四川威远页岩气优化钻井模式分析
中石油开发页岩气四种模式成型
中石油开发页岩气四种模式成型
中国最大的油气生产商中石油集团昨日在官方网站披露，截至11 月2 日，该公司在四川盆地拥有页岩气矿权5.65 万平方千米，其中75%国内合作开发、10%国际合作开发、3%风险作业开发、12%自营开发，目前获气井40 多
口，累计开采页岩气2 亿多立方米。
这意味着中石油开发页岩气的四种模式已大体成型。
中石油鼓励改革创新，把合作开发与市场竞争作为推进页岩气规模有效开发的战略，为此开展了多种方式的合作。
其中，在国际合作方面，中石油集团与壳牌、康菲、赫斯等国际知名石油公司联合评价与PSC（产品分成合同）合作。
中石油西南油气田公司副总经理、四川长宁天然气开发有限责任公司总经理谢军透露说。
以四川盆地的情况看，富顺-永川合作区块就是中石油与壳牌合作开发页岩气的区块，自2009 年起联合开展页岩气资源评价，截至目前完井17 口并获气，已投产的11 口井产气9000 多万立方米。
此外，中石油与康菲公司联合开
展的四川内江-重庆大足地质评价作业也在紧锣密鼓进行中，计划明年完成。
此外，中石油也与地方的国有资本进行合作，如去年注册资本金30 亿元的四川长宁天然气有限责任公司就是首家央地合作的页岩气勘探开发公司，目前运转情况非常好。
该公司负责长宁区块的勘探开发，今年的页岩气产量可突破1 亿立方米，明年有望产气10 个亿。
谢军说。
资料显示，四川长宁天然气开发有限责任公司的作业经营范围包括四川省宜宾市珙县、兴文县和长宁县等地，其股东除中石油集团外，还包括四川省能源投资集团有限责任公司、宜宾市国有资产经营公司、北京国联能源投资基。
威远气田开采情况汇报
威远气田开采情况汇报
威远气田位于四川盆地东南缘，地处威远县，是中国西部地区最大的天然气田
之一。
自气田投入开发以来，我公司一直致力于提高威远气田的开采效率和产量，不断优化生产工艺，保障天然气供应。
现将威远气田开采情况进行汇报如下：
一、地质勘探与储量评估。
我公司对威远气田进行了全面的地质勘探工作，通过地震勘探、钻井和地质资
料解释，初步确定了气田的地质构造和气藏分布。
根据勘探结果，威远气田已探明储量达到X亿立方米，具有较好的开采潜力。
二、生产开采情况。
自气田投入生产以来，我公司采用先进的开采技术和设备，不断提高生产效率。
目前，气田日产气量稳定在X万立方米，年产气量达到X亿立方米，为当地及周
边地区提供了大量清洁能源。
三、环境保护与安全生产。
在开采过程中，我公司高度重视环境保护和安全生产工作。
我们严格执行国家
环保政策，采取各项措施减少对环境的影响，确保气田开采活动对周边环境的影响最小化。
同时，加强安全生产管理，严格执行安全操作规程，确保生产过程中没有发生安全事故。
四、未来发展规划。
针对威远气田的开采情况，我公司将继续加大技术改造和设备更新力度，提高
气田的产能和开采效率。
同时，我们还将加强与当地政府和相关部门的合作，共同推动气田的可持续发展，为地方经济发展和能源供应做出更大贡献。
综上所述，威远气田目前的开采情况良好，产量稳定增长，环保和安全生产工作得到有效落实。
我公司将继续努力，确保威远气田的稳定供气，为地方经济社会发展做出更大贡献。
页岩气钻完井技术现状与难点探究
57页岩气与一般的天然气有很大的不同，其形态多样化，大部分存在于裂缝、微孔隙、有机质和粪球粒微孔隙及纳米级孔隙。
为了提高钻井的速度和单井开采效率，必须在开采技术上进行创新和改进，不断攻克技术难点，提高页岩气开采的经济效益，解决人类发展中资源短缺的瓶颈问题。
1 页岩气钻完井技术发展历程1.1 国外页岩气钻完井技术发展美国是目前在页岩气开发方面发展最早，也是发展最为先进的国家，世界上第一口页岩气井就是由美国的技术人员完成，之后又陆续研发了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井等多种方式，页岩气的开发，从垂直井发展到水平井，页岩气的产量也有了很大的提高。
页岩气开发技术水平也走在了世界的前列，而其他国家发展较晚，起步较慢，但随着其他发达国家在页岩气钻完井技术上的成功研发和应用，目前全球都在积极对该技术进行研究创新，由此引发了“页岩气革命”。
1.2 我国页岩气钻完井技术现状 在全球都广泛勘探开发页岩气这一新的天然气能源时，我国迎难而上，很多石油企业都加大了页岩气开发技术的研究，在引进、消化、应用上已取得重大进步。
2009年中石油第一口页岩气井开钻，中石化集团也紧跟其后于第2010年开始了河页1井开钻工程，并于2011年第一口页岩气水平井-建页HF-1完钻。
我国的页岩气开发区域比较集中，一般在重庆涪陵、四川长宁—威远等区块。
面对如此喜人的成绩，我们仍不可忽视页岩气配套钻完井技术暴露出的缺陷，受各区域页岩气储层的物性、裂隙发育程度、气体吸附特征乃至埋深等差异性因素影响，在开采过程中会因为设备或工艺上的原因导致生产事故，也会影响开采效率和产量，最终导致开采投资成本与收益不相符，因此为了更好地提升钻完井技术的应用效果，技术人员需要根据其施工重难点不断完善钻完井技术体系，促使其发展更为成熟。
2 页岩气钻完井技术体系介绍2.1 页岩气钻井技术现阶段页岩气开采主要应用水平井技术，初期由于技术水平较低，研究还未深入，多采用欠平衡钻井法，但其工作效率和产量还能够满足社会需求，随着我国经济发展加快，且技术水平在不断提升，人们对页岩气钻井技术的研究分析更为深入，在总结欠平衡法弊端，结合社会高需求后旋转导向钻井技术应运而生，这种方式的轨迹控制效果好，且避免了对储层造成污染和伤害，保护了开采地周围的生态环境和地理环境，更重要的是可以更为安全高效地对页岩气进行开发。
威远区块页岩气排采除砂工艺分析
第 ４２卷 第 ４期
钻 采 工 艺
Ｖｏｌ４２ Ｎｏ４
ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
·６１·
时甚至回流 １０％～２０％的支撑剂。砂粒可能在井底 沉积并形成砂堵，影响单井产量，且磨损井底和地面 设备。威远地区页岩气井压后返排出砂较为严重， 特别是在 ５ｍｍ～９ｍｍ油嘴加速排液期间容易 发生突发性大量出砂，短时间内大量砂粒沉积井底， 形成砂柱压力，堵塞井筒。井筒砂堵犹如人的血管 硬化，不及时解堵，会导致停产。 ３．钻磨桥塞返排
压裂后返排，常常会使支撑剂回流进入井筒，有
