董振國， 張躍恒， 張 磊

(神華地質(zhì)勘查有限責任公司，北京 102211)

1 地質(zhì)概況

保靖探礦權區(qū)位于中揚子準地臺西緣的湘鄂西地區(qū)，處于八面山-大磨山弧形構造帶西緣的湘鄂西隔槽式?jīng)_斷褶皺帶內(nèi)。該構造帶主要受控于南部的雪峰-江南陸內(nèi)造山帶，現(xiàn)今構造形跡在平面上呈現(xiàn)自SW-NE逐漸向NNE-NE-NEE向、并向NW方向突出的大型弧形構造帶特點。背斜出露地層通常由下古生界組成，寬闊高陡，褶皺強烈，斷裂發(fā)育；向斜出露地層通常由二疊系、三疊系組成，寬闊低緩，但較背斜緊閉。在大型向(背)斜區(qū)內(nèi)間隔發(fā)育有次級低幅度背(向)斜構造，從而形成復式向(背)斜褶皺構造。

區(qū)塊內(nèi)發(fā)育地層有：寒武、奧陶、志留、泥盆、二疊及三疊系。上述層位中，下寒武統(tǒng)牛蹄塘組和下志留統(tǒng)龍馬溪組為區(qū)塊內(nèi)主要富有機質(zhì)頁巖發(fā)育層位。在牛蹄塘時期，揚子區(qū)大規(guī)模海侵，中揚子區(qū)全部為淺海陸棚區(qū)碎屑巖沉積，從西北向東南海水加深，發(fā)育淺水陸棚—深水陸棚沉積環(huán)境，湘西保靖地區(qū)為深水陸棚；早志留世龍馬溪組頁巖沉積期，保靖區(qū)塊處于深水陸棚—淺水陸棚的過渡帶，頁巖具有橫向上厚度變化較大、非均質(zhì)性較強的特征。

勘查目標層位為下古生界下志留統(tǒng)龍馬溪組(S1l)和下寒武統(tǒng)牛蹄塘組(∈--1n)，埋深分別在0～3500和1500～6000 m。

目的層龍馬溪組(S1l)下部為一套含筆石生物的黑色炭質(zhì)頁巖和粉砂質(zhì)頁巖，富含有機質(zhì)。上部為灰綠色、黑色頁巖夾石英砂巖、石英粉砂巖，厚度約190 m。牛蹄塘組(∈-1n)主要為一套黑色頁巖、炭質(zhì)頁巖夾石煤層，厚度為70～250 m。

2 工程概況和施工難點

保頁2井位于湖南省保靖縣昂洞鄉(xiāng)新橋村北200 m，構造位置位于湖南保靖頁巖氣區(qū)馬蹄寨-野竹坪向斜東翼，2014年5月27日開鉆，設計井深3217 m，完鉆井深為3275 m,鉆井周期90.8 d。

保頁1井位于湖南省保靖縣毛溝鎮(zhèn)龍溪坪村北800 m，構造位置位于湖南保靖頁巖氣區(qū)馬蹄寨—野竹坪向斜區(qū)西南抬升部位，2014年7月27日開鉆，設計井深2638 m，完鉆井深為2833 m，鉆井周期83.79 d。

保頁3井位于湖南省龍山縣苗兒灘鎮(zhèn)八吉村，構造位置位于湘鄂西沖斷褶皺帶保靖馬蹄寨-野竹評向斜西翼北部部位，2015年5月21日開鉆，保頁3井設計井深1129 m，完鉆井深1039 m，鉆井周期36.63 d。

鉆探目的：為建立本探區(qū)地層層序提供資料；獲取馬蹄寨-野竹坪向斜龍馬溪組、牛蹄塘組頁巖發(fā)育狀況、賦存狀態(tài)、儲層特征和含氣性等資料參數(shù)；獲取相關地球物理參數(shù)，評價探區(qū)頁巖氣勘探前景，評價頁巖氣資源量，為下一步勘探提供依據(jù)。

