非常规油气井工程技术若干研究进展

高 德 利

中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室

0 引言

我国拥有丰富的非常规油气资源[1]，特别是页岩气可开采资源量位居全球第二（仅次于美国），页岩油开发潜力也很大。同时，我国石油和天然气的对外依存度逐年攀升，2020年石油对外依存度超过了73%，天然气对外依存度也超过了43%，已成为全球最大的石油和天然气进口国。因此，亟需加大国内油气资源的勘探开发力度，力求大幅度增加油气储量并提高油气产量（亦即油气增储上产），必然对非常规油气资源高效开发问题更加关注。我国受北美“页岩革命”的影响较大，相关研究与实践在国内也搞了10多年，虽然取得了良好的进展和成效，但相应的技术经济指标与国际领先水平相比仍存在着较大的差距。事实上，我国页岩油气产量与美国相差甚远，“页岩革命”发展现状仍不容乐观。因此，在加大国内油气资源勘探开发力度的新形势下，有必要大力推进我国的“页岩革命”，以期大幅度提升页岩、致密砂岩、煤层及重油等非常规油气资源在国内油气增储上产中的接替比例。

所谓“页岩革命”，实质上是石油与天然气工程领域的一场技术革命，使原本没有开采价值的页岩气、页岩油等非常规油气资源得以经济有效的开发。以水平井为基本特征的复杂结构井与丛式水平井，是高效开发非常规、低渗透等难开采油气田的先进井型技术，相关技术创新研究与进步在国内外备受关注。事实上，北美的“页岩革命”主要依赖于水平井与丛式水平井工程，其关键核心技术包括：水平井目标段和丛式井网的优化设计，水平井定向钻井，水平目标井段分级压裂完井，以及先进的“井工厂”作业模式等。所谓“井工厂”，是指在同一个井场里集中布置和建设多口甚至一大批相似井（如定向井、水平井等井型），形成以丛式井为基本特征的一个“井工厂”，虽然在井场地面诸多井口之间相距很近，但每口井欲钻达的地下油气藏目标则相互偏离井场较远，从而有效扩大了油气田的开发控制范围。所谓“井工厂”作业模式，就是围绕同一井场里众多相似井的建设目标任务，采用标准化的工程装备与技术服务，以流水线方式（批量）实施钻井、完井、压裂等主要工程环节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。

笔者针对丛式水平井大型化设计、定向钻井“一趟钻”高效作业、井下电加热开采及煤层气高效开发等非常规油气井工程技术问题，简要综述国内外相关研究进展，重点介绍笔者团队的相关创新研究成果，供广大同行学者和相关工程技术人员参考并指正。

1 页岩气井工厂大型化设计研究

“井工厂”作业模式有利于满足节省土地资源、降本增效和安全环保等重大需求。如何有效增加单个井场布井数量，使页岩气丛式水平井大型化，能够基于同一个钻井平台增大页岩气储层的开发控制半径，是推进我国“页岩革命”迫切需要解决的重大科技难题。

1.1 国内外研究现状

以丛式水平井为基本特征的“井工厂”作业模式应用于页岩油气开采始于21世纪初的美国[2]，随后该作业模式被广泛应用于美国与加拿大页岩油气区块[3]。2011年中国石化在大牛地气田和胜利油田页岩区块应用了“井工厂”作业模式，实施了6井式丛式水平井工程[4]；2012年，中国石油在威远—长宁区块以及苏里格气田应用了“井工厂”作业模式，开发了9井式丛式水平井工程[5]。通过“井工厂”作业模式在国内页岩气田开发中的不断试验与应用，国内学者积极探索了适合“井工厂”作业模式的布井方式[6]。

