川东南构造带东胜背斜北部页岩气井浅表钻遇地层从上到下依次为须家河组、雷口坡组、嘉陵江组和飞仙关组。其中，飞仙关组为砂泥岩组分的溶蚀基准层^[1]，比较稳定，钻进过程中无井漏和井壁掉块等井下复杂情况。而从地表到飞仙关组溶蚀基准层的顶部，是以须家河组裂缝发育和雷口坡组砂泥岩、嘉陵江组灰岩白云岩为主的岩溶地层，存在暗河、砾石层、溶洞、裂缝和破碎带等复杂地质构造体。

川东南页岩气井一般采用ϕ609.6 mm+ϕ406.0 mm+ϕ311.1 mm+ϕ215.9 mm的“导管+三开”井身结构，配套使用ϕ473.1 mm +ϕ339.7 mm +ϕ244.5 mm+ϕ139.7 mm的套管程序。ϕ473.1 mm导管封须家河组和雷口坡组，下入深度200~300 m；一开ϕ339.7 mm表层套管主要封嘉陵江组，下入深度800～900 m。但是，溶蚀基准层以浅，钻井过程中频繁出现扭矩异常、卡钻埋钻、钻具断脱和套管下深不到位等井下故障，前期使用常规钻井技术，针对性差，钻井复杂情况多，处理故障周期长，严重影响钻井时效和周期。另外，东胜北部区块井径大于406.0 mm的浅表层井眼，进尺仅占全井井深10%～22%，而钻井周期占全井钻井周期的55%～60%，近3年报废5口井，损失钻机台时384.0 d，是目前制约该区块页岩气安全钻井的技术瓶颈。

笔者在分析区域具体钻井技术难点的基础上，为实现川东南构造带东胜背斜北部页岩气井岩溶浅表层安全高效钻井，优化了井身结构，分井段优化了钻具组合，分阶段优选了钻井液，使用“组合法”注水泥来固化破碎带井壁，采用了CEM-MWD电磁波随钻测量技术，通过集成这些技术，形成了川东南页岩气井岩溶浅表层安全高效钻井技术。东胜背斜北部区块10口井应用该集成技术后，降低了浅表层井段发生井下复杂情况的概率，浅表层成井率达到100%，机械钻速大幅提高，钻井周期大大缩短，为该区块高效开发提供了技术支撑^[2]。

1.   钻井技术难点

川东南构造带东胜背斜北部页岩气井浅表地层钻进时，存在以下技术难点及待解决的问题：

1）普通三开井身结构针对性差。中上部岩溶发育层段和下部砂泥岩组分的稳定溶蚀基准层在同一开次揭开，在钻井液失返井眼条件下，溶蚀基准层段施工时存在中上部井眼内清洁度差、井壁掉块严重等问题，造成上漏下垮、卡钻、套管下不到位和断钻具等井下故障。因此，需要优化井身结构，将漏、垮井段分开处理，确保钻进安全。

2）常规钻具组合适应性差。溶洞内流石多，井壁破碎带厚，随机掉块多，突发卡钻情况频繁，纯钻时效低，常规钻具组合适用性差。特别是进入岩溶破碎带后，井壁上的不稳定岩块和溶洞内流石在钻井液（清水）大排量冲刷下，随机掉入正钻井眼环空，造成蹩跳钻、卡钻，引起钻具突然制动、断脱。例如，胜页1平台上前期施工的胜页1HF井、胜页1-8HF井和胜页1-6HF井浅表层共发生钻具脱扣、断裂9起，打捞时间累计47.5 d。因此，需要解决岩溶浅表层破碎带掉块问题，避免井下故障频发。

