页岩气“井工厂”钻井关键技术

页岩气水平井钻完井关键技术分析王继峰赵棋顾黎明（新疆贝肯能源工程股份有限公司克拉玛依市８３４００９）摘要:在我国，目前对页岩气的技术开采上，工程体系非常的庞大，而开采页岩气的一项核心技术是水平井技术。

文章将从对页岩气的储存特点进行探讨，分析在开采页岩气中对水平井技术在具体应用中的优势，其优势具体包括对页岩层天然裂缝的充分利用、促进后期的压裂增产以及能够取得很好的成本效益等。

文章进一步将阐述对水平井方位的优选、轨迹控制、井身结构的设计、完井技术、钻井液体系以及钻头的优选等非常重要的技术。

通过对国内外页岩开采状况进行对比，发现在对我国的页岩气进行开采的过过程中一个最佳选择就是应用水平井技术。

关键词:页岩；页岩气；水平井；钻完井技术在资源短缺以及环境保护的双重重压下，在全球范围内，非常规能源渐渐成为一个新热点。

页岩气的储量相当的大，在全球中，已经探明的页岩气储量大概是456×1012m 3。

我国在页岩气的开采中，目前处于起步阶段，可以说还尚未对页岩气的开采进行非常系统性的研究。

所以，文章将重点介绍页岩气开采的一个核心技术，也就是水平钻井技术。

一、在进行页岩气开采中，水平井的优势在储层方面，页岩的储层特点跟常规天然气的储层有不同之处，页岩气储层的储层具有非常强的非均匀质性，这种独特的储层特性，在一定程度上就决定了页岩气在开采上独特的开采方式。

目前，在对页岩气进行开采的过程中，一项核心的技术就是水平井技术。

水平井能够更多的储层很好地穿过，对天然裂缝能够更好的进行利用。

在泥页岩中，发育较好的是垂直裂缝，并且对于很多的页岩气，其都是以游离状态存在于储层的天然裂缝之中。

通过对水平井的运用，就可以对储层以及储层中的天然裂缝进行更多层的穿过。

有助于压裂增产。

页岩气的产量由储层裂缝的数量直接决定。

垂直井井眼方向平行于地层的最大主应力方向，在进行压裂的过程中，裂缝在扩展方向上主要沿着地层的最大主应力方向，所以，直井对压裂增产很不利。

185中石化在涪陵、南川、威荣等多个区块开展页岩气水平井开发，其水平段长历经1500以内、1500~3000米、3000米以上三个阶段，针对国内页岩气水平井开发，一般把水平段超过3000m的水平井称为长水平段水平井，通过施工3500米以上水平段水平井，其压裂改造段长、产气量将提高至少30%以上，大幅度提高单井产量，减少部署井数量、节省土地征用，突破地形地貌限制等，真正实现“少井高产”，对于页岩气的效益开发具有重要意义。

1 钻完井难点问题针对东胜页岩气区块，从前期施工情况分析来看，主要存在以下钻井难点问题：（1）浅表层漏、垮风险高。

东胜区块浅层以须家河组、雷口坡组地层出露为主，溶洞、裂缝发育，部分井区与地下暗河连通，极易发生恶性漏失，同时由于沉积过程中砾石对原有缝洞的充填，导致钻井过程中易发生掉块垮塌，钻井过程也易发生卡钻事故，严重影响钻井进度。

（2）中上部地层差异大，从上部地层到目的层，发育灰岩、白云岩、泥岩地层，灰岩裂缝发育易造成井漏，而夹杂的泥岩地层也影响井眼稳定性。

（3）长水平段施工井壁稳定与降摩减阻难度大，目的层为泥页岩地层，受钻井液浸泡、地层岩石矿物的水化膨胀、应力传递等影响存在垮塌风险，同时长水平段施工摩阻扭矩急速增加，倒是后续施工难度大幅增加。

