陳安明，龍志平，周玉倉(cāng)，王彥祺，彭 興，曹華慶

(1．中石化華東石油工程有限公司安全環(huán)保處，江蘇南京 210019；2.中國(guó)石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031；3．中石化華東石油工程有限公司六普鉆井公司，江蘇鎮(zhèn)江 212003)

截至目前，我國(guó)取得重大突破的頁(yè)巖氣區(qū)塊大部分位于四川盆地，如焦石壩、威遠(yuǎn)、富順-永川、長(zhǎng)寧等區(qū)塊，其儲(chǔ)層壓力系數(shù)高(>1.20)，屬于高壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層，單井產(chǎn)氣量(9～20)×104m3/d。四川盆地外緣也有很多頁(yè)巖氣藏，如彭水、武隆、黃平等區(qū)塊，盆地外緣構(gòu)造改造作用相對(duì)較強(qiáng)，頁(yè)巖氣儲(chǔ)層壓力系數(shù)為0.90～1.20，屬于常壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層，產(chǎn)氣量較低[1]。2012年7月，渝東南彭水區(qū)塊彭頁(yè)HF-1井獲得2.52×104m3/d產(chǎn)氣量，實(shí)現(xiàn)了盆地外緣志留系常壓頁(yè)巖氣的勘探突破;之后武隆區(qū)塊的探井隆頁(yè)1HF井獲得(4.2～6.0)×104m3/d的產(chǎn)氣量，進(jìn)一步表明四川盆地外緣常壓頁(yè)巖氣具備良好的勘探開(kāi)發(fā)潛力。目前國(guó)內(nèi)常壓頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)主要采用高壓頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)技術(shù)，單位產(chǎn)氣量的開(kāi)發(fā)成本相對(duì)較高，亟需開(kāi)展低成本鉆井技術(shù)、增產(chǎn)技術(shù)攻關(guān)。其中，降低鉆井成本更為直接和重要。為此，筆者從井身結(jié)構(gòu)、井眼軌道設(shè)計(jì)、鉆井液選用、固井工藝等方面探討了如何降低鉆井成本，以期為實(shí)現(xiàn)四川盆地外緣常壓頁(yè)巖氣的經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)提供指導(dǎo)。

1 常壓高壓頁(yè)巖氣井鉆井的差異

以四川盆地外緣武隆常壓頁(yè)巖氣區(qū)塊為例分析常壓頁(yè)巖氣鉆井與高壓頁(yè)巖氣鉆井的差異。該區(qū)塊位于川東南利川-武隆復(fù)向斜南部，頁(yè)巖氣儲(chǔ)層埋深2 000.00～3 000.00 m，鉆遇地層自上而下依次為第四系淺表層，下三疊統(tǒng)嘉陵江組、飛仙關(guān)組，上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組、吳家坪組，下二疊統(tǒng)茅口組、棲霞組、梁山組，中志留統(tǒng)韓家店組，下志留統(tǒng)小河壩組、龍馬溪組，上奧陶統(tǒng)五峰組、臨湘組，中奧陶統(tǒng)寶塔組等。從隆頁(yè)1HF井微壓測(cè)試結(jié)果看，儲(chǔ)層壓力系數(shù)為1.05～1.10，屬于常壓頁(yè)巖氣藏。

隆頁(yè)1HF井采用“導(dǎo)管+三開(kāi)制”井身結(jié)構(gòu)，與涪陵、平橋等高壓頁(yè)巖氣區(qū)塊類似：一開(kāi)，采用φ406.4 mm 鉆頭鉆進(jìn)，下入φ339.7 mm表層套管封隔上部三疊系、二疊系易漏失的碳酸鹽巖及可能含淺層氣的地層；二開(kāi)，采用φ311.1 mm鉆頭鉆入龍馬溪組地層50.00 m，下入φ244.5 mm 技術(shù)套管封固二疊系和志留系的韓家店組、小河壩組地層；三開(kāi)，采用φ215.9 mm鉆頭鉆進(jìn)，配備近鉆頭隨鉆測(cè)量系統(tǒng)，鉆至完鉆井深[2]。

