致密砂巖氣鉆完井技術進展及展望

汪海閣 周 波

中國石油集團工程技術研究院有限公司

0 引言

根據《世界與中國能源展望》（2021版）分析，“十四五”及中長期，我國天然氣需求將保持快速增長，天然氣供需形勢依然嚴峻，預計2025年 達 4 300×108～ 4 500×108m3，2035 年 達 到6 000×108～ 6 200×108m3，天然氣對外依存度將增至50%以上。致密氣是天然氣勘探開發(fā)的重要領域之一[1]，油氣地質研究表明，我國致密氣資源豐富，增儲上產潛力大[2]。中國石油礦權區(qū)致密氣地質資源量約為19.97×1012m3，占天然氣總資源量的20%；探明地質儲量5.47×1012m3，探明率27.4%，剩余地質資源量14.45×1012m3。目前我國致密氣產量占我國天然氣產量接近30%。加快致密氣高效勘探和規(guī)模效益開發(fā)，提高我國天然氣自給能力，對保障國家能源安全、實現(xiàn)“雙碳”目標具有重要意義[3]。

致密氣為覆壓基質滲透率不高于0.1 mD的砂巖類氣藏，相比常規(guī)天然氣，致密氣儲層非均質性強、有效砂體小、孔隙度和滲透率低，規(guī)模效益開發(fā)難度大。自20世紀70年代以來，國內外開始探索致密氣藏的開發(fā)[4]，北美經過30年的探索準備，突破常規(guī)地質開發(fā)理論技術，實現(xiàn)圣胡安盆地、阿爾伯達盆地等致密氣藏的成功商業(yè)開發(fā)。2008年美國致密氣產量超過 1 913×108m3，占美國當年天然氣產量的34%。我國致密氣勘探開發(fā)經歷了4個階段，包括：①探索起步階段（1971—1995年）：1971年在四川盆地首次發(fā)現(xiàn)中壩致密氣田，隨后發(fā)現(xiàn)多個小型致密氣田，當時按照低滲、特低滲氣藏的開發(fā)方式進行勘探開發(fā)，但進程較為緩慢；②資源規(guī)模發(fā)現(xiàn)階段（1996—2005年）：在鄂爾多斯盆地上古生界的勘探獲得重大突破，集中發(fā)現(xiàn)了蘇里格、大牛地、米脂等致密氣藏，但受當時技術、投資等制約，產量增長速度緩慢；③產量快速上升階段（2006—2014年）：隨著儲層優(yōu)選、鉆完井技術等主體開發(fā)技術的進步，以及管理和體制的創(chuàng)新，促進了以蘇里格氣田為代表的致密氣藏開發(fā)進入大發(fā)展階段；④穩(wěn)步發(fā)展階段（2015年至今）：致密氣開發(fā)持續(xù)承受天然氣價格低位影響，但隨著工程技術新裝備、新工藝的不斷研發(fā)和推廣應用，致密氣勘探開發(fā)保持穩(wěn)步發(fā)展[5]。

在當前致密氣低成本開發(fā)策略下，工程技術的貢獻日益突出[6]。“十三五”期間，在致密氣鉆完井技術方面，圍繞致密氣效益開發(fā)、剩余資源挖潛等方向，通過持續(xù)攻關，創(chuàng)新形成大井叢工廠化鉆井提速提效技術、長水平段水平井快速鉆井技術、小井眼鉆完井技術、側鉆井技術、氣體鉆井技術等，使我國致密氣水平井邁上5 000 m水平段新臺階，鉆井時效、單井產量穩(wěn)步提高，有效提升了致密氣開發(fā)效益，保障了鄂爾多斯盆地上古生界、四川盆地中部須家河組、沙溪廟組等致密氣勘探開發(fā)區(qū)效益開發(fā)和持續(xù)上產，實現(xiàn)致密氣年產量突破350×108m3。

