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。

1 涪陵页岩气田钻井概况及钻井难点 1.1 涪陵页岩气田钻井概况

2012—2017年，涪陵页岩气田的勘探开发历程可分为4个阶段，即勘探发现阶段、开发试验阶段、一期产能建设阶段和二期产能建设阶段。

1) 勘探发现阶段(2012年)。在大安寨区块完成了涪页2-2HF等6口水平井，均未获工业气流。2012年底在涪陵焦石坝区块钻探的焦页1HF井获得了高产工业气流。该井完钻井深3 653.99 m，垂深2 416.55 m，水平段长1 407.50 m，钻井周期151 d，完井周期167 d，机械钻速2.87 m/h。

2) 开发试验阶段(2013年)。在焦石坝区块北部共部署了13个钻井平台，钻井29口，平均完钻井深4 208.00 m，平均垂深2 339.00 m，平均水平段长1 493.00 m，平均机械钻速4.96 m/h，平均钻井周期78.6 d。与焦页1HF井相比，机械钻速提高了72.82%，钻井周期缩短了47.95%。相对于焦页1HF井，开发试验阶段的页岩气井各开次机械钻速都有显著提高，特别是二开井段机械钻速提高了255%，导眼井段机械钻速提高了127%。

3) 一期产能建设阶段(2014—2015年)。焦石坝区块部署了50个平台，钻井229口，平均完钻井深4 734.00 m，平均垂深2 876.00 m，平均水平段长1 517.00 m，平均机械钻速8.14 m/h，平均钻井周期67.37 d。与开发试验阶段相比，机械钻速提高了64.11%，钻井周期缩短了14.28%。相比开发试验阶段，一期产能建设阶段的页岩气井各开次机械钻速都有提高，其中导眼井段机械钻速提高了262%，一开井段机械钻速提高了143%。

4) 二期产能建设阶段(2016—2017年)。截至2017年底，在焦石坝区块外围的平桥区块、江东区块新建钻井平台40个，钻井142口，完钻89口，平均完钻井深5 158.00 m，平均垂深3 259.00 m，平均水平段长1 571.00 m，平均机械钻速7.52 m/h，平均钻井周期84.12 d，平均完井周期99.17 d。平均垂深较一期产能建设阶段增加383.00 m，钻井周期延长了23.5%，机械钻速降低了6.2%。钻井指标的下降，主要由二期产能建设阶段井深增加及小河坝组岩石硬度高、研磨性强，含硅质、石英质夹层等原因所造成。

1.2 涪陵页岩气田钻井技术难点

涪陵页岩气田钻遇地层为三叠系雷口坡组、嘉陵江组和飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组和梁山组，石炭系黄龙组，志留系韩家店组、小河坝组和龙马溪组，奥陶系上统五峰组。主要目的层为龙马溪组和五峰组。钻井过程中主要存在以下技术难点：

1) 地表条件复杂，钻前工程投资大。涪陵地区地面属典型的喀斯特地貌，地表及上部地层裂缝发育，溶洞及暗河分布广泛，导致井位选址困难，钻前工程施工难度大、成本高。

2) 地质条件复杂，钻井工艺复杂。地层地质年代古老，经历多期构造运动, 表现为：a)浅表层溶洞、暗河和裂缝发育，钻井过程中易发生严重漏失；b)二叠系长兴组、龙潭组、茅口组和栖霞组裂缝气发育，且部分含气层含硫化氢，喷漏同层，存在井控与硫化氢中毒风险；c)志留系地层的坍塌压力与漏失压力之间的窗口较小，井壁容易失稳导致井下复杂情况；d)龙马溪组页岩储层层理发育、易水化膨胀，水平段钻进过程中井眼稳定性差，易井漏、垮塌；e)长兴组、龙潭组、茅口组和栖霞组地层硬度大，夹层多，研磨性强，跳钻严重，钻头损坏严重，导致机械钻速低，钻井周期长。

3) 井眼轨道复杂，钻井施工难度大。涪陵页岩气田主要采用丛式水平井组开发，井眼轨道具有3大特点：a)偏移距大。为保证单井控制储量，水平段井距为600.00 m，同时为满足大型压裂要求，水平段钻井方位要垂直或近似垂直于最大主应力方向。b)靶前位移大。为实现地下井网全覆盖，涪陵页岩气田采用交错式井网开发，靶前位移在800.00 m以上。c)水平段长。水平段长度一般为1 500.00 m。

