川南海相深层页岩气资源丰富，多口井在筇竹寺组、龙马溪组和五峰组获得高产页岩气流。例如，DY1井页岩气储层埋深4 270.00 m，压裂测试获31.18×10⁴ m³/d高产气流。与实现商业开发的常规页岩气相比，川南海相深层页岩气具有储层埋藏深（3 500.00～4 300.00 m）、优质储层薄（5.00～8.00 m）、地层温度高（127～147 ℃）、地层压力梯度高（1.70～1.85 MPa/100m）、井壁不稳定等特征，钻井提速提效面临诸多挑战，采用常规页岩气钻井技术难以解决。针对该情况，为实现海相深层页岩气的商业开发，在借鉴邻区开发经验的基础上，进行了差异化的井身结构和井眼轨道设计，强化了钻井参数，优化集成了提速工艺，研制应用了高性能水基钻井液，开展了井眼轨迹实时监控研究，通过引进、创新、联合攻关、自主研发和集成，形成了一套适合川南海相深层页岩气高效开发的钻井关键技术，并在W23平台等62口井的进行了应用，从目前已完成的27口井的情况看，钻井周期大幅缩短，优质储层钻遇率达93.17%，效果非常好。

1.   钻井技术难点

深层页岩气是指储层埋深大于3 500.00 m的页岩气^[1]。与常规页岩气相比，深层页岩气具有储层埋深更深、压力和温度更高、开发难度更大等特征。水平井是开发页岩气的有效途径，但既要保证水平段在优质页岩储层中穿行，又要满足大型分段压裂要求。因此，深层页岩气开发面临的主要难题是钻井提速与降低成本的矛盾。要想实现深层页岩气有效开发，提高机械钻速、提高优质储层钻遇率、缩短钻井周期和降低钻井成本是必然选择，其制约因素主要体现在以下几个方面：

1）钻井提速与井身质量的矛盾。地震资料解释和实测资料显示，YC区块中部背斜区地层倾角32.0°～37.0°，DS斜坡带地层倾角超过45.0°，YC区块北部Y4–1井一开地层倾角10.0°～20.0°，平均为16.4°。地层倾角大是影响直井段提速提效的主要因素^[2]。每个页岩气平台部署3～8口井，井间距5.00～8.00 m，井排距25.00～30.00 m。因此，井间防碰是安全钻井的重点^[3]，有时需要被迫降低钻速或选用成本高的先进提速工具。

2）页岩坍塌与降低钻井成本的矛盾。页岩储层即使专打专封，也存在吸水膨胀坍塌、掉块的情况。因此，国内外普遍采用油基钻井液，造成钻井液费用占钻井总成本的25%以上，且油基岩屑作为危险废弃物，需要进行无害化处理，处理成本高、环保压力大。优化钻井液性能，保证在页岩坍塌前完成水平段钻进是急需解决的技术难点。

3）控时钻进与优质储层钻遇率的矛盾。川南深层页岩气勘探程度较低，地质差异性大，W1平台2口井A靶点相距406.00 m，垂深相差26.00 m，依靠邻井实钻资料进行卡层难度较大。为确保钻头沿着优质储层穿行，被迫控时钻进，在一定程度上延长了钻井周期，相应地提高了水平段的钻井风险。

2.   深层页岩气钻井关键技术

2.1   井身结构及井眼轨道差异化设计

按龙马溪组目的层垂深3 900.00 m、水平段长1 500.00 m计算，采用二维井眼轨道设计的水平井完钻井深约5 500.00 m，平台外侧采用三维井眼轨道设计的水平井完钻井深约5 700.00 m。自上而下钻遇陆相、海相8套地层，地层压力梯度1.00～1.85 MPa/100m，为满足ϕ139.7 mm套管分段压裂要求，井身结构采用自下而上的设计方法^[4]。目前，水平井一般采用三开井身结构：一开，套管下至井深500.00～600.00 m，封隔上部易漏地层；二开，套管下至龙马溪组顶部，对于三维井眼轨道的水平井，尽量将二开套管下得深一些，以减少三开裸眼段的长度，降低后续施工摩阻。鉴于压裂过程中易发生套管变形问题，在确保通径不变的情况下，造斜点以深采用抗挤强度更高的外加厚套管。在裂缝发育、应力敏感地区，为降低三开钻井液密度，解决因提高钻井液密度导致钻井液费用增加的问题，加大二开套管下深，封隔龙马溪组上部高压气层。川南海相深层页岩气井典型井身结构为：一开采用ϕ406.4 mm钻头钻进，下入ϕ339.7 mm套管封隔上部易漏地层；二开采用ϕ311.1 mm钻头钻进，下入ϕ244.5 mm套管，采用二维井眼轨道的水平井，套管封隔龙马溪以浅地层，采用三维井眼轨道的水平井，套管下至稳斜段，以降低三开施工难度；三开采用ϕ215.9 mm钻头钻至设计井深，下入ϕ139.7 mm套管。

