四川盆地川南页岩气资源丰富，南溪−泸州−永川−江津一带和威远−自贡一带是页岩气最有利的勘探开发区带，2019年3月泸203井测试获得日产天然气量137.9×10⁴ m³，泸州区块页岩气进入了大规模勘探开发阶段。泸州区块深层页岩气勘探开发初期，主要借鉴了威远、长宁和涪陵等中深层页岩气区块^[1-3]和国内外其他中浅层页岩油气区块^[4-8]的钻井完井技术。对于长宁页岩气工区，王建龙等人^[9]通过优化井眼轨道降低钻井施工难度和风险，应用旋转导向技术提高造斜段和水平段钻井作业效率；李传武等人^[10-11]采用固化堵漏技术解决裂缝性漏失地层堵漏次数多的难题，利用简易控压钻井技术节省排后效时间，均取得了较好的提速效果。然而，泸州区块的地质工程条件更加复杂^[12-13]，纵向上压力系统多，井控安全风险高，目的层龙马溪组页岩埋藏更深（3 800～4 500 m）、温度更高（140～167 ℃），钻井过程中面临部分断裂破碎带地层漏失严重、同一裸眼段溢漏同存、部分难钻地层机械钻速低、兼顾防碰绕障和井下复杂处理条件下井眼轨道设计难度大、高温导致旋转导向仪器故障率高、长水平段在高密度钻井液条件下快速钻进困难等技术难点。为此，在分析钻遇地层特征和钻井技术难点的基础上，进行了井身结构和井眼轨道优化、高效钻头优选、堵漏技术措施优化、油基钻井液地面降温、欠平衡钻井技术的研究，形成了泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术，有力支撑了该区块深层页岩气安全钻井和钻井提速提效。

1.   钻井技术难点

泸州区块目的层龙马溪组页岩埋深3 800～4 500 m，气层中部压力系数为2.0左右，页岩储层的基质渗透率很低，岩性致密，孔隙度为3.8%～6.3%，储集类型主要为有机孔、无机孔、裂缝和微裂缝。泸州区块自上而下钻遇侏罗系沙溪庙组、凉高山组、自流井组，三叠系须家河组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组，志留系韩家店组、石牛栏组、龙马溪组。泸州区块纵向上含气层多，嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组、栖霞组、石牛栏组和龙马溪组均属于含气层，地层压力系数为1.80～2.00，井控安全风险高；部分区域栖霞组地层缝洞发育，容易发生恶性漏失，堵漏难度大；石牛栏组和龙马溪组含粉砂岩，研磨性强。该区块深层页岩气水平井钻井主要存在以下5方面的技术难点：

1）二叠系地层缝洞发育，井漏频发。泸州区块完成井井漏数据统计分析表明，纵向上须家河组—栖霞组多层位井漏频发，其中二叠系茅口组、栖霞组井漏发生次数分别占27%和32%，平均堵漏作业耗时4.01和4.87 d，是井漏高风险层位。部分区域栖霞组处于应力集中面，褶皱强烈，断层发育，多口井在栖霞组发生失返性井漏，堵漏难度大。例如，阳101H29-X井钻至井深2 838 m（栖霞组）时发生失返性漏失，共进行了4次复合堵漏浆、9次固结堵漏浆和3次水泥浆堵漏作业，耗时37.3 d堵漏成功，严重影响了钻井提速提效。

2）同一裸眼段“溢漏同存”，井控风险高。三开同一裸眼段含气层多，同时井漏频发，前期多口井在茅口组、栖霞组井漏后发生“漏转溢”井下复杂情况，处理难度大，需多次反推压井和堵漏浆堵漏，平均处理周期长达10 d，单次损失钻井液达几百立方米。例如，泸203H3-X井钻至井深2 767.25 m（栖霞组）时发生失返性井漏，起钻至井深2 333.00 m时出现溢流，关井套压8.55 MPa，先后进行2次反推堵漏浆堵漏、压井，2次桥浆和1次水泥浆堵漏，处理周期10.2 d，消耗钻井液1 695.6 m³。