（4）固完井难度大，长水平段水平井钻井施工后，套管无法与钻具一样实现倒装，提高上部载荷，套管的下入存在较大难度。

2 井身结构设计井身结构设计是钻井安全顺利施工的首要条件，合理的井身结构设计能有效针对各类风险提供保护措施，为下步施工提供条件，同时能最大限度地减小裸眼段摩阻，为长水平段水平井提供保障。

页岩气水平井井身结构设计主要考虑两点因素，一个是封固不同压力层系的地层；二是封固各类不稳定地层，为下开次的施工提供井眼条件。

其井身结构设计具体为：导管段采用Φ609.6mm钻头×Φ473.1mm套管封固雷口坡组易漏失、易跨地层；一开采用Φ406.4mm钻头×Φ339.7mm套管封固嘉陵江组裂缝发育层；二开采用Φ311.2mm钻头×Φ244.5mm直至进入目的层龙马溪组顶部，套管封固上部二叠系、志留系易漏失层，为三开油基钻井液施工提供条件；三开采用Φ215.9mm钻头与油基钻井液施工水平段直至完钻[1]。

页岩气三代钻井技术、压裂技术怎样开采页岩气？页岩气是充填于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的自然气。

开采页岩气通常要先打直井到几千米的地下，再沿水平方向钻进数百米到上千米，并采纳大型水力压裂技术，也就是通过向地下注入清水、陶制颗粒、化学物等混合成的压裂液，以数十到上百兆帕的压力，将蕴含自然气的岩层“撬开”，就像在致密的页岩中建设一条条“高速大路”，让深藏于页岩层中的页岩气沿“高速大路”跑到水平井段，最终从直井中采出来。

页岩气井钻井示意图页岩气三代钻井技术●一代技术2023年~2023年，勘探开发初期，水平段1000~1500米，周期80~100天。

主要以常规油气钻井技术工艺+水平井钻井技术+油基钻井液为主。

●二代技术2023年~2023年，一、二期产能建设时期，水平段1500~2200米，周期60~80天。

针对页岩气开发特点，开展页岩气工程技术“一次革命”，攻关完成了“井工厂作业+国产化工具+自主化技术+系列化工艺”，实现提速降本增产。

●三代技术2023年至今，页岩气大进展时期，水平段2000~3000米，周期40~60天，围绕“四提”目标，开展页岩气工程技术“二次革命”，主要技术路线是“个体突破向综合配套转变，单项提速向系统提速进展”，技术要点是两个方向（钻井工艺+钻井工具）、三大核心（激进参数+精益施工+超常工艺）、三大基础（地面装备+井下工具+钻具组合）。

页岩气三代压裂技术●一代技术2023年~2023年，渐渐形成自主化的以“桥塞分段大规模体积压裂+井工厂运行”为核心的页岩气长水平井高效压裂技术系列。

●二代技术2023年~2023年，自主页岩气压裂技术转变为追求改造体积裂缝简单度最大化，攻关形成了“多簇亲密割+簇间暂堵+长段塞加砂”主体压裂工艺等低成本分段工具及工艺为代表的二代压裂技术系列。

●三代技术2023年至今，为满意多层立体开发和不同类型储层要求，乐观开展全电驱压裂装备配套适应性讨论，推广牵引器射孔技术和延时趾端滑套工艺，优化高效可溶桥塞结构，研发井口快速插拔装置、多级选发点火装置、高效连续油管钻塞液体系，持续更新升级压裂装备及其配套工具，全面提升了装备作业水平，实现低成本、规模化、绿色施工。

页岩气井工厂化开发关键技术文/王敏生光新军，中国石化石油工程技术研究院由于页岩气勘探开发投入成本高，产能低，使得石油公司面l临着诸多挑战。

利用有效的钻完井技术，减少非作业时间，缩短建井周期，降低作业成本显得非常重要。

页岩气“井工厂”开发已经证明是经济可行的方案，其核心是在一个井场钻多口水平井，实现可重复、批量化作业的工厂化生产模式，关键技术包括井场部署、批量化作业、特种作业钻机、井眼轨迹控制技术、同步压裂技术、裂缝监测技术、钻井液循环利用和压裂液回收利用等。

