在页岩油气资源开发进程中，水平井多级压裂技术已成为主流开采方式，而连续油管作业技术作为压裂后井筒清理、修井等关键环节的核心支撑，却长期面临钻磨桥塞卡钻、冲砂排量不足、小管柱作业空间受限等行业难题。本文针对页岩油气井连续油管作业中的三大核心场景 —— 高效钻磨桥塞、过桥塞与滑套冲砂、小管柱钻磨修井，系统分析技术痛点，提出创新解决方案，并结合现场应用案例验证技术成效，同时对未来技术发展方向进行展望，为页岩油气高效开发提供技术参考。
 
水平井连续油管高效钻磨桥塞技术
 
页岩油气井多采用桥塞封堵实现多级压裂，压裂后需通过连续油管钻磨清理桥塞。然而，钻磨过程中金属碎片卡钻、连续油管螺旋自锁、碎片堆积顶钻等问题频发，严重影响作业效率与施工安全。卡钻风险高，桥塞残留的卡瓦碎片、钨钢块等金属材料，易导致磨鞋与井壁卡死，引发卡钻事故，不仅延误工期，还可能造成管柱损坏。
 
螺旋自锁难题，长水平段尤其是井筒轨迹大于 90 度的上坡井段，连续油管沿程摩阻大，下行阻力显著增加，钻磨时易形成螺旋自锁，限制管柱下入深度，无法完成全井段桥塞清理。
碎片清理困难：钻磨产生的金属碎片密度大，常规循环方式难以将其带出井筒，碎片易堆积在下部桥塞上部，导致 “有钻压无进尺” 的顶钻干磨现象，大幅降低钻磨效率。
 
针对上述问题，通过工具升级、工艺优化与流体体系创新，形成全方位技术方案：增强螺杆钻动力与清洗能力，将螺杆钻定子、转子等级数从 3.5 级提升至 5 级，扭矩从 560Nm 增至 1046Nm；同时在转子芯轴加工 9mm 水眼，排量从 350L/min 提升至 550L/min，既增强钻磨动力，又提高井筒清洗效率，减少卡钻风险。
 
设计专用磨铣工具，研发五翼凹面磨鞋，外径控制在井筒尺寸的 95％~98％，通过 “罩住磨铣” 的方式使金属颗粒更细小，进一步降低卡钻概率；配套双向防卡磨鞋，提升工具适应性。
引入水力振荡器破阻：以循环水为动力，水力振荡器可产生轴、径向震动，将油管与井筒间的静摩擦力转化为动摩擦，有效破解连续油管尾部螺旋自锁问题，增加管柱下入深度。
 
高效碎片打捞体系，创新设计具有负压功能的文丘里 + 强磁打捞筒、文丘里套铣打捞筒，对井下较大金属固相颗粒进行靶向打捞；同时采用 “保持循环起管柱” 工艺，距井口 50m 时停泵，并向油套环空注入水合物抑制剂，井口通过保温材料包裹、电热带加热、锅炉升温等措施防结冰，确保作业安全。
 
现场应用成效显著。在北 217-4HF 井投用。该井油层套管外径 139.7mm、壁厚 10.54mm、内径 118.62mm（钢级 P110），井下含 28 个可溶桥塞（外径 103.2mm、内径 38mm、长度 415mm，承压 70MPa、耐温 150℃）。采用上述技术一次性钻磨 28 个桥塞，钻塞后日产气达 14~15 万方，实现高效投产。
 
在苏 4-11HF 井应用。3 天内完成 17 个桥塞钻磨施工，单井日产气 7~8 万方。与进口工具相比，本技术工具成本仅为前者的 1/5，显著降低作业成本，同时提升施工效率与安全性。近年来累计施工 18 井次，平均钻速达 30~149min / 个，技术稳定性与适应性得到充分验证，为页岩气井桥塞清理提供成熟解决方案。
 
连续油管水平井过桥塞、滑套冲砂技术
 
水平井压裂后，过桥塞、滑套冲砂是恢复井筒通畅的关键步骤。但连续油管通径小、滑套结构特殊等因素，导致冲砂排量不足、砂卡风险高、可溶球砂埋等问题突出，制约气井产能释放。
 
主要技术挑战包括冲砂排量不足、滑套与可溶球难题、喷嘴易砂堵。冲砂排量不足：水平井冲砂需求排量是直井的数倍，而连续油管通径有限，常规工具无法满足大排量冲砂要求，易造成砂粒沉积，增加管柱砂卡风险。滑套与可溶球难题：部分气井采用 “压裂管柱 + 喷射工具” 工艺，投球打开滑套后喷砂射孔，喷嘴易砂堵；且滑套通径小，冲砂时易截流沉砂；同时可溶球易被砂埋无法溶解，导致后续压裂作业无法推进。
 
应对上述问题进行关键技术创新。安全型冲砂开滑套工具：研发小直径冲砂开滑套工具，具备金属密封功能，若工具卡钻可投球脱手；若脱手失败，可溶球溶解后仍能保证油套正常连通压井，实现 “双重安全保障”。自动过桥塞工具体系：针对桥塞复杂结构，设计防卡球型喷嘴、防酸单流阀 + 倒角连接器等工具，实现自动过桥塞，避免冲砂过程中卡钻；同时配套小直径连接器安全阀，适应小通径滑套作业。可溶球溶解解决方案：研发铁离子盐酸溶液（15% HCl+2% 缓蚀剂 + 1.5% 铁离子稳定剂）作为溶球保护液，结合连续油管正挤酸溶球技术，有效解决可溶球砂埋不溶解难题，保护连续油管免受腐蚀。低摩阻循环液体系：配制 0.25% 胍胶 + 1% KCL+2‰复合醇醚 + 0.07% 减阻剂循环液，将泵压从 50MPa 降至 25MPa 以下，排量提升至 350~400L/min，满足水平井大排量冲砂需求，降低作业压力。
 