3）卡钻、埋钻等井下复杂情况频发。井深400 m以深钻井液漏失严重，570 m以深井段全程失返，每口井钻井液（清水）漏失量约30 000～40 000 m³，无岩屑返出井口，井眼清洁度差，钻进时扭矩大、顶驱频繁蹩停，卡钻、埋钻等复杂情况多。卡钻、埋钻后，采用酸液浸泡处理钻井复杂情况过程中，岩溶裂隙通道增大，漏失更加严重，井眼条件进一步恶化。因此，需要解决井眼清洁问题。

4）常规MWD测斜无传输信号，防碰难度大。目前页岩气开发井大多采取“井工厂”模式，井间距一般为5.00～8.00 m，岩溶浅表层发生钻井液大型漏失或失返后，井下的常规MWD定向仪器与地面仪器之间失联，地面仪器无法检测到井下信号^[3]。例如，焦页195平台发生了3起碰套管的井下钻井故障。因此，有必要采用更有效的随钻测量技术。

2.   安全高效钻井技术

2.1   井身结构优化

东胜北部勘探井前期采用普通三开制井身结构时，导管段采用ϕ609.6 mm钻头钻至井深70 m左右，下入ϕ473.1 mm导管封固上部疏松地层，隔离地表水层及雷口坡组易漏失层等复杂井段；一开表层段采用ϕ406.4 mm钻头钻穿龙潭组，进入飞三段50 m中完（井深1 200～1 250 m），封隔上部三叠系易漏失岩溶地层及可能含浅层气的地层，下入ϕ339.7 mm表层套管；二开采用ϕ311.1 mm钻头钻穿小河坝组，进入龙马溪组50 m，下入ϕ244.5 mm套管固井，封固二叠系含气层、韩家店组和小河坝组的漏失层；三开采用ϕ215.9 mm钻头完成造斜井段和水平段钻井作业，下入ϕ139.7 mm套管完井。

但如前所述，这种常规三开井身结构针对性差，会导致许多井下复杂问题。因此，对井身结构进行了优化：采用ϕ863.6 mm钻头钻进20～30 m，下入ϕ720.0 mm引管，封固第四系易坍塌浅表蚀余红土层^[1]，建立井口；采用ϕ609.6 mm钻头钻至嘉陵江组第1个漏失层顶部20 m（嘉陵江组三段），下入ϕ473.1 mm导管，封隔雷口坡组及嘉陵江组四段上部非复杂地层，隔离地表水层；一开，采用ϕ406.4 mm钻头钻进，钻穿嘉陵江组二段地层，进入嘉陵江组一段稳定地层50 m（井深860 m左右），下入ϕ339.7 mm表层套管，封隔嘉陵江组二段以上岩溶裂隙、缝洞、溶洞发育的极其复杂地层，固井时采取井底正注和井口反挤水泥的方式，“穿鞋带帽”封固表层套管及复杂浅表层，避免表层套管下沉以安装防喷器组；二开，采用ϕ311.1 mm钻头钻进，进入龙马溪组50 m中完；三开，与优化前一样，采用ϕ215.9 mm钻头钻进。

2.2   分井段优选钻具组合技术

根据钻前微动探测、音频大地电磁勘察、三维激光扫描资料和前期实钻资料，东胜背斜北部浅表层岩溶具有分层性和不均质性^[4-6]，综合地层稳定情况和破碎带井段分布特征，为确保井身质量、防碰距离满足设计要求，同时预防和避免卡钻、埋钻等钻井复杂情况，分井段优选了钻具组合。

1）引管鞋以下至井深400 m左右井段的地层稳定、无漏失，使用常规定向钻具组合：ϕ609.6 mm PDC钻头+ϕ244.5 mm螺杆+ϕ600.0 mm稳定器+ϕ244.5 mm钻铤×1根+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm无磁钻铤+无磁悬挂接头（内挂MWD仪器）+ϕ203.2 mm无磁钻铤+ϕ203.2 mm钻铤×10根+ϕ127.0 mm加重钻杆×21根+ϕ127.0 mm钻杆。其中，ϕ244.5 mm螺杆自带的稳定器采用直条式设计，该类稳定器比螺旋稳定器具有更大的环形空间和间隙，部分井壁掉块可以通过此间隙，以降低井壁掉块卡钻的概率。另外，钻具组合中接入ϕ203.2 mm浮阀，可以防止接单根过程中岩屑倒返进入钻具堵塞水眼和MWD仪器的蘑菇头，避免沉砂卡钻、埋钻或定向仪器失效。此井段需要严格按井眼防碰和绕障要求进行井眼轨迹控制施工，并考虑地层自然造斜趋势，为下部井段留足防碰距离，施工结束后按常规中完程序完成导管固井程序，封固上部砂泥岩地层。

