史配銘，薛讓平，王學楓，王萬慶，石崇東，楊 勇

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018）

蘇里格致密氣藏屬于典型的低滲、低壓、低豐度、大面積分布的多層系致密砂巖氣藏，氣藏埋深3000～3500 m，探明天然氣地質(zhì)儲量2.85×1012m3，由于采用常規(guī)井開發(fā)單井產(chǎn)量太低，無法滿足經(jīng)濟開發(fā)要求，水平井開發(fā)成為蘇里格氣田提高單井產(chǎn)量及采收率的重要手段。隨著水平井井身結(jié)構(gòu)、井眼軌跡優(yōu)化和鉆井工具優(yōu)選應用，水平井鉆井周逐步縮短至51 d，但受井位部署、技術(shù)方案與措施不統(tǒng)一和提速工具選型差異性大等問題影響，鉆井提速效果不明顯。為此，筆者等人在前人研究的基礎(chǔ)上，借鑒國內(nèi)頁巖氣田和致密氣藏“工廠化”開發(fā)的經(jīng)驗[1-8]，通過優(yōu)化井位部署及作業(yè)方式，應用激進鉆井參數(shù)，優(yōu)選高效鉆頭和大功率螺桿，優(yōu)化不同偏移距井眼軌跡控制模式、各開次鉆具組合和高效強抑制防塌鉆井液，形成了蘇里格氣田致密氣藏水平井優(yōu)快鉆井關(guān)鍵技術(shù)，并在56 口井進行了應用，機械鉆速明顯提高，鉆井周期大幅縮短。

1 地層特點及鉆井技術(shù)難點

蘇里格氣田水平井自上而下鉆遇地層有：新生界第四系，白堊系志丹統(tǒng)洛河組，侏羅系安定組、直羅組和延安組，中生界三疊系延長組、紙坊組、和尚溝組和劉家溝組，二疊系石千峰組、石盒子組和山西組，上古生界石炭系本溪組和太原組，下古生界奧陶系馬家溝組。其中，目的層為盒8 段—山1 段，巖性為不等厚互層的灰色、灰白色含礫粗砂巖與不等粒砂巖和灰黑色、灰綠色、紫紅色泥巖，灰黑色泥巖分布在盒8 段的中下部，部分井灰綠色泥巖分布在盒8 段的中上部，紫紅色泥巖分布在盒8 段頂部；山1 組砂巖含量較低，泥巖中碳質(zhì)含量較高[9]。該氣田水平井鉆井存在的主要技術(shù)難點如下：

1）延長組底部礫石含量較多，紙坊組上部有部分砂礫巖，劉家溝組地層研磨性強，縱向上分布多套砂、礫、泥巖互層，非均質(zhì)性強，機械鉆速低，PDC 鉆頭容易發(fā)生先期磨損。

2）儲層致密砂體物性差，泥質(zhì)含量高，鉆遇儲層灰白色含礫粗砂巖時機械鉆速可達2.80 m/h，鉆遇灰黑色泥巖時機械鉆速僅為1.95 m/h，嚴重制約了水平段鉆井速度。

3）三維水平井偏移距400～800 m 不等，導致鉆具組合優(yōu)選困難，延長組地層復合降斜率高達（5°～7°）/100m，糾偏穩(wěn)斜段長，大井斜、深井段扭方位困難，滑動鉆進比例高，效率低，井眼軌跡控制難度大。

4）劉家溝組裂縫發(fā)育，地層承壓能力低，鉆井液密度大于1.26 kg/L 時易發(fā)生井漏等井下故障，漏速2.0～8.0 m3/h。

5）泥巖段井壁穩(wěn)定性差，易垮塌。目的層石盒子組泥巖發(fā)育，水敏性強，井壁穩(wěn)定性差，斜井段井斜角大于45°時泥巖坍塌嚴重，劃眼處理復雜周期長，水平段鉆遇灰黑色泥巖易垮塌，從而導致發(fā)生卡鉆。

2 致密氣藏水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)

為縮短井場準備、鉆機搬遷和設(shè)備調(diào)試等的時間，提高鉆井完井各環(huán)節(jié)作業(yè)效率，縮短建井周期，通過優(yōu)化大井叢“工廠化”平臺布井[10-12]，優(yōu)選高效PDC 鉆頭和大功率螺桿鉆具，采用激進鉆井參數(shù)，優(yōu)化不同偏移距井眼軌跡控制模式及分段優(yōu)化強抑制低密度CQSP-4 防塌鉆井液性能，形成了蘇里格致密氣藏“工廠化”水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)。

