2 天然气工业 2018 年 8 月 0 引言 以水平井为基本特征的复杂结构井, 包括大位移水平井 多分支水平井 U 形井及丛式水平井等, 是实现复杂油气藏高效开发的先进井型, 在国内外备受关注 应用上述复杂结构井可以有效扩大储层的泄油气面积 连通断块构造 实现储层应力卸载等, 最大限度地疏通油气

第 38 卷第 8 期 本期视点 1 大型丛式水平井工程与山区页岩气高效开发模式 高德利 中国石油大学 ( 北京 ) 石油工程教育部重点实验室 摘要以水平井为基本特征的复杂结构井, 包括大位移水平井 多分支水平井 U 形井及丛式水平井等, 是实现低渗透 非常规 深水 深层等复杂油气藏高效开发的先进井型, 相关研究与实践在国内外已取得重大进展, 有望在页岩油气高效开发中发 挥重要的作用 在中国山区页岩气开发过程中, 为了满足安全环保 节约用地 降本增效等基本要求, 迫切需要加快创建独具特色 的页岩气高效开发模式, 为此提出了基于大型丛式水平井工程的山区页岩气高效开发模式及其工程技术支撑体系, 建立了单个钻井 平台 井工厂 可允许布置水平井的最大布井数量计算公式, 阐明了大型丛式水平井工程 降本增效 的设计控制理念与关键技术 内容 ; 重点分析了大位移井技术的研究发展概况, 阐明了大位移井及其钻井延伸极限的基本概念, 给出了水平井大位移钻井裸眼延 伸极限的预测计算方法, 最后简要介绍了大位移井管柱力学与机械延伸极限研究所取得的相关成果及其工程意义 结论认为, 该项 研究成果遵循了油气田 地质与工程一体化 的高效开发思路, 在今后山区页岩气开发工程中具有可预见的良好推广应用前景, 将 有助于推进中国 页岩革命 ( Shale Revolution) 取得新的进展 关键词中国山区页岩气高效开发模式大型丛式水平井地质与工程一体化大位移钻井设计与控制 DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2018.08.001 A high-efficiency development mode of shale gas reservoirs in mountainous areas based on large cluster horizontal well engineering Gao Deli (MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering//China University of Petroleum, Beijing 102249, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 38, ISSUE 8, pp.1-7, 8/25/2018. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: With the basic characteristics of regular horizontal wells, the so-called complex wells including horizontal extended-reach wells, multi-branch horizontal wells, U-shaped wells, cluster horizontal wells, etc., are advanced well types for the efficient development of low-permeability, unconventional, deep-water, and deep oil and gas reservoirs, which have been highly concerned all over the world. Significant progress at home and abroad has been made in relevant researches and practices and is expected to play an important role in the efficient development of shale oil and gas. To meet the basic needs of environment & safety, land conservation, cost reducing and efficiency increasing, it is urgent to create a unique shale gas efficient development mode. Therefore, an efficient shale gas development mode for mountainous areas and an engineering technology support