2）导管鞋至井深570 m井段会发生钻井液（清水）漏失量小于50 m³的中大型漏失，但常规MWD仪器或电磁波信号正常，需要进行定向和井眼轨迹随钻监测，避免碰套管问题的发生。因此，表层套管上部井段（400～570 m）使用的钻具组合为：ϕ406.4 mmPDC钻头+ϕ244.5 mm螺杆+ϕ395.0 mm稳定器+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm无磁钻铤×1根+无磁悬挂接头（内挂MWD仪器）+ϕ203.2 mm钻铤×8根+ϕ127.0 mm加重钻杆×12根+ϕ127.0 mm钻杆。其中，ϕ244.5 mm螺杆自带稳定器和ϕ395.0 mm稳定器均采用直条式设计，以降低掉块卡钻的概率。该钻具组合可在有少量掉块的井筒环境下最大限度地保证井眼轨迹质量和减少井下故障，若施工时发生钻井液失返性漏失，井下蹩卡钻频繁且严重，研磨井壁掉块和岩屑时效多、纯钻时效低等情况，起钻更换简化的钻具组合。

3）首个钻井液（清水）失返点至溶蚀基准层井段，基本以破碎带为主，钻时为2～3 min/m，需要控制钻压以增长钻时，并采取“进1（m）退10 (m)”的钻井方案，及时研磨井壁掉块和粒径较大的岩屑。由于破碎带井段加长，导致掉块增多，加之钻井液失返后井内岩屑增多，蹩卡钻频繁且严重，需要简化钻具组合，并通过专用携岩浆将磨细的岩屑带入井下溶洞和大尺寸裂缝漏失层，降低卡钻风险。因此，表层下部井段（570～860 m）的简化钻具组合为：ϕ406.4 mm牙轮钻头+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm无磁钻铤1根+ϕ203.2 mm悬挂接头（内挂MWD仪器）+ϕ203.2 mm钻铤×10根+ϕ203.2 mm随钻震击器+ϕ203.2 mm钻铤×3根+ϕ127.0 mm加重钻杆×9根+ϕ127.0 mm钻杆。使用该钻具组合可以最大程度地降低井下摩阻和扭矩，处理井壁掉块，并配合电磁波传输随钻测量系统监控井眼轨迹，扫描防碰距离。

4）钻至浅表层一开中完井深，为避免下套管时破碎带掉块卡套管，需先注入泡沫水泥浆封固破碎带井壁，再下套管固井。注入泡沫水泥浆约24 h后进行扫水泥塞和通井，通井钻具组合为：ϕ406.4 mm牙轮钻头+ϕ203.2 mm无磁钻铤1根+ϕ395.0 mm稳定器+ϕ203.2 mm钻铤×1根+ϕ400.0 mm三滚轮划眼器+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm钻铤×9根+ϕ203.2 mm随钻震击器+ϕ203.2 mm钻铤×2根+ϕ127.0 mm加重钻杆×12根+ϕ127.0 mm钻杆，修划多台阶的不规则井眼，消除下套管时出现“顿挫”现象，避免套管下不到位的复杂情况，确保表层套管的顺利下入。

钻具组合优化过程中，研制了随钻变径掉块破碎划眼工具（见图1），可以根据井下情况选择性地加入钻具组合中，以实现对破碎带掉块按粒径分选的目的，降低钻进过程中因掉块引起卡钻的风险。