4) 页岩层理发育，井壁稳定性较差。受构造及成岩作用的影响，涪陵地区泥页岩地层层理裂缝发育，具有显著的力学各向异性，导致井壁失稳与漏失风险高，常规水基钻井液无法满足长水平段安全钻进要求；初期使用的油基钻井液油水比偏高，部分井段处理剂加量大，性能尚需进一步完善提高。

5) 固井环境复杂，固井质量要求高。页岩气水平井水平段长、压裂规模大、施工压力高、工艺复杂，多次分段射孔及大型压裂施加的交变载荷对水泥环损伤严重，因此对生产套管的性能和水泥浆的弹韧性以及水泥石与地层胶结质量、密封完整性提出了更高的要求。三开采用油基钻井液钻进，井壁油膜难以冲洗干净，长水平段套管下入过程中摩阻大，套管居中困难，给生产套管固井带来了巨大挑战。

2 涪陵页岩气田钻井工程技术进展

经过5年的研究与现场实践，涪陵页岩气田在钻井工程技术方面形成了适合山地特点的“井工厂”平台地面布局方案和“井工厂”钻井作业模式, 创新设计了交叉形平行水平井组布井方案及鱼钩形井眼轨道设计方案, 形成了适于溶洞暗河地层的清水强钻技术, 全面推广了基于全井段的“PDC钻头+螺杆”复合钻井技术, 形成了低成本常规导向井眼轨迹控制技术, 开发了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, 研发了满足大型压裂要求的长水平段固井技术，形成了涪陵页岩气田钻井工程技术体系，为顺利建成涪陵页岩气田100×10⁸ m³产能提供了强有力的技术支持。

2.1 适合山地特点的“井工厂”平台地面布局方案

“井工厂”模式的丛式井组，就是利用最小的井场面积使开发井网覆盖区域最大化，既有利于钻井及压裂施工实施“井工厂”作业，又充分发挥地面工程及基础设施集中使用的高效性。充分考虑涪陵山区地貌特点，设计出5个井数(3~8口井)、3种排列方式(横排/纵排/双排)、2种钻机模式(单钻机/双钻机)下的多种布局方案，满足了涪陵页岩气田产能建设需求。例如四井式丛式井井场面积8 400 m²，与4口单井井场面积相比，节约土地82.5%^[5-6]。

在“井工厂”平台建设前，采用高密度电法勘查地下100.00 m内暗河、溶洞的分布情况，弄清浅层水系分布规律，部署平台时尽可能避开水系丰富区、溶洞及暗河发育区，避免出现井下复杂情况，提高涪陵页岩气田的钻井效率。

2.2 适合山地特点的“井工厂”钻井作业模式

涪陵页岩气田采用批量化钻井模式，即依次进行一开、二开和三开作业，钻井、固井、测井设备无停待，并可重复利用钻井液，尤其是三开油基钻井液的重复利用，大大节省了钻井费用。“井工厂”钻井作业模式改变了油气行业传统的钻井作业形式，实现了作业工序再造，缩短了中完作业时间，提高了钻机的利用率。

焦页30平台采用“井工厂”作业模式，与同期井相比，搬迁时间同比缩短61.42%，钻进时间同比缩短23.21%，中完时间同比缩短55.51%，建井周期缩短35.71%；钻井液用量同比减少41.46%，废液减排400 m³。

2.3 交叉形平行水平井组布井方案及鱼钩形井眼轨道设计方案

根据页岩气开发井网对水平井井眼轨道设计的要求和资源利用最大化原则，考虑涪陵页岩气田山地环境的影响和限制，在焦石坝主体区域采用交叉形平行水平井组布井方案(如图 1所示)，在地面井场选址受限时采用鱼钩形井眼轨道设计方案(如图 2所示)作为补充。

焦石坝区块共部署了63个平台，259口井，其中鱼钩形水平井平台20个，共实施了30口鱼钩形水平井，其余229口井均为大靶前距水平井。鱼钩形水平井井眼轨迹复杂，摩阻扭矩大，下套管难度大，因此在地面条件允许的情况下尽量少部署鱼钩形水平井。

