泸州区块位于川南地域低陡机关带，主张层龙马溪组底界埋深普遍在3500.00~4500.00m，由北往南逐步变深。2019年泸州区块垂深3890.00m的泸203井测试产气量达138.00万m?/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，目前重要借鉴长宁、威远等中深层页岩气钻完技术。樊好福等人发展了高造斜率螺杆钻具削减滑动进尺、水平段利用控压钻井技术降低钻井液密度的钻研，臧艳彬等人发展了井身结构优化，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，均获得了较好的提速成效。

然而，泸州深层页岩气钻井依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、主张层断层发育导致轨
＝谠炷讯雀叩的训，导致机械钻速低、钻井周期长、变乱复杂率高，钻完井成本居高不下。为此，优化了井身结构和井眼轨路，优选了井眼轨
＝谠旒际鹾透呋苡突昃，规；乒阕昃崴偬嵝Чぞ呒凹际，发展地面降温设备先导试验，推广利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，获得了显著成效。

二、钻井关键技术

1、井身结构优化

综合思考地层压力、必封点、钻井施工难度、钻机负载、井下风险、经济性等成分，优化了泸州深层页岩气水平井井身结构。在保障实现地质指标和安全的前提下，尽可能削减套管档次、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选取导眼+三开井身结构，如图1所示。φ508.00mm导管通常下至井深50.00m左右，封隔风化漏层及垮塌层，思考井控可适当加深；φ339.70mm表层套管通常下至须家河组顶10.00~30.00m，封隔上部漏层、垮塌层和浅层气，思考井控必要可加深至须四段中下部；φ244.50mm技术套管通常下至韩家店组顶部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，统一井段钻井液密度难以两全溢、漏复杂，可浅下套管至栖霞顶；φ139.70mm出产套管封固龙马溪主张层。

2、井眼轨路优化与节造技术

前期选取的三维井眼轨路施工难度大、井下风险高、增井斜扭方位速度慢，严沉影响钻井周期。因而，综合思考丛式井防碰、摩阻扭矩、轨
＝谠炷讯取⒆昃俣鹊瘸煞，将之前的三维轨路设计优化为双二维井眼轨路，多选取“直-增-稳-降-直-增-平”剖面类型，上部井段节造全角变动率1.00°~2.50°/30m，入窗井段节造全角变动率4.00~6.00°/30m，水平段节造全角变动率不大于3.00°/30.00m。与三维井眼轨路相比，“双二维”井眼轨路的钻进扭矩降低7.0%~14.0%、摩阻降低11.5%~16.5%。

两全安全、钻井速度和钻井成本，将水平段划分为3个阶段，即钻井参数开释提速阶段、钻井提速与风险两全阶段、风险削减阶段，如表1所示。钻井参数开释提速阶段通常是指水平段长度幼余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，选用旋转导向共同大扭矩长命命直螺杆节造轨迹。钻井提速与风险两全阶段通常指水平段长度为1000.00~1500.00m的井段，该井段钻井设备能力阔气量降低、井下风险逐步升高，必要两全钻井提速和井下风险。若评估井下风险较幼，则以钻井提速为主，选用旋转导向共同大扭矩长命命直螺杆节造轨迹；若评估井下风险较大，则以降低钻井风险为主，选用旋转导向节造轨迹。风险削减阶段通常指水平段长度超过1500.00m的井段，该阶段钻井设备能力根基达到极限、井下风险较高，以降低钻井风险为主。若评估井下风险较幼时，选用旋转导向节造轨迹；若评估井下风险较大时，选用近钻头伽马共同1.50°无不变器弯螺杆和水力振荡器节造轨迹。

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，粒度幼、硬度高，均匀机械钻速仅为2.00~3.00m/h。分析批注钻速低的原由于：通例PDC钻头难以吃入硬地层，粘滑效应显著，钻头及钻柱振动大，易造成钻头崩齿；通例PDC钻头攻击性和抗冲击性差，满足不了提速需要。为此，选用“3刀翼PDC+3牙轮”复合钻头与水力加压器共同，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刀翼提高了切削效能和耐磨机能；水力加压器通过液压的方式吸收钻柱轴向振动，削减钻头冲击崩齿。

（2）PDC钻头优化设计。龙潭组地层铁质含量高，研磨性强，通例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，通例PDC钻头难以吃入地层。综合思考龙潭组铁质含量、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，后排齿选取圆锥齿，以提高钻头的攻击性和穿夹层的能力。着沉思考石牛栏组钻头攻击性，设计了5刀翼φ16.00mm切削齿PDC钻头，选取幼后倾角设计，加强钻头的攻击性，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，均匀井深5601.00m、水平段长1884.00m，钻井过程中未产生井下故障，机械钻速6.28m/h，钻井周期110.06d，整体成效优良，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，具体注明该技术的利用情况。

B井设计完钻井深5383.00m，垂深3610.21m，预测井底温度150.00℃，选取三开井身结构，一开使用水力加压器+复合钻头，均匀机械钻速达到12.71m/h，较邻井提速19.3%。水平段使用OBM油基钻井液系统，钻井液密度节造在2.10~2.20kg/L，塑性黏度节造在75.00~80.00mPa.s，破乳电压节造在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、光滑、防卡要求，保险水平段安全高效钻井。水平段自井深4300.00m起头使用地面降温系统，处置量1.20m?/min，井底循环温杜咨128.0℃降至124.0℃。钻至完钻井深5437.00m时，处置量1.80m?/min，井底循环温杜咨134.00℃降至129.00℃，保险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命命大扭矩螺杆共同节造井眼轨迹，5251.00~5437.00m井段选取近钻头地质导向系统、1.50°弯角螺杆钻具和水力振荡器节造井眼轨迹，顺利实现水平段钻进，最大全角变动率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路、凭据井下风险优选井眼轨
＝谠旒际酢⒂呕そ杲问⒂叛〖跽鸷透咝蒲姨崴俟ぞ摺⒗玫孛娼滴律璞副Ｏ招颊９ぷ，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能。综合思考提速成效、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）现场试验批注，深层页岩气水平井钻井关键技术能够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根基可能满足井下循环温度幼于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要。