地质工程一体化钻井技术研究进展及攻关方向——以四川盆地深层页岩气储层为例

刘清友 朱海燕 陈鹏举

“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学

0 引言

据美国能源信息署的统计数据，我国页岩气储量为31.6×1012m3，全球排名第一。2020年，我国页岩气产量已达200×108m3，其中，四川盆地是我国页岩气开发的主战场，页岩气产量占比超过90%，而该盆地65%以上的页岩气资源又埋藏在3 500 m以深的地层[1]。实现深层页岩气的高效勘探开发对于解决我国能源供需矛盾，具有重要的现实意义。与北美页岩气相比，四川盆地深层页岩气储层地质构造更复杂、地层强度更高、横向非均质性更强、层理及裂隙更发育、水平两向主应力更高且差异更大（达20 MPa）。例如，泸州区块泸203井埋深近4 000 m，水平主应力差大于20 MPa，地层温度大于140 ℃，微裂缝较发育[2]；丁山区块丁页2井垂深为4 417 m，水平主应力差达19 MPa，地层温度达145 ℃[3]。因此，不能简单复制北美页岩气开发的成熟经验，应建立适应四川盆地深层页岩气的高效开发技术。

针对四川盆地页岩气储层复杂的地质工程条件，要提高储层钻遇率、单井气产量和估算最终开采量（EUR），必须采用地质工程一体化技术，全方位动用高品质储层，实现高品质钻井和完井。长期以来，石油地质与工程相结合一直是国内外石油工程专家重视和持续攻关的热点问题。2008年，Thararoop等[4]利用人工神经网络，将美国Wamsutter气田真实地震属性数据、完井数据、井身结构和产量数据相结合，优选加密井位置，所钻井投产后获得高产，对该气田天然气产量的提升起到了极大的促进作用。近年来，国内外石油公司纷纷推出了各自的地质工程一体化解决策略以及配套专业软件，并且取得了较好的现场应用效果，使地质工程一体化技术成为非常规油气开发领域关注的热点。2016年，胡文瑞院士[5]高度概括了地质工程一体化的理念、模式和主要内容：其理念是以地质、储层综合研究为基础，配合高质量钻井、固井、压裂、试采和生产等工程作业，在区块、平台和单井3种尺度动态优化工程效率与开发效益，从而实现效益开发；其作业模式是以提高勘探开发效益为中心，以地质—储层综合研究为基础，优化钻完井设计，应用先进的钻完井工艺技术，采用全方位项目管理机制组织施工，最大限度提高单井产量和降低工程成本，从而实现勘探开发效益最大化；其主要内容是地质—油藏工程—方案研究一体化，钻井和完井设计—施工工艺一体化，质量—安全—环保—评价全过程管理一体化。

地质工程一体化理念落实在钻井方面，是指以地质研究为基础，根据钻遇地层的特征，有针对性地调整、优化钻井方案，包括井身结构、井眼轨迹、钻具组合、个性化钻头、钻井液密度与性能、井壁稳定与强化措施、人工智能辅助地质导向策略等，通过将地质模型与岩石破碎机理、钻柱—井壁—钻头—岩石系统动力学行为、高效个性化钻头研发、钻井参数智能控制及人工智能辅助地质导向等相结合，实现高效钻井；将地质模型与储层岩石力学特征、井眼轨迹、钻柱—井壁系统动力学行为、井壁稳定与强化措施、钻井液密度与性能相融合，实现安全钻井；同时，运用实钻井的测井、录井、钻井参数等数据及时修正地质模型，最终形成地质工程一体化安全高效钻井方案。

