0 引言

近年来，美国通过先进技术实现页岩气商业化开发，2016年让美国从天然气进口国变成天然气出口国，从而在全球掀起了页岩气勘探和研究的热潮。从2009年起，我国积极推进页岩气勘探开发工作，相继在四川盆地发现多个大中型页岩气田，并在长宁—威远、涪陵、昭通等地建成国家级页岩气示范区^[1]，实现了海相页岩气的规模效益开发，标志着中国页岩气勘探正式进入了商业开采阶段^[2-6]。近年来，随着页岩气地质研究和勘探开发的不断深入，四川盆地外围的湘鄂西地区页岩气勘探也逐渐引起地学界的重视，但由于湘鄂西地区地质条件复杂、地层倾角大、优质储层较薄、埋深较大，储层追踪困难，页岩气勘探遇到巨大的挑战，采用常规的“参数井地层评价—探井有利区优选—水平井压裂增产”的勘探开发模式，工期较长、重复性工作较多，难以满足生产、科研需求，迫切需要改进作业流程和程序，实现地质工程多专业多学科的高效融合^[7]。

美国石油公司在对Marcellus、Haynesville、EagleFord等地区页岩气勘探开发时，应用一体化钻井方法开展方案设计、参数优化、现场实施等工作，取得页岩气开发的巨大成功，为我国页岩气的勘探开发提供了新的思路。我国地质工作者积极探索一体化钻井的研究与应用，2012年，吴奇等发起成立油气地质工程一体化论坛，得到国内地学工作者的响应和认同^[8]；2015年，吴奇等在黄金坝YS108区块应用储层“品质三角形”评价法则，取得该区页岩气重大突破^[9]；2017年，胡文瑞对地质工程一体化的概念内涵、实现条件等进行了详细阐述^[10]；2018年，刘乃震等在威远页岩气区块坚持“一体化、工厂化、效益化”的开发理念，应用地质工程一体化技术高效开发页岩气^[11]；2022年，何骁等开展地质工程一体化管理研究，提出在组织结构、业务模式、流程管理和信息管理等方面全面配合一体化作业，促进页岩气勘探开发全面发展^[12]；2024年，郑马嘉等基于地质工程一体化理念，探索建立“部署—钻井—压裂—采气”一体化高产井培育关键技术体系，为破解超深层页岩气规模效益开发难题奠定了坚实基础^[13]。

目前国内大多数学者对一体化钻井、井工厂化等技术方面的研究主要集中在四川盆地页岩气开发井上，而对于四川盆地外围复杂构造区页岩气钻井如何利用一体化钻井的研究相对较少，有待进一步深入研究。

湖南保靖区块位于湘鄂西构造复杂区，页岩气勘探目的层主要为下志留统龙马溪组。原神华集团于2013年开始在保靖区块从事页岩气地质调查和勘探工作，在1∶50000地质填图、398km二维地震、98km广域电磁勘探的基础上，共完成4口参数井、2口预探井、2口水平井钻探和压裂试气工作，取得大量的钻井、测井、地层评价、分析化验、测试等数据，揭示该区龙马溪组页岩层系具有一定的勘探潜力和开发价值。针对保靖区块地质构造复杂、地层空间伸展变化大、勘探效率低、投资风险大等问题，基于一体化钻井理念，提出参数井、预探井和开发试验井“三井合一”的勘探模式，不断地优化钻井设计方案和实施一体化钻井。通过优选直井压裂，保页1井获得1658m³/d低产气流；通过一体化钻井技术推广应用，地质和工程相互协同，页岩气水平井钻完井技术进步显著，降本增效突出，机械钻速提高17.85%，优质页岩储层钻遇率高达90.68%，为保靖区块页岩气产能的突破和规模建产奠定了基础。

1 地质背景

湖南保靖页岩气勘查区块主体位于湖南省西部保靖县，构造上位于中、上扬子准台地东缘湘鄂西隔槽式冲断褶皱带内的桑植—石门复向斜内马蹄寨—野竹坪向斜，勘查面积为1189.72km²(图 1)。