2014年油价下行后，美国石油公司通过对“井工厂”作业模式进行优化等措施[7]，有效提高了基于丛式水平井的页岩油气田综合开发效率。我国页岩储层条件不同于美国，如美国页岩储层埋深一般介于1 500～3 500 m，且储层厚度较大，而我国页岩储层埋深则大部分超过了3 500 m，储层厚度较薄，因此不宜照搬美国页岩开采的理论方法与工艺技术。2018年，笔者[8]指出大型丛式水平井工程模式及其技术支撑体系的创新突破，是推进我国“页岩革命”的关键所在，并提出了地质与工程一体化的设计控制理念，其中大位移钻井是创建大型“井工厂”的关键核心技术之一。大位移钻井受到机械、地层和水力等约束条件的影响[9]，并建立了大位移钻井延伸极限计算模型[9]。

大型“井工厂”设计建设的另一个限制因素是定向钻井绕障防碰问题。周大千等[10]对障碍物进行了分类并建立了数学模型以描述直井、定向井和矿床障碍物，在此基础上建立了斜平面试算法来设计绕障轨道；笔者团队[11]提出了页岩气侧钻井绕障设计新方法，通过矢量代数法直接对三维空间内的障碍物进行绕障设计。

笔者团队考虑了山区页岩气丛式水平井的布井模式，提出了定向钻井延伸极限模型来量化丛式水平井的大型化程度[12-13]；考虑了水平井压裂裂缝的影响，建立了适合页岩气加密调整井的防碰绕障轨道优化设计模型[14]。

1.2 丛式水平井定向钻井延伸极限设计研究

如图1所示，均匀布井模式因其能在同面积的区域内开采最大面积的储层，被广泛应用于我国山区页岩气的开采。在均匀布井模式下，水平段的长度、深度和空间朝向等参数在进行钻井设计前，已经被气藏工程优化好。制约山区页岩气丛式水平井大型化的关键参数不再是传统延伸极限模型中的水平段长度（图2-a中的p—q段长度），而是定向钻井延伸极限值（图2-b中的CL）。如图2-b所示，如果CL值越大，则丛式水平井对储层的开发控制面积就越大。

图1 山区页岩气均匀布井模型图

图2 传统延伸极限模型与定向钻井延伸极限模型的优化目标图

笔者团队建立了考虑机械约束条件的定向钻井延伸极限计算模型，其目标函数为：

式中CL表示丛式水平井定向钻井延伸极限值（图2-b），m；p表示几何约束参数，如水平井造斜点深度范围、造斜曲率半径范围等；d表示机械约束参数，如钻机能力、管柱强度等；c表示定向钻井作业工况。

1.3 丛式水平井定向钻井防碰绕障轨道设计研究

前人所建立的防碰绕障轨道设计模型，其中的障碍物模型只考虑井眼轨迹误差。然而在页岩气压裂区，设计井的压裂井段影响域要避开已钻水平井的压裂井段影响域，否则两口水平井的产能和井壁稳定性会受到影响，因此障碍物不仅要考虑实钻井眼轨迹测控误差的影响，而且还要考虑水平井压裂井段裂缝影响域的干扰作用。笔者团队建立了页岩气水平井压裂井段耦合障碍物模型[14]，它既考虑了井眼轨迹测控误差的影响，又考虑了压裂井段的压裂裂缝影响。根据所建立的耦合障碍物模型，给出了两口水平井压裂井段防干扰的几何安全校核标准：

式中dⅢ表示两口水平井压裂段轴心线之间的最短距离，m；a1和a1表示两口井水平压裂段耦合障碍物的几何特征参数，m。如果校核结果满足式（2），则两口水平井压裂段互不干扰，否则需要重新设计新井压裂段的井眼轨道。