近年来页岩气“井工厂”开发模式在北美广泛应用，带来了巨大收益，而我国页岩气开发还处于试验阶段，对“井工厂”开发概念和模式认识不清。

为此，笔者对页岩气“井工厂”开发的特点和现状进行了分析，并对主要的关键技术进行了阐述，所取得的认识对我国页岩气的高效开发具有一定的借鉴意义。

一、“井工厂”开发特点及现状自从美国1821年完钻世界上第一口页岩气井以来，页岩气钻井先后经历了直井、水平井、丛式“井工厂”的发展历程。

加拿大能源公司(EnCana)最先提出“井工厂”开发的理念，是使用水平井钻井方式，在一个井场完成多口井的钻井、射孔、压裂、完井和生产，所有井筒采用批量化的作业模式。

页岩气“井工厂”开发的目的是为了提高开发的经济性，同时通过在一个井场钻多口井减少钻完井对环境的影响。

主要有以下优点：①利用最小的丛式井井场使开发井网覆盖储层区域最大化，减少了井场的占地面积；②多口井集中钻完井和生产，减少了人力成本、钻完井施工车辆及钻机搬家时间，同时地面工程及生产管理也得到简化，大大降低了作业成本；③多口井依次一开、固井，二开、再依次固完井，钻井、固井、测井工序间无停待，实现设备利用最大化，提高了作业效率；④多口井在相同开次钻井液体系相同，钻井液重复利用，大幅降低钻井液用量，减少钻井费用；⑤多口井进行同步压裂，改变井组间储层应力场的分布，有利于形成网状裂缝，提高页岩气的产能和最终采收率；⑥压裂液返排后回收利用，节约成本又有利于保护生态环境；“井工厂”开发也存在着缺点，主要包括：增加了井眼轨迹控制难度，对设备和技术要求较高；总体井组钻井周期较长，一般要在整个井组完钻后才可进行后续的作业；加大了现场工程监督难度。

页岩气井施工技术页岩气属于非常特殊的天然气类型，它通常被嵌藏在岩石之中，难以开采。

在过去，技术难以突破，需要耗费大量时间和资金才能提取出来。

但是，页岩气却是未来能源的一个非常重要的来源，因此我们需要了解更多关于页岩气的井施工技术来提高开采效率。

一、井底钻探井底钻探技术对于页岩气井的施工非常重要，因为只有在掌握了页岩岩层信息的同时，才能够制定出合理的施工方案。

在井底钻探过程中，需要在钻头周围布置一些传感器来进行测量，以便收集相关数据。

在采集到数据后，需要进行分析和处理，以便更准确地进行井斜、方向和位置控制。

二、地质特征分析在进行井底钻探时，需要将收集到的岩层特征和井口到井底的井眼轨迹分析。

这样可以进一步准确了解到岩层的厚度、硬度、稳定性和孔隙度等参数信息。

这些参数信息是制定后续井施工方案的重要基础。

三、深度呼吸深度呼吸是指在施工过程中采取的为保障施工人员安全而进行的一种技术措施。

当井底深度达到1000米或更深时，井内空气中的氧气含量会减少，其中二氧化碳和甲烷的含量则会增加。

这种深度呼吸技术可以调节井内空气成分，从而保证施工人员的安全。

四、水力压裂水力压裂（Fracking）是进行页岩气开采的一种重要技术。

在施工水力压裂之前，需要对井眼进行钻孔，然后启动一个产生压力的泵。

具体操作需要在钻孔周围注入含有砂和水的液体钻井泥浆，以产生压力,从而形成裂缝以便天然气出现和流动到井眼内。

然后将砂和水混合物继续注入，以保持这些裂缝的开放状态。

五、固井固井是指在进行页岩气井施工时用于保护井身的管道并防止岩石塌方的一种技术。

它涉及到将水泥和其它添加剂注入到井中，以填满井中空间并稳定周围地层。

固井技术不仅可以加强结构，还可以保护井壁和限制压力泄漏。

六、气井开发气井开发是指将页岩气井从钻探状态转化为生产状态的过程。

它需要采取一系列的技术措施，以便将气体从岩石中提取出来。

根据页岩气井不同的特征，气井开发的具体技术会有所不同。

页岩气开采的关键技术常治辉自从美国1821年完钻世界上第一口页岩气井以来，页岩气钻井先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井的发展历程。

