 10 Pa，抗溫可達200 ℃。為降低油基鉆井液的消耗量和使用成本，鉆井過程中加入剛性SMSD-1、柔性SMRPA及纖維類SMFiber-O等封堵材料進行隨鉆堵漏，控制油基鉆井液的消耗量低于8 m3/100m。同時，對于漏速大于5 m3/h的井漏，采用以親油材料、遇油膨脹材料、纖維類材料等為主堵漏劑的廣譜封堵技術(shù)和以親油微膨脹固結(jié)材料為核心堵漏劑的油基固結(jié)封堵技術(shù)，實現(xiàn)快速封堵。

根據(jù)室內(nèi)試驗和現(xiàn)場應(yīng)用，對川渝頁巖氣區(qū)油基鉆井液體系的流變性、封堵性、固相含量和穩(wěn)定性等進行了評價，并結(jié)合井下故障原因分析，認(rèn)為：封堵性是保持井壁穩(wěn)定的關(guān)鍵；提高鉆井液?6值和排量可以改善井眼清潔狀況；有害低密度固相含量增加是導(dǎo)致鉆井液性能惡化的主要原因[44]。針對井壁失穩(wěn)、井眼清潔和性能維護等問題，制訂了《川渝頁巖氣井油基鉆井液技術(shù)規(guī)范》，實現(xiàn)了入井材料質(zhì)量統(tǒng)一管理，確保施工安全和質(zhì)量。

3.6.2 水基鉆井液體系

針對油基鉆井液體系存在的成本高、污染大和鉆屑不易處理等問題，蘇里格致密砂巖氣藏長水平段水平井鉆井采用了水基鉆井液體系[45]，但面臨降摩減阻、井眼清潔、泥巖井壁防塌和儲層保護等技術(shù)難題，要求水基鉆井液必須具備強抑制防塌性能，以及良好的潤滑性、攜巖能力、流變性及儲層保護性能。通過室內(nèi)試驗，研制了強抑制潤滑水基鉆井液體系[45–46]，配方為1.5%～2.0%天然高分子降濾失劑+3.0%白瀝青+12.0%～15.0%抑制劑HCOOK+10.0%復(fù)合鹽抑制劑CQFY-1+3.0%聚合醇+0.2%燒堿+0.15%黃原膠+3.0%酸溶性儲層保護劑+2.0%屏蔽暫堵劑+4.0%高效液體潤滑劑。其中，HCOOK和CQFY-1可以提高鉆井液密度，降低鉆井液中固相含量和水的活度，增強鉆井液抑制性，確保鉆進泥巖井段時井眼穩(wěn)定；聚合醇和高效液體潤滑劑可在鉆具、套管及井壁巖石表面上形成一層具有一定強度、可降低摩阻的潤滑膜，從而達到降低鉆具摩阻、扭矩的目的；酸溶性儲層保護劑和屏蔽暫堵劑可有效增強鉆井液的封堵性、改善濾餅質(zhì)量、降低濾失量，達到強封堵防塌和儲層保護的雙重效果。

強抑制潤滑水基鉆井液在靖45-24H2井和靖50-26H1 井進行了應(yīng)用，密度 1.27～1.35 kg/L，漏斗黏度 55～68 s，API濾失量 2.5～3.5 mL，高溫高壓濾失量8～12 mL，含砂量0.2%～0.3%，塑性黏度22～35 mPa·s，動切力 10～14 Pa，動塑比 0.45～0.60。2 口井水平段（長度分別為 3 321 和 4 418 m）鉆進時，鉆井液攜巖效果良好，有效抑制了泥巖水化膨脹，降低了摩阻扭矩，保證了長水平段的安全高效鉆進。2口井采用相同的鉆具組合通井，鉆具組合下至水平段 1 500 m 處時，摩阻分別為 160 和 190 kN，扭矩分別為12和14 kN·m，與同區(qū)塊靖72-58H2井（水平段長 1 500 m，應(yīng)用其他鉆井液體系）相比，摩阻降低32%～42%，扭矩降低22%～33%。