system are presented based on large cluster horizontal-well engineering. An equation is thus obtained for calculating the maximum number of horizontal wells arranged allowably in "well factory" on a single platform. The general research and development of large extended-reach well technology are analyzed by expounding the basic concept of a large extended-reach well and its drilling elongation limit. And a calculation method is thus established to predict the maximum measured depth of open hole in extended-reach drilling. Moreover, some relevant research results and their significance for downhole tubular mechanics & mechanical extending limits in extended-reach drilling are also briefly introduced in this paper. The conclusions are drawn that, by following the idea of "integration of geology and engineering" in oil and gas development, these research results have a foreseeable application prospect in shale gas development in the mountainous areas in the future, and will contribute to new progress in China's "Shale Revolution". Keywords: China; Mountainous areas; Shale gas; Efficient development mode; Large cluster horizontal wells; Integration of geology and engineering; Extended-reach drilling; Design and control 基金项目 : 国家科技重大专项 复杂结构井 丛式井设计与控制新技术 ( 编号 :2017ZX05009-003) 国家自然科学基金重点支持项目 页岩和致密油气田高效开发建井基础研究 ( 编号 :U1762214) 国家自然科学基金委员会创新研究群体项目 复杂油气井钻井与完井基础研究 ( 编号 :51521063) 作者简介 : 高德利,1958 年生, 中国科学院院士 博士 / 教授 博士生导师 本刊第八届编委会顾问 ; 长期从事油气井工程科学研究与实践工作, 现任中国石油大学 ( 北京 ) 石油与天然气工程国家重点学科负责人 石油工程教育部重点实验室主任等职 地址 :( 102249) 北京市昌平区府学路 18 号中国石油大学石油工程学院 ORCID :0000-0001-9528-1885 E-mail: gaodeli@cast.org.cn

2 天然气工业 2018 年 8 月 0 引言 以水平井为基本特征的复杂结构井, 包括大位移水平井 多分支水平井 U 形井及丛式水平井等, 是实现复杂油气藏高效开发的先进井型, 在国内外备受关注 应用上述复杂结构井可以有效扩大储层的泄油气面积 连通断块构造 实现储层应力卸载等, 最大限度地疏通油气 管道 及改善储层渗透性等, 从而有利于大幅度提高油气田的单井产能及最终采收率 ; 在海洋 滩海 湖泊及山区等复杂地区, 可以发挥大位移水平井与多分支井的独特作用, 达成基于同一个钻井平台扩大油气田的开发控制范围 提高其综合开发效益等目标 ; 在边水 底水及注水等复杂油藏的开发过程中, 应用复杂结构井可以有效减缓水流突进 改善油藏渗流剖面等, 达到控水增油的目的 ; 对于低渗透 / 特低渗透 页岩 致密岩等难开采油气储量, 通过水平井钻井与大规模分级体积压裂可获得良好的开发效果 ; 采用双水平井 U 形井等复杂井型, 可有利于高效开发重油和油砂 天然气水合物 油页岩等 固态 油气资源, 使地下固态能源原位转化为液态或气态后被采出地面 另外, 采用复杂结构井还可以实现井下流体分离 