鉴于页岩气及其他非常规油气资源储层特征的复杂性，地质工程一体化钻井作业已成为近年来非常规油气资源开发研究的热点和难点。在南海西部莺歌海盆地高温高压井钻井作业中，基于地质工程一体化理念，逐步形成了集合地震、钻井、随钻测井、录井、中途VSP、随钻前视技术于一体的异常高压井的精确预测与监测新模式，为该区域高效安全钻井提供了技术保障[6]。在鄂尔多斯盆地致密油的开发中，基于三维精细地质建模，对钻井位置、钻井作业实施和地质导向方案进行优化，科学合理设计井眼轨迹，提高储层钻遇率，获得了较高的单井产能[7]。同样，在长宁—威远页岩气区块的产能建设中，针对该区块储层特点，围绕井身结构、井眼轨迹、钻井提速、钻井液性能和地质导向等方面进行了一系列优化调整和技术创新，形成了适用于该区块的水平井优快钻井技术[8]。为了安全高效开发我国深层页岩气资源，笔者对国内外在气藏精细地质建模、钻柱系统动力学模型、钻柱摩擦阻力（以下简称摩阻）预测与控制、高效个性化钻头、钻井参数智能控制、井壁稳定与强化、人工智能辅助地质导向等方面取得的研究进展进行了系统总结，针对四川盆地深层页岩气储层特征，提出地质工程一体化钻井技术未来的攻关方向，以期对四川盆地深层页岩气储层的安全高效钻井提供支撑。

1 四川盆地深层页岩气储层钻井工程主要技术难题

四川盆地页岩气储层埋藏深（普遍为3 000 m左右，部分已达5 000 m）、地质构造复杂、褶皱强烈、储层埋深变化大。相比之下，美国页岩气储层埋深较浅（一般介于800～3 000 m），储层沉积更稳定、构造更平缓，旋转导向钻具+高性能钻头的大位移水平井钻井技术较为成熟。2016年8—9月，Schlumberger公司采用“激进钻井”模式的12口井数据显示，单只钻头钻井进尺平均值约为3 000 m，机械钻速介于37～89 m/h，平均机械钻速超过60 m/h，钻井周期在7 d之内[9]。由于四川盆地页岩气藏储层地质条件复杂，页岩气井的钻井难度和成本都远远高于美国。

由于我国页岩气开发起步较晚，与国外页岩气储层钻井技术相比，还有一定差距。近10年来，针对四川盆地页岩气储层的实际情况，在借鉴国外相关技术的基础上，我国在页岩气水平井钻井理论与技术、生产应用上均取得了一些创新研究成果。目前，已基本形成储层埋深在3 500 m以浅的页岩气水平井的钻井技术，但该技术不能满足深层页岩气水平井的安全高效钻井需求。

1.1 机械钻速低，钻井周期长

深层页岩储层地层强度高、破岩效率低，钻头牙齿吃入地层困难，导致平均机械钻速普遍偏低，进入水平段的复合机械钻速低于4 m/h（如泸203井）。此外，随着深层页岩气井水平位移延长，摩阻加大，托压问题变得更为突出，定向机械钻速与复合机械钻速均明显降低，钻井难度和成本远高于中浅层页岩气井。

1.2 井眼轨迹控制困难，水平井极限延伸长度受限

以渝西、自贡等区块为例，深层页岩地层倾角最高可达9°，在钻井过程中部分水平段会上倾，钻头在斜层理、硬塑性及硬脆性交错的复杂地层中钻进稳定性差；同时，常规导向钻具组合（包含钻头、螺杆、随钻测量系统，其中随钻测量系统的英文缩写为MWD）因MWD到钻头的距离远，不能及时监测井底情况，致使水平段井眼轨迹控制难度大，重新定向钻入产层引起井眼轨迹的局部曲率过大，再加上长水平段整体钻柱与井壁接触长度增大，加剧了钻柱与井壁的碰撞摩擦，易导致钻柱托压，严重制约钻井速度的提高，进而限制了水平段的极限延伸长度。

