賈利春 李枝林 張繼川 陶懷志 李雷 黃崇君 魏蕭

川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院

中國海相深層頁巖氣是當(dāng)前及未來頁巖氣開發(fā)的重要接替領(lǐng)域，其中有利區(qū)主要位于四川盆地及其周緣，主力層系為盆地南部上奧陶統(tǒng)五峰組?下志留統(tǒng)龍馬溪組［1-3］，其中埋深 3 500~ 4 500 m 的深層頁巖氣資源量達(dá) 8×1012m3以上［4］，在瀘州、渝西、威榮、丁山等地區(qū)鉆探的足202-H1井(垂深3 957 m)、黃 202 井 (垂深 4 082 m)、陽 101H2-8(垂深 4 129 m)、瀘 203(垂深 3 893 m)、DY1(垂深 4 270 m)等多口深層頁巖氣井均獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流［5-7］，其中瀘203井測試產(chǎn)氣量達(dá)到 138×104m3/d，成為我國首口日產(chǎn)超百萬m3的深層頁巖氣井［6］，展示了深層頁巖氣巨大的勘探開發(fā)潛力。

與3 500 m以淺頁巖氣儲層相比，深層頁巖氣地質(zhì)工程條件更復(fù)雜，具有埋藏深 (3 500~4 500 m)、井底溫度高(高于135 ℃)、地層壓力系數(shù)高(1.6~2.4)、優(yōu)質(zhì)儲層薄 (3~5 m)等特征［6-9］，給鉆井提速提效提出了諸多挑戰(zhàn)，適用于3 500 m以淺的頁巖氣鉆井關(guān)鍵技術(shù)已不能完全照搬。雖然我國已在部分深層頁巖氣井取得了突破，但是與淺層頁巖氣鉆井相比，目前廣泛應(yīng)用的常溫工具和鉆井液無法適應(yīng)深層開發(fā)的需要，深層頁巖氣鉆井仍然面臨著機(jī)械鉆速低、鉆井周期長和成本高的現(xiàn)狀，鉆井提速提效總體成效與深層頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)的目標(biāo)還不匹配［10-11］。如涪陵地區(qū)垂深 3 500~4 000 m 的深層頁巖氣井平均機(jī)械鉆速5.77 m/h，鉆井周期長達(dá)120 d，與國外先進(jìn)技術(shù)相比仍存在差距［12］。

得益于技術(shù)進(jìn)步和學(xué)習(xí)曲線的持續(xù)運(yùn)用，美國頁巖氣井平均成本持續(xù)下降、競爭力不斷增強(qiáng)，在油價(jià)下跌期間仍然實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量持續(xù)增長［13］，說明持續(xù)推進(jìn)深層頁巖氣鉆井關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)步是加快其規(guī)模效益開發(fā)的重要途徑［14-15］。深層頁巖氣已逐步成為中國頁巖氣開發(fā)的重要接替領(lǐng)域，對于開創(chuàng)我國頁巖氣勘探開發(fā)新局面和保障國家能源安全具有重要的戰(zhàn)略意義。筆者通過梳理四川盆地深層頁巖氣水平井主要鉆井技術(shù)難點(diǎn)，總結(jié)了深層頁巖氣鉆井關(guān)鍵技術(shù)取得的進(jìn)展及實(shí)施成效，以期為今后深層頁巖氣鉆井提速提效發(fā)揮示范指導(dǎo)作用，促進(jìn)我國深層頁巖氣產(chǎn)業(yè)的高效發(fā)展。

1 深層頁巖氣水平井鉆井難點(diǎn)

1.1 深層頁巖埋藏深，上部地層層序增多，鉆井速度慢

深層頁巖氣目的層埋深普遍在3 500 m以深，部分井已超過4 500 m，2021年鉆探的L211井完鉆井深 6 880 m、水平段長 1 700 m、垂深達(dá) 5 104 m，是目前國內(nèi)首口5 000 m以深頁巖氣水平井［16］。