2.1 水平井“工廠化”鉆井模式優(yōu)化

全面推廣大井叢“工廠化”作業(yè)模式，根據(jù)氣藏規(guī)模，結(jié)合地形地貌特征，整體優(yōu)化井場組合，推廣“叢式布井、大井組建設(shè)”集約用地模式，優(yōu)化形成了“4+2+2+1”（4 口三維水平井、2 口二維水平井、2 口定向井和1 口直井）的9 口井設(shè)計方案。井口間距為10 m，采用50 型鉆機逐井作業(yè)的“單排一字最優(yōu)布井逐井施工模式”；優(yōu)化井口間距，1#—4#井、6#—9#井井口間距為10 m，4#—5#井井口間距為45 m，采用2 臺50 型鉆機同時作業(yè)或采用40 型鉆機施工3 口常規(guī)井與2 口二維水平井、50 型鉆機施工4 口三維水平井的“單排一字最優(yōu)布井雙機同步逐井施工模式”。

針對井叢“工廠化”作業(yè)周期長、資源共享的特點，通過地方區(qū)域電力資源合理擴容，引入“網(wǎng)電鉆井”技術(shù)，鉆機平移過程中只需移動鉆機，電動鉆機機房、鉆機、鉆井泵采用電網(wǎng)專用電纜轉(zhuǎn)接端口延長電纜，單井搬遷時間縮短3.0 d 以上；采用延伸泵上水低壓管線、井口出口管線的方式，實現(xiàn)鉆機平移，每4～5 口井搬遷一次循環(huán)設(shè)備，50LDB鉆機搬遷時間由3.0 d 縮至1.5 d，“工廠化”井間作業(yè)時間約縮短50%，大幅縮短了井間施工周期。

2.2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

為防止巖性松散、膠結(jié)程度低的第四系漏塌，解決上部劉家溝組井漏、下部石千峰組與石盒子組泥巖地層垮塌的矛盾，將井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計為導管+三開井身結(jié)構(gòu)[13-15]，例如，靖72-68H2 井井身結(jié)構(gòu)見表1。

表1 蘇里格氣田靖72-68H2 井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果Table 1 Results of optimized casing program design of Well Jing 72-68H2 in Sulige Gas Field

2.3 激進參數(shù)鉆井技術(shù)

激進參數(shù)鉆井技術(shù)是通過優(yōu)選高效PDC 鉆頭，匹配大功率螺桿，充分利用鉆機和鉆井泵性能，在不同地層采用“大鉆壓、高轉(zhuǎn)速、大排量”參數(shù)鉆進[16]，開展不同地層機械鉆速與鉆井參數(shù)敏感性現(xiàn)場試驗，優(yōu)化配套與之相適應的螺桿及PDC 鉆頭，形成了一套鉆頭螺桿序列和鉆井參數(shù)模板，提高了全井機械鉆速。

2.3.1 高效鉆頭優(yōu)選

根據(jù)地層特征，結(jié)合“大鉆壓、高轉(zhuǎn)速、大排量”鉆井參數(shù)與機械鉆速現(xiàn)場試驗，優(yōu)選確定致密氣水平井高效鉆頭。一開使用五刀翼φ19.0 mm 單排切削齒φ346.3 mmPDC 鉆頭（SD9551）；二開直井段和糾偏井段選用六刀翼φ19.0 mm 單排切削齒φ228.6 mm PDC 鉆頭（SD9631），提高二開直井段和糾偏井段機械鉆速，實現(xiàn)“一趟鉆”完成二開直井段和糾偏井段；斜井段選用六刀翼φ16.0 mm 雙排切削齒、長保徑、深內(nèi)錐的φ215.9 mmPDC 鉆頭（SD6562ZC），提高工具面穩(wěn)定性和斜井段機械鉆速，“一趟鉆”完成二開斜井段；三開水平段選用五刀翼φ16.0 mm 單排切削齒φ152.4 mmPDC 鉆頭 （SD65621），提高水平段機械鉆速。