隆頁(yè)1HF井的鉆井實(shí)踐表明，與涪陵、平橋、長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)等區(qū)塊高壓頁(yè)巖氣井相比，常壓頁(yè)巖氣井具有以下特點(diǎn)：

1) 地層壓力系數(shù)低。武隆區(qū)塊頁(yè)巖氣藏地層壓力系數(shù)僅為1.05～1.10，鉆井時(shí)使用鉆井液的密度比高壓頁(yè)巖氣井低，通常為1.10～1.35 kg/L，存在保持頁(yè)巖地層井眼穩(wěn)定需要提高鉆井液密度與防止井漏需要降低鉆井液密度的矛盾。

2) 游離氣含量較低。高壓頁(yè)巖氣藏游離氣含量通常在60%～75%，而常壓頁(yè)巖氣井游離氣含量較低，為30%～40%，鉆井井控風(fēng)險(xiǎn)和固井氣竄風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較低。

3) 井身結(jié)構(gòu)具有優(yōu)化空間。從隆頁(yè)1HF井及相鄰彭水區(qū)塊4口水平井的鉆井實(shí)踐看，下部志留系韓家店組和小河壩組等地層相對(duì)穩(wěn)定，漏失風(fēng)險(xiǎn)較小[3]。隆頁(yè)1HF井為封隔小河壩組及以上地層，技術(shù)套管進(jìn)入龍馬溪組地層50.00 m，導(dǎo)致技術(shù)套管封固井段較長(zhǎng)。由于常壓頁(yè)巖氣儲(chǔ)層的壓力較低，給生產(chǎn)套管固井水泥返高優(yōu)化留下空間。

4) 低成本鉆井要求更高。由于常壓頁(yè)巖氣井鉆遇地層及主要目的層與高壓頁(yè)巖氣井基本一致，目前常壓頁(yè)巖氣井所采用的鉆井、測(cè)井、錄井技術(shù)及采取的技術(shù)措施與高壓頁(yè)巖氣井差異很小[4-5]，但常壓頁(yè)巖氣井的產(chǎn)氣量低，因此要實(shí)現(xiàn)常壓頁(yè)巖氣的經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)，必須要降低鉆井成本。

2 低成本鉆井關(guān)鍵技術(shù)

針對(duì)常壓頁(yè)巖氣田的特點(diǎn)，結(jié)合四川盆地外緣武隆區(qū)塊的實(shí)際情況，從井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、井眼軌跡控制、鉆井液、固井工藝、提速提效等方面探討適用于四川盆地外緣常壓頁(yè)巖氣井的低成本鉆井技術(shù)。

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

井身結(jié)構(gòu)在一定程度上對(duì)鉆井提速提效及降低鉆井成本具有重要的影響，在滿足鉆井安全及后期壓裂作業(yè)需求的情況下，可采取縮小井眼直徑、縮短大直徑井段長(zhǎng)度及避免在大直徑井段內(nèi)定向增斜或扭方位等措施，實(shí)現(xiàn)鉆井提速和降低鉆井成本。

隆頁(yè)1HF井鉆至嘉陵江組地層上部時(shí)發(fā)生了失返性漏失，采用導(dǎo)管封住了淺表易漏地層，為下部順利施工及井控安全提供了條件。在鉆至龍?zhí)督M地層時(shí)又鉆遇了裂縫漏失層，漏失鉆井液300 m3，鉆進(jìn)棲霞組、茅口組和長(zhǎng)興組等地層時(shí)氣測(cè)顯示異常，而鉆進(jìn)志留系的韓家店組及小河壩組地層時(shí)未發(fā)生漏失。相鄰區(qū)塊的彭頁(yè)HF-1井在鉆完導(dǎo)眼井后，未及時(shí)側(cè)鉆水平井，裸眼導(dǎo)眼井在水基鉆井液中浸泡約了4個(gè)月，未發(fā)生井壁垮塌現(xiàn)象，說(shuō)明該區(qū)塊志留系韓家店組、小河壩組等地層穩(wěn)定性較好，不易垮塌[6]。因此，鉆至韓家店組地層時(shí)，需對(duì)上部易漏地層及淺層氣地層進(jìn)行封固。