與中淺層頁巖儲層相比，深層頁巖儲層的上部層序增多，通常川南深層頁巖氣上部地層增加了沙溪廟組?須家河組等陸相地層、部分區(qū)塊增加雷口坡組等海相地層［11-12, 14, 17-18］，這些上覆地層的構(gòu)造、地質(zhì)條件更復(fù)雜。沙溪廟組地層以泥巖、砂巖為主，鉆頭易發(fā)生泥包［19］；自流井組?須家河組部分層段石英砂巖含量較高、研磨性強(qiáng)，PDC鉆頭易磨損，前期鉆井機(jī)械鉆速5~6 m/h，部分井段低于3 m/h［7］；須家河組中部、中下部含有頁巖、炭質(zhì)頁巖，局部地層易坍塌［7］；雷口坡組部分地層含膏鹽巖且含水層多，易發(fā)生掉塊，擴(kuò)徑風(fēng)險(xiǎn)高。

1.2 井底溫度高，導(dǎo)向儀器和鉆井液耐溫性不足

深層頁巖氣井水平段井底循環(huán)溫度普遍超過135 ℃，如 Y101H3-6井底溫度 150 ℃、Y101H29-4井底最高溫度155.7 ℃、L210井底溫度甚至達(dá)到了167 ℃。高溫條件下鉆井對井下工具儀器、鉆井液體系的耐溫性、可靠性提出了挑戰(zhàn)。

常規(guī)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具、隨鉆測量儀器及常溫螺桿鉆具在高于135 ℃的工況下長期工作失效率高，導(dǎo)致起下鉆趟數(shù)增加，鉆井效率低［13-14, 20］。例如瀘州區(qū)塊某井因135 ℃的井底循環(huán)高溫導(dǎo)致6趟鉆旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具無信號，嚴(yán)重影響純鉆時效［17］。

在井底循環(huán)高溫條件下常規(guī)油基鉆井液易出現(xiàn)黏度增大、固相沉降等問題［10, 21］，并且鉆井液由井底循環(huán)到地面后溫度變化大，造成鉆井液的流變性、穩(wěn)定性難以維護(hù)。

1.3 地層壓力高，應(yīng)用高密度鉆井液易導(dǎo)致鉆速慢及其他復(fù)雜

地層超壓(地層壓力系數(shù)≥1.5)是頁巖氣保存與富集高產(chǎn)的重要條件［9］，四川盆地深層頁巖氣普遍超壓，其中威榮地區(qū)壓力系數(shù)1.94~2.05［4］，瀘州區(qū)塊壓力系數(shù)1.94~2.42，長寧、威遠(yuǎn)區(qū)塊壓力系數(shù)1.2~2.0，渝西區(qū)塊壓力系數(shù) 1.6~2.0［6］，丁山區(qū)塊壓力系數(shù)1.8，榮昌?永川區(qū)塊壓力系數(shù)1.85［8］。

為了防止高壓地層井眼失穩(wěn)、確保井筒安全，深層頁巖氣鉆井常用高密度油基鉆井液體系，通常采用的鉆井液密度范圍 1.80~2.35 g/cm3［20］，如 L203井水平段鉆井液密度2.17 g/cm3、Y101H3-6井水平段鉆井液密度2.2 g/cm3。高密度鉆井液的性能維護(hù)難度大，而且高黏度、低切力特性導(dǎo)致泵壓增高(大于 30 MPa)，對機(jī)泵設(shè)備要求高［10］；其次，高密度鉆井液固相含量高，對井底巖屑具有壓持效應(yīng)，造成機(jī)械鉆速偏低［22］，與鉆井提速的目標(biāo)相矛盾，同時易造成旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向等井下工具儀器、地面降溫設(shè)備堵塞；再者，深層頁巖儲層裂縫、層理發(fā)育，鉆井過程中易出現(xiàn)溢漏同存的情況，鉆井液密度過高易引發(fā)鉆井液漏失［11-12］。

