涪陵页岩气田井漏现状与技术对策

涪陵页岩气田钻井技术难点及对策牛新明【摘要】涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的页岩气田，其地表和地下地质情况均十分复杂，与常规油气藏和国外页岩气田相比，其开发过程中钻井施工难度较大。

根据大量翔实的资料，从井壁稳定、轨迹控制、固完井质量以及降本增效等方面论述了涪陵地区页岩气田钻井工程中存在的主要技术难点，并对其主要原因进行了分析。

在此基础上，针对性地提出了解决上述钻井技术难点的技术思路和方法，并在涪陵地区页岩气钻井技术研究成果的基础上，指出下一步应深化钻井地质特征精细描述、开展三维井眼轨道优化设计及控制、强化钻井提速技术攻关、完善钻井液与完井工艺配套等研究，以持续提高涪陵页岩气田的钻井效益。

%Fuling shale gas field is the first commercial shale gas development region in China ,where the surface and underground geological conditions are complicated .Therefore ,drilling operations are more challenging than conventional reservoirs and than those shale gas fields abroad .Based on a lot of informa-tion available in Fuling Area ,main challenges were analyzed in shale gas drilling .Then ,some technical so-lutions and methods were proposed against such challenges .Moreover ,considering the current achieve-ments in shale gas development in Fuling Area ,suggestions were put forward to further research to im-prove the drilling efficiency .These suggestions include fine geological characterization ,3D optimized design and control of trajectory ,research on enhanced drilling rate ,and improved matching of drilling fluid and completion techniques .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2014(000)004【总页数】6页(P1-6)【关键词】页岩气;水平井;钻井;井眼稳定;井眼轨迹;涪陵页岩田【作者】牛新明【作者单位】中国石化石油工程技术研究院，北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE254+.9国外页岩气钻井技术的发展已有80多年的历史，先后经历了直井、水平井、丛式井和丛式水平井的发展历程。

四川盆地是中国页岩气勘探开发的有利地区，埋深3500m以深的页岩气资源量高达4612×108m3，由于埋藏较深，页岩气储层呈“五高”特性，地层温度高、上覆压力高、应力差值高、破裂压力高和闭合压力高，给储层压裂带来极大挑战[1]，制约页岩气资源的商业化开发。

因此，有必要研究总结深层页岩气开发技术和经验，逐步形成具有特色的深层页岩气开发技术，实现我国深层页岩气的商业化开发。

1 深层页岩的力学特性通过高温高压三轴应力－应变实验研究深层页岩岩石破裂规律，可知：高温高压下，围压越大，页岩应力与应变非线性关系越明显；常温下，加载至峰值应力时，页岩瞬间破坏，呈现劈裂多缝特征，残余应力高；高温条件下，应力加载至峰值应力前塑性变形特征明显，剪切缝破坏显著，残余应力低。

因此，受高温高压影响深层页岩呈现较强非线性变形特征，页岩破裂及裂缝张开难度大，现场施工难以观察到明显破裂点[1]。

2 涪陵深层页岩气储层压裂改造难点2.1 压力高，施工难度大随着埋深增加，储层地应力逐渐增大，现场施工压力高。

如涪陵焦页XX井，施工压力在100MPa以上，最高达到115MPa。

2.2 加砂困难，砂液比低深层页岩气储层受高温高压影响呈现出较强的非线性变形特征，页岩破裂及裂缝张开，加砂难度大。

涪陵焦石一期产建区内最高砂比可达19%，平均9%～10%。

二期产建深层页岩气区块内最高砂比14%，平均5%～8%，综合砂液比低。

2.3 形成复杂缝网困难，改造体积有限随着深度增加，页岩储层地应力相应增加（图1），地层最大与最小水平地应力差值高（图2），相同净压力条件下，裂缝转向及层理缝的横向扩展难度相应增大，加之深层岩石矿物成分变化，温度、围压升高后，岩石脆性变差，塑性特征明显，易形成主缝，提高裂缝复杂度、增加改造体积的难度加大。