２００２年以前，直井是美国开发页岩气的主要钻井方式.随着２００２年Devon能源公司７口Barnett页岩气实验水平井取得巨大成功，水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式。

丛式水平井可降低成本、节约时间、在页岩气开发中的应用正逐步增多。

实际上，海上钻井平台就采用丛式水平井，中国长庆油田的低渗透油气藏，采用丛式水平井后，开采成本大幅度降低，环保效应迅速提高。

国外在页岩气水平井钻完井中主要采用的相关技术有：1）旋转导向技术。

用于地层引导和地层评价，确保目标区内钻井；2）随钻测井技术和随钻测量技术。

用于水平井精确定位、地层评价，引导中靶地质目标；3）控压或欠平衡钻井技术。

用于防漏，提高钻速和储层保护，采用空气作循环介质在页岩中钻进；4）泡沫固井技术。

用于解决低压易漏长封固水平段固井质量不佳的难题；5）有机和无机盐复合防膨技术，确保了井壁的稳定性。

二、固井技术页岩气固井水泥浆主要有泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰＋Ｈ级水泥等４种类型。

其中火山灰＋Ｈ级水泥成本最低，泡沫酸溶性水泥和泡沫水泥成本相当高于其他两种水泥，是火山灰＋Ｈ级水泥成本的１．４５倍。

固井水泥浆配方和工艺措施处理不当，会对页岩气储层造成污染增加压裂难度，直接影响后期采气效果。

三、完井技术国外一些公司认为，页岩气井的钻井并不困难，主要难在完井。

由于页岩气大部分以吸附态（液滴、气水混合物）赋存于页岩中，而其储层渗透率低，既要通过完井技术提高其渗透率，又要避免其地层损害。

这是施工的关键，直接关系到页岩气的采收率。

页岩气井的完井方式主要包括套管固井后射孔完井尾管固井后射孔完井裸眼射孔完井组合式桥塞完井机械式组合完井等完井方式的选择关系到工程复杂程度成本及后期压裂作业的效果适合的完井方式能有效简化工程复杂程度降低成本为后期压裂完井创造有利条件三、储层改造技术页岩气储层改造技术包括水力压裂和酸化，可以通过常规油管或连续油管进行施工。

◄钻井完井►doi:10.11911/syztjs.2020039涪陵页岩气田加密井钻井关键技术刘衍前（中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司，湖北潜江 433100）摘　要: 涪陵页岩气田加密井多处于页岩气压裂区且井网部署密集，导致钻井溢漏等井下故障多发、钻井液安全密度窗口确定难、压裂液侵入造成井壁坍塌及卡钻、防压裂干扰井眼轨道设计难度大等问题。

针对上述钻井技术难点，从压裂区地层孔隙压力计算模型建立、合理钻井液密度窗口设计、防压裂干扰井眼轨道设计、加密井防漏堵漏和溢漏同存防控等方面进行了技术攻关，形成了适用于涪陵焦石坝主体区块的加密井钻井关键技术。

该关键技术在涪陵页岩气田应用31口井，平均水平段长1 933.25 m，平均钻井周期52.38 d，平均机械钻速10.31 m/h，较前期加密评价井机械钻速提高了15.3%，钻井周期缩短了10.7%。