保靖區(qū)塊位于湘西武陵山脈中段，地表群山峻嶺起伏，地下地質(zhì)構造條件十分復雜，頁巖氣鉆井面臨諸多困難：

(1)井場近鄰農(nóng)田、河流，易防止發(fā)生環(huán)境污染事故，交通不便，后勤供應困難。

(2)在淺層及二疊系棲霞組碳酸鹽巖等地層裂縫、溶洞發(fā)育，容易發(fā)生井漏，存在淺層水流和淺層氣，治理地層涌水、井漏、淺層氣等工程難題代價昂貴。

(3)古生代地層成巖性好、巖石致密堅硬、可鉆性差，機械鉆速低，施工難度大。

(4)高陡構造區(qū)地層傾角變化大，如保頁1井9.24°，保頁2井21°，保頁3井25.3°，地層造斜能力強，易井斜，注意防止井斜超標。

(5)古生界地層孔隙、裂縫發(fā)育，存在多個不整合面和夾層，井壁垮塌嚴重，增加了卡鉆的風險。

(6)裸眼井段長，泥漿攜砂困難，井眼清潔困難，固井時提高頂替效率難度大，固井膠結(jié)強度不易保證，但大型壓裂要求固井質(zhì)量好，對水泥漿性能及水泥膠結(jié)強度要求高。

3 頁巖氣鉆井提速技術

從鉆井技術管理、地層壓力預測、井深結(jié)構優(yōu)化、鉆井新工具、新工藝推廣應用等方面開展分析和研究，針對保靖頁巖氣深探井鉆井技術難點和挑戰(zhàn)，提出相應解決方案和技術措施，形成了配套齊全的頁巖氣鉆井提速技術，為今后頁巖氣的勘探開發(fā)奠定了基礎。

3.1 井身結(jié)構優(yōu)化

通過對參數(shù)井聲波測井資料的研究和處理，經(jīng)計算獲得保靖區(qū)塊地層壓力基本為正常地層壓力系統(tǒng)，地層壓力系數(shù)為1～1.05，破裂壓力系數(shù)為1.4～2。

本區(qū)塊的地質(zhì)必封點主要有：淺層井漏、出水層；井控規(guī)范規(guī)定在山區(qū)的表層套管下深要低于河谷和溝底不少于300 m；目的層可能井漏、井噴地層。

根據(jù)地層壓力剖面和地質(zhì)必封點，形成“三級”井身結(jié)構方案(圖1)：開孔采用?508 mm導管，用于封隔地表黃土層、地下溶洞和建立井口，采用內(nèi)插法固井工藝，水泥漿返至地面；?339.7 mm表層套管，封隔淺水層和井漏層，安裝井口、防噴器，為后續(xù)鉆井服務；采用膠塞固井工藝，水泥漿返至地面；?244.5 mm技術套管封隔上部漏失、垮塌地層，采用雙密度法固井工藝，水泥漿返至地面；在目的層下入?139.7 mm尾管，用來封隔頁巖氣層，水泥漿返至懸掛器。

3.2 鉆頭優(yōu)選

實鉆揭示，保靖區(qū)塊為古生代地層，巖性類型有粉砂巖、頁巖、泥灰?guī)r、灰?guī)r、白云巖，巖石成巖性好、可鉆性差、研磨性強。為了更好地優(yōu)選鉆頭，通過對聲波測井資料處理，提取了巖石抗壓強度，建立了巖石抗壓強度和鉆頭型號關系模板(圖2)。

根據(jù)實驗可知，龍馬溪組頁巖單軸抗壓強度為100～200 MPa；三軸抗壓強度為168.4～245.4 MPa，屬于硬地層級別。

圖1保頁1井三級井身結(jié)構示意圖(設計)
Fig.1Schematic diagram of the Baojing shale gas well (BJ-1) three-tier structure (design diagram)

圖2 巖石抗壓強度和鉆頭型號的關系模板Fig.2 Relationship between rock compressive strength and drill bit model

以保頁1井為例，導眼表層多鵝卵石，可鉆性差且易跳鉆，選用SKGT515GK型三牙輪鉆頭，加入雙向減震器，可以有效保護鉆頭軸承。

一開云臺觀-回心哨組以厚層細砂巖、粉砂巖夾薄層泥巖為主，地層致密堅硬，均質(zhì)性差，鑒于PDC鉆頭的抗沖擊性弱，宜選用耐高溫高壓、載重和抗沖擊能力強、金屬密封、壽命高的三牙輪鉆頭，如江漢鉆頭廠HJT515/535系列鑲齒牙輪鉆頭。

二開吳家院組-小河壩組以灰色泥巖與粉砂巖為主，巖石強度較硬，地層研磨性強，優(yōu)選抗研磨性強、保徑的HM516(5刀翼、16 mm切削齒)胎體PDC鉆頭，如成都惠靈豐HM5163SBI。

三開龍馬溪組黑色頁巖脆性礦物、裂隙、層理發(fā)育，巖石硬而脆，適用于HS516(5刀翼、16 mm切削齒)的剛體PDC鉆頭，如成都惠靈豐HS5163PDC鉆頭。

