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2012年集团公司增储上产五大会战正式启动，非常规页岩气开采无疑会迎来一个崭新的契机。如何做好页岩气钻井施工，对生产技术和经营管理都是一个很大的挑战。伴随着涪页HF-1H井的完井，新页HF-1H井、焦页1井的施工，西南钻井公司在川东北地区，积累了宝贵的钻井施工经验。
一、页岩气钻井技术难点
中原西南钻井公司目前承担了三口页岩气井的钻井施工任务，分别为涪页HF-1井、新页HF-1井、焦页1井。其中涪页HF-1井于2011年9月24日开钻，2012年1月22日完井，完井周期119.71天；新页HF-1井、焦页1井已经竣工。地域上主要分布在重庆梁平涪陵区块和四川德阳新场区块。页岩气作为一种新型的矿产资源，虽然潜力巨大，但在钻井施工中存在诸多难点。
（一）井壁稳定性差
井眼周围的应力场发生改变，引起应力集中，井眼未能建立新的平衡。页岩层理和微裂缝较发育，水或钻井液滤液极易进入微裂缝破坏其原有的平衡，进入后破坏泥页岩胶结性，导致岩石的碎裂。页岩气井埋深浅、泥页岩胶结差、井斜大、稳斜段长等特点，导致各种相应井下事故或复杂情况（井漏、井塌、钻具阻卡、埋钻具）的增加，从而限制了钻头、钻具组合、钻井液以及钻井参数的选择。
（二）摩阻和扭矩高
钻具与井壁的摩擦、钻头扭矩、机械扭矩和动态扭矩等都会引起摩阻和扭矩的增高。导致起钻的负荷明显增加，下钻的阻力增大；在定向滑动钻进时，无法明确判定钻头实际工作的钻压；钻具在过高的轴向力下发生屈曲。
（三）岩屑床难清除
泥页岩的崩塌、钻井液性能及返速及钻井岩屑重力效应，使得岩屑床难以清除，进一步增加了摩阻和扭矩。同时也增加了井下事故复杂发生的几率。
（四）井眼轨迹控制难
造斜点浅，井壁稳定性差；目的层疏松，机械钻速高，井径变化大、扭矩规律性不强；定向工具面摆放困难，频繁变化的扭矩严重干扰实际的定向效果；页岩气井井眼轨迹控制困难。
（五）钻具组合选择局限性大
浅层大位移水平井，由于造斜点浅，上部地层疏松，胶结质量差，同时页岩易垮塌的特性，上部钻具自身重量轻，加压困难，导致整个钻具组合的选择更加受限制。如果钻具组合选择不恰当，极易偏磨套管。扭矩、摩阻过大，也将极易导致发生钻具事故。
（六）套管居中程度差
由于造斜点浅，从造斜点至A靶点，井斜将达最大井斜，下套管时，斜井段套管易与井壁发生大面积接触。当井斜超过70°时套管重量的90%将作用于井眼下侧，套管严重偏心，居中度难以达到66.7%以上。
（七）固井前洗井、驱替效果差，水泥浆胶结质量差
岩屑床中的岩屑难以清洁干净。油气层顶界埋深浅，顶替时接触时间短，不容易顶替干净。井斜角大、水平位移长，套管在井眼内存在较大偏心，低边泥浆难以驱动，产生“拐点绕流”现象。油基钻井液必须进行润湿反转后，水泥浆才能够胶结。
二、页岩气钻井技术措施
（一）优化井身剖面设计
井口的水平投影与A、B靶点在同一条直线上，减少方位上的拐点。严格控制钻具外径，并尽量简化钻具结构，保证井下施工安全。
（二）优化钻具组合
采用倒装柔性钻具结构，钻具下部使用斜坡钻杆，将加重钻杆放在井斜角30°以上井段，上部加重钻杆提供钻压，下部钻杆代替钻铤传递轴向载荷，从而减少钻柱与井壁之间的作用力，降低摩阻和扭矩。
（三）井眼轨迹控制
根据井眼轨迹的控制要求，钻具造斜率变化要求频繁以及尽可能减少起下钻次数，以及有效降低键槽的发生。对于水平段后期施工过程的扭矩、摩阻明显增加，钻压无法传递到钻头时，可采用旋转导向钻进的方法，通过旋转从而实现及时清理岩屑床，降低摩阻的目的。
（四）井壁稳定
