涪陵頁巖氣田鉆井技術(shù)難點(diǎn)及對策

牛新明

(中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

國外頁巖氣鉆井技術(shù)的發(fā)展已有80多年的歷史，先后經(jīng)歷了直井、水平井、叢式井和叢式水平井的發(fā)展歷程。國外在頁巖氣水平井鉆井技術(shù)領(lǐng)域取得的重要進(jìn)展主要有[1-7]：1)集地質(zhì)導(dǎo)向、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向于一體的高造斜率導(dǎo)向鉆井技術(shù)；2)適用于頁巖地層和“造斜段+水平段”一趟鉆要求的個性化PDC鉆頭；3)適用于地區(qū)特點(diǎn)的工廠化作業(yè)模式和配套鉆機(jī)方案；4)有機(jī)鹽和無機(jī)鹽復(fù)合防膨技術(shù)。為滿足頁巖氣勘探開發(fā)需求，國內(nèi)在學(xué)習(xí)借鑒國外鉆井技術(shù)的基礎(chǔ)上，通過“嫁接移植”國外技術(shù)、集成配套現(xiàn)有技術(shù)以及研發(fā)重點(diǎn)技術(shù)等方式，初步形成了一套適用于我國頁巖氣地質(zhì)特點(diǎn)的鉆井技術(shù)，基本滿了頁巖氣井“打得成”的技術(shù)需求[8-18]，但與國外頁巖氣鉆井技術(shù)相比，鉆井周期長，鉆井成本高，與“打得好、打得快”的要求相比,仍存在較大差距。

為此，筆者分析了涪陵頁巖氣田鉆井面臨的技術(shù)難點(diǎn)，對解決該氣田鉆井難點(diǎn)的技術(shù)對策和攻關(guān)思路進(jìn)行了總結(jié)與闡述，以期為該氣田下一步鉆井技術(shù)攻關(guān)提供指導(dǎo)和借鑒。

1 涪陵頁巖氣田基本情況

涪陵頁巖氣田地處四川盆地和盆邊山地過渡帶，境內(nèi)以低山丘陵為主，橫跨長江南北、縱貫烏江東西兩岸。焦石壩區(qū)塊是該氣田目前勘探開發(fā)的主體區(qū)域，位于川東褶皺帶東南部，萬縣復(fù)向斜南揚(yáng)起端。焦石壩構(gòu)造主體為受大耳山斷裂控制的寬緩斷背斜構(gòu)造，北東向展布，發(fā)育北東向和近南北向2組斷層。該區(qū)塊鉆遇地層自上而下依次為：三疊系的嘉陵江組、飛仙關(guān)組，二疊系的長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組和梁山組，石炭系的黃龍組，志留系的韓家店組、小河壩組和龍馬溪組，奧陶系上統(tǒng)五峰組和澗草溝組；主要目的層為龍馬溪組和五峰組。主要建產(chǎn)區(qū)的出露地層為下三疊統(tǒng)的嘉陵江組，屬山地-丘陵地形和典型的喀斯特地貌。目的層埋深大于2 300.00 m，深層頁巖氣埋深超過了4 500.00 m。

2012年，位于焦石壩區(qū)塊的JY1HF井在上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組下部頁巖地層獲得20.3×104m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流，實現(xiàn)了涪陵地區(qū)海相頁巖氣勘探的重大突破[1-2]。2013年，優(yōu)選28.7 km2有利區(qū)域部署鉆井平臺10個，新鉆井17口，17口開發(fā)試驗井通過壓裂均獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，單井無阻流量(15.3～155.8)×104m3/d。2013年11月，中國石化批準(zhǔn)了涪陵頁巖氣田一期開發(fā)方案，共計部署面積262.7 km2，儲量1 951.1×108m3，實際動用面積229.4 km2，動用儲量1 697.9×108m3；計劃到2015年末部署63個鉆井平臺，完鉆253口井，平均單井進(jìn)尺4 623.80 m，計劃2015年末累計新建產(chǎn)能50×108m3。

2 主要鉆井技術(shù)難點(diǎn)