2.3.2 大功率螺桿優(yōu)選

分析地層可鉆性，分井段優(yōu)選大功率螺桿。劉家溝組以上地層可鉆性好，保持螺桿功率、增大排量、提高轉(zhuǎn)速，以螺桿最高負荷效率為依據(jù)，充分發(fā)揮螺桿功率大、轉(zhuǎn)速高的特性，加大鉆壓，以提高上部軟地層機械鉆速；石千峰組以下地層可鉆性差、研磨性較強，可適當降低轉(zhuǎn)速、加大鉆壓，選用低轉(zhuǎn)速大扭矩螺桿，防止高轉(zhuǎn)速螺桿在鉆遇石盒子組礫石層時造成鉆頭先期損壞（見表2）。

表2 螺桿型號分段優(yōu)選結(jié)果Table 2 Results of sectional optimization of PDM type

2.3.3 激進鉆井參數(shù)優(yōu)選

由修正楊格鉆速方程可知，鉆壓與機械鉆速成正比，即鉆壓增大，機械鉆速提高；機械鉆速與鉆頭轉(zhuǎn)速呈近似線性關(guān)系，比水功率與排量成正比，排量越大，比水功率越大，機械鉆速越高，井底凈化效果也越好。因此分區(qū)塊、分井段優(yōu)選高效PDC 鉆頭，并匹配大功率螺桿，全井段采用“PDC鉆頭+螺桿+MWD”復合鉆井技術(shù)，根據(jù)現(xiàn)場機械鉆速對鉆壓和轉(zhuǎn)速的敏感性試驗結(jié)果，優(yōu)化鉆井參數(shù)，以螺桿實際壓差（3.5～4.5 MPa）定鉆壓、返速定排量、機型定轉(zhuǎn)速，分井段確定形成了 “大鉆壓、適當轉(zhuǎn)速、大排量”的激進鉆井參數(shù)（見表3），充分發(fā)揮鉆機和鉆井泵的優(yōu)勢，提高各井段機械鉆速。

表3 激進鉆井參數(shù)優(yōu)選結(jié)果Table 3 Optimization results of aggressive drilling parameters

2.4 水平井井眼軌跡控制技術(shù)

根據(jù)水平井靶前距、偏移距優(yōu)化設(shè)計水平井井眼軌道，利用“PDC 鉆頭+螺桿+短鉆鋌+穩(wěn)定器”（簡稱“四合一”）鉆具組合的特性、地層可鉆性、PDC 鉆頭的性能，結(jié)合地層增降斜規(guī)律，下入MWD無線測斜儀控制井眼軌跡。

2.4.1 水平井井眼軌道優(yōu)化

運用Navigator Drilling Studio 軟件，根據(jù)設(shè)計的靶前距、偏移距優(yōu)化設(shè)計水平井井眼軌道，其中偏移距小于200 m 為二維水平井，采用“直—增—穩(wěn)—增—水平段”五段制井眼軌道；偏移距大于200 m為三維水平井，采用“直—增—穩(wěn)—扭方位增斜—增—水平段”六段制井眼軌道，施工過程根據(jù)偏移距，優(yōu)化增斜井段、扭方位段和進窗入靶井段的全角變化率，有效控制各井段的最大井斜角，降低鉆進中的扭矩和摩阻。

2.4.2 水平井鉆具組合優(yōu)化

1）直井段和糾偏井段采用“四合一”鉆具組合，即單彎雙穩(wěn)導向鉆具組合：φ228.6 mm PDC 鉆頭+7LZ185×1.25°（1.50°）螺桿+φ177.8 mm 短鉆鋌+φ224.0 mm 穩(wěn)定器 +φ177.8 mm MWD +φ177.8 mm無磁鉆鋌+φ177.8 mm 鉆鋌×6 根+φ127.0 mm 加重鉆桿×9 根+φ127.0 mm 普通鉆桿×60 根+φ127.0 mm 加重鉆桿×32 根+φ127.0 mm 普通鉆桿。偏移距大于300 m 時，選用1.50°螺桿；偏移距小于300 m 時，選用1.25°螺桿，三維水平井將該井段分解為直井段、定向增斜井段和穩(wěn)斜糾偏井段，利用地層增降斜規(guī)律，結(jié)合鉆具特性，復合鉆進過程中基本處于穩(wěn)斜或微增狀態(tài)，有效提高糾偏井段的鉆進效率。