救援井 陆 海管线连接及管道穿越等工程目标 总之, 在未来的复杂油气田高效开发中, 复杂结构井将具有 广阔的推广应用前景 [1-4] 丛式井及其 井工厂 作业模式, 就是指在同一区块集中布置大批相似井, 采用标准化的工程装备与技术服务, 以流水线方式实施钻井 完井 压裂等主要工程作业的一种高效作业模式, 由此可以节约大量的工程作业时间和成本 基于丛式井开发方案, 虽然在同一个钻井平台上的众多井口之间相距较近, 但各井欲钻达的地下油气藏目标则相互偏离钻井平台较远 因此, 采用丛式井开发与 井工厂 作业模式, 既有利于 降本增效 和安全环保, 又大量缩减了土地征用量与地面工程规模, 而且便于后续的油气生产与管理 从国内外的发展现状看, 丛式水平井在非常规 低渗透与特低渗透 海洋 滩海及深层等复杂油气藏的高效开发中已获得了大规模的成功应用, 但国内与国外之间仍存在着较大的水平差距 我国剩余的油气储量大多为非常规 低渗透与特低渗透 深水及深层等难开采资源, 对复杂结构井工程及其成套技术装备不断提出新的重大需求, 因而有必要加强相关研究与实践 [5-6] 美国经过长期探索研究与工程实践, 成功实现了 页岩革命 (Shale Revolution), 为美国能源独立奠定了坚实的基础, 特别是天然气工业因此得到了迅速发展, 现已实现自给自足 我国作为最大的发展中国家, 应该高度重视天然气在能源革命中的地位和作用, 积极推进我国的 页岩革命, 以期大幅度提高非常规天然气的综合开发水平与自给能力 从目前的发展现状看, 我国 页岩革命 很有可能率先在山区实现大规模突破, 但目前仍然面临着诸多工程技术挑战和安全环保等 问题 [7-8] 除了丰富的资源基础之外, 要实现页岩气经济有效的开发关键还在于页岩气工程技术的创新突破 一般来讲, 页岩气工程关键技术主要包括 : 水平井和丛式水平井的优化设计与导向钻井 多级压裂完井及 井工厂 作业等核心内容 从国内外页岩气工程技术的发展现状与应用实效来看, 我国与国际先进水平的差距仍然较大, 特别是在 降本增效 方面, 我国页岩气田高效开发仍面临着巨大的挑战 一方面, 我国页岩气开发的客观条件比较复杂, 尽管充分借鉴了北美 页岩革命 的开发模式 技术方案及工程实践经验等, 但迄今仍难以达到理想的目标, 特别是在低油价时代, 很难满足 降本增效 的基本要求, 例如我国南方海相页岩发育区是迄今被评价认为最有前景的页岩气区, 但这里的山区地理和人居条件, 对页岩气井场布置优化 大规模交通运输 水电供应以及安全环保等都有较大制约 ; 另一方面, 我国页岩埋深约有 65% 都超过 3 500 m, 其勘探开发的工程难度较大, 而美国页岩埋深主体上介于 1 500 ~ 3 500 m 在页岩气开发过程中, 有可能因工程作业占用土地而导致地表环境不同程度的损坏 或因大量钻井液和压裂液的用水与排放导致对水资源的消耗与污染 甚至因气井泄漏失控引发的安全环保灾难等 我国南方 ( 如四川盆地 鄂西地区等 ) 地少人多, 地貌以丘陵和山地为主, 页岩气井场往往会毗邻村舍, 致使页岩气工程实施面临着土地租用 噪音消除 钻井液和压裂液处理及交通设施协调等诸多压力 这些都对大型丛式水平井工程及其成套技术与装备提出了迫切的重大需求 1 大型丛式水平井工程关键技术 迄今为止, 我国已在西南地区先后设立了四川长宁 威远 滇黔北昭通 重庆涪陵等 3 个国家级页岩气示范区 它们都属于山清水秀的美丽山区, 也是我国 页岩革命 最有可能首先取得全面成功的

第 38 卷第 8 期 本 期 潜在有利区域 山区页岩气开发面临的主要挑战包 括 ①地貌复杂 生态环境脆弱 安全环保要求高 ②可耕地少而宝贵 水源体系复杂 ③道路蜿蜒崎岖 交通运输难度大 成本高 ④页岩气管网建设难度大 地面工程费用高 近几年来 我国企业借鉴北美 页 岩革命 的成功经验 在川渝山区页岩气田开发过程 中普遍采用了丛式水平井开发模式 从开始的 4 井式 4 口水平井 / 单个钻井平台 发展到目前的 6 井式 6 口水平井 / 单个钻井平台 最多曾试验过 8 井 式 8 口水平井 / 单个钻井平台 虽然取得了令人鼓 舞的开发效果 但仍难以满足低油价时代 降本增效 和 页岩革命 的技术经济要求 与美国类似工程相 比 我国不仅在页岩气单井技术水平和工程作业效率 方面存在着较大差距 而且迄今仍未形成一套理想的 山区页岩气田高效开发模式及其技术支撑体系 视 3 点 6 页岩气井筒完整性优化设计与全寿命周期管 控技术 [10] 基于国内外油气工程技术发展现状与趋势可以 预判 随着大型丛式水平井工程关键技术的创新研 究与不断突破 可望建立起中国山区独具特色的页 岩气高效开发模式及其工程技术支撑体系 从而可 有效助推中国 页岩革命 和天然气工业的大发展 2 大型丛式水平井工程设计控制理念 采用正反对称式井眼轨道设计 丛式水平井目 标井段的水平投影如图 1 所示 其中侧向偏移距离 最大的一口水平井的垂直剖面图和水平投影图如图 