国外页岩气勘探开发已有80多年的历史，通过多年的经验积累，水平井、分支井、丛式井相继成为国外页岩气开发的主要钻井方式，技术成熟且取得了良好效益。我国页岩气地质储量丰富，但勘探开发工作刚开始起步，相关技术尚在探索，需要克服的困难还很多。彭水页岩气区块位于川东南湘鄂西地区四川盆地，区域构造稳定，自上而下主要地层为第四系、下三叠系大冶组，二叠系长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组和梁山组，志留系韩家店组、小河坝组和龙马溪组，奥陶系五峰组、临湘组和宝塔组，其中下志留统龙马溪组发育有厚度约100m的黑色页岩。为进一步评价彭水区块页岩气资源潜力，落实页岩气单井产量，探索水平井钻井工艺技术的适应性，中国石化华东石油局近期在该区块开展了相关试验和研究，先后钻成彭页HF1井等4口水平井，取得了良好的勘探开发效果，对页岩气水平井钻井完井有了更深入的认识。笔者结合4口井的钻井实践，分析探讨了彭水区块页岩气水平井钻井关键技术。

　　1、钻井概况

　　截至目前，彭水区块已钻成彭页HF1井、彭页2HF井、彭页3HF井和彭页4HF井等4口水平井，其中彭页HF1井为侧钻水平井。4口井均采用三开井身结构，主要目的层均为志留系的龙马溪组。为了防止上部灰岩井段出现井漏等复杂情况，并有效提高机械钻速，彭页2HF井、彭页4HF井一开和彭页2HF井、彭页3HF井、彭页4HF井二开均采用了气体钻井技术。彭页3HF井在一开钻进中，由于地层出水量较大，采用了常规钻井。在井眼轨迹控制方面，彭页HF1井、彭页3HF井和彭页4HF井都采用了旋转导向钻井技术，彭页2HF井采用了地质导向钻井技术。4口井都使用了油基钻井液钻进目的层井段，其中彭页2HF井和彭页3HF井使用了国产油基钻井液。4口井固井均采用了高性能弹性水泥浆体系，保证了固井质量，满足了后期压裂的需求。在三开钻进中，4口井均出现了不同程度的井漏，油基钻井液漏失量较大，造成了较大的经济损失。

　　2、关键技术及应用效果分析

　　2.1气体钻井技术

　　彭水区块上部三叠系、二叠系地层灰岩发育，漏失严重，前期在大冶组、吴家坪组等上部地层钻遇溶洞性漏失，钻井液失返，使用投石子、注水泥、狄赛尔堵漏等多种方法都效果不佳，如彭页1井（彭页HF1井的导眼井）堵漏耗时长达75d；该地层可钻性差，钻头选择困难，造成钻井施工投入高，机械钻速和生产时效很低，周期长、难度大、风险大；另外，彭水区块韩家店组和小河坝组地层造斜能力极强，前期钻井过程中，钻至该地层井斜角难以控制，其中彭页1井的最大井斜角达到16.10°，完钻时井底位移达240.00m。

　　空气钻井是当前防止井漏、提高机械钻速的重要手段之一。彭页2HF井、彭页3HF井和彭页4HF井，在一开、二开或一二开井段采用了空气钻井技术，并取得了良好的应用效果：直径444.5mm井眼平均机械钻速达7.09m／h，直径311.1mm井眼平均机械钻速达15.10m／h，较常规钻井提高3.2～6.5倍，并节省了大量的堵漏时间。

　　空气锤钻井技术可从根本上改变以往旋转钻井的破岩方式，实现冲击和旋转联合作用下的体积破碎，不仅能大大提高机械钻速，还能有效控制井斜，达到防斜打快的目的。该技术在钻进韩家店组和小河坝组地层时进行了试验应用，井身质量控制较好，最大井斜角仅为3.62°，最大井底位移为50.73m。

　　2.2旋转导向钻井技术

　　旋转导向钻井技术是钻柱能在旋转钻进过程中实现准确增斜、稳斜、降斜等功能的一项新技术，适合开发特殊油藏的深井、高难度定向井、水平井、大位移井等，相比于传统导向工具，具有易传递钻压、确保井眼清洁度、提高井眼轨迹控制精度、减少井下卡钻风险、提高钻井效率等优点，该技术在水平段长、井身质量要求高的页岩气水平井应用中具有一定优势。

　　彭页HF1井由于导眼轨迹控制不理想，侧钻点以上井段最大井斜角达16/10°，反向位移125.17m，导致侧钻水平井轨迹控制难度较大。因此，该井在增斜井段和水平井段分别试验应用了EZ‐Pilot旋转导向系统，其钻具组合为：直径215.9mm钻头＋EZPilot旋转导向系统＋直径127.0mm加重钻杆×1柱＋直径174.5mm震击器＋直径127.0mm加重钻杆×1柱＋直径127.0mm钻杆×30柱＋直径127.0mm加重钻杆×11柱＋直径127.0mm钻杆。施工过程中，采用低钻压、中转速的钻进参数，井眼轨迹较应用常规螺杆平滑，且机械钻速得到了明显的提高（见表1）。

　　表1 旋转导向与滑动导向钻井效果对比

　　后续3口水平井也采用了旋转导向钻井技术，其中彭页3HF井、彭页4HF井与采用螺杆钻具进行定向钻进相比，机械钻速分别提高154.3％和40.0％。