3）石牛栏组—龙马溪组机械钻速低。泸州区块石牛栏组—龙马溪组以泥岩、石灰岩和页岩为主，含粉砂岩，地层研磨性强，前期评价井由于实钻资料少，对地层认识不足，试验了多种型号钻头，机械钻速均达不到要求。例如，泸203井石牛栏组和龙马溪组地层平均机械钻速分别仅为2.10和1.75 m/h。

4）高密度钻井液条件下长水平段钻进困难。泸州区块页岩气水平井水平段长1 500～2 500 m，水平段油基钻井液密度高（2.00～2.30 kg/L），循环泵压高，如泸203H153-X井完钻井深7 055 m，最高循环泵压42 MPa。长水平段快速钻进期间岩屑容易形成岩屑床，岩屑床会导致钻具摩阻和转动扭矩增大，不仅影响机械钻速，而且极易引发卡钻等井下故障。例如，阳101H2-X井因井底温度高导致旋转导向仪器电路损坏，改用1.50°弯螺杆钻进，钻进期间扭矩波动大（13～25 kN·m），最后81 m井段平均机械钻速仅为1.62 m/h。

5）龙马溪组储层温度高，旋转导向仪器易失效。泸州区块龙马溪组页岩储层相比长宁、威远区块埋藏更深，垂深达3 800～4 500 m，储层温度普遍在150 ℃左右，最高达到167 ℃。旋转导向仪器长时间处在高温环境下，易发生探管损伤、脉冲器工作异常等问题；温度高于135 ℃后，不同型号旋转导向仪器的失效率在7%～36%，导致频繁起下钻更换旋转导向仪器。

2.   钻井提速关键技术

针对泸州区块深层页岩气水平井的钻井技术难点，从提高机械钻速、提升钻井效率和降低井下故障复杂时效方面入手，研究形成了井身结构和井眼轨道优化技术、高效钻头优选技术、堵漏措施优化技术、水平段清砂防卡技术、油基钻井液地面降温技术和欠平衡钻井提速技术。

2.1   井身结构优化技术

泸州区块页岩气水平井采用常规四开井身结构。一开导管封固地表疏松漏层及垮塌层，安装简易井口装置，因二开可能钻遇浅层气，将导管下深由50 m加深至150 m，以提高处理井控风险的能力。二开表层套管封固沙溪庙组、自流井组垮塌层、漏层和浅气层，前期套管下至须家河组顶，后期加深下至须家河组中部（须四段顶），须家河组以致密砂岩为主，漏失、破裂压力较高，下至须家河组中部可以提高表层套管关井能力。三开技术套管前期下至韩家店组顶，封固上部漏失层及含气层；然而，实钻发现泸203井区三开同一裸眼段溢漏同存，多口井栖霞组发生失返性漏失，导致“漏转溢”井下复杂情况，处理难度大、周期长，既影响钻井周期，又损失大量钻井液。因此，后期将三开技术套管下至栖霞组顶部，提前封隔上部高压气层。各开次中完井深、层位优化前后对比见表1。

表  1  泸州区块深层页岩气水平井各开次中完井深、层位优化前后对比

Table  1.  Comparisons of completion depth and layer before and after optimization of different sections in deep shale gas horizontal wells in Luzhou Block

开次	井眼尺寸/ mm	套管尺寸/ mm	调整 情况	中完井深/ m	中完层位
一开	660.4	508.0	优化前	50	沙溪庙组
			优化后	150	沙溪庙组
二开	444.5	339.7	优化前	1 100	须家河组顶
			优化后	1 200	须家河组中部
三开	311.1	250.8	优化前	2 900	韩家店组顶
			优化后	2 800	栖霞组顶