二开采用强抑制、高封堵、高润滑钻井液体系，达到稳定页岩井壁的目的。三开采用油基泥浆体系。油基泥浆具有热稳定性、井壁稳定性、抑制性、润滑性、失水控制能力强等特点，并具有卡钻趋势低、抗污染性能好、无腐蚀性、能有效保护储层等优点。油基泥浆重点做好电稳定性、HTHP滤失量、润湿性、碱度、固相控制等参数。在配置和使用油基泥浆过程，开钻前要清洗循环罐，油基泥浆所接触到的所有橡胶元件均换成耐油件。
（五）井眼清洗、降摩减阻
监测振动筛上返出岩屑的变化、扭矩和摩阻的变化、钻井液循环系统体积的变化。可采取多短起下钻、更换柔性钻具组合进行通井和划眼，特别是对50度井斜以后的井段，起钻过程中分段循环，高粘度的钻井液洗井，或者大排量洗井，倒划眼等技术措施，提高井眼清洁程度。
（六）提高固井质量
下套管时根据井眼的弯曲程度、井径变化率情况合理设计扶正器使用数量、类型和安放位置。提高顶替效率和优选水泥浆体系。
三、涪頁HF-1井应用分析
涪页HF-1井是中石化勘探南方分公司部署在重庆市梁平县，川东弧形高陡褶皱带拔山寺向斜构造一口重点预探井，2011年9月2日开始设备搬迁，9月23日进行设备安装。2011年9月24日开导管，2011年9月27日一开空气钻进。2011年10月11日二开开钻，2011年12月15日18：00三开，三开使用油基泥浆， 12月30日钻至完钻井深3570m，2012年1月22日完井。完井周期119.71天，建井周期142.33天。全井平均机械钻速3.67米/时。
涪页HF-1井在二开定向井段受地层影响，在定向过程中出现方位漂移，每10m漂0.7-0.9°。为保证井眼轨迹，均采用大段定向，小段复合的方式进行施工，特别是井斜达到40°以后，方位角调整难度非常大，定向钻进井眼轨迹控制困难，增加了施工难度。在定向钻进初期，钻具组合的选择至关重要，刚性过大，造斜率低造斜效果不明显，刚性太小，造斜率高井眼轨迹不易控制。在二开定向段由于井眼轨迹控制困难和该地层软硬交错钻头选型困难，平均机械钻速仅0.84m/h。在准备中完时页岩层垮塌，长时间通井、划眼，影响该井钻井周期。
三开水平段钻进，采用油基钻井液体系。油基钻井液具有强抑制性，有利于保持井壁稳定；钻速快、对产层损害小，能最大限度地保护气层，特别是水敏性地层；抗污染能力强，有良好的润滑性，压差卡钻的几率小。同时油基钻井液性能稳定，易于维护，热稳定性好。本井实钻证明，油基钻井液性能稳定，抑制性强，在大段页岩层钻进过程中井下施工顺利，井壁稳定，对井眼清洗效果尤为显著，在三开施工过程中，通过和深圳百勤公司的合作，使用高性能无土相反转乳化油基钻井液体系，仅一只钻头钻完三开水平段。
涪页HF-1井合同周期91天，合同价款3379万元，单位价9536元/米。实际施工119.71天，超合同周期28.71天。超周期主要有以下三方面原因：
1.一开钻进期间，进至井深96.52m，地层出水后转换雾化钻井，雾化钻进至井深696.00m一开完钻。雾化钻井比空气钻井机械钻速低，增加周期1.40天。
2.二开定向机械钻速0.84m/h，远低于设计机械钻速2.50m/h，影响周期23.8天。
3.在准备二开中完期间，长时间通井、划眼，影响钻井周期3.55天。
西南钻井公司和深圳百勤公司合作，本井三开使用油基泥浆较为成功，但配置和维护成本达到了1.1万元/m3。如何降低油基泥浆使用成本，或者油基泥浆的回收利用，定向井段解决方位漂移的问题缩短钻井周期，将成为我们以后工作的重点。