在井眼轨道设计方面，二维井眼轨道水平井根据靶前距优化造斜点井深和二开套管下深。平台外侧三维井眼轨道水平井从源头设计主动防斜，将三维井眼轨道优化为双二维井眼轨道，采用“直—增—稳—降—直”五段制井身剖面，在二开井段实现造斜和扭方位，后期尽量降低井斜角，以降低井眼相碰风险和三开钻井难度。按靶点垂深3 980.00 m、靶前距670.00 m、造斜率（15°～18°）/100m计算不同井斜角稳斜段的造斜点井深、稳斜段长度、完钻井深等，结果见表1。

表  1  井眼轨道优化影响因素分析结果

Table  1.  Analysis results of the factors affecting borehole trajectory optimization

稳斜段井斜角/（°）	造斜点井深/m	造斜率/（（°）·（100m）–1）	稳斜段长度/m	A靶点井深/m	完钻井深/m	钻井周期/d
15	2 184.00	15～18	1 420.00	4 234.23	5 734.23	79.90
20	2 621.00	15～18	970.00	4 265.11	5 765.11	78.56
25	2 881.00	15～18	695.00	4 296.67	5 796.67	77.72
30	3 053.00	15～18	508.00	4 325.31	5 825.30	77.63
35	3 175.00	15～18	372.00	4 354.77	5 854.76	77.92
40	3 265.00	15～18	266.00	4 381.16	5 881.16	78.37

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由表1可知，随着稳斜段井斜角增大，造斜点井深增加，完钻井深增加，稳斜段长度减小。在目前技术条件下，从造斜效率、经济成本考虑，将平台外侧三维井眼轨道水平井稳斜段井斜角设计为25°～35°，更有利于提高上部井段的机械钻速、降低钻井成本。

根据井眼轨道与起下钻摩阻、套管下入摩阻的敏感因素分析结果，为确保二开井段安全钻进和ϕ 244.5 mm套管的顺利下入，按“直—增—稳—降—直”五段制井身剖面设计平台外侧水平井的井眼轨道。按井径扩大率为10%、全角变化率为18°/100m计算，可得起下钻摩阻低于170 kN，套管下入摩阻低于220 kN。因此，布置6～8口井的平台在设计二开井段全角变化率时，不能超过（16°～17°）/100m。

2.2   采用预弯曲动力钻具组合并优化钻井参数

为了避免一开、二开井段的井眼相碰风险，实现钻井提速提效，通过理论分析和实践验证，在WR区块首选双稳定器预弯曲动力钻具组合。采用预弯曲动力钻具组合钻井，可理解为钻进时工具面角进行有规律变化，其总体效果用钻柱旋转一周内钻头合侧向力来表达，因钻具组合中预置了一定弯角的螺杆，并加入1个稳定器，当钻具和螺杆转动时，可在一定程度上消除钻头轴线的指向作业，当钻头合侧向力大于地层增斜力时，可以实现防斜打快。对于既定井身结构，理论计算和现场5口井试验表明：一开ϕ406.4 mm井段采用自带近钻头稳定器的“ϕ244.5 mm螺杆+ϕ402.0～ϕ404.0 mm稳定器”钻具组合，二开ϕ311.1 mm井段采用自带近钻头稳定器的“ϕ244.5 mm螺杆+ϕ308.0～ϕ310.0 mm稳定器”钻具组合，防斜效果较好。