2.1 泥頁巖地層井壁穩(wěn)定性差

影響井壁穩(wěn)定性的因素主要有力學(xué)因素、化學(xué)因素和工程因素[8]。涪陵地區(qū)泥頁巖地層的非均質(zhì)性及各向異性突出，同時受地質(zhì)作用及成巖的影響，具有顯著的層理裂縫特征。鉆井過程中，在井底壓差、鉆井液與地層流體活度差等作用下，頁巖地層井壁圍巖的強(qiáng)度和應(yīng)力發(fā)生變化，誘發(fā)頁巖微裂縫擴(kuò)展延伸，從而影響井壁的穩(wěn)定性[1,8]。

涪陵地區(qū)泥頁巖層段的全巖及礦物分析顯示：礦物成分中石英、長石及碳酸鹽巖類脆性礦物含量超過50%，脆性較好；黏土礦物以伊利石、伊/蒙混層為主，二者含量大于60%；含有高嶺石及綠泥石，不含有吸水膨脹性蒙脫石，屬于硬脆性泥頁巖，但受混層礦物水敏性的影響，具有一定的水化分散特性。受構(gòu)造及成巖作用的影響，涪陵地區(qū)泥頁巖地層層理裂縫發(fā)育，具有顯著的力學(xué)各向異性,最為顯著的特點(diǎn)就是頁巖地層強(qiáng)度在不同方向上具有顯著的差異，當(dāng)層理裂縫面與井眼夾角為30°～60°時，頁巖地層強(qiáng)度相對最低(見圖1)，致使坍塌壓力明顯升高。

圖1 不同圍壓、不同層理面法線與取心方向夾角條件下的巖石強(qiáng)度Fig.1 Rock strengths under different confining pressure and variation with coring direction to the bedding

因為涪陵泥頁巖地層的這種結(jié)構(gòu)特征，導(dǎo)致涪陵地區(qū)鉆井過程中多次發(fā)生由泥頁巖垮塌造成的井下故障。如 JY10-2HF 井二開鉆進(jìn)志留系地層時發(fā)生井壁垮塌，被迫填井重鉆，浪費(fèi)鉆井時間20 d；JY1HF井二開鉆進(jìn)志留系地層時發(fā)生垮塌造成卡鉆，浪費(fèi)鉆井時間28 d。

2.2 水平井井眼軌道復(fù)雜

為最大限度減小井場數(shù)量、單井占地面積以及地面工程造價，提高頁巖氣整體開發(fā)效益，頁巖氣開發(fā)主要采用叢式水平井。叢式水平井井眼軌道與常規(guī)油藏水平井的井眼軌道存在顯著差異，主要具有以下特點(diǎn)：

大偏移距為保證單井控制儲量，各井水平段之間要有一定間距(國外井間距一般為300～500 m，涪陵頁巖氣田井間距約為600 m)。同時為滿足大型壓裂要求，水平段鉆進(jìn)方位要垂直或近似垂直于最大水平主應(yīng)力方向，這就要求各水平井的水平段處于平行或者近似平行的狀態(tài)，以上2點(diǎn)決定了頁巖氣叢式水平井的井眼軌道必然是大偏移距的三維井眼軌道。

大靶前位移為實現(xiàn)地下井網(wǎng)全覆蓋，多動用儲量，采用交錯式井網(wǎng)開發(fā)。涪陵頁巖氣田采用4井式井網(wǎng)(見圖2)，水平段長度為1 500 m，靶前位移超過800 m。

圖2 叢式水平井井眼軌道水平投影Fig.2 Horizontal projection of trajectory of horizontal well cluster in Fuling area

長水平段一般頁巖氣水平井的水平段越長，單井產(chǎn)能越大，儲量的控制和動用程度越高[1]，但是水平井段并不是越長越好，水平段越長鉆井難度越大，脆性頁巖垮塌和破裂等復(fù)雜問題越突出，單井鉆井和完井投資越大。同時，由于存在井筒壓差，水平段越長抽汲壓力越大，總體頁巖氣產(chǎn)量反而降低[19]。目前，北美地區(qū)頁巖氣水平井的水平段長度一般為1 000～2 000 m。如Fayetteville頁巖氣田水平井的水平段長度主要為1 500～1 650 m；涪陵頁巖氣田水平井的水平段設(shè)計長度一般為1 000～1 500 m，主要為1 500 m左右。