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2.2   井眼轨道优化技术

泸州区块页岩气水平井采用丛式布井方式，井口间距5 m，排间距35 m，单个平台布置4～8口井，防碰要求较高^[14]。结合前期实钻情况，为提高钻井效率，进行了井眼轨道优化设计：上部井段提前进行预增斜以防碰，沿井眼碰撞风险小的方位定向，增大与邻井的距离，降低井眼碰撞风险；须家河组、韩家店组、石牛栏组等难钻地层及套管鞋位置设计为直井段或稳斜段，避免定向施工降低机械钻速；易漏地层（茅口组、栖霞组）设计为直井段或稳斜段，不使用螺杆钻具和旋转导向仪器进行钻进，方便处理井漏等井下复杂；下部井段稳斜钻进至龙马溪组顶部造斜点，造斜点后采用旋转导向钻进，提高造斜段钻进效率与井眼清洁效果，缩短定向作业时间。基于以上方法，对泸203井区某平台井进行了井眼轨道优化，结果如图1所示。优化后，造斜点以上井段最大井斜角由22.0°降低至10.0°，定向段长由220 m缩短至120 m，定向层位由须家河组提前至沙溪庙组，绕障段最大全角变化率由2.5°/30m降低至1.5°/30m，通过计算机模拟，钻进期间扭矩由8～12 kN·m降至6～10 kN·m，有效降低了钻井施工难度。

图  1  泸203井区某平台井井眼轨道优化前后对比

Figure  1.  Comparison of wellbore trajectory before and after optimization of a platform well in Well Block Lu 203

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2.3   钻井提速提效技术

2.3.1   钻头优选

泸州区块页岩气水平井石牛栏组—龙马溪组地层进尺2 800 m左右，是钻井提速的关键井段。为进一步提高机械钻速，在泸203H3-X井试验了新研发的ϕ215.9 mm浅内锥角、窄高五刀翼、ϕ16.0 mm非平面齿+ϕ13.0 mm平面齿钢体PDC钻头。该钻头采用独特的四重力平衡设计，在高钻压（100～150 kN）、高转速（60～80 r/min）钻井参数条件下具有稳定性好、攻击性强和使用寿命长的优点，同时对非均质地层抗冲击能力强。为满足150 kN高钻压要求，配合使用ϕ172.0 mm中低速大扭矩抗150 ℃高温的抗油螺杆，该螺杆额定工作扭矩7.2 kN·m，马达压降3 MPa，输出功率75 kW，取得了很好的提速效果。现场使用该钻头完成进尺940 m（石牛栏组408 m、龙马溪组532 m），因旋转导向仪器无信号而起钻，出井钻头轻微磨损，平均机械钻速9.01 m/h，较同区块其他钻头平均单趟进尺和平均机械钻速分别提高49.17%和39.91%，较同区块效果最好的钻头平均单趟进尺和平均机械钻速分别提高16.92%和9.97%。

2.3.2   钻具组合优化

实钻发现，长兴组—栖霞组井漏频发，其中茅口组、栖霞组极易发生严重井漏，低浓度、细颗粒堵漏浆难以达到堵漏效果，常规钻具组合无法采用高浓度、大颗粒堵漏浆堵漏。因此，为提高堵漏效果，进行了钻具组合优化，钻进茅口组和栖霞组时钻具组合不带螺杆，在钻具组合中加入旁通阀来满足钻具组合兼顾钻进和堵漏的要求。同时，为提高无螺杆钻具组合的机械钻速，钻具组合中加入扭力冲击器，平均机械钻速可达5.00 m/h，茅口组未使用扭力冲击器钻进时的平均机械钻速为3.99 m/h，使用扭力冲击器后机械钻速提高25.3%。

2.3.3   水平段水力振荡器提速技术

泸州区块页岩气水平井平均水平段长1 800 m左右，使用螺杆定向钻进长水平段期间托压现象严重。因此，在水平段未使用旋转导向仪器钻进的情况下，钻具组合中加入水力振荡器，来降低钻具摩阻，水力振荡器可以给钻具提供一定频率和幅度的振动，将钻具与井壁之间的静摩擦转变为动摩擦，在相同接触条件下，动摩擦力只有静摩擦力的75%。阳101H2-X井使用1.50°弯螺杆配合水力振荡器钻进5 357～6 299 m水平段期间托压现象明显改善，平均机械钻速达3.57 m/h，而该井最后一趟钻未使用水力振荡器，平均机械钻速仅1.62 m/h。