由钻速方程可知，钻速与钻压、转速、排量、扭矩等参数相关，在钻井参数一定的情况下，钻速与累计进尺成反比^[5]。将工程地质研究成果与川南地区地层岩石特性相结合，分层段确定了钻压、转速、水力参数和钻井液密度差等相关系数，以定量预测不同钻井参数下的机械钻速。以二开ϕ311.1 mm井段为例，该井段钻遇地层为须家河组，井深1 200.00 m，钻井液密度1.35 kg/L，施工排量50 L/s，机械钻速预测结果如图1所示。

图  1  钻井参数与机械钻速的关系

Figure  1.  Relationship between drilling parameters and ROP

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由图1可知，在转速不变的情况下，钻压由70 kN提高到240 kN时，机械钻速提高4.85倍；在钻压不变的情况下，转速由60 r/min提高到150 r/min时，机械钻速提高36.04%。因此，可根据钻头特性，优化钻井参数，提高机械钻速。一开井段，采用预弯曲动力钻具组合，推荐钻井参数：钻压140～200 kN，顶驱转速50～80 r/min，排量50～60 L/s。二开井段，推荐钻井参数：钻压160～200 kN，顶驱转速60～80 r/min，排量45～55 L/s，同时配备承压能力高的钻井泵和管线。

2.3   垂直钻井技术

川南海相深层页岩气勘探阶段，直井段采用常规钻井技术钻进，机械钻速仅1.6 m/h。为解决提速与井身质量的矛盾，根据地层倾角，进行了各种提速技术的现场试验，结果表明，垂直钻井技术防斜打直效果受钻压影响较小，是释放钻压、提高钻井速度、控制井斜的有效技术。YC区块中部背斜区、DS斜坡带最大地层倾角45°，适合应用垂直钻井技术进行钻进。

应用垂直钻井技术的主要目的是释放钻压，主要采用单稳定器垂直钻井钻具组合。以二开ϕ311.1 mm井段为例，分别模拟稳定器外径和钻压对钻头侧向力的影响，结果表明：稳定器的外径从306.0 mm增至310.0 mm时，钻头侧向力的变化量分别是0.13 kN和0.14 kN，变化不大，现场施工时，推荐选择略小于钻头直径的欠尺寸稳定器；钻压从120 kN增至240 kN时，无论钻头侧向力是增斜力还是降斜力，钻头侧向力的改变分别是0.25 kN和0.26 kN，进一步验证了钻压对钻头侧向力的影响较小。二开井段推荐钻具组合为：ϕ311.1 mm钻头+垂直钻井工具+ϕ306.0 ～ϕ308.0 mm稳定器+ϕ228.6 mm无磁钻铤+ϕ228.6 mm钻铤。

2.4   气体钻井技术

气体钻井技术是以气体为循环介质的钻井方式，其降低了压持效应，可大幅度提高钻井速度，在川东北陆相地层进行了大规模应用。川南地区出露地层为沙溪庙组地层，陆相地层厚度1 500.00～1 600.00 m，前期勘探阶段自流井组–须家河组常规复合钻井机械钻速5.00～6.00 m/h（部分井段低于3.00 m/h），提高该井段的钻井速度是实现该地区页岩气高效开发的重点。地质研究发现，浅部地层水系较发育，测井解释发现井深350.00 m以浅可能钻遇水层，微含气层普遍发育在井深750.00 m以深，须家河组中部、中下部页岩和碳质页岩发育，局部地层易坍塌，在一定程度上制约了气体钻井技术的应用，但该井段不含H₂S，地层压力较低，通过提高注气排量、精细操作、适时转换钻井介质能确保气体钻井的安全^[6]。以Y1井的测井资料为基础，评价气体钻井的井壁坍塌风险，结果如图2所示。

图  2  Y1井上部地层气体钻井坍塌压力当量密度分布

Figure  2.  Distribution of collapse pressure equivalent density of gas drilling in the upper formation of Well Y1

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由图2可知，自流井组（井深约900.00 m）以浅地层的坍塌压力当量密度普遍低于气体钻井临界坍塌压力当量密度（0.35 kg/L），部分薄层坍塌压力当量密度略高，但厚度小、规模小，不会引发井下故障，具备实施气体钻井技术的条件。采用气体钻井技术钻进须家河组地层，井壁稳定性较好，虽然部分地层可能存在剥落掉块，但垮塌卡钻风险较低，可通过提高注气排量解决剥落掉块的问题。

