【摘 要】
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四川盆地外缘的页岩气储层的压力系数为0.90~1.20,属于常压页岩气储层,采用高压页岩气的钻井技术进行开发,单位产气量成本高,难以实现经济开发。为此,在分析常压页岩气与高压
【机 构】
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中石化华东石油工程有限公司安全环保处,中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院,中石化华东石油工程有限公司六普钻井公司
【基金项目】
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国家科技重大专项“彭水地区常压钻井及高效压裂工程工艺优化技术”(编号:2015ZX05069-002);中国石化科技攻关项目“彭水区块页岩气水平井高效钻井技术研究”(编号:P13025)联合资助
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四川盆地外缘的页岩气储层的压力系数为0.90~1.20,属于常压页岩气储层,采用高压页岩气的钻井技术进行开发,单位产气量成本高,难以实现经济开发。为此,在分析常压页岩气与高压页岩气钻井差异特点的基础上,分别从井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液和固井工艺等方面探讨了降低钻井成本的技术,提出了将三开井身结构优化为二开井身结构,采用双二维模型设计井眼轨道、旋转导向技术控制二开井眼轨迹,使用低油水比油基钻井液,优化生产套管水泥返高等降低钻井成本的配套技术和措施,以期为实现四川盆地外缘常压页岩气的经济开发提供技术支撑。
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