1.3 井壁垮塌掉块严重、井下复杂事故多

以长宁、威远区块龙马溪组页岩气储层为代表，深层页岩储层脆性高、横向非均质性强、层理与裂隙发育，存在未知的微褶皱、小断层和小破碎带，局部地质力学参数差异大，钻井过程中井壁水化破坏、周期性垮塌等问题突出，再加上钻井液加重、泥饼质量降低和大尺寸岩块沉降等因素的影响，导致水平段钻柱摩阻扭矩增大，井壁失稳加剧，甚至发生塌漏、卡钻和掩埋钻具等复杂事故。由于深层页岩储层地质情况复杂，加上旋转导向工具的导向头直径较大、工具与井壁的环空狭窄，一旦发生井壁垮塌，将加剧卡钻或埋钻的发生频次，增加钻井风险，延长钻井周期，进而限制水平段的极限延伸长度。由此可见，要实现四川盆地深层页岩气储层安全高效钻井，必须采取地质工程一体化思路。

2 地质工程一体化、安全高效钻井技术研究进展

2.1 页岩气储层地质建模

综合利用地震、测井和岩心数据，在三维模型中精确表征页岩气储层的非均质性，是页岩气储层地质建模的难点[10]。2008年，周文等[11]运用变形应力场模拟、构造主曲率和构造滤波等方法评价了四川盆地西部坳陷须家河组砂岩储层构造裂缝分布特征。2013年，Suarez-Rivera等[12]、Petriello等[13]针对非均质非常规油气藏，提出了多尺度一体化表征方法，并应用于北美Haynesville页岩气盆地的地质建模。近年来，四川盆地长宁—威远页岩气区块运用地震预测、测井评价等综合地质评价技术，建立了涵盖构造、储层、天然裂缝、地质力学等特征的地质模型，定量刻画了地质工程关键参数的三维展布情况，实现了页岩气藏的三维可视化[8]。欧成华等[14-18]针对四川盆地多期次构造的复杂地质条件，提出了挤压构造体系潜在断裂（隐形破裂带）的定量判识新方法、基于构造面几何恢复的构造裂缝三维建模方法和页岩储层页理缝三维建模方法，建立了页岩储层高、低角度构造缝和页理缝网格模型，并采用构造建模方法（基于水平井三维可视化地层对比）修正所建立的网格模型，揭示构造裂缝和页理缝的空间展布特征。2020年，Zhu等[19]针对涪陵区块某平台井，根据岩心与露头识别、成像测井等资料，建立页岩气储层天然裂缝、页理缝三维空间展布模型，进而用于该区块加密井四维地应力演化及复杂裂缝扩展数值模拟研究。

精细地质建模技术是地质工程一体化钻井技术的关键。在强烈的多期次构造运动下，四川盆地深层页岩气储层地质结构复杂，天然裂缝系统和层理裂隙发育，地震资料分辨率低，大量微褶皱、小断层和小破碎带无法被解释出来[20]，页岩岩石力学特征及地应力空间展布特征差异大，不同尺度天然裂缝系统、不同区域局部地应力和岩石力学特征参数的准确预测难度大，现有的研究成果仍难以精细描述页岩储层的三维空间展布特征。

2.2 钻柱—井壁—钻头—岩石系统动力学

2.2.1 钻柱系统动力学模型

1950年，Lubinski[21]首次对钻柱静力学（考虑底部钻具组合和扶正器）进行了系统研究。1974年，Fischer等[22]运用钻柱微分方程，对二维、静态、常井眼曲率的底部钻具组合的受力状态进行了分析。1990年，Apostal等[23]首先使用达朗贝尔原理，在静力学分析的基础上，引入惯性力和摩擦力，建立了三维钻柱动力学系统有限元模型。1995年，Gao等[24]建立了钻头与岩石互作用矢量模型，在此基础上预测了水平井井眼轨迹。同年，李子丰等[25]针对钻柱工作状态，建立了非线性动力学基本方程，进而研究了导向钻具组合的受力情况。2009年，Germay等[26]基于连续波动方程及钻头—岩石互作用经验模型，建立了钻井系统动力学模型。2017年，Chen[27]研究了钻头结构参数和底部钻具组合构型对钻头导向力的影响。