图1 水平主应力差与储层深度关系3636m 图2 脆性指数与储层深度关系3 涪陵深层页岩气储层压裂改造对策3.1 升级压裂配套装备随着埋深增加，储层地应力逐渐增大，目前部分井现场施工压力在100MPa以上，国内主流配套105MPa 压力级别压裂装备不能完全满足于深层页岩气的压裂改造施工，需要配套140MPa压裂装备。

1 漏失情况1.1 裂缝/断裂漏失焦石坝地区产层龙马溪组、五峰组，页岩层理发育，构造裂缝发育，地层疏松，漏点多，漏失情况复杂，地层承压能力薄弱，地层破裂压为1.41~1.45g/cm3。

因此，裂缝发育段及靠近大断裂附近极易漏失。

1.2 堵漏措施不足目前工区三开钻进采用油基钻井液，钻进过程中裂缝发育处漏失速度大，很难进行封堵。

钻进过程中形成的滤饼不致密，堵漏材料也无法滞留在裂缝中。

只能通过降低排量，降低循环压耗和泥浆密度，在泥浆中加入细颗粒随钻堵漏材料，加强随钻封堵能力。

无效堵漏严重制约着固井措施的实施，同时由于堵漏进行的钻井液处理造成钻井液性能差，冲洗和顶替效率不高造成固井质量变差。

2 固井难点1）地层承压能力低，无法使用常规密度水泥浆进行封固。

2）水平段长，目前已由最初的1000~1200m加大为1300-1500m，垂深的加深也加大了对井底的压力，长井段大排量循环会造成泵压过高，易压漏地层。

3）顶替效率难以提高。

4）油基钻井液在堵漏过程中经过处理后，固含增大、粘度升高、动切力大，冲洗效果难以保证。

5）对水泥浆性能要求高，低密度要求良好的沉降稳定性。

固井施工发现，低密度水泥浆在候凝过程中会在环空沉降出现200~400的胶结不良井段。

6）后期压裂作用要求水泥石具有良好的弹韧性和胶结强度。

7）套管下入过程中由于扶正器的刮擦及激动压力的影响容易造成井底已堵漏成功的井段重新出现漏失。

8）由于漏失的存在，压稳存在难度，增加过大的回压，有在固井结束后重新压漏地层的风险。

3 技术措施3.1 提升地层承压能力针对漏失后堵漏成功的井，固井之前采用动态和静态承压抬高地层承压能力，为固井施工提供依据。

通过漏失前后的钻井液密度计算漏失压力，根据固井时管外浆柱结构计算所需提承压能力；通井时以固井施工排量计算的环空返速为基准大排量循环，求取漏失量和漏失速率。

3.2 钻井液固井前的处理为了防止漏失，下套管过程中维持原井浆性能不变。

◄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]。

涪陵页岩气田三维水平井大井眼导向钻井技术一、引言涪陵页岩气田的背景和现状；大井眼导向钻井技术在页岩气田的应用现状。

二、页岩气井的特点和难点页岩气井特点：地层复杂、钻井难度大、开采难度大；钻井难点分析：钻井液失控、钻头受损、井深误差、方位偏移、井眼稳定等问题。

三、大井眼导向钻井技术原理与方法大井眼导向技术原理：惯性导航、地磁导航、全站仪导航等方法；大井眼导向技术方法：直线钻井、弧形钻井、S型钻井等方法。

四、大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田的应用大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田应用的优点；大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田应用的难点和挑战；实际案例分析：涪陵页岩气田应用大井眼导向技术的效果。

五、大井眼导向钻井技术未来发展趋势大井眼导向钻井技术未来的发展趋势；大井眼导向钻井技术未来面临的挑战和发展方向。

六、结论总结大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田应用的效果；展望大井眼导向钻井技术在页岩气开采中的应用前景。

