“现在水平段一趟钻成功率达到85.5%，平均钻井周期为7.4天，这在3年前根本不敢想！”7月7日，在鄂尔多斯盆地东部煤岩气开发现场，钻井工程负责人苏文杰指着实时钻井数据屏感慨道。
为保障国家能源安全，拓展新的资源渠道，煤岩气已成为我国重要的战略性接替资源。近年来，长庆油田将推动煤岩气增储上产作为重要使命任务，按照集团公司部署，精心组织，强化科技攻关和精细管理，全方位提速增效。如今，长庆油田自主研发的煤岩气钻完井技术2.0体系已全面定型，最长水平段达2500米，阶段平均钻井周期较传统工艺缩短45%。
走进东部煤岩气钻井现场，一台国产钻机正以95转/分钟的高转速平稳钻进。“这套钻井参数体系就像给钻机装上了涡轮增压器。”川庆钻探50290队队长伍希林演示着操作界面，“以前，二开入窗需要27.5天；现在靠深表层井身结构优化，5至7天就能完成，相当于每天多打200米进尺。”
“这是我们的‘中国芯’。”现场导向人员路鹏鹤指着APS+NBG方位伽马仪器说，“过去采用进口设备成本高、稳定性差；现在我们这套国产仪器能连续工作280小时，不仅成本大幅降低，还能实现钻通一体化作业，就像给钻头装了导航系统。”数据显示，这套装备使水平段滑动进尺大幅降低至1%以内，井眼轨迹更加平滑，起钻遇阻处理时间减少50%。
针对煤岩气易塌方、钻井周期长和单井成本高等问题，长庆油田反复开展坍塌机理及坍塌压力理论研究，制定“刚性+可变形+成膜”多元封堵防塌对策，研发出的低成本防塌钻井液体系，可在井下形成保护膜，犹如使用了“502胶水”，使煤层坍塌周期延长近6倍，达到27天。
“钻井液体系的革新更像一场化学魔术表演。”技术员史启明展示2组对比样品，“以前传统钻井液密度是1.8克/毫升，现在降到1.4克/毫升。经马氏漏斗测量，新型钻井液黏度从120秒降到70秒，成本还降了一半。”在试验中，这种强封堵配方有效保障钻井过程井壁稳定，确保打成打好煤岩气水平井。
除了技术创新外，煤岩气盆地东部评价项目组在推进煤岩气钻完井技术2.0研发过程中，同步实施了系统化的管理创新措施，通过建立“甲方主导+乙方献策”协同创新机制，整合跨单位专业资源，构建了包括技术推进、成果转化、激励约束在内的完整管理体系。在具体实施中，项目组建立了每周技术例会制度，实现现场技术问题48小时内响应闭环。2024年累计完成5轮技术迭代，其中倒划眼扶正器优化方案使完井效率提升30%。同时，引入钻速挂钩激励机制，通过设立效率排行榜，有效激发了基层创新活力。
据了解，长庆油田正加速推进煤岩气钻完井技术3.0更新迭代，重点突破6.5英寸小井眼技术和新型钻井液体系，形成“低成本+高性能”技术路线，进一步支撑我国深层煤岩气经济效益开发。