1 致密氣鉆完井技術進展

1.1 致密氣水平井長水平段鉆井技術

針對鄂爾多斯盆地致密氣儲層縱向強非均質特性、長裸眼段坍塌漏失并存、長水平段摩阻大、鉆井破巖效率低等問題，形成以地質工程一體化的軌道設計與控制技術、防塌堵漏鉆井液技術[7]、高強韌性水泥固井技術、高效提速工具和強化鉆井參數(shù)等為主體的致密氣長水平段水平井優(yōu)快鉆井技術[8-9]。2010—2020年間，長慶油田致密氣水平井平均單井水平段長由 1 064 m 提高到 1 271 m，鉆井周期由94.35 d縮短至 45.1 d，如圖1所示。其中，2020年長慶油田桃2-33-8H2致密氣水平井水平段長度達到4 466 m。2021 年，靖 51-29H1 井，完鉆井深 8 528 m，水平段長 5 256 m，鉆井周期 86.96 d，刷新亞洲最長水平井記錄。

圖1 長慶油田致密氣水平井鉆井情況圖

1.1.1 創(chuàng)新地質工程一體化的軌道設計與控制技術

針對儲層超低滲透、縱向強非均質特性，創(chuàng)新形成地質工程一體化水平井軌道設計方法，集成APS方位伽馬成像、近鉆頭隨鉆地質導向、旋轉導向等，以及綜合地質錄井技術，形成實鉆軌跡調整與控制技術，儲層鉆遇率提高9.3%，地質循環(huán)時間縮短 12.5 h。

1.1.2 防塌堵漏鉆井液技術

針對長裸眼段坍塌漏失并存問題，研發(fā)高分子黏性堵漏劑、抑制劑，形成防塌堵漏鉆井液體系，洛河層漏失當量密度由原來的1.26 g/cm3增至1.35 g/cm3，直羅層坍塌周期由7 d增至15 d，二開淺表層鉆井水平段延伸能力由 1 500 m（2016 年）增至 2 714 m（2018年）。

1.1.3 長水平井固井技術

針對致密氣壓裂改造對固井質量提出的嚴苛要求，2018年以來，致密氣水平井全面推廣高強韌性水泥漿體系，提高井筒完整性。后期改造過程表明，水泥環(huán)層間密封可靠，保障了井筒完整性[10]。針對長水平段套管下入摩阻大、遇阻風險高等問題，試驗推廣漂浮接箍，配合旋轉引鞋等工具，優(yōu)化扶正器數(shù)量及安放位置，減少下套管遇阻問題。統(tǒng)計試驗應用 17 口井，1 500 m 水平段降低摩阻 6～ 8 t。

1.1.4 高效提速工具及強化參數(shù)鉆井技術

針對致密氣水平井構造變化快、長水平段摩阻大、鉆井滑動效率和破巖效率低等問題，通過升級電動轉盤，配備功率1300/1600馬力（1馬力=0.735 kW）的泥漿泵，研發(fā)配套大扭矩螺桿、高效PDC鉆頭、渦輪發(fā)電LWD，推廣強化參數(shù)鉆井，鉆井速度提高20%以上。

針對四川盆地沙溪廟組致密氣鉆井周期長、儲層鉆遇率低等問題，以金秋氣田為代表的沙溪廟組致密氣水平井鉆井歷經3個階段技術攻關，通過優(yōu)化井身結構和井眼軌道，優(yōu)選鉆井液體系、鉆井提速工具等，形成“二開井身結構+油基鉆井液+旋轉導向+鉆井參數(shù)強化”為主體的水平井優(yōu)快鉆井技術，實現(xiàn)215.9 mm井眼趟鉆數(shù)由平均6.4趟降低至3趟，水平井平均鉆井周期由34.74 d降至20.55 d，最短鉆井周期12.54 d（秋林211-8-H1井），儲層（孔隙度8%以上）鉆遇率由79%提高至92.85%，如表1所示。

表1 金秋氣田沙溪廟組鉆井三輪攻關參數(shù)及效果表

1.2 致密氣大井叢工廠化鉆井技術

“十三五”期間，通過開展大平臺整體設計、大井叢防碰繞障、多鉆機聯(lián)合作業(yè)、鉆井液循環(huán)利用等技術攻關試驗與應用，持續(xù)推廣工廠化作業(yè)模式的應用并升級完善鉆井配套技術，形成“多層系、立體式、多井型、大井叢”的致密氣開發(fā)模式[11]，如圖2所示。