1994年以来，在马德坤教授的指导下，刘清友等[28-30]首次将钻头与岩石互作用作为钻柱系统动力学模型的下端边界条件，率先建立了深井钻柱—钻头—岩石系统动力学模型，揭示高速牙轮钻头动力学行为特征和破岩机理，开发了具有自主知识产权的钻头与井底岩石互作用仿真软件，并转让给国内外知名钻头制造商（如美国Smith Tools公司）；随后，针对复杂结构井，考虑底部钻具组合、扶正器、钻头—岩石互作用等因素的影响，持续开展了一系列钻柱系统动力学研究，建立了复杂结构井钻柱—钻头—岩石系统动力学模型，揭示了三维井眼轨迹、钻井参数、钻具组合、地层性质等因素对钻柱整体受力和运动的影响规律，实现了对钻柱—钻头—岩石系统力学关系的定量分析[31]。

现有钻头—岩石互作用模型大多假设地层为各向同性，而四川盆地页岩储层具有强非均质性，牙齿切削径向不平衡力易导致钻头在井底偏移，从而使钻头稳定性变差，增加了钻柱系统动力学行为的复杂性。页岩储层钻柱系统动力学模型，必须考虑页岩储层的各向异性特征。

2.2.2 钻柱摩阻预测与控制技术

1984年，Johancsik等[32]研究了钻柱摩阻，首次提出微单元力软杆模型。1988年，Lesage等[33]考虑钻柱刚性、扶正器位置、环空间隙等因素，建立了摩阻计算模型，在此基础上，研究了上述因素对钻进摩阻的影响。1991年，刘延强等[34]基于钻柱与井壁完全撞击和连续接触的情况，建立了钻柱与井壁动态摩擦的接触模型，并且编制相应程序，进而对钻柱结构静力分析的局限性进行了分析。1997年，高德利等[35]研究了水平段管柱屈曲对钻井摩阻的影响机理。2013年，陈勇等[36]应用有限元方法揭示了钻柱屈曲行为、轨迹控制及钻井液密度对水平井钻井过程中摩阻的影响机理。2015年，Huang等[37]对管柱屈曲边界条件进行了深入研究；2017年，刘清友等[38]通过理论与仿真研究，展示了实钻水平井井眼接触形态的变化过程，揭示了井眼接触形态对钻进摩阻的影响规律。

长宁区块页岩气水平井水平段长普遍超过1 500 m，井斜角较大（高达103°），钻柱与井壁摩擦碰撞严重，导致水平段钻进摩阻与扭矩增大，托压严重，发生钻具屈曲失效的风险高，水平段延伸长度受到限制[39]；由于井壁垮塌问题严重，若采用常规机械减阻方法（水力振荡器等），垮塌、卡钻现象将更容易发生。因此，提升钻井液润滑性能和精准控制井眼轨迹是使钻柱在水平段降摩减阻的关键。

2.3 个性化钻头与钻井参数智能控制

2.3.1 高效破岩机理及个性化钻头设计方法

从20世纪50年代末开始，针对牙齿破碎岩石开展了大量研究，主要采用室内实验方法、经验法、有限元法、离散元法和数值仿真方法。1994年，马德坤[40]、周德胜等[41]建立了反映牙轮钻头破岩特点的钻头牙齿与岩石垂向互作用仿真模型，为牙轮钻头优化设计提供了理论依据。1994年，练章华[42]采用单齿圈牙轮钻头进行破岩实验，对井底破碎坑进行数据统计与分析，建立了破碎坑尺寸与齿面结构参数、钻井参数、岩石特性参数的数学模型。1998—2003年，刘清友等[43]先后搭建了盘式单牙轮钻头台架实验系统，开展了盘式钻头的破岩机理研究。2003年，邹德永等[44]研究了PDC钻头轨迹方程及切削参数计算方法。之后，刘清友等[45]、练章华等[46]、况雨春等[47-50]基于单齿刮切实验、全钻头破岩实验及岩石力学理论，研究了切削齿的齿形和齿径、切削面积和深度、接触弧长、侧倾角、围压、切削齿磨损深度与钻进参数之间的关系，以及上述因素对破岩效果的影响。目前，PDC钻头主要采用单轨螺旋线布齿方法，钻头破岩状态稳定，破岩效率高，并且该布齿方式加工制造成本低，因而被广泛使用[49]。