图  1  随钻变径掉块破碎划眼工具

Figure  1.  Reaming tool for variable diameter and fall-block breaking while drilling

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具体而言，该工具为变径设计，可以实现按粒径大小进行破碎，使井壁大掉块的粒径逐步变小；还可以分层次处理，使其进入地层裂缝，实现边钻进边破碎掉块的目的。为了达到随钻修整井壁、消除破碎带井段台阶的目的，在最大尺寸外径处设计了长为100 mm的扶正带。同时，为了达到破岩、携带效果，优化了水道，使切削出的均匀岩屑粒径分选通过。另外，工具表面均匀布齿，并径向平行、轴向交错，以实现对掉块的逐步破碎。

2.3   分阶段转换钻井液技术

根据东胜背斜北部页岩气井大致的漏失井段及漏失情况，一开以清水为钻井液进行钻进，根据揭开破碎带的厚度，结合井下扭矩、摩阻情况，用高黏膨润土浆和高性能凝胶浆携带已磨细的岩屑进入裂缝和悬浮在井眼内，使井眼保持相对清洁。

1）以清水为钻井液。上部小型井漏井段，采用PDC钻头配合螺杆进行复合钻进，机械钻速9.00～11.00 m/h，岩屑尺寸和岩屑量正常，以大排量清水携岩出井，能满足正常钻进需求。开钻前确保清水供应充足，供水能力达到200 m³/h以上，满足连续施工条件；同时使用容量大于5 000 m³的“软体水罐”，储存足够的水量，供水设备出现故障停水时，以“边循环边起钻”的方式应急起钻至安全井段后使用，防止沉砂卡钻埋钻。

2）采用高黏膨润土浆。中至大型漏失井段仍采用清水强钻方式钻进，但随着井深增加，大排量清水无法将岩屑携带到井口，加立柱前井底沉砂20～25 m，岩屑在井筒内重复研磨，扭矩和钻具上提下放的摩阻已逐渐增大；当扭矩增加40%以上时，则需采用高黏膨润土浆携岩，以“段扫”的方式清洁井眼，高黏膨润土浆可以在漏速低于60 m³/h的情况下将粒径小于150 μm（100目）的岩屑携带到井口。高黏膨润土浆配方为清水+2.0%～3.0%纯碱+0.5%～1.0%烧碱+3.0%膨润土+0.3%CMC-HV，其预水化处理时间不短于4 h。每钻进60 m使用高黏膨润土浆携岩一次，以降低井底沉砂高度，确保加立柱时不发生沉砂卡钻和埋钻。

3）采用高性能凝胶浆。钻井液（清水）失返井段，即第一个井下溶洞失返点到溶蚀基准层顶部的一段破碎带，采用牙轮钻头配合常规简化钻具组合控制机械钻速施工。相对于PDC钻头钻进，岩屑尺寸较大且不规则，需要利用牙轮钻头在井底将岩屑重复碾磨细，再利用井下“流水型”溶洞空间和部分连通性裂缝“漏水漏细砂”的特征，将研磨细的岩屑带入溶洞和大裂缝内，达到清洁井眼、降低井下摩阻的目的。但是，随着破碎带揭开井段加长且钻井液失返，使用大排量清水和高黏膨润土浆已难以将井眼内的岩屑携带入上部溶洞或裂缝内，导致井眼清洁度差，摩阻和扭矩增大60%以上，顶驱频繁憋停，停泵接立柱或钻井液流速降低时，岩屑下沉速度快，卡钻、埋钻的井下故障呈常态化。为解决钻井液流速降低或静置（停泵加立柱）时岩屑或掉块快速下沉、堆积，造成卡钻埋钻的问题，使用清水+0.1%～0.3%ZND-2型自缔合增稠剂+3.0%膨润土浆的高性能凝胶浆携岩，可确保接立柱时钻具的安全。高黏膨润土浆、凝胶浆和高性能凝胶浆的凝胶强度、表观黏度与CMC-HV和ZND-2加量的关系曲线如图2、图3所示。