一、引言涪陵页岩气田是中国最大的页岩气田之一，其储量巨大，具有极高的开采价值。

在页岩气田的开采中，钻井技术是关键环节，而随着页岩气井的深入开采和复杂化，传统的钻井技术已经无法满足需要。

因此，大井眼导向钻井技术的出现成为了页岩气井钻井的一项重要技术。

本文主要围绕大井眼导向钻井技术在涪陵页岩气田中的应用展开，探讨该技术的原理、方法、应用以及未来发展趋势。

二、页岩气井的特点和难点2.1 页岩气井特点（1）地层复杂：页岩气田地层复杂，地质条件混杂，不同区域的地下物质成分和性质都有所差异，因此页岩气井钻井难度高。

（2）钻井难度大：由于地层复杂，开采目标难以获取，钻井时对地表平面要求高，同时钻井参数要求极高，如井深、方位、井身直径、竖直度等，仅仅依靠传统钻井技术是无法满足要求的。

（3）开采难度大：页岩气田中，天然气储存在页岩层中，气体分布不均匀，利用率低，开采难度大。

2.2 钻井难点分析在涪陵页岩气田的钻井过程中，会产生许多困难和障碍，主要包括以下方面：（1）钻井液失控：在钻井过程中，若钻井液压力不稳定，容易造成泥浆涌入钻孔中，造成钻井液失控。

涪陵页岩气水平井“复杂井筒”固井技术应用研究摘要：随着涪陵页岩气开发的不断深入，目的层裂缝发育和伴生气活跃、“溢漏同存”井日渐增多，给固井施工带来了很大的挑战。

针对此类复杂井，通过优化前置液组合、管外封隔器与分级箍相组合、双凝双密浆柱结构设计等开展研究，研制开发的纤维弹韧性防气窜水泥浆体系和综合配套工艺技术，在现场3口井成功应用，应用效果显著，对后续施工的同类型井具有一定的借鉴和参考价值。

Keys：页岩气复杂井筒水平井固井技术1 难点分析根据涪陵页岩气钻遇地层特点，复杂井筒条件下水平井固井主要面临以下难点：1）井眼摩阻大，套管居中度低套管与井壁间摩阻大，直井段套管提供的自行下滑动力有限；水平段井眼轨迹易成蛇形起伏，套管重量的90%作用于井壁，套管偏心严重，造成套管下入困难且居中度低。

2）前置液冲洗效率以及顶替效率难以保障水平段套管受重力影响，易偏心、贴边，底部窄边泥浆驱替困难，容易窜槽，环空难以形成连续均匀的水泥；采用油基钻井液，第一、二界面的油膜难以清洗干净，影响胶结质量；同时前置液对油基钻井液存在破乳、絮凝问题，替净困难。

3）水泥浆性能要求高长水平段固井更容易出现水泥浆气侵现象，使水泥浆密度降低，引起水泥浆失重，产生环空气窜，形成环空窜槽；同时，水泥浆体系需兼具防漏失功能。

4）压稳和防漏矛盾突出钻遇地层压力系数1.25~1.30g/cm3，裸眼段孔隙及裂缝发育，伴生气活跃，钻井液密度安全窗口较窄，固井施工和侯凝过程中极易发生油气侵，压稳和防漏、防窜难度大，影响目的层封固质量。

2 技术措施1）优化通井方案为保证套管的顺利下入和提高套管居中度，综合井眼轨迹数据，采用不低于套管刚度的管串通井，对起下钻摩阻较大、方位变化大及全角变化率大的井段认真划眼、通井，去除岩屑床；同时加强钻井液流变性、润滑性能的处理，降低下套管的摩阻，不涌不漏后才能进入下套管作业。