3.7 高效固井技術(shù)

非常規(guī)油氣水平井完井采用體積壓裂模式，而體積壓裂帶來的大壓差、大溫差和交變載荷等復(fù)雜工況會造成套變、環(huán)空帶壓等問題，從而嚴(yán)重影響井筒完整性，這對固井質(zhì)量提出了極高的要求。為此，開展了套管下入技術(shù)、固井趾端壓裂滑套、高效洗油沖洗隔離液、韌性水泥漿體系和泡沫水泥漿固井技術(shù)等攻關(guān)研究與現(xiàn)場試驗，形成了非常規(guī)油氣水平井高效固井技術(shù)，保障了井眼全生命周期的有效密封。

3.7.1 套管下入技術(shù)

對于長水平段水平井，采用常規(guī)下套管方式極易因操作不當(dāng)而造成下套管遇阻，而常用的“上提下放”處理措施會對套管造成極大的軸向沖擊載荷，增加體積壓裂過程中發(fā)生套管變形的風(fēng)險[47]。為此，國內(nèi)研究應(yīng)用了旋轉(zhuǎn)下套管和漂浮下套管技術(shù)[47–49]。

旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)通過采用頂驅(qū)下套管裝置實現(xiàn)套管夾持、精準(zhǔn)上扣和循環(huán)鉆井液，在下套管過程中可旋轉(zhuǎn)套管串，有助于套管順利下入。頂驅(qū)下套管裝置是旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)的核心裝備，前期以引進國外產(chǎn)品為主，目前國內(nèi)已實現(xiàn)了自主研發(fā)，主要技術(shù)參數(shù)如表1所示。旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)主要在川渝頁巖氣區(qū)進行了推廣應(yīng)用[47]，已累計應(yīng)用330余口井，摩阻系數(shù)比常規(guī)下套管井平均降低30%～50%。

表1 國產(chǎn)頂驅(qū)下套管裝置主要技術(shù)參數(shù)Table 1 Main technical parameters of China-made topdrive casing-running device

漂浮下套管技術(shù)的核心裝備是漂浮接箍，它安裝在套管柱的某部位，利用其臨時屏障作用，上部套管中充滿鉆井液，下部套管中為空氣，使下部套管“漂浮”于井眼中，減少了下部套管與井壁之間的正壓力，降低管串在斜井段、水平段的下行摩阻，有助于套管安全下入。固井作業(yè)時，通過井口增壓，打開漂浮接箍，使漂浮接箍上下的套管柱形成通路，從而進行正常的注水泥作業(yè)。漂浮下套管技術(shù)主要在淺層頁巖氣區(qū)、蘇里格致密氣區(qū)和隴東頁巖油區(qū)等進行了推廣應(yīng)用[45–46,50]。在昭通淺層頁巖氣區(qū)，較常規(guī)下套管技術(shù)，漂浮下套管技術(shù)能平均節(jié)約時間約21.95 h，作業(yè)時效提高了30%～40%。長慶隴東頁巖油區(qū)華H50-7井應(yīng)用漂浮下套管技術(shù)，實現(xiàn)了4 088 m水平段套管的安全下入，用時僅26.5 h，套管下至井底時大鉤載荷為 350 kN，而如果采用常規(guī)下套管技術(shù)，套管下至井底時大鉤載荷僅為150 kN（按裸眼段摩阻系數(shù)為0.21計算）。

3.7.2 固井趾端壓裂滑套

在水平井橋塞分段分簇體積壓裂施工前，通常采用連續(xù)油管傳輸射孔或爬行器帶動射孔槍送入井底射孔的方式建立第一段壓裂液流通通道，然后采用泵送方式帶動測井儀器、橋塞、射孔槍等進行測井、封堵、射孔及后續(xù)的壓裂作業(yè)。建立第一段壓裂液流通通道時，存在射孔槍難以下至井底、施工風(fēng)險大、作業(yè)時間長和費用高等問題，為此，研制了DRCFT固井壓裂趾端滑套[51]，可在不改變現(xiàn)有固井工藝的前提下，水泥漿凝固后無須通過射孔或其他工具作業(yè)，僅在井口憋壓便可將趾端滑套打開，建立水平井第一段壓裂液流通通道，直接進行壓裂作業(yè)或?qū)⑤o助測井儀器等其他工具下至井底。