图  2  不同浆体凝胶强度与ZND-2和CMC-HV加量的关系曲线

Figure  2.  Relation curve of differenr gel strength and the dosage of ZND-2 and CMC-HV

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图  3  不同浆体表观黏度与ZND-2和CMC-HV加量的关系曲线

Figure  3.  Relation curve of different apparent viscosity and the dosage of ZND-2 and CMC-HV

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ZND-2型自缔合增稠剂是一种超分子聚集体，内聚力远大于它与水之间的亲合力，成胶时间短，交联结构可逆，能快速与其他固体材料（如岩屑、膨润土）发生缔合作用形成很强的网状结构，很难被井眼内的清水稀释，能形成高黏度冻胶状的高性能凝胶。此凝胶具有良好的剪切稀释性能，在低剪切速率（7.34 s⁻¹）或静止状态下能形成分子间缔合连接，黏度达（5～10）×10⁴ mPa·s，在高剪切速率下（约1 000 s⁻¹）虽然变稀，但仍具有较高的黏度，可达50～100 mPa·s。此配方凝胶在流速降低或静置后自动形成可逆超分子网状凝胶结构，具有很高的静切力和弹性模量，且随时间延长而增大。同时，其内聚力强，与水不相溶，在漏失层中驻留时间长，满足安全加接立柱的钻井作业程序要求。岩溶浅表层破碎带段，每钻完1根立柱，用清水进行大排量循环后，注入25～30 m³高性能凝胶到井眼内携岩和悬浮岩屑，其中15～20 m³高性能凝胶用于携岩进入溶洞或大裂缝，10 m³高性能凝胶滞留在井底悬浮岩屑，然后进行接立柱作业。

2.4   “组合法”固化井壁技术

岩溶浅表层不稳定破碎带钻进过程中，因钻井液冲刷、钻具碰撞等原因，导致发生无规律的掉块现象，造成突然蹩钻、卡钻，引发钻具断脱等井下钻井故障。东胜背斜北部区块页岩气勘探初期，常使用普通水泥浆进行打塞、候凝、固化井壁，但因水泥石强度大，后续的扫塞过程中多口井出现扫塞钻时慢、出新眼的井下程故障。根据破碎带厚度，利用不同温度和不同体积比下的水泥石抗压强度（见表1），采用了结合“双液法”和“低密度泡沫水泥浆法”的“组合法”固化井壁技术。

表  1  不同温度、体积比下的水泥石抗压强度

Table  1.  Compressive strength of cement stone under different temperatures and volume ratios

类型	比例	温度/℃	抗压强度/MPa
			24 h	48 h
纯水泥		25	8.6	19.0
		50	13.9	22.0
双液法	2∶1	25	1.6
	3∶1	25	1.8	6.7
	4∶1	25	3.6	10.5
	5∶1	25	4.1
低密度泡沫水泥浆法		50	5.1

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1）破碎带段长度小于100 m或漏速低于100 m³/h时，使用“双液法”进行固结护壁。“双液法”堵漏技术，是将2种物理化学性质相差极大的流体按一定比例同时注入钻具，在钻具中高流速梯度下相互混合使其保持一定的流动性，流出钻具到达破碎带和漏层后，在低流速梯度下立即交联使其失去流动性而滞留在漏层，同时发生固化反应封堵漏层和低强度固化井壁^[7-11]。川东南岩溶浅表层不稳定破碎带采用“双液法”堵漏技术时，将水泥浆和堵漏钻井液按体积比3∶1～6∶1同时注入预选定井段。实际操作过程中，需根据漏速和漏失具体细节初步确定裂缝的大小，从而确定注入比例、堵漏浆的质量分数和堵漏材料的粒径。为了提高“双液法”固结护壁的成功率，一般采取“分段注入、分时候凝”的模式，实现对整个破碎带井段的固结，以达到防垮塌、防掉块卡钻的目的，缩短处理井下故障的时间。