頁巖氣叢式水平井井眼軌道具有大偏移距、大靶前位移、長水平段的特點(diǎn)，因此與常規(guī)油氣藏叢式水平井相比，其軌道更為復(fù)雜，鉆井過程中摩阻和扭矩更大、工具面擺放與控制更為困難，鉆井難度也更大。

2.3 對生產(chǎn)套管強(qiáng)度和固井質(zhì)量要求高

頁巖氣開發(fā)需要對儲層進(jìn)行大型壓裂改造[1,9]，由于頁巖氣水平井的水平段較長、壓裂規(guī)模大、施工壓力高(見表1)、工藝復(fù)雜，因此對生產(chǎn)套管強(qiáng)度和固井質(zhì)量的要求高。涪陵焦石壩區(qū)塊已經(jīng)有多口井因完井質(zhì)量問題無法進(jìn)行壓裂施工。如 JY5-2HF 井，φ139.7 mm套管下深4 250.49 m，固井水泥返至地面，聲幅測井顯示固井質(zhì)量合格，完井后對套管柱試壓也合格，但在壓裂前對井口及套管試壓卻不合格，無法進(jìn)行壓裂。該井采用下堵塞器的方法對全井從上往下找漏，也未發(fā)現(xiàn)明顯的泄漏點(diǎn)，后期修復(fù)難度很大。

表1 涪陵頁巖氣井壓裂施工壓力統(tǒng)計Table 1 Fracturing pressure of shale gas wells in Fuling Area

2.4 建井周期長

北美地區(qū)經(jīng)過多年的摸索和積累，頁巖氣鉆井技術(shù)逐步趨于成熟，“工廠化”作業(yè)模式推廣應(yīng)用后，頁巖氣水平井的建井周期大幅度縮短、鉆井成本大幅降低。例如，美國西南能源公司Fayetteville頁巖氣田水平井的水平段長度從2006年的701.00 m增至2012年的1 473.00 m，而“造斜段+水平段”平均鉆井時間從2006年的18.0 d縮短至2012年的6.7 d；美國REX能源公司從2008年開始在Marcellus頁巖氣開發(fā)中應(yīng)用工廠化鉆井模式，1年內(nèi)鉆井成本降低50%。

國內(nèi)頁巖氣開發(fā)尚處于起步階段，配套的鉆完井技術(shù)不完善。涪陵地區(qū)除具有一般頁巖氣田的鉆井技術(shù)難點(diǎn)外，還普遍存在著上部地層溶洞發(fā)育、地層承壓能力低、易漏失，海相沉積地層流體分布復(fù)雜，部分地層巖性變化大，可鉆性差等問題。近期正在施工的位于斷層附近的 JY26-1HF 井，在鉆進(jìn)水平段過程中出現(xiàn)了“同層涌漏并存”的復(fù)雜情況。截至2013年底，涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊共計完鉆19口井，完鉆井平均井深4 204.00 m，平均垂深2 381.00 m，水平段平均長1 473.00 m，平均機(jī)械鉆速4.2 m/h，平均鉆井周期80 d，平均鉆完井周期93 d，與國外先進(jìn)水平和頁巖氣高效開發(fā)要求相比，鉆井周期和建井周期依然較長。

3 主要技術(shù)對策與建議

3.1 深化鉆井地質(zhì)特征精細(xì)描述技術(shù)研究

通過涪陵頁巖氣田前期鉆探實踐，已初步掌握了該地區(qū)的基本地質(zhì)特征：1)淺表地層溶洞、暗河發(fā)育，且分布無規(guī)律，鉆探過程漏失嚴(yán)重；2)上部三疊系地層存在水層，二疊系的長興組、茅口組、棲霞組地層局部存在淺層氣，水層和淺氣層均屬于低壓地層，水層和淺氣層(或含硫氣層)使部分鉆井提速技術(shù)受限；3)中下部志留系地層坍塌壓力與漏失壓力的差值較小，易發(fā)生井漏、井塌等井下故障；4)下部龍馬溪組地層底部頁巖氣顯示活躍，地層壓力異常；5)茅口組、五峰組等地層巖石硬度大、可鉆性差，跳鉆嚴(yán)重，機(jī)械鉆速低。復(fù)雜的地質(zhì)條件和較強(qiáng)的各向異性使該地區(qū)鉆井設(shè)計和高效鉆井面臨較大挑戰(zhàn)，且目前對地質(zhì)情況和規(guī)律的認(rèn)識尚不能完全滿足工程要求。因此，建議重點(diǎn)從以下幾個方面開展頁巖地層的鉆井地質(zhì)特征精細(xì)描述技術(shù)研究：

