陈安明，龙志平，周玉仓，王彦祺，彭 兴，曹华庆

(1．中石化华东石油工程有限公司安全环保处，江苏南京 210019；2.中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京 210031；3．中石化华东石油工程有限公司六普钻井公司，江苏镇江 212003)

截至目前，我国取得重大突破的页岩气区块大部分位于四川盆地，如焦石坝、威远、富顺-永川、长宁等区块，其储层压力系数高(>1.20)，属于高压页岩气储层，单井产气量(9～20)×104m3/d。四川盆地外缘也有很多页岩气藏，如彭水、武隆、黄平等区块，盆地外缘构造改造作用相对较强，页岩气储层压力系数为0.90～1.20，属于常压页岩气储层，产气量较低[1]。2012年7月，渝东南彭水区块彭页HF-1井获得2.52×104m3/d产气量，实现了盆地外缘志留系常压页岩气的勘探突破;之后武隆区块的探井隆页1HF井获得(4.2～6.0)×104m3/d的产气量，进一步表明四川盆地外缘常压页岩气具备良好的勘探开发潜力。目前国内常压页岩气开发主要采用高压页岩气开发技术，单位产气量的开发成本相对较高，亟需开展低成本钻井技术、增产技术攻关。其中，降低钻井成本更为直接和重要。为此，笔者从井身结构、井眼轨道设计、钻井液选用、固井工艺等方面探讨了如何降低钻井成本，以期为实现四川盆地外缘常压页岩气的经济有效开发提供指导。

1 常压高压页岩气井钻井的差异

以四川盆地外缘武隆常压页岩气区块为例分析常压页岩气钻井与高压页岩气钻井的差异。该区块位于川东南利川-武隆复向斜南部，页岩气储……