3.3 采用復合鉆井，提高機械鉆速

復合鉆進是利用高效鉆頭和螺桿鉆具再加轉(zhuǎn)盤鉆進的一種鉆井方式，常用有“PDC鉆頭+螺桿”和“三牙輪鉆頭+螺桿”兩種復合鉆井方式。

保靖高陡構造區(qū)、地層傾角變化大、巖石強度高，適合高轉(zhuǎn)速的螺桿發(fā)揮作用，采用復合鉆進有利于提高鉆井效率，起到防斜打直的效果。

在直井中，使用小角度彎螺桿+MWD的鉆具組合，一方面可以利用螺桿的高轉(zhuǎn)速配合高效鉆頭加快鉆井速度，另一方面利用MWD跟蹤連續(xù)測斜，一旦發(fā)現(xiàn)井斜有增大趨勢，可以隨時滑動鉆進，進行糾斜，從而有效控制井眼軌跡變化，保證井身質(zhì)量，鉆頭使用數(shù)量減少(表1)。

表1 保頁1井、保頁2井、保頁3井鉆井指標對比Table 1 Comparison of drilling indexes in BJ-1, BJ-2 and BJ-3

(1)導眼段采用塔式鉆具組合，主要作用是打直打快。

針對導眼段井徑大，地層硬且含有鵝卵石等問題，鉆具組合：?660.4 mm三牙輪鉆頭+?330.2 mm鉆鋌×3根+?228.6 mm鉆鋌×3根+?127 mm鉆桿×12根+消震器+?127 mm鉆桿。

使用?228.6 mm大尺寸的鉆鋌配合牙輪鉆頭，以增加鉆具懸重和鉆頭的比鉆壓，起到提高機械鉆速、打直打快和防斜要求。

在硬地層，鉆頭后加三滾輪劃眼器，可以保證標準井徑，防止井眼出現(xiàn)臺階，引起下導管困難。如保頁2井導眼鉆具加HYQ660型三滾輪劃眼器，修整井壁，保證井眼光滑，減少劃眼時間，導管下入順利。

(2)一開采用鐘擺鉆具結(jié)構，主要作用防斜打直。

一開做好鉆井參數(shù)優(yōu)選，調(diào)整鉆井液性能，防止井塌卡鉆。

?444.5 mm牙輪鉆頭+?244 mm(0.5°)螺桿+?241.3 mm DC×1根+?440 mm扶正器+?229 mm減震器+?241.3 mm DC×2根+托盤+?203 mm無磁鉆鋌+?203 mm鉆鋌×5根+?165 mm鉆鋌×9根+?127 mm鉆桿。

在地層、沖洗液性能相似，保頁1井采用常規(guī)轉(zhuǎn)盤鉆井，平均機械鉆速1.45 m/h；保頁2井采用鉆具中接入?229 mm減震器+0.5°彎螺桿鉆進，平均機械鉆速3.93 m/h，比保頁1井提高了67%(表1)。由于保頁1井一開地層以石英粉砂巖為主，巖石強度高，巖性不均勻，PDC鉆頭容易先期破壞，采用“三牙輪鉆頭+螺桿”配合減震器復合鉆井技術的鉆進效果較好，既提高了鉆頭的使用壽命，又提高了機械鉆速。實鉆表明：將減震器安裝在鉆頭以上9～18 m(鉆頭以上1～2根鉆鋌)，不僅消除減震器以上鉆柱的有害震動，而且可以將減震器下方鉆鋌的縱向震動，轉(zhuǎn)化為輔助牙輪破巖的沖擊動載從而既保護了鉆頭及鉆具，同時又提高了機械鉆速。

(3)二開采用鐘擺鉆具組合，主要作用是防斜糾斜。

二開地層可鉆性較差，優(yōu)選鉆頭類型及鉆井參數(shù)，有利于提高鉆進速度。

?311.15 mm PDC鉆頭+單彎雙扶螺桿+?228 mm鉆鋌×2根+?203 mm無磁鉆鋌+MWD+?203 mm鉆鋌×5根+?177.8 mm鉆鋌×6根+?127 mm鉆桿。

或?311.1 mm牙輪鉆頭+1.25°?216 mm螺桿+?303 mm扶正器+浮閥+MWD短節(jié)+?165 mm無磁鉆鋌+?165 mm鉆鋌×18根+配合接頭+?127 mm加重鉆桿×12根+?127 mm鉆桿。