收稿日期：２０１８－０４－１４；修回日期：２０１９－０５－２０ 基金项目：“十三五”国家科技重大专项“页岩气排采工艺技术及应用”（编号：２０１７ＺＸ０５０３７００４）；“十三五”国家科技重大专项“复杂山地 工厂化钻完井作业模式与应用”（编号：２０１６ＺＸ０５０６３００５）；川庆钻探工程有限公司科技项目“页岩气钻机装备配套优化及钻固同步快速平移研 究“（编号：ＣＱ２０１７Ｂ－３４－Ｚ６）。 作者简介：谢奎（１９７８－），硕士研究生，工程师，２０１１年毕业于西南石油大学，现工作于川庆钻探钻采工程技术研究院油气井测试公司。 地址：（６１８３００）四川省广汉市中山大道南二段钻采院，电话：１３８８１９６２０６１，Ｅｍａｉｌ：ｘｉｅｋｕｉ＿ｚｙｙ＠ｃｎｐｃ．ｃｏｍ．ｃｎ
·６０·
开采工艺
钻 采 工 艺
ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
２０１９年 ７月
Ｊｕｌｙ２０１９
威远区块页岩气排采除砂工艺分析
谢 奎，曾小军，王 雷
（中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院）
谢 奎等．威远区块页岩气排采除砂工艺分析．钻采工艺，２０１９，４２（４）：６０－６３ 摘 要：页岩气藏目前主要采用水平井完井和桥塞分层大型水力加砂压裂的工艺进行开发，压裂砂堵泄压、
四川页岩气井钻井液施工方案
泥岩夹砂岩
410
645 1220
45
235 575
654
924 1428
82
270 504
852
1086 1644
48
234 558
900
1150 1690
55
205 540 70 550
本区地层从上至下，依次为侏罗系沙溪庙组、凉高山 灰岩、白云岩夹石膏 1405 185 1644 216 1796 152 1760
均漏速2.4m³/h，漏失钻井液4.3m³。加入随
钻堵漏剂SDL 4t，之后漏速有所减小，钻进 至井深2282.92m井漏逐渐消失，恢复正常钻 进。共漏失密度1.43g/cm³聚磺钻井液 16.9m³。
威203井
该井于2011年11月19日开钻，2012年2月25日完钻，井深3220m，采用聚磺钻井液体系，完井密度1.94g/cm³
威202井
该井于2011年11月26日开钻，2012年1月18日完钻，2012年02月03日完井，钻井周期53天，完井周期 69天，完井井深2610m，完井垂深2605m，完钻层位奥陶系，采用聚磺钻井液体系，中完密度1.43g/cm³，
完井密度1.25g/cm³,平均机械钻速3.85m/h 。
用密度1.43g/cm³、粘度47s的聚磺钻井 液钻进至井深2254.47m发现井漏，漏失钻井 液0.4m³，继续钻进至井深2258.65m，钻进 观察，漏速最大6.0m³/h，最小1.2m³/h，平
致分析，总结了几口井的施工情况，包括钻井液体系， 钻井液性能，施工周期，复杂情况调查等。
浅层（一开、二开）井漏问题
威202井井史显示，该井使用φ 311.2mm钻头、聚合物无固相钻井液钻进 至井深65m发生严重漏失，堵漏无效后使用清水强钻至井深675m一开完钻，累 计漏失清水6630m³，聚合物无固相钻井液95m³，膨润土浆115m³，现场解释为 裂缝性漏失。 威204井完井总结显示用密度1.03 g/cm³粘度32s的聚合物无固相钻井液 开钻，由于地层疏松且地势较高，在钻进过程中严重漏失，在多次堵漏，清水
威远页岩气水平井防塌防卡钻井液技术
威远页岩气水平井防塌防卡钻井液技术威远页岩气田位于四川盆地西南部，地处页岩气丰富的地区，是中国页岩气资源的重要组成部分。
在威远页岩气田的开发中，水平井是一种常用的钻井方式，由于地层复杂、井深较深等因素的影响，水平井在钻井过程中容易出现防塌、防卡等问题，因此需要使用特殊的钻井液技术来解决这些问题。
威远页岩气水平井防塌防卡钻井液技术是通过合理选择钻井液的配方和性能，以及采用适当的工艺方法和设备，来有效地解决页岩气水平井钻井过程中可能出现的防塌和防卡问题的一种技术。
这种技术能够保证页岩气水平井的安全、高效地钻进，提高钻井作业的成功率和经济效益。
1. 合理选择钻井液的配方和性能。
在威远页岩气水平井的钻井过程中，要根据地层条件、孔隙结构、井眼稳定性和岩性等因素，科学合理地选择钻井液的密度、黏度、滤失控制能力、亲油性、PH值等性能指标，并结合实际情况进行调整和改进，以确保钻井液能够满足钻井过程中各种复杂地质条件的要求，达到防塌、防卡的目的。
2. 采用适当的工艺方法和设备。
在钻井作业中，要根据不同的地层条件和钻井液配方的要求，选择适当的搅拌设备、泵浦设备和循环系统，采用合理的作业工艺方法和流程，保证钻井液能够充分地混合和循环，使其性能得到有效地发挥，达到防塌、防卡的目的。
3. 加强现场管理和监控。
在使用威远页岩气水平井防塌防卡钻井液技术的过程中，要加强现场管理和监控，保证钻井液配方、性能和使用符合规范要求，及时发现和解决可能出现的问题，确保钻井作业的安全、高效进行。
在威远页岩气田的实际应用中，威远页岩气水平井防塌防卡钻井液技术取得了良好的应用效果，具体体现在以下几个方面：1. 提高了钻井的成功率。
通过合理选择钻井液的配方和性能，采用适当的工艺方法和设备，加强现场管理和监控，可以有效地提高水平井的钻井成功率，降低了钻井的风险和成本。
2. 改善了页岩气水平井的钻进速度。
采用威远页岩气水平井防塌防卡钻井液技术，可以有效地改善井眼稳定性，提高了水平井的钻进速度，节约了钻井作业的时间和成本。
适用于页岩气井的强抑制防塌高性能水基钻井液体系
第25卷第4期摘要威远地区M 井区页岩气水平井钻井过程中易出现井壁失稳、坍塌等问题,而采用油基钻井液时钻屑含油量高、难处理,并且环保压力大。
因此,以新型阳离子复合抑制剂DY ⁃Ⅱ为主要处理剂,结合优选的封堵剂、润滑剂,形成一套适合于页岩气井的强抑制防塌高性能水基钻井液体系,并对体系性能进行了评价。
室内实验结果表明:钻井液体系具有优良的抑制性和润滑性,页岩滚动回收率达99.2%,极压润滑系数和泥饼黏附系数与油基钻井液体系相当;体系在140℃下老化后流变性能稳定,具有良好的抗温性;采用高效铝基微纳米聚合物封堵剂,能够较好地封堵地层微裂缝,提高井壁稳定性;加入20%钻屑后,体系性能稳定,抗污染能力较强。
现场试验结果表明,该体系性能稳定,具有较强的抑制防塌能力,施工过程中未发生井下复杂情况,作业顺利,说明该高性能水基钻井液体系能够满足威远地区M 井区页岩气井的钻井需要。
关键词页岩气;水平井;井壁稳定;高性能水基钻井液;抑制性;封堵性;润滑性中图分类号:TE254文献标志码:A收稿日期:2017￣12￣24;改回日期:2018￣04￣27。
