北美页岩油气长水平段水平井钻井实践与启示

光新军 叶海超 蒋海军

中国石化石油工程技术研究院

长水平段水平井可在更大程度上提高储层接触面积，是提高单井产量和油气最终采收率、降低钻完井作业成本、提升经济效益的重要手段。在低油价和新冠疫情叠加的背景下，北美页岩油气公司不断开展长水平段水平井实践优化，取得了诸多进展。目前，3048m(10000ft)长水平段钻井已成为一项常规技术，6096m(20000ft)长水平段钻井技术也在不断成形。通过调研北美页岩油气长水平段水平井钻井现状，分析主要油气公司采用的关键钻井技术，结合我国页岩油气水平井钻井现状及技术需求，提出了长水平段水平井钻井技术发展建议，助力我国页岩油气增储上产和降本增效。

1 页岩油气长水平段水平井钻井现状

随着钻完井技术的不断进步及对油气勘探开发降本增效的迫切需要，北美页岩油气水平井水平段长度呈现不断增加趋势。以美国二叠盆地为例，2013年前，大部分井水平段长度在1524m (5000 ft)以下。自2014年以来，国际油价下跌对页岩油气开发产生了一定的影响，作业者开始尝试使用更长的水平段提高开发效益，水平井钻井转向了2438.4 m(8000ft)以上水平段水平井。仅在2018年，就有超过30%水平井的水平段长度超过3048m (10000 ft)，图1是2010—2018年二叠盆地水平井水平段长度演变过程［1］。Cimarex，Pioneer, Concho, Oxy, Devon等主要作业者在二叠盆地的水平井水平段平均长度分别为2758.44m(9050ft)、2743.2(9000ft)、2456.08 m(8058ft)、2403.04m(7884ft)、2286 m(7500ft)。得益于长水平段水平井钻井技术，二叠盆地产量快速增长，2019年石油产量52.1×104t/d，占美国总产量的46.6%。2023年产量有望增加到76.7×104t/d，增幅将达47.3%［2］。

在Utica页岩区，Eclipse资源公司不断刷新长水平段水平井钻井作业纪录。2016年，该公司完钻的第1口超级水平井PurpleHayes1H水平段长度5652.21 m (18544ft)，总井深8239.96 m (27034ft)，钻井周期仅17.6d，采用124级射孔压裂，钻完井成本比邻井作业成本降低30%以上，投产一年后油气产量超出预期［3］。2017年完钻的GreatScott3H超级水平井总井深8351.52m(27400ft),水平段长5 882.64m(19300ft)，钻井周期18d。随后又成功钻成了第3口超级水平井C11H井，该井水平段长度5 943.6m(19500ft)，打破了该公司的新纪录，且钻井周期仅17d。水平长度不断增加的同时，通过技术创新，作业效率也得到大幅提升，EQT公司利用贝克休斯公司旋转导向系统和远程专家决策系统等在该地区实现造斜段+水平段共6215 m一趟钻钻井纪录，创造了日进尺2038m的快速钻井纪录［4］。

图1 2010—2018年二叠盆地水平段长度变化Fig.1Length variation of thehorizontal sections in the Permian Basin in 2010—2018

2 页岩油气长水平段水平井钻井实践

2.1 Range资源公司Marcellus区块

2018年，Range资源公司成功完钻2口水平段分别为5448.3m (17875 ft)和5544.92m (18192 ft)的水平井，打破了Marcellus区块水平井水平段长度的纪录。2012—2018年，Range公司水平井水平段长度稳步增加，并通过提高机械钻速(ROP)，减少非生产时间、接单根时间与起下钻时间，使水平井段单位英尺的成本显著降低。2012年水平井的平均水平段长度为951.89 m(3123ft)，2018年平均水平段长度达到3088.54 m (10 133ft)，提高了324%，如图2所示。2018年，Range公司约有78%的井水平段长度超过2 438.4 m (8 000 ft)，其中超过4 267.2 m (14 000 ft)的井占比达18%。水平段长度增加的同时，通过不断优化钻机配置、定向工具、钻井液、钻井参数、下套管技术等，使钻井作业效率不断提高，作业成本大幅下降。2012—2018年，单位英尺水平段长度的施工成本降低了69%［5］。

