泸州区块位于川南地区低陡构造带，目的层龙马溪组底界埋深普遍在3500.00~4500.00m，由北往南逐渐变深。2019年泸州区块垂深3890.00m的泸203井测试产气量达138.00万m³/d，为国内

首口测试日产气量超过百万立方米的深层页岩气标杆井。由于深层页岩气开发处于起步阶段，钻完井配套技术处于摸索阶段，目前主要借鉴长宁、威远等中深层页岩气钻完技术。樊好福等人开展了高造斜率螺杆钻具减少滑动进尺、水平段应用控压钻井技术降低钻井液密度的研究，臧艳彬等人开展了井身结构优化，试验了水力加压器和射流冲击器等提速工具、复合钻头、控压钻井等技术，均取得了较好的提速效果。

然而，泸州深层页岩气钻井仍然存在特殊岩性地层可钻性差、地层温度高影响旋转导向寿命短、目的层断层发育导致轨迹控制难度高等难点，导致机械钻速低、钻井周期长、事故复杂率高，钻完井成本居高不下。为此，优化了井身结构和井眼轨道，优选了井眼轨迹控制技术和高性能油基钻井液，规模化推广钻井提速提效工具及技术，开展地面降温设备先导试验，推广应用了泸州深层页岩气水平井钻井关键技术，大幅缩短钻井周期，取得了显著效果。

二、钻井关键技术

1、井身结构优化

综合考虑地层压力、必封点、钻井施工难度、钻机负载、井下风险、经济性等因素，优化了泸州深层页岩气水平井井身结构。在保证实现地质目标和安全的前提下，尽可能减少套管层次、缩短裸眼段长度、降低摩阻扭矩，为安全高效钻完井提供基础。泸州区块深层页岩气水平井采用导眼+三开井身结构，如图1所示。φ508.00mm导管一般下至井深50.00m左右，封隔风化漏层及垮塌层，考虑井控可适当加深；φ339.70mm表层套管一般下至须家河组顶10.00~30.00m，封隔上部漏层、垮塌层和浅层气，考虑井控需要可加深至须四段中下部；φ244.50mm技术套管一般下至韩家店组顶部30.00~50.00m左右，封隔上部漏、垮、喷等复杂层段及含硫气层，若在长兴组、龙潭组、茅口组等层段钻遇复杂情况，同一井段钻井液密度难以兼顾溢、漏复杂，可浅下套管至栖霞顶；φ139.70mm生产套管封固龙马溪目的层。

2、井眼轨道优化与控制技术

前期采用的三维井眼轨道施工难度大、井下风险高、增井斜扭方位速度慢，严重影响钻井周期。因此，综合考虑丛式井防碰、摩阻扭矩、轨迹控制难度、钻井速度等因素，将之前的三维轨道设计优化为双二维井眼轨道，多采用“直-增-稳-降-直-增-平”剖面类型，上部井段控制全角变化率1.00°~2.50°/30m，入窗井段控制全角变化率4.00~6.00°/30m，水平段控制全角变化率不大于3.00°/30.00m。与三维井眼轨道相比，“双二维”井眼轨道的钻进扭矩降低7.0%~14.0%、摩阻降低11.5%~16.5%。

兼顾安全、钻井速度和钻井成本，将水平段划分为3个阶段，即钻井参数释放提速阶段、钻井提速与风险兼顾阶段、风险削减阶段，如表1所示。钻井参数释放提速阶段一般是指水平段长度小余1000.00m井段，该阶段钻井设备能力充足，井下风险低，以钻井提速为主，选用旋转导向配合大扭矩长寿命直螺杆控制轨迹。钻井提速与风险兼顾阶段一般指水平段长度为1000.00~1500.00m的井段，该井段钻井设备能力富余量降低、井下风险逐步升高，需要兼顾钻井提速和井下风险。若评估井下风险较小，则以钻井提速为主，选用旋转导向配合大扭矩长寿命直螺杆控制轨迹；若评估井下风险较大，则以降低钻井风险为主，选用旋转导向控制轨迹。风险削减阶段一般指水平段长度超过1500.00m的井段，该阶段钻井设备能力基本达到极限、井下风险较高，以降低钻井风险为主。若评估井下风险较小时，选用旋转导向控制轨迹；若评估井下风险较大时，选用近钻头伽马配合1.50°无稳定器弯螺杆和水力振荡器控制轨迹。