2）优化扶正器安放设计利用固井软件根据井眼轨迹、井径、井斜等数据对套管居中度与下入摩阻进行模拟计算，合理设计扶正器类型与安放位置。

页岩气存在的问题并措施页岩气是一种非常重要的天然气资源，然而，其开采和利用也面临一系列的问题和挑战。

一、页岩气开采问题1.水资源消耗问题：页岩气开采过程中，需要大量的水资源，可能对周边水源造成影响。

应对措施：推动水资源的可持续利用，采用水循环再利用技术，降低对水资源的依赖。

2.地质环境破坏问题：页岩气开采可能导致地下地质环境受到破坏，包括地层变动和地震风险。

应对措施：强化环保监测，采用先进的地质调查和监测技术，及时发现并减轻地质环境破坏。

3.化学品使用及废水处理问题：开采过程中使用的化学品可能对地下水造成污染，废水处理也是一个难题。

应对措施：规范化学品使用，研发更环保的替代品，加强废水处理技术，确保废水排放符合环保标准。

4.社区影响问题：页岩气开采可能对周边社区造成噪音、交通压力等方面的负面影响。

应对措施：与当地社区充分沟通，采取噪音控制和交通管理措施，减小对社区的不良影响。

二、页岩气利用问题1.天然气泄露问题：在生产、输送、储存等环节，天然气泄露可能导致温室气体排放和安全隐患。

应对措施：强化设备监测，采用新型密封技术，及时发现和修复泄露源。

2.碳排放问题问题：虽然天然气相较于煤炭更清洁，但其燃烧仍会产生大量二氧化碳。

应对措施：加强碳捕获和储存技术研究，减少天然气燃烧带来的碳排放。

3.经济可行性问题：页岩气开采和利用的成本相对较高，可能影响经济可行性。

应对措施：推动技术创新，提高开采效率，降低生产成本，提高页岩气的经济可行性。

4.能源政策与社会接受度问题：页岩气的开发受到能源政策的影响，而社会对于其安全性和环保性的认知可能影响其发展。

应对措施：积极响应国家能源政策，提高社会对页岩气开发的认知度，增强社会接受度。

三、技术研发问题1.提高开采效率问题：页岩气开采效率相对较低，提高产量面临技术难题。

应对措施：加大科研投入，推动技术创新，提高页岩气的开采效率。

2.环保技术创新问题：环保技术在页岩气开采和利用中仍存在瓶颈。

页岩气井承压堵漏技术认识涪陵页岩气田属典型的喀斯特地貌，地层微裂缝、裂缝发育，断层较多，施工中井漏频发，堵漏工作异常困难，井漏成为工区面对的主要技术难题。

部分井存在恶性漏失，给堵漏工作带来巨大困难，严重制约了本区块钻井提速提效。

尤其钻遇气层存在喷漏同存的困境，通过选用合适的堵漏材料（刚性、柔性、拉筋）提高地层承压能力，较好的控制了井控风险，保证了施工的安全高效。

标签：页岩气井;承压堵漏;井控风险;井漏前言页岩气井地层承破碎发育压能力低，易诱发井漏。

优选封堵材料、设计封堵防漏配方，增强钻井液封堵能力，提高地层承压能力，从而形成二开防漏技术。

通过刚性填充颗粒、变形填充颗粒和纤维封堵剂，对孔隙、孔吼进行液相封堵和屏蔽暂堵，提高缝面或井壁面的封堵强度，减小孔隙压力传递，增大地层对钻井液进一步阻隔能力，减轻水楔作用和水化产生的推挤作用带来的不利影响。

提前加入封堵材料预封堵，应用随钻防漏堵漏技术[1]，遇到小漏可以防、中漏可以穿、大漏加入桥堵材料能快速封堵穿过漏层，改善泥饼质量，提高漏失层段承压能力。

1、钻井液防漏堵漏难点1.1二开难点二开采用钾基聚胺钻井液体系钻进[2]，漏失特点主要表现为地层承压能力低、漏失段长、漏失次数多，常伴随先漏后喷、先漏后垮的特点。