為做好井身軌跡監(jiān)控工作，下入MWD儀器隨鉆測斜，根據(jù)測斜數(shù)據(jù)，及時糾斜，開展防斜打直，采用雙驅(qū)鉆井技術，利用螺桿鉆具高轉(zhuǎn)速的優(yōu)勢，提高機械鉆速。

保頁1井在1063～1750 m使用“PDC+單彎雙扶螺桿”復合鉆井，下入惠靈豐HJT637G型PDC鉆頭，單只鉆頭進尺687 m，平均機械鉆速4.43 m/h；保頁2井根據(jù)PDC鉆頭不適用地層的情況，在1618.54～2111.52 m使用“三牙輪鉆頭+單彎雙扶螺桿”，下入江漢HJT637G型耐研磨性牙輪鉆頭，單只鉆頭進尺492.98 m，平均機械鉆速4.19 m/h。

2口井分別使用三牙輪鉆頭和PDC鉆頭鉆井，機械鉆速基本相當，相比較而言，使用三牙輪鉆頭比PDC鉆頭可節(jié)省鉆頭成本。

(4)三開目的層采用鐘擺鉆具組合，取全取準地質(zhì)資料。

三開根據(jù)頁巖氣儲層保護要求，采用近平衡壓力鉆井，預防井涌、井壁失穩(wěn)發(fā)生。

龍馬溪組、牛蹄塘組目的層頁巖層理發(fā)育、巖性硬而脆、可鉆性較好，PDC鉆頭切削的巖屑顆粒較小，不利于地質(zhì)錄井撈砂取樣和巖屑鑒定。三開改用“三牙輪鉆頭+鐘擺鉆具組合+MWD”鉆進，起到防斜打直作用，由MWD隨鉆監(jiān)測井斜變化，決定是否吊打降斜，保證井身質(zhì)量，同時鉆具加入減震器，保護三牙輪鉆頭，延長鉆頭使用壽命。

?215.9 mm牙輪鉆頭+?177 mm鉆鋌×2根+?214 mm扶正器+?165 mm減震器+?165 mm無磁鉆鋌+MWD+?158.8 mm鉆鋌×2根+?158.8 mm螺旋鉆鋌×6根+?127 mm加重鉆桿×18根+?127 mm鉆桿。

在保靖復雜高陡構造區(qū)，由于開展復合鉆井、防斜打直，頁巖氣鉆井平均機械鉆速3.54 m/h，平均鉆井周期82.84 d，最大井斜4.65°。

3.4 中長筒取心技術

常規(guī)取心工具取心前，需要從井口投球，封閉鉆井液流向取心內(nèi)筒的流道，避免鉆井液沖蝕巖心，因此，常規(guī)取心工具必須保證鉆具水眼暢通，不能在鉆具安裝內(nèi)防噴器，不利于井控。川7-5型取心工具(不投球)是為了井控而研制的不投球式取心工具，帶有自動卸壓機構自動平衡內(nèi)筒壓力和間隙調(diào)節(jié)機構避免旋轉(zhuǎn)總成的心軸被鉆井液沖蝕，實現(xiàn)了在安裝內(nèi)防噴工具情況下的取心作業(yè)，保證高壓油氣井的取心安全。

3.4.1 取心要求

地質(zhì)設計目的層龍馬溪組、牛蹄塘組黑色炭質(zhì)頁巖段要全取心，要求巖心直徑>100 mm。

3.4.2 取心工具

取心筒采用成熟可靠的川7-5取心工具，內(nèi)外筒采用等長度結(jié)構,單筒巖心采取長度為9.2 m,由于目的層埋藏較深，單回次取心作業(yè)較長，為節(jié)省時間，采取2根取心筒組合以增加取心長度，使單回次取心可達18.4 m,節(jié)省取心作業(yè)時間。

3.4.3 取心技術措施

取心前采用全程MWD監(jiān)測井眼軌跡變化，控制井斜，取心時根據(jù)地層選取取心鉆頭，觀察取心鉆進過程中的各項參數(shù)變化，發(fā)現(xiàn)堵心，立即割心起鉆，提高了取心鉆進速度，保證了巖心采取率。

取心鉆具組合為：?215.9 mm取心鉆頭+川7-5取心筒+411×4A10+?165 mm無磁鉆鋌+?158.8 mm鉆鋌×2根+?158.8 mm螺旋鉆鋌×6根+4A11×410+?127 mm加重鉆桿×18根+?127 mm鉆桿，取心為雙筒取心，且為連續(xù)取心，該組合下部加入8根鉆鋌，可以為取心鉆進提供充足鉆壓，并加強下部鉆具的剛性，起到輕微防斜作用，并保證取心順利進行。