第一作者:陈庚绪,男,1987年生,在读博士研究生,主要从事岩石力学及钻井工艺相关研究工作。
E ⁃mail :3065247995@。
High inhibition and anti ⁃sloughing water ⁃based drilling fluid systemfor shale gas horizontal wellsCHEN Gengxu,LIU Ao,WANG Qian,ZENG Dongchu,YAN Kang (Petroleum Engineering College,Yangtze University,Wuhan 430100,China)Abstract:With the problems of wellbore instability and wellbore collapse during drilling process of shale gas horizontal wells in MWell area of Weiyuan area,using oil ⁃based drilling fluid will bring large amount of oil in particle debris and cause difficulties to be dealt with,resulting great pressure on environment.Therefore,the new cationic compound inhibitor DY ⁃Ⅱis used as the main treatment agent,combined with the preferred plugging agents and lubricants,forming a set of strong inhibition,anti ⁃sloughing and high performance water ⁃based drilling fluid system suitable for shale gas wells,and the performance of the system was evaluated.The results show that the drilling fluid system has inhibitory and excellent lubricating properties,shale recovery rate reaches 99.2%,and the coefficient of lubrication and the adhesion coefficient of mud cake are equivalent to the oil based drilling fluid system;after aging at 140℃,the rheological properties of the system are stable and have good temperature resistance;high efficiency aluminum based micro nano polymer plugging agent can be used to block the micro cracks and improve the stability of the wellbore;after adding 20%drilling chips,the system has stable performance and strong anti ⁃pollution ability.Field experiment results show that thesystem has stable performance,strong inhibition and anti ⁃collapse ability;no downhole trouble happened in the construction processsuggests that this high performance water ⁃based drilling fluid system can meet the Weiyuan shale gas drilling in M Well area.Key words:shale gas;horizontal well;wellbore stability;high performance water ⁃based drilling fluid;inhibition;sealing;lubrication适用于页岩气井的强抑制防塌高性能水基钻井液体系陈庚绪,刘奥,王茜,曾东初,严康(长江大学石油工程学院,湖北武汉430100)基金项目:国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2016ZX05046)0引言页岩气作为一种非常规油气资源,近年来已成为众多石油科研工作者研究的热点。
页岩气藏X区块水平井参数优化数值模拟
1 数值模拟和优化缝网研究 1.1 数值模拟的准备
X 区块属于低 孔 低 渗 页 岩 气 藏,其 中 甲 烷 含 量 超过90%,重烃 组 分 含 量 甚 微,属 于 典 型 的 干 气 未 饱和气藏。故本次 数 值 模 拟 采 用 CMG 的 GEM 组 分模拟器 进 行 研 究 和 模 拟 实 际 工 区。 页 岩 气 存 在 于储层基 质 孔 隙,储 层 的 裂 缝 是 渗 流 的 主 干 通 道, 本次采用双孔双渗模型进行数值模拟研究。 1.2 X 区块模型建立
2.1 水平段长度 水平井 内 部 流 动 阻 力 较 大,水 平 段 越 长,流 动
阻力越大。随着流 动 阻 力 增 加,水 平 井 流 出 端 的 流 动压力增加,导 致 水 平 段 出 口 端 产 量 变 低,水 平 井 的水平段越 长,压 差 就 越 大,所 以 水 平 段 应 确 定 合 理 长 度 ,本 次 研 究 设 置 5 组 实 验 方 案 ,水 平 段 长 度 分 别 设 置 为 1200m、1400m、1600m、1800m、2000m。 通过数值 模 拟 得 出 日 产 气 量 和 累 计 产 气 量。 如 图 1、图 2。
[5] 刘立峰,张士诚.通过改 变 近 井 地 应 力 场 实现 页岩储层缝 网 压 裂 [J].石 油 钻 采 工 艺,2011, 33 (4):71-74.