2 所示 通过几何分析 可给出单个钻井平台 井工厂 的最大布井数计算公式如下 实践证明 基于同一个钻井平台实施大型丛式 1 井工程 可以有效扩大油气田的开发控制半径 有 利于高效开发海洋 滩海 湖泊等水域的油气资源 既经济又环保 针对山区主客观约束条件 期望大 量增加单个钻井平台丛式水平井的井数 从而显著 减少钻井平台的个数 在山区页岩气开发中建立一 种大型丛式水平井开发模式 可望产生良好的综合 开发效益 包括 节约大量山区良田及其租金 有 式中 Nw 表示单个钻井平台的水平井布井数量 口 Do 表示丛式水平井的最大侧向位移 图 2 或称 最 大偏移距 m Dh 表示丛式水平井目标井段 水平 段 的平均设计间距 图 1 m int(x) 表示取整函数 指不超过实数 x 的最大整数 效缩减地面工程建设规模与费用 大幅度减少页岩 气生产操作费用 特别有利于安全环保 运行管理等 因此 在我国山区 以川渝地区为例 采用大型丛 式水平井开发模式并建立相应的工程技术支撑体系 是推动我国山区页岩气高效发展的优先技术战略 也 是推进我国 页岩革命 进程的重要选择甚至是必 由之路 为此 应加强协同创新 实现关键技术突破 特别是以下核心技术内容 1 页岩气田大型丛式水平井工程优化设计 页 岩气藏目标井段与井网 丛式水平井井眼轨道 钻 井平台布置等优化设计理论和方法 2 大位移水平井工程成套技术 特别是大位移 水平井钻完井的延伸极限预测模型和工程风险设计 控制技术 3 一趟钻 关键技术 钻头 钻井液 导向 钻具组合及钻井操作参数等个性化设计理论与控制 新技术 4 山区页岩气田大型丛式水平井定向钻井及其 随钻防碰新技术 [4] 5 山区页岩气田大型 井工厂 作业模式与工 艺技术 [9] 图1 丛式水平井目标井段水平投影图 丛式水平井的最大侧向位移 Do 主要取决于大位 移钻完井的技术水平 特别是水平井大位移延伸的极 限能力 水平井目标井段的几何大小 空间位置及 邻井目标水平段间距 Dh 等参数主要取决于气藏 工程优化设计结果 应以提高单井产能和丛式井开发 综合效益并有利于页岩气藏的最终采收率为优化目

4 天然气工业 2018 年 8 月 完井效果 5) 通过钻井个性化设计, 优选钻头 钻井液体系 导向钻具组合及钻井参数等, 并采取先进的丛式井随钻防碰系统, 使水平井钻井 打得准 打得快 打得远, 在确保钻井质量的前提下, 力求实现安全环保和 一趟钻 高效作业目标 6) 采用 井工厂 作业模式, 通过优化相应的作业工艺及装备配套, 力求大幅度提高钻井和压裂的作业效率, 更好地达到 降本增效 的工程作业目标 7) 通过采气与集输优化, 力争在生产运营过程中 降本增效 8) 通过系统工程优化, 结合综合经济评价, 力求进一步挖掘 降本增效 的潜力 3 大位移井技术及其研究概况 图 2 三维水平井轨迹的垂直剖面图 ( 上图 ) 和水平投影图 ( 下图 ) 标函数, 既要考虑页岩气藏的地质特性 地应力分布 渗流规律及分级压裂增产效应等诸多因素的影响, 又要有利于水平井钻井 分段压裂完井等工程的顺利实施 由式 (1) 不难看出, 在 D h 和其他约束条件确定后, 通过大位移钻井技术创新与突破, 便可增大丛式水平井的最大侧向位移 (D o ), 从而增加单个钻井平台的布井数量 例如 : 取 D h =300 m, 如果将最大侧向位移 (D o ) 从 600 m 增加到 1 500 m, 则单个钻井平台的水平井布井数量可从 10 口增加到 22 口 遵循复杂油气田开发 地质与工程一体化 的优化思路, 大型丛式水平井工程设计控制理念可以简要概述如下 : 1) 基于对页岩气储层的精细描述研究成果, 以 地质甜点 作为水平井及其井网目标区块的优选依据 2) 针对页岩气目标区块进行气藏工程研究与优化设计, 以提高丛式水平井综合产能与最终采收率为目标函数, 确定目标井段和井网的优化设计方案 3) 通过三维水平井井眼轨道优化设计, 尽可能有利于导向钻井精确中靶, 有利于减少井下摩阻磨损, 有利于提高大位移井延伸极限和安全高效作业等 4) 通过水平井压裂完井优化, 合理确定水平井压裂的分级参数, 匹配压裂流体和支撑剂, 优化控制压裂施工强度, 力求获得良好的水平井分级压裂 对于一口大斜度井或水平井而言, 当井底水平位移大于 3 000 m 且水平位移与垂深之比 ( 简称 水垂比, 用符号 λ 表示 ) 或测量深度 ( 井深 ) 与垂深之比 ( 简称 测垂比, 用符号 k 表示 ) 大于等于 2.0 时, 则称之为大位移井 ; 当大位移井的水垂比 ( 或测垂比 ) 超过 3.0 时, 则称之为高水垂比大位移井 大位移钻井 (Extended-Reach Drilling, 简称 ERD), 特别是高水垂比大位移钻井, 是挑战钻井极限的前沿技术 在海上, 基于同一钻井平台钻大位移井, 特别有利于开发卫星型边际油气田或构造, 使原本没有商业开采价值的这类油气田或构造得以有效开发 ; 在滩海 