3.4.4 取心鉆頭

保頁2井引入型號為GC315M的取心鉆頭，單只鉆頭入井10次，進尺123.38 m，平均機械鉆速1.35 m/h；該鉆頭在之前8刀翼PDC取心鉆頭的基礎上進行改進，適當增大切削齒后傾角，增強鉆頭的抗崩能力；地層為中-中硬地層，改進成拋物線冠部和中等密度布齒能在中硬-硬地層(具有中等抗壓強度和研磨性夾層)中獲得更好的機械鉆速。PDC齒和巴拉斯齒混合布置結(jié)構，在PDC切削齒后面脊鑲式布置巴拉斯，巴拉斯鉆頭，采用脊鑲式高密度布齒，適應硬地層。減小了PDC切削齒的比鉆壓，起到輔助破巖、延長鉆頭的使用壽命的作用。實踐證明，改進后的PDC取心鉆頭，耐磨、晶片崩損少，使用壽命長，多次入井，機械鉆速快、取心率高。

3.4.5 取心成果

保頁1井在2460～2499.48和2697.5～2767.86 m連續(xù)取心(圖3)，共計取心10回次，取心進尺109.84 m,單回次平均進尺10.98 m，單回次最高進尺18 m，平均機械鉆速2.26 m/h，平均巖心采取率99.32%。

保頁2井在井深2845.76～3177.66 m井段連續(xù)取心，共計取心29回次，取心進尺321.9 m，單回次平均進尺11.1 m，單回次最高進尺17.83 m，平均機械鉆速1.77 m/h，平均采取率98.43%。

圖3 保頁1井龍馬溪組巖心Fig.3 Cores from Longmaxi Formation at BJ-1

保頁3井在井深883.04～990 m井段取心，共計取心4回次，取心進尺30.40 m，單回次平均進尺7.6 m，單回次最高進尺8.3 m，平均機械鉆速3.09 m/h，平均采取率97.43%。

3.5 優(yōu)選沖洗液性能，開展近平衡壓力鉆井

根據(jù)區(qū)塊地層特點，導管或一開井段出現(xiàn)井漏等復雜情況，為節(jié)能環(huán)保，采用清水鉆進，必要時配稠漿清洗井眼與堵漏環(huán)保型的沖洗液來緩解或解決鉆井井漏問題；二開采用用氯化鉀/KPAM體系，該體系為抑制性水基沖洗液體系，主要通過K+對泥頁巖的抑制作用和KPAM對有害固相的包被作用，達到控制泥頁巖分散，有效控制沖洗液有害固相；由于深部龍馬溪組頁巖層理發(fā)育、性脆、水敏性強等特性，在沖洗液選型方面，首先注重其抑制性。針對頁巖層性脆易垮特性，選擇抑制性強的沖洗液體系。該體系的設計理念是：提供最大的頁巖抑制性和井眼穩(wěn)定性；較低的結(jié)塊和泥包趨勢；提供一個好的、穩(wěn)定的、易維護的沖洗液性能。其性能指標見表2。

表2 保頁1井沖洗液性能Table 2 Parameters of BJ-1 drilling fluids

現(xiàn)場對沖洗液進行精心維護處理，保證了井壁穩(wěn)定，井徑擴大率<5%,全井起下鉆暢通無阻，全井電測均一次成功，全井沖洗液性能穩(wěn)定，無大幅度變化，有異常情況均能及時發(fā)現(xiàn)和處理，取得了較好的應用效果。

3.6 創(chuàng)新超高壓封隔及回接尾管懸掛器

通過與德州大陸架石油工程技術公司合作，研發(fā)出具有創(chuàng)新技術的?244.5 mm×?139.7 mm尾管懸掛器及回接裝置(見圖4)，其具有封隔和懸掛尾管雙重功能；采用實體膨脹機構，能承受70 MPa壓差；過流面積大，允許更大的循環(huán)排量，降低了封隔器在入井和循環(huán)過程中提前坐封的機率；封隔膠筒具有良好的抗酸、堿、油和高溫性能等特點。