水平井参数设 计 需 要 考 虑 储 层 特 征、单 井 控 制 储量、经济效益 等 条 件。 首 先 合 理 编 制 水 平 井 开 发 方案必须先 确 定 水 平 井 的 走 向、井 距、水 平 段 的 长 度、水平井在储 层 当 中 的 位 置。 本 次 设 计 前 提 是 确 定合理井距,根 据 X 区 块 储 层 地 质 特 征,让 水 平 井 可控储量尽量最 大、开 发 效 益 最 优。 结 合 地 质 特 征 及 气 藏 应 力 特 征 ,水 平 井 走 向 为 东 北 — 西 南 向 。
威远构造页岩气水平井钻井井身结构优化探讨
图３ 威 ２ ０ １一Ｉ － Ｉ ３井身 结构 设计 图（ 筇竹寺 ）
根据 威 ２ ０ １一Ｈ１ 、 威２ ０ １一Ｈ ３井 的实 钻 情 况 ，
（ ３ ） 可钻性差 的罗 汉坡 一 遇仙寺 可采用氮 气钻 ；
（ ４ ） ２ ４ １ ． ３套 管 下 至 Ａ 点 附 近 ， 裸 眼 段 由 过 去 的
（ ５ ） 井身 结 构 的优 化方 案需 要进 行现 场验 证 。
参 考 文 献
井井 身结构 优化 获得 以下 认识 ： （ １ ） 增大表层套管下入深度 ， 有 效 地 将 表 水 层
等地 表复 杂完 全封住 。 （ ２ ） 技 术 套 管 下 至 目的层 顶 部 附 近 ， 裸 眼 段 由 过去 的 ２ ０ ０ ０ ｎ ｌ 以上 缩到 １ ２ ０ ０ ｍ 以内 ， 缩 短 了页岩
［ ３ ］ 李功玉 ， 王华 平 ， 张德 军 ， 等． 泥浆 盖帽 强钻 技 术在 威远 页岩地层 的应 用［ Ｊ ］ ． 钻采 工艺， ２ ０ １ ２ ， ３ ５ （ １ ） ： １ — ２ ．
（ ３ ） 封 隔 目的层 以上 的漏 层 、 垮 塌层 ， 有利 于页
Ｏｐ ｔ ｉ ｍｉ ｚ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ Ｃａ ｓ ｉ ｎｇ Ｐｒ ｏ ｇ ｒ ａ ｍ ｆ ｏ ｒ Ｓ ｈ ａ ｌ ｅ Ｇａ ｓ Ｈｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎｔ ａ ｌ Ｗ ｅ ｌ ｌ ｉ ｎ Ｗ ｅ ｉ ｙ ｕａ ｎ Ｓ ｔ ｒ ｕ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ
２ ０ ０ ０ ｍ 以上 减 到 １ ２ ０ ０ ｍ 以 内， 缩 短 页 岩 浸 泡 时 间； （ ５ ） 封 隔 了筇 竹 寺 以 上 的 漏 层 、 垮塌层 ， 有 利 于 页 岩水平 段段 高密 度 钻井 。
四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议
四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议位云生 齐亚东 贾成业 金亦秋 袁贺中国石油勘探开发研究院摘 要 位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田（以下简称威远区块），同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异，目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。
为此，以威远区块PT2平台的6口水平井为例，针对气井生产动态存在的差异，从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析，明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素，进而提出了有针对性的开发措施建议。
研究结果表明：①优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障，水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素；②页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大，当产气量低于临界携液流量时，井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视；③建议低产井应采用小油管生产（油管内径小于等于62 mm），对于上半支低产井，应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能，而对于下半支低产井，则应放压生产，防止井底过早积液。
关键词 页岩气 产量主控因素 生产动态 临界携液流量 开发措施 四川盆地 长宁—威远国家级页岩气示范区 威远页岩气田DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.01.009Production performance of and development measures fortypical platform horizontal wells in the Weiyuan Shale Gas Field, Sichuan BasinWei Yunsheng, Qi Yadong, Jia Chengye, Jin Yiqiu & Yuan He(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 1, pp.81-86, 1/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Weiyuan Shale Gas Field (hereinafter, "Weiyuan Block" for short) is located in the Changning–Weiyuan National Shale Gas Demonstration Region, Sichuan Basin. In the Weiyuan Block, gas wells even on the same platform are quite different in production performance. And so far, the main factors controlling the gas production rate of shale gas wells in this block and the effectiveness of their development technologies and measures have not been understood clearly. In this paper, 6 horizontal wells on PT2 platform in the Weiyu-an Block were taken as the research objects. Aiming at the differences of production performance between these gas wells, this paper an-alyzes the high-quality shale drilling length, dip direction of horizontal section, length of fracturing interval, number of fracturing stages, sand