2）斜井段采用1.75°單彎單穩(wěn)導向鉆具組合：φ215.9 mm PDC 鉆頭+7LZ165×1.75°+φ165.1 mm 回壓閥 +φ165.1 mm MWD +φ165.1 mm 無磁鉆鋌+460×410 轉(zhuǎn)換接頭+φ127.0 mm 加重鉆桿×9 根+φ127.0 mm 普通鉆桿×60 根+φ127.0 mm 加重鉆桿×32 根+φ127.0 mm普通鉆桿。通過統(tǒng)計1.50°、1.75°螺桿實鉆增斜規(guī)律發(fā)現(xiàn)：1.75°螺桿較1.50°螺桿的平均復合增斜率高6.19°/100m，平均滑動增斜率高7.39°/100m（見表4），滑動比降低1.13%，施工過程中交替進行復合鉆進與滑動鉆進，將全角變化率控制在（4°～6°）/30m，以確保斜井段井眼平滑。

表4 不同彎角螺桿在不同井斜區(qū)間的增斜規(guī)律Table 4 Deviation increasing rule of screw with different bending angle in different well deviation interval

3）水平段采用單彎雙穩(wěn)導向鉆具組合：φ152.4 mm PDC 鉆頭+7LZ127×1.25°螺桿+φ148.0 mm 穩(wěn)定器+φ127.0 mm 水力振蕩器+φ120.7 mm 回壓閥+φ120.7 mm MWD+φ127.0 mm 無磁鉆鋌+φ101.6 mm 加重鉆桿×9 根+φ101.6 mm 普通鉆桿×200 根+φ101.6 mm加重鉆桿×36 根+φ101.6 mm 普通鉆桿。鉆具組合中加入φ127.0 mm 水力振蕩器，與螺桿組成了既能產(chǎn)生軸向振動，又能產(chǎn)生縱向振動的鉆具組合，將鉆具與井壁的靜摩擦變?yōu)閯幽Σ?，使鉆壓能有效傳遞到鉆頭，解決了長水平段滑動鉆進過程的托壓問題。靖100-21H2 井應用該鉆具組合，泥巖段滑動機械鉆速提高了20.48%（見表5）。

表5 靖100-21H2 井水平段水力振蕩器使用效果對比Table 5 Comparison on the effects of hydro-oscillators used in horizontal section of Well Jing 100-21H2

2.4.3 水平井井眼軌跡控制技術(shù)

根據(jù)偏移距、視平移，優(yōu)選合適的鉆具組合，優(yōu)化糾偏井斜、利用地層自然增降斜規(guī)律和按照預期設(shè)計的井眼軌道，形成了不同偏移距水平井井眼軌跡控制技術(shù)。

1）直井段和糾偏井段井眼軌跡控制。因延長組中下部地層降斜率高達（5°～7°）/100m，所以應根據(jù)偏移距優(yōu)選糾偏地層和井斜角。若偏移距小于300 m，在紙坊組增斜糾偏，井斜角控制在15°以內(nèi)；偏移距為300～600 m，在延長組上部糾偏，井斜角控制在18°～22°，在延長組中部井斜角預留4°～6°，利用延長組的降斜規(guī)律，微調(diào)控制，鉆穿延長組，進入紙坊組；若偏移距大于600 m，二開造斜點上提至井深650～800 m，直接進行定向糾偏，井斜角控制在25°以內(nèi)，在延長組中上部井斜角預留5°～6°，利用延長組的降斜規(guī)律，微調(diào)控制，鉆穿延長組，進入紙坊組。

2）扭方位井段井眼軌跡控制。為防止低效施工，選擇增斜扭方位或穩(wěn)斜扭方位，盡可能在小井斜角下扭方位，重點控制井斜角處于穩(wěn)斜或微增斜狀態(tài)，利用鉆具組合的特性，將滑動鉆進方位角變化率控制在（4°～10°）/30m，井斜角變化率控制在2°/30m 以內(nèi)，以確保扭方位井段井眼平滑。

3）斜井段井眼軌跡控制。按照優(yōu)快施工和最大程度降摩減阻的原則，合理控制全角變化率，保證實鉆造斜率不低于設(shè)計造斜率，上部井斜角小于45°時，實鉆造斜率略高于設(shè)計造斜率，斜井段多采用滑動鉆進，以保證中靶垂深上偏0.50 m；井斜角45°～60°井段屬于巖屑床堆積區(qū)間，滑動鉆進困難，采用復合鉆進，以提高施工效率；井斜角大于60°以后，復合鉆進增斜率能達到（4°～5°）/30m，滑動鉆進困難的井段或不增斜井段應用復合鉆進，以確保井眼圓滑；入窗前50 m 將井斜角控制在83°～85°，穩(wěn)斜探氣頂，發(fā)現(xiàn)氣層后及時將井斜角調(diào)整至89°～90°后快速入窗。