然而，随着钻井逐渐向深层迈进，对钻头牙齿的破岩效率、耐磨与抗冲击综合性能提出了更高挑战。PDC平面齿破岩以剪切应力为主，其在硬质页岩储层的钻井过程中吃入困难、破岩效率低，岩石的塑性特征加剧了钻头黏滑效应，复合片容易出现冲击损伤问题，而牙轮—PDC复合钻头的冲击刮切破岩方式在硬质岩中钻进效果较好，但其牙轮轴承极易损坏[51]。杨迎新等[52]提出了PDC钻头內镶式串行齿新技术，主切削齿和二级齿相组合，构成串行齿复合切削结构，打破了金刚石钻头不能钻巨厚砾石层的禁区。2015年以来，圆锥齿[53]、屋脊齿[54]等非平面齿概念相继被提出。Gumich等[55]以脊状PDC切削齿为研究对象，开展了单齿切削室内实验，发现该新型齿具有耐久性好、重量轻、切削速度快等优点。近年来，中石化江钻石油机械有限公司研发了攻击性、抗冲击性及耐磨性均较强的斧形齿，在塔里木盆地深层致密砂岩难钻地层和四川盆地页岩气储层钻井中已得到规模化应用。

与常规平面齿相比，非平面齿金刚石层表面的多维结构使其破岩方式属于挤压、拉张、剪切混合模式，由于加工方式取得突破，非平面齿在外形设计上有较大发展空间，同时，不同的切削齿多维几何外形、岩石类型差异将使其在破岩过程中的损伤模式研究变得更困难；另外，采用非平面切削结构使单齿在圆周运动中受到的径向不平衡力与切削齿布齿参数的关系更复杂，若设计参数不合理将导致不平衡力异常，出现钻头环切、定向困难等问题。目前，为了满足深层复杂难钻地层对高效钻井的需求，虽然力推非平面齿，但是对其破岩机理，还未开展系统理论研究，导致在实践中还存在诸多认识上的误区。特别是对于硬塑性及硬脆性交错、存在斜层理的深层页岩储层，适用于非平面齿、牙轮—PDC复合钻头等新型破岩方式的钻头设计理论仍然缺乏。针对复杂难钻地层，刘清友等[56]提出了一种新的个性化钻头动态设计方法。该方法综合考虑了地层岩性和井壁—钻柱—钻头—岩石系统动力学特征，打破了单因素、静态、批量化的传统钻头设计方法，实现了从考虑地层单因素到地层岩石非均质性、钻井工况参数、钻柱振动等多因素，从考虑钻头静态破岩到井壁—钻柱—钻头—岩石系统动态破岩，从考虑单个型号、批量化设计加工到根据地层岩性变化、井身结构、钻具组合、钻井工艺、钻井液参数进行个性化钻头动态设计的新理论与新方法[51]。

