本系列讲座采访数位页岩气勘探开发专家，调研众多资料，将与你一起共同一步一步的解开这些技术谜团。主要内容包括：
第一讲：页岩气基本特征
第二讲：国内外页岩气现状
第三讲：勘探选区评价技术
第四讲：丛式水平井钻井技术
第五讲：水平井压裂技术
第六讲：国外大公司页岩气开发特色技术
此次系列讲座每周发布一讲，其中还包含了众多的国外页岩气视频，土博士（公众号：玩泥浆的土博士）进行了独家翻译，欢迎阅读。
中国的页岩气开发通过不断的工艺技术优化，工程质量和效率逐步提高。现已形成并推广适应于川渝山地地区的工厂化钻井模式；集成推广气体钻井技术，采用高效PDC钻头、长寿命抗油螺杆、旋转导向钻具组合和旋转下套管等技术，钻井速度得到不断提高；工程质量和施工效益大幅提高，水平段长度延伸至1500米以上、钻井周期低于方案要求。川庆公司作为中石油最早、最广泛参与页岩气勘探开发的钻探公司，通过创新发展和引进、吸收国外先进技术，初步形成了页岩气配套钻井技术，有力支撑了四川涪陵、长宁、威远国家级页岩气示范区及其他区块页岩气产能建设。本讲主要内容有如下六个方面：
一、中美页岩气钻井难点对比
二、页岩气丛式井批量化快速钻井技术
三、页岩气地质导向钻井技术
四、页岩气防塌钻井液技术
五、页岩气固井技术
六、清洁化钻井技术
一、中美页岩气钻井难点对比
虽然“复制”经验，但照搬美国经验技术碰壁。去美国参观的中国专家大多数见到页岩，但是没有见到页岩气。
另外一个壁垒就是“成本”巨大，因此需要通过技术来降低成本提高产量。
点评：
中国政府的页岩气 “第一省”是四川：对页岩气开采信心满满。
中国“瓶颈”：水资源与页岩气的矛盾。
点评：
长宁区块表层溶洞发育，威远区块地表高差大，地层破碎，漏失严重；二叠系茅口、栖霞为易漏层段，基本属于裂缝性漏失，威201-H3井茅口堵漏耗时近10天。井漏不光是损失钻井液，无法正常施工，还可能造成溢流，井喷等事故。
点评：
泥页岩，容易坍塌卡钻，不只是在打页岩气井，在任何井都有这种现象，只是在打泥页岩储层，表现更加突出。
点评：
可钻性在实验室通过小钻头实验可以求取。
点评：
由于深度深，造成中国的页岩气比美国钻探开发难度大。如图，美国950～2000米，中国2800～3500米。
二、页岩气丛式井批量化快速钻井技术
点评：
水平井眼方向沿最小水平应力方向钻进，后期压裂裂缝与井眼方向垂直，压裂改造效果好。
点评：
早期开发方案中，机械钻速慢、钻井周期长，施工成本高，油层套管尺寸小，难以满足压裂大排量施工需要。通过油层套管尺寸增大，满足体积压裂需要。
点评：
现场实际应用中，具有诸多优点：增斜扭方位段由高造斜率旋转导向工具完成，造斜效率和井下风险显著降低； 石牛栏~韩家店难钻地层不定向，便于采用气体钻井提速。
点评：
可采用底部滑动井架钻丛式井组。每井组3～8口单支水平井，水平井段间距300-400m左右。
点评：
针对三维水平井横向偏移距大的特点，为减小狗腿度、减少滑动钻进井段，优化采用“三维轨迹二维化”方案，应用力学分析软件，实时指导轨迹控制，达到了提高钻速、降低井下事故复杂风险。
点评：
针对页岩气油层套管在第一阶段和第二阶段出现体积压裂后套管变形和127mm外径油层套管不满足大排量体积压裂的情况，通过交流、引进国外先进套管校核软件，优选油层套管，有效减少了油层套管套损发生几率。
点评：
国产个性化PDC钻头研究试验取得重大突破：在威西区块取得显著应用效果，单只钻头在311.2mm井眼取得进尺1701米，215.9mm井眼取得进尺2316.6米的最好成绩，单只钻头节约费用50%。
点评：
针对易恶性井漏表层，采用气体钻井技术提速、治漏，长宁、威远共实施表层气体钻井26井次，均顺利钻达设计层位，达到了良好的提速、治漏效果。
点评：
上部地层继续采用PDC+螺杆+MWD，利用高扭矩螺杆增加钻头转速和破岩功率，利用MWD实时测量并实施防碰绕障，实现防碰又打快。
点评：
井身结构和井眼轨迹优化后，为在韩家店～石牛栏高研磨地层开展气体钻井提速提供了充分的的井眼条件，通过在上述地层采用气体钻井技术，机械钻速同比提高2倍以上，节约钻井周期10天以上，提速效果明显。
点评：
针对三维水平井横向偏移距大的特点，为减小狗腿度、减少滑动钻进井段，严格执行设计“三维轨迹二维化”轨迹控制方案，应用动态力学分析软件，实时指导轨迹控制，保证了三维井眼的安全、快速钻进。
点评：
针对页岩气三维水平井滑动钻井易托压，机械钻速慢的难题，通过调研分析，优选出斯伦贝谢公司Archer和PowerDrive工具系列进行提速，上述工具能满足第三阶段高造斜率和提速的要求，且具有壳牌页岩气项目长期合作基础，组织保障能力强。
点评：
经过现场试验，逐步摸清了各类旋转导向工具组合在页岩气地层的造斜规律和特性，根据轨迹控制要求，形成了水平段分段优化旋转导向钻具组合。