2.5 鉆井液分段優(yōu)化

蘇里格北部氣田水平井鉆遇的延長組下部、盒7 段和盒 8 段泥巖穩(wěn)定性差，易垮塌；劉家溝組存在壓差性漏失，入窗密度窗口窄；斜井段井斜角30°～60°、水平段長度超過1000 m 后托壓嚴重、滑動鉆進困難[17-18]，綜合考慮泥巖抑制防塌、低密度防漏和潤滑防卡等因素，優(yōu)選了強抑制低密度CQSP-4防塌鉆井液，其配方為0.7%天然高分子降濾失劑+1.5% 白瀝青+12.0% KCl+0.5% 固體聚合醇+0.2%NaOH+0.15%黃原膠+1.5%膨潤土+0.5%～1.0%超低滲透劑+2.0%～3.0%潤滑劑。鉆井液性能需根據(jù)地層特征分段優(yōu)化：

1）二開直井段采用聚合物/KCl 鉆井液，配方為0.4%K-PAM+0.3%PAM+5.0%～7.0% KCl，將其漏斗黏度控制在31～32 s；配制膨潤土漿，鉆至井深1000 m 后將其緩慢混入井漿中，對井筒進行定期清掃；鉆至井深1600 m 后一次性加入1.0 t NAT20，將鉆井液濾失量控制在15～20 mL，利用KCl、NAT20和膨潤土，強化聚合物鉆井液的抑制性、封堵性和攜巖性。

2）鉆至劉家溝組中部（垂深2500 m），將鉆井液轉(zhuǎn)化為強抑制低密度CQSP-4 防塌鉆井液，加入黃原膠、NAT20、NFA25 和KCl，將鉆井液性能調(diào)整為密度1.08～1.11 kg/L，漏斗黏度38～40 s，濾失量5～4 mL、動切力3～4 Pa、φ6 讀數(shù)2～3、φ3 讀數(shù)1～2，井斜角超過30°后提高鉆井液抑制性（KCl 含量達12%以上）、封堵性（封堵劑加量6%～8%）和攜巖性（動切力12 MPa 以上，φ6 讀數(shù)在8 以上），以預防大斜度井段泥巖垮塌；隨著井深增加，逐步提高鉆井液密度，入窗時將鉆井液密度控制在1.25～1.26 kg/L，漏斗黏度控制在60～65 s。

3）提高鉆井液的潤滑防卡性能。以固體聚合醇、石墨和液體聚合醇為潤滑劑，其加量控制在2%～3%，保證摩阻系數(shù)不大于0.06；提高固相控制系統(tǒng)利用率，保證振動篩過篩率100%，最大限度地清除鉆井液中的有害固相，降低摩阻。

4）水平段鉆進兼顧巖性、伽馬值及泥巖段長度，采取物理防塌與化學防塌相結(jié)合的方法，防止泥巖防塌，鉆遇泥巖后在原井漿中加入1.0%～1.5%水化膨潤土和1.0%～2.0%超細碳酸鈣，增強其封堵性能，保證低密度鉆井液條件下泥巖的穩(wěn)定。

2.6 φ152.4 mm 水平段固井技術(shù)

為提高水平井固井后環(huán)空的封隔性和水平井橋塞分段壓裂增產(chǎn)量，三開φ152.4 mm 井眼下入φ114.3 mm 套管，采用一次上返固井工藝。由于環(huán)空間隙僅有19.05 mm，存在下套管摩阻大、環(huán)空易堵塞和水泥環(huán)薄等問題，因此，采用膨脹降濾失水泥漿，基本配方為G 級水泥+增強劑+降濾失劑+增韌材料+緩凝劑+水，密度為1.88～1.92 kg/L，初始稠度12 Bc，API 濾失量36 mL，85 ℃/40 MPa 條件下稠度達到70 Bc 的時間為250 min，水泥石在55 ℃條件下養(yǎng)護24 和48 h 的抗壓強度分別為27 和43 MPa，水泥石的膨脹率為0.1%。