圖4SSX-CFC型液壓懸掛器本體總成
Fig.4Structure of SSX-CFC hydraulic hanger

根據(jù)鉆井工程設計，保頁1井目的層采用鋼級TP110/壁厚12.7 mm、TP-CQ氣密扣、抗內(nèi)壓力120.66 MPa、?139.7 mm生產(chǎn)套管。尾管固井目的是為裸眼段提供更好的層間封隔，同時為套管重合段提供較好的支撐。

下尾管前進行“三扶”通井，在縮徑或者阻卡井段反復劃眼、通井,并調(diào)整好沖洗液性能，確保井眼暢通無阻后再進行下套管作業(yè)。

根據(jù)井斜、井徑、方位等數(shù)據(jù)采用Wellplan Cementing軟件模擬，合理安放扶正器，裸眼井段每3根套管1只彈性扶正器，使套管盡量居中，要求居中度75%以上。

尾管固井管串組合：?139.7 mm加長浮鞋+1根?139.7 mm套管+?139.7 mm浮箍+1根?139.7 mm套管+?139.7 mm浮箍+1根?139.7 mm套管+?139.7 mm球座+?139.7 mm球座套管串+?244.5 mm×?139.7 mm尾管懸掛器+?127mm送入鉆具。

將尾管下至預定深度，實施尾管懸掛器投球、坐掛、球座剪切、倒扣及丟手(回接筒下深2014.28 m、懸掛器下深2021.74 m、尾管下深2831 m)，封隔器坐封效果良好。

裸眼段固井使用韌性、防氣竄的水泥漿體系，水泥漿配方：G級水泥+0.5%分散劑+3.0%降失水劑+2.0%早強劑+0.5%膨脹劑+1.0%緩凝劑+0.1%消泡劑；水泥漿密度ρ=1.92 g/cm3。

固井結(jié)束后，上提鉆具使送入工具與懸掛器脫開，起鉆候凝48 h，回接?139.7 mm生產(chǎn)套管從回接筒至地面作為壓裂管柱，經(jīng)現(xiàn)場測試回接套管試壓66.04 MPa、穩(wěn)壓時間30 min。

保頁1井聲幅測井解釋生產(chǎn)套管固井：水泥膠結(jié)優(yōu)良井段為22.2%，水泥膠結(jié)中等井段為48.2%，水泥膠結(jié)差井段為29.6%，固井質(zhì)量合格。

保頁1井懸掛器和固井質(zhì)量可靠，經(jīng)受住后期的壓裂試氣作業(yè)考驗，壓裂加砂施工時井口最高壓力達到81.9 MPa，試氣結(jié)束后回接管串能夠?qū)崿F(xiàn)回收，整個壓裂試氣施工過程順利。

4 結(jié)論

保靖區(qū)塊頁巖氣鉆井中存在著施工周期長和機械鉆速低的問題，在鉆前開展優(yōu)化鉆井設計，在鉆井中利用高轉(zhuǎn)速的螺桿開展復合鉆井和防斜打直，確保井身質(zhì)量、提高鉆井效率、縮短鉆井周期。

(1)鉆前通過對參數(shù)井測井資料的研究，建立地層壓力系統(tǒng)，實現(xiàn)合理井身結(jié)構設計。

(2)通過對鄰井聲波測井資料和巖心三軸應力實驗結(jié)果的分析和處理，提取巖石抗壓強度參數(shù)，優(yōu)選鉆頭類型，提高鉆頭進尺。

(3)掌握了復雜地質(zhì)條件下頁巖氣鉆井施工技術，在高陡構造區(qū)使用“高效鉆頭+螺桿+MWD”復合鉆井方式，起到防斜打直、打快作用，提高鉆井效率，降低頁巖氣鉆井成本。

(4)為保護儲層全井實行近平衡壓力鉆井，解放了機械鉆速。導管和上部井漏段采用清水鉆進，深部使用抑制性沖洗液體系，解決了泥頁巖地層井壁穩(wěn)定性問題，滿足了測井對井眼的要求。

(5)3口探井整體鉆井施工質(zhì)量合格：井身質(zhì)量優(yōu)秀、固井質(zhì)量中等、儲層保護符合設計和規(guī)范。保頁1井實施了國內(nèi)頁巖氣井首例?139.7 mm厚壁尾管的懸掛、固井和回接施工，完井時尾管下入、固井、回接、試壓及壓裂、試氣施工順利，經(jīng)受了后期壓裂改造、試氣作業(yè)的考驗，試氣結(jié)束后上部管串成功拔出，實現(xiàn)回接管柱壓裂后回收；保頁2井創(chuàng)造了?215.9 mm裸眼段連續(xù)取心321.9 m,巖心采取率達98.43%。