2.4 适于溶洞暗河地层的清水强钻技术

涪陵地区浅表地层溶洞、暗河、裂缝发育；嘉陵江组、飞仙关组存在水层，钻井过程中漏失严重。2013年先后采用了常规钻井、空气钻井和泡沫钻井等钻井技术，但均未达到预期效果。因此，在此基础上尝试应用了清水强钻技术并获得成功，清水强钻既实现了安全快速钻井，又满足了清洁、低成本钻井需求。2013年下半年，涪陵页岩气田新钻井上部地层全部推广应用该技术，大大推进了涪陵页岩气田的钻井进度。

2.5 全井段“PDC钻头+螺杆”复合钻井技术

目前在涪陵页岩气田推荐使用的钻井提速技术为^[7-8]：1)导眼井段，应用水力机械双加压钻井技术，部分井应用了“PDC钻头+直螺杆”复合钻井技术；2)一开井段，应用“PDC钻头+大功率螺杆+水力加压器”钻井技术；3)二开井段，应用“PDC钻头+1.0°~1.5°螺杆”快速定向钻井技术，配合使用低密度钻井液；4)三开水平段，推广应用“PDC钻头+1.25°耐油螺杆+水力振荡器”钻井技术，尽量实现一趟钻完钻。全井段推广应用“PDC钻头+螺杆”复合钻井技术，取得了较好的提速效果。目前仅在龙潭组及茅口组地层的上部井段(厚度100.00~250.00 m)使用牙轮钻头，其余井段全部使用PDC钻头。一开井段全部实现“一趟钻”完成，三开1 500.00 m长的水平段一般需2~5趟钻完成，但已有14口井实现了水平段“一趟钻”完成的目标，提速效果显著。

2.6 低成本常规导向井眼轨迹控制技术

采用国产低成本“大功率螺杆+MWD+自然伽马”导向工具，替代高成本的进口旋转导向工具。定向段采用“大功率螺杆+欠尺寸稳定器+水力振荡器”钻具组合；水平段采用“小角度单弯螺杆+欠尺寸双稳定器”钻具组合。合理设计并不断调整下部钻具组合的导向能力，实时优化钻井参数。一期产能建设阶段，定向段平均复合钻井比例达82%，水平段复合钻井比例达98%。

2.7 国产低成本油基钻井液技术

开发了国产“四低三高”油基钻井液，其配方为柴油+1.2%~2.4%主乳化剂+0.8%~1.6%辅乳化剂+0.5%~1.5%氧化钙+0.5%~2.0%有机膨润土+0.5%~1.0%增黏剂+2.0%~3.0%降滤失剂+0.1%~0.6%润湿剂。该钻井液具有低滤失、低黏度、低加量、低成本和高切力、高破乳电压、高稳定性的显著特点，与邻区国外油基钻井液相比，在钻井效率、防漏堵漏和回收再利用等方面均具有显著优势, 全面替代了国外油基钻井液，成本同比降低40%以上^[9-13]。

2.8 页岩气水平井套管密封完整性设计与控制技术

针对页岩气水平井井筒要承受大型水力压裂交变载荷的要求(生产套管耐压≥90 MPa)，开发了ϕ139.7 mm页岩气专用生产套管(壁厚12.34 mm，气密封扣)，研究了套管丝扣连接氦气密封检测技术(如图 3所示)。针对试压不合格井，研发了井筒修复用微孔堵漏浆，并制订了套管密封完整性控制技术规范。一期产能建设区完钻259口井，套管90 MPa试压一次合格率98%，修复后试压合格率达100%，无一口井发生套管变形。

2.9 满足大型压裂要求的长水平段固井技术

研发了弹韧性水泥浆，该水泥浆中的弹性材料增加了水泥石的弹性形变能力，水泥石抗冲击能力提高了50%；其中的韧性材料增加了水泥石抗拉伸能力，水泥石断裂韧性提高91%。该水泥浆的配方为嘉华G级水泥+5.00%SP-1+0.15%FP-2+1.50%DZS+6.00%FSAM+0.10%DZH+43.00%清水。

通过以上研究形成了长水平段固井综合配套技术。利用高效顶替技术，有效清除了井壁上的油膜，保证了水泥胶结质量；研发了专用工具，实现了环空加压固井，提高了水泥环界面的胶结质量，有利于防止环空带压和气窜；利用双密度防漏堵漏水泥浆提高了特殊复杂井的固井质量。