二开韩家店组、小河坝组泥岩地层以诱导性裂缝漏失居多，漏失点多、漏失速度中等，漏失井段长，虽然有成熟配套的堵漏措施，但实际钻井过程中发现，有的井漏点很难卡准，导致堵漏效果不佳。

长裸眼井段地层压力系数不同，一旦压漏薄弱地层或发生复漏，漏点难以判断，尤其是直导眼井，下部为平衡气层密度较高，部分地层承压能力低或破碎，难以形成致密封堵层，承压不高，易复漏。

1.2三开难点龙马溪组-五峰组裂缝发育，存在大小不等裂缝，多为裂缝型和诱导型漏失，主要表现为漏失点多、漏失段较长、漏失量大等特点;并且经过大规模壓裂后，裂缝开启程度进一步增大，防漏堵漏难度更大。

2、钻井液应对措施2.1技术思路承压堵漏技术，主要是利用刚性颗粒强度高、不易被闭合压力压碎、不水化的特性，根据漏失情况，估计出最大裂缝宽度，按架桥原理确定最大架桥颗粒的粒级及浓度，以不同级别目数的颗粒为基础，加上各粒级的桥塞材料以及可变形微粒封堵材料，在地层中裂缝中能够架桥、楔入、填充，提高地层的周向诱导应力，从而提高地层承压能力[3]。

涪陵地区页岩气水平井低承压配套固井技术何吉标;陈智源;刘俊君;周福;袁欢【摘要】受焦石断背斜两侧的大断裂带影响,涪陵南区及边界井目的层裂缝发育,钻井漏失复杂情况逐渐增多,而在油基钻井液条件下堵漏提承压材料相对较少,固井时存在较大的漏失风险,极易导致水泥浆返高不够而形成漏封,严重影响全井封固质量.通过对现场情况的摸索和总结,对前置液、水泥浆体系和固井施工工艺进行防漏堵漏优化研究,在有效提高固井质量的同时增强封堵能力,形成了一套成熟的页岩气水平井低承压配套固井技术,并在涪陵工区漏失复杂井进行了广泛应用.应用效果表明,固井优良率由初期的64.28％提高到了80％,固井质量明显回升,这套固井技术能够满足涪陵地区固并施工易漏失井的固井技术要求.【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》【年(卷),期】2016(029)005【总页数】3页(P33-35)【关键词】涪陵地区;页岩气;固井技术;水平井【作者】何吉标;陈智源;刘俊君;周福;袁欢【作者单位】中石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司,湖北武汉430074;中石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司,湖北武汉430074;中石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司,湖北武汉430074;中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司,湖北潜江433121;中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司,湖北潜江433121【正文语种】中文【中图分类】TE256涪陵页岩气田位于川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造，目的层为志留系龙马溪组底部和奥陶系五峰组。

实钻及电测发现，龙马溪和五峰组均有不同程度的裂缝发育，同时随着涪陵区块井位的南移及向边界扩展，以及受焦石断背斜两侧的大断裂带影响，裂缝更加发育，这些导致钻井过程中漏失复杂井增多。

截至2015 年底，在涪陵页岩气区块 164 口已完钻的井中，有 62.20% 的井在钻井过程中存在漏失。

漏失复杂井的存在导致固井施工时水泥浆漏失和低返现象突出，严重影响封固质量。

涪陵页岩气田连续油管钻塞技术常见问题及对策摘要：随着涪陵页岩气田持续开发，加密井和上部气层井的大范围布井开采、压裂工艺不断的改变，压裂后的井筒情况变得更加复杂，对压裂后钻塞施工增加了难度，如管柱下放过炮眼困难、提前自锁、遇卡风险变大等问题。

因而如何有效防范、降低钻塞期间出现问题，避免增大后期处理风险成为亟需解决的问题。

关键词：页岩气井；连续油管；钻塞前言：随着涪陵页岩气田加密井和上部气层井的大面积开发以及“密切割压裂工艺”的推广使用，在压裂效果上取得了显著的效果，也带来了压后井筒复杂情况增多的问题，给后续的钻塞带来困难。