保靖页岩气勘查目标层位为古生界下志留统龙马溪组(S₁l)，主体位于马蹄寨—野竹坪向斜^[14]。在构造上，向斜呈北北东走向，延伸30km，两翼地层倾角为15°~30°，从中心向两翼埋深逐渐变浅，在向斜与两翼背斜转折处河谷中出露龙马溪组；向斜西部为隆头镇背斜，走向北北东，延伸25km，东翼倾角为60°~70°；区块东部发育保靖—慈利区域性深大断裂，北东走向，倾向南东，倾角为70°~80°，具有挤压逆冲和走滑特征。

区域地质调查发现，龙马溪组在马蹄寨—野竹坪向斜两翼的河谷中出露完好，向斜中部最大埋深为2600m，由中心向东西方向埋深逐渐减小。根据地震解释，保靖区块龙马溪组页岩储层主要分布在马蹄寨—野竹坪向斜及其两翼，在中部区带最厚，南部次之，北部较薄。根据钻井揭示，龙马溪组碳质页岩厚度为12~38m，其上覆地层为志留系新滩组、小河坝组互层状砂岩、泥岩，下伏地层为奥陶系宝塔组紫红色瘤状石灰岩，全区稳定分布，具有良好的页岩气封存条件。与四川盆地页岩储层相比，保靖区块优质页岩厚度相对较薄(平均为10.6m)、热演化程度高(R_o平均为2.62%)、构造运动相对较强烈，对页岩气生成和保存不利。但是，保靖区块优质页岩TOC高(平均为2.51%)，属于优质烃源岩，硅质矿物含量较高(平均为42.1%)，高于行业压裂标准(≥30%)，因此保靖区块具有一定的页岩气勘探前景。保靖区块龙马溪组自下而上发育黑色硅质页岩、碳质页岩、碳质粉砂岩、泥岩等，底部碳质页岩有机质丰度高、页岩气含量高，为优质页岩段，表现为高自然伽马值，为页岩气主力产层，通常设计为水平井靶窗。

为便于地层对比、储层追踪和地质导向，根据自然伽马和气测值变化，将优质页岩储层细分为A、B、C、D 4个小层(图 2)，作为本区的标志层。

A小层为龙一段上部高自然伽马段，自然伽马为350~400API，气测值小于1%，为层顶标志。

B小层为龙一段优质层段，自然伽马为150~ 220API，气测值为3%~4.6%。

C小层为龙一段低自然伽马区，自然伽马为100~120API，此区域气测值为3%，较低。

D小层为龙一段底部相对高自然伽马区，自然伽马为140~160API，本区气测值为3%~4%，相对较高。

2 保靖页岩气勘探的挑战和对策

湘鄂西地区的保靖区块龙马溪组发育于前陆盆地的边缘，厚度小，横向延伸不稳定，优质储层不连续，且经历了多期次复杂的构造运动破坏，断层极其发育，保存条件较差，地下裂隙、溶洞发育，页岩气勘探开发基础设施建设投资大、费用高，页岩气勘探风险较高，难度较大^[15]，难以照搬现有的页岩气勘探开发模式和经验。保靖页岩气勘探开发具体面临如下困难。

(1) 因地质解释精度不高, 增加了页岩气勘探的风险。地质解释对水平井地质导向至关重要，仅依据地震解释，设计的地质分层与实钻存在较大误差，钻前无法准确判断页岩储层的厚度和埋深等。因此，实钻中应加强地质分析、录井、随钻测井解释，卡准各组地层的界线。

(2) 地质条件的复杂性给页岩气勘查带来了技术风险和难度。钻遇地层非均质性强，可钻性差、地层造斜能力较强，井眼轨迹容易出现偏差，水平井着陆存在风险。通过钻前地质建模，钻进中采用地质导向钻井，根据测量的地层方位伽马变化，及时调整钻头姿态，不断修正钻井轨道。