圖2 致密氣立體式、大井叢開發(fā)模式圖

1.2.1 大偏移距三維水平井設計技術

建立空間圓弧設計模型和分段設計方法，如圖3所示。基于常規(guī)螺桿鉆具力學分析，創(chuàng)新形成大偏移距三維水平井井身剖面設計技術，提升大平臺叢式井整體設計能力，水平井全部實現(xiàn)大井叢布井，單平臺部署井數(shù)由前期1～2口增至4～8口，最大單平臺部署井數(shù)31口，從而達到最大化儲量動用。

圖3 大偏移距井三維剖面設計圖

1.2.2 發(fā)展形成預分法防碰繞障技術

形成常規(guī)叢式井、小曲率半徑布井、單一傾斜布井、勺式布井、橫穿盲區(qū)布井、交叉布井6種模式。建立井場走向、井口位置與靶點關系模板，防碰繞障設計一次到位，通過軌跡數(shù)據共享，防碰安全距離管控，形成預分法防碰繞障技術，建立井隊和技術辦公室施行全程預算、監(jiān)控、提示的管控模式[12]。

1.2.3 形成標準化井場布置，建立井場同步錯動作業(yè)模式

根據大井叢布井方案，綜合優(yōu)化井場布局，分別形成平臺鉆機布置標準圖件，實現(xiàn)單向拖動流水線作業(yè)，提高平臺工廠化作業(yè)及多專業(yè)間銜接效率。同時，在確保井控安全的條件下，鉆井、試油、投產同步錯動作業(yè)，實現(xiàn)先完井先投產。

1.3 致密氣小井眼鉆完井技術

基于鉆井、壓裂、采氣一體化理念，通過創(chuàng)新井身結構及軌道設計、優(yōu)選高效鉆頭和鉆具、優(yōu)化鉆井液性能等技術研究與試驗，創(chuàng)新形成了小井眼優(yōu)快鉆井技術[13]。鄂爾多斯蘇東23-29井鉆井周期6.83 d，創(chuàng)造了小井眼最快鉆井紀錄，靖104-26井水平位移1 440 m，鉆井周期 12 d，刷新了大位移小井眼鉆井紀錄。

據鄂爾多斯盆地蘇里格氣田289口井小井眼與常規(guī)井眼數(shù)據統(tǒng)計（表2），套管、鉆井液等材料消耗量減少35%～45%。巖屑產出單井平均降低40%左右，大幅降低了環(huán)保壓力及處理成本。

表2 大井眼與小井眼材料對比表

1.3.1 致密氣小井眼井身結構

針對?88.9 mm套管后期下速度管柱存在措施配套受限問題，從滿足致密氣低成本鉆完井、提高單井產量、氣井全生命周期生產和緩解環(huán)保壓力的需求出發(fā)，優(yōu)選?114.3 mm套管小井眼鉆完井方案，形成?165.1 mm井眼×?114.3 mm套管的井身結構。

1.3.2 抗研磨高效PDC鉆頭

通過對早期PDC鉆頭泥包和損壞特征分析，對比鉆頭冠部輪廓、噴嘴，強化切削齒，增加部分后排齒、優(yōu)化鉆頭冠部形狀和噴嘴位置，設計定型了?165.1 mm抗研磨快速PDC鉆頭，如圖4所示，并建立致密氣小井眼提速圖版，從而實現(xiàn)保證鉆頭導向性的同時延長使用壽命[14]。

圖4 抗研磨高效PDC鉆頭圖

1.3.3 天然高分子+有機鹽高效鉆井液技術

針對小井眼鉆頭泥包、井壁塌漏、滑動托壓、電測遇阻等難題，強化封堵、抑制性，優(yōu)選聚合醇等天然高分子添加劑，形成了高效鉆井液體系，有效解決水基鉆井液泥頁巖（黏土）吸水膨脹造成井壁坍塌、縮徑、鉆頭泥包等問題。該鉆井液體系封堵機理如圖5所示，已成功應用于小井眼鉆井，效果明顯。

