地下压裂缝网展布情况是什么样的？储层改造效果如何？……这些困扰技术人员的难题，以往只能靠想象和压裂软件模拟。如今，围绕评价压后效果、优化压裂措施、提高地质建模精度，江汉油田依托集团公司重大先导试验和科研项目，组建多专业联合攻关团队，在涪陵页岩气田立体开发区实施压后取芯，揭开了地下人工缝网的神秘面纱。
钻井取芯在页岩气勘探开发中十分常见，但压裂后，甚至开采后水平井取芯，这在国内还没有先例。
先出发，意味着先遇到困难。面对页岩气压后复杂缝网区取芯易漏、易垮、易喷、易碰，岩芯收获率难以保障等难题，江汉油田油气产能建设管理中心联合油田研究院、工程院开展攻关，不断突破极限，创新形成了大斜度井、水平井压后取芯技术，推动涪陵页岩气田压后裂缝区钻井取芯技术达到世界领先水平。截至目前，已完成6口井压后取芯，取芯长度1122.96米，岩芯收获率平均达到98.9%，为评价气田压裂效果和立体开发政策提供了第一手基础资料。
难度大、风险大、方法难
“在以前想都不敢想”
4月1日，在岩芯库内，技术人员正在仔细研究焦页12-检1井122.45米的岩芯，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芯井，焦页12-检1井的成功有着不一样的意义。“压后取芯在以前想都不敢想。”江汉油田工程技术管理部经理张玉强坦言。常规取芯会避开裂缝区，而压后取芯目的层必须是人工裂缝发育的压后页岩地层，“人工裂缝区岩芯破碎，导致岩芯易脱落、收获率低，甚至有可能收获不到岩芯”。
除了岩芯破碎，已经投产的老井开采后地层压力亏空严重，压力系数低，地层能量不足，钻进过程中容易垮塌。加上要在井网之间来回穿梭，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。”油气产能建设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芯望而生畏。当时，能不能打成井、取不取得出岩芯，成为大家讨论的重点。但为了评价页岩气压裂效果、了解剩余气分布，裂缝区取芯必须拿下。
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”，采用高性能低密度水基钻井液，有效降低了地层漏失和坍塌风险，以及对岩芯的污染，确保岩芯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、钻速等取芯参数，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，增加测量频率，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。
由于取芯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，靠机械性措施一点一点抠，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多米连续取芯轨迹控制，上下偏差只有1米。
打到目的层后，如何将岩芯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前进。
有专家建议把万能螺杆装在取芯筒后面，可以边控制轨迹边取芯。技术专家否定了这一提议，他们认为钻进中扰动取芯筒，会破坏岩芯的完整性，容易卡芯、堵芯。最终，考虑到取芯和轨迹控制的矛盾点，技术团队大胆创新，在国内首次提出新的工作思路——取芯不定向、定向不取芯。
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，取芯收获率达99.36%。之后，成功取芯的每一口井都验证了新思路的正确性。
直井、大斜度井、水平井
不断挑战极限
“以后在直井取芯，连续10筒我们都能搞定。”说起压后取芯，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，江汉油田油气产能建设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芯钻井技术，形成了压后缝网区连续取芯配套工艺技术，在全球遥遥领先。
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芯后，他们就把目光聚焦到了大斜度井。焦页66-检1井、检2井、检3井、检4井是4口大斜度取芯井，井斜达到66度。井斜越大，意味着岩芯更易断、易堵。
在大斜度井取芯过程中，技术人员创新研发了内筒扶正器，可保持取芯内筒居中状态，减少对岩芯的扰动，从而保持岩芯压后的原始状态，并采用高效取芯钻头等，有效提高了页岩压裂改造地层岩芯收获率。
江汉油田还创新取芯井筒利用模式，首次采用“四井合一”的新方式，只需打一次井眼，就能完成4口井的取芯任务，可节约几千万元成本。“我们在焦页66-检2井取芯后，分别侧钻3次，高效完成了焦页66-检1井、检3井、检4井取芯，这是国内页岩气井首次完成单眼四井取芯任务。”林安国介绍，4口井累计取芯进尺764.5米，取芯长度760.63米，岩芯收获率达到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”大斜度井的取芯经验， 技术人员又开启水平井压后取芯的攻关之路。“水平井要躺着取芯，进芯阻力非常大，重力下垂导致取芯筒外筒干扰内筒，岩芯易碎。”代永波说，“取芯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芯井——焦页66-检5井，目的是通过多种取芯方式，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井设计取芯段266米、设计水平段1957米。针对取芯工具组合难下入、取芯工具内筒不居中等问题，技术人员优化取芯钻具组合，缩小扶正器轴承间隙，在提高取芯内筒居中度的同时，增强取芯钻进的工作稳定性，并采用含有微纳米封堵材料的页岩水基钻井液，有效解决了压裂区取芯易垮塌的难题，同时优选取芯筒内筒材质，增加光滑度，减少进芯摩阻。
创新永无止境。技术人员持续探索工程极限，采用“六筒连接”取芯方式，形成了钻井长筒取芯技术。为保障施工顺利进行，江汉油田成立页岩气井压后钻井取芯现场技术团队，全程驻井跟踪指导，统一管理取芯工具准备、钻井液性能调控、复杂轨迹控制、取芯参数优化等工作。现场人员精细操作，高效完成取芯、割芯、出芯及地面切割、含气测试、数字扫描等任务，确保取芯安全、出芯顺畅、切割完整、资料准确。
最终，焦页66-检5井在水平段连续取芯进尺达240.2米，水平段芯长239.82米，水平段单次长筒取芯最长达53.7米，刷新单平台压后取芯总进尺最长、单井水平段连续取芯进尺最长、水平段芯长最长、单次水平段长筒取芯进尺最长、水平段取芯平均收获率最高等5项钻井纪录。
“在同一井眼开展水平钻井取芯工艺试验的基础上，我们又下入生产套管，以达到采气目的，首次在页岩气井中实现了一井取芯、采气双用。”林安国介绍。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”地下资源打下坚实基础。