2.4   堵漏措施优化

茅口组和栖霞组是泸州区块井漏的主要层位。茅口组岩性以灰岩、泥质灰岩为主，裂缝发育但裂缝较小，平均漏速20～30 m³/h。分析前期堵漏效果发现，采用多粒径配比的复合堵漏浆堵漏效果较好^[15]，其堵漏材料主要包括随钻堵漏剂、沥青粉、单向封闭剂、核桃壳、棉籽壳、云母、刚性粒子和超细碳酸钙等。栖霞组岩性以灰岩为主，溶洞、裂缝发育，局部发育断裂破碎带，容易发生失返性漏失，需要下光钻杆堵漏，宜采用固化堵漏剂、大颗粒复合堵漏浆配合水泥浆堵漏。优化堵漏措施后，单井平均漏失量由141 m³降至94 m³。

2.5   水平段清砂防卡技术

在页岩气水平井长水平段快速钻进期间，钻井液携岩困难^[16-18]，容易形成岩屑床，大段岩屑床会导致钻具摩阻和转动扭矩增大，不仅影响机械钻速而且极易引起卡钻。针对此问题，在水平段钻具组合中加入2只旋流清砂接头。该接头具有特定角度的V形螺旋槽，循环时可产生井壁侧的径向分流，能有效破坏水平段底部的岩屑床，使岩屑处于悬浮状态，配合大排量、高转速钻井参数能够达到理想的清砂效果。例如，阳101H2-X井一趟钻完成3 822～5 055 m井段（水平段长790 m），钻进时循环排量35 L/s、转速80 r/min、扭矩10～16 kN·m，平均机械钻速8.19 m/h，起下钻无明显阻卡现象。龙马溪组卡钻故障发生率由3.34%降至0.83%，降低了卡钻风险和经济损失。

2.6   油基钻井液地面降温技术

为解决水平段钻进期间井底温度高而导致旋转导向仪器失效的问题，研制了油基钻井液地面降温设备，该设备使用循环冷却水在板式换热器中吸收油基钻井液的热量，吸收热量后的循环冷却水进入冷水塔，利用空气流动进行降温，降温后的循环冷却水重新进入板式换热器，供循环使用。在泸203H57-X井使用油基钻井液地面降温设备后，地面钻井液温度由65 ℃降至30 ℃，井下入靶点钻井液循环温度由148 ℃降至140 ℃，完钻井深处循环温度降至142 ℃。使用该技术后，泸州区块ϕ215.9 mm井眼造斜段+水平段平均趟钻数由9.3趟减至7.7趟，缓解了旋转导向仪器因高温导致信号失联的问题。

2.7   欠平衡钻井提速技术

泸州区块龙马溪组页岩储层地层压力系数2.00左右，水平段设计采用密度为2.07～2.35 kg/L的油基钻井液，高密度钻井液存在固相含量高、钻井液内摩擦力大、钻井液性能维护处理困难和循环泵压高的问题，且相同密度条件下油基钻井液的比热容小于水基钻井液，吸热升温幅度更大，影响旋转导向仪器和螺杆钻具的工作性能。根据前期实钻数据、水平段井下复杂情况和龙马溪组页岩岩性特征，认为泸州区块龙马溪组页岩地层稳定、坍塌压力低，具备欠平衡钻井的条件，选取部分井在龙马溪组进行欠平衡钻井试验。泸203井区H57平台设计采用密度为2.03～2.25 kg/L的钻井液钻进龙马溪组，A井水平段长1 750 m，采用密度为2.03 kg/L的钻井液钻进，井底最高循环温度144 ℃，平均机械钻速5.56 m/h，水平段钻井周期29.6 d；B井水平段长1 700 m，采用密度为1.90 kg/L的钻井液钻进，井底最高循环温度138 ℃，平均机械钻速6.67 m/h，水平段钻井周期18.8 d，采用“旋转导向仪器+直螺杆”组合2趟钻完成造斜段+水平段2 287 m进尺，连续2趟钻进尺突破1 000 m，相比其他平台井的9.5趟钻大幅减少，欠平衡钻井达到了降低钻井液温度和提高机械钻速的目的。