圖5 鉆井液體系封堵機理圖

1.4 致密氣老井側鉆技術

長慶油田低產低效致密氣井達8 000余口，占總井數(shù)60.6%，且以每年約800口的速度增加。針對老井挖潛需求，通過配套定型側鉆裝備，研制系列高效開窗工具，開展井眼軌道設計與控制、一體化開窗側鉆、窄間隙固井等關鍵技術攻關試驗，油田側鉆定向井/水平井技術日趨成熟[15]。

2011—2018年，蘇里格氣田完成29口側鉆水平井，完鉆井深4 215 m，機械鉆速由2 m/h提高到3.9 m/h，鉆井周期由100 d縮短到33 d，且周期逐年縮短。其中，側鉆最長水平段長度為900 m（蘇11-29-33CH井，?139.7 mm套管側鉆水平井）。歷年來氣田老井挖潛效果如圖6所示。

圖6 歷年來氣田老井挖潛效果圖

1.4.1 側鉆裝備及高效開窗工具

針對叢式井場地狹小、工具設備擺放困難等問題，優(yōu)選XJ-350修井機，增配CSF-500型與3NB-350型泥漿泵、鉆井液固控系統(tǒng)，研制系列開窗工具，其中氣井優(yōu)選分體式斜向器及復合銑錐，如圖7所示，磨銑進尺由0.93 m提高至1.67 m，提高79.56%。

圖7 氣井優(yōu)選分體式斜向器及復合銑錐圖

1.4.2 側鉆三維剖面設計技術

創(chuàng)新側鉆三維剖面設計模型，根據不同側鉆剖面特點，優(yōu)化造斜參數(shù)，提高軌跡平滑度，形成了3種側鉆剖面優(yōu)化設計類型，如圖8所示。采用低摩阻強抑制鉆井液體系，降低實鉆摩阻扭矩25%，提高實鉆軌跡控制能力[16]。

圖8 三種側鉆剖面優(yōu)化設計效果圖

1.4.3 “MWD+重力工具面”定位開窗技術

長慶油田定向井占比90%以上，為滿足定向井側鉆要求，提高定向井開窗的可靠性、簡化施工流程，攻關試驗“MWD+重力工具面”定位開窗技術，如圖9所示，單井節(jié)約陀螺儀測井1次，實現(xiàn)了斜井條件下精確定位與開窗，節(jié)約了側鉆成本。

圖9 斜井段開窗示意圖

1.4.4 側鉆井窄間隙固井技術

研發(fā)韌性水泥漿體系，提升窄間隙水泥環(huán)抗壓強度，采用“?88.9 mm懸掛+密封一體化”固井新技術，提高了懸掛尾管固井的密封性與完整性，如圖10所示。側鉆井段固井質量逐年提高，第一界面優(yōu)良率由75.6%提升到83.5%，為尾管分段壓裂改造試驗提供了良好的井筒條件。

圖10 ?88.9 mm套管密封懸掛器圖

1.5 致密氣氣體鉆井技術

2004年開始，中國石油西南油氣田在四川盆地致密砂巖儲層開展了氣體鉆大斜度/水平井試驗，大塔場、白馬廟等區(qū)塊早期實踐證明，氣體鉆井是致密油氣發(fā)現(xiàn)和效益開發(fā)最有效的手段之一[17]，在提高單井產量和勘探發(fā)現(xiàn)率方面取得了良好效果。氣體鉆井可最大程度避免液相工作液造成的水鎖和顆粒堵塞傷害，獲取原始產能，同比常規(guī)鉆完井方式產量提高3～20倍，如表3所示，同時可大幅度提高機械鉆速、縮短鉆井周期。

表3 氣體鉆大斜度井、水平井統(tǒng)計表

2020年中石化西南油氣公司在新8-2井和大邑105井須家河組儲層試驗了氣體鉆井，新8-2井無阻流量 53×104m3/d，大邑105井無阻流量15×104m3/d，單井產量取得突破，同時降低了鉆完井、測試和改造工程直接費用，顯示了氣體鉆井良好的應用前景。

2 致密氣鉆完井面臨的挑戰(zhàn)及對標分析

2.1 致密氣鉆完井面臨的挑戰(zhàn)