页岩气已经成为一种重要的接替资源，页岩气开发也将在很长一段时间，占据重要的战略地位。西南钻井公司站在非常规页岩气会战的最前沿，从经济和技术两方面，不断总结经验，细化经营管理，争取为集团公司页岩气开发做出新的更大的贡献。（作者单位为中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司）
一、页岩气钻井技术难点
中原西南钻井公司目前承担了三口页岩气井的钻井施工任务，分别为涪页HF-1井、新页HF-1井、焦页1井。其中涪页HF-1井于2011年9月24日开钻，2012年1月22日完井，完井周期119.71天；新页HF-1井、焦页1井已经竣工。地域上主要分布在重庆梁平涪陵区块和四川德阳新场区块。页岩气作为一种新型的矿产资源，虽然潜力巨大，但在钻井施工中存在诸多难点。
（一）井壁稳定性差
井眼周围的应力场发生改变，引起应力集中，井眼未能建立新的平衡。页岩层理和微裂缝较发育，水或钻井液滤液极易进入微裂缝破坏其原有的平衡，进入后破坏泥页岩胶结性，导致岩石的碎裂。页岩气井埋深浅、泥页岩胶结差、井斜大、稳斜段长等特点，导致各种相应井下事故或复杂情况（井漏、井塌、钻具阻卡、埋钻具）的增加，从而限制了钻头、钻具组合、钻井液以及钻井参数的选择。
（二）摩阻和扭矩高
钻具与井壁的摩擦、钻头扭矩、机械扭矩和动态扭矩等都会引起摩阻和扭矩的增高。导致起钻的负荷明显增加，下钻的阻力增大；在定向滑动钻进时，无法明确判定钻头实际工作的钻压；钻具在过高的轴向力下发生屈曲。
（三）岩屑床难清除
泥页岩的崩塌、钻井液性能及返速及钻井岩屑重力效应，使得岩屑床难以清除，进一步增加了摩阻和扭矩。同时也增加了井下事故复杂发生的几率。
（四）井眼轨迹控制难
造斜点浅，井壁稳定性差；目的层疏松，机械钻速高，井径变化大、扭矩规律性不强；定向工具面摆放困难，频繁变化的扭矩严重干扰实际的定向效果；页岩气井井眼轨迹控制困难。
（五）钻具组合选择局限性大
浅层大位移水平井，由于造斜点浅，上部地层疏松，胶结质量差，同时页岩易垮塌的特性，上部钻具自身重量轻，加压困难，导致整个钻具组合的选择更加受限制。如果钻具组合选择不恰当，极易偏磨套管。扭矩、摩阻过大，也将极易导致发生钻具事故。
（六）套管居中程度差
由于造斜点浅，从造斜点至A靶点，井斜将达最大井斜，下套管时，斜井段套管易与井壁发生大面积接触。当井斜超过70°时套管重量的90%将作用于井眼下侧，套管严重偏心，居中度难以达到66.7%以上。
（七）固井前洗井、驱替效果差，水泥浆胶结质量差
岩屑床中的岩屑难以清洁干净。油气层顶界埋深浅，顶替时接触时间短，不容易顶替干净。井斜角大、水平位移长，套管在井眼内存在较大偏心，低边泥浆难以驱动，产生“拐点绕流”现象。油基钻井液必须进行润湿反转后，水泥浆才能够胶结。
二、页岩气钻井技术措施
（一）优化井身剖面设计
井口的水平投影与A、B靶点在同一条直线上，减少方位上的拐点。严格控制钻具外径，并尽量简化钻具结构，保证井下施工安全。
（二）优化钻具组合
采用倒装柔性钻具结构，钻具下部使用斜坡钻杆，将加重钻杆放在井斜角30°以上井段，上部加重钻杆提供钻压，下部钻杆代替钻铤传递轴向载荷，从而减少钻柱与井壁之间的作用力，降低摩阻和扭矩。
（三）井眼轨迹控制
根据井眼轨迹的控制要求，钻具造斜率变化要求频繁以及尽可能减少起下钻次数，以及有效降低键槽的发生。对于水平段后期施工过程的扭矩、摩阻明显增加，钻压无法传递到钻头时，可采用旋转导向钻进的方法，通过旋转从而实现及时清理岩屑床，降低摩阻的目的。
（四）井壁稳定
二开采用强抑制、高封堵、高润滑钻井液体系，达到稳定页岩井壁的目的。三开采用油基泥浆体系。油基泥浆具有热稳定性、井壁稳定性、抑制性、润滑性、失水控制能力强等特点，并具有卡钻趋势低、抗污染性能好、无腐蚀性、能有效保护储层等优点。油基泥浆重点做好电稳定性、HTHP滤失量、润湿性、碱度、固相控制等参数。在配置和使用油基泥浆过程，开钻前要清洗循环罐，油基泥浆所接触到的所有橡胶元件均换成耐油件。