1.4 優(yōu)質(zhì)儲層薄且微幅構(gòu)造發(fā)育，水平段井眼軌跡控制難度高

深層頁巖優(yōu)質(zhì)儲層靶體厚度薄(3~5 m)，如瀘203實(shí)鉆龍一11優(yōu)質(zhì)產(chǎn)層垂厚僅2 m［23］，并且存在儲層標(biāo)志層不清晰的難點(diǎn)，如在涪陵江東?平橋區(qū)塊A 靶點(diǎn)垂深實(shí)鉆與設(shè)計(jì)平均偏差達(dá)50 m，最大超過200 m［18］，需要不斷調(diào)整水平段軌跡以獲得較高的靶體鉆遇率，軌跡控制難度大。

深層頁巖地層所在的上揚(yáng)子板塊歷經(jīng)加里東、印支、燕山、喜馬拉雅等多期構(gòu)造運(yùn)動［6］，導(dǎo)致優(yōu)質(zhì)儲層的微幅構(gòu)造、小斷層及天然裂縫發(fā)育，地層傾角變化大［6, 14］，同時由于儲層預(yù)測精度低、實(shí)鉆與設(shè)計(jì)偏差大，地質(zhì)導(dǎo)向難度大。如瀘203井因鉆前地震建模預(yù)測地層存在4°下傾，與實(shí)鉆地層傾角在?3°~9°變化相差較大，導(dǎo)致井眼軌跡2次下穿進(jìn)入五峰組，為及時穿回龍馬溪優(yōu)質(zhì)儲層，井眼軌跡調(diào)整幅度大，造成部分井段狗腿度嚴(yán)重［23］。

1.5 水平井長水平段井眼清潔困難，井下復(fù)雜風(fēng)險(xiǎn)高

深層頁巖氣水平井的水平段一般長1 500 m，部分井水平段已達(dá)到2 000 m甚至更長，如L203H153-8井水平段長 2 050 m，Z203H2-1井水平段長達(dá)2 852 m。但是深層頁巖氣水平井油基鉆井液在高溫高密度條件下易出現(xiàn)增稠、調(diào)整困難、加重劑沉降及攜巖效果差等問題［20-21］，導(dǎo)致井眼清潔度差。同時地質(zhì)導(dǎo)向鉆進(jìn)頻繁調(diào)整井眼軌跡使井眼呈現(xiàn)W形，造成水平段鉆進(jìn)時摩阻扭矩大、水平段延伸困難、井下卡鉆風(fēng)險(xiǎn)大［17］，部分井實(shí)鉆未鉆達(dá)設(shè)計(jì)水平段長［14］。

何驍指出深層頁巖的脆性礦物含量介于60%~80%，高于中淺層頁巖，脆性增強(qiáng)且裂縫更發(fā)育，在高密度鉆井液鉆進(jìn)時發(fā)生井漏、井壁失穩(wěn)的風(fēng)險(xiǎn)大［14］，而適用于深層油基鉆井液的堵漏材料(微納米封堵劑)的適應(yīng)性不足，堵漏成功率低［14, 24］。

2 深層頁巖氣鉆井關(guān)鍵技術(shù)

針對深層頁巖氣水平井鉆井過程中的技術(shù)難題，在3 500 m以淺頁巖氣成熟鉆井關(guān)鍵技術(shù)基礎(chǔ)上，通過引進(jìn)、持續(xù)攻關(guān)研發(fā)和集成應(yīng)用不斷提升，形成了四川盆地深層頁巖氣水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 抗高溫旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)及動力鉆具

川南深層頁巖氣水平井造斜段、水平段主要采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具鉆進(jìn)。高溫鉆井環(huán)境致使常規(guī)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具電子元件等加速老化、井下工作時間短、趟鉆次數(shù)多［20］。瀘州區(qū)塊前期采用國外旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合標(biāo)準(zhǔn)模式單井平均趟鉆為7.5趟，針對抗高溫的挑戰(zhàn)，引入斯倫貝謝耐165 ℃高溫的Orbit 675推靠式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，實(shí)現(xiàn)單井趟鉆次數(shù)下降至6趟以下，如在L203H2-3井2趟鉆完成造斜段和水平段，進(jìn)尺 2 693 m［20］。