2.1.1 致密氣水平井長水平段鉆井技術

1）致密氣水平井長水平段鉆井周期及成本與國際先進水平存在差距。

2）長水平井一趟鉆延伸能力差，一趟鉆比例低[18-19]。

3）高性能水基鉆井液不成熟，水平段水基鉆井液鉆井井壁失穩(wěn)、摩阻扭矩大。

2.1.2 致密氣大井叢工廠化鉆井技術

1）工廠化鉆機及配套裝備自動化智能化程度低，安裝速度、井間移動慢。

2）對于混合大井組，平臺優(yōu)化設計軟件、軌跡防碰監(jiān)測工具儀器無法滿足需求，還需要進一步集成特色技術和完善配套[20]。

3）未形成一套統(tǒng)一的、標準的參數(shù)模式指導現(xiàn)場作業(yè)，作業(yè)過程等、停多，影響提速提效[21]。以鉆井隊的平均鉆井速度作對比，長慶油田鉆井隊的鉆井速度超過分包和招標的隊伍的32.8%，平均鉆井周期低30%。

感知與執(zhí)行層是實現(xiàn)生產現(xiàn)場全面物聯(lián)網的核心。通過工業(yè)物聯(lián)網，實現(xiàn)工廠的人、機、料、法、環(huán)數(shù)據的全面感知，提供生產實時監(jiān)控和計算決策分析，并最終將工業(yè)軟件的決策命令發(fā)送給控制系統(tǒng)進行精準執(zhí)行。

2.1.3 致密氣小井眼鉆完井技術

1）定向效率低。STAB和DC井段環(huán)空間隙過小、環(huán)空巖屑濃度高，造斜裸眼段滑動拖壓，工具面難擺。另外，小尺寸工具壽命短，鉆速低，多次起下鉆易導致井筒不穩(wěn)定[22]。

2）環(huán)空壓耗大。井眼環(huán)空間隙小、鉆具結構欠合理、鉆井液“高黏低切”，鉆頭水功率和噴嘴比水功率低。

3）井壁失穩(wěn)。小井眼鉆井抽汲現(xiàn)象加強，易導致地層呼吸效應的發(fā)生，即鉆進中出現(xiàn)漏失，停泵后漏失的鉆井液返吐回井筒[23]。地層呼吸效應不利于井壁穩(wěn)定、漏層封堵和環(huán)空攜砂，若發(fā)生井眼沉砂，易造成電測遇阻等事故復雜。

2.1.4 致密氣老井側鉆技術

1）剩余氣分布認識不夠深入[24]。2018年，隨著側鉆工作量的增加，油藏側鉆有效率由88.2%降至80%，氣藏還未系統(tǒng)開展剩余氣方面的評價研究，側鉆布井難度大。

2）未配套定型氣田側鉆水平井鉆完井技術。需集成定型套管開窗工具及工藝，同時，需要集成配套定型側鉆小井眼鉆井技術，并完善定型小井眼完井技術。

3）尚未根據不同井深和井型配套系列化、模塊化、標準化的專用鉆機，存在裝備資源浪費、成本高、叢式井組等受限井場不適應等問題。側鉆井作為特殊工藝井，目前尚未形成側鉆專打，影響了作業(yè)效率的進一步提高。

2.1.5 氣體鉆致密氣水平井技術

2）氣體鉆井軌跡測控工具不成熟，缺少高性能螺桿和小尺寸配套工具。EM-MWD：氣體鉆井中，井壁干燥導電性差，存在電磁波信號難以有效發(fā)射進入地層、抗震性差等問題，氣體介質傳輸穩(wěn)定性差，還沒有?152.4 mm和 ?117.5 mm小井眼用EMMWD工具。動力鉆具：干氣體條件下滑動鉆進困難，需持續(xù)注油潤滑，工作狀態(tài)受鉆壓影響大。

3）氣體鉆/側鉆水平井水平段延伸能力差，工藝技術不配套[25]。水平段延伸工藝：氣體鉆水平井缺乏專用鉆頭，氣體鉆水平井鉆柱摩阻大，鉆井參數(shù)設計方法不完善，不能滿足長水平段鉆進的需求。 安全控制工藝：針對產層氣體鉆水平井，需要對井口裝置、排砂管線、監(jiān)控系統(tǒng)等進行全面升級，提升應急處置能力，確保鉆遇高產氣層時的安全。