1) 加強(qiáng)上部地層出水、出氣規(guī)律的描述研究。綜合利用測井、鉆井、錄井等資料，對工區(qū)水層分布規(guī)律進(jìn)行精細(xì)描述，獲得地層出水量的橫向和縱向分布規(guī)律。根據(jù)地層出水、出氣預(yù)測結(jié)果優(yōu)化井位，合理選擇鉆井方式，提高涪陵氣田的開發(fā)速度。

2) 強(qiáng)化頁巖地層水化特征研究。通過分析頁巖理化特性及鉆井液與地層的相互作用，評價頁巖地層的水化能力，定量描述鉆井液對坍塌壓力及地層強(qiáng)度的影響，為鉆井液體系選擇和鉆井技術(shù)方案優(yōu)化及實施提供依據(jù)。

3) 加強(qiáng)頁巖地層壓力體系描述研究。通過建立頁巖層理裂縫地層的井壁穩(wěn)定性分析模型，較準(zhǔn)確地描述層理裂縫特征和水化對頁巖地層穩(wěn)定性的影響，有效提高地層壓力體系的預(yù)測精度，科學(xué)指導(dǎo)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化及鉆井液密度設(shè)計。

3.2 開展三維長水平段水平井井眼軌道優(yōu)化設(shè)計及軌跡控制技術(shù)研究

針對頁巖氣叢式水平井井眼軌道偏移距大、靶前位移大、水平段長、施工摩阻和扭矩大等技術(shù)難點(diǎn)，目前已初步形成了“直—增—穩(wěn)—扭—變增—平”六段制井眼軌道設(shè)計方法，提出了最佳扭方位井斜角區(qū)間，優(yōu)選了造斜和扭方位井段，應(yīng)用了國產(chǎn)大功率彎體螺桿和耐油定向測量工具，不斷完善了中深長水平段水平井軌跡控制等配套技術(shù)。建議今后還應(yīng)從以下3個方面開展井眼軌道設(shè)計優(yōu)化與軌跡控制技術(shù)攻關(guān)：

1) 基于地層自然造斜規(guī)律的三維井眼軌道優(yōu)化設(shè)計方法研究。在研究地質(zhì)特征分布規(guī)律基礎(chǔ)上，建立鉆頭與地層相互作用的力學(xué)模型和底部鉆具組合受力模型，得到不同地層條件下常用鉆具組合的自然造斜規(guī)律，并以降低摩阻和扭矩為目標(biāo)，優(yōu)化頁巖氣叢式水平井井眼軌道設(shè)計。

2) 三維井眼軌跡精確控制技術(shù)研究。深化研究三維井筒環(huán)境下的鉆具組合力學(xué)性能，認(rèn)識復(fù)合鉆進(jìn)條件下鉆具組合與地層的作用機(jī)理，掌握復(fù)合鉆井鉆具組合的增斜規(guī)律，綜合考慮特殊完井管柱和工具的可下入性技術(shù)要求，進(jìn)一步優(yōu)化增斜和穩(wěn)斜井段，合理匹配滑動/復(fù)合鉆進(jìn)程序和進(jìn)尺，盡可能提高復(fù)合鉆進(jìn)比例和定向鉆井效率。

3) 基于滑動導(dǎo)向的長水平段井眼軌跡控制技術(shù)。研制新型可變徑穩(wěn)定器、井下自動調(diào)節(jié)彎度定向短節(jié)等工具，優(yōu)選高溫螺桿、EMWD等工具儀器，探索應(yīng)用大彎角螺桿、降摩減阻裝置、軸向振蕩器等高效定向工具及配套技術(shù)，優(yōu)化鉆具組合，進(jìn)一步提高鉆具組合控制井眼軌跡的能力，形成低成本、高效率的長水平段水平井井眼軌跡控制技術(shù)。