2.3.2 钻井参数智能控制技术

复杂结构井在钻井过程中，钻进参数合理可以有效降低钻柱振动、增强钻头稳定性、延长钻头寿命、提高机械钻速。早在1924年，苏联研制成功世界上首个钻井参数自动控制装置，该装置主要基于钻压、钻速、扭矩恒定条件下的钻井参数自动控制原理[57]。由于上述3个参数从井底传递到地面的响应时间长，钻井参数自动控制精度难以保证，且极易因为数据误差导致钻压过载而损坏钻头。Beaufort等[58]、Moore[59]首次提出利用井下牵引机器人拖曳连续油管钻井管串的概念，完成了钻井机器人结构设计及工程样机研制，但未见公开的理论研究文献及钻井现场应用报道。2001年，Sigmund[60]提出了獾式钻探机器人的概念，这是一种不能重复使用的勘探工具，因而不能用于常规油气开发井的钻井作业。在井壁—钻柱—钻头—岩石系统动力学研究的基础上，刘清友等[61-62]率先提出了未来智能钻井系统的新概念，即根据钻井参数、测井数据并且联合地面全自动钻机，通过机器人来实现闭环钻井控制。之后，该研究团队提出了主动螺旋驱动轮式井下钻井机器人结构方案，其驱动轮和管壁/井壁之间形成一个减速机构，在不增加机器人零件的情况下，提高了机器人的减速比[63-65]。2019年，采用自锁支撑原理，研制了双斜块大牵引力连续油管钻井机器人，解决了由于支撑力不足导致的牵引力不足问题，有效提高了连续油管钻井机器人的牵引力[66]；同时，基于常规井下牵引器，通过在其内部设置钻井液流动通道，研制出连续油管钻井机器人，并且开展了动态破岩实验研究（图1）；然后，率先提出连续油管钻井机器人牵引力、牵引速度联合控制方法，通过电比例溢流阀与节流阀分别控制进入钻井机器人的钻井液压力和流量，实现了对钻压、钻速的精确智能控制，在此基础上，建立了连续油管钻井机器人牵引力、牵引速度联合控制数学模型[67-69]。

图1 井下机器人动态破岩测试实验照片

为解决页岩气水平井钻井存在的托压难题，国外学者研发了水力加压器、水力振荡器等降摩减阻工具[70-72]，此类工具在一定程度上可以减轻由于托压引起的钻压加载困难的情况，但随着水平段段长增加，钻井参数加载效果仍有待提升。目前，国内外普遍使用旋转导向系统，以解决钻柱托压难题，但旋转导向系统只能控制井眼轨迹，无法进行钻井参数的自动调节。而井下机器人可以实现对钻压、钻速的智能控制，有望成为解决水平段钻进过程中拖压问题的新方法。

2.4 页岩气水平井井壁安全与强化技术

井壁失稳垮塌将增大钻柱摩阻，甚至掩埋钻具，同时垮塌掉落的岩屑清洗困难，导致钻井风险明显增大。井壁频繁垮塌是制约页岩气井长水平段安全高效钻井的主要问题。1940年，Westergaard[73]发表了第一篇关于井壁稳定性研究的论文，之后国内外学者从力学失稳、化学失稳，到进行力学—化学耦合，持续开展了大量实验和理论研究。1990年，Yew等[74]通过页岩浸泡实验研究了页岩吸水后力学强度的变化，分析了页岩密度、屈服强度、吸水膨胀量、吸水量和离子类型、浓度间的关系。1995年，Chen等[75]建立了泥页岩物理力学参数与含水量的非线性关系，以线弹性力学为基础，采用有限差分法求解了井周围岩水化应力。2001—2003年，Yu等[76-77]建立了基于热、化学和孔隙弹性效应耦合的页岩井壁稳定性模拟三维模型。该模型能够模拟钻井过程中井周温度场变化及钻井液侵入地层的过程，并且对该过程中井周页岩的强度下降进行了量化研究，可以较准确地预测页岩井壁应力状态及其破坏情况，对页岩地层井壁稳定性建模研究具有重要指导作用。2009年，Ghassemi等[78]、Zhou等[79]针对膨胀性页岩，同样基于力学—化学—热耦合，建立线性与非线性有限元模型来研究井壁稳定性，结果表明温度升高、盐度降低将明显增大孔隙压力、径向应力和总应力，对井壁稳定性影响大。2014年，程万等[80]基于最小耗散能原理和损伤力学，建立了含页岩损伤演化、损伤阈值应变、极限损伤变量的页岩损伤力学模型，该模型可以用于页岩地层坍塌压力的预测。2018年，Yan等[81]针对裂缝摩擦系数的影响因素开展了进一步实验研究。可以看出，目前关于页岩储层井壁失稳的机理研究大多数集中于井周岩体的力学—化学耦合模型建立和数值模拟等方面，而对于页岩裂缝/层理面的摩擦行为，及其对页岩储层井壁稳定性的影响，尚缺乏实验和理论研究。