2.2 對標分析

2.2.1 致密氣水平井長水平段鉆井技術

鉆井指標與北美非常規(guī)鉆井技術相比仍有較大差距。通過前期攻關，水平井鉆井技術取得較大進步，鉆井周期及成本持續(xù)下降，但與國外鉆井先進指標相比[26]，還有較大的提升空間，如表4所示。

表4 長慶致密氣與北美水平井鉆井技術指標對比表

2.2.2 致密氣大井叢工廠化鉆井技術

國外大井叢工廠化鉆井技術已形成標準化、規(guī)模化的應用模式[27]，目前，國外單平臺可鉆超過30口水平井，致密油氣雙分支井分段壓裂數(shù)量超過80段，建井周期較常規(guī)模式縮短達到63.3%，大大降低了建井成本，如表5所示。

表5 國內外大井叢工廠化鉆井關鍵技術對標分析表

2.2.3 致密氣小井眼鉆完井技術

目前，國外針對小井眼鉆完井技術已形成一套標準化的應用體系，配套了相應的工具和軟件[28]，如表6所示。

表6 國內外致密氣小井眼鉆完井關鍵技術對標分析表

2.2.4 致密氣老井側鉆技術

國內在致密氣老井側鉆方面已形成一套較為全面的技術體系，但相較于國外，應用推廣范圍和配套工具種類仍有不足[29]，如表7所示。

表7 國內外致密氣老井側鉆關鍵技術對標分析表

2.2.5 氣體鉆致密氣水平井技術

早期實踐表明，氣體鉆井技術可以顯著提高致密氣單井產量，但仍存在地質目標評價、軌跡測量控制、工藝技術集成配套等方面的技術短板，制約了氣體鉆井的發(fā)展和應用[30]，如表8所示。

表8 國內外氣體鉆水平井技術對標分析表

3 致密氣鉆完井技術發(fā)展對策與展望

3.1 提升大井叢工廠化水平，探索混合井組下更高效的批量化、標準化的作業(yè)模式

1）針對長慶油氣田開發(fā)區(qū)地形特點，定向井組以及水平井組工廠化模式基本成型。但對于混合大井組，還需要進一步集成特色技術和完善配套，采用地質工程一體化作業(yè)，完善提升“大井叢、立體式、長水平段”開發(fā)建產模式，探索混合井組下更高效的批量化、標準化的作業(yè)模式，加快推廣應用。

2）針對四川盆地沙一段三角洲—湖泊沉積，平面上廣覆式分布沙二段辮狀河分布特征，開展叢式井大平臺立體開發(fā)與工廠化作業(yè)模式推廣，探索致密氣低成本高效開發(fā)模式。

3.2 持續(xù)升級改造裝備，配套關鍵技術，提升長水平段水平井鉆井效率

1）北美非常規(guī)油氣鉆井提速提效顯著，得益于廣泛應用輕質鉆桿、大排量泥漿泵、旋轉導向等關鍵設備及工具，如表9所示。對標與北美技術差距，下步加大電動頂驅、大功率泥漿泵等高性能鉆探裝備配套。

表9 蘇里格與美國非常規(guī)氣鉆井主要設備工具對比表

2） 提升長水平段一趟鉆比例，強化高效PDC鉆頭、水力振蕩器、高強度螺桿等提速工具協(xié)同，加快水平井遠程監(jiān)控與實時技術決策平臺建設與推廣，提高水平井質量監(jiān)控和技術支撐效率，支撐現(xiàn)場作業(yè)、生產管理與遠程決策指揮一體化運行。

3）進一步優(yōu)化水基鉆井液的流變性、抑制性、潤滑性、封堵性指標，形成適用于致密氣的水基鉆井液體系，解決水平井水基鉆井液鉆井井壁失穩(wěn)、摩阻扭矩大等問題，節(jié)約鉆井液材料、廢液及鉆屑處置成本，實現(xiàn)致密氣規(guī)模效益勘探開發(fā)。