2 “一趟钻”作业关键技术研究

以丛式水平井为基本特征的“井工厂”，是国内外非常规油气高效开发的主流工程模式[9]。要创建大型“井工厂”，就必然挑战大位移水平井工程作业极限，除了环保约束以外，关键是如何不断提高水平钻井的安全高效作业能力，即不断提高大位移水平井延伸极限的预测精度和安全控制技术水平，同时还要持续推动“一趟钻”关键技术的创新进步。所谓“一趟钻”技术，是指使用1只钻头、1套导向钻具组合及1种钻井液体系，实现一次下井就连续钻完同一尺寸井眼的全部进尺，是一种理想的安全高效破岩与导向钻井技术。以水平井为例，其水平段一般长达上千米甚至更长，用“一趟钻”打完整个水平段井眼并非易事。假设将水平井的水平段井眼长度在1 000～5 000 m范围内平均划分为9个等级，每个级差都是500 m，则其水平钻井的“一趟钻”作业能力可由低到高分成1～9级来评价。迄今，在页岩气工程中，国内规模化水平钻井的“一趟钻”作业能力已达到2级（1 500 m）左右，个别水平井超过了3级（2 000 m）；相应的国际先进水平已达到5级以上，最好纪录超过了9级（5 000 m）。为了不断提高水平钻井的“一趟钻”作业能力，有必要在高效PDC钻头、导向钻具组合、钻井液体系及钻井参数等方面加强交叉学科研究，既要打造“一趟钻”技术利器，又要针对所钻地层进行个性化工程设计。

2.1 高效PDC钻头研究与应用

高效钻头对于钻井提速提效作用不可或缺，是实现油气工程“一趟钻”关键技术之一。目前我国在高效PDC钻头关键技术，如聚晶金刚石复合片（Polycrystalline Diamond Compact，简称 PDC）、动态数值分析等方面取得了长足的技术进步，国产钻头已经能够满足常规钻井作业的基本需求。但是，在极硬、强研磨、非均质等难钻地层，国产钻头的现场表现仍与进口的国际先进产品存在较大差距，亟需在PDC钻头的超硬耐磨材料、个性化设计制造及钻井提速等方面寻求技术突破，相关研究涉及力学、材料、高压物理、机械、地质及钻井等诸多学科领域。

笔者团队通过“政、产、学”建立了高效PDC钻头研发中心，形成了PDC齿和PDC钻头的设计、加工、测试及应用一体化的基础平台条件。其中，PDC齿检测平台的软硬件与国际油服公司（如NOV、Schlumberger等技术服务公司）相一致，达到了相应的国际一流水平。通过分析评价国内外各类型PDC齿，逐步建立了PDC耐磨性、热稳定性和冲击韧性的性能数据库，为高效PDC钻头选齿决策和新齿研发提供了科学依据。研发中心还建立了单齿破岩和全尺寸钻头破岩的基础实验平台（图3），拥有多功能钻井模拟实验、钻井参数实时测量、高精密切削力测量、超高速同步摄像及三维（3D）形貌测量分析等基础实验与测试系统。该实验平台主要用于研究PDC齿及其钻头与地层的相互作用机理，进而提出高效破岩的PDC齿形和钻头设计方案。另外，研发中心还初步建立了PDC钻头设计与动态模拟分析平台，针对难钻地层提出多功能个性化钻头设计方法，再基于动态分析结果实时优化钻头布齿和水力设计，从而增强PDC钻头的适应性和耐用性。

图3 PDC齿热稳耐磨测试系统（VTL立车）照片

在钻头材料方面，笔者团队提出了超硬耐磨材料多功能结构设计新思路，从而在宏观上满足PDC钻头多重应用需求。其中，成功研制耐研磨孕镶胎体材料，延长了孕镶金刚石钻头在强研磨性地层的使用寿命[15]；找到了影响PDC胎体钻头强度的决定性因素，结合颗粒多功能结构设计，成功解决了PDC钻头刀翼的断裂问题[16]；针对PDC钻头的冲蚀问题，研究了钻头材料在钻井工况下的冲蚀磨损机理，研发了新型耐冲蚀材料，并设计建造了一套新型冲蚀实验装置[17]。在破岩机理方面，笔者团队通过单齿实验发现（图4），齿形对于PDC齿的破岩效率影响很大，材料对PDC齿的耐磨性和热稳定性影响很大[18]；装有平面圆形PDC齿的PDC钻头主要适用于软到中硬岩层，而装有异形PDC齿的PDC钻头，可应用于非均质和研磨性地层，并取得较高的钻进效率和进尺[19]。