國產(chǎn)高溫旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向裝備也取得重大突破，航天深拓研制的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)穩(wěn)定耐溫已達(dá)到165 ℃，在Y101H29-4井底溫度超過140 ℃、最高155.7 ℃工況下實(shí)現(xiàn)造斜段和水平段旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆進(jìn)2 495 m、其中水平段 1 900 m，平均機(jī)械鉆速 11.05 m/h，作業(yè)周期 29 d，鉑金靶體鉆遇率達(dá)到 100%［25］。

“旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+螺桿”是目前深層頁巖氣鉆井的常用鉆具組合，但是在部分井段仍采用“近鉆頭伽馬+螺桿”的常規(guī)滑動鉆進(jìn)模式，螺桿鉆具同樣需要具備優(yōu)良的抗高溫性能，如瀘203井優(yōu)選了國產(chǎn)抗150 ℃高溫耐油基等壁厚螺桿和國外抗175 ℃高溫耐油基等壁厚螺桿，延長了螺桿鉆具井下使用時間［23］。

2.2 提速工具和優(yōu)快鉆井技術(shù)

(1)高效PDC鉆頭。深層頁巖氣水平井造斜段及水平段鉆進(jìn)需要兼顧鉆頭的攻擊性及耐用性，提高鉆頭使用壽命和進(jìn)尺，優(yōu)選采用?16 mm非平面齒、5刀翼高效PDC鉆頭［19, 22］。瀘州區(qū)塊普遍選用斯倫貝謝公司3D 非平面齒PDC鉆頭系列，如采用斧型齒的XS516鉆頭平均機(jī)械鉆速提升30%［20］。威榮區(qū)塊WY43-5井定向段優(yōu)選MDI516鉆頭，平均機(jī)械鉆速5.83 m/h；水平段采用國產(chǎn)TS1653B鉆頭，平均機(jī)械鉆速7.09 m/h［26］。在平橋?江東區(qū)塊JY191-1HF井采用超短保徑PDC鉆頭提高鉆頭側(cè)向切削力和定向造斜率，單只鉆頭進(jìn)尺414 m，平均機(jī)械鉆速 4.99 m/h［11-12］。

國產(chǎn)CAS5163Z型PDC鉆頭(圖1)，優(yōu)化采用微螺旋刀翼、小切削角度、后排錐形齒和主排屑槽+刀翼輔助排屑槽等結(jié)構(gòu)，在L203H53-4井龍馬溪組頁巖兩趟鉆進(jìn)尺1 873 m、平均機(jī)械鉆速9.18 m/h，同比鄰井L203H53-1井DD505X鉆頭3趟鉆進(jìn)尺 2 180 m、平均機(jī)械鉆速 7.93 m/h，單只鉆頭平均進(jìn)尺和機(jī)械鉆速分別提高了29.9%和15.76%。

圖1 CAS5163Z型PDC鉆頭Fig.1 The CAS5163Z PDC bit

(2)鉆井參數(shù)強(qiáng)化。深層頁巖氣水平井普遍采用高鉆壓、高轉(zhuǎn)速、高泵壓、大排量、大扭矩的“三高兩大”激進(jìn)式鉆井參數(shù)，提高鉆井速度同時有利于保持井眼清潔［17］。對于瀘州區(qū)塊水平段超過1 500 m的頁巖氣水平井推薦鉆井參數(shù)：鉆壓100~150 kN、轉(zhuǎn)速 80~120 r/min、排量 30~32 L/s［17］。高德利指出采用機(jī)械比能理論的隨鉆鉆井參數(shù)優(yōu)化有利于大幅提高機(jī)械鉆速和作業(yè)時效［27］。