涪陵页岩气田加密井钻井关键技术为涪陵页岩气田二期产能建设提供了技术支撑，也为其他页岩气田开发提供了技术参考和借鉴。

关键词: 页岩气；加密井；压裂；干扰；钻井液密度；井眼轨道；涪陵页岩气田中图分类号: TE242 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2020）05–0021–06Key Drilling Technologies of Infill Wells in the Fuling Shale Gas FieldLIU Yanqian(The No.1 Drilling Company, Sinopec Jianghan Oilfield Service Corporation, Qianjiang, Hubei, 433100, China) Abstract: Infill wells in the Fuling Shale Gas Field are mostly located in the shale gas fracturing area with dense well pattern, resulting in many drilling technical problems, such as complex and frequent overflows and leakages, difficulty in determining reasonable drilling fluid density window, borehole collapse and sticking caused by fracturing fluid intrusion, and high difficulty in designing borehole trajectory to avoid fracturing interference, etc. To solve the above problems, technical research has been carried out from the perspectives of establishing a formation pore pressure calculation model for fracture zones, reasonable drilling fluid density window design, anti-fracturing interference borehole trajectory design, leakage prevention and plugging, and the prevention and control of simultaneous overflow and leakage in infill wells, etc., forming the key drilling technology suitable for infill wells in the Jiaoshiba main block of Fuling. The key technology has been applied in 31 wells in the Fuling Shale Gas Field, with an average horizontal interval of 1 933.25 m, an average drilling cycle of 52.38 days, and an average ROP of 10.31 m/h. Compared with previous infill evaluation wells, the ROP was increased by 15.3%, and the drilling cycle was shortened by 10.7%. The key drilling technology for infill wells in the Fuling Shale Gas Field provided technical support for the phase II productivity construction of the Fuling Shale Gas Field, and also provided technical references for the development of other shale gas fields.Key words: shale gas; infill well; fracturing; interference; drilling fluid density; hole trajectory; Fuling Shale Gas Field涪陵页岩气田是我国首个大型页岩气田，地表属山地喀斯特地貌，海拔300.00～1 000.00 m[1–4]。

涪陵页岩气田钻井关键技术一、绪论A. 研究背景B. 研究目的与意义C. 研究现状二、钻井前期技术A. 勘探工作B. 钻井设计C. 钻井液技术三、钻井中期技术A. 钻井人员与设备管理B. 钻具技术C. 钻井作业管理四、钻井后期技术A. 测井技术B. 钻井液回收利用技术C. 空气钻井技术五、钻井安全技术A. 风险评估B. 应急预案C. 安全监控六、结论与展望A. 结论B. 展望未来研究方向第一章绪论A. 研究背景页岩气作为一种新兴的能源形式，被视为一种对传统燃料发电厂和其它污染或天然资源密集型的能源形式的良好补充。

涪陵页岩气田是中国西南地区最大的页岩气田之一，它的开发利用，将对中国能源结构的调整，推动我国能源供应结构优化和经济可持续发展产生重要影响。

B. 研究目的与意义涪陵页岩气田是一个拥有巨大资源潜力的矿产资源田，然而，钻井技术是开发页岩气田的关键环节。

因此，本论文的主要目的是探讨涪陵页岩气田钻井关键技术。

本论文将从勘探、钻井设计、钻井液技术、钻井人员与设备管理、钻具技术、测井技术、钻井液回收利用技术、空气钻井技术、风险评估、应急预案、安全监控等方面进行综合研究，并探讨其操作方法和现实意义。

此外，本文还将提出进一步改进开发涪陵页岩气田的建议。

C. 研究现状涪陵页岩气田的开发工作已经进入到了井网加密和高效破产压裂阶段。

国内外对于页岩气田的钻井技术已经进行了一系列的研究，涉及到了勘探、钻井设计、钻井液技术、钻井人员与设备管理、钻具技术、测井技术、钻井液回收利用技术、空气钻井技术、风险评估、应急预案、安全监控等方面。