三開井段環(huán)空間隙小且水平段長，套管緊貼下井壁，導致下套管摩阻大，套管下到井底非常困難。采用“牙輪鉆頭+雙穩(wěn)定器”鉆具組合，模擬套管串的剛度通井至井底后采用高轉(zhuǎn)速（80 r/min）、大排量（20 L/s）循環(huán)2 周后進行短程起下鉆，破壞巖屑床、修整井壁，使井眼暢通無阻，短程起下鉆到井底后高轉(zhuǎn)速、大排量循環(huán)2 周，徹底清除井底沉砂；起鉆前鉆井液中加入固體聚合醇、石墨和液體聚合醇及玻璃微珠，形成高效潤滑封閉漿，封閉整個水平段，以降低下套管摩阻，為安全順利下入套管奠定基礎(chǔ)。

現(xiàn)場施工時采用φ114.3 mm 弓簧套管扶正器，該扶正器通過性強、居中度高，過流面積較大，能大幅度降低下套管摩阻，直井段和斜井段每3 根套管安放1 只，造斜段和水平段每2 根套管安放1 只，以保證套管居中度，避免套管緊貼下井壁，提高水泥漿頂替效率和固井質(zhì)量。

3 現(xiàn)場應用效果

2019 年，蘇里格氣田致密氣藏水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)在56 口井進行了應用，平均鉆井周期39.12 d，平均建井周期52.62 d,平均機械鉆速12.76 m/h，與2018 年已完鉆井相比，鉆井周期縮短了23.71%，建井周期縮短了16.02%，平均機械鉆速提高了23.16%，提速效果顯著（見表6）。

表6 2018—2019 年完鉆水平井技術(shù)參數(shù)對比Table 6 Comparison on technical parameters of horizontal wells completed in 2018-2019

1）全井段采用“MWD+螺桿+PDC 鉆頭”復合鉆進技術(shù)，分井段、分地層優(yōu)化激進鉆井參數(shù)，機械鉆速顯著提高。2019 年完鉆井平均機械鉆速12.76 m/h，較2018 年提高了23.15 %，其中直井段和糾偏井段、斜井段和水平段平均機械鉆速分別為21.62，7.87 和8.09 m/h，較2018 年分別提高了21.19%，4.71%和26.01%。

2）分段優(yōu)化鉆具組合，結(jié)合地層增降斜規(guī)律，優(yōu)化水平井井眼軌跡控制技術(shù)，兩趟鉆比例大幅度提高。2019 年完鉆的56 口水平井中，直井段和斜井段兩趟鉆完鉆的占53.57%，較2018 年提高了29.25 百分點；水平段兩趟鉆完鉆的占41.07%，較2018 年提高了19.45 百分點，其中3 口井的直井段、斜井段和水平段均實現(xiàn)了一趟鉆完鉆。

3）針對鉆遇地層特性，分井段優(yōu)化強抑制低密度CQSP-4 防塌鉆井液性能，采取物理與化學防塌相結(jié)合、兼顧提高封堵性的方式，預防大斜度井段、水平段泥巖垮塌，利用四級固控設(shè)備將有害固相含量控制在較低水平，已完鉆水平井電測一次成功率達93.75%，未出現(xiàn)井壁失穩(wěn)垮塌現(xiàn)象。

4 結(jié)論與建議

1）通過優(yōu)化大井叢“工廠化”平臺布井方式，優(yōu)選高效PDC 鉆頭和大功率螺桿，優(yōu)化激進鉆井參數(shù)、不同偏移距井眼軌跡控制模式及分段優(yōu)化強抑制低密度CQSP-4 防塌鉆井液性能，形成了蘇里格氣田致密氣藏優(yōu)快鉆井技術(shù)，56 口井的現(xiàn)場應用效果表明，該技術(shù)大幅度縮短了鉆井周期，降低了開發(fā)綜合成本，提高了致密氣藏開發(fā)效率。

2）蘇里格致密氣藏水平段儲層薄，泥巖鉆遇率高，而泥巖層機械鉆速偏低，建議繼續(xù)開展水平段鉆遇泥巖個性化高效PDC 鉆頭設(shè)計與試驗，形成水平段泥巖地層快速鉆井技術(shù)。

3）與國內(nèi)外頁巖氣水平井“井工廠”作業(yè)模式相比，蘇里格氣田在井平臺“工廠化”布井和鉆井提速方面仍有優(yōu)化空間。

4）水平段長度超過2000 m 的水平井采用“PDC鉆頭+單彎螺桿+MWD 儀器” 常規(guī)鉆具組合鉆進時，仍需進行降摩減阻和提高井眼軌跡調(diào)整效率的研究。