先出发，意味着先遇到困难。面对页岩气井压后复杂缝网区取心易漏、易垮、易碰、收获率难以保障等难题，江汉油田不断突破极限，创新形成了页岩气大斜度井、水平井压后取心技术，推动了涪陵页岩气田压后裂缝区钻井取心技术达到世界领先水平。

截至目前，涪陵页岩气田已完成6口井压后取心，取心长度1122.96米，岩心收获率平均达到98.9%，为评价气田压裂效果和立体开发政策提供了坚实的基础资料。

 

焦页12—检1井

 

在岩心库内，科研人员正在仔细研究焦页12—检1井122.45米的岩心，精细刻画裂缝的走向、条数、大小、宽度，用以评价压裂效果。

作为国内首口页岩气压后取心井，焦页12—检1井的成功有着不一样的意义。“压后取心在以前想都不敢想。”江汉油田工程技术管理部经理张玉强坦言。常规取心会避开裂缝区，而压后取心目的层必须是人工裂缝发育的压后页岩地层，人工裂缝区岩心破碎，导致岩心易脱落、收获低，甚至有可能收获不到岩心。

除了岩心破碎，已经投产的老井在开采后地层压力亏空严重，压力系数低，低压说明地层能量不足，钻进过程中容易垮塌。再加上要在井网之间来回穿，钻井液有可能漏失到邻井中，造成邻井“淹死”，或者邻井气窜导致井喷，风险非常大。

“在几千米的地下，井筒之间的距离只有几十米，一旦数据不准，就会碰到老井套管。”油气产能产建管理中心钻井管理室主任代永波说。

这些可预料的困难让技术人员对压后取心望而生畏。当时，能不能打成井、取不取得出岩心，成为大家争议的重点。但为了评价页岩气压裂效果、了解剩余气分布，裂缝区取心必须拿下。

明知山有虎，偏向虎山行。聚焦打成井，江汉油田打出工艺、工具优化“组合拳”，采用高性能低密度页岩水基钻井液，有效降低了地层漏失和坍塌风险，以及对岩心的污染，确保岩心含气性等基本信息完整，方便后期研究，同时改进钻头、螺杆等工具，优化钻压、钻速等取心参数，不断提高施工成功率。

在钻进过程中，地质导向人员驻守现场，仔细判断地层层位，加大测量频率，确定好钻头在地下的坐标，随时计算防碰距离，保证轨迹精准。

由于取心钻具中不能携带常规螺杆工具，技术人员只能依靠经验和机械性措施来控制钻井轨迹。这一方法引来不少质疑，有人认为“是在地下盲取”。

“通过科学优化扶正器位置和钻井参数，确保轨迹按设计穿行。过程中的每个问题都是经过团队认真考虑讨论过的，我们对这个方法很有信心。”代永波介绍，该方法在焦页66—检2井成功应用，200多米连续取心轨迹控制，上下偏差只有1米。

打到目的层后，如何将岩心保持原形取出来成了最大的难题。没有经验可供借鉴，技术人员只能摸索着向前。有人建议把万能螺杆装在取心筒后面，可以边控制轨迹边取心。技术人员因“钻进时扰动取心筒会破坏岩心的完整性，容易卡心、堵心”， 否定了这一提议。

考虑到取心和轨迹控制的矛盾点，他们大胆创新，在国内首次提出新的工作思路：取心不定向、定向不取心。

理论是否可行，要靠实践来验证。江汉油田在焦页66—检1井运用这一思路，取心收获率达99.36%。之后，成功取心的每一口井都验证了新思路的正确性。

 

焦页12—检1井

 

 

“以后在直井取心，连续10筒我们都能搞定。”说起压后取心，张玉强信心满满。

信心源自实力。一年来，按照先易后难的步骤，油气产能产建管理中心从直井到大斜度井再到水平井，不断挑战极限，通过自主创新和工程工艺迭代优化，创建了压后复杂缝网区取心钻井技术，形成了压后缝网区连续取心配套工艺技术，在国际上遥遥领先。

据该中心钻井管理室副主任林安国介绍，在焦页12—检1井完成第一口直井取心后，他们把目光聚焦到大斜度井。焦页66—检1井、检2井、检3井、检4井是四口大斜度取心井，井斜达到66度，井斜越大，意味着岩心更易断、易堵。

在大斜度井取心过程中，技术人员创新研发了内筒扶正器，可保持取心内筒居中状态以减少对岩心的扰动，从而保持岩心压后的原始状态，并采用高效取心钻头，有效提高了页岩压裂改造地层岩心收获率。

他们创新取心井筒利用模式，首次采用“四井合一”的新方式，只需打一次井眼，可节约几千万成本。“我们在焦页66—检2井取心后，分别侧钻3次，高效完成了焦页66—检1井、检3井、检4井取心，这是国内页岩气井首次完成单眼四井取心任务。”林安国介绍，4口井累计取心进尺764.5米，取心长度760.63米，取心收获率达到99.45%，实现了“钻井零溢流、钻井液零漏失、轨迹零碰撞、信息零丢失”。

有了“四井合一”大斜度井的取心经验，  技术人员又开启水平井压后取心的攻关之路。“水平井要躺着取心，进心阻力非常大，重力下垂取心筒外筒干扰内筒，岩心易碎。”张玉强介绍，取心工具长了也容易脱扣、断裂，因此对工具的精度要求更高。

顶着压力，江汉油田部署了国内首口页岩气压后裂缝区水平段取心井——焦页66—检5井，目的是通过多种取心方式，明确涪陵页岩气田焦石坝立体开发区三维空间裂缝展布特征。

焦页66—检5井设计取心段266米、设计水平段1957米。针对取心工具组合难下入、取心工具内筒不居中等问题，技术人员优化取心钻具组合，缩小扶正器轴承间隙，提高取心内筒居中度的同时，增强取心钻进的工作稳定性，并采用微纳米封堵材料的页岩水基钻井液，有效解决了压裂区取心易垮塌的难题，同时优选取心筒内筒材质，增加光滑度，减少进心摩阻。

技术人员持续探索工程极限，采用“六筒连接”取心方式，创新形成了钻井长筒取心技术。为保障施工顺利进行，江汉油田成立页岩气井压后钻井取心现场技术团队，全程驻井跟踪指导，统一管理取心工具准备、钻井液性能调控、复杂轨迹控制、取心参数优化等工作。现场人员精细操作，高效完成取心、割心、出心及地面切割、含气测试、数字扫描等各项工作，确保取心安全、出心顺畅、切割完整、资料准确。

最终，焦页66—检5井在水平段连续取心进尺达240.2米，水平段心长239.82米，水平段单次长筒取心最高达53.7米，刷新单平台压后取心总进尺最长、单井水平段连续取心进尺最长、水平段心长最长、单次水平段长筒取心进尺最长、水平段取心平均收获率最高等5项钻井纪录。

“在同一井眼开展水平钻井取心工艺试验的基础上，我们又下入生产套管，以达到采气目的，首次在页岩气井中一井取心、采气双用。”张玉强介绍，与此同时，他们还利用该井评价小井距剩余气分布情况，指导下一步小井距加密布井的部署，为提高多层立体开发采收率、“吃干榨净”地下资源打下了坚实基础。