(3)提速工具?！般@柱扭擺系統(tǒng)+水力振蕩器”降摩減阻模式在長寧?威遠(yuǎn)等淺層頁巖氣區(qū)塊滑動鉆井提速方面發(fā)揮了關(guān)鍵作用［28］。水力振蕩器將底部鉆具靜摩擦轉(zhuǎn)變?yōu)閯幽Σ痢@柱扭擺系統(tǒng)將上部鉆柱由靜態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)橹芷谛孕D(zhuǎn)，兩者相互融合可有效消除托壓現(xiàn)象，提高鉆井時效。在深層頁巖氣H202H1-1 井水平段 4 630~5 850 m 采用雙水力振蕩器+鉆柱扭擺系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)平均機(jī)械鉆速6.32 m/h，較未使用井段提高了13%［29］。在L203井區(qū)須家河?茅口組地層開展了振蕩螺桿提速現(xiàn)場試驗(yàn)，L203H3-1井采用振蕩螺桿進(jìn)尺866.73 m，平均機(jī)械鉆速8.15 m/h，與鄰井L203H3-3井常規(guī)螺桿平均機(jī)械鉆速6.73 m/h相比，提高了21.1%。

2.3 降密度控壓鉆井技術(shù)

深層頁巖氣地層壓力系數(shù)高，普遍采用高密度油基鉆井液，存在性能維護(hù)困難、機(jī)械鉆速低的問題。針對此問題形成了頁巖目的層降密度控壓鉆井技術(shù)［11-12］。在焦石壩區(qū)塊焦頁49-3HF井、焦頁33-4HF井應(yīng)用后，實(shí)現(xiàn)鉆井液密度降低0.08~0.11 g/cm3、機(jī)械鉆速同比提高29.89%，表明該技術(shù)在提高鉆井速度方面具有顯著成效［18］。

另一方面，深層頁巖氣儲層裂縫發(fā)育，易出現(xiàn)溢漏同存，應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)能夠防止出現(xiàn)鉆井液井漏［12, 30］。在 L203H62-1井水平段采用密度 2.18 g/cm3鉆井液，井漏頻繁，經(jīng)多次堵漏均無改善，將密度下調(diào)至1.99 g/cm3并采用控壓鉆井，不僅解決了井漏問題而且降低了井底密度，提高了機(jī)械鉆速，減少起下鉆趟數(shù)，延長了工具壽命，實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具單趟最高進(jìn)尺 516 m，機(jī)械鉆速達(dá)到 8.32 m/h，比平均機(jī)械鉆速提高66.4%。

采用考慮弱面準(zhǔn)則的坍塌壓力模型計(jì)算得到了L203H58-1井頁巖水平段坍塌壓力當(dāng)量密度最優(yōu)為1.87 g/cm3，實(shí)鉆中采用控壓鉆井實(shí)現(xiàn)頁巖水平段鉆井液密度由2.05 g/cm3逐漸降至最低1.87 g/cm3(圖2)，鉆進(jìn) 3872.00~5850.00 m 井段累計(jì)發(fā)生了8次氣測異常，通過精細(xì)控制井底壓力實(shí)現(xiàn)鉆井液密度降低，最大限度降低了井筒液柱對井底的壓持效應(yīng)，顯著提高了機(jī)械鉆速，水平段平均機(jī)械鉆速達(dá)到7.67 m/h，同比同平臺鄰井提高了40%。同時該井降低頁巖層段鉆井液密度后井眼穩(wěn)定，平均井徑擴(kuò)大率5.72%，實(shí)鉆中未發(fā)生坍塌掉塊。

圖2 L203H58-1井頁巖層段鉆井液密度調(diào)控Fig.2 Adjustment of the drilling fluid density for the shale interval of Well L203H58-1

2.4 井眼高效清潔技術(shù)