3.3 持續(xù)開展鉆井提速技術(shù)研究

針對涪陵地區(qū)頁巖氣水平井鉆井周期長和機(jī)械鉆速低的問題，目前已研究形成了常規(guī)三級井身結(jié)構(gòu)、直井段清水鉆進(jìn)、PDC+螺桿復(fù)合鉆井、海相復(fù)雜硬地層高效鉆頭優(yōu)選等關(guān)鍵提速技術(shù)，優(yōu)化了全井段的測井技術(shù)和作業(yè)程序，成功探索了定向井段泡沫定向鉆井、水平段“一趟鉆”完成、山地“井工廠”作業(yè)模式等高效提速技術(shù)，整體鉆井速度得到了大幅度提高。建議下一步還應(yīng)開展以下4個方面的研究，進(jìn)一步提高鉆井速度和降低鉆井成本：

1) 研發(fā)長壽命耐油井下動力鉆具。由于涪陵地區(qū)頁巖氣水平井三開采用油基鉆井液，常規(guī)螺桿鉆具的橡膠件不耐油，壽命普遍較低(平均不到60 h)，嚴(yán)重影響了鉆井效率。一方面可通過改進(jìn)橡膠的配方，提高橡膠的耐油性能，研發(fā)長壽命的耐油螺桿；另一方面研發(fā)無橡膠元件的定向渦輪鉆具，替代螺桿鉆具。

2) 研發(fā)高效PDC鉆頭。針對茅口組和龍馬溪組地層的“濁積砂”以及五峰組地層可鉆性差、PDC鉆頭不適用、牙輪鉆頭機(jī)械鉆速低的問題，通過優(yōu)化PDC鉆頭的結(jié)構(gòu)，研制適用于上述地層的個性化PDC鉆頭，以提高機(jī)械鉆速。

3) 定向井段泡沫鉆井技術(shù)。在 JY13-1HF 井泡沫定向鉆井技術(shù)成功試驗的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步進(jìn)行該技術(shù)的實用性研究，不斷完善井壁穩(wěn)定技術(shù)、EM-MWD測量技術(shù)、定向鉆井技術(shù)以及泡沫配制技術(shù)等泡沫定向鉆井的4大關(guān)鍵技術(shù)，進(jìn)一步完善施工方案，提高大井眼定向鉆井速度。

4) “井工廠”鉆井技術(shù)。開展頁巖氣“井工廠”井眼軌道優(yōu)化設(shè)計、地面設(shè)備配套、地面井場布局優(yōu)化以及施工工藝流程優(yōu)化等研究，形成適用于涪陵地區(qū)復(fù)雜地表情況的“井工廠”高效鉆井作業(yè)模式，實現(xiàn)該地區(qū)鉆井的提速提效。

3.4 優(yōu)選鉆井液體系及其回收和鉆屑處理技術(shù)

目前涪陵地區(qū)二開定向段主要采用強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵性水基鉆井液體系，三開水平段采用油基鉆井液體系，油基鉆井液的油水比大致為80∶20。通過研發(fā)了高效乳化劑、流型調(diào)節(jié)劑和隨鉆堵漏劑等關(guān)鍵處理劑，成功解決了頁巖地層井壁失穩(wěn)問題。但鉆井液成本和后期鉆屑處理仍面臨較大壓力，急需開展以下技術(shù)研究：

1) 低成本油基鉆井液技術(shù)。通過優(yōu)選、綜合評價頁巖氣水平井油基鉆井液體系，進(jìn)一步降低油水比，開展現(xiàn)場性能維護(hù)及應(yīng)用工藝研究，形成適合涪陵地區(qū)的頁巖氣水平井鉆井液技術(shù)，降低鉆井液成本。

2) 油基鉆井液回收利用技術(shù)。優(yōu)選高性能封堵材料，提高油基鉆井液的封堵性能和防漏堵漏效果，完善地面回收處理設(shè)施建設(shè)，提高油基鉆井液的回收利用率。

3) 油基鉆井液鉆屑隨鉆處理技術(shù)。建議開展油基鉆井液鉆屑的微生物-氧化耦合處理技術(shù)、熱解析處理技術(shù)和化學(xué)清洗處理技術(shù)研究，形成可以滿足不同現(xiàn)場需求的油基鉆井液鉆屑處理技術(shù)。

3.5 完善套管強(qiáng)度設(shè)計方法和