volume and bottom-hole liquid loading to figure out the main factors affecting the gas production rate of shale-gas horizontal wells. Then, it proposes the targeted development measures and suggestions. And the following research results were obtained. First, high-qual-ity shale drilling length is the material and geological guarantee for the high yield of gas wells, and length of horizontal fracturing inter-val, number of fracturing stages/clusters and sand volume are the main engineering factors. Second, in the early production stage of shale gas wells, the produced gas contains liquid with higher water–gas ratios. When gas production rate is lower than the critical liquid-carry-ing flow rate, the effect of bottom-hole liquid loading on gas production rate and wellhead pressure cannot be ignored. Third, it is recom-mended that small tubing (ID≤62 mm) be applied to low-yield wells. When the upward inclined well has low production, skid-mounted drainage gas recovery tools and measures shall be adopted as early as possible to release gas well productivity. And when the downward inclined well has low production, the production method of decreasing tubing pressure shall be adopted to prevent the early bottom-hole liquid loading.Keywords: Shale gas; Production controlling factor; Production performance; Critical liquid carrying flow rate; Development measure; Sichuan Basin; Changning–Weiyuan National Shale Gas Demonstration Region; Weiyuan Shale Gas Field基金项目：国家科技重大专项“页岩气生产规律表征与开发技术政策优化”（编号：2017ZX05037-002）、国家科技重大专项“页岩气地质评价及开发优化技术研究与应用”（编号：2017ZX05062-002）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“四川盆地页岩气建产有利区评价优选及开发技术政策优化研究与应用”（编号：2016E-0611）。
长宁-威远页岩气示范区水平井固井技术
力 一般 在 ５ Ｏ ～ ６ ０ ＭＰ ａ的工况 ， ＋１ ３ ９ ． ７ ｍ ｍ套管极 有可能
导致 产生微 间 隙 。而 ６１ ２ ７ ． ０ ｍ ｍ 套 管产 生 微 间 隙 的可 能性 小 ，因此将 原来 先 导性试 验 中 的 ＋１ ３ ９ ． ７ ｍ ｍ套 管 改 为 １ ２ ７ ． ０ ｍｍ套 管 。 表 ｌ 表明： 水 在油 膜表 面基 本上 无 法铺 展 ， 接 触角
入 ，同时传 统单 向顶替 变为 二位 顶替 更 有利 于 清 除大 肚 子滞 留钻 井液 。现场根 据 软件模 拟 情况 确 定扶 正
器 安放 位 置 ， 使 水平 段居 中度达 到 ５ ０ ％～ ６ ０ ％。 ２ ． １ ． ３ 优选 冲洗 隔 离液 体系 ． 提 高胶 结质 量
筛 选 多种表 面 活性 剂 ． 对 它们 进行 复 配 。 发挥 每 一
第２ ｌ卷 第 ２期
赵 常青 ， 等． 长宁一 威 远 页 岩 气 示 范 区 水 平 井 固井 技 术
２ 固井 技 术 措 施
２ ． １ 提 高顶 替效 率 ２ ． １ ． １ 清 洁 净化 井 眼 ． 循 环调 整钻 井液 下完 套 管后循 环 洗井 １ 周 ．配制 与水 泥浆 塑 性 黏 度、 动切 力相 似 的稠浆 ４ ～ ６ ｍ ． 模拟 固井施 工排 量 段塞
具有 良好 的相容 性 ． 流 动度 均 在 １ ８ ｃ ｍ 以上 ； 随 着温 度
的 升高 。 混合 液 流动 度增 加 ， 有效解 决 了水 泥 浆 与钻 井
注 ： 水泥石的弹性模量为 ８ ． ｏＧ Ｐ ａ ， 抗拉强度为 ２ ． ８ＭＰ ａ 。
液接 触 的污染 问题 ． 确保 了施 工安 全 性 。
２ ． １ ． ４ 浆柱 结构 梯 度设计 ［ １ ｏ － １ １
威远气田页岩气井产量递减分析方法研究
・
５ ６・
第 ３ ７卷
第１ 期
天 然 气 勘 探 与 开 发
＝
（ ４ ）
２ ． １ 预测 １
ｑ
应用 Ａ ｒ ｐ ｓ 产量 递减分 析方法对 模拟 气井 前 ３年
式 中：
Ａ 一 常数 。
的生产数据进行分析， 分析和预测结果见 图 ２ ， 拟合 得式（ １ ） 中的 ｂ值为 ２ ． ２ ０ ７ ， 具体 的气产量预测值见
天 然 气 勘 探 与 开 发
２ ０ １ ４年 １ 月 出版
威 远 气 田页岩气 井产 量 递减分 析 方法研 究
王川杰 袁续祖 高 威 陶小波
（ 中国石油西南油气 田公司蜀南气矿）
摘
要
页岩气是一种重要 的非常规资源 ， 我 国页岩气资源量 巨大。国内非常规天然气 的勘探开发还处于探
索阶段 ， 目前迫切需要开展 页岩气井的动态分析研究 。通过对传统 的 Ａ Ｗｓ 产量递减分析方法 以及 １ ／ ｑ—ｔ ｏ ． ５ 分析方
页岩气藏储层 非常致密 ， 基 质渗透 率一 般在 （ １ ×
１ ０ ～一１ × １ ０ 。 ） ｍ ， 因此 页 岩气 藏 的开 发必 须依 靠
大规模 的体 积压裂 ， 形成 复 杂 的裂缝 网络 ， 才 可 能有
经济效 益 。压裂后 的页 岩气 井线 性 流 的持续 时间将
时间内， 却以不断递减 的趋势发展变化着 。页岩气 井在递减期内采出的天然气数量大， 而且持续时间长， 根据国外学者的统计 ， 页岩气井的寿命普遍 比较长， 有 的甚 至可达 １ ０ ０年 。页 岩气 的递减 规律 也十分 复杂 ，
表２ 。
从式 （ ４ ） 中可 以看 出 ， １ ／ ｑ与 ｆ 呈线 性关 系 ， 应 用 此关 系式 可 以对 气井 的产气量 进行预 测 。
页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究 精品