湖泊等地区, 可以实现 海 ( 湖 ) 油气陆采, 既经济又环保 [11] 在中国南海东部海域, 应用大位移井技术使西江 24-1 流花 11-1 惠州 25-4 等边际油田 得以高效开发, 并创造了良好的技术经济指标 [12] 在特定的主观和客观约束条件下, 任何一口大位移井的钻井作业井深 ( 亦称 测深 ) 都存在着一个极限值, 称之为大位移钻井延伸极限 在实际的大位移钻井工程中需要考虑 3 种极限状态, 即 : 大位移钻井作业的裸眼延伸极限 机械延伸极限以及水力延伸极限等 其中, 裸眼延伸极限是指裸眼井底被压破或渗漏时的大位移钻井深度 ( 井深 ), 主要取决于实钻地层的安全钻井密度窗口及钻井环空流体循环压耗的控制水平 ; 机械延伸极限主要包括大位移钻柱作业极限和下套管作业极限, 取决于大位移钻井的导向控制模式 ( 滑动导向或旋转导向 ) 管材强度 井眼约束与管柱载荷 钻机功率等 ; 水力延伸极限是指在能够保持钻井流体正常循环及井眼

第 38 卷第 8 期 本期视点 5 清洁的前提下钻井水功率允许的大位移钻井深度 ( 井深 ), 主要取决于钻井机泵 钻柱和地面管汇 水力参数和机械钻速等约束条件 在大位移钻井优化设计与风险控制中, 应该根据具体的主观 ( 实钻地层特性 ) 和客观约束条件 ( 技术装备条件 ) 定量评估大位移钻井的裸眼 机械及水力等延伸极限值, 并取其最小者作为大位移钻井延伸极限的可允许值 假设大位移井的测深 ( 井深 ) 为 D M 垂深为 D V 水平位移为 D H, 则大位移井的 测垂比 和 水垂比 的计算公式可以表达如下 : (2) 显然, 水垂比与测垂比之间存在着以下关系 : (3) 根据式 (2) 可知, 大位移钻井延伸极限可用 k ( 或 λ) 的极限值 k L ( 或 λ L ) 来表达, 并且在特定的制约条件下,k L ( 或 λ L ) 是客观存在的 根据井深 ( 测深 ) 和水平位移的概念可知 D M > D H, 因而由式 (3) 决定了不等式 λ < k 恒成立, 亦即 : 对于同一口大位移井而言, 其水垂比总是小于测垂比 显然, 对于钻进特定目标层的同一口大位移井而言, 随着测深和水平位移的增加, 水垂比和测垂比均会有所增大, 但 水垂比 的极限值 (λ L ) 不可能等于或超过 测垂比 的极限值 (k L ), 即有 :λ L < k L 3.1 水平井大位移钻井裸眼延伸极限的预测计算方法从井眼压力平衡的角度出发, 将水平井大位移钻井延伸到裸眼井底被压破时的井深定义为水平井大位移钻井裸眼延伸极限, 便可建立起水平井大位移钻井裸眼延伸极限与所钻地层的破裂压力梯度 坍塌压力或孔隙压力梯度 ( 取其最大者 ) 和钻井环空流体循环压耗当量密度之间的关系式 对于特定的目标地层而言, 如果水平井大位移钻井环空流体循环压耗当量密度控制水平一定时, 则水平井大位移 钻井裸眼延伸极限 ( ) 可用下式来进行计算 [13-15] : (4) 式中 Δρ fm 表示所钻地层的安全钻井密度窗口,g/ cm 3 ;ρ dp 表示钻井环空流体压耗的当量密度,g/cm 3 ; D VP 表示地层发生破裂位置的垂深,m ;ρ f 表示所钻 地层的漏失压力 ( 或破裂压力 ) 当量密度,g/cm 3 ; ρ p 和 ρ c 分别表示所钻地层的孔隙压力当量密度和井壁坍塌压力当量密度,g/cm 3 假设 ρ m 表示最小钻井液密度 ( 单位 :g/cm 3 ), 在实际工程实践中 ρ m 的取值既不能小于 ρ c, 也不能小于 ρ p, 即一般要求 ρ m max{ρ c, ρ p } 对于特定的目标地层和钻井设计方案, 垂深 钻井液密度及地层压力特性等都是确定值 若采用压力过平衡钻井方式及特定的钻井环空流体循环压耗控制技术, 则 Δρ fm 和 ρ dp 都是确定的, 两者的比值即为水平井大位移钻井裸眼延伸极限的比值 k L, 即为确定值 由式 (4) 不难看出, 在所钻地层的安全钻井密度窗口确定的前提下, 水平井大位移钻井裸眼延伸极限的比值 k L 随着钻井环空流体循环压耗当量密度 (ρ dp ) 增加而明显减小 ( 非线性 ), 同时, 随着地层的安全钻井密度窗口 (Δρ fm ) 扩大而增大 显然, 钻井环空流体循环压耗是控制大位移钻井裸眼延伸极限的关键可控因素, 在其他因素确定后, 只有降低钻井环空流体循环压耗, 才能有效增加大位移井的裸眼延伸极限及其对应套管的设计下深 同样的道理, 降低钻井环空流体循环压耗, 也是减少套管层次 ( 简化井身结构 ) 的关键所在 因此, 在钻进高水垂比大位移井的大斜度 ( 或水平 ) 延伸井段时, 采取综合技术措施 ( 如随钻扩眼等 ) 降低钻井环空流体循环压耗, 便可有效增加大位移钻井的裸眼延伸极限比值, 避免大位移井套管层次的被动增加, 同时也可降低钻遇地层发生漏失甚至破漏等井下事故的风险概率 从以上讨论可知,k L 值取决于地层漏失压力 ( 或破裂压力 ) 当量密度 