图4 PDC齿破岩能耗分析与齿耐磨性测试图

自2020年7月以来，笔者自主研制的高效PDC钻头陆续在胜利、新疆塔河等油田进行了现场试用，已为43口井提供了个性化设计的PDC钻头，总进尺超过了80 000 m，最快机械钻速达到71.71 m/h。其中，在胜利油田罗176-斜3井沙四段硬塑性泥岩地层，平均提速达到84%；在塔河油田TK280井，进尺4 277 m，机械钻速26.48 m/h，与邻井同开次相比，平均提速达到86%；在塔河油田TK352井，进尺3 172 m，机械钻速55.49 m/h，与邻井同开次相比，平均提速达到159%。

2.2 导向钻具组合技术研究

如何控制钻头定向钻进，按预定轨道或地质导向钻达目标，直接关系到定向钻井的质量[20-21]。相应的技术被称为“井眼轨迹控制技术”，未来的发展目标是井下智能钻井系统，涉及力学、地质、机电、测量、控制、通讯、人工智能及油气工程等诸多学科领域。导向钻具组合就是井眼轨迹控制的硬核技术，主要由导向工具、随钻测量仪器及控制系统组成，相应的技术装备已达到较高的水平。现场使用的导向工具主要是井下导向马达或旋转导向工具，随钻测量仪器已普遍具备井斜、方位、导向工具面角及相关地质和力学参数的实时测量功能，而控制系统方面的先进性则参差不齐，其中领先者已具备“机、电、液”一体化控制功能。我国在导向钻具组合方面也取得了很大的技术进步，但一直是以跟踪为主，与国际领先水平仍存在较大差距，特别是最先进的旋转导向工具及其全球市场，几乎都被美国的相关技术公司所垄断，需要进一步加大相关理论创新与技术自主研发的力度[21]。

磁导向钻井技术，是导向钻井成套技术的重要组成部分，是复杂结构井与丛式井邻井距离测控或精准中靶随钻测控的关键核心技术，在U形水平井对接、双水平井平行间距与方位随钻测控、救援井连通及丛式井随钻防碰等导向钻井中具有不可或缺的重要作用，需要通过交叉学科研究实现技术突破。磁导向钻井的技术关键包括井下磁信标、微弱磁场高精度探测仪、测控算法与软件系统等软硬件技术，笔者团队15年前启动相关研究，已取得具有自主知识产权的丰硕研究成果[9,22]，并在复杂结构井工程中获得现场验证与良好应用实效，如笔者牵头项目“复杂结构井邻井距离随钻探测与控制技术研究及应用”获2014年度中国石油和化学工业技术发明一等奖。

2.3 基于机械比能理论的钻井参数优化研究

基于室内大量的钻头破岩实验，Teale[23]于1965年率先提出了机械比能理论，并建立了机械比能原始模型。机械比能为破碎单位体积岩石所消耗的机械能量，它克服了地层的差异性，可以较好地表征钻头的破岩性能，并可以用来随钻评价钻井效率。基于机械比能理论的随钻优化控制技术可望大幅度提高机械钻速并减少不必要的起下钻，为“一趟钻”高效钻井作业提供必要的技术支持。然而，机械比能原始模型是基于地面的室内实验结果得出来的，在缺乏近钻头钻压及扭矩的真实测量数据时，利用此模型得出的机械比能值与实际情况往往存在较大误差，特别是在水平井和大位移井钻井工程中，地面输入的机械能量一般存在较多的损耗，导致原始模型计算所得到的机械比能数据通常不可用。鉴于此，笔者团队考虑定向钻井中机械破岩能量的损耗，建立了一套比较适用于定向钻井机械比能的计算模型，并提出了一种定向钻井钻头工作状态判别与钻井参数随钻优化方法[24]。在此基础上，又建立了定向钻井螺杆钻具复合钻进的机械比能计算模型，提出了相应的钻井参数随钻优化方法[25]，并在实际钻井工程中获得了现场验证与良好应用实效[9]。