根據(jù)隆頁(yè)1HF井實(shí)鉆情況，具有較大提速潛力的井段為φ311.1 mm井段。該井段鉆遇地層主要為茅口組、棲霞組、梁山組、韓家店組和小河壩組等地層。韓家店組和小河壩組地層厚度達(dá)800.00～900.00 m，以粉砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)粉砂巖為主，可鉆性差，機(jī)械鉆速慢，可通過(guò)縮小該井段井眼直徑及避免或減少在該段定向或扭方位來(lái)實(shí)現(xiàn)提速。

綜合上述分析，對(duì)井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化，將“導(dǎo)管+三開(kāi)制”井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為“導(dǎo)管+二開(kāi)制”井身結(jié)構(gòu)。優(yōu)化前的“導(dǎo)管+三開(kāi)制”井身結(jié)構(gòu)為：導(dǎo)管，采用φ609.6鉆頭鉆至井深60.00 m，φ473.1 mm套管下至井深60.00 m；一開(kāi)，采用φ406.4 mm鉆頭鉆至井深1 648.00 m，φ339.7 mm套管下至井深1 646.00 m；二開(kāi)，采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深3 078.00 m，φ244.5 mm套管下至井深3 076.00 m；三開(kāi)，采用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深5 176.00 m，φ139.7 mm套管下至井深5 170.00 m。優(yōu)化后的“導(dǎo)管+二開(kāi)制”井身結(jié)構(gòu)為：導(dǎo)管，采用φ406.4 mm鉆頭鉆至井深60.00 m，φ339.7 mm套管下至井深60.00 m；一開(kāi)，采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深2 600.00 m，φ244.5 mm套管下至井深2 598.00 m，封隔韓家店組上部易漏地層及淺層氣地層；二開(kāi)，采用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深5 176.00 m，φ139.7 mm套管下至井深5 170.00 m。與優(yōu)化前相比，導(dǎo)管段、一開(kāi)段和二開(kāi)段的井眼直徑縮小，二開(kāi)鉆深增加，節(jié)省了一層技術(shù)套管，可以實(shí)現(xiàn)提高機(jī)械鉆速、縮短鉆井周期和降低鉆井成本的目的。

2.2 井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)

四川盆地外緣頁(yè)巖氣勘探階段通常采用常規(guī)二維水平井，鉆井過(guò)程中只增斜，方位角保持不變，設(shè)計(jì)和施工難度相對(duì)較低。開(kāi)發(fā)階段一般部署叢式井，且多為三維水平井，鉆井過(guò)程中既要增斜又要扭方位，同時(shí)還要考慮防止與鄰井相碰及鉆具組合在三維井段的造斜能力和摩阻等問(wèn)題，設(shè)計(jì)和施工難度均較大[7-9]。

為在鉆進(jìn)韓家店組、小河壩組等可鉆性差地層時(shí)實(shí)現(xiàn)提速，進(jìn)行井眼軌道設(shè)計(jì)時(shí)，要盡可能避免在該層段大角度扭方位。因此，采用“雙二維”模型進(jìn)行井眼軌道設(shè)計(jì)。“雙二維”模型可以將三維水平井井眼軌道轉(zhuǎn)化成2個(gè)二維井眼軌道，鉆井過(guò)程中不需要扭方位，可大大減少扭方位帶來(lái)的工作量。表1為采用“雙二維”、“空間五段制(邊增斜邊扭方位)”和“空間六段制(純扭方位)”3種軌道模型設(shè)計(jì)X水平井的造斜點(diǎn)、完鉆井深、扭方位的角度和最大滑動(dòng)摩阻。X井A靶點(diǎn)垂深2 800.00 m，偏移距300.00 m，閉合距430.00 m，水平段長(zhǎng)1 500.00 m，方位角36°，井斜角86°。