在破碎性页岩长水平段的钻井过程中，由于储层压力系数高、易垮塌，往往将钻井液密度加重至超过2.0 g/cm3；为了提升优质储层段钻遇率，常频繁调整井眼轨迹；加上井壁掉块/垮塌导致泥饼质量降低、大尺寸岩块沉降等因素，造成井筒水平段携岩困难、摩阻扭矩增大，进一步增大了井下复杂情况发生的概率。为了防止页岩气水平井井壁垮塌，现场多采用油基钻井液，但该难题仍难以完全克服。因此，开展井周岩体力学—化学破坏、页岩微裂缝面摩擦行为和降摩减阻等因素对井壁稳定性的影响研究，将是深层页岩井壁失稳机理研究的主要内容。

2.5 页岩气钻井地质导向技术

2016年，范翔宇等[82]通过优选的邻井录井、测井等资料，运用支持向量机算法，对页岩气地质导向随钻测井曲线进行预测，通过对比实时随钻测井曲线和预测曲线，不断优化、调整钻头钻进轨迹，提高优质储层钻遇率。2019年，颜磊等[83]采用岩心刻度、元素录井、岩屑伽马能谱录井、随钻测量等方法建立了岩石组分含量、孔隙度、有机碳含量、含气量及脆性随钻评价模型，形成了一套适用于川西南地区寒武系筇竹寺组页岩气储层的复合地质导向方法，并在现场取得了良好应用效果。自2011年以来，中国石油川庆钻探工程有限公司逐步建立起水平井一体化地质导向软件平台，应用该软件平台对三维地震、随钻测井、综合录井进行一体化处理解释，通过岩屑识别和成分分析，精确控制水平井轨迹，从而形成了水平井一体化地质导向技术[84]。该技术在长宁—威远国家级页岩气示范区已推广应用，通过优化钻井轨迹，缩短了钻井周期，节约了钻井成本，并且优质储层钻遇率和单井气产量显著提高。对于深层页岩而言，由于储层靶体厚度更薄（优质储层靶体厚度仅介于1～2 m）、地震资料分辨率低、随钻测井及元素录井数据与实际地层偏差大，导致井眼轨迹控制难度大，严重影响水平段的极限延伸能力、套管完井质量、压裂改造效果和单井气产量，人工智能辅助地质导向技术与新型随钻测量工具的研发将是主要攻关方向。

3 四川盆地深层页岩气储层地质工程一体化钻井的主要攻关方向

由于四川盆地深层页岩气储层特征的复杂性属世界罕见，要解决深层页岩气储层钻井的主要技术难题，必须从精细地质建模、室内实验、基础理论、数值模拟与新型提速工具研制等方面开展系统研究，为深层页岩气安全高效开发提供支撑。主要技术攻关方向涉及以下5个方面。

3.1 精细地质建模和精确地质导向

通过新技术与新装备的研究来提高地震资料的分辨率，采用CT扫描、显微设备观察、岩心与露头识别、地球物理识别与反演等多种手段，并且充分利用人工智能大数据挖掘技术，建立能够识别微褶皱、小断层和小破碎带的新模型、新算法，构建更精确的地质模型。研发新型高精度导向测量工具，开展人工智能辅助地质导向技术研究，开发具有我国自主知识产权的软件，实现井眼轨迹高精度控制，提升优质储层钻遇率，为后续完井、压裂改造和生产提供高质量井眼。

3.2 高温高压真三轴全尺寸破岩测试方法及高效长寿命个性化钻头

研发高温高压原位可钻性评价系统、全尺寸钻头在高温高压条件下的真三轴破岩模拟实验测试系统及测试方法，考虑不同齿形钻头和复合钻头处于挤压—拉张—剪切混合、冲击—刮切复杂破岩模式，揭示深层页岩动态损伤及破碎特征。开展深层页岩原位条件下的岩石力学与可钻性实验研究，建立不同齿形钻头与深层页岩动力学相互作用模型，揭示复杂破岩方式下个性化钻头的动态破碎机理，研发高效长寿命个性化钻头，进而缩短钻井周期，降低钻井成本。