隨著深層頁巖氣水平井水平段長度的不斷提升，水平段井眼清潔程度成為水平段延伸、鉆井提速的制約因素之一［14］。定量評價(jià)井內(nèi)巖屑返出情況有利于及時調(diào)整優(yōu)化鉆井參數(shù)和鉆井液循環(huán)措施，川慶鉆采院研制了螺旋式巖屑動態(tài)計(jì)量稱重裝置(圖3)，通過每隔一定周期稱量一次螺旋輸送機(jī)運(yùn)送的巖屑質(zhì)量，如此往復(fù)，實(shí)現(xiàn)鉆井巖屑連續(xù)計(jì)量。該裝置可安裝在巖屑不落地傳送裝置或振動篩的出口端，通過實(shí)時監(jiān)測計(jì)量巖屑返出及變化情況，可在巖屑返出量異常時發(fā)出提前預(yù)警，為劃眼、短程起下、延長循環(huán)時間等井眼凈化措施提供指導(dǎo)，從而采取積極主動措施維持井眼清潔，避免水平段巖屑成床、引發(fā)起下鉆困難或卡鉆等井下復(fù)雜。

圖3 螺旋式巖屑動態(tài)計(jì)量稱重裝置Fig.3 Spiral dynamic cutting weighting device

另一方面，鉆井中采取“高轉(zhuǎn)速、大排量、長循環(huán)”的井眼強(qiáng)凈化工藝，配置3臺1 600馬力(1 176 kW)、額定泵壓52 MPa的大功率高壓泥漿泵，保障鉆井液排量高于30 L/s；同時配備強(qiáng)鉆井液凈化系統(tǒng)，包括3臺高頻振動篩、高速及中速離心機(jī)各1臺，控制鉆井液有害固相含量、保障高密度油基鉆井液性能及攜巖能力，以確保井筒清潔［14, 23］。

針對深層頁巖氣水平段攜砂困難、摩阻扭矩高的問題，川慶鉆采院研發(fā)了易分散、可降解、不易敷篩的可降解攜砂纖維，利用段塞循環(huán)方式攜帶井底巖屑保持井筒清潔，具有攜帶6 cm×5 cm掉塊返出地面的能力，有效提高了水平段攜巖清砂效率。在Y102H34平臺應(yīng)用3口井，實(shí)現(xiàn)水平段摩阻降低23%、扭矩降低22%。

2.5 鉆井液地面循環(huán)降溫技術(shù)

針對井底溫度高、鉆井液常規(guī)循環(huán)降熱速率慢的問題，川慶鉆采院研制了鉆井液地面循環(huán)降溫裝置，通過增加換熱面積、提高冷卻塔功率使鉆井液地面循環(huán)冷卻降溫后重新循環(huán)入井，實(shí)現(xiàn)井底循環(huán)溫度降低5~15 ℃，為井下旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具等提供適宜工作條件［17, 20］。如 L203H6-6井采用該裝置，水平段前段井底溫度120~130 ℃、水平段后段130~135 ℃，顯著低于未使用該裝置的鄰井井底溫度135~140 ℃(見圖4)，全井未發(fā)生因高溫導(dǎo)致的工具及儀器失效問題。

圖4 鉆井液地面降溫后井底循環(huán)溫度的對比Fig.4 Comparison of downhole circulating temperature with and without surface cooling of drilling fluids

2.6 地質(zhì)工程一體化導(dǎo)向鉆井技術(shù)

在深層頁巖氣水平井采用“三維地質(zhì)工程模型+特殊錄井+隨鉆跟蹤精準(zhǔn)定位+異常情況隨鉆評估”的地質(zhì)工程一體化導(dǎo)向鉆井模式，由地質(zhì)、工程、導(dǎo)向等專業(yè)組成地質(zhì)工程一體化導(dǎo)向小組，基于三維精細(xì)地質(zhì)建模、多源信息精準(zhǔn)定位對優(yōu)質(zhì)儲層垂向分層和橫向展布進(jìn)行精細(xì)刻畫，綜合應(yīng)用巖屑錄井、鉆時氣測錄井、元素錄井等精準(zhǔn)識別鉆遇巖性和層位，確保軌跡在鉑金靶體內(nèi)穿行［4, 6, 13-15, 31-33］。同時，搭建一體化地質(zhì)導(dǎo)向決策系統(tǒng)，該平臺包括隨鉆測井與錄井?dāng)?shù)據(jù)同步實(shí)時采集系統(tǒng)、水平井地質(zhì)導(dǎo)向應(yīng)用系統(tǒng)、水平井井眼軌跡投影于地震數(shù)據(jù)體的實(shí)時展示系統(tǒng)3個子系統(tǒng)［32］，更新迭代鉆前、鉆中、鉆后全過程三維地質(zhì)模型，為地質(zhì)工程一體化導(dǎo)向小組提供決策支持，精細(xì)制定導(dǎo)向措施，跟蹤指導(dǎo)鉆進(jìn)過程。