(3) 地质风险无法避免，目的层倾角存在不确定性。研究区地层倾角变化较大(20°~40°)，同时受工具造斜率的限制，在地层倾角变化时存在出层风险。利用近钻头测斜和电成像测井，拾取地层倾角，判断钻头在地层中的位置，尽量做好提前判断和调整，降低出层风险。

(4) 复杂构造区储层横向展布具有不确定性，增加了水平井储层的追踪难度。水平段靶窗可能存在褶皱甚至断层，会有出层风险，一旦钻遇断层，通过随钻测井及岩屑判断层位，作出合理调整。

(5) 构造运动频繁、断裂发育，增加了物探解释的难度。由于地震无法识别微断层，只有钻遇时才能发现，实钻中若靠近边界或出层，利用随钻测斜和地层方位伽马变化判断出层方向，及时反向调整轨迹。

针对以上地质难点，一体化团队(由地质、钻井、导向、定向、录井等专业人员组成)采用先进的地震解释、随钻测井和电成像测井技术，加强地层对比和储层解释，提高地质预告的准确性；在复杂构造区，制定科学合理的钻进技术方案，采用人机耦合的近钻头测量和控制技术，创新井筒轨迹控制技术，提高钻探的成功率；在地质风险控制中，在钻前精细化地质建模；钻进中加强随钻录井、测井数据的跟踪和分析，降低钻井风险发生的概率。

3 一体化钻井关键技术

一体化钻井是指以地震、地质、油藏工程研究成果为依据，一体化团队团结协作，建立地质导向模型，利用标志层特征引导钻头钻进，实现页岩气的优快钻探和精准钻井。

通过钻前建立三维地质导向模型，制定一体化钻井技术方案和导向风险预案。在钻井过程中，利用随钻测量(MWD)/测井(LWD)工具，建立地质工程一体化的协同工作环境和调整机制，实时更新、修正地质导向模型，判断钻头和储层的切割关系，实现井眼轨迹精准着陆及钻头在靶窗的最大限度穿行，提高储层的钻遇率。

3.1 “三井合一”勘探模式

通常页岩气勘探开发流程为首先施工参数井，取得录井、测井、岩心化验分析资料，进行页岩气成藏地质条件评价和研究工作，优选勘探有利区，再施工探井，进行含气性测试，重点层位压裂试气试验，最后施工页岩气水平井，开展大规模抽采和开发利用。

在复杂构造区页岩气勘探开发中，为降低勘探风险和工程成本，对地震资料实行联合反演，开展地震储层预测和含气性检测，提出参数井、预探井和开发试验井“三井合一”的勘探模式，具体是根据现有地质资料和地层特征，确定先钻直井取全取准储层参数、再钻定向井或水平井评价产气能力的一种方案。“三井合一”强调以效益为中心，以获取最佳单井产能为目的，实践证明“三井合一”是符合复杂构造区页岩气勘探实际情况的最佳策略。

“三井合一”的主导思想是根据实际钻探结果，实时做出不同的决策，从而达到勘探投入和开发效果之间的平衡。当直井钻探发现优质烃源岩、气测显示好且测井评价理想，则可以直接部署侧钻水平井，进而在水平井压裂后取得高产时，可转化为生产井；如果发现优质烃源岩厚度薄或含气性差，则果断弃井，该井也已经达到了参数井的钻探目的；而当钻探结果介于上述两者之间时，则应对直井进行压裂改造求产，如产能较好时可以部署侧钻水平井，产能不理想时可将该井作为已经发现页岩气藏的预探井处理。“三井合一”的勘探开发模式见图 3。