3.3 长水平段钻井参数智能控制机器人

现有连续油管牵引器和旋转导向工具，均需要将信号传输到地面，然后进行地面操作控制。然而，在钻井过程中信号存在滞后并且精度不高，无法实现实时智能控制。同时，现有连续油管牵引器只能用于井下牵引作业，并且内部未设置钻井液流动通道，其牵引力也有限。对于深层页岩气储层，在钻井过程中为了避免黏滞效应造成的托压、卡钻事故，钻柱应持续旋转，但截至目前还未见随钻柱旋转的井下钻井机器人的相关报道。因此，需要迫切研究深层页岩气储层非均质性与各向异性、水平段井眼曲率、钻头结构、井壁泥饼性能等对钻柱系统动力学特征、钻头轨迹的影响规律，找到钻进托压产生的原因，研制钻井参数智能控制机器人，增大水平段延伸长度，从而提高深层页岩气开发经济效益。

3.4 绿色环保强封堵、强抑制、降阻防塌钻井液

油基钻井液对环境影响大，并且钻屑处理成本高、难度大。因此，页岩气储层钻井越来越多地使用水基钻井液。目前，国内已有多种高性能水基钻井液在页岩气水平井钻井现场取得了较好应用效果，如中石化石油工程技术研究院研发的高性能水基钻井液[85]，但从现场应用情况看，井壁坍塌、掉块等问题仍未能完全解决，并且，由于水基钻井液润滑性能不理想，导致钻柱摩阻与扭矩较大。因此，研制绿色环保、强封堵、强抑制、高润滑性钻井液体系迫在眉睫。同时，还需要研究天然裂缝亚临界扩展和表面摩擦行为等对井壁失稳的影响规律，揭示深层页岩井壁失稳坍塌机理，研发封堵—抑制—携岩—润滑协同增效的多级多尺度降阻防塌、绿色环保钻井液处理剂，为提升深层页岩气水平井钻井安全性提供支撑。

3.5 深层页岩气储层地质—工程—生态一体化钻井技术

近年来，地质工程一体化钻井技术通过在现场应用，取得了一定成绩，但对于该领域的研究对象与研究目的，还存在不同的意见，并且研究成果的应用效果差别也较大；由于在数据管理模式及数据共享制度上存在差异，导致油田的钻井与地质数据难以充分融合，存在“异化”现象，迫切需要规范地质工程一体化的研究目的与研究内容，与通常的油气田开发地质研究区别开来[86]。充分利用大数据挖掘技术，基于地质、地球物理、钻完井及生产动态资料进行地质—力学精细建模，研发涵盖井身结构、井眼轨迹、钻具组合、个性化钻头、绿色环保高性能钻井液、井壁稳定与强化、人工智能辅助地质导向等方面的钻井参数人工智能优化设计平台，采用多学科融合来解决深层页岩气储层钻井工程领域的关键技术问题，将成为地质—工程—生态一体化钻井技术的重要研究方向。

4 结束语

钻井地质工程一体化是以地质研究为基础，根据钻遇的地层特征对钻井方案进行优化调整，以确保钻井作业安全高效；同时，运用钻井过程中获取的地层数据，反过来修正、更新地质模型，最终形成适用于某具体区块的优化钻井方案设计模板。由于四川盆地深层页岩气地质特征复杂，水平井钻井面临钻速低、井壁掉块垮塌严重、井眼轨迹控制难等技术难题，迫切需要开展钻井地质工程一体化研究，尽快实现该盆地深层页岩气储层的安全高效钻井作业。目前，我国地质工程一体化钻井技术研究虽取得了一定进展，但各学科还需要进一步融合，针对现场复杂地质特征，重点开展高效破岩和井壁安全研究，结合考虑生态环保需求，建立地质—工程—生态一体化的安全高效钻井技术，以期为我国深层页岩气绿色开发提供理论与技术指导。