固井作業(yè)時，將固井趾端壓裂滑套作為套管串的一部分下至預(yù)定位置，正常進行固井施工。壓裂前應(yīng)用壓裂車對井筒內(nèi)套管進行階梯式試壓，當(dāng)試壓壓力達到滑套開啟閥的開啟壓力時，開啟閥打開，套管內(nèi)液體及液體壓力通過傳壓孔傳遞，作用于滑套本體外側(cè)截面，使滑套本體產(chǎn)生向下滑動的壓差，滑套向下移動，露出壓裂液流動槽，建立套管內(nèi)外連通通道，然后可直接進行壓裂作業(yè)或泵送測井儀器、橋塞、射孔槍等后續(xù)作業(yè)工具。DRCFT固井趾端滑套在昭通頁巖氣區(qū)31口井進行了現(xiàn)場應(yīng)用，從固井作業(yè)到壓裂井筒試壓，最長放置時間509 d，壓裂時滑套均能順利打開且滿足壓裂施工要求，開啟成功率為100%，且未發(fā)生滑套提前打開的問題。

3.7.3 高效洗油沖洗隔離液與韌性水泥漿體系

為解決油基鉆井液條件下固井界面清洗與隔離的難題[52]，通過復(fù)配不同性質(zhì)的表面活性劑，研制了洗油沖洗劑CXJ-0，充分利用表面活性劑對油的“卷縮、乳化、增溶”等作用，發(fā)揮“協(xié)同增效”的作用，提高清洗界面油污、油膜的能力。以洗油沖洗劑CXJ-0為核心處理劑，配制了高效洗油沖洗隔離液體系，基本配方為懸浮穩(wěn)定劑XFJ-5+沖洗劑CXJ-0+加重劑+水。室內(nèi)性能評價試驗結(jié)果表明，該隔離液密度在1.50～2.40 kg/L范圍內(nèi)可調(diào)，在90 ℃ 下養(yǎng)護 20 min 后靜置 2 h，上下密度差小于0.02 kg/L，常溫下的流動度大于 22 cm，滿足安全泵送要求，常溫和高溫（120 ℃）條件下的沖洗效率達90.1%～96.9%。

大規(guī)模體積壓裂施工時高泵壓、大排量注替產(chǎn)生的劇烈壓力變化和沖擊，容易導(dǎo)致水泥環(huán)產(chǎn)生微裂隙甚至破裂，破壞井筒的密封性，從而發(fā)生環(huán)空氣竄，嚴(yán)重影響開發(fā)安全[53–54]。為確保長水平段的良好封固質(zhì)量和井筒密封的完整性，研發(fā)了以防竄劑FCJ-7、加筋增韌劑ZRJ-6 和聚合物降濾失劑JSSJ-13 為核心處理劑的韌性防竄水泥漿體系[52]。該水泥漿體系在凝固時產(chǎn)生輕度體積膨脹，可以封堵環(huán)空微隙，提高水泥環(huán)與套管、地層界面的膠結(jié)質(zhì)量。室內(nèi)試驗結(jié)果表面，該水泥漿體系凝固后的水泥石具有低彈性模量、高強度的特點，韌性和抗沖擊性能良好，與常規(guī)水泥石相比，在保持抗壓強度 33.89 MPa的前提下，抗拉強度增至 3.30 MPa，彈性模量降至5.75 GPa，韌性顯著增強。

高效洗油沖洗隔離液與韌性防竄水泥漿體系在長寧—威遠(yuǎn)和昭通國家級頁巖氣開發(fā)示范區(qū)500余口井進行了推廣應(yīng)用，平均完鉆井深4 832 m，最深完鉆井深 5 880 m，最大垂深 3 603 m，平均水平段長1 560 m，最長水平段 2 000 m，固井質(zhì)量得到大幅度提升，優(yōu)質(zhì)率89.58%、合格率97.32%，井筒完整性得到改進，滿足了大型分段壓裂的需求。