表1 3種軌道模型設(shè)計(jì)井眼軌道的參數(shù)

從表1可以看出，3種軌道模型設(shè)計(jì)造斜點(diǎn)的井深差異較大，但設(shè)計(jì)完鉆井深差異較小，六段制的最大滑動(dòng)摩阻最大，“雙二維”居中。采用“雙二維”模型設(shè)計(jì)井眼軌道可在上部井段以低造斜率((2°～3°)/30m)進(jìn)行定向完成偏移距，避開(kāi)在下部可鉆性差的地層進(jìn)行定向扭方位，相比其他2種軌道模型可大大減少下部定向造斜的工作量，并且在淺部地層定向更有利于叢式井鉆井過(guò)程中的井眼防碰。

2.3 井眼軌跡控制方式優(yōu)選

目前水平井常用的井眼軌跡控制方式主要有常規(guī)LWD、近鉆頭測(cè)量系統(tǒng)及旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向3種。3種控制方式所用工具的特點(diǎn)如下：

1) 測(cè)量零長(zhǎng)不同。常規(guī)LWD測(cè)量零長(zhǎng)較長(zhǎng)，為16.00～20.00 m；近鉆頭測(cè)量系統(tǒng)最近測(cè)量點(diǎn)僅約1.10 m；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具測(cè)量零長(zhǎng)為2.00～3.50 m。近鉆頭測(cè)量系統(tǒng)和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具在軌跡預(yù)測(cè)及控制方面相對(duì)于常規(guī)LWD更具優(yōu)勢(shì)，可減少井眼軌跡調(diào)整次數(shù)，提高鉆井效率。

2) 定向鉆進(jìn)方式不同。利用常規(guī)LWD和近鉆頭測(cè)量系統(tǒng)定向時(shí)采用定工具面滑動(dòng)鉆進(jìn)，而利用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具定向時(shí)采用指向全旋轉(zhuǎn)式鉆進(jìn)方式。在大斜度、扭方位和水平井段鉆進(jìn)時(shí)，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具不僅可以提高定向鉆進(jìn)效率，縮短定向時(shí)間，還可提高井眼的清潔效果，降低摩阻和扭矩，提高井身質(zhì)量和實(shí)現(xiàn)安全鉆井。

3) 綜合成本不同。以相鄰的平橋區(qū)塊頁(yè)巖氣水平井實(shí)際鉆井平均指標(biāo)為測(cè)算依據(jù)，分析3種井眼軌跡控制方式的綜合成本。武隆區(qū)塊頁(yè)巖氣水平井二開(kāi)井段一般長(zhǎng)2 200.00 m左右，鉆井輔助成本按鉆機(jī)日費(fèi)計(jì)算，以50ZJ型鉆機(jī)7.0萬(wàn)元/d為例，在假定其他影響因素均相同的情況下計(jì)算3種井眼軌跡控制方式的綜合成本，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 3種井眼軌跡控制方式的綜合成本Table 2 Comprehensive costs of three types of wellbore trajectory control methods

從表2可以看出，單從儀器的服務(wù)成本看，近鉆頭測(cè)量系統(tǒng)和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具要高于常規(guī)LWD，但是由于旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具全程采用復(fù)合方式鉆進(jìn)，提速效果好，二開(kāi)鉆井周期要遠(yuǎn)比常規(guī)LWD和近鉆頭測(cè)量系統(tǒng)短，綜合成本得以降低。同時(shí)，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向軌跡控制方式下的井眼光滑度是3種控制方式中最好的，有利于后期完井作業(yè)。