3 涪陵页岩气田钻井技术需求与发展建议 3.1 主要技术需求

涪陵页岩气田钻井工程技术体系满足了垂深小于3 500.00 m、水平段长小于2 500.00 m水平开发井的钻井需求，为顺利建成涪陵页岩气田100×10⁸ m³产能提供了强有力的技术支持。但涪陵页岩气田存在页岩气井产量递减快、稳产和降本增效压力大等问题，为了解决这些问题，焦石坝主体产能建设区在下部气层部署加密井，在上部气层部署长水平段水平井，以保证涪陵页岩气田持续稳产；外围产能建设区的平桥、江东深层页岩气区块部署垂深大于3 500.00 m的水平井，需完善深层页岩气配套钻井工程技术，以实现深层页岩气商业开发；外围产能建设区的白马、白涛常压页岩气区块部署评价水平井，探索降本增效技术，以实现常压页岩气的经济有效开发。

3.1.1 焦石坝主体产能建设区钻井技术需求

涪陵页岩气田焦石坝区块目的层为五峰组和龙马溪组，为暗色碳质、硅质泥页岩地层，厚度在80.00~110.00 m，地质上划分为①~⑨小层，分为2套开发气层。以具有代表性的焦石坝区块某井为例进行说明，其五峰组和龙马溪组的地化特征如图 4所示。

下部气层①~⑤小层为当前开发的主要目的层，探明地质储量1 593.3×10⁸ m³，但前期开发井水平段间距为600.00 m，两井水平段中间部分储层资源未能动用，在目前一次井网和压裂改造条件下，利用RTA软件，根据微地震监测、压后反演资料，初步评价下部气层储量动用程度为36.7%~41.9%，未动用储量达(801.5~874.1)×10⁸ m³，具有提高储量动用率和提高采收率的潜力，需要部署加密井；上部气层⑥~⑨小层为未动用储层，探明地质储量1 227.87×10⁸ m³，具备较大的资源基础，前期已部署了5口评价井，测试日产气(5.3~28.0)×10⁴ m³，试采证实可实现经济有效开发，需要部署水平开发井。因此，需要采用单一井场立体开发钻井技术同时开发五峰组和龙马溪组的2套气层。

3.1.2 焦石坝外围产能建设区钻井技术需求

研究探明，四川盆地内埋深小于3 500.00 m的中浅层页岩气资源量为2.6×10¹² m³，3 500.00~4 500.00 m的深层页岩气资源量为11.3×10¹² m³，盆地外常压页岩气有利区资源量为8.0×10¹² m³。到目前为止，页岩气规模发现集中在3 500.00 m以浅的五峰组和龙马溪组，而五峰组和龙马溪组有利区主要资源分布在埋深超过3 500.00 m的深层和盆地边缘的常压区。涪陵页岩气田平面上埋深差异较大，主要分布在2 500.00~5 500.00 m。其中埋深4 000.00~4 500.00 m的区域在构造上主要位于江东、凤来、白马和双河口等向斜带，矿权面积为260.70 km²。江东西、吊水岩、平桥西等3个区块为4 000.00~4 500.00 m深层有利区，面积30.40 km²，总资源量304.79×10⁸ m³。但目前还没有形成垂深大于3 500.00 m的页岩气水平井优快钻井配套技术，因此应加大技术攻关力度，形成垂深大于3 500.00 m的页岩气水平井优快钻井配套技术，实现埋深超过3 500.00 m页岩气的商业开发，以保障涪陵页岩气田稳产增效。

3.2 钻井技术发展建议 3.2.1 涪陵页岩气田稳产增效技术建议

1) 开展五峰组和龙马溪组2套气层单一井场立体开发钻井技术研究。美国Laredo石油公司在Permian盆地采用单一井场开发4个层位的页岩油气，开发成本降低了6%~8%。因此可借鉴北美经验，探索五峰组和龙马溪组2套气层单一井场立体开发钻井技术，即通过充分利用一期产能建设已部署的老井场平台，减少土地占用面积、地面设施的投入，采用上、下两层立体开发模式，实施“井工厂”作业，降低开发成本，提高效率，实现总体效益提升。由于上部气层及下部气层水平井组在同一平台进行钻井施工，一开直井段防碰风险高；加密井水平段靠近压裂改造区，地层压力已发生变化，水平段钻进过程中可能出现溢流、漏失现象。因此建议开展以下研究：a)井眼轨迹防碰与绕障设计；b)井身质量监测及碰套管风险过程管控；c)压裂干扰井垮、涌漏等复杂问题处理和预防技术。