（五）井眼清洗、降摩减阻
监测振动筛上返出岩屑的变化、扭矩和摩阻的变化、钻井液循环系统体积的变化。可采取多短起下钻、更换柔性钻具组合进行通井和划眼，特别是对50度井斜以后的井段，起钻过程中分段循环，高粘度的钻井液洗井，或者大排量洗井，倒划眼等技术措施，提高井眼清洁程度。
（六）提高固井质量
下套管时根据井眼的弯曲程度、井径变化率情况合理设计扶正器使用数量、类型和安放位置。提高顶替效率和优选水泥浆体系。
三、涪頁HF-1井应用分析
涪页HF-1井是中石化勘探南方分公司部署在重庆市梁平县，川东弧形高陡褶皱带拔山寺向斜构造一口重点预探井，2011年9月2日开始设备搬迁，9月23日进行设备安装。2011年9月24日开导管，2011年9月27日一开空气钻进。2011年10月11日二开开钻，2011年12月15日18：00三开，三开使用油基泥浆， 12月30日钻至完钻井深3570m，2012年1月22日完井。完井周期119.71天，建井周期142.33天。全井平均机械钻速3.67米/时。
涪页HF-1井在二开定向井段受地层影响，在定向过程中出现方位漂移，每10m漂0.7-0.9°。为保证井眼轨迹，均采用大段定向，小段复合的方式进行施工，特别是井斜达到40°以后，方位角调整难度非常大，定向钻进井眼轨迹控制困难，增加了施工难度。在定向钻进初期，钻具组合的选择至关重要，刚性过大，造斜率低造斜效果不明显，刚性太小，造斜率高井眼轨迹不易控制。在二开定向段由于井眼轨迹控制困难和该地层软硬交错钻头选型困难，平均机械钻速仅0.84m/h。在准备中完时页岩层垮塌，长时间通井、划眼，影响该井钻井周期。
三开水平段钻进，采用油基钻井液体系。油基钻井液具有强抑制性，有利于保持井壁稳定；钻速快、对产层损害小，能最大限度地保护气层，特别是水敏性地层；抗污染能力强，有良好的润滑性，压差卡钻的几率小。同时油基钻井液性能稳定，易于维护，热稳定性好。本井实钻证明，油基钻井液性能稳定，抑制性强，在大段页岩层钻进过程中井下施工顺利，井壁稳定，对井眼清洗效果尤为显著，在三开施工过程中，通过和深圳百勤公司的合作，使用高性能无土相反转乳化油基钻井液体系，仅一只钻头钻完三开水平段。
涪页HF-1井合同周期91天，合同价款3379万元，单位价9536元/米。实际施工119.71天，超合同周期28.71天。超周期主要有以下三方面原因：
1.一开钻进期间，进至井深96.52m，地层出水后转换雾化钻井，雾化钻进至井深696.00m一开完钻。雾化钻井比空气钻井机械钻速低，增加周期1.40天。
2.二开定向机械钻速0.84m/h，远低于设计机械钻速2.50m/h，影响周期23.8天。
3.在准备二开中完期间，长时间通井、划眼，影响钻井周期3.55天。
西南钻井公司和深圳百勤公司合作，本井三开使用油基泥浆较为成功，但配置和维护成本达到了1.1万元/m3。如何降低油基泥浆使用成本，或者油基泥浆的回收利用，定向井段解决方位漂移的问题缩短钻井周期，将成为我们以后工作的重点。
页岩气已经成为一种重要的接替资源，页岩气开发也将在很长一段时间，占据重要的战略地位。西南钻井公司站在非常规页岩气会战的最前沿，从经济和技术两方面，不断总结经验，细化经营管理，争取为集团公司页岩气开发做出新的更大的贡献。（作者单位为中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司）