因此，綜合分析上述3個(gè)方面的因素，為實(shí)現(xiàn)武隆區(qū)塊頁(yè)巖氣水平井高效、高質(zhì)、低成本鉆井，建議二開(kāi)井段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具控制井眼軌跡。

2.4 鉆井液及固井工藝優(yōu)化

2.4.1 降低鉆井液費(fèi)用

為快速鉆穿淺層漏失層，導(dǎo)管段和一開(kāi)直井段上部采用清水鉆進(jìn)，下部采用KCl聚合物鉆井液鉆進(jìn)，一是降低鉆井液費(fèi)用，二是實(shí)現(xiàn)綠色鉆井。

二開(kāi)井段鉆遇的志留系地層為水敏性較強(qiáng)的泥頁(yè)巖地層。目前高壓頁(yè)巖氣區(qū)塊主要采用油基鉆井液和高性能水基鉆井液鉆進(jìn)志留系地層，其中油基鉆井液因具有抑制性較強(qiáng)、重復(fù)利用率高、井眼穩(wěn)定性和潤(rùn)滑性好等特點(diǎn)被廣泛應(yīng)用，但其成本較高且不利于環(huán)保[10-12]。為降低油基鉆井液成本，在目前成熟的油基鉆井液基礎(chǔ)上，可通過(guò)選用國(guó)產(chǎn)低價(jià)優(yōu)質(zhì)處理劑和降低油基鉆井液的油水比(油水比控制在75/25～60/40)等方法，降低油基鉆井液成本，單位體積成本可降低10%以上。

高性能水基鉆井液目前正處于試驗(yàn)階段，CQH-M1和DRHPW-1水基鉆井液在四川長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)區(qū)塊取得了一定的進(jìn)展：威遠(yuǎn)區(qū)塊應(yīng)用CQH-M1高性能水基鉆井液最深鉆至井深5 250.00 m、頁(yè)巖地層進(jìn)尺最長(zhǎng)2 238.00 m、井溫最高達(dá)130 ℃；長(zhǎng)寧區(qū)塊應(yīng)用DRHPW-1高性能水基鉆井液創(chuàng)造了水平段穿越頁(yè)巖地層進(jìn)尺、鉆井液浸泡時(shí)間等多項(xiàng)紀(jì)錄。高性能水基鉆井液為解決油基鉆井液成本高、環(huán)保壓力大等難題提供了一種新的技術(shù)途徑[13-15]。常壓頁(yè)巖氣區(qū)塊可以結(jié)合前期高性能水基鉆井液試驗(yàn)成果，進(jìn)一步優(yōu)選環(huán)保型處理劑，使用來(lái)源豐富、價(jià)格低廉的配伍材料，以滿足常壓頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)的低成本、環(huán)保要求，提高整體開(kāi)發(fā)效益。

2.4.2 優(yōu)化生產(chǎn)套管固井水泥返高及水泥漿

頁(yè)巖氣井固井行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)頁(yè)巖氣井固井水泥漿返高的要求為：水泥漿應(yīng)返至造斜點(diǎn)以上300.00 m，封固上層套管的長(zhǎng)度不小于300.00 m，以滿足壓裂要求。因此，可對(duì)生產(chǎn)套管水泥漿返高進(jìn)行優(yōu)化，由原先的返至地面優(yōu)化為返至表層套管鞋以上500.00 m。

針對(duì)常壓頁(yè)巖氣井易漏失和降低成本的需求，根據(jù)機(jī)械發(fā)泡原理，利用氮?dú)?、發(fā)泡劑和充氮發(fā)泡裝置，配制密度1.20～1.50 kg/L的泡沫水泥漿。泡沫水泥漿具有可膨脹和防氣竄的特性，適宜封固龍?zhí)督M和茅口組地層的低壓淺層氣。采用泡沫水泥漿部分替代減輕劑，固井成本可降低9%以上[16-17]。