2.1.1 钻机及配套设备

图2 Range公司2012—2018年水平井水平段平均长度变化情况Fig.2 Variation of the average length of the horizontal sections of Range Company in 2012—2018

随着所开发目标储层的多样化，对钻机的要求也不断变化，钻机的改进主要包括：移动系统、高性能泥浆泵、高功率顶驱系统以及钻机排管能力。对于Marcellus区块的井，1193.12kW (1600HP)泥浆泵是标准配置，但Range公司的两台钻机却使用了1491.4 kW (2000HP)的超大规格泥浆泵，泥浆泵的额定压力由34.47 MPa (5 000 psi)增加至51.71 MPa(7 500 psi)，以满足水平井段延伸的需要。增加泵压可提高环空流速，实现井眼的清洁，同时可为旋转导向工具提供额外的动力。顶驱载荷5 000 kN，能够实现50 808.75 N · m(37 500 ft · lbs)最大连续扭矩。绞车1 118.55 kW (1 500 HP)，具备3 337.5 kN (750 000 lbs)起升能力，Ø127 mm(5 in)钻杆起升长度达到6 553.2 m (21 500 ft)，同时钻机具有全负重步进式井间或平台间自主搬迁能力。钻机的升级改进减少了现场所需钻机数量，且提升了钻机施工效率。

2.1.2 定向钻井工具

随着水平井长度的增加，定向钻井工具也发生了相应的改变，2006—2016年，3 048 m(10 000 ft)以内水平段水平井主要采用PDC+弯螺杆和MWD工具，螺杆弯度1.5°~2.12°。当平均水平段长度达到1 828.8 m (6 000 ft)时，钻具有效滑动和保持工具面一致的能力受到影响，使用了地面自动旋转控制系统［6］，根据地面和井下环境自动施加扭矩，最大限度减少摩擦阻力；水平段长度超过2 133.6 m(7 000 ft)后采用水力振荡器减少托压［7］；2017年钻井水平段长度增加到3 048 m(10 000 ft)以上后，使用旋转导向工具代替传统的定向工具，同时提升井下数据传输系统的性能，使定向钻井工程师同时监控多口施工井，降低钻井施工的成本。实践证明，水平段长度超过3 048 m(10 000 ft)时，旋转导向工具并不是唯一的定向控制工具，但其必须与合适的钻机和钻井液组合配合，才能充分发挥其潜力。

2.1.3 钻井液

在超长水平段钻井过程中，钻柱摩阻明显增加，需要对钻井液体系进行适当改进。开始钻水平段长达3 048 m(10 000 ft)的水平井时，Range公司利用较为昂贵的油基钻井液替代低成本的水基钻井液，相比先前使用的水基钻井液，油基钻井液具有极佳的润滑性，可抑制黏土膨胀，并维持井壁稳定。采用油基钻井液虽然带来作业成本的增加，但降低了井下复杂事故，综合效益得到提升。

2.1.4 钻井参数优化

Range公司在Marcellus区块钻井施工中，采用高钻压、高转速、大排量钻井技术，将泥浆泵额定压力由34.47 MPa (5 000 psi)增至51.71 MPa (7 500 psi)，平均钻压控制在120~200 kN，转速控制110~200 r/min，排量控制在33 L/s，造斜率10~12(°)/30 m，泥浆泵泵压控制在35 MPa左右，极大提高了钻井速度。钻井速度由2012年的79.25 m/d提高到2018年的329.18 m/d，提高了315.38%。同时，通过维持合理的钻井液密度，监控泵的压力与扭矩，实现井眼清洁，并持续观察振动筛处的岩屑来化解潜在的问题，保持井眼稳定，减少非生产时间。