3.3 完善致密氣小井眼鉆完井配套技術，成熟區(qū)全面推廣應用小井眼鉆完井技術

1）針對鄂爾多斯盆地延長組、劉家溝組多層位惡性井漏問題，加強地層漏失的特征機理研究，開展現(xiàn)場堵漏適應性試驗[31]，在“一袋式”堵漏劑以及固井施工中引入堵漏纖維取得一定進展的基礎上，繼續(xù)驗證上述防漏、堵漏工藝的可靠性，技術工藝成熟時進行大面積推廣。

2）針對川中金淺致密氣，持續(xù)開展井身結構優(yōu)化“瘦身”，集成配套小井眼鉆井技術，優(yōu)選區(qū)塊開展先導性試驗，進一步實現(xiàn)致密氣降本增效。

3） 完善小井眼提速配套技術，繼續(xù)研究“一趟鉆”工藝。通過地層特性優(yōu)化定型鉆頭，開展三刀翼鉆頭、高效井下馬達試驗，綜合環(huán)空壓耗、當量密度、環(huán)空返速及環(huán)空凈化能力優(yōu)化小井眼鉆井參數(shù)，進一步提高施工效率[32]。

3.4 加強老區(qū)致密氣剩余油挖潛攻關，加快連續(xù)管側鉆技術、柔性鉆桿徑向鉆孔研究與試驗

1）加強地質工程一體化研究，提高側鉆成功率。加強氣藏地質工程研究，在重點部署區(qū)井間剩余油氣研究的基礎上，多學科結合，開展側鉆井增產潛力評價，綜合優(yōu)選側鉆靶點位置，提高側鉆工藝技術適應性。

2）集成定型井下專用工具及配套工藝技術，完善標準規(guī)范。老井側鉆前，根據水泥膠結質量圖、生產動態(tài)情況、側鉆及后續(xù)工序要求進行評估，預判老井的井筒情況，制訂合理的老井套管試壓規(guī)范。通過示范形成標準化操作流程，促進推廣應用中開窗效率的整體提升，實現(xiàn)提速降本。另外，配套定型側鉆小井眼鉆完井技術。

3）開展連續(xù)管側鉆技術、柔性鉆桿徑向鉆孔研究與試驗。開展連續(xù)管側鉆技術試驗，提高作業(yè)效率與鉆井速度，降低側鉆成本。同時，繼續(xù)探索柔性鉆桿徑向鉆孔試驗，實現(xiàn)近井筒地帶剩余油的有效開發(fā)。

3.5 探索氣體鉆水平井/側鉆水平井技術，為致密氣效益開發(fā)探索新技術途徑

開展氣體鉆水平井地質目標優(yōu)選、風險評價研究，攻關氣體鉆井EM-MWD隨鉆測量工具、氣體螺桿等關鍵工具，創(chuàng)新工藝技術集成配套，優(yōu)選金淺等低壓砂組區(qū)塊開展先導試驗，探索“氣體鉆水平井/側鉆水平井（不壓裂）”提高致密氣產量和采收率工藝技術，推動氣體鉆井技術升級和應用場景拓展。

4 結論與建議

“十三五”期間，致密氣鉆完井快速發(fā)展，形成以長水平段鉆井技術、大井叢工廠化鉆井技術、致密氣小井眼鉆完井技術、老井側鉆技術等為主體的致密氣鉆完井技術體系，致密氣水平井邁上4 000 m水平段新臺階，水平段長度達4 466 m，鉆井時效逐年提升，對支撐我國致密氣高效勘探和效益開發(fā)發(fā)揮了重要作用。

“十四五”及中長期，致密氣仍是我國天然氣增儲上產的重點領域，建議持續(xù)提升大井叢工廠化水平，探索混合井組下更高效的批量化、標準化的作業(yè)模式；持續(xù)升級改造裝備，配套關鍵工具，提升長水平段一趟鉆比例；完善致密氣小井眼鉆完井配套技術，成熟區(qū)全面推廣應用小井眼鉆完井技術；加強老區(qū)致密氣剩余油挖潛攻關，加快連續(xù)管側鉆技術、柔性鉆桿徑向鉆孔研究與試驗；探索氣體鉆水平井/側鉆水平井技術，為致密氣效益開發(fā)探索新技術途徑，為致密氣藏高效開發(fā)提供有效支撐。