随着我国页岩气藏勘探开发向更深、水平段更长发展，对勘探设备也提出了更高要求。中国页岩气发展大会特别邀请中国石油渤海钻探工程公司第一钻井分公司蔺玉水副经理现场分享《川渝深层页岩气钻完井技术介绍》，深刻剖析川渝地区深层页岩气勘探开发及设备运行现状，并对未来技术设备的发展趋势做出精准预判。

图为蔺玉水先生现场演讲画面

嘉宾简介

蔺玉水，中国石油渤海钻探工程公司第一钻井分公司副经理。先后在大港油田集团滩海工程公司、科技处和渤海钻探公司科技处、钻井公司从事钻井技术管理工作，获局级以上成果30多项，其中省部级以上科技进步奖10项，主持编写了《滩海石油工程技术》一书，先后在国内外期刊发表论文数篇。

以下为现场演讲视频及文字资料

川渝深层页岩气钻完井技术介绍

各位领导，各位专家，各位嘉宾：

大家上午好！

首先感谢大会邀请！我今天的汇报共分四个部分，由于时间关系主要讲讲钻完井技术介绍，前面的勘探开发历程和新工艺设备这块简单介绍一下。

一、勘探开发历程

具体的我就不说了，前面的专家谈得比较多。

现在我们施工的主要是川南、渝西区块。普通垂深在3800-4500m左右，涉及水平段基本都在1500m以上，大部分在1800-2500m之间，地层压裂系数2.0，地层温度普遍大于140度。

二、钻探设备配套

随着页岩气向更深、水平段更长发展，对设备提出了更高要求。现在我们的温度，基本上刚才说了140度以上，压力都是2点几。水平段刚才也说了，大部分井是1500m以上，多的干到了3000m，这种情况对钻机提出了更高的要求。现在用的基本是70钻机，全自动的钻机，拥有最先进的自动化设备。现在全部钻机配置顶部驱动装置，5部钻机配有铁钻工，2部钻机为自动化设备，主要包括液压排管架、钻台机械手、铁钻工、二层台机械手、液压吊卡、动力卡瓦，在施工中转速都能开到120rpm以上。

现在泥浆泵大部分都是用的1600的高压型泥浆泵，其中一部钻机配备了2200HL的高压泥浆泵，也就是在三开四开的时候一台2200HL就够了。其中在下面泸203这几口井的施工中，我们的泵压最高达到了46MPa，在这种情况下排量达到35L/s，这在国内应该说工艺水平还是比较高的。

管线这块不说了，基本是52的。

固控设备现在普通用的一个是4台高频振动筛，还有就是除气器、除砂器，1台高、中速离心机。我们在一开时候基本目数用到160以上了，因为二开三开到180目以上了，这是设备使用情况。

三、新工具设备推广

通过这两年的摸索和实践，现在用的很多新工具是比较成熟的，具体原理我都不再叙述了。一个是减震推进力，主要是用在上部井眼；另外使用低转速大功率螺杆，为了输出更平稳、更大的扭矩，防止加压情况下螺杆滞动；在常规的使用工作扭矩能达到24000左右，最高的3万多。另外是振荡螺杆还有水力震荡器用在定向托压的时候使用。复合钻头我们用在上部，跟区块不一样，有的区块适应，有的区块不适应，复合钻头和PDC有一个差异就是寿命的问题，所以这块我们根据地层情况再使用复合钻头。现在用得比较多的还有一个多次开关堵漏阀，这个主要是随着动力钻具一块儿下入，因为易漏的比较多，容易出现溢漏同层的情况，因为下面有仪器，怕堵仪器我们都带这个多次开关堵漏阀，最多的一次我们用了六次堵漏进行施工。还有井口液面检测仪，现在每个队都是有这个标配，因为现在井漏，井漏的时候到底液面在什么位置，井队标配这个井口液面检测仪，主要是声纳放在压井管汇旁边，能够测量现在的液面深度。再就是扭力冲击器，也是为了减少震动。

再就是使用地面扭摆技术，还有刚才水利震荡器等等很多工作都是为了制约定向托压的时候使用，定向托压的时候定向很困难，扭摆技术主要是应用一套软件，实施顶驱一个正转一个倒转，设定扭矩，设定功率，是不能传到最下面的钻头，传到下面钻头也就失效了，这么一个装置。解决定向托压，另外还有螺杆双筒取心，因为取心必须多，打钻快。另外就是地面降温技术，为什么用地面降温，现在不管是国内也好还是国外也好，140度左右很多旋导都有失效的情况，为了下面能够正常工作我们使用地面降温的技术，入口降温好的一些装置能够达到30度左右，30-40度，很好的解决了旋导的仪器故障。