钻井液密度及钻井环空流体循环压耗当量密度等, 而 λ L 值则不仅与上述因素有关, 而且还与实钻井眼轨迹的几何形状密切相关, 可以更全面地反映大位移钻井的技术难度, 因而在实际工程中 水垂比 的概念得到了较为广泛的应用 同时, 我们也不难发现, 测垂比 的概念对于一口大位移井的优化设计及风险评估与控制等具有更加直观的实际参考价值 通过对井底钻井液当量循环密度的实时监测及钻井环空多相流的数值分析, 可以对大位移钻井形成的岩屑床进行定量预警, 有利于现场裸眼钻进的安全控制 通过随钻扩眼降压 防塌堵漏及精细控压等钻井安全控制技术措施, 保持井眼的清洁和光滑, 精细调控钻井流体循环压力, 以及强化井壁岩石强度等 这样做可以有效提高大位移钻井的裸眼延伸极限

6 天然气工业 2018 年 8 月 3.2 大位移井管柱力学与机械延伸极限的研究进展概况随着旋转钻井技术的创新发展, 大位移井的横向延伸能力不断提高, 有关大位移井机械延伸极限的预测与控制问题备受关注 最近几年, 笔者的团队加强了对这个问题的研究, 并取得了以下主要研 究成果 [16-18] : 1) 以井下局部管柱作为研究对象, 基于一定的假设条件, 考虑其在两端轴向力 扭矩 井筒径向约束的作用下, 建立了管柱局部力学模型 新模型综合考虑了井眼几何 管柱接头 摩擦力等因素的耦合作用, 采用梁柱方程 屈曲微分方程及能量法进行了求解 较之于常规模型, 新模型充分考虑了多因素耦合效应, 可以更好地揭示管柱局部力学行为的复杂性 2) 为了克服经典的井下管柱整体受力模型中部分假设条件的限制, 通过引入局部力学模型的结果, 建立了修正后的井下管柱整体受力模型 修正模型一方面充分考虑了管柱屈曲 井眼几何 管柱接头等诸多局部因素的影响, 扩展了经典模型的适用范围 ; 另一方面, 由于将各种局部因素效应以拟合公式形式给出, 因而保证了修正模型计算的高效性 3) 以井眼延伸长度为目标, 综合考虑地面和井下诸多约束因素的影响, 并结合各种管柱作业工况, 建立了大位移井机械延伸极限的定量预测模型 针对各种井眼类型绘制了钻井机械延伸极限的预测图版, 分析了限制延伸极限的主要影响因素和对应作业工况, 从理论角度解释了全球大位移井延伸极限包络线形状的成因 4) 以提高井眼延伸极限为目标, 以管柱结构为主要设计对象, 综合考虑地面和井下诸多约束因素和作业工况的影响, 提出了管柱优化设计模型, 并采用分段方法进行高效求解 该设计方法弥补了常规钻井工程设计中未充分考虑机械延伸极限的不足, 算例分析结果表明, 井下管柱优化设计结果与技术措施和井眼条件密切相关, 通过合理优化管柱组合参数可以改善井下管柱受力状况, 从而可以提高井眼的延伸极限 5) 基于理论模型与典型实例分析, 编写了大位移井管柱力学与机械延伸极限分析系统, 可为大位移井工程优化设计与安全高效作业提供技术支持 基于以上研究成果, 有助于正确认识井下管柱的复杂力学行为, 可以定量预测大位移井工程潜在的作业风险, 并科学指导工程优化设计与安全高效作业 4 结论 以水平井为基本特征的复杂结构井, 包括大位移水平井 多分支水平井 U 形井及丛式水平井等, 是低渗透 非常规 深水及深层等复杂油气藏高效开发的先进井型, 相关研究与实践在国内外已取得重大进展, 必然在页岩气高效开发中发挥不可替代的重要作用 在中国山区页岩气开发中, 为了满足安全环保 节约用地 降本增效等基本要求, 迫切需要加快创建中国山区独具特色的大型丛式水平井高效开发模式及其工程技术支撑体系 通过协同创新, 力争在现有基础上成倍增加每个钻井平台的布井数量, 减少同一区块的钻井平台个数, 大幅度拓展每个丛式井组 ( 或钻井平台 ) 对山区页岩气储层的开发控制面积, 进一步挖掘 井工厂 作业模式的降本增效潜力, 同时系统优化页岩气工程的其他工程环节, 不断推进中国 页岩革命 取得新进展 文中给出的大型丛式水平井工程设计控制理念及相关计算方法等, 遵循了油气田 地质与工程一体化 的高效开发思路, 在今后的山区页岩气开发工程中具有可预见的良好推广应用前景 参考文献 [ 1 ] 高德利. 复杂结构井优化设计与钻完井控制技术 [M]. 东营 : 中国石油大学出版社, 2011. Gao Deli. Optimized design and control techniques for drilling & completion of complex-structure wells[m]. Dongying: China University of Petroleum Press, 2011. [ 2 ] Gao Deli. Modeling & simulation in drilling and completion for oil & gas[m]. Henderson, NV: Tech Science Press, 2012. [ 3 ] Samuel R & Gao Deli. Horizontal drilling engineering: Theory, methods and applications[m]. Houston: Sigma Quadrant Publisher, 2013. [ 4 ] 高德利, 刁斌斌. 