威远区块位于四川长宁-威远国家级页岩气示范区内，目前已实现规模化、效益化开发，且开发前景良好。但该区块地表的地貌以低山、丘陵为主，交通运输不便，井场建设成本高；钻井平台周围往往有居民杂居，钻井过程中在健康、安全和环保等方面面临巨大挑战。而目前，国内页岩气“井工厂”钻井技术虽然已取得很大进步，但仍然存在以下问题：1) 水平井采用三维井眼轨道设计，钻井过程中钻柱摩阻、扭矩大，井眼轨迹控制工作量大、成本高^[1-4]；2) 缺少适合于页岩气“井工厂”钻井的钻机和相关配套设备^[5-6]；3) 钻井未完全实现连续的流水线作业模式，钻井过程中使用油基钻井液存在综合成本高等问题^[7-9]。针对以上问题，笔者借鉴美国Marcellus页岩气田和国内页岩气田的开发经验和研究成果^[10-13]，通过“井工厂”布井方案设计、水平井井眼轨道优化设计、丛式井组防碰设计、智能钻机的应用、钻井作业流程优化和高性能水基钻井液应用，对威远区块页岩气开发进行了整体部署与工程设计优化，形成了适合该区块的页岩气“井工厂”钻井技术，并在威204H11钻井平台进行了应用。现场应用表明，平均机械钻速和钻井液回收利用率有了很大提高，建井成本大幅降低，实现了“当年开发当年见产能”的目标。

1 “井工厂”布井方案 1.1 开发井网

目前，威远区块页岩气“井工厂”布井模式基本相同，平台间采用交叉布井模式，平台各井采用“米”字形布井模式。以威204井区为例，其龙马溪组优质页岩埋深较深，厚度为50.60 m，地层倾角为1.0°，最大水平主应力方向为东西向，储层中裂缝主要发育在龙马溪组底部层段，近似于最小主应力方向。分析岩石力学参数和地应力参数可知，当水平段方位与最小水平主应力方向的夹角约为40.0°时，地层坍塌压力最小，井壁最稳定。因此，为了尽可能动用威204井区储量，利用天然裂缝扩大泄气面积，综合考虑多级水力压裂的改造需求和水平井段的防塌要求，设计水平段方位与最小主应力方向、裂缝方向的夹角为30.0°~40.0°。设计4个钻井平台，采用交叉布井模式，布置22口水平井，每个钻井平台按“米”字形布井，水平段长度为1 500.00和1 800.00 m，水平段间距为400.00 m，水平段垂深均在3 500.00 m左右。设计的威204井区的开发井网如图 1所示(图 1中，威204井1、威204H4、威204H5和威204H11为钻井平台编号，1#，2#，…，6#为布置在威204H11钻井平台的6口水平井的编号)。

1.2 井场布置

受地面条件的限制，威远区块井场建设及材料运输比较困难，成本较高。为了降低页岩气开发成本，要尽可能地在一个钻井平台多钻井，“井工厂”井场布置就是要在满足工程需要的前提下减小井场面积。威204H11钻井平台长120.00 m，宽80.00 m，平台布置2排井，每排3口井，井间距为5.00 m。该钻井平台应用的智能钻机系统高度集成，简洁、体积小，井排间距可缩小至30.59 m，这样可以在一个钻井平台完成6口井，可极大地降低征地费用和井场建设费用；另外，每排井之间的井口间距小，可以实现钻机的快速运移与搬迁，缩短建井周期。

2 井眼轨道优化和轨迹控制

威远区块页岩气水平井钻井面临着井眼轨迹控制难度大、邻井碰撞风险高、工具面调整困难、钻柱摩阻扭矩大和定向钻进效果差等难题，因此，需要采用优化、安全、高效的井眼轨道设计与井眼轨迹控制方法，确定合理的井身剖面参数。

2.1 井眼轨道设计

威远区块页岩气水平井采用了双二维井眼轨道设计(井眼轨道剖面见图 2)，具有以下优点^[14]：1) 在垂直剖面1内浅层地层造斜，预增斜处理，增大降斜后直井段与邻井的间距，从而降低相邻井相碰的风险；2) 双二维井眼轨道在垂直剖面1和2内方位都不发生改变，可降低弯外壳螺杆钻具轨迹控制难度；3) 双二维井眼轨道在降斜后进入垂直剖面2，直接在易钻的龙马溪组地层调整方位增斜，可避免常规三维水平井扭方位的作业，进一步降低轨迹控制难度并且增大水平井与储层的接触面积。另外，研究表明，双二维水平井在相同工况下与常规三维水平井相比钻柱所受摩阻扭矩更小，有利于传递钻压和井眼轨迹控制，水平段延伸长度更长。