然而，对于涪陵页岩气田钻井关键技术的综合研究还比较薄弱，因此，本文将对此进行深入探究和研究。

第二章钻井前期技术A. 勘探工作勘探工作是后续工作的基础，对于开发涪陵页岩气田的钻井关键技术至关重要。

勘探包括地质、地球物理和地球化学勘探。

其中，地质勘探涉及了地层分析、沉积学和构造地质学。

地球物理勘探包括地震勘探、重磁电场勘探和电磁勘探。

隆页1HF页岩气井钻井关键技术I. 简介- 隆页1HF页岩气井的概述和发展现状- 钻井关键技术的重要性和研究意义II. 钻井前期技术- 井位选址和测井评价- 钻井液选型和设计- 钻头选择和钻井参数设计III. 钻井中期技术- 井壁稳定技术- 钻井过程监测技术- 钻井设备维护技术IV. 钻井后期技术- 水力压裂技术- 气体压裂技术- 快速射孔技术V. 钻井安全监测和环保技术- 防漏报警监测技术- 水土保持技术- 废弃井处理技术VI. 结论- 隆页1HF页岩气井钻井关键技术的研究总结和未来展望I. 简介岩石储层是石油和天然气的主要产出地，传统石油和天然气开采主要以油藏和气藏为主，但近年来页岩气的开采得到了越来越广泛的关注。

隆页1HF页岩气井是一种新型的页岩气开采井型，具有资源丰富、易于注水压裂等特点。

然而，隆页1HF页岩气井钻井过程中存在许多技术难点，如井位选址、井壁稳定、压裂技术等。

本文将着重介绍隆页1HF页岩气井钻井关键技术，并分析其应用现状和发展趋势。

II. 钻井前期技术隆页1HF页岩气井的钻井前期技术主要包括井位选址和测井评价、钻井液选型和设计、钻头选择和钻井参数设计等。

1. 井位选址和测井评价井位选址和测井评价是隆页1HF页岩气井钻井过程中至关重要的一个环节。

井位的选取要考虑自然地质条件、地形地貌、气候环境等因素，测井评价要综合考虑地层构造、地层时空分布等多个方面。

针对隆页1HF页岩气井，钻井前需要进行源岩分析和提高有效储层面积。

2. 钻井液选型和设计钻井液的选型和设计对于隆页1HF页岩气井的钻井质量和效率有直接影响。

隆页1HF页岩气井钻井液的主要作用是降低钻头与井壁的摩擦力以及带走井壁破碎碎屑。

由于隆页1HF 页岩气井地质条件的复杂性，选择合适的钻井液类型和特性至关重要。

3. 钻头选择和钻井参数设计钻头的选择和钻井参数设计是隆页1HF页岩气井钻井关键技术之一。

钻头的类型和质量对钻井质量和效率起着至关重要的作用。

油田页岩气水平井钻井关键技术分析本文在研究中以油田页岩气水平井钻井关键技术为核心，列举工程案例，分析油田页岩气水平井钻井关键技术，明确该技术的应用效果，钻井效率高、成本低，值得被广泛应用，并为相关研究人员提供一定的借鉴和帮助。

标签：油田页岩气;水平井;钻井技术一、工程概况某油田页岩气水平井钻进施工中，基于导眼井实施水平井侧钻，以“导管+四开制”为主进行布设，完工后井深为5179m，施工周期为45.38天，机械钻进均速为7.19m/h。

如图1为井身结构。

导眼井属于直井型，以“导管+三开制”为主进行布设，运用导管钻进，完工后井深为3433m，施工周期为74.33天，机械钻进均速为4.59m/h。

二、油田页岩气水平井钻进关键技术（一）旋转导向钻井技术当前，旋转导向钻井技术应用中，具有较大的应用优势，技术水平比较先进，大多应用在特殊油藏的高难度定向井、大位移井、水平井、超深井以及水平分支井。