复杂结构井磁导向钻井技术进展 [J]. 石油钻探技术, 2016, 44(5): 1-9. Gao Deli & Diao Binbin. Development of the magnetic guidance drilling technique in complex well engineering[j]. Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(5): 1-9. [ 5 ] 高德利, 朱旺喜, 李军, 张俊文, 孟庆峰. 深水油气工程科学问题与技术瓶颈 第 147 期双清论坛学术综述 [J]. 中国基础科学,2016, 18(3): 1-6. Gao Deli, Zhu Wangxi, Li Jun, Zhang Junwen & Meng Qingfeng. Scientific problems and technical bottlenecks in deepwater oil & gas engineering Academic review of the 147 th Shuangqing Forum[J]. China Basic Science, 2016, 18(3): 1-6. [ 6 ] 国家自然科学基金委员会工程与材料科学部. 冶金与矿业学

第 38 卷第 8 期 本期视点 7 科发展战略研究报告 (2016 2020)[M]. 北京 : 科学出版社, 2017. Science Division of Engineering & Materials in NSFC. Research report for discipline development strategy in metallurgy and mining (2016-2020) [M]. Beijing: Science Press, 2017. [ 7 ] 马新华. 天然气与能源革命 以川渝地区为例 [J]. 天然气工业, 2017, 37(1): 1-8. Ma Xinhua. Natural gas and energy revolution: A case study of Sichuan Chongqing gas province[j]. Natural Gas Industry, 2017, 37(1): 1-8. [ 8 ] 王道富, 高世葵, 董大忠, 黄旭楠, 王玉满, 黄金亮, 等. 中国页岩气资源勘探开发挑战初论 [J]. 天然气工业, 2013, 33(1): 8-17. Wang Daofu, Gao Shikui, Dong Dazhong, Huang Xunan, Wang Yuman, Huang Jinliang, et al. A primary discussion on challenges for exploration and development of shale gas resources in China[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(1): 8-17. [ 9 ] 王志月, 高德利, 刁斌斌, 胡德高. 考虑 井工厂 学习效应的平台位置优化方法 [J]. 天然气工业, 2018, 38(1): 102-108. Wang Zhiyue, Gao Deli, Diao Binbin & Hu Degao. Optimization of platform positioning considering the learning effect in the "well factory" mode[j]. Natural Gas Industry, 2018, 38(1): 102-108. [10] 刘奎, 高德利, 王宴滨, 刘永升. 局部载荷对页岩气井套管变形的影响 [J]. 天然气工业, 2016, 36(11): 76-82. Liu Kui, Gao Deli, Wang Yanbin & Liu Yongsheng. Effects of local load on shale gas well casing deformation[j]. Natural Gas Industry, 2016, 36(11): 76-82. [11] Gupta VP, Yeap AHP, Fischer KM, Mathis RS & Egan MJ. Expanding the extended reach envelope at Chayvo Field, Sakhalin Island[C]// IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, 4 6 March, 2014, Fort Worth, Texas, USA. Richardson.Texas: SPE, 2014. [12] 高德利, 唐海雄. 