2）破碎带段长度大于100 m、漏速超过100 m³/h或失返时，使用配方为嘉华G级水泥+1.5%～2.0%降滤失剂G33S+0.1%～0.4%分散剂USZ+1.5%膨胀剂G401+1.0%发泡剂FP +0.5%稳泡剂WP +0.1%～0.2%缓凝剂DZH-2+44.0%水的低密度泡沫水泥浆进行固结护壁。针对钻遇易漏、易垮及破碎带的嘉陵江组岩溶地层，随着井深增加，破碎带逐步延长和钻井液漏速变大，普通水泥浆和“双液”由于密度大和滞留性受限，难以滞留在井筒周围固结、封堵破碎带的现状，根据井下实测液面高度，精确计算泡沫水泥浆密度，配制密度1.00～1.20 kg/L的泡沫水泥浆；在井筒破碎带段，为实现堵漏、封固垮塌井壁作用，采用低密度泡沫水泥浆法，利用泡沫水泥浆密度低和泡沫的吸附性进行固壁。

采用低密度泡沫水泥浆法施工时，采取正注与反挤相结合的方式。正注一般采用常规水泥浆与氮气配合注入，注入量为裸眼容积的1.0倍以上；反挤使用快干水泥与氮气配合注入，注入量为裸眼容积的1.2倍以上。采用低密度泡沫水泥浆堵漏工艺封固全井段时，首先根据井下实际液面位置反推计算地层承压能力，据此调整泡沫水泥浆密度，确保泡沫水泥浆可以滞留在井筒内不发生漏失，同时通过试验监测水泥浆的性能，以确保封固质量及施工安全。

2.5   分阶段优选定向仪器技术

常规MWD依靠钻井液压力脉冲传送数据，井下仪器总成含有活动部件，信号的产生和传输易受地面循环系统、钻井液性能影响。CEM-MWD依靠钻柱和地层传输信号，井下仪器总成结构简单，无活动零部件，可靠性好，信号的产生和传输不受钻井液流量、流变性能以及含砂量、含气量等的影响。此外，2种仪器信号的调制和解码方式不同，MWD需要检测信号幅度（电压）判断是否为有效信号，并通过信号之间的时间间隔解码，因此一旦信号幅度过低，达不到门限值，则检测不到信号。CEM-MWD通过波形传递信号，与信号幅度无关，通过相关运算解码，且在解码过程中可随时调整相关系数，只要噪声处理完善，可实现稳定传输。

在岩溶浅表层，可以针对不同的漏失量采用不同的仪器：

1）对于漏速低于40 m³/h或漏失时开泵压力能达到6 MPa以上的井下条件，可使用常规脉冲式MWD仪器，进行井身质量的监控和井眼轨迹的控制。

2）对于失返性漏失或开泵压力低于6 MPa的岩溶浅表层井段，则使用CEM-MWD电磁波随钻测量仪器，进行井身质量的监控。CEM-MWD 信号以钻柱、地层为共同传输媒介，既可双介质传输，也可单介质传输^[12-14]。信号传输过程中，绝缘短节下方的钻柱向地层发射电磁波，地面的接收电极接收电磁波信号，并解码得到井下的井斜角、方位角等信息。这种信号传输方式，在井下钻井液失返的工况下，仍然可以实现数据的正常传输。

3.   现场应用效果

川东南页岩气井岩溶浅表层安全高效钻井技术在南川页岩气田东胜背斜北侧区域内进行了10口井的应用，在地质条件、层位和井深相同的情况下，与前期完钻的井相比较，取得了显著的提速效果和经济效益。具体反映在以下3个方面：