四、钻完井技术介绍

地质分层这块不说了，主要是套管层序，导管一开主要是砂岩、泥岩，封一开的目的主要是把浅层气和易垮层和饮用水隔离；二开主要是沙岩、泥岩，封易垮层；三开主要是白云岩、石膏和灰岩，这块容易漏，容易溢流，压力系数比较高，达到2.0，也是风险最大的；四层主要是页岩和灰岩为主，打到下面的水平段。

这是常见的井深结构。

一开是508mm的套管，也叫导管，这块因为钻具震动大，主要是加装减震推力器，通过柔性加压保证钻具的安全。另外我们现在摸索的是钟摆钻具，为什么用钟摆钻具呢？一个是它提高了钻速，减少下面的震动，效果还是比较明显的。另外使用9寸以上的，或者有的用11寸的钻铤，减少钻具振动，因为跳动比较大。

二开主要是17寸半钻头，下339.7mm套管，这块难度主要是地层造浆，也是蹩跳比较严重，可钻性比较差，井壁容易垮塌，含浅层气，容易造成环空带压。这块采取的主要措施，现在通过这两年的摸索，现在把17寸半的井眼基本上改成16寸井眼，提高了机械钻速，另外采用大排量，低粘高切，动塑比达到0.36-0.46，另外就是常备重稠浆，保持钾离子的含量，振动筛的目数不低于180目，在二开的时候。刚才也说了，这段也坚持使用减震推力器，加大钻铤的安装，减少下面钻具的震动。

另外就是钻头选择这块加强保径，前排非平面齿，后排锥形齿的多级破岩PDC，使用低转速大功率螺杆，提高转速。

防塌这块就不说了。

浅气层这块主要是“一静止，两短起”，也就是打到钻时快的，或者说有40%以上含烃的，我们基本上静止半小时，然后再两短起，这个经验不只在这儿使用，我们在青海的时候也在使用，我们叫“三起两下一静止”，这边叫一静止两起短，保证井控安全。

固井质量，现在二口深度主要是1000m左右，这段主要采用内插法固井，速凝水泥浆要求必须封固实钻过程中的第一个气层。

三开是我们这边打井的一个难点，一个是硫化氢，另外石膏层，气漏同层，四川这边出事最多的可能就是三开，压力系数比较高，2.0左右；再就是有煤层、破碎带，下面含黄铁矿、燧石结核，容易磨损钻头。

硫化氢这块，一个是预防，常备料；一个是提高PH值。

石膏层这块坚持常规的做法，改善泥浆性能和“进一退二”原则。

另外就是刚才说的井漏和溢流同层的情况下，加装随钻多次开关堵漏阀。另外就是高压层之前先做承压，做完承压以后再进行“高承低打”，一般我们做承压做到2.15左右，这个根据地层结构吧。

另外是加装环空液面监测装置，在容易出复杂的井段换成常规钻具。

井漏处理这块就不细说了，因为处理方式很多，一个是小于3方怎么办，堵漏的各种方式方法，这就不详细讲解了。

易垮主要是提高密度，弱化参数，优化钻头。

四开主要是异常高压，因为四开和三开的井深，每个地方设计是不一样的，有的是设计在龙马溪组以上进行三开完井，有的设计在栖霞以上，地层情况和理念都不一样。龙马溪组因为层比较薄，基本上在3m的箱体在穿，上下一米多容易穿底，穿底以后容易出现一个问题就是这个五峰，五峰比较薄，就几米，穿过五峰就是宝塔，所以这块的风险比较大。另外温度高，龙马溪组就是硬碎型页岩。另外就是刚才说的水平段的调整比较薄，因为层比较薄。另外就是针对高压，也是做承压，我们做到2.35的承压，用2.25的密度油基泥浆做承压、打钻。

温度这块，因为每个厂家对温度的适应性也不一样，我们根据温度情况也是选择不同的厂家，另外用进出口降温装置；为了降低密度，密度高了以后，排量大了以后，还有转速高了以后对井底的泥浆温度影响比较大，我们也做过对比，所以用这个地面降温装置降温；另外就是加装旋转防喷器的装置，也是为了提高钻速。