2.5 提速降本技術(shù)措施

1) 優(yōu)選高效鉆頭。武隆區(qū)塊龍?zhí)督M、吳家坪組地層為含粉砂巖、硅質(zhì)條帶及燧石團(tuán)塊的灰?guī)r地層，PDC鉆頭對(duì)其適應(yīng)性較差。韓家店組和小河壩組地層為灰色泥巖和灰色粉砂質(zhì)泥巖互層，粉砂質(zhì)含量高，研磨性強(qiáng)，采用PDC鉆頭鉆進(jìn)時(shí)機(jī)械鉆速低，單只鉆頭進(jìn)尺短。綜合考慮地層巖性和巖石力學(xué)參數(shù)，優(yōu)選鉆頭型號(hào)：a)二疊系吳家坪組和茅口組地層可鉆性級(jí)值5～6，硬度2 300～2 600 MPa，研磨性指數(shù)30～40，塑性系數(shù)1.05～1.37，要求鉆頭具有較好的抗沖擊性和保徑性能，最好有適用于硬脆性地層的錐球齒。因此，推薦采用PDC鉆頭，用牙輪鉆頭過(guò)渡，以獲取較高的機(jī)械鉆速，如采用S1665FGA型、KMD1652ADGR型PDC鉆頭和HJT617GL型牙輪鉆頭。b)志留系韓家店組、小河壩組地層可鉆性級(jí)值5～8，硬度2 500～3 100 MPa，研磨性指數(shù)40～50，塑性系數(shù)1.04～1.28，要求鉆頭具有較好的耐磨性、抗震性和定向穩(wěn)定性能，且布齒密度較高。推薦采用MDSI616型PDC鉆頭和KPM1633DST型牙輪-PDC混合鉆頭等。

2) 采用國(guó)產(chǎn)鉆具。國(guó)內(nèi)已出現(xiàn)較為成熟的射流沖擊器[18]、水力振蕩器、定向儀器等鉆具，在滿足鉆井要求的前提下，盡量選擇國(guó)產(chǎn)鉆具。如中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院研制的φ172.0 mm水力振蕩器在焦石壩區(qū)塊的焦頁(yè)X-1HF井、焦頁(yè)X-2HF井成功應(yīng)用，相對(duì)于常規(guī)導(dǎo)向鉆具組合鉆井周期縮短5 d左右，工具面調(diào)整時(shí)間縮短約30%，且成本也相對(duì)較低，可替代國(guó)外同類鉆具。對(duì)類似鉆頭、螺桿等使用數(shù)量較多的鉆具可以與生產(chǎn)廠家合作采用單井大包模式，進(jìn)一步降低綜合成本。

3) 淺表縫洞型漏失一般采用清水強(qiáng)鉆，若發(fā)生惡性漏失，則采用速凝水泥漿、高固結(jié)堵漏漿、可控凝膠等進(jìn)行堵漏[19]。滲漏性漏失采用高濃度復(fù)合橋接堵漏漿進(jìn)行靜止堵漏或承壓堵漏，或配套井下旁通閥進(jìn)行隨鉆堵漏，這樣可在不起鉆的情況下多次進(jìn)行高濃度、大顆粒堵漏施工。

