超长水平井是指水平段长度大于3000米的水平井，因其携带岩屑困难、钻具受力复杂、井壁垮塌风险高等诸多技术难题，在山地页岩气钻探中较难实现，一直是国内页岩气高效开发的难点。
江汉油田聚焦超长水平井技术难题，开展降摩减阻、轨迹精准控制、防碰绕障等技术攻关，在优快钻井、精准压裂等方面不断积累经验，有效提升了单井产量和开发效益，实现了页岩气田少井高产的目标。截至目前，江汉油田已成功完钻5口页岩气超长水平井，其中焦页18-S12HF井以4286米刷新国内页岩气井最长水平段纪录。
优，更优
——从“打不成”到“打得快、打得准”
从焦页1HF井的1007.9米到焦页18-S12HF井的4286米，江汉油田油气产能建设管理中心技术管理室副主任叶鑫见证了页岩气井水平段长度不断突破“上限”，同时也感受到地质导向越来越难。
地质导向被称为钻头的“眼睛”，能帮助钻头在千米深的地下找准层位。“水平段太长，常规导向技术无法满足需求，要想控制轨迹并精准中靶，非常难。”叶鑫说。
为打破桎梏，让钻头高速穿行在“薄饼”一样的优质储层中，油气产能建设管理中心联合科研院所和专业公司，成立地质导向攻关小组，首创“三图一表”地质导向跟踪方法，创建可视化地质导向平台，实现了导向技术的迭代升级。他们利用气藏管理平台地质导向模块，分区建立地质模型，滚动预测地层变化，实时调整轨迹参数，实现了精准控层、高效钻井。
“水平段一长，工具延伸摩阻增大，携带岩屑困难，井筒容易卡钻，钻具受力复杂，井壁稳定性差、垮塌风险大，因此，对钻井设备和钻具的性能要求更高、优选难度更大。”油气产能建设管理中心副经理张玉强笑称，最初打一口超长水平井的难度不亚于“西天取经”。
责任在肩，纵然有重重难关，也要一一闯关。
为减少摩阻，技术人员实时分析岩屑返出量和形态，判断井眼清洁状况，通过优化前置液，细化通井、划眼和井眼清洗方案，持续加强循环排砂，保证超长水平段井筒清洁畅通。
在钻进过程中，他们通过对地层岩性和可钻性，以及防碰绕障与防压裂干扰等技术的深入研究，有针对性地实时控制钻井参数，顺利实现了超长水平段“一趟钻”。
为了让套管平滑向前推进4000多米，技术人员经过研究讨论，采取加装扶正器、优化管串结构等措施，确保了下套管成功。
目前，油气产能建设管理中心已创新形成超长水平井关键装备与工具配套、超长水平井降摩减阻、超长水平井钻井参数动态优化等技术，实现了从“打不成”到“打得快、打得准”的重大跨越。
没有最优，只有更优。在此基础上，技术人员持续创新、大胆尝试，在焦页26-Z2HF井展开超长水平井“瘦身”试验。
所谓“瘦身井”，就是从设计源头优化，缩小各开次井眼及套管尺寸，有助于提高钻井速度、节约施工成本。但随着井筒缩小，配套的钻头、螺杆钻具等井下工具也要相应变化；环空间隙变小，下套管的摩阻也会增大……“瘦身井”技术首次在超长水平井中应用，施工难上加难。
油气产能建设管理中心组建一体化技术攻关团队，深化地层储层物性、岩石力学等研究，持续优化施工方案，优选钻具组合，采用高钻压、大排量、高转速等激进钻井参数，全力提高钻井速度和质量。
“1月底，焦页26-Z2HF井已顺利完井。全井平均机械钻速达15.14米/小时，水平段机械钻速达18.7米/小时，优质储层穿行率达100%，实现了地质和工程双优目标，为涪陵页岩气田‘瘦身井’超长水平段施工积累了宝贵的技术经验。”油气产能建设管理中心钻井管理室副主任林安国说。
准，更准
——精准压开4000多米长“薄饼”
“最难的是精准。”谈起超长水平井的压裂难点，油气产能建设管理中心完井管理室副主任吴魏感叹，“邻井干扰大，到处是人工缝网，生怕压窜了、能量跑了。”
在部署超长水平井时，江汉油田更多是选取地质条件相对较好的焦石坝老区。然而，老区井网密集，甚至有的井与井之间距离仅30米，用技术人员的话来说，就是“360度都有老井”。以焦页18-S12HF井为例，该井所在的焦页18号东平台采用“两层楼”立体开发模式，不大的平台上部署了14口井，新井压裂时容易和老井缝网沟通，一旦压窜了，后果不可逆。
此外，随着水平段延伸，施工排量提升受限，压裂液的流速越来越慢，支撑剂沉降速度会更快，一方面极易发生堵塞，另一方面能量不足会影响改造效果。再加上水平段太长，下到井底的工具取出困难，一旦出现故障，无法处理。这一切都要求压裂施工一旦开始，就不能失误。
如何分段、精准压裂，既达到预期储层改造效果，又降低对邻井的负面影响？这几年，吴魏没少费思量。
他介绍，焦页18-S12HF井4286米水平段光是压裂分段就花了两个月时间，“以前最多压30段，这口井大家经过讨论，最后定下来57段”。在57段中，哪些段多用砂用液以扩大改造规模、哪些段要控制改造规模或者放弃改造，精准压裂的“度”并不好把握。
为此，油气产能建设管理中心深入开展建模数模一体化研究，通过建立数值模型，精细描述层理缝发育、应力变化情况，定量预测剩余储量，更清楚地了解邻井人工缝网走向、储层改造效果、每个小层的开采及剩余气分布情况。
气藏变“透明”后，技术人员在立体缝网中有的放矢，明确每一段的压裂规模、设计参数，以最大程度释放产能，同时开展簇数、排量、规模等工艺参数缝网模拟分析，建立精准压裂模型，优选缝网形态与剩余气匹配并满足效益开发的工程方案，在压裂过程中通过现场分析与动态调控，实现精准压裂。目前，施工反演缝网与剩余气匹配度超过85%。
“为保证压裂改造效果，我们把暂堵工艺用到了极致。”吴魏说。考虑到超长水平井与邻井空间位置复杂，他们运用双暂堵精准压裂工艺，提前研判、及时下放暂堵剂或暂堵球，避免新井缝网与邻井人工缝网沟通形成优势缝网。焦页18-S12HF井第42~54段周边与老井距离较近、压窜风险较大，在压裂过程中，技术人员采取提前暂堵等方式，保证了施工正常进行。
借助气藏智能管理平台，技术人员针对不同区块，根据埋深设置压力梯度变化预警参数，实时监控周边邻井压力变化。“比如设置的压力梯度参数是2，超过2说明邻井压力变化幅度大，有可能是新、老井裂缝发生窜通，产生了负面干扰，导致老井复产受到影响、产量降低。这时候就要调整规模和参数。”吴魏介绍。
当焦页18-S12HF井压裂至第49段、52段、53段时，相邻的焦页19-2HF井和18-9HF井均出现井口压力增加超过3兆帕的情况。接收到系统发送的报警短信，技术人员当即决定采取“中途停泵+二次暂堵+降排量施工”的方式，既保证了施工正常进行，又减少了对邻井的负面影响。目前，焦页18-S12HF井压裂改造后井口压力高达20兆帕，地层能量充足，对老井压裂冲击也以正面影响为主。