中国石油陆相页岩油水平段长度1500~2500 m，最长突破5000m（华H90-3井，5060m），1500m长度水平段“一趟钻”比例50%以上，部分井“一趟钻”进尺可达3000m。如表1所示，陇东页岩油、古龙页岩油水平井在水平段长度、机械钻速等方面比肩北美；吉木萨尔页岩油水平井受限于复杂地质条件、钻井提速技术不配套等多因素制约，总体钻井指标与北美尚有差距。

        国内陆相页岩油钻井指标为各区块最优年份：陇东页岩油为2021年，吉木萨尔页岩油为2023年，古龙页岩油为2022年。钻井周期为第一次开钻始至完钻（全井钻进阶段结束）止的时间总和。

2.1.2 典型区块对标

        如表2所示，陇东页岩油与北美Permian页岩油埋深、温压等特征相似，钻井周期基本相当，但Permian页岩油水平段长大于3000 m的井已超过50%，陇东页岩油平均水平段长差距达1 000 m；陇东页岩油“一趟钻”能力和机械钻速仅为Permian页岩油的50%。目前陇东页岩油向低成本、高效井工厂开发模式发展，“一趟钻”比例和机械钻速仍有提升潜力。

2.2 钻井关键技术对标

2.2.1 布井方式与井身结构

        国内页岩油单层系平台布井以4~6口井、双层系平台布井以8~10口井为主，最多31口；水平段长以1500~2500 m为主；井身结构整体以三开转为二开井身结构为主。国外页岩油以小井距4至5层立体开发，单平台16口井成为常态，最多达到5层/64口井；井身结构为二开或三开井身结构；水平段长度大于3000 m的超长水平段水平井已经成为北美页岩油开发的主流开发模式。近年来，为进一步降低开发成本、提高单井产量，北美页岩油创新形成了“U型”和“W型”水平段井，见图5。2020年，第一口“U型”水 平段井由Chesapeake Energy公司于Eagle Ford区块实施，使用螺杆、随钻扩眼工具和水力振荡器完成。

        国内页岩油开发均以平台布井为主，布井方式、井身结构与国外基本相当，受地质条件等多因素影响，平台规模、水平段长度、复杂水平段轨迹设计等与北美尚有差距。

2.2.2 地质工程一体化及导向技术

        按照地质工程一体化思路在井位部署、钻井设计、地质导向、地质力学建模等方面开展了广泛应用，取得初步成效。尚未开发形成多学科协同研究和工作的一体化软件平台。物探、钻井、完井、测井、录井等各专业地质工程一体化协同机制需要进一步健全。国内外对标情况如表3所示。

        旋转地质导向方面，国内相关产品多为初级产品或样机，仅少数具备推广应用能力。尚未具备高精度地质参数集成测量、钻头前探远探、高速遥传、智能决策等前沿核心技术，相比国际领先的第三代智能旋转地质导向系统仍存在较大差距。

2.2.3 钻井提速配套技术

        钻头耐磨性、抗冲击性、导向控制能力与国外存在差距，水平段单趟进尺和寿命有待进一步提升，不能完全满足超长水平段“一趟钻”钻进需求。大扭矩长寿命螺杆钻具在加工工艺和橡胶技术方面存在差距，输出扭矩低、使用寿命短。国内近年主要页岩油区块升级地面装备，采用“高钻压、高转速、高泵压、大排量、大扭矩”的“三高两大”钻井参数，提速效果显著，但应用比例小、坚持不够。同国外钻井参数相比，整体上钻压、转速、排量偏低，制约了机械钻速的提高，特别是水平段机械钻速差距较大。智能钻完井技术方面，通过搭建钻完井远程支持中心，研发了钻井设计与协同提速专业软件，形成了“专业软件建模+专家远程支持”的科学钻井模式。但智能钻完井技术尚处于单项技术开发攻关前期，装备、工具智能化程度与国外还有一定差距。对标情况见表4。