3.7.4 泡沫水泥漿固井技術(shù)

針對渝東常壓頁巖氣水平井水平段低壓易漏及分段壓裂后環(huán)空帶壓的難題，開展了機械充氮泡沫水泥漿固井技術(shù)攻關(guān)研究[55]。針對不同的封固井段和地層溫度分布情況，通過優(yōu)選發(fā)泡劑和穩(wěn)泡劑等關(guān)鍵水泥添加劑，開發(fā)了泡沫水泥漿領(lǐng)漿和尾漿基漿（分別為1#和2#），其中1#水泥漿配方為700.0 g G級水泥+14.0 g蛋白質(zhì)發(fā)泡劑+4.2 g高溫穩(wěn)泡劑+21.0 g 抗高溫降濾失劑+1.4 g 緩凝劑+340.0 g 現(xiàn)場水，主要用于直井段泡沫固井，可達到防漏的目的；2#水泥漿配方為 800.0 g G 級水泥+16.0 g 高分子發(fā)泡劑+4.8 g 高溫穩(wěn)泡劑+32.0 g 彈性材料+24.0 g 耐高溫降濾失劑+8.0 g 硅質(zhì)防氣竄劑+2.4 g 分散劑+1.6 g緩凝劑+340.0 g現(xiàn)場水，主要用于斜井段和水平段泡沫固井，可達到防漏和提高水泥環(huán)密封能力的目的。泡沫水泥漿密度為1.30～1.55 kg/L，泡沫半衰周期 33.8 h，泡沫水泥石彈性模量 4.6 GPa，循環(huán)載荷測試條件下水泥石殘余應(yīng)變0.21%，具備良好的力學(xué)性能。

2018年以來，機械充氮氣泡沫固井技術(shù)在渝東地區(qū)20口易漏窄密度窗口常規(guī)頁巖氣水平井進行了應(yīng)用，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率100%，且壓裂后均無環(huán)空帶壓現(xiàn)象，較2018年采用常規(guī)水泥漿固井的16口同類井，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率提高31%，環(huán)空帶壓井比例由48%降低至0。

4 發(fā)展建議

目前，我國非常規(guī)油氣勘探開發(fā)尚處于發(fā)展初期，雖然已初步形成了非常規(guī)油氣水平井鉆井完井技術(shù)體系，但仍存在工廠化作業(yè)模式未實現(xiàn)最優(yōu)化、長水平段水平井鉆井可重復(fù)性差、“一趟鉆”技術(shù)與配套裝備不成熟、抗高溫高壓材料及配套鉆井工具欠缺等不足，因此，需深入推進頁巖革命，開展一系列的非常規(guī)油氣水平井鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)研究、探索和完善，大幅提升單井產(chǎn)量和采收率，實現(xiàn)非常規(guī)油氣的高效勘探開發(fā)。

4.1 加快推廣大平臺叢式水平井工廠化作業(yè)模式

目前，川渝頁巖氣水平井鉆井平臺多為4口井平臺，占比約為30.22%，其次為6口井和8口井平臺，分別占比約24.63%和11.94%。長慶致密油氣水平井鉆井平臺以5～6口井平臺為主，部分平臺實現(xiàn)了大平臺布井，例如華H100鉆井平臺布井31口、華H40鉆井平臺布井20口、華H60鉆井平臺布井22口，而北美頁巖油氣水平井鉆井平臺布井總數(shù)少者為16～20口、多者為40～64口。因此，應(yīng)進一步增加鉆井平臺布井總數(shù)，拓展大平臺叢式井組對儲層的開發(fā)控制面積，以挖掘“工廠化”作業(yè)模式的降本增效潛力，實現(xiàn)作業(yè)效率大幅提高、單井成本顯著降低。

