□ 石油工程技术研究院钻井工程技术研发中心副经理 张洪宁

    华东油气石油工程技术研究院钻井工艺研究所所长 龙志平

    常压页岩气作为我国页岩气资源的重要组成部分，技术可采资源量超过9万亿立方米，是我国天然气资源的重要接替领域。但由于资源禀赋差，常压页岩气开发难度显著高于高压、超高压页岩气。通过持续技术创新，华东油气成功实现国内首个常压页岩气田的商业化开发，打造了常压页岩气高效钻完井技术体系，探索出一条适合我国地质条件的常压页岩气效益开发之路。

    常压页岩气开发需面对地层能量不足、储层物性差、钻完井技术成本要求高等挑战。与北美常压页岩气储层相比，国内常压页岩气储层普遍具有“复杂构造、低压力系数、薄储层、高地应力”等特征。研究表明，相同深度条件下，我国常压页岩气有效应力是北美的1.5～3倍。

    常压页岩气的地质特征导致传统钻井技术面临三大核心挑战：井身结构适配性差，开发初期以“三级+四级”结构为主，单井钻井周期普遍在60天以上，周期缩短空间有限；钻井液成本高，低承压地层需降密度以防控井漏，而复杂应力下则需提密度以维持井壁稳定，钻井液性能调控矛盾突出，单米成本较北美高30%～50%，经济性难以保障；储层钻遇率偏低，3～5米的薄储层条件下传统导向技术储层钻遇率不足80%，难以保障高效开发。

    通过持续技术攻关，中国石化在常压页岩气钻井工程设计、钻井提速、地质导向、高性能低成本钻井液、低承压固井、井工厂等方面取得突破性进展，为常压页岩气规模效益开发提供了有力技术支撑。

    钻井工程设计方面，形成了以“超前预测+精准设计+系列方案”为核心的技术体系。采用高密度电法、音频大地电磁法等九种工勘方法，精准识别1000米内浅表漏垮段风险，在东胜、阳春沟等区块应用50个井场，避开了3个高风险施工选址，为工程设计简化井眼开次、优化井身结构提供了基础地质条件；分区域形成“二级+三级”为主的井身结构序列，淘汰了四级井身结构，同时优化上提技术套管下深800～1200米，实现钻井提速并降低管材消耗。在东胜区块，平均钻井周期由85天缩短至56.28天，武隆区块更是缩短至39.85天，提效40%以上，大大提升了常压页岩气开发效率。

    钻井提速方面，形成了浅表易漏层和中下部难钻层系列优快钻井技术。针对浅表复杂构造带应用“工程机+空气钻+跟管”钻井技术快速穿层，高效解决了浅表漏垮难题，相比传统方式，施工周期缩短了54%、成本降低了29%。针对中下部复杂难钻地层基于“四要素”钻井提速理念，引进大扭矩螺杆并推动国产化，输出扭矩提高1倍，配合强化参数技术，配套冲击稳扭提速工具、高性能水力振荡器、钻柱自动扭摆系统，平均机械钻速提高1倍以上。

    地质导向方面，创新了多源信息导向模式，基于地震、地质、工程、井筒和流体等多源数据信息预测复杂地层、地层走向；构建了基于大数据分析的井眼轨迹高效控制技术，根据地质导向参数实时动态调整轨迹控制指令，结合造斜率预测、优配底部钻具组合，轨迹控制效率提高10%以上，实现了薄储层轨迹精准导向，优质页岩钻遇率提高到94.5%。

    钻井液技术方面，研发的“低密度+强封堵”低成本油基钻井液体系，优选纳米封堵剂、多粒径弹性封堵材料，实现裂缝有效封堵、井壁高效成膜，有效应对了高地应力带来的井壁失稳风险，降低了钻井液密度，减少了钻井液滤液侵入。钻井液密度由1.5克/立方厘米降至1.3克/立方厘米，施工期间无漏无垮，实现井眼稳定与储层保护的双提升。目前，该钻井液体系已成为区域常压页岩气开发的标配技术。

    固井技术方面，针对低承压储层固井漏失难题转变固井思路，由井筒承压能力适应固井施工压力（提承压固井）转变为固井施工压力适应井筒承压能力（不承压固井），形成了低返、低密度快速固井技术，优化固井水泥返高，应用泡沫水泥浆固井工艺，动态控制环空浆柱压力，低承压井完井时间由9.9天缩短至5.54天，固井质量优良率100%。

    工厂化作业方面，采用大小钻机配合的批量化施工方式，实现“一平台多井”同步作业。研发的五大模块远程控制系统，使搬迁安装时效提高30%。技术体系的规模化应用使单井钻采成本降低12.3%，为常压页岩气经济开发奠定了基础。

    下一步，将围绕浅层超长水平钻井、深层常压页岩气钻井、瘦身井身结构优化、智能钻井、井筒数字孪生等方面持续开展技术攻关，强化钻井技术对常压页岩气开发的支撑保障能力。