在实际应用中，旋转导向钻井技术主要通过远端计算机，在计算机界面输入工具参数值，由脉冲传至井底仪器，优化工具面角，以实现井眼轨迹的控制。

相比于传统螺杆导向钻井方式而言，旋转导向钻井技术具有极强的准确性和及时性，可以实现经验轨迹控制的最大精度，保证导向钻井中的持续性旋转，实现摩阻扭矩的控制。

（二）固井技术通过对本油田页岩气水平井钻进难点的分析，参考国内外固井技术，选择双凝双密度水泥浆，配置比例為 1.38：1.88=低密度缓凝水泥浆：髙胶结弹性防气窜水泥浆，二者配合使用，不仅可以降低水泥浆液柱压力，还可以提高下部产层固井质量，避免固井中出现水泥浆泄露问题。

且由于髙胶结弹性防气窜水泥浆具有极强的胶结能力与防气窜能力，便于后续压裂施工，提高固井综合质量。

（三）激进式钻井技术为了环节环空压耗较高的问题，本钻进工程中选择激进式钻井技术，在设置钻井水力参数中，将钻井参数和水力参数的实际值都超出其设计值。

与此同时，必须对现有钻井设备进行升级，把原有35MPa地面高压管提高到52MPa，根据井深大于5000m的水平井应用大功率F-2200型钻井泵，符合激进式水力参数要求。

Science and Technology &Innovation ┃科技与创新2020年第21期·33·文章编号：2095－6835（2020）21－0033－03宁216H21-2页岩气井钻井关键技术＊王根柱，祝小林，李伟，殷娜（渤海钻探工程有限公司第一钻井工程分公司，天津300280）摘要：宁216H21-2井是部署在四川长宁背斜构造中奥顶构造南翼的一口重点页岩气评价井，该井在钻探过程中受构造变化大、断层发育、地层重复等因素影响，钻井施工难度大。

针对施工复杂、频繁井漏、地层可钻性差等难点，采取雾化钻井、优化堵漏措施、优选钻头、优选钻井液体系等技术措施，顺利完成该井施工任务，为宁216区块页岩气井钻井积累了宝贵经验。

关键词：页岩气；雾化钻井；井漏；钻头中图分类号：TE37文献标志码：A DOI ：10.15913/ki.kjycx.2020.21.0141地质情况宁216H21-2井地层自上而下依次钻遇三叠系的须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系的长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组，志留系的韩家店组、石牛栏组、龙马溪组，奥陶系的五峰组、宝塔组。

目的层为龙马溪组下部优质页岩[1-2]。

2钻井难点地层复杂，井漏严重。

三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组以及二叠系长兴组、茅口组、栖霞组等灰岩地层裂缝和溶洞发育，容易发生裂缝失返性漏失；在志留系韩家店、石牛栏组以及龙马溪组地层钻进过程中容易发生裂缝性漏失。

志留系韩家店组、以泥岩为主，地层承压能力低，坍塌压力较高，易发生井漏和井壁垮塌。

页岩气井对钻井液技术提出了严峻的挑战[2-3]。

地层致密，抗研磨性强，机械钻速低。

长宁页岩气区块地质埋藏深，地层老，地层可钻性差，机械钻速慢，特别是一些复杂地层如茅口组地层含黄铁矿、燧石结核；石牛栏组地层非均质性强，软硬交错，泥质含量高、下部存在致密砂岩，这些原因均会使机械钻速降低[2]。

页岩气储层到钻井到完井到勘探开采的全部技术介绍伴随页岩气在国内市场逐渐兴起，这个产业的投资逻辑也在逐渐发生变化。

据中石化江汉油田一位专家介绍，中国已经初步掌握从地震技术测算页岩气储层到钻井到完井到勘探开采的全部技术。

一、钻井关键技术及钻井成本钻井的核心技术主要有两个：一是在长水平段使用的地质导向，即LWD，俗称“随钻录井”(Logging While Drilling )；另一个是钻井液，俗称“泥浆”。