威远区块页岩气水平井在采用双二维井眼轨道设计的同时，综合考虑平台井位布局情况，并为满足地质靶区要求和降低正钻井与平台后续开钻井的碰撞风险，在钻进第一直井段后开始增斜钻进，增斜至设计井斜角后稳斜钻进一定长度，后降斜钻至井斜角接近0°，此前钻进一直在垂直剖面1内，进入龙马溪组地层后，调整方位角定向增斜进入垂直剖面2，然后中靶并稳斜钻完水平段，从而得到“直—增—稳—降—增—平”剖面。如威远区块的H2井，其双二维井眼轨道的设计数据见表 1。该井在网格方位角为270.0°的垂直剖面内完成“直—增—稳—降”，井段后经过调整在网格方位角为315.0°的垂直剖面内增斜中靶，并完成水平段钻进。

2.2 井眼轨迹控制

威远区块页岩气井在进行双二维井眼轨道设计时，增斜段的最大造斜率在6.85°/30m左右，常规弯外壳螺杆钻具即可满足造斜率要求，并且成本较低。而要保证水平段有足够高的页岩气储层钻遇率，就需要在增斜段采用弯外壳螺杆钻具、在水平段采用旋转导向配合随钻伽马来进行井眼轨迹的精确控制，以提高钻遇率。以H2井为例说明威远区块页岩气水平井的井眼轨迹控制效果，该井井斜角和井眼曲率随井深的变化如图 3所示。

从图 3可以看出，H2井从井深70.00 m左右开始造斜，造斜率在2.0°/30m以内，到井深400.00 m左右完成初段造斜，井斜角6.0°左右。调整井段井眼曲率稳定，井眼轨迹控制良好。第二增斜段为3 200.00~3 700.00 m，井斜角变化稳定，井眼曲率基本处于(4.5°~8.0°)/30m内，说明弯外壳螺杆在H2井井眼轨迹控制中起到了良好的作用。另外，通过分析录井资料和测井资料，该井水平段储层钻遇率达到100%，表明旋转导向配合随钻伽马在页岩气储层水平段钻进过程中起到了很好的井眼轨迹控制的作用。

2.3 丛式井组井眼防碰措施

威远区块页岩气开发井网采用相邻平台交叉布井模式(见图 1)，该布井模式在考虑同一平台上部井眼防碰的同时，要兼顾相邻平台交叉大斜度井眼的防碰，因此工程设计时要使井筒尽快分离，增大分离系数。采用双二维井眼轨道设计方法，浅层地层预增斜防碰，并优化靶前距与闭合方位角，在满足造斜要求、减小钻柱摩阻扭矩和充分动用储量的前提下，尽量增大分离系数来防碰。

同一平台丛式水平井组的防碰措施为：1) 各排第一口井二开前应实测井口坐标及海拔高度，并及时校正相关数据；2) 提前在表层进行预增斜作业，并确定井口与地下目标的对应关系，避免预增斜时定错方向；3) 在选择预增斜造斜点时应适当错开造斜点位置；4) 优化钻具组合，直井段采用“MWD+螺杆+PDC钻头”钻具组合，防斜打快，加强井眼轨迹防碰扫描和监测，尽量将直井段打直。

相邻平台丛式井组的防碰措施：1) 优选造斜点深度，避免在进入入靶点之前相碰；2) 上部井段视相邻井实钻井眼轨迹情况进行定向绕障，为丛式井组安全钻进创造条件；3) 加强井眼轨迹监测和防碰扫描，若井间距小于4.00 m或分离系数小于2.0，应进行防碰绕障作业。

3 TI-350T全液压深井智能钻机

“井工厂”钻井技术要求钻机具有高效搬迁运移、自动化程度高及结构模块性强等特点, 因此，为了满足威远区块页岩气“井工厂”钻井技术的需要，同时考虑到威远区块的山地特点以及井场周围居民散居的实际情况，引进了国外TI-350T全液压深井智能钻机(简称TI-350T智能钻机)。与普通钻机相比，该钻机的整个系统更加简洁和高度集成，占地面积更小，控制更加精准。该钻机主要有以下特点：

1) 全液压智能精确控制，高度自动化、高效，且操作安全。具体表现在：双立柱井架采用电控液的精确控制模式，操作平稳可靠，可节约能源、降低噪声；游动液缸可吸收冲击，减少钻井作业时震击对顶驱等设备的损坏，并可满足超负荷处理井下故障的需求；安装有自动钻井模式，设置参数后可自动钻进，可实现“无人接管”的全自动操控，从而减少配备人员数量；管柱处理器的使用可快速、安全、高效地接单根，接单根时间约为2 min，与国内常规钻机相比，起下钻效率提高15%~25%。

2) 步进式钻机，整体运移快。具体表现在：通过液压导轨式平移装置、可移动式猫道和电缆绞盘等设备，根据丛式井组作业需求，可实现x轴、y轴双向移动，移动速度5.00 m/h；液压钻机的所有软管和电缆都配备了24.0 m延长管线，延长管线存放在一个单独集装箱内，移动钻机主体时不需要移动外围辅助设备；电机控制中心、钻井泵、发电机和固控系统相应配备了15.0 m延长电缆和管线，不需要移动。