2.1.5 套管浮力系统

长水平段水平井完钻后，需要将生产套管成功下入井底，固井后实施有效的增产作业。为了确保成功，Range公司在绝大多数井中使用了套管浮力系统。该系统通过密封阀隔离套管上下管柱，管柱垂直部分充满液体，能够为下套管提供推力；而水平段管柱充满空气，为套管柱提供浮力，减少下套管滑动摩擦50%以上。在下套管前，通过管柱摩阻分析确定密封阀的安装位置，套管下入预定深度后，通过地面加压，使密封阀剪切破碎，套管下部充满流体，将密封阀碎片循环返回地面，其原理如图3所示［8］。套管浮力系统在不影响下套管和固井作业的情况下，显著缩短了固井时间，降低了作业成本，在Macellus页岩区的长水平段水平井广泛应用，成功率达100%。

图3 套管浮力系统原理图Fig.3 Principle diagram of casing buoyancy system

2.2 OXY公司二叠盆地Delaware区块

2012—2017年，OXY公司在新墨西哥州二叠盆地Delaware区块共钻179口水平井，通过钻井优化设计、钻机配备、旋转导向系统、钻井液、钻井参数优化等技术实践，钻井作业效率提高了149%。平均水平段长度由2016年的914.4 m (3 000 ft)增加到2018年的2 403.04 m (7 884 ft)，3 048 m (10 000 ft)水平段水平井已经非常普遍。

2.2.1 钻井优化设计

Delaware区 块 垂 深1 524~3 657.6 m (5 000~12 000 ft)分布多套储层层系，OXY公司对每套储层采用2种布井方式：1 609 m×1 609 m开发单元内布置6口水平段长1 524 m (5 000 ft)水平井，1 609 m×3 219 m开发单元内布置6口水平段长3 048 m (10 000 ft)水平井。相邻水平段间距182.88~228.6 m (600~750 ft)，实际水平段长度914.4~3 048 m (3 000~10 000 ft)，井深5 181.6~6 096 m (17 000~20 000 ft)，每个开发单元内6口井钻完井施工采用两个丛式井场进行。以6套开发层系为例，在一个2.59 km2(1平方英里)地面开发单元内，最多可布置12个井场，36组井口。

水平井采用三开井身结构，一开用于保护淡水层，为了降低水平段钻井的钻井液循环压力、摩阻和扭矩，当水平段大于2 286 m (7 500 ft)时，采用Ø444.5 mm井眼+Ø339.7 mm表层套管，当水平段小于2 286 m (7 500 ft)时，则 采 用Ø374.7 mm井眼+Ø273 mm套管；二开用于封隔多组风险层位，包括盐层、高压水层和衰竭储层等，也对应如上采用2种设计：Ø311.1 mm井眼+Ø244.5 mm套管和Ø250.8 mm井眼+Ø193.7 mm套管，套管鞋下至造斜点上方305 m；三开造斜段和水平段对应如上采用2种设计：Ø215.9 mm井眼+Ø139.7 mm生产套管和Ø171.5 mm井眼+(Ø139.7 mm+Ø114.3 mm)复合生产套管，如图4所示［9］。为了解决邻近直井段防碰，造斜段采用侧向增斜和反向增斜的三维轨迹设计，以实现水平段在单位开发单元内与储层接触面积最大化。

图 4 Delaware区块井身结构Fig. 4 Casing program of Delaware Block

2.2.2 钻机及配套设备

钻机采用先进、高规格、带控制系统的电驱动钻机，配备51.71 MPa (7 500 psi)循环系统，3台泥浆泵。主要采用Ø127 mm钻杆，在垂直井段也使用Ø139.7 mm钻杆，Ø171.45 mm造斜段和水平段也使用Ø114.3 mm钻杆，Ø139.7 mm钻杆起升能力达7 010 m (23 000 ft)。采用顶驱系统以提高扭矩，安装自动控制系统，包括黏滑控制、钻柱摇摆控制等，钻机安装数据采集系统，采集的数据传输至作业中心并进行在线分析，定向钻井咨询系统在现场也进行了测试。所有钻机配备撬装系统，能够在单一方向上移动305 m。