在保靖页岩气勘探中，根据地震成果，选择马蹄寨—野竹坪向斜两翼页岩气远景区部署参数井(保参1井、保参2井、保参3井)，全井取心、测井等，获取储层厚度、物性、含气量等参数；选择有利区部署第一轮井(保页1井、保页2井)，对保页1井进行直井压裂求产，经储层评价和试气发现储层具有一定的页岩气开发潜力；选择向斜西翼甜点区部署第二轮井(保页3井、保页3XF井和保页4XF井)，经完井评价，对保页3井开展“三井合一”试验，侧钻水平井，对水平井进行压裂试气、产能评价和开发利用(图 4)。

3.2 一体化钻井设计平台

基于专业数据库、数据分析、钻井设计程序和专家经验，通过整合地质、录井、测井、分析化验、钻井等多个工作流的数据和专业知识，开发了一体化钻井设计平台。通过平台的应用，能够快速准确地进行钻井设计，实现了数据共享和协调工作。

3.2.1 储层特征

从数据库提取保页3井储层关键参数：页岩厚度为8m，TOC平均为2.48%，R_o平均为2.26%，脆性矿物发育，平均为62%；录井发现气显示活跃，现场解析气含量为1.03m³/t。综合评价储层品质较好，且易于压裂改造，具有“三井合一”试验条件，设计侧钻水平井求取产能，为页岩气开发利用提供通道。

3.2.2 靶点参数设计

根据保页3井储层参数和叠后地震储层反演成果，地质人员设计保页3XF水平井基本参数(表 1)。

3.2.3 井身剖面优选

钻井人员选用Compass定向井软件进行水平井的设计，为减小侧向力，保证轨道圆滑，优选双增双稳剖面类型，为应对靶点的变化，进入A靶前，预留一段30m的复合钻探顶段。

为降低钻具扭矩和摩阻，采用加重钻杆代替钻铤、合理倒装钻具等措施，经TDA扭矩/摩阻软件对井下动力钻具的力学分析：钻具的摩阻、扭矩参数均在正常的作业范围之内，上提钻柱时钻柱最大悬重为60t, 若发生井下复杂情况，需要超拉30t时，地面钻柱所受的拉力达到90t，远小于钻柱本体的屈服强度140t；地面最大扭矩约为11kN·m(图 5)。

3.2.4 井筒方位设计

为提高优质页岩储层钻遇率，保障最大化储层有效改造体积，获得最大化产量，水平段需要尽量垂直最大主应力方向和沿优质页岩储层展布方向钻进^[16]。

最大主应力方向确定: 通过偶级声波测井解释，保页3井储层最大主应力方向为10°~40°，平均为25°，即北北东方向(图 6a)；与邻井压裂时的地面微地震监测的主裂缝延伸方向为北东20°(图 6b)相吻合。因此，从地应力方位考虑，井眼方向设计方位为90°+25°=115°。

页岩储层展布方向研究：通常含油气储层在地震上反映为低频阴影，通过时频分析方法提取地震信号的时频属性及识别地下流体进行识别。研究认为广义S变换时频分析方法(GST)具有清晰识别含气层横向分布的能力，可对储层流体属性做出判断，为水平井靶窗的设计提供依据(图 7a)。根据地震预测，保页3井西南方向(65°)发育较好的含气层。

综合最大主应力方向和含气层检测的研究成果，为了更好地追踪含气层和规避断层，对保页3XF井井眼方向做了调整，最终设计井眼方向为92°、水平段长度为1000m，沿储层下倾方向钻进，使井眼轨迹穿过更多的页岩气藏，扩大页岩泄流面积，降低钻井风险，保证水平段稳定延伸(图 7b)。

3.3 水平井“一趟钻”钻井技术

一趟钻技术就是钻头一次下井打完一个开次的所有进尺，减少起下钻换钻头时间，是钻井工程提速降本的利器^[17-18]。一趟钻技术需要一体化团队协作攻关研究，根据地质条件，集成应用高效的破岩工具和钻井新技术。

为了提高钻井效率，可以提高单井段一趟钻占比。一体化团队利用测井和岩心力学试验资料，开展岩石力学研究，建立岩石力学剖面，提取地应力和可钻性等参数，据此优选钻头类型和钻井工具。