川渝頁巖氣有利區(qū)塊多位于丘陵和中低山地區(qū)，平地不多，因此提高單平臺布井?dāng)?shù)量（8～10口以上）對縮短鉆井周期、降低建井成本、推進頁巖氣效益建產(chǎn)具有重要作用。長慶致密油氣藏采用多層系立體開發(fā)模式（見圖3），因此增大單平臺20口井以上平臺的數(shù)量，將極大推動地下油氣“工廠化”開發(fā)。為此，需要在優(yōu)化井位部署、鉆機快速移動系統(tǒng)研制、密集叢式井組防碰打快與井眼軌跡控制和立體井網(wǎng)壓裂技術(shù)研究等方面開展技術(shù)攻關(guān)。

圖3 長慶致密油氣多層系立體開發(fā)模式Fig.3 Multi-layer stereoscopic development mode for Changqing tight oil & gas

4.2 持續(xù)優(yōu)化長水平段水平井鉆井技術(shù)

與北美相比，國內(nèi)非常規(guī)油氣長水平段水平井?dāng)?shù)量較少，且水平段長度差距明顯。例如，中石油非常規(guī)油氣水平井水平段平均長度為1 026 m，其中致密油氣水平井水平段最長為5 256 m，頁巖油氣水平井水平段最長為3 150 m，而北美頁巖油氣水平井水平段長度大于4 800 m的占6%，水平井水平段長度大于 3 200 m 的占 45%。

生產(chǎn)實踐表明，長水平段水平井產(chǎn)量優(yōu)勢明顯。以川南頁巖氣為例，已累計完成100口長水平段水平井的測試，平均測試產(chǎn)量 27.23×104m3/d，較常規(guī)水平井測試產(chǎn)量提高31.5%（水平段長度較常規(guī)水平井約增加25.0%）。因此，積極開展長水平段水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)[16]，對于縮小與國外非常規(guī)油氣水平井鉆井技術(shù)差距，提高單井產(chǎn)量和可采儲量，實現(xiàn)非常規(guī)油氣效益開發(fā)具有重要意義。結(jié)合目前技術(shù)現(xiàn)狀，需開展長水平段水平井鉆井風(fēng)險預(yù)警和鉆井參數(shù)實時優(yōu)化，研制降摩減阻、隨鉆防卡、井眼清潔和井下數(shù)據(jù)采集等工具，同時配套強封堵防塌油基鉆井液、長水平段套管安全下入和固井工藝等，最終形成成熟的3 000 m長水平段水平井鉆井技術(shù)體系，并在 3 000～4 000 m 長水平段水平井鉆井技術(shù)體系上有所突破。

4.3 踐行地質(zhì)工程一體化開發(fā)理念

研究及實踐表明，地質(zhì)工程一體化是實現(xiàn)非常規(guī)油氣效益開發(fā)的關(guān)鍵。因此，踐行地質(zhì)工程一體化開發(fā)理念，快速推進地質(zhì)工程一體化實踐，對于增儲上產(chǎn)意義重大，需要開展一系列技術(shù)攻關(guān)[56]：1）建立健全地質(zhì)工程一體化運行機制，各專業(yè)、各部門人員形成一體化協(xié)同研究團隊，由集成管理辦公室統(tǒng)一管理，利用一體化平臺開展一體化設(shè)計，進行一體化施工；2）形成地質(zhì)工程一體化“數(shù)據(jù)湖”，把不同結(jié)構(gòu)、類型、來源的數(shù)據(jù)統(tǒng)一存儲，使不同數(shù)據(jù)有一致的管理和調(diào)用方式，解決數(shù)據(jù)孤島和數(shù)據(jù)集成共享的問題；3）加強地質(zhì)力學(xué)基礎(chǔ)研究與應(yīng)用，強化多尺度地質(zhì)力學(xué)模型在鉆井、完井、壓裂模擬中的應(yīng)用，充分發(fā)揮地質(zhì)力學(xué)在井位部署、井眼軌道優(yōu)化、鉆井完井風(fēng)險評估、壓裂優(yōu)化設(shè)計和壓后評估中的作用。