实际上，由于在复杂结构井与丛式井工程中涉及诸多复杂影响因素，目前还无法完全做到对钻头机械比能进行精确计算，因而难以对钻井参数实现随钻定量优化与智能控制。展望未来，伴随井下随钻精确测量技术与深地测量信息传输技术的创新发展，可望推动基于机械比能理论的钻井参数随钻优化控制技术向着更贴近井底实际工况、优化计算和控制精度更高的方向发展。此外，将机器学习算法与机械比能理论融合进行智能建模，研发与人工智能融合的丛式井随钻优化与控制系统，可望实现钻头工作状态随钻识别、钻头磨损状态随钻监测、钻井参数随钻寻优、井下钻井复杂事故随钻诊断与控制等智能控制目标，从而可大幅提高定向钻井的作业时效。

2.4 钻井液技术研究

钻井液被俗称为钻井的“血液”，主要分为水基钻井液、油基钻井液两大类，均在实际工程中被广泛应用。根据所钻地层的理化特性、井壁岩石的稳定性、井下温度和压力分布等，科学调制一种先进适用的钻井液体系，是保证“一趟钻”安全环保作业的关键。国内外在页岩气水平井工程中，为了有效保持井壁稳定、减少工程作业阻力等目的，主要采用油基钻井液体系进行洗井，但同时也油污了钻屑，为此要付出较大的环保处理代价。若使用水基钻井液体系，虽然避免了油污问题，但其性能又难以保持井壁稳定和减少阻力的基本要求，甚至导致工程报废的严重安全事故。因此，油气行业希望在高性能水基钻井液体系方面能够逐步实现技术突破，要求使其接近甚至超过油基钻井液体系的优良性能。国内在高性能水基钻井液体系研究方面取得了重要进展，例如：笔者参与完成的项目“复杂结构井特种钻井液及工业化应用”获2016年度国家技术发明奖二等奖。然而，要想在页岩油气工程中大规模替代油基钻井液体系，仍需要深入开展相关交叉学科研究。

3 井下电加热开采技术研究

重油、油砂、页岩油、油页岩等非常规石油资源十分丰富，亟待高效绿色开发。研发并应用井下电加热系统与开采技术，同时借助于风电、光伏发电等可再生能源电力，可望高效绿色开发这些资源。目前，非常规石油主要通过热力开采[26-28]，如蒸汽驱、蒸汽吞吐等，但在开采过程中仍存在低效、高成本等问题，以及深层、薄层和裂缝性储层等石油资源的难开采问题[29-31]，并且由此引发的大量温室气体排放污染也不符合低碳、绿色开发的环保要求。近年来，笔者团队关注并研究井下电加热系统与开采技术问题，本文特对相关研究进展进行简要的介绍。

3.1 国内外研究现状

井下电加热开采技术是一种原位转化开采方法，最早是由国外学者提出[32-33]，目前以壳牌的ICP（In-situ Conversion Process）技术最为成熟[34-35]，主要通过井下电加热高效开采非常规石油资源。重油、油砂可通过增温降粘作用实现原位流化开采；固态天然气水合物在电加热作用下可分解为易于开采的天然气和液态水。中低成熟度的页岩油通过电加热原位转化可产出轻质油和天然气，并把废气废渣留在地下，达到绿色开采的理想目标，这种热采方法被称为井下电加热原位转化技术[36]，其工艺特点是完全将地面的矿物加工设备转移到地下，建立“地下炼厂”进行炼油与开采。根据不同加热机理，井下电加热技术可分为传导加热和辐射加热两大类[37]。目前，该技术在国内尚处于初步探索阶段。