表1 压裂情况对比从表1中看出，随着页岩气田开发的不断深入，不论是井深、水平段长度、井眼轨迹、射孔簇数、桥塞类型、加砂量及压后井筒状况都和气田前期开发时有了明显的变化，对后期连油钻塞提出了新的要求。

1.压裂工艺改变后钻塞出现的问题1.1施工周期的改变压裂工艺未改变前，钻塞施工平均周期为3-5天，大部分井只需进行一趟钻塞加一趟井筒清理；采用新的压裂工艺后，钻塞作业出现下放困难、过炮眼时间增加、强磁清理次数增多等问题，直接导致施工周期延长，目前钻塞施工周期平均为7-8天。

1.2施工成本的增长因压裂工艺的改变及加密井和上部气层的开发，使得压后井筒状况及井眼轨迹都较之前变得复杂，导致水力振荡器的使用频次增加，金属减阻剂用量也从100-200L/井上升至400-600L/井，虽然在桥塞的使用上使得钻塞成本下降，但施工周期的增加，水力振荡器的使用、金属减阻剂用量的增长，导致总体的施工成本增长。

1.3返屑率大幅下降在2014-2015年间，气井水平段在1500m左右，地层能量充足，钻塞期间地层压力高，施工期间出口用8-12mm油嘴控制，井口套压平均高于10-13MPa，进口排量400-420L/min，出口排量普遍大于450L/min。

目前钻塞施工井，水平段长度大于2000m，出现多口井钻塞施工前井口无压力（甚至负压现象），水平段的增长，井内压力的降低，大部分的井口套压低于10MPa。

涪陵页岩气田钻井工程技术进展与发展建议潘军;刘卫东;张金成【摘要】涪陵页岩气田是我国首个实现商业化开发的大型页岩气田,其钻井工程技术体系对其他页岩气田钻井具有示范作用.将涪陵页岩气田钻井工程技术发展分为勘探发现、开发试验、一期产能建设和二期产能建设4个阶段,并从地表地质特征、井壁稳定、井眼轨迹控制以及固井质量等方面论述了该气田发展历程中遇到的钻井技术难点.针对上述技术难点,从平台地面布局、布井方案、低成本优快钻井、井眼轨迹控制、井筒完整性评价等方面总结了9项钻井关键技术,以期为其他页岩气田的钻井提供借鉴.同时,在此基础上围绕“稳产增效、提速降本”,指出了涪陵页岩气田下一步的钻井技术需求,提出了针对性的钻井技术发展建议,以持续提高涪陵页岩气田的钻井技术水平.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2018(046)004【总页数】7页(P9-15)【关键词】钻井工程;发展历程;技术进展;发展建议;涪陵页岩气田【作者】潘军;刘卫东;张金成【作者单位】中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部,北京100728;中国石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石化石油工程技术研究院,北京100101【正文语种】中文【中图分类】TE242涪陵页岩气田主体位于重庆市涪陵区境内，地表属山地喀斯特地貌，地面海拔300～1 000 m。

2012年焦页1HF井获高产页岩气流，拉开了中国页岩气商业化开发的序幕。

截至2017年底，涪陵页岩气田累计产气154.32×108 m3，顺利建成了100.00×108 m3/年的产能，成为了北美之外首个实现商业化开发的大型页岩气田。