4.4 開展抗高溫高壓材料研發(fā)及配套鉆井工具研制

實現(xiàn)深層頁巖氣資源的有效動用是實現(xiàn)頁巖氣中長期發(fā)展規(guī)劃的重要基礎(chǔ)，例如，中石油川南深層頁巖氣埋深 4 500 m 以淺的資源量 9.6×1012m3，其中埋深3 500 m以深的資源量占86%。川南深層頁巖氣水平井鉆井井底循環(huán)溫度超過145 ℃，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具高溫失效率達64%，需開展電子元件抗高溫材料升級、密封材料與密封結(jié)構(gòu)優(yōu)化和隨鉆非電驅(qū)動主動降溫技術(shù)研究，以提高旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具抗溫能力（耐溫達到175 ℃以上），從而減少起下鉆次數(shù)，提高鉆井綜合時效。同時，需要開展鉆井液降溫技術(shù)及恒流變高比熱容相變控溫鉆井液技術(shù)攻關(guān)，利用相變材料可逆相態(tài)變化，實現(xiàn)熱量儲存、轉(zhuǎn)化和利用，調(diào)節(jié)環(huán)境溫度，形成理想的井底鉆井液溫度窗口，保證井下儀器與工具的工作穩(wěn)定性。

4.5 加大“一趟鉆”國產(chǎn)配套技術(shù)和產(chǎn)品的升級、研發(fā)與推廣

目前，“一趟鉆”技術(shù)現(xiàn)已成為非常規(guī)油氣水平井鉆井降本增效的重要途徑，國內(nèi)已在若干非常規(guī)油氣水平井中實現(xiàn)了關(guān)鍵井段“一趟鉆”，但技術(shù)成熟度與國外相比仍存在較大差距，仍需進行“一趟鉆”配套技術(shù)國產(chǎn)化，加強國產(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、地質(zhì)導(dǎo)向等系統(tǒng)的升級完善，提高工具可靠性和應(yīng)用率，以進一步降低鉆井成本。其中，國外旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)已十分成熟，并研發(fā)了近鉆頭旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)，國內(nèi)雖已研制成功CG Steer等旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)，但整體性能低于國外同類產(chǎn)品，需進一步在推廣應(yīng)用中不斷升級完善。國外近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向工具的成熟產(chǎn)品眾多，適用于水基和油基鉆井液環(huán)境，但國內(nèi)CGDS近鉆頭地質(zhì)系統(tǒng)等同類產(chǎn)品僅適用于水基鉆井液環(huán)境，需開展高電阻循環(huán)介質(zhì)電磁波傳輸機理研究，實現(xiàn)油基鉆井液條件下的高效無線短傳。等壁厚大扭矩螺桿要突破傳統(tǒng)橡膠定子的局限，以等壁厚定子為出發(fā)點提升螺桿輸出扭矩，并配合個性化PDC鉆頭實現(xiàn)難鉆地層的鉆井提速。

5 結(jié) 論

1）國外非常規(guī)油氣資源已成為油氣產(chǎn)量的支柱，通過技術(shù)引進和自主研究，國內(nèi)非常規(guī)油氣資源開發(fā)雖已進入工業(yè)化實施階段，但仍面臨眾多關(guān)鍵技術(shù)難題，在鉆井周期、建井成本、單井產(chǎn)量等方面仍具有較大提升空間。

2）通過攻關(guān)研究與現(xiàn)場應(yīng)用，國內(nèi)初步形成了非常規(guī)油氣水平井鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)規(guī)范和推薦做法，可有效提高非常規(guī)油氣鉆井完井效率與質(zhì)量，建議進一步加快推廣應(yīng)用，并不斷完善優(yōu)化，以滿足非常規(guī)油氣經(jīng)濟高效開發(fā)需求。

3）為實現(xiàn)非常規(guī)油氣高效開發(fā)，建議加快推廣大平臺叢式井的工廠化作業(yè)模式，踐行地質(zhì)工程一體化理念，優(yōu)化長水平段水平井鉆井技術(shù)，攻克旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具完全國產(chǎn)化、抗高溫高壓材料研制等技術(shù)難題，為非常規(guī)油氣資源規(guī)模效益開發(fā)提供有力保障。