传导加热包括电阻加热、电加热器加热和感应加热等不同形式，其中：电阻加热技术将储层作为电阻，流经其内的电流转化为焦耳热；电加热器加热是加热器内电阻元件发热，再通过热传导作用对周围储层加热，其技术难点在于研发具有小尺寸外形且满足大功率输出的电加热器难度较大；感应加热技术是将感应加热装置放入井眼内，产生的交变磁场在金属套管内形成涡电流，最终产生的热能从套管传递至周围的储层[38]，但该技术现场实施难度较大，套管的电绝缘性、耐温性及由套管高温造成的井筒稳定性等技术难题难以解决。

辐射加热是一种非接触加热，具有体积加热的特性，主要包括微波加热和射频加热。其中，微波频率较高，加热距离较短；射频加热采用天线等部件向储层内发射射频电磁波，其在目标储层内传播时会产生电磁损耗，最终电磁能在储层内转化为热能。射频加热技术的频谱范围较宽，从3 kHz到300 GHz[39]，可灵活调节加热频率以满足不同性质储层的加热要求。

3.2 井下射频加热技术概念设计及模拟实验研究

通过对不同井下电加热技术进行对比，笔者团队对优势较为明显的射频加热技术进行了概念设计和模拟实验研究。井下射频加热技术的工艺流程包括：①井下射频加热器置于目标层位的井眼内；②电缆将地面电能传输至井下射频加热器；③射频加热器向周围储层辐射电磁波，电磁能转化为储层内热能；④原油流入井眼被采出。

在射频加热工艺实施前，需要在地面安装电缆、电柜等与供电相关的配套设备，部分风电、光伏发电可并入局域电网，为井下加热器供电。该技术占地面积小，适合陆地、偏远山区和海上等不同地区的石油资源高效开发，也为风能、太阳能等清洁能源的就地消纳提供了一条可能的途径。

在井下射频加热特性数值模拟研究的基础上[40-45]，笔者团队研发了一套井下射频加热模拟实验系统，主要包括波源、传输装置、腔体和数据采集装置（图5）。这套模拟实验系统不仅属国内首创，而且所具有的20 kW输出功率已接近国外现场实际测试时的功率值。利用这套模拟实验系统，可以评估射频加热性能，验证射频加热设备的可行性，分析影响射频加热效果的诸多因素，也可以为非常规石油原位转化技术研究提供一个基础实验平台。

图5 井下射频加热模拟实验系统图

目前对油砂进行了射频加热模拟实验（915 MHz），得到的模拟实验结果包括：①石英砂内水组分可影响油砂温度分布；②水吸收电磁波的能力大于油砂，油砂吸收电磁波的能力大于石英砂；③2小时内油砂样品温度升高100 ℃；④油砂样品的升温速率和最高温度随着加热功率的增大而提高；⑤油砂内水含量可影响油砂温度分布，当持续加热导致水分变为水蒸气时，水对油砂温度分布的影响将会逐渐减弱。

4 煤层气田高效钻采技术研究

煤层气，又称煤矿瓦斯，是赋存于煤层中的非常规天然气。我国煤层气资源量大，与常规天然气相当，其高效开发对于提高我国天然气自供能力、降低煤矿瓦斯灾害及保护大气环境等都具有重要意义。然而，我国煤层地质构造复杂，构造煤、低渗低压、大倾角等复杂煤储层广泛分布，导致煤层气开发技术难度大、有气难采出、单井产量低等问题。笔者团队参与了相关校企合作项目，通过项目实施攻克了选区评价、复杂结构井钻井与完井及增产改造等关键技术难题，取得了创新成果，实现了复杂储层煤层气田的高效开发目标，其代表性成果“复杂地质条件储层煤层气高效开发关键技术及其应用”获2020年度国家科技进步奖二等奖，其主要创新点如下。

4.1 建立了复杂地质条件下煤储层的综合选区与分类评价方法[46]