点评：
钻压：70~100KN;排量：24-30L/s;泵压：26~32MPa;转速：90~110rpm。
点评：
长宁地区应用井平均机械钻速从4.45m/h提高至6.8m/h，提高52%，造斜段周期从28.8天降至10.6天，水平段长增加443m，周期从17天降至14.4天。
点评：
针对页岩气低成本投入开发特点，在水平段试验了“国产耐油高温螺杆+水力振荡器”替代旋转导向，定向周期相当，水平段延伸能力1800m，水平位移2200m，降低了单井成本。
点评：
通过不断技术攻关，优化集成，形成丛式水平井快速钻井技术模板，在各井队推广应用，促进了页岩气整体提速。
点评：
通过调研国外“工厂化钻井”理念，结合四川页岩气区块实际，本阶段初步形成了页岩气批量化钻井技术。
点评：
结合地面条件、地下构造条件、储层发育分布范围等因素综合考虑，配合地质开发部门形成编制集约化布井方案。
点评：
根据长宁山地丘陵地貌特征，设计了“一字形”和“双一字型”井口双钻机工厂化作业井场，单井平均土地用量同比减少288m2，费用平均节省300万以上。
“一字型”5m间距井口布局，长178m×宽50m井场、适用于狭长形井场环境。“双一字型”30×5m井口布局，长116m×宽70m井场、适用于较为宽阔的井场环境。
点评：
形成了以“双大钻机分开次批量钻井程序、表层气体批量钻井、水基钻井液批量作业模式”等为核心的批量化钻井作业模式，现场试验应用14个平台，建井速度提升50%。
点评：
双大钻机一、二开批量钻井、三开批量钻井的分开次批量钻井程序，采用错时开钻、作业程序优化的方法，实现了钻井工序的无缝对接、提高了设备利用率，同时集中重复的作业模式可形成学习曲线，技术水平、作业效率持续提高。
点评：
双机批量化运行特点与优势：6口井平台平移钻机8次；空气钻井设备利用率提高28%；水基、油基泥浆体系集中使用、集中回收处理；时间工序紧凑有序，中间无停等。
点评：
形成了表层批量化气体钻井方案，包括设备配套、设备布局、作业程序优化、管线快速安装及人员优化配置等，气体钻井设备单井安装时间降为4.1h，平均耗用周期仅2.75天，作业效率大幅提高。
点评：
设置了钻井液中转站，形成了双机运行重复利用与替换作业程序，提高了钻井液回收利用率，降低了新浆配制量和体系转换时混浆的产生。水基钻井液可在6口井以上循环利用，油基钻井液回收利用率达80%，单井钻井液费用平均降低25%左右。
点评：
针对页岩气密集丛式水平井井口间距小、防碰压力大、井控风险高的特点，制定了防碰作业标准流程，对防碰风险级别、井眼轨迹测量方式与标准、防碰绕障钻具组合等进行规范，确保了平台的防碰作业安全。
点评：
分析总结了不同阶段交叉作业存在的风险因素，制定了交叉作业风险控制方案。在发挥交叉作业设备场地利用率高、作业效率高、建井速度快等优势的同时，有效降低了安全风险，现场实施中未出现交叉作业安全事故。
点评：
根据页岩气批量钻井作业涉及的钻机整体平移、设备/设施共用、循环管汇改造等，制定形成了批量化钻井装备配套方案，现场应用14个平台，平移复工时间仅为传统搬安周期1/3，减少了设备占用、节约了运输与安装费用。
点评：
针对川渝地区钻机结构及页岩气批量钻井技术需求，评价并制定了钻机整体平移技术方案，大幅提升了钻机平移效率。
点评：
在遵循共用前场、车道、循环系统、清洁化处理系统并考虑安全生产风险的原则下，形成了前场反向和同向两套地面设备标准化布局方案，增加了设备共享比例和井场共用面积，降低了钻井费用。
点评：
优化形成了双钻机作业人员精简配置与组织模式，相比于单机作业模式，电动双钻机和机械双钻机作业模式分别优减14人和11人，节约用工成本超过110万元/年。
点评：
优化的人力资源配置与组织方案，提升了组织效率，激发了生产积极性。
点评：
工厂化作业的现场实施为页岩气及类似非常规油气资源的效益开发开辟了重要途径，促进了钻井模式重大转变。在页岩气14个平台的现场应用中平均单井较常规作业模式缩短搬安周期80%、钻井周期35天以上，降低钻完井成本1000万元以上，极大的促进了页岩气的效益开发进程。
三、页岩气地质导向钻井技术
点评：
地质导向目标层段由垂厚30m左右的低伽马页岩层段，调整为垂厚仅5~10m的高伽马页岩层段，地质导向跟踪难度和工程风险增大；
随着布井范围的增大，储层纵横向存局部变异增大，标准层不明显或缺失，给地质导向跟踪判断和井眼轨迹调整带来较大的难度。
点评：
钻机+钻杆+导向钻头+钻井液+套管+固井=水平井钻井地质导向。
点评：
通过技术攻关与创新，将地震数据、测井数据、综合录井参数、随钻测井与工程参数有机结合，极大的增强了储层随钻识别能力，并通过装备配套和人员强化，实现了井场数据采集与传输的信息化和专家系统支持，形成了页岩气水平井地质导向钻井技术，确保了页岩气高伽马优质储层钻遇率95%以上。