3.   现场应用

泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术在34口水平井进行了应用，平均完钻井深5 760 m，平均水平段长1 890 m，平均机械钻速由5.61 m/h提高至7.03 m/h。泸203井区钻井周期从124.9 d缩短至96.5 d，阳101井区钻井周期从114.3 d缩短至93.9 d。泸州区块2019—2021年钻井指标变化情况见表2。

表  2  泸州区块2019—2021年钻井指标变化情况

Table  2.  Variations of drilling index in Luzhou Block from 2019 to 2021

井眼直径/ mm	年份	钻井周期/d	机械钻速/ （m·h−1）	平均钻进 趟数
444.5	2019	18.4	7.28	4.4
	2020	17.6	7.52	4.0
	2021	12.5	10.21	3.5
311.1	2019	35.4	5.79	6.5
	2020	38.8	5.22	6.3
	2021	29.9	6.63	5.2
215.9	2019	59.1	4.72	14.0
	2020	58.8	5.31	10.3
	2021	49.5	6.53	8.7

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阳101H65-X井ϕ444.5 mm井段从井深280 m开始定向增斜，定向钻至井深400 m时井斜角达到5.8°，随后稳斜钻至中完井深1 113 m，此时扭矩10 kN·m。ϕ311.1 mm井段自井深1 170 m开始定向增斜，定向钻至井深1 200 m时井斜角达到8.0°；随后稳斜钻至中完井深2 782 m，使用三趟钻完钻，平均机械钻速7.80 m/h，比区块平均5.2趟钻减少2.2趟钻，比区块平均机械钻速6.63 m/h提高17.65%。ϕ215.9 mm井段使用优选PDC钻头，从井深3 013 m以井斜角8.0°稳斜钻至造斜点井深3 600 m（龙马溪组顶部），一趟钻完成，平均机械钻速11.74 m/h；起钻后钻具组合更换为“旋转导向仪器+直螺杆”，采用密度为1.87 kg/L的钻井液从井深3 600 m开始造斜钻进，根据井下情况，边钻进边继续降低钻井液密度，同时从井深4 085 m启用油基钻井液地面降温设备，钻至井深4 500 m时钻井液密度降至1.83 kg/L，钻至完钻井深5 930 m时井底最高循环温度136 ℃，水平段长1 800 m，Ⅰ类储层钻遇率100%，首次采用“旋转导向仪器+直螺杆”钻具组合实现造斜段+水平段一趟钻完钻，单趟钻进尺2 330 m，平均机械钻速14.21 m/h，ϕ215.9 mm井段钻井周期17.6 d，刷新了中国石油泸州区块深层页岩气水平井ϕ215.9 mm井段单趟钻进尺最长和造斜段+水平段趟钻数最少2项纪录。

4.   结论与建议

1）通过井身结构和井眼轨道优化、高效钻头优选、堵漏技术措施优化、油基钻井液地面降温技术和欠平衡钻井提速技术的研究与应用，形成了适用于泸州区块深层页岩气水平井的优快钻井技术，实现了该区块深层页岩气水平井钻井提速提效。

2）油基钻井液地面降温设备具有一定的降温作用，但部分井储层温度超过150 ℃，仍然存在旋转导向仪器高温条件下失效的问题，部分旋转导向仪器在井底循环温度低于135 ℃情况下仍出现信号失联问题，建议继续提升旋转导向仪器在高温条件下的适应性和稳定性。

3）泸州区块龙马溪组页岩储层基质渗透率低，岩性致密，地层稳定、坍塌压力低，试验了欠平衡钻井技术后，循环泵压和井底最高循环温度均有所降低，旋转导向仪器和螺杆工作性能更加稳定，具有推广应用和借鉴价值。

4）泸州区块部分区域栖霞组地层发育断层，堵漏难度大，常规堵漏方法成功率低，建议开展垂直裂缝、断裂破碎带和大型溶洞裂缝漏失地层高效堵漏技术研究，提高类似恶性井漏的处置能力。