这些年在龙马溪组打这个水平段，旋导过程中出现了很多事情，也总结了很多经验。一个上提倒划蹩停过程容易卡，这块主要是不清洁和掉块造成的，因为旋导大家也知道，比较粗，因为井眼是216的，所以容易卡。在这块，一个是提高泥浆性能，低失水，高动塑比，6转读值大于8。另外在摩阻不太正常的情况下，采用稀塞、稠塞和高转速交替循环井底，因为光一个稠塞效果不明显。另外就是在修泵的期间，禁止上提钻具，进行磨压、寸提钻具，这就是形成的一些模板，我就不多说了。

完井这块主要是采取存储式无线测井方式，下套管这块主要采用旋转下套管的方式，因为是油基泥浆摩阻比较小，2万多扭矩旋转下套管就可以下去了。另外完井以后的通刮洗，小钻杆容易出现旋转屈曲，这个时候我们使用金属减阻剂，比如说有一口井，最大井斜达到了100度，当时上提拉力是135吨，停泵停顶驱以后就下不去了，2寸7的钻杆下不了了，因为发生屈曲了，我们使用金属的减阻剂，使用以后上提是82吨，下放70吨，很明显，钻具能下去了，避免屈曲效应。

泥浆这块简单说一下，上部我们用的是盐水泥浆，一二三开用的是盐水泥浆，盐水泥浆配方比较简单，容易维护的。

下部主要使用的白油基的钻井液，比重基本上是在2.0-2.3之间。

这里面泥浆的一些细节我就不多讲了。

这是今年上半年完成的两个创指标的井：一个是江页探1井，创造四川垂深之最，当时4600多米，当然现在已经有的超过去了；另外就是足203H2-1，完钻井深7318m，最高密度当时是2.11打的，水平段是2852m。

固井这块简单说一下，因为这个固井一个是全部返到井口，而且是一次固井，所以对水泥车要求比较高，要求大排量、高泵压。在单级固井，油层段基本300多方泥浆，双凝体系。上部一层水泥浆基本上封在A点以上，50m以上，用2.35左右的水泥浆；第二层用1.9的比重，在下面。水泥车基本上压力是100MPa，排量就是在1.2方-1.5方。固完井以后这边全部是全井替清水，压力最高达到76MPa，对设备要求比较高。

水泥浆的具体配方就不说了。

简单举一个例子，足203，有很多难点，一个是防气窜，另外就是防漏，顶替效率，容易形成窜槽。

对水泥浆的要求，因为自由水容易在上面形成堆积，要求水泥石具有高强的弹韧性与耐久性。

另外就是油基泥浆对固井本身有影响，它的钻井液密度比较高，所以对这个破乳、絮凝问题如何解决？

另外还有呼吸效应，固井时有一个呼吸效应，在通井期间，当时的密度是2.14，开泵的时候，减少的是42方，停泵以后又回吐38方，这边存在一个呼吸效应，对固井前的参数摸索要做到精细。

针对措施一个是井眼净化，这块常规的我就不说了，应对掉块也好。防气窜这块主要是缩短尾浆的稠化时间，以快治气。另外就是及时做好加回压工作，防漏技术措施要做好地层承压试验，加入复合有机纤维。另外配置30方先导油基钻井液，一个是冷却一个是先导油基隔离，一个是驱油加重隔离液，驱油冲洗液，防止油基泥浆和水泥浆混浆。

另外采用的是非渗透防气窜弹韧水泥浆体系，领浆密度2.3，尾浆1.9。

应对呼吸效应，刚才说了。

这是当时固井的质量，这口井的一界面优质率86.5%，二界面优质率93%，固井质量是优质。

最后简单说一下，现在我们在施工过程存在的一些问题：

1.堵漏、承压成功率比较低，这段时间我们在施工的两个平台10口井，都是在三开一直堵漏，采用常规堵漏也好桥浆堵漏也好，清水强穿等各种措施，一口井用了一个多月，一口井用了两个多月才堵住。

2.旋转导向失效率比较高，现在我们用的不管是进口的还是国产的，埋藏深、温度高、压力大、仪器自身等问题，基本上失效率在一半以上，有的下去就没有信号，有的打不了几米就没有信号，这是打深井普遍的问题。

3.水平段钻遇破碎带或者断层风险比较大，因为水平段现在都比较长，水平段钻遇破碎带和断层风险比较大，容易掉块剥落造成卡钻和轨迹调整比较难，穿了以后下面的岩性，一个是破碎带胶结不好，耐磨性强，容易磨损钻头。

我的汇报结束，谢谢大家！