TI-350T智能钻机在威204H11平台井口间整体运移最少只需2.0 h，大大减少了非钻井时间。

4 “井工厂”钻井作业流程

根据“钻遇地层、井身结构和井眼轨迹相似，钻井液体系相同”的基本原则，结合威远区块的地质特征及开发需要，采用流水线的“井工厂”钻井作业流程。以威204H11钻井平台为例，该平台内部署2排共6口双二维水平井，设计用双钻机钻井方式，北半支井采用TI-350T智能钻机(钻深能力为6 000 m)，开钻顺序为3#、2#和1#井；南半支井采用ZJ70钻机，并配备顶部驱动装置，开钻顺序为6#、5#和4#井。6口井可实现批量钻井完井，依次打开地层再固井，并且各开次钻井液都可以循环回收使用，采用高性能防塌水基钻井液钻进储层(龙马溪组地层)，实现“储层专打”，其钻机移动顺序如图 4所示(图 4中，红圈内为井号)。

一开井段：φ660.4 mm井眼采用钟摆钻具组合和聚合物无固相钻井液钻进，下入φ508.0 mm导管至沙溪庙组地层，接着依次固井。

二开井段：φ444.5 mm井眼采用“PDC钻头+螺杆钻具+MWD”的钻具组合和KCl-聚合物钻井液，下入φ339.7 mm套管至须家河组地层顶部，接着依次固井，KCl-聚合物钻井液可循环回收使用。

三开井段：φ311.1 mm井眼采用“PDC钻头+螺杆钻具+MWD”的钻具组合，在须2段以浅地层用KCl-聚合物钻井液，须2段以深地层用钾胺基-聚磺钻井液，下入φ244.5 mm套管至栖霞组地层顶部，接着依次固井。

四开井段：φ215.9 mm井眼采用“旋转导向钻具组合+地质导向工具”和高性能防塌水基钻井液钻进，实现储层钻遇率95%以上、井眼轨迹平滑的储层专打目标，钻至完钻井深后下入φ139.7 mm套管，固井并射孔完井。

一开、二开和三开井段依次钻开地层并固井后，四开储层段单独钻开，这样设计有利于充分认识地层条件、提高机械钻速，还可以加强每一开次钻井液的回收和重复利用。统计表明，采用流水线的“井工厂”钻井作业流程后，威204H11钻井平台钻井液的回收利用率达到80%以上，大幅降低了钻井成本。另外，整个钻井过程中全部使用水基钻井液，尤其是四开井段是国内首次采用高性能防塌水基钻井液钻开页岩气层，与使用油基钻井液相比，进一步降低了钻井成本并减小了对环境的污染^[15]，提高了水平段固井质量，有利于后期的压裂改造^[16]。

5 应用效果分析

威204H11钻井平台的6口井采用“井工厂”钻井技术于2015年开钻，TI-350T智能钻机和ZJ70钻机同时钻进，各开次钻井液均回收循环利用。其中，四开井段采用高性能水基防塌钻井液钻开龙马溪组页岩气储层，钻进过程中该钻井液的抑制性和润滑性同油基钻井液相当^[15]，井眼稳定，机械钻速最高达到了7.17 m/h，实现了快速、环保、安全和高效的目的。表 2为威204H11平台2口井与相邻平台某井的钻井技术指标对比情况。

从表 2可以看出：1) 采用“井工厂”钻井技术的单井钻井周期比常规钻井缩短了14.5%；2) 采用TI-350T智能钻机后平均机械钻速达到7.13 m/h，与采用普通钻机(ZJ70钻机)相比提高了9.9%，并且四开水平段提速明显，为储层段安全钻进以及后续完井施工创造了条件；3) 采用TI-350T智能钻机钻井周期最短为55.09 d，比采用常规钻机钻井周期缩短约30%，极大地减少了非钻井作业时间，降低了钻井成本，提高了钻井效率，为实现“当年开发当年见产能”的目标提供了技术支持。

6 结论与建议

1) 研究形成了适用于威远区块的TI-350T智能钻机“井工厂”钻井技术，达到了快速开发页岩气的目的，优化形成的“井工厂”钻井作业流程有利于钻井液的回收重复利用，减小环境污染、降低钻井成本，为国内其他类似页岩气区块的高效开发提供了借鉴。

2) 合理的井场布置和丛式水平井钻井设计可以减少土地征用、缩短钻井平台搬迁时间，降低建井成本。采用双二维水平井设计可以降低摩阻扭矩和井间相碰风险，有利于“井工厂”钻井技术的实施。

3) 建议参考TI-350T智能钻机，为国产钻机配备钻机运移装置、管柱处理系统和铁钻工等自动化程度高的钻井技术设备，以实现高效接单根和井间快速搬迁，减少非钻井作业时间。