根据岩石力学和破岩机理研究，提出在二开造斜段优选短抛物线、高强度保径PDC高效钻头(6刀翼、16mm切削齿)配合大功率、大扭矩的等壁厚螺杆复合钻进，可在中硬地层获得较高的造斜率和钻进速度；在水平段，因龙马溪组页岩储层含碳质多，地层均质性好，脆而不硬，推荐使用5刀翼、16mm切削齿的个性化PDC钻头，配合旋转导向钻井系统，准确跟踪储层，提高储层钻遇率(表 2)^[19-20]。

一开直井段优选“三牙轮钻头+弯螺杆+MWD”钻具组合进行防斜打直，井斜得到了有效控制，保页3XF井采用1.25°螺杆复合钻进和滑动纠斜，一开最大井斜仅1.98°；保页4XF井二开造斜段，使用16mm PDC加强齿增加钻头的进尺及寿命，配合1.5°高造斜率螺杆，采用大扭矩、大排量、高钻压钻井参数和“稳斜探顶、复合入窗”的轨迹控制方式，增强应对储层变化进行垂深调整的主动性，实现一次性入靶；如在1312~1559.72m，使用HM6163 PDC钻头(惠灵丰)，进尺为247.72m，纯钻时间为70.00h，平均机械钻速为3.54m/h(表 3)。

三开ϕ216mm水平段：优选旋转导向钻井系统和油基钻井液的钻进方式，提高钻速和储层的钻遇率。

在钻井期间，先后选取3家油服公司的旋转导向钻井系统进行应用和测试传导效果试验；其中AutoTrak G3是贝克休斯公司的旋转导向钻井工具，可钻出非常平滑的井眼轨迹，造斜率可以达到6.5°/30m，同时提供的近钻头井斜和方位伽马，距钻头仅2.2m，能及时发现自然伽马、井斜变化和钻头—地层的上下切关系(图 8)^[21]。

保页3XF-H井水平段使用SFE55/65 PDC钻头(DBS公司)+Geo-Pilot旋转导向钻井系统，实现了对靶窗精准钻进目标，机械钻速高达6.72m/h，比保页3XF-C1井机械钻速提高105.5%(表 4)。

保页4XF井水平段使用HS5163 PDC钻头(惠灵丰)+ϕ171.45mm AutoTrak G3旋转导向钻井系统，实现了1057m水平段“一趟钻”钻进目标，机械钻速高达8.88m/h，比保页3XF-H井提高32.14%，实现储层保护，缩短裸眼的浸泡时间。

3.4 一体化地质导向技术 3.4.1 建立地质导向模型

建模前，通过对电成像测井处理提取储层倾角和倾向数据，保页3井测井解释的龙马溪组地层倾向为122°，真倾角为29.2°，计算的地层视倾角为25.4°(图 9)。

根据地震地质、邻井测井、地层倾角等资料，结合地质靶点数据，利用GeoModel地质建模软件建立三维地质导向模型，设定储层关键参数，通过地质导向软件模拟钻头穿越储层的场景，实钻中根据钻头、测井数据的响应，及时掌握钻头与地层的切割关系^[22]。研究发现，龙马溪组优质页岩储层普遍具有高自然伽马特征，即页岩储层自然伽马曲线具有“两高夹一低”的特征，中间层位自然伽马较低，顶部和底部自然伽马呈尖峰状，且分布稳定，此种特征可作为钻头穿越地层对比和识别的标志。水平井着陆后，通过对比标志层，跟踪高自然伽马、高气测异常层，达到对钻头位置的精准定位，提高储层钻遇率(图 10)^[23]。

3.4.2 人机耦合的钻井模式

人机耦合的钻井模式就是一体化团队在不停钻、不停泵的前提下，利用钻井液脉冲向井下定向工具发送导向指令，实现地质人员和钻井机具的沟通和交互，建立协同工作环境，不断更新、修正地质导向模型和精准钻井的过程。保页3XF井地质导向钻井过程经历稳斜、增斜、调整、稳斜钻进和快速降斜等阶段(图 11)。