作为我国第一个大型页岩气田，其钻井工程技术体系对其他页岩气田的钻井具有示范作用[1-4]。

为了系统总结涪陵页岩气田的钻井技术，笔者围绕交叉形平行水平井组布井方案及鱼钩形井眼轨道设计、适合山地特点的“井工厂”平台地面布局方案和“井工厂”钻井作业模式、适于溶洞暗河地层的清水强钻钻井技术、基于全井段的“PDC钻头+螺杆”复合钻井技术、低成本常规导向井眼轨迹控制技术、国产低成本油基钻井液技术、页岩气水平井套管密封完整性设计与控制技术、满足大型压裂要求的长水平段固井技术等方面开展了系统概述；针对涪陵页岩气田现阶段面临的稳产压力大、经济开发效益有待进一步提高等问题，从“稳产保效、提速降本”的角度，对钻井工程技术发展方向进行了展望和分析，以期为页岩气钻井工程技术的持续攻关提供借鉴。

涪陵页岩气田油基钻井液随钻堵漏技术舒曼;赵明琨;许明标【摘要】The horizontal interval in the 3rd Section drilled by using oil-based drilling fluids during the development of the Jiaoshiba Block in Fuling Shale Gas Field was susceptible to low success rates in plugging operations and the reoccurrence of lost circulation due to incompatibility of lost circulation materials (LCM) and drilling fluids.Accordingly,lost circulation systems for oil-based drilling fluids were developed.Based on working principles characterized by "Joint application of rigidity and flexibility,plugging through deformation and filling by fine particles",lab tests were conducted to select JHCarb rigid LCM,HIFlex deformation particles and H-Seal elastic plugging additives to prepare plugging while drilling systems for oil-based drilling fluids.Highly compatible with oil-based drilling fluids and with outstanding performances in oil and temperature resistance,the newly developed systems may be circulated for prolonged periods in drilling fluids to eliminate the possibility of lost circulation.With pressure-bearing capacities over 7 MPa,the system could be deployed to plug fractures with widths below 3.0 mm.The system has been deployed during drilling of the horizontal well interval for shale gas development in Jiaoshiba Block by using oil-based drilling fluids.The system was proved to be capable of effectively eliminating lost circulation with velocities around 10.0 m3/h during drilling.Research results showed the plugging while drilling system of oil-based drilling fluids couldeffectively enhance the pressure-bearing capacities of formations and protect shale formations from lost circulation.Eventually,the system might facilitate execution of well cementation operations.%涪陵页岩气田焦石坝区块三开水平段采用油基钻井液钻进过程中,因堵漏材料与现场钻井液配伍性差导致堵漏成功率低、易复漏,针对该问题,研究了油基钻井液随钻防漏堵漏体系.基于"刚柔并济,变形封堵,细粒充填及限制渗透"的堵漏原理,通过室内试验,优选了JHCarb 刚性堵漏剂、HIFlex变形颗粒与H-Seal弹性封堵剂,并配制了油基钻井液用随钻防漏堵漏体系.该体系与油基钻井液配伍性好,耐油耐温性能佳,可长时间在井浆中循环,预防渗透性漏失,封堵宽度小于3.0 mm的裂缝,承压能力大于7 MPa.该体系在焦石坝区块页岩气水平井水平段油基钻井液钻进过程中进行了应用,有效防止了易漏地层的渗透性漏失,成功解决了钻进过程中漏速10.0 m3/h左右的漏失问题.研究结果表明,该油基钻井液随钻堵漏技术能解决页岩地层的漏失问题,有效提高了地层承压能力,保证了固井作业顺利进行.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2017(045)003【总页数】6页(P21-26)【关键词】页岩气;油基钻井液;堵漏剂;涪陵页岩气田;焦石坝区块【作者】舒曼;赵明琨;许明标【作者单位】非常规油气湖北省协同创新中心(长江大学),湖北武汉 430100;荆州嘉华科技有限公司,湖北荆州 434000;中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司,重庆408014;非常规油气湖北省协同创新中心(长江大学),湖北武汉 430100【正文语种】中文【中图分类】TE254+.6涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气藏采用长水平段水平井分段压裂的方式开发，为了实现长水平段安全高效钻井，通常选用油基钻井液，但是该区块目的层龙马溪组页岩层理发育、地层破裂压力低，容易发生井漏。