1）井下故障率明显降低。井下故障率由之前的75%左右降为10%，同时解决了套管无法下至设计井深的问题，浅表层成井率达到 100%。

2）钻井周期大幅缩短。东胜背斜北侧区域内未应用该钻井技术5口井的平均施工周期约68 d，而该区域内应用该钻井技术的10口井平均钻井周期约25 d（见表2），缩短了 63.2% 。其中，DP33-4HF井和DP33-3HF井先后在10 d以内钻穿了岩溶浅表层，刷新了该区块一开钻井周期最短纪录。

表  2  川东南页岩气井岩溶浅表层安全高效钻井技术应用前后钻井数据对比

Table  2.  Comparison of drilling data before and after the application of safe and efficient drilling technologies for shallow karst strata for shale gas wells in southeast Sichuan

井 号	导管井深/m	导管完钻层位	一开井深/ m	一开完钻层位	浅表层施工周期/d	井下故障	是否应用新技术1）
DP1HF	72.00	雷口坡组	1 231.00	飞仙关组	65.50	有	否
DP20-2HF	202.26	嘉4段	850.00	嘉1段	85.67	有	否
DP1-8HF	272.00	嘉4段	880.00	嘉1段	65.83	有	否
DP3-4HF	817.00	嘉4段	1 390.00	嘉1段	63.33	有	否
DP33-2HF	245.00	嘉4段	820.00	嘉1段	59.06	有	否
DP20-1HF	230.00	嘉4段	846.00	嘉1段	35.63	有	是
DP20-3HF	243.85	嘉4段	839.00	嘉1段	41.08	无	是
DP36-3HF	448.00	嘉4段	1 694.00	飞仙关组	27.71	无	是
DP1-6HF	299.00	嘉4段	856.00	嘉1段	28.19	无	是
DP1-5HF	332.00	嘉4段	860.00	嘉1段	21.94	无	是
DP33-6HF	258.00	嘉4段	815.00	嘉1段	27.75	无	是
DP1-7HF	280.00	嘉4段	863.00	嘉1段	29.48	无	是
DP33-5HF	291.00	嘉4段	808.00	嘉1段	18.43	无	是
DP33-4HF	245.00	嘉4段	810.00	嘉1段	9.82	无	是
DP33-3HF	245.00	嘉4段	814.50	嘉1段	9.50	无	是
注：1）“新技术”指“川东南页岩气井岩溶浅表层安全高效钻井技术”。

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3）钻井效率提高、成本降低。应用该高效钻井技术，通过精确设计水泥浆稠化时间，确保“组合法”水泥浆在井内快速稠化并形成一定强度的水泥石，既实现了浅表层破碎带固结、防止了井壁垮塌，又达到了堵漏效果，避免了钻水泥塞出现新井眼和无效堵漏造成的成本增加和钻井周期增长，机械钻速提高了25.0%。

总之，现场应用分析结果表明，川东南页岩气井岩溶浅表层安全高效钻井技术可以解决钻井过程中遇到的复杂地质问题，避免井下故障，缩短钻井周期，提高钻井效率，降低风险和成本，具有较好的推广应用价值。

4.   结论与建议

1）川东南页岩气井岩溶浅表层钻进过程中采取“治垮减漏、固化护壁、分级破碎”的解决思路，通过应用分井段优选钻具组合技术、分阶段转换钻井液技术、“组合法”固化井壁技术、分阶段优选定向仪器技术等，有效解决了东胜背斜北侧区域岩溶性浅表层钻井施工中遇到的井下复杂问题与技术难点，提高了钻井效率，实现了安全钻井。

2）东胜背斜北侧区域内浅表层地质特性存在一定的差异性，需根据地层特征和地质精细刻画结果，分阶段分情况选择针对性的技术措施，以便进行正确的处理，重点是根据漏失情况和漏失特征选择固化井壁的方法。

3）建议现场应用过程中研究邻井资料，结合地质资料准确判断井漏与垮塌的关系，提前制定“一井一案”技术措施，避免不必要的成本支出。