在保页3XF-C1井1647m处，使用Geo-Pilot旋转导向钻井工具侧钻H分支井，从井斜角为55.7°开始增斜钻进，至56.5°稳斜钻进至1710m，增斜钻至1740m钻遇A小层(高自然伽马)，井斜角为59°，继续增斜钻进，气测异常。然后自然伽马迅速降至100API，接着又2次下切A小层。在1860~1880m井段，微增斜至61°~63°，轨迹在A小层穿行，拾取的地层倾角为24.8°，气测升高。在1880m之后，逐渐将轨迹向下调整。2057m开始，自然伽马和钻速降低(最低为1m/h)，2196m钻遇A小层，此段气测较高。2245~2290m轨迹一直在A小层穿行，可钻性最好。气测全烃高达10.04%，C₁为9.41%。2290~2496m轨迹一直在A小层穿行，井斜为65°，微调井斜使轨迹稳定在A小层，此时可钻性好，气测最高达11.58%，C₁为11.35%。在2504m钻出A小层，增斜在B小层穿行。钻至2602m，井斜为67°，钻速降至2m/h，综合判断钻至B小层底部，增井斜，在2632m自然伽马快速上升，最高达478API，电成像显示下擦A小层，钻至井深为2645m、垂深为1735.77m、水平位移为1580.22m，完钻。

3.5 一体化钻井应用效果 3.5.1 提速增效

通过一体化钻井技术攻关研究和应用，钻井设计与实际的符合率得到改善，钻井指标、效率得到显著提高，钻井成功率达到100%。保靖区块第二轮钻井(包括保页3井、保页3XF井、保页4XF井)平均井深为2034.67m、纯钻时间利用率为32.39%、平均机械钻速为3.81m/h、平均钻井周期为79.85天(扣除停待时间)；与第一轮钻井(保页1井、保页2井)相比，机械钻速提高了17.85%，钻井周期缩短了9.37%，作业时效显著提高，建井周期大幅缩短，有效地解决了页岩气勘探工作流程多、周期长等问题，满足了页岩气高效勘探开发的需求，为页岩气勘探开发提供了技术保障(表 5)。

3.5.2 精准钻井

页岩气储层为自生自储，页岩气开发气藏具有产气低、递减快和生产周期长等特点，钻后需要压裂改造来改善储层物性，疏通页岩气运移通道，提高页岩气产量。为了获得理想产能，实钻要求钻头尽可能在优质页岩储层内穿行，以提高储层钻遇率^[24-25]。

为了确定水平井靶点附近的地质构造，在水平井A靶前，需要钻领眼井，要求领眼井钻穿龙马溪组进入奥陶系宝塔组石灰岩完钻，然后通过录井、测井获取储层地质参数和标志层信息。通过保页3井和保页3XF领眼井标志层、小层特征的精细对比，计算出水平段地层视倾角约为22.8°；打水泥塞回填领眼井，在1647m造斜点使用Geo-Pilot旋转导向钻井工具，侧钻至1740m(井斜为59°)，发现高自然伽马标志层，标志着已钻入预设层位(A小层)，此时使钻头平稳着陆，以高自然伽马和高气测值引导钻头向前钻进。实钻水平段998m，气测显示良好，全烃值为0.92%~11.58%，平均地层倾角为25.52°，经录井岩屑验证、测井解释，优质储层钻遇率达到90.68%，综合解释为含气层(表 6)。

3.5.3 页岩气勘探开发潜力评价

与四川盆地储层相比，保靖区块优质页岩厚度相对较薄、构造运动相对较强烈是保靖区块页岩储层最不利的因素。但是，也正是由于经历了多期强烈的构造运动使得本区不同位置的地质条件差异较大，主要表现在目的层埋深、构造特征、保存条件等不同。埋深相对较小、远离区域断裂、具有一定构造背景的区域(向斜西翼利湖村鼻状构造和八及村鼻状构造)，可以形成相对较富集的页岩气藏，具有一定的勘探前景。