为提高设备运行效率，对井身结构和施工工序进行了优化：1）按目前的井身结构，采用泡沫钻井技术完成一开钻进，采用干法固井，候凝期间将钻井设备平移至第二口井施工；2）将一开套管下深延长至雷口坡组顶部，尽量在一个开次完成气体钻井施工，以减少设备动迁和停待。借鉴威远–长宁气体钻井实践经验^[7]，在施工设计中明确了分段注替参数和终止条件，为气体钻井的成功实施创造了条件。一开井段，推荐钻具组合为：ϕ406.4 mm空气锤/牙轮钻头+钻具止回阀+ϕ279.4 mm钻铤×3根+ϕ228.6 mm钻铤×6根+ϕ139.7 mm加重钻杆+ϕ139.7 mm钻杆；推荐钻井参数为：钻压100～150 kN，转速50～60 r/min，注气排量110～140 m³/min。

2.5   高性能水基钻井液

针对油基钻井液费用高、环保压力大的难题，借鉴邻区和国外先进经验^[8-9]，以岩石力学和层理裂缝试验分析为基础，根据龙马溪组地层井眼失稳机理，在常规聚胺钻井液基础上，从增强抑制性、封堵性、润滑性和流变性入手，降低表面电负性、压缩黏土晶格晶层间距，研发了SMJA–1胺基抑制剂、SM系列复合封堵剂、SMLUB–E液体润滑剂与固体石墨润滑剂，形成了强抑制、强封堵、强润滑的高性能水基钻井液，并提出了分段施工工艺，即采用高性能水基钻井液快速钻进，尽快完成水平段钻进，若出现掉块增多的情况，及时转换为油基钻井液。

应用高性能水基钻井液最大的优势是可减少油基钻井液用量，降低油基岩屑产生量。经现场试验，优化了高性能水基钻井液配方，细化了维护处理措施：1）根据返出岩屑和固相含量及时补充抑制剂和包被剂，确保钾离子含量不低于25 000 mg/L，以保持钻井液的强抑制性；2）及时补充纳微米封堵材料、变形封堵剂等，保持高温高压滤失量低于5 mL，以形成致密滤饼，保持钻井液的强封堵性；3）随着井深增加提高润滑剂含量，以降低摩阻；4）及时补充胶液，采用小孔径振动筛和高速离心机清除有害固相，确保其性能满足携岩和降低泵压的要求。经测算，采用高性能水基钻井液，单井可减少约550 t油基岩屑，大幅降低了钻屑处理费用。

2.6   井眼轨迹控制技术

龙马溪组优质页岩储层较薄（厚度约5.00 m），靶框半高仅2.00 m。开发阶段在龙马溪组地层设置6个控制点并分别定级，根据近钻头方位伽马变化趋势和元素录井资料识别钻遇层位，以减少井眼轨迹调整频次。针对储层特性，分段制定井眼轨迹控制方案，三开首先采用“1.25°螺杆+MWD”钻至井斜角达到45°左右，再换用高造斜率旋转导向钻井工具^[10]，以缩短靶前距、着陆和通井划眼时间。采用长寿命PDC钻头和“一趟钻”施工工艺，以缩短施工周期。在缺少旋转导向钻井工具的情况下，对储层变化小、水平段井斜角小于90°的井，采用“ϕ171.4 mm耐油螺杆+MWD+近钻头方位伽马测井仪”控制井眼轨迹，水平段钻进后期，在泵压允许条件下配备水力振荡器，以降低水平段出现托压现象的概率和发生压差卡钻的风险。根据井眼轨迹优化随钻震击器和水力振荡器的安放位置，以确保使用效果。为实现深层页岩气区块的效益开发，平台第一口井完钻后进行测井，其余井均不测井，直接下套管完井，根据井内摩阻和储层浸泡时间，条件允许时在水基钻井液条件下直接完井，以缩短完井作业时间。因储层温度高达147 ℃，为确保入井工具的稳定性，采用抗温175 ℃的旋转导向钻井工具和MWD。例如，Y1井采用“近钻头方位伽马测井仪+旋转导向钻井工具”钻至井深5 578.00 m，中途调整井眼轨迹12次，优质储层钻遇率100%，起下钻摩阻仅180 kN^[11]。