在北 213-8HF 井应用：该井 4527m 处喷砂射孔压裂后，正循环超压 92MPa 停泵，油套不通且管柱内外砂堵，无法开展二级滑套压裂。采用球型喷嘴 + 小直径连接器安全阀，成功通过内径 39.75mm 的二级滑套，冲砂后打压顶开 4480m 处内径 36.5mm 的一级滑套，保障压裂顺利完成，投产后日产气 7~8 万方。在松深 1 井应用：作为长岭断陷重点气井，3 级喷砂射孔压裂后砂堵严重。通过连续油管过 5 个封隔器中心管、3 个小直径滑套冲砂，并实施气举诱喷至 4295.7m 井底隔离阀，有效恢复气井产能。在金 1-4HF 井应用：为梨南气田评价井，14 段压裂后需过 2300mm（内径 50.3mm）小油管及 5 个大通径可溶球桥塞。先配制 200m³ 低摩阻循环液，用 1.5 寸连续油管 + 安全阀 + 球形喷嘴冲砂；再用 16m³ 溶球保护液正挤憋压，成功溶解 5 个桥塞，恢复日产气 5 万方。
 
连续油管小管柱钻磨修井技术
 
气井常采用 2-3/8″小油管或速度管柱生产，利用小通径提升气体流速、排出井下积液，减少地层水淹。但小管柱结蜡、结垢后疏通难度大，带压起管存在高压风险，连续油管作业空间仅 2~3mm，常规工具与工艺难以适用。排量不足：连续油管配套的 1-11/16″、2-1/8″小螺杆钻，最大排量分别仅 120L/min、180L/min，远低于修井钻磨所需的 350~400L/min，无法有效冲洗岩屑，影响钻磨效率。钻压难控制：2-1/8″进口小螺杆钻最大扭矩仅 347N・m，钻压超过 150KG 易憋钻，钻压不足则磨铣无进尺，难以平衡钻磨效率与工具安全。工具适应性差：2-3/8″、2-7/8″油管内作业空间仅 2~3mm，常规磨铣、打捞工具无法下入；且气密封油管（如 S13Cr 材质）具有粘、黏、硬、韧特性，普通磨铣工具磨损快，难以实现有效钻磨。
 
技术创新突破包括：空心小螺杆钻升级，在 1-11/16″、2-1/8″螺杆钻转子芯轴加工通孔，搭配 3.5mm、4.5mm 水嘴调节排量，使两种螺杆钻排量均提升至 300~350L/min，满足钻磨冲洗需求，解决排量不足问题；自动加钻压装置，利用螺杆钻工作时转子两端 3.5MPa 的压力差，结合工具不平衡面积，研发自动送钻装置，通过泵压排量精准控制钻压在 100~150N・m 范围，公式为F = P×S/10KN（F 为钻压，P 为转子上下端压力差，S 为工具不平衡面积），实现钻压自适应调节，避免憋钻或无进尺；专用磨铣工具体系，针对不同材质与工况，设计 43~56mm 小直径磨铣工具，采用 YG7、YG8 硬质合金及 PDC 材料；针对 S13Cr 气密封油管，创新碳化硼 + PDC 复合材质磨铣工具，提升耐磨性与钻磨效率；低摩阻循环液优化，配制 0.3% 胍胶 + 1.5% 白油 + 1.25% 乳化剂循环液，降低管柱摩阻，为工具下入与岩屑携带提供保障。
 
2020-2021 年，该技术累计完成 18 井次小管柱钻磨修井作业，显著提升气井产能，获得甲方高度认可，为小油管气井修井提供了成熟技术范式。
 
连续油管作业技术未来展望
 
随着页岩油气开发向低压、深层、极寒等复杂工况延伸，连续油管作业技术需进一步创新突破，未来将重点聚焦以下方向：
 
低压漏失气井冲砂技术。松南气田登娄库组气井压力系数仅 0.35，属于典型低压漏失井，常规冲砂液易漏失，无法形成有效循环。后续将研发连续油管低密度泡沫冲砂、同心连续油管负压冲砂工艺，通过泡沫流体降低漏失量、负压增强携砂能力，解决低压井冲砂难题。
 
产气剖面测试技术。为精准评价气井产能、确定合理工作制度、指导配产与储层改造，需开展连续油管内穿光纤测产气剖面技术研究。利用光纤实时监测井下压力、温度、流量分布，为地层压降分析、储层物性评价与开发方案优化提供精细化数据支撑。
 
套管径向钻井技术。围绕增注增产、压裂导向、老井挖潜、小直径生产管柱解堵等需求，开发连续油管套管径向钻井技术。通过在套管上钻出径向分支井眼，扩大储层接触面积，提升老井采收率，同时为压裂提供精准导向，优化裂缝发育形态。
 
极寒地区冬季保温技术。大庆、吉林等地区冬季气温低至 - 30℃~-40℃，连续油管设备易冻堵，无法正常施工。未来将研发冬季保温配套技术，包括设备加热系统、管柱保温装置、循环液防冻体系等，预计可延长施工周期 2.3~3 个月，减少气井躺井时间，提升开发效益。