揭示了构造煤时空分布规律及其构造控制机理，实现了构造煤分布的分区预测评价；发明了煤层气井套管试井技术，保证了复杂地质条件下煤储层压力、渗透率等关键参数测试结果的可靠性，建立了煤层气高效开发综合选区与分类评价方法，并在煤层气开发中获得良好应用效果。

4.2 发明了复杂结构井导向钻井随钻测控技术[9,22]

主要发明了新型近钻头磁短节工具、旋转磁场高精度探测仪、随钻测控算法等关键技术，创建了“U”形水平井、双水平井等复杂结构井随钻测控成套软硬件技术，解决了复杂结构井邻井距离和方位的精确探测与导向钻井控制难题，为煤层气田复杂结构井高效开发工程提供了核心技术支撑。

4.3 发明了双管柱筛管完井与洗井增产一体化技术[47-48]

为解决构造煤发育区水平井易塌易堵、储层易伤害及单井产量低等技术难题，提出了水平井筛管孔缝组合结构及其几何尺寸的设计方法，发明了筛管内置高压水力冲洗管的双管柱系统，形成了水平井筛管完井与洗井增产一体化技术，使沁水盆地15#煤平均日产气量提高了10倍以上，为煤层气高效开发开辟了新的技术途径。

4.4 研发了低渗低压和大倾角储层气储层的增产改造成套技术[49]

发明了适用于低压储层保护和增能的前置氮气与活性水复合压裂液，研发了低渗煤层水平井密集压裂强化增渗技术及大倾角厚煤层直井垂向多段压裂技术，并在新疆和山西相关煤矿区得以成功应用，从而大幅度提高了这类难开采煤层气田的单井产量。

历经多年研究与实践，我国煤层气高效开发理论与工程技术取得了重大进展，为进一步推进我国煤层气大规模开发利用奠定了良好基础。同时也应该注意到，我国埋深超过800 m的深层煤炭和煤层气资源丰富，如何实现高效绿色开发利用，仍面临着巨大挑战。显然，传统的井下采煤模式及其技术装备体系将难以奏效，有必要积极探索深层煤炭与煤层气一体化地面开发模式及其工程技术装备支撑体系，可望先期对煤层气进行地面开采，然后对煤炭进行地下原位气化开采，力求形成绿色开发与安全高效作业综合协调的工程优化方案，同时应不断创新研究与设计建设一体化地面开发“井工厂”及其配套设施，助力我国煤层气、氢气等气态能源的高质量发展。

5 结束语

1）定向钻井延伸极限模型可以更有针对性地量化丛式水平井的大型化程度，但迄今相关研究成果还比较少，本文只是从井眼轨道优化设计、井下管柱约束等角度对定向钻井延伸极限计算模型进行了探讨，今后还有必要探讨该模型与其他定向钻井约束条件的关系。

2）定向钻井“一趟钻”技术与大位移水平井工程，是创建大型“井工厂”的硬核技术与关键工程环节，通过交叉学科研究不断突破技术瓶颈与工程作业极限，对于推进我国“页岩革命”至关重要，有必要进一步加大相关支持力度。高效PDC钻头、导向钻具组合、钻井液体系及钻井参数等技术内容，是制约定向钻井“一趟钻”技术水平的关键可控因素，需要不断开展创新研究与试验，既要打造“一趟钻”关键技术利器，又要针对所钻地层进行个性化工程设计。

3）井下电加热系统与原位转化开采技术，可望是成为未来非常规油田高效开发的主要技术手段之一，但该技术在我国仍处于探索阶段，需要加强相关交叉学科研究与国际合作，力求早日实现突破。在前期研究工作的基础上，今后应自主研发井下射频加热技术装备，积极推动该技术在我国的进一步发展与产业化。

4）基于水平井或复杂结构井工程，也可以对煤层气进行安全高效开发，相关研究与实践不断取得新进展。今后应该特别关注深层煤炭与煤层气资源的绿色开发利用与安全高效作业，有必要积极探索深层煤炭（地下原位气化）与煤层气一体化地面开发模式及其工程技术装备支撑体系。