3.   现场应用效果

川南海相深层页岩气钻井关键技术在62口井进行了应用。其中，41口井完成直井段，二开直井段平均井深3 380.45 m，钻井周期平均64.38 d，与勘探评价阶段相比缩短了33.0%；27口井完成水平段，平均井深5 423.19 m，钻井周期平均为109.15 d，与勘探评价阶段相比缩短了46.0%。

川南海相深层页岩气水平井均采用三开井身结构：除W35平台的页岩气水平井ϕ244.5 mm技术套管下至龙马溪组一段外，其余页岩气水平井二开井段技术套管均下至龙马溪组顶部。三开井段采用密度1.80 kg/L钻井液钻进，采用密度1.95～1.98 kg/L水泥浆固井，减少了加重剂用量，降低了钻井成本，已完成的3口井固井质量均为优。28口井通过应用预弯曲动力钻具组合和强化钻井参数，实现了提速。其中，W23–2井机械钻速22.25 m/h，日进尺达403.00 m，最大井斜角0.79°，与前期已钻井相比，一开钻井周期缩短2～3 d。YC区块钻进陆相地层时，进行了8井次垂直钻井试验，其中一开井段应用4井次，平均机械钻速7.65 m/h，最大井斜角1.34°，平均井径扩大率4.66%；二开井段应用4井次，平均机械钻速4.13 m/h，最大井斜角3.17°，平均井径扩大率5.05%；LY1井在985.00～1 905.00 m井段应用了垂直钻井技术，平均机械钻速8.98 m/h，井斜角仅0.21°，与采用塔式钻具组合的邻井段相比，机械钻速提高289.7%。

Y1–1井和WR区块的W29–4井进行了气体钻井试验。Y1–1井一开采用气体钻井技术，钻时2.5～3.0 min/m，钻至井深103.40 m时地层出水，出水量约6.5 m³/h，转换为泡沫钻井，平均机械钻速10.80 m/h；钻至井深762.00 m，因机械钻速变慢转换为钻井液钻进。W29–4井一开自井深102.00 m采用气体钻井技术，钻至井深114.13 m时由于地层出水转换为泡沫钻井，钻至井深761.00 m一开中完，平均机械钻速10.08 m/h；二开采用气体钻井技术钻至井深1 063.05 m，因跳钻严重，被迫采用低钻压（小于60 kN）、低转速（小于50 r/min）钻进，平均机械钻速12.24 m/h。

W23等3个平台10口页岩气水平井应用了高性能水基钻井液。W23–2井使用高性能水基钻井液钻进2 115.00 m，起下钻摩阻低于250.0 kN，裸眼浸泡时间67.00 d，掉块数量与使用油基钻井液相当；W23–3井使用高性能水基钻井液仅用18.14 d即完成三开钻进，并在水基钻井液条件下实现钻井、测井、下套管一体化作业。WR区块和YC区块通过地质建模和优选定向工具，实现地质导向和井眼轨迹控制，2区块已完钻27口井，优质储层平均钻遇率93.17%，WR区块2018年完成的井优质储层平均钻遇率高达98.28%。

4.   结论与建议

1）针对川南海相深层页岩气钻井技术难点，研究形成了集差异化井身结构和井眼轨道设计、钻井提速技术、高性能水基钻井液、井眼轨迹控制技术于一体的深层页岩气钻井关键技术，实现了钻井提速提效，为川南地区页岩气产能建设提供了技术支持。

2）预弯曲动力钻具在地层倾角较小的WR区块防斜打快效果显著，性价比高，值得推广应用；垂直钻井技术更适用于地层倾角较大的YC区块的背斜区和DS斜坡带；川南地区上部井段地层水较发育，沙溪庙–须家河组易跳钻，采用气体钻井技术提速明显。

3）随着环保压力和成本压力的增大，需要进一步优化水基钻井液的润滑和防塌性能，以降低摩阻和保障井眼稳定，使其满足水平段钻进、测井和下套管固井的要求。