2.2.3 定向钻井工具

2015—2016年，OXY公司尝试采用旋转导向工具一趟钻完成三开钻井，发现旋转导向系统虽然可以小半径造斜，但高造斜率旋转导向系统可靠性不高。2017年改为在造斜段采用高性能2.12°~2.38°可调弯螺杆马达+定向PDC钻头，通过优化螺杆工作压差和钻头切深工作参数，来确保工具面在滑动造斜时保持稳定。目前螺杆马达已实现了最快8 h内完成半径10(°)/30 m的高曲率造斜段，与旋转导向时效相当，但作业成本大幅下降。Ø215.9 mm井眼长水平段钻井由于滑动摩阻太大，托压成为螺杆钻具滑动钻进的最大问题，目前普遍采用旋转导向，并配备螺杆马达用于提高机械钻速，基本上能实现3 048 m水平段一趟钻。

2.2.4 钻井液

钻井液的使用可分为3个阶段。2013—2015年，在垂直井段和水平段都使用饱和NaCl盐水钻井液，高压水层和衰竭层段非生产时间较多；2015年底—2016年，垂直井段采用正电胶水基钻井液(MMH)代替饱和NaCl盐水钻井液，水平段用逆乳化油基钻井液。采用MMH的缺点是需要过多的稀释来保持密度，产生的废液需要处理，后又采用了乳化水基(DEWBM)钻井液，DEWBM由饱和NaCl盐水为外相，乳化柴油为内相［10］。2017年以后，直井段和水平段钻井液都采用逆乳化油基钻井液(OBM)，OBM减少摩擦阻力，降低了扭矩，从而实现了较高的机械钻速，OBM对于3 048 m(10 000 ft)水平段水平井钻井和下套管起着至关重要的作用。

2.2.5 下套管技术

对于1 524 m(5 000 ft)水平段水平井，多采用旋转方式将套管下至井底。而3 048 m(10 000 ft)长水平段水平井，旋转有可能损坏常规套管丝扣，多采用上提下放方式来克服静摩擦，将套管下入预定井底。虽然下入最后609.6 m(2 000 ft)套管花费时间较长，但所有井套管最终下入预定深度，这也得益于油基钻井液、优化的井眼轨迹、套管居中后摩阻较小等有利因素。

3 启示与建议

3.1 启示

(1)在低油价压缩作业成本和提高油气单井产量的双重压力下，通过提高水平段长度实现降本增效已经成为北美页岩油气行业的共识。目前，3 048 m(10 000 ft)水平段长度钻井已成为一项常规技术，并不断挑战6 096 m(20 000 ft)长水平段水平井。未来北美页岩油气水平井水平段长度将会继续增加，虽然还无法确定水平段长度最终会达到多大的极限，但作业者通过技术创新手段不断降低单位进尺作业成本的目标是一致的。

(2)利用长水平段水平井实现页岩油气降本增效是一个不断探索优化的过程。北美页岩油气水平井大体经历了1 524 m(5 000 ft)、2 286 m(7 500 ft)和6 096 m(20 000 ft)等3个阶段。随着水平段长度的不断增加，井下复杂环境给钻井作业带来了新的挑战，为了实现低风险的大规模超长水平井钻井，钻井设计、钻机配套、井下定向工具、钻井液、下套管等技术装备需要不断优化与升级换代。