4) 由于常壓頁(yè)巖氣要控制開(kāi)發(fā)成本，開(kāi)發(fā)階段更適合采用“井工廠”鉆井模式[20]?！熬S”鉆井模式是一個(gè)平臺(tái)布井5～6口，采用流水線作業(yè)方式，通過(guò)交叉作業(yè)，縮短輔助工作時(shí)間，提高鉆井效率，降低鉆井成本。針對(duì)武隆區(qū)塊常壓頁(yè)巖氣水平井所采用的二開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，根據(jù)相同井段鉆井方式和鉆井液一致的原則，可將施工工序分為導(dǎo)管與表層段作業(yè)、二開(kāi)井段作業(yè)和完井作業(yè)3步。同時(shí)，可根據(jù)平臺(tái)第一口井導(dǎo)管段和一開(kāi)鉆進(jìn)過(guò)程中的氣、水顯示及井漏情況，對(duì)鄰井各開(kāi)次的套管下深與作業(yè)內(nèi)容進(jìn)一步優(yōu)化，以實(shí)現(xiàn)提速和降低鉆井成本的目的。采用“井工廠”鉆井模式還可以實(shí)現(xiàn)各開(kāi)次鉆井液的重復(fù)利用，進(jìn)一步降低鉆井成本。

5) 優(yōu)化測(cè)錄井項(xiàng)目。預(yù)探井和開(kāi)發(fā)井的測(cè)錄井項(xiàng)目不同，應(yīng)進(jìn)行優(yōu)化組合，以降低測(cè)錄井費(fèi)用。錄井方面，預(yù)探井從取全資料的目的出發(fā)，進(jìn)行全井段綜合錄井獲取主要地質(zhì)參數(shù)；開(kāi)發(fā)井從二開(kāi)井段只進(jìn)行氣測(cè)錄井，以卡層、優(yōu)化靶窗為主。測(cè)井方面，一開(kāi)、二開(kāi)裸眼進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)測(cè)井，各開(kāi)次固井后進(jìn)行固井質(zhì)量測(cè)井，開(kāi)發(fā)井只對(duì)一開(kāi)和二開(kāi)進(jìn)行固井質(zhì)量測(cè)井。同時(shí)，同一平臺(tái)的開(kāi)發(fā)井原則上只錄取一口井的資料，其他井不再重復(fù)錄??；錄井能夠取得的資料，不進(jìn)行測(cè)井。通過(guò)優(yōu)化測(cè)錄井項(xiàng)目，測(cè)錄井費(fèi)用預(yù)計(jì)可降低40%以上。

6) 細(xì)化管理。強(qiáng)化生產(chǎn)組織協(xié)調(diào)，發(fā)揮技術(shù)區(qū)域一體化管理優(yōu)勢(shì)，組織專家團(tuán)隊(duì)全程跟進(jìn)提速提效工作，及時(shí)解決鉆井過(guò)程中出現(xiàn)的難題，提供全方位技術(shù)支撐。另外，可統(tǒng)一采用電網(wǎng)供電、鋪設(shè)供水管道，這樣既可以滿足鉆井施工，還可以供后續(xù)的壓裂、采氣等使用。

3 結(jié)論與建議

1) 四川盆地外緣武隆常壓頁(yè)巖氣區(qū)塊雖然與盆地內(nèi)的涪陵、長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)等高壓頁(yè)巖氣區(qū)塊鉆遇地層層系基本一致，但受地層壓力系數(shù)及含氣性質(zhì)的影響，所應(yīng)用的鉆井技術(shù)存在一定的差異，對(duì)低成本鉆井的要求更高。

2) 針對(duì)四川盆地外緣常壓頁(yè)巖氣區(qū)塊地質(zhì)特征及鉆井特點(diǎn)，將三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為二開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，采用“雙二維”模型設(shè)計(jì)井眼軌道、利用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)控制二開(kāi)井眼軌跡，以及使用低油水比油基鉆井液和優(yōu)化生產(chǎn)套管水泥漿返高等降低鉆井成本的技術(shù)措施和方案。

3) 頁(yè)巖氣鉆井投資大、風(fēng)險(xiǎn)高，采取降低鉆井成本的技術(shù)措施時(shí)應(yīng)首先保證鉆井安全和井身質(zhì)量，建議在武隆區(qū)塊進(jìn)行低成本鉆井技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，驗(yàn)證低成本鉆井技術(shù)的可行性。