2) 开展超长水平段页岩气水平井钻井技术研究与应用。美国Haynesville页岩气开发井，2012年之前水平段平均长1 263.00 m，2014—2015年水平段平均长2 408.00 m，增长了94.6%，水平段单位长度成本降低了73.0%。2016年5月完成的Purple Hayes 1H水平井水平段长达5 656.00 m，钻井周期17.6 d，单位进尺成本降低20%~40%。实践证明，大幅增加水平段长度能有效提高资源动用效率，国外已把超长水平井钻井技术作为降低页岩气开发成本的手段之一，因此建议开展超长水平井钻井技术研究，将水平段长从目前的1 500.00 m提高至3 000.00 m，进一步提高开发效益。由于水平段长，钻进摩阻大，水平段固井难度高。因此，建议开展以下研究：a)从摩阻扭矩、套管安全下入、水力学等方面计算水平段安全延伸极限长度；b)开展长水平段井眼轨迹控制方式经济性评价和优选；c)长水平段降摩减阻技术与提高井眼清洁技术研究；d)长水平段安全下套管与固井技术。

3) 进一步完善外围深层和常压页岩气钻井配套技术。开展深层页岩气水平井钻井提速技术研究，主要研究方向如下：a)钻井提速技术经济性评价；b)钻头和螺杆等辅助破岩工具的选型；c)井漏、气侵等复杂情况处理技术研究；d)钻井工艺技术方案优化与集成应用。开展白马常压页岩气区块钻井防漏技术研究，根据白马区块焦页143-5HF井二开井段多次发生恶性失返性漏失的情况，应主要进行以下研究：a)将工程和地质紧密结合，优化井位部署，避开地质破碎带；b)继续开展电磁波测量+随钻堵漏技术的应用；c)加强恶性井漏的技术攻关和现场试验，引进KBD堵漏、一袋式堵漏等高效堵漏新技术。

3.2.2 涪陵页岩气田提速降本技术建议

1) 大力推广“一趟钻”钻井技术。“一趟钻”是集成应用设计、提速与管理一体化的钻井技术，采用“一趟钻”钻完一个开次的所有井段，可以有效缩短钻井周期。“一趟钻”钻井技术已在美国页岩气田广泛应用，其中Marcellus页岩气田日进尺最高达1 774.20 m，单趟钻最大进尺达4 597.60 m；Appalachia页岩气田应用“一趟钻”钻井技术使钻井周期缩短65%。因此对于地层情况清楚、地层产状变化不大的焦石坝区块，建议采用“高效PDC钻头+长寿命螺杆”复合钻井技术，或者“高效PDC钻头+旋转导向”钻井技术，提高水平段“一趟钻”成功率，力争实现一趟钻覆盖率大于50%。

2) 强化管理模式优化。麦肯锡(McKinsey)研究显示，低油价下油气公司采取7种方式来提高工程项目的生产效率，包括监管变更、合作与外包、设计与建造、供应链管理、现场管理优化、新技术和管理能力构建等，若综合运用上述手段，生产效率可以提高50%~65%。其中新技术的贡献率大约为14%~15%，管理措施优化的贡献率可达35%~41%。因此，除了重视新技术的应用外，应转变观念，强化现场管理优化。如一个“井工厂”平台的同一开次只安排第一口井进行测井作业，不但能缩短钻井辅助作业时间，也能节约测井费用，更有利于提高生产效率，实现全要素降本。

4 结束语

经过5年持续的钻井技术攻关研究与实践，形成了适用于南方山地特点的垂深小于3 500.00 m、水平段长度小于2 500.00 m的页岩气水平井钻井技术，为建成我国首个100×10⁸ m³大型页岩气田提供了强有力的技术支撑，对其他页岩气田钻井工程技术具有重要的示范作用。围绕“稳产增效、提速降本”，探索五峰组和龙马溪组2套气层单一井场立体开发钻井技术、开展超长水平段水平井钻井技术研究，进一步完善深层和常压页岩气低成本高效钻井配套技术，大力推广“一趟钻”钻井技术，强化钻井工程管理模式优化将是涪陵页岩气田钻井工程技术下一步的攻关重点。