页岩气水平井钻完井关键基础研究
页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究 阶段成果汇报
2014年3月
专题3任务完成情况：进展顺利，完成了研究内容1和
研究内容2的前部分工作。
A. 完成的研究内容和工作量:
①以威远-长宁工区为研究对象，完成了资料调研与统计分析，得到了工 区钻井地质特征，为页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究 提供了地质和工程依据。 ②取露头页岩岩心8块，开展了岩石力学实验和波速各向异性测试； ③借鉴常规水平井井眼轨迹设计方法，并结合页岩气储层特征、地应力 状态以及层理面和裂缝等弱结构面存在，分析了页岩气水平井井眼轨迹优 化设计需要考虑的主要影响因素，建立了页岩气水平井井眼轨迹的优化数 学模型，提出了页岩气水平井井眼轨迹的优化设计方案。 ④基于上述方法模型，结合完钻的页岩气井资料，对威201-H1、威201H3井、宁201-H1井等井进行了井眼轨迹优化设计与分析，绘制出了2D-3D 井眼轨迹图，与实钻井眼轨迹具有可比性。 ④同时开展了页岩气水平井地质导向的随钻测井精细解释方法研究，尤 其是页岩气储层的随钻识别。
威201井龙马溪组地应力剖面
一、工区水平井井眼轨迹优化设计依据
长宁工区
井号
宁201井
层位
龙马溪
井深
2574m
三向主应力梯度，MPa/100m
水平最大 2.8 垂向 2.56 水平最小 2.15
最大主应 力方向
NE115°
（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据
长宁工区龙马溪组地 应力受走滑断层机制控 制：SHmax> S v > SHmin 且最大主应力和最小主 应力差值较大。
（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析威远地区是四川盆地页岩气资源非常丰富的地区之一，页岩气水平钻井井壁稳定性是页岩气开发中一个重要的问题。
本文将对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素进行分析，以期为页岩气开发提供参考。
一、地质条件威远地区处于四川盆地西北缘，地处成都、绵阳、广元三市的交汇处，其地质构造以隆起为主。
该地区的页岩气储层主要分布在下侏罗统和中侏罗统地层，页岩气储层岩性为泥页岩和页岩，孔隙度较小，渗透率较低。
受地质构造和构造运动的影响，地下应力复杂，存在较大的地应力梯度，这是影响井壁稳定性的主要地质因素之一。
三、钻井液性能钻井液在水平钻井中起着非常重要的作用，其性能直接影响到井壁的稳定性。
在威远地区页岩气水平钻井中，由于地层的特殊性，通常会选择高密度、高黏度的钻井液，以增加井壁支撑力和稳定性。
还需要加入一定的井壁保护剂和抑制剂，以减小井壁的侵蚀和破坏，提高井壁的稳定性。
四、施工工艺水平钻井的施工工艺对井壁稳定性也有很大的影响。
在威远地区进行页岩气水平钻井时，需要选择合适的钻具和施工工艺，以减小地下应力的影响和地质构造的影响，提高井壁的稳定性。
还需要对井眼进行定向和轨迹控制，以保证钻井的顺利进行和井壁的稳定性。
五、温度和压力在页岩气水平钻井中，地层的温度和压力也是影响井壁稳定性的重要因素。
在威远地区，由于地层深度较大，地温和地压较高，这就对钻井液的性能和钻具的选择提出了更高的要求。
还需要加强对井眼周围地层的分析和评价，以确定井壁稳定的技术措施和支撑材料。
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素包括地质条件、井筒结构、钻井液性能、施工工艺和温度压力等多个方面。
针对这些影响因素，需要选择合适的技术措施和支撑材料，以保证页岩气水平钻井的顺利进行和井壁的稳定性。
希望本文的分析能为威远地区页岩气开发提供一定的参考和指导。
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析【摘要】本文旨在研究威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素。
在首先介绍了研究背景，指出了当前页岩气开发中井壁稳定性问题的重要性。
然后阐明了研究目的和意义，即为优化钻井设计提供依据。
在通过对页岩气水平钻井井壁稳定性进行分析，探讨了地质条件、工艺条件、机械条件和流体条件对井壁稳定性的影响。
在综合分析各影响因素，提出了相应的建议和展望，并对研究进行总结。
通过本文的研究，可以为威远地区页岩气水平钻井井壁稳定性的优化提供理论支持和技术指导。
【关键词】关键词：威远地区、页岩气水平钻井、井壁稳定、影响因素、地质条件、工艺条件、机械条件、流体条件、综合分析、建议、展望、研究总结。
1. 引言1.1 研究背景威远地区是中国页岩气资源非常丰富的地区之一，页岩气水平钻井是当前页岩气开发的主要技术手段之一。
在进行页岩气水平钻井时，井壁稳定性问题是一个极为关键的因素。
井壁稳定性不良会导致井壁塌陷、地层破坏甚至井眼塞高等问题，严重影响钻井施工质量和进度。
目前对于威远地区页岩气水平钻井井壁稳定性的影响因素研究并不充分，因此有必要对这些影响因素进行深入分析。
通过研究威远地区页岩气水平钻井井壁稳定性的影响因素，可以为优化钻井工艺、提高钻井成功率、降低事故风险提供科学依据。
针对不同影响因素提出相应的对策和建议，可以为威远地区页岩气水平钻井的安全高效开展提供技术支持和方法参考。
开展对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定性影响因素的分析具有积极意义和重要价值。
1.2 研究目的本研究的目的是通过对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素的分析，深入探讨影响井壁稳定性的各种因素，并提出相应的解决办法。
通过研究工艺条件、地质条件、机械条件和流体条件等方面的影响因素，为提高页岩气水平钻井井壁稳定性提供理论支持和实用指导。
本研究旨在为页岩气开采提供技术支持，提高钻井作业效率，减少事故发生率，保障开采工作的安全稳定进行。
威远页岩气水平井防塌防卡钻井液技术
威远页岩气水平井防塌防卡钻井液技术威远页岩气水平井是指在威远页岩气田开发过程中，为了获取更大的开采面积和提高产能，在垂直井的基础上进行水平井钻探。
由于威远页岩气层的特殊性，水平井钻探过程中常常会面临防塌和防卡的挑战。
为了解决这些问题，需要采用适合的钻井液技术。
防塌是指在钻井过程中，由于地层岩石的不稳定性，容易发生地层坍塌的现象。
在威远页岩气水平井钻探过程中，由于井壁的巨大侧压力和地层的不稳定性，防止井壁塌方至关重要。
钻井液的主要作用是形成一个稳定的井壁，防止地层的坍塌。
在威远页岩气水平井防塌钻井液技术中，常采用的方法有以下几个方面：1. 选用合适的钻井液体系：钻井液通常由基础液体、添加剂和填充物组成。
在威远页岩气水平井钻井液中，选用高密度的水基钻井液，以增加井壁稳定性，防止地层塌方。
添加剂可以增加钻井液的黏度和凝聚力，提高井壁的强度和稳定性。
2. 控制井壁压力：由于威远页岩气水平井具有较大的侧压力，容易导致井壁的坍塌。
在钻井过程中，需要通过调整钻井液的密度和压力来控制井壁的稳定性。
合理的井壁压力可以有效地防止地层的坍塌。
3. 加强井眼质量管理：在威远页岩气水平井钻井液技术中，还需要加强井眼质量管理。
通过密切监测井眼的情况，及时调整钻井液的性能和参数。