通過精細(xì)刻畫構(gòu)造斷層、儲層品質(zhì)、地應(yīng)力和裂縫發(fā)育情況，優(yōu)選“地質(zhì)+工程”雙甜點(diǎn)，采用地質(zhì)工程一體化導(dǎo)向鉆井技術(shù)實(shí)時跟蹤、調(diào)整水平井井眼軌跡，確保箱體鉆遇率。如L203H58-1井鉑金靶體鉆遇率92.5%、L210井鉑金靶體鉆遇率96.1%、L203H62-1井和Y101H41-2井鉑金靶體鉆遇率均達(dá)到了100%。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

在瀘州、渝西地區(qū)的L203、Z201、Y101等井區(qū)開展了深層頁巖氣水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)現(xiàn)場實(shí)踐，有效提高了機(jī)械鉆速和鉑金靶體鉆遇率，大幅縮短了鉆井周期。L203井區(qū)單井鉆井周期由初期的199 d縮短至平均 82.6 d，其中 L203H2-3井完鉆井深5 420 m，水平段長 1 495 m，鉆井周期 63.64 d，與初期最快鉆井周期 92.04 d相比，降低了 30.86%。Z201井區(qū)單井鉆井周期由初期的239.5 d縮短至平均 118 d，其中 Z201H3-3 井完鉆井深 4 835 m，鉆井周期 78.99 d。

同時，鉆成了完鉆井深 7 318 m、水平段長2 852 m 的 Z203H2-1 井 和 首 口 5 000 m 以 深 的L211 井 (完鉆井深 6 880 m、水平段長 1 700 m、垂深5 104 m)，取得了顯著效果。表1列出了深層頁巖氣水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)在部分井應(yīng)用效果。

表1 深層頁巖氣水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)在部分井應(yīng)用效果Table 1 Application performance of the developed key technology for deep shale gas horizontal drilling in some wells

4 結(jié)論

(1)針對川南海相深層頁巖氣水平井鉆井存在的技術(shù)難點(diǎn)，通過優(yōu)選抗高溫旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)及提速工具、采用降密度控壓鉆井、研發(fā)巖屑動態(tài)稱重裝置及可降解攜砂纖維維持井眼清潔、利用鉆井液地面降溫裝置保障井下工具儀器正常作業(yè)、推廣地質(zhì)工程一體化導(dǎo)向鉆井，形成了深層頁巖氣水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)。

(2)加快川南海相深層頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)，需要持續(xù)提升鉆井關(guān)鍵技術(shù)水平，建議進(jìn)一步開展油基鉆井液性能改進(jìn)攻關(guān)及高性能水基鉆井液研發(fā)，降低環(huán)保壓力和成本壓力，突破完善國產(chǎn)耐高溫旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具及MWD儀器，提升其在高溫環(huán)境下穩(wěn)定性及耐用性，繼續(xù)攻關(guān)高效破巖PDC鉆頭、水力振蕩器及全金屬螺桿等提速工具，形成適合于深層頁巖氣的“一趟鉆”技術(shù)，不斷豐富地質(zhì)工程一體化導(dǎo)向鉆井技術(shù)，形成適應(yīng)深層頁巖氣地質(zhì)特征的優(yōu)快鉆井技術(shù)，支撐深層頁巖氣的安全高效鉆井。