点评：
综合应用情况：
优质储层钻遇率优质页岩钻遇率达95%以上。
通过采用“复合探顶/稳斜入窗”储层着陆技术，储层垂深变化应对能力超过30m。
集成地震精细处理与反演、构造分析及多井岩性/曲线对比的储层精细地质建模技术，地质模型符合率达到80%以上。
集成随钻伽玛、综合录井、岩屑快速分析/显微放大识别的地质/工程一体化储层跟踪钻进技术，同比国外地质导向技术，地质导向成本降低30%以上。
四、页岩气防塌钻井液技术
点评：
直井段（三开前）对钻井液体系无特殊要求，主要采用水基泥浆，水平段钻井液主要采用油基泥浆。基于页岩储层失稳机理，吸收、消化国内外先进技术，自主研发成功油基钻井液体系和水基钻井液体系，在长宁、威远井区页岩气水平井钻井中获得良好应用效果。
点评：
自主研发的CQH-M1高性能水基防塌钻井液，目前顺利完成4口井现场试验，在抑制封堵性、润滑性、流变性三大性能达到了类似于油基钻井液的技术指标，可大幅减少环保和成本压力、提高固井质量、实现降本增效。
五、页岩气固井技术
点评：
套管串安全下入预判断----根据井眼轨迹、井身质量、套管串结构等模拟判断套管可下入性及难易程度。
点评：
下不了套管，固井就无从谈起，所以，通井必须高度重视。
点评：
根据集成化软件模拟计算，结合现场井况，合理优化浆柱结构、优选扶正器、调整施工参数，对固井设计进行不断优化与完善，最大限度提高页岩气水平井顶替效率。
点评：
自主研发自锁胶塞与高压碰压系统，确保了长水平段固井过程高效隔离，目前该胶塞使用最深井深5880m，最长水平段长1800m。前期水泥塞实际长度比设计长度高达100多米，后期水泥塞长度得到有效控制。
点评：
形成了两台双机泵水泥车配注，1000型或2000型压裂车进行替浆作业泵注系统，配套70MPa级别高压管汇与105MPa整体式水泥头高压装备，满足现场高压施工需求。
六、清洁化钻井技术
点评：
经过不断探索、总结，形成以钻井现场清污分流、钻井液不落地、水基钻井液废液、岩屑无害化处理、油基钻井液回收利用、油基岩屑处理等系列清洁化钻井技术，满足了环保要求。
点评：
水基钻井液废液中上清液送回注井回注地层，废渣，岩屑在沉砂池经处理，就地固化，外排液符合国家废水排放标准。
点评：
在威远和长宁分别建立钻井液综合处理站，集中管理、充分回收利用，储存能力达到1200m3，回收油基钻井液利用率达100%。
点评：
现场预处理：油基岩屑现场甩干回收基础油，含油率20%降至6%~8%。
高温煅烧：在处理厂油基岩屑与瓦斯灰混合，经1100℃~1400℃焚烧。
无害排放：焚烧产生的SO2等废气经碱液喷淋脱硫，达到环保排放标准。
金属回收：焚烧残留分离出银、铁、铬等金属回收利用。
岩屑利用：处理后的岩屑用作生产水泥的填料。
点评：
现场预处理：油基岩屑现场甩干回收基础油。
常温深度脱附：超细固相分离与LRET反应。
含油药剂分离：回收产生的药剂与油。
最终处理：环保达标废物按传统处理方式进行固化、填埋、复耕。
点评：
现场预处理：油基岩屑现场甩干回收基础油。
热解脱附处理：将油基岩屑含油率降至1%以下。
最终处理：传统处理方式进行固化、填埋、复耕（或作建材原料）。
参考文献
[1]"Development tendency of horizontal directional drilling". DC Solid control.
[2]"Technology and the "Conroe Crater"". American Oil & Gas Historical Society.
[3]"Glossary of geo-steering terms". Retrieved 5 September 2010.
[4]"Maersk drills longest well at Al Shadeen". The Gulf Times.
[5]"How the Gulf Crisis Began and Ended (The Gulf Crisis and Japan's Foreign Policy)". Ministry of Foreign Affairs of Japan.
[6]"Iraq to Reopen Embassy in Kuwait". ABC Inc.
[7]"East Texas Oilfield". Handbook of Texas Online. Texas State Historical Association.
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