(3)长水平段水平井钻井技术是一项系统工程，涉及到钻井过程的各个工序，包括井身结构、钻机性能、泥浆泵功率、定向工具、钻井流体、下套管等，只有实现技术的优化组合，才能达到钻井作业的最优化。钻井的优化设计能为后续钻井施工创造条件，减少井下复杂事故。钻机配套高压泥浆泵可提高环空流速，实现井眼的清洁，同时可为旋转导向工具提供额外的动力。旋转导向系统必须与合适的钻机和钻井液组合搭配，才能充分发挥其潜力。套管的成功下入又得益于油基钻井液、优化的井眼轨迹等有利因素。

(4)高端钻井技术装备是实现长水平段钻井的核心。借助于自动化高效钻机，配备51.71 MPa(7 500 psi)循环系统、大扭矩顶驱、钻柱黏滑振动控制系统，提高了破岩效率，减少了井下复杂事故，提高了钻井机械钻速；采用数据高速传输系统确保大量钻井实时数据能远程传输到后方进行在线分析，优化钻井作业参数；采用旋转导向系统等实现水平段一趟钻钻井，使钻井作业能力和效率大幅提升。

3.2 建议

我国已经开展了页岩油气长水平段水平井钻井技术研究与实践，取得了诸多进展。2018年，中国石化江汉油田分公司焦页2-5HF井创造了中国陆上和页岩气最长水平井两项开发纪录，井深5 965 m，水平段长3 065 m，钻井周期72 d［11］。2020年，中国石油西南油气田公司宁209H71-3井完钻井深4 850 m，水平段长3 100 m，钻井周期76 d，刷新中国页岩气井水平段最长纪录。总体上，我国页岩油气长水平井水平段长度、钻井作业周期和作业成本方面与国外指标还存在一定差距［12-13］，建议加快页岩油气长水平段水平井关键技术攻关研究与现场实践，提升整体开发效益。

(1)开展水平井最优水平段长度评价。北美页岩油气开发实践证明，长水平段水平井可以降低钻完井综合成本，提高油气单井产能和最终采收率，但其受储层特性、气油比、含水率、人工举升、钻完井技术水平等多种因素影响，需要根据实际储层对水平段长度进行经济效益评估，优化水平段长度。

(2)强化关键技术攻关。长水平段水平井钻井存在携带岩屑困难、钻具受力复杂、井壁垮塌风险高、钻井机械钻速低等诸多技术难题。一是以井身结构优化为基础，针对不同地层不同井段，开展井下工具、钻井液等技术的优选与参数优化；二是开发高造斜率旋转导向系统、高性能螺杆、井下动态参数控制工具、高效PDC钻头等高端工具，延长使用寿命，提高可靠性；三是以大数据等信息化技术为基础，开发自动化智能化钻井控制系统，实现地面装备和井下工具智能控制。

(3)持续开展成熟技术的组合优化和现场推广应用力度。在充分了解区块地质特征的基础上，不断优化工程技术方案，加大成熟技术的集成与优化，充分发挥工程技术在提速提效的利器作用。积极推广应用可移动交流变频钻机，配备52 MPa、1 193.12 kW(1 600 HP)高压钻井泵，满足页岩油气长水平段钻井提速和井下携岩需要。加快大功率长寿命螺杆、旋转导向系统的现场试验和工程应用，实现水平段钻井一趟钻。加大钻井咨询系统和远程决策系统的应用规模，实时优化钻井作业参数，提高作业效率。通过不断实践，实现钻机装备、井下控制工具、破岩工具、钻井液的协同，发挥单项技术的潜力，实现整体效应的提升。

(4)开展3 000 m以上长水平段水平井优快钻井先导示范。在公司内部组建1~2支钻井示范队，集中力量配套自动化钻机装备，配备52 MPa泥浆泵、大扭矩顶驱、高功率螺杆、旋转导向系统、高效钻头等系列装备工具，采用全井筒、全参数强化施工，进行高钻压、高转速、高泵压、大排量、大扭矩的“三高二大”钻井先导试验，实现优快钻进，并编制《页岩油气长水平段水平井施工推荐作法》，为其他作业队伍提供操作依据。