海洋石油大位移钻井关键技术研究 [J]. 世界石油工业,2010(5): 61-67. Gao Deli & Tang Haixiong. Study on key technologies for extended-reach drilling with a high HD to TVD ratio[j]. World Petroleum Industry, 2010(5): 61-67. [13] Gao Deli, Tan Chengjin & Tang Haixiong. Limit analysis of extended reach drilling in South China Sea[J]. Petroleum Science, 2009, 6(2): 166-171. [14] 李鑫. 大位移水平井裸眼延伸极限预测和控制技术基础研究 [D]. 北京 : 中国石油大学 ( 北京 ), 2018. Li Xin. Basic research on prediction & control of maximum measured depth of open hole in horizontal extended-reach drilling[d]. Beijing: China University of Petroleum, 2018. [15] 李鑫, 高德利, 刁斌斌, 周英操. 基于赫巴流体的页岩气大位移水平井裸眼延伸极限分析 [J]. 天然气工业, 2016, 36(10): 85-92. Li Xin, Gao Deli, Diao Binbin & Zhou Yingcao. Analysis on the open-hole extension limit of a shale-gas extended-reach horizontal well based on Hershel Bulkley fluids[j]. Natural Gas Industry, 2016, 36(10): 85-92. [16] 黄文君. 旋转钻井机械延伸极限研究 [D]. 北京 : 中国石油大学 ( 北京 ), 2016. Huang Wenjun. Research on mechanical extending limits in rotary drilling[d]. Beijing: China University of Petroleum, 2016. [17] Huang Wenjun, Gao Deli & Liu Yinghua. Mechanical model and optimal design method of tubular strings with connectors constrained in extended-reach and horizontal wells[j]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, 166: 948-961. [18] Huang Wenjun, Gao Deli & Liu Yinghua. A study of mechanical extending limits for three-section directional wells[j]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2018, 54: 163-174. ( 收稿日期 2018-07-23 编辑居维清 ) 中国石油最深页岩气井开始压裂施工作业 2018 年 7 月 31 日, 中国石油目前最深页岩气井 泸 202 井开始压裂施工作业 泸 202 井是一口评价井, 位于四川省宜宾市江安县桐梓镇, 目的是评价泸州地区背斜构造埋深介于 4 000 ~ 4 500 m 优质页岩的分布 品质 含气性, 获取该区域页岩气勘探开发资料 这口井垂深 4 324 m, 水平段长 1 500 m, 完钻井深 6 095 m, 是目前中国石油最深页岩气井 2018 年以来, 中国石油西南油气田公司陆续在深层页岩气取得突破 黄 202 井压裂段数 施工排量 施工压力 液量 加砂量 加砂强度 6 项指标创下中国石油深层页岩气井压裂新纪录, 测试产气量为 22.3 10 4 m 3 /d 足 202-H1 井测试产气量为 45.67 10 4 m 3 /d 中国石油最深页岩气井泸 202 井开始压裂, 意味着在实现埋深 3 500 m 以浅页岩气资源规模效益开发后, 中国石油已将战略目光更多投射到资源量更大 开采难度更高的深层页岩气上 ( 天工摘编自中国能源网 )