10月17日，西南油气田公司传来捷报：泸201H3-1井顺利完井，标志着公司首个内部科研生产创新联合体钻井提速示范工程圆满收官，为页岩气高效开发注入新动能。

此次示范工程中，西南油气田公司以“协同创新”为核心，工程技术部统筹，工程技术研究院主导，联合开发事业部和四川页岩气公司，创新构建科研生产一体联动钻井提速模式，组织实施泸201H3平台4口井，最终不仅刷新泸州中区最短钻井周期、最快机械钻速等多项钻井纪录，还形成泸州中区钻井提速技术和管理模版，实现科研生产的互利共赢，为页岩气革命筑牢根基。

协同攻坚筑基础

提升队伍装备“硬实力”

深层页岩气钻井周期长、技术复杂度高一直是行业待解问题，为破解这一难题，公司以泸201H3平台为载体，深挖内部优势资源，发挥工程技术研究院方案设计、现场实施、实验评价、监督检测一体化技术主导，联合开发事业部钻井优化中心一体化技术把关、四川页岩气公司地质工程一体化导向优势，联合开展公司首个内部创新联合体钻井提速示范工程。

其中，要实现钻井提速，队伍与装备的“硬实力”是前提。

因此，公司先是对钻井队伍施工能力开展综合评估，从装备、队伍、管理及作业水平多维度测评，并对钻井队伍实施问题整改销项管理，开钻前完成全部问题整改。

同时，依托工程技术研究院全业务链优势，持续开展队伍技术、管理、井控能力提升培训，确保队伍与装备达到提速作业条件，为后续施工打下坚实基础。

定制方案破难题

精准匹配地质“提速需求”

钻井提速，技术方案是关键。公司组织工程师精细分析地质条件与区域实钻情况，深挖提速潜力，推行“一段一策”定制提速方案：精细预测全井筒三压力及缝洞体展布，统筹钻井提速和复杂防控，优化平台井身结构设计；开展难钻地层抗压强度、可钻性指数、研磨性等指标量化评估，指导钻头冠部形状、布齿密度及齿形等个性化定制，钻头综合性能提高30%以上；根据地层性质、待钻轨迹定向需求，优选大扭矩螺杆型号及参数配置，基于钻头-螺杆-地层匹配的优化钻井参数，同步细化钻井提速及复杂预防技术措施，实现技术方案与地质条件的精准适配。

动态优化提效率

地质工程“协同提速”

钻井作业全程，“动态优化、实时适配”是撬动效率突破的核心引擎。

实施过程中，公司推行地质工程一体化机制，精细开展缝洞体钻前预测及过程迭代，地质工程师随钻地层对比分析，识别地质风险22个，动态优化井眼轨迹及技术措施；利用钻井优化分析软件，开展钻柱力学、摩阻扭矩及水力学模拟分析，形成起钻、下钻、钻进三种工况400余张分析图板，出具措施优化建议287余份，实施动态优化；根据岩性特征、实钻表现、造斜规律等总结分析，逐步优化定型各层段钻头、螺杆选型及钻具组合设计；开展钻井液材料抽检40类及龙马溪组地层适配粒度、钻井液封堵性等实验评价96套次，优化钻井液材料加量及性能调控，确保入井质量；“优中选快”锁定“双甜靶体”，精准地质工程一体化导向，钯金靶体钻遇率均大于90%。

闭环管控保质量

全流程“护航”提速作业

高效提速离不开严密的管控机制。公司推行“前端-后台”联合早会制度，共同研讨制定优化措施，确保技术决策及时、科学、精准；组建现场实施组，对钻工具、井控、钻井液、固井等关键环节实施全过程技术把关，落实专人负责保障钻井质量及井控安全，实现全井零故障；工程技术监督中心优选技术过硬、责任心强的日费制监督，强化现场组织和风险管控，确保技术措施落地见效。

一系列亮眼的工程数据，直观印证了这套创新模式的显著成效：泸201H3平台4口井平均井深达6685米，平均水平段长2010米，在深层页岩气开发中实现效率突破——平均钻井周期85.53天，较区域平均周期缩短14.88%；平均机械钻速9.00米/小时，较区域平均水平提升15.68%，两项核心指标均创泸州中区纪录。

更令人振奋的是，平台单井作业中涌现多项技术突破：泸201H3-4井采用“一趟钻”工艺钻穿嘉陵江～韩家店组顶，趟钻进尺达1411米，打破泸州中区该层段最高趟钻进尺纪录；5月22日该井四开作业阶段第二趟钻实现1879米进尺，创当时泸州中区四开进尺最长纪录，平台累计刷新7项钻井技术指标纪录，彰显技术创新的强劲动力。

此次示范平台的成功，不仅实现了科研与生产的深度融合、互利共赢——科研成果快速转化支撑现场生产，生产需求又进一步拓宽技术人员思路、明确攻关方向。同时，更打造了可复制、可推广的 “三大示范”：模式示范、技术示范、管理示范。

不仅如此，还优化升级了地质工程一体化预测优化、多层系软硬交错地层一趟钻提速、造斜-水平段“高温旋导+地面降温+欠平衡”钻井等技术，培养了一批既懂科研又懂生产、既懂技术又懂管理的复合型人才，为西南油气田公司后续钻井作业积累了宝贵经验、夯实了发展根基。