经钻井揭示，位于向斜西南部的保页1井龙马溪组储层品质较好，具备开展“三井合一”试验的地质条件(图 12)，经完井论证选择在2708~2766m射孔进行压裂试气，实现直井压裂成功点火，获得1658m³/d低产气流，证明该储层具备一定的页岩气产能，需要调整钻井部署和研究方向，选择向斜西部甜点区钻水平井组和对储层压裂改造，力争获得页岩气勘探突破。

根据对第一轮参数井资料的研究和地层评价，选择远离保靖—慈利断裂的向斜西翼甜点区部署第二轮井——保页3井、保页3XF井、保页4XF水平井，下入ϕ139.7mm×11.7mm生产套管，开展一体化压裂和储层改造：包括以水力泵送可钻桥塞—射孔联作的方式进行水平井多级分段压裂改造，采用连续油管、地面配套流程进行钻塞、试气，采用带压作业装置下入生产管柱投产页岩气等。

以自然伽马和TOC为主要参考曲线，将水平段分8段进行压裂改造；每段射2簇，在增大改造体积的同时，保证每簇裂缝有足够的造缝和裂缝延伸排量，并获得较大的动态缝宽，降低加砂砂堵风险。每簇射孔长为1.5m、20孔/m，尽可能降低水平井压裂多裂缝起裂情况的发生。

经过分段水力压裂技术改造，水平井投产后初期产量达到1.8×10⁴m³/d，抽采后期产量逐渐减低并趋于稳定(图 13)，但由于距离天然气管网较远，采用就地LNG技术开采利用。

4 结论

(1) 在复杂构造区页岩气勘探中，遵循地质工程一体化的理念，在地震、录井、测井等综合技术手段的配合下，一体化团队利用随钻测斜、测井工具，人机耦合、协同工作，对页岩气储层进行追踪和评价，提高页岩气钻井成功率和整体勘探效益，降低工程成本。

(2) 根据地震资料，对地下储层、流体属性和分布区进行检测和预测，开展“三井合一”的井位优选，首先钻参数井提取储层参数，发现有利区，当烃源岩有机质丰富，具有生气潜力，进行直井压裂改造求产。然后侧钻水平井，评价页岩气产能，实现一井多用，协调开采，降低作业成本、消除勘探风险，加快页岩气勘探开发进程。

(3) 开展一体化钻井设计，基于地质工程参数综合评价，确定优质页岩储层和靶窗，综合考虑地层倾角、主应力方向设计井身剖面，优化井筒方位和井眼轨迹，建立地质导向模型和划分标志层，确立高自然伽马、高气测值引导钻头钻进的地质导向原则。

(4) 在水平井推广应用一趟钻技术，优选井下动力钻具，在上部井段优选螺杆+MWD(带伽马短节)的复合钻井，做好井眼轨迹控制，实现轨迹软着陆；下部井段优选旋转导向钻井系统，进行精准钻井, 提高钻速和页岩储层钻遇率，降低由复杂地质因素引起的钻井风险。

(5) 实现人机耦合的地质导向钻井，一体化团队根据旋转导向钻井系统提供的井斜、方位、自然伽马、电成像等信息，不断地修正地质导向模型，计算地层倾角，追踪标志层，判断钻头与地层切割关系，控制井眼轨迹，提高储层钻遇率，确保钻探效果。

(6) 将地质导向系统测量参数与现场地球化学分析、岩屑鉴定、录井等数据相结合，可实现页岩储层识别、评价和标志层对比、追踪等，可有效地避免因地层变化及隐伏断层等不确定因素所导致钻头出窗的问题，为地质导向决策和钻井轨迹调整提供支持，值得推广使用。