需要加强井眼清洁作业，及时清除井眼中的渣层和滞回物，保持井眼畅通。
防卡是指钻井作业中钻头容易卡在井壁或地层裂缝中，导致钻井停滞、损坏设备等问题。
在威远页岩气水平井钻井过程中，由于页岩气层的特殊性，容易形成泥浆堵塞和岩屑积聚，导致钻井工具卡住。
为了防止钻井工具卡钻，采用以下技术：1. 选择合适的钻井液类型：在威远页岩气水平井钻井液技术中，选择有助于降低摩阻、减少泥浆堵塞的钻井液类型。
如钻井胶体稀土水基钻井液，它具有良好的抗渗性能和高扩散率，可以减少页岩气层渗透率的影响。
2. 加强泥浆携砂能力：为了防止岩屑积聚，需要加强泥浆的携砂能力。
可以通过调整泥浆的密度和黏度，加强其对岩屑的悬浮能力，防止岩屑陷落。
四川油气田页岩气水平井钻完井技术讲座课件
纯钻时间 %
44 31 39 41 33
复杂时间 %
5 32 6 2 5
我国页岩气分布图
平均钻速 m/h
2.23 11 2.90 3.40 5.46
钻井周期d
121.17 34.39 78.23 57.83 56.39
国内外页岩气钻井现状分析
CNPC
常规油气资源 （易开发的只占小部分）
目前逐渐衰竭
常规资源
非常规油气资源 （大部分储量开发较困难）
（日益成为开发热点）
截止线是变化的 （基于油气价格的变化）
非常规资源
重油、油砂、页岩油、页 岩气、煤层气、致密砂岩
气、盆地中心气等
需要新技术 天然气水合物与其它更低品位资源
CNPC
一 二 三 四 五
提纲
7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000
0
112 2000
天然气产量
页岩气产量
878
572.6 450
126
149 174
186 196 205
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
美国天然气与页岩气产量 ×108m3
1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
国内外页岩气钻井现状分析
CNPC
(1)、水平井+多段压裂技术的大规模成功应用
水平井的成本一般是直井的1.5倍，800～1000m水平段的常规水平井钻井 及完井投资约为700万美元，而产量是垂直井的3倍左右。目前85%的页岩气开 发井为水平井+多段压裂，多段压裂可以获得更多的裂缝，从而产生更多的泄 流通道；美国新田公司在Woodford页岩中的部分开发井采用5～7段式压裂， 增产效果显著；Shell在潘恩代尔页岩气田的开发中采用了24段压裂。
页岩气水平井钻井技术
页岩气水平井钻井技术摘要当前我国页岩气水平井钻井施工整体表现出成本高、周期长、复杂事故多等问题。
针对这些问题，本文对国内页岩气井进行了技术跟踪，归纳了当前我国页岩气水平井钻井过程中所面临的轨迹优化及控制、井壁稳定、摩阻扭矩、井眼清洁以及固井技术等难点问题。
关键词页岩气水平井轨迹控制井壁稳定摩阻美国页岩气资源的规模化开发和商业化利用，正在改变着世界能源格局，而同为世界能源进口大国的中国，同样拥有丰富的页岩气资源。
政策以及相关支持政策的陆续出台，不但表明了我国政府大力发展页岩气资源的决心，而且正在积极推进我国页岩气产业的全面、快速发展。
页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式，在一定地质条件下聚集成藏并具有商业开发价值的非常规天然气。
与常规天然气藏相比，页岩气储层孔隙度主体小于10％，储层孔隙为0~500nm，孔喉直径介于5~200nm，渗透率极低，一般多采用水平井并经水力压裂技术改造后进行开发。
当前，公认的具备商业开采价值的页岩气藏需具备以下条件：①页岩气储集层厚度大于100ft（30m）；②富有机质页岩有机质丰富，TOC > 3 %；③成熟度Ro在1.1-1.4之间；④气含量>100ft3/t；⑤产水量较少，低氢含量；⑥黏土含量小于40 %，混合层组分含量低；⑦脆性较高，低泊松比、高杨氏弹性模量；⑧围岩条件有利于水力压裂控制。
页岩气藏作为典型的连续型油气聚集，往往分布在盆地内厚度大、分布广的集“生-储-聚”为一体的页岩烃源岩地层中。
页岩作为粘土岩常见岩石类型之一，是由粘土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的，其成分复杂，除包含高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等粘土矿物外，还含有诸如石英、长石、云母等碎屑矿物和铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等自生矿物，页岩层理构造发育，多呈页状或薄片状（图1左），并沿层理发育有大量裂隙和微裂隙（图1右），脆性高、易碎，外力击打作用下易裂成碎片，且吸水膨胀性强，长时间裸露浸泡后极易引起井壁缩径、垮塌、掉块等复杂事故。
页岩气钻井情况汇报
风险，提高了钻井效率。 加强地质导向。建立工程与地质相结合的导向模式，采用MWD+伽玛随钻仪 器，准确跟踪储层，储层钻遇率达到100%。
二、主要措施
定向作业前建立的地质导向模型
威201-H1井水平段地质导向设计地质模型(纵向)
垂深m
1400 1460 1465 1470 1475 1480 1485 1490 1495 1500 1505 1510 1515 1520 1525 1530 1535 1540 1545 1550 1555 1560 1565 1570 1575 1580 1585 1590 1595 1600 1605 1610 1615 1620 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100
钻速10.88m/h。完井通井处理复杂37.66天，3月25日完成固井 作业，完井周期74天。 机械钻速是同构造威201井同层段的2.63倍。 定向钻井周期6.7天（进尺557m，进尺和时间均占全井20%）。
215.9mm井段全过程使用PDC钻头，实现PDC钻头在该地区的
突破。 运用LWD跟踪储层钻进，储层钻遇率100%。
页岩地层离子平衡；适时调整钻井液密度。
优控流变性 针对油基钻井液流变性热敏性强（温度上升粘度下降）的特性，调整高温低剪切速 率粘度和动塑比，70℃温度下Φ6/Φ3粘度由4/2 Pa↗10/8 Pa，动塑比由0.21↗0.36
～0.53，提高了大斜度水平井段钻井液的携砂能力。
高密度油基钻井液 密度2.35g/cm3井浆流变性和触变性良好（粘度 71s，初切/终切 5.5/7.5Pa），举砂 重浆达到2.60g/cm3，为复杂井段充分清洁垮塌物和清除岩屑床提供了保障。
浅谈威远构造地质导向与旋转导向
浅谈威远构造地质导向与旋转导向四川威远是国家级页岩气资源开发区之一，页岩气水平井钻井是一个系统的施工作业，其中地质导向与旋转导向起着引导与实施对井眼轨迹的精确控制，探讨实钻中地质导向与旋转导向技术特点及多见的页岩卡钻和旋转导向工具无信号的问题，进一步提高钻井质量、效率和地质目标达标率。
标签：威远构造；地质导向；旋转导向1 区块介绍威远地区页岩气三维区块内地面地腹构造格局一致，构造简单，西北高东南低，轴线近东西向，龙马溪组优质页岩段发育在底部，井段为2534.00～2574.00m，厚度40.00m，最优储层位置为龙马溪组最底部，厚度6.00m[1]。