**LWD**目前中国已经初步掌握LWD，胜利油田已可以生产相关低端产品，价栺在300万元左右，国外LWD低端产品也只有几百万元，但高端产品近5000万元。

目前，在中国将要开钻的区块内，胜利油田生产的LWD可以胜仸，三大油从国外购买的LWD，大约也是300-400万元的产品。

**钻井液**三大油已经建成或在建的页岩气井使用的钻井液多是哈里伯顿和贝克休斯生产。

此前，钻井液的主要技术只有哈里伯顿、贝克休斯和斯伦贝谢拥有，这些企业一般只卖配方。

一张配方价栺约600-800万元。

由于地质条件不同，一张配方只能供应一口井，但是现在随着试验井的频繁试验，中石化已经初步掌握相关配方的技术，同时由于同一地区地质条件有相似处，所以钻井液未来在规模化生产后可以反复利用，那么钻井液的成本将大幅下降。

关键技术掌握后主要是成本是否经济。

目前勘探开采主体，主要是将钻井工程交给钻井队，钻井所需的设备、人员、技术都由钻井队购买配置，如LWD、钻井液、钻头、钻井等。

钻井队目前的成本核算方法有两种：一是如果钻井队没有工作，人员加设备每天的费用为2.5万元；另一个是如果钻井队工作，成本为每米1000-2000元左右。

目前，一个水平井长度约3000米(垂直段+水平段+弯曲段)，那么钻井成本为450万元左右。

根据测算，未来打生产井按主流3500-6000米的垂直深度、1000米的弯曲长度、1500米的水平长度，按最快每天钻1000米，60天一个水平井的周期，那么一个钻井队工作9天，休息51天，钻井的最大成本为1827.5万元(1700万元+127.5万元).二、测录井关键技术及测录井成本**录井**录井就是随着钻头测试地层的岩石性质，有没有油气，该技术国内已经比较成熟，成本为每月16-20万元左右。

常压页岩气井勘探录井关键技术1 录井关键技术2013年以来，伴随焦石坝、长宁、威远等超压页岩气井区块规模性产建工作的开展，页岩气录井遵循：有效识别岩性，满足地层对比的要求；直接检测地层流体含量；满足钻井工程、钻井液、地层压力监测需要，提供优化钻井辅助服务；及时分析储层孔、渗、饱参数，划分评价储层；有利于单井地质评价工作及后续分级压裂改造等原则，形成了以综合录井仪为主体，搭载地化录井、XRF录井、地质导向为主的录井技术系列，以适应不同井别的录井需要，其中勘探井多采用综合录井+地化录井+元素录井的模式。

因常压页岩气较超压页岩气对页岩埋深、厚度、TOC、脆性矿物含量及顶底板岩性等评价参数更为敏感[2]，近年在重庆武隆、湖南、湖北宜昌等地进行的常压页岩气井的勘探中，在已经成熟的页岩气井录井系列基础上，选择性增加了自然伽马能谱录井及页岩气现场解析录井项目，形成了综合录井+地化录井+自然伽马能谱录井+页岩气解析（现场）新的录井系列，以适应常压页岩气勘探的需求。

1.1 地化录井由于泥页岩烃源岩既是生烃层又是储集层，生烃物质类型就是储集的烃物质类型，利用地化录井可获得S0、S1、S2、S4、Tmax等岩石热解参数，判断页岩储层的有机质类型、成熟度，评价有机质丰度、页岩储层及流体性质。

页岩的有机碳含量（TOC）是评价页岩气品质的关键参数，根据有机碳含量可确定页岩吸附气含量。

研究表明，有机碳含量与吸附气含量呈正相关关系[3]，有机碳含量越高，则对页岩气的吸附能力就越大[4]。

TOC含量的高低会导致吸附气量发生数量级的变化，影响页岩气藏最终可采储量。

若有机碳含量比较低，则吸附气量也随之减少，开采效率相对较低。

1.2 自然伽马能谱录井自然伽马能谱录井技术是在自然伽马录井技术基础上发展起来的，是根据铀（U）、钍（Th）、钾（K）的自然伽马能谱特征，用能谱分析的方法将测量到的铀、钍、钾的伽马射线的混合谱，进行谱的解析，确定岩样中U、Th、K含量的一种录井技术[5]。