3、钻井提速工具优选及钻头优化

（1）钻井提速工具优选。须家河地层石英含量高，粒度小、硬度高，平均机械钻速仅为2.00~3.00m/h。分析表明钻速低的原因为：常规PDC钻头难以吃入硬地层，粘滑效应明显，钻头及钻柱振动大，易造成钻头崩齿；常规PDC钻头攻击性和抗冲击性差，满足不了提速需求。为此，选用“3刀翼PDC+3牙轮”复合钻头与水力加压器配合，复合钻头的牙轮楔形齿提高了钻头的抗冲击性，双排布齿的PDC刀翼提高了切削效率和耐磨性能；水力加压器通过液压的方式吸收钻柱轴向振动，减少钻头冲击崩齿。

（2）PDC钻头优化设计。龙潭组地层铁质含量高，研磨性强，常规PDC钻头易磨损。石牛栏组岩性以深灰色石灰岩、泥质灰岩为主，硬度高，常规PDC钻头难以吃入地层。综合考虑龙潭组铁质含量、夹煤层的特点，设计了6翼双排齿PDC钻头，φ16.00mm和φ13.00mm切削齿混合布齿，后排齿采用圆锥齿，以提高钻头的攻击性和穿夹层的能力。着重考虑石牛栏组钻头攻击性，设计了5刀翼φ16.00mm切削齿PDC钻头，采用小后倾角设计，增强钻头的攻击性，提高机械钻速。

三、现场试验

在泸州区块4口井中试验了该关键技术，平均井深5601.00m、水平段长1884.00m，钻井过程中未发生井下故障，机械钻速6.28m/h，钻井周期110.06d，整体效果良好，并创国内深层页岩气水平段最长的（2550.00m）纪录。与未使用该项技术的井相比，机械钻速提高5.5%，钻井周期缩短14.5%。以B井为例，详细说明该技术的应用情况。

B井设计完钻井深5383.00m，垂深3610.21m，预测井底温度150.00℃，采用三开井身结构，一开使用水力加压器+复合钻头，平均机械钻速达到12.71m/h，较邻井提速19.3%。水平段使用OBM油基钻井液体系，钻井液密度控制在2.10~2.20kg/L，塑性黏度控制在75.00~80.00mPa.s，破乳电压控制在950.00V以上，油水比88.00~95.00，高温高压滤失量1.50~2.00mL，满足水平段防塌、润滑、防卡要求，保障水平段安全高效钻井。水平段自井深4300.00m开始使用地面降温系统，处理量1.20m³/min，井底循环温度由128.0℃降至124.0℃。钻至完钻井深5437.00m时，处理量1.80m³/min，井底循环温度由134.00℃降至129.00℃，保障了常温旋转导向系统的正常工作。该井2612.00~5251.00m井段旋转导向钻井系统与长寿命大扭矩螺杆配合控制井眼轨迹，5251.00~5437.00m井段采用近钻头地质导向系统、1.50°弯角螺杆钻具和水力振荡器控制井眼轨迹，顺利完成水平段钻进，最大全角变化率6.13°/30m，水平段机械钻速高达6.95m/h。

四、结论与建议

（1）针对四川盆地深层页岩气水平井钻井存在的技术难点，通过优化井身结构和井眼轨道、根据井下风险优选井眼轨迹控制技术、优化激进钻进参数、优选减震和高效破岩提速工具、利用地面降温设备保障旋导正常工作，形成了深层页岩气水平井钻井关键技术。

（2） “大钻压、高转速、大排量”激进式钻井参数有利于提高钻井速度和井眼清洁效率。综合考虑提速效果、钻具安全、设备能力，推荐水平段钻进最大钻压150.00kN、转速120.00rpm、排量35.00L/s。

（3）现场试验表明，深层页岩气水平井钻井关键技术可以解决四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井存在的技术难点。

（4）钻井液地面降温系统基本能够满足井下循环温度小于130.0℃的井段常温旋导正常工作，但是随着井下温度升高，常温旋导工具使用将受限。建议加快耐高温旋转导向系统的引进和研发工作，以满足深层页岩气安全高效开发的需求。