根据威远区块完钻井资料分析，钻进过程中钻遇漏层主要发生于表层和茅口组，超压层主要发生于长兴组、茅口组、栖霞组和龙马溪组部分井段，雷口坡组、嘉陵江组含有石膏层，但厚度较薄，沙溪庙组、凉高山组、自流井组、须家河组、飞仙关组、龙潭组和龙马溪组具有厚层泥岩、页岩，易发生垮塌。
2 地质导向与旋转导向技术概述一口水平井的鉆井实施，包括录井、导向、钻井、定向、钻井液等相关专业紧密结合在一起的系统施工。
在水平井钻井施工过程中地质导向技术起到指导作用，就好比指挥官，其根据多项资料及旋转导向随钻测量的参数，及时跟踪钻头钻进的地层位置情况，不断的修正深度和对井斜度数的控制，指导井眼轨迹顺利着陆后横穿最佳储层的走向，以保证实现开发地质目的；旋转导向熟悉工具工作性能，执行地质导向指令，及时调整井眼轨迹，在较高的应变能力下对井眼轨迹实行精度较高的连续控制。
旋转导向的钻井轨迹比常规井下马达导向钻具组合钻出的井眼更加规则、光滑，性能优越以减少起下钻次数，具有较快较稳的施工水平和边滑动边旋转的特点，对应地质导向的指令有指哪里打哪里的强大优势。
地质导向和旋转导向同时接手着陆井段，旋转导向在地质导向的指令下完成带随钻测量的定向井施工，完成造斜段和水平段作业。
地质导向利用邻井储层特征、厚度对比、地震资料与本井导向前实钻资料综合分析，准确预测入靶垂深，建立初始地质导向模型，考虑定向设备能力、井下安全等因素制定详细的着陆点方案和水平段控制措施，向现场施工方技术交底。
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四川威远页岩气优化钻井模式分析
摘要：不断完善四川威远页岩气钻井模式，能够有效提升钻井的速度和效率，
对促进页岩气的钻探和开采，具有重要作用。
本文在对四川威远地区页岩气钻井
工程概况进行综合阐述的基础上，发现在钻探过程中存在表层井漏现象严重、钻
探效率低下和井眼轨迹难度大的问题，并提出了有针对性的页岩气钻井模式的优
化措施，以期为相关人士提供借鉴和参考。
关键词：页岩气；水平井；PDC钻头
前言
随着社会经济的不断发展和社会生产力的进一步提升，四川威远地区的页岩
气开采取得了良好的发展成效，在带来巨大经济利益的同时，对钻井技术也提出
了更高的要求。
目前，在钻探过程中还存在钻探速度低、井壁坍塌和表层井漏现
象严重的问题，对页岩气的开采工作形成阻碍。
因此，不断完善钻井技术，对提
升页岩气的开采效率，具有十分重要的现实意义。
一、四川威远地区页岩气钻井工程概况
该工程W4井采用508mm×339.5mm×244.5mm×139.7mm的井身结构，其中，导管的长度为508mm，下入钻井的深度为492.5mm，套管下至侏罗统珍珠组的
深度为339.5mm，套管下至二叠统栖霞组的深度为244.5mm，套管下至钻井的深
度为139.7mm。
在钻探的过程中，由于珍珠组采用套管进行封隔，导致钻井出现
垮塌现象。
钻头在下降至钻井深2600m后，钻探的速度明显降低。
同时，由于油基钻井液的密度变大，钻泵的压力升高，导致钻探设备出现故障。
此外，随着井
斜角的增大，还导致定向出现了一定的困难。
二、页岩气钻井模式的优化措施
（一）实现井身的结构优化
由于威远地区的地址较为复杂，岩质疏松，并富含地下水，且地下水与地表
水相连，一旦发生井漏现象，会造成地表水的污染。
采用常规的堵漏材料，不能
够立竿见影的看到堵漏效果，无法形成对地表水的有效保护，同时，由于地表水
冲击作用，使得水泥塞很难凝固，堵漏效果不佳。
基于此，该页岩气开采企业对
井身结构进行了优化，对井身结构采用了非标准尺寸，将长508mm的导管下入
钻井深度的495mm，防止了表层井漏现象的发生，为空气钻提供了良好的钻探条件。
将273.1mm的套管下至三叠统须家河组顶部，避免了井壁坍塌现象的发生。
将196mm的套管下至龙马溪组顶部，并将套管的井斜角设置为大于0°，有效防
止了岩层坍塌现象的发生几率，避免在钻井内部形成岩屑床，对钻探的速度形成
不良影响。
采用这一些列方法对井身的结构进行优化，有效防止了表层井漏现象
的发生，降低了岩层垮塌现象发生的频率，同时，缩小了井眼直径，提升了钻探
的效率。
（二）选择优质的钻头
由于钻井的垂直段井眼直径较大，地层的钻探条件较差，无法提升钻探的效率。
在钻井的定向段，由于油基钻井液的密度较大，存在严重的托压现象，导致
钻探的效率不高。
在钻井的水平段，因钻井液密度过大导致井眼轨迹上倾，钻头
无法加压，降低了钻探的速度。
该页岩气开采企业针对钻井不同阶段的特点，选
用了优质的PDC探头，取得了良好的钻探效果。
在垂直井段，针对沙溪庙组采用
了CK605型钻头，其速度高达19.5km/h，而空气钻在同井段钻探速度为4.5m/h，表明CK605型钻头的钻探效率显著高于空气钻头。
在珍珠组至凉高山组之间采用
CK506D型钻头，钻探速度可达到5.5m/h，而牙轮钻头在同井段的钻探速度仅为
3m/h，由此表明，牙轮钻探效率显著低于CK506D型钻头。
在须家河组采用
MS17161型钻头，钻探速度达到5.9m/h，而GD605S型钻头的钻速仅为2.8m/s，
明显低于MS17161型钻头。
在钻井的水平段，选用MO864型钻头，具有良好的
钻探速度。
在造斜段，仅采用MXL-20DX型钻头进行钻探，能够平均提速3m/h。
（三）完善井眼轨迹控制技术
随着钻井倾斜角度的增加，使得钻机的刚性减弱，在调整方面也存在一定困难。
随着水平段的摩擦力增大，钻头不能得到足够的钻压，严重影响了定向的效果。
同时，由于油基钻井液的密度较大，限制了钻井液的排量，容易在钻井内形
成岩屑床，加大井眼轨迹的控制难度。
因此，在垂直井段，可以采用“螺旋杆
+PDC钻头”的方式，进行钻进工作，并实现对井眼轨迹的动态监测，从而形成调
整井眼轨迹的合理依据，实现控制井眼斜率和提升钻探速度的目标。
在增斜段，
采用弯螺杆钻具，依照井眼的轨迹设置造斜率，采用复合入窗的方式，优化了入
窗轨迹，实现了一次性入靶。
在水平段，首先要建立完善的地质模型，然后依据
地层与井眼轨迹的切割关系，合理设计钻进轨迹，并依据地层特征判断地层的倾
斜角，最后，利用钻机具进行增斜和降斜工作，从而不断提升钻探的速度。
（四）优化油基钻井液条件下的固井技术
油基钻井液在钻井壁上形成沉积物，降低了水泥环与套管的强度，对固井的
质量造成了不良影响。
同时，水平井在高密度条件下的提升效率较低，水泥环的
密封性能不高，也是导致固井质量差的重要原因。
基于此，为了提升固井的质量，该页岩气开采企业将套管的居中度提高，在每根套管上设置一枚扶正器，并实现
刚性扶正器和半刚性扶正器的交替设置。
在造斜段，在每根套管上设置一枚刚性
扶正器，在垂直段的每根套管上设置一枚普通刚性扶正器，并提升了套管的居中度。
有效提升了固井的质量。
同时，为了提升胶结的强度，该页岩气开采企业通
过优化钻液的密度和浆柱设计，运用具有密度高和流动性特点的ISOBLOK水泥浆，有效提升了水泥浆的稳定性，用此水泥浆制成的水泥石，抗压等级较高，具有良
好的抗压性能。
此外，该企业采用高效冲洗隔离液，取得了良好的冲洗效果。
结论
通过以上研究发现，在完善页岩气钻井技术的过程中，实现井身的结构优化，选择优质的PDC钻头，能够对钻井的质量形成良好的保障作用。
在此基础上，完
善井眼轨迹控制技术，优化油基钻井液条件下的固井技术，能够有效提升页岩气
的开采效率。
因此，在完善页岩气钻井技术的过程中，可以应用上述方法。
参考文献
[1]唐代绪，赵金海，王华，等.美国Barnett页岩气开发中应用的钻井工程技
术分析与启示[J].中外能源，2011，16(4):47～52.
[2]赵金海，唐代绪，朱全塔，等.国外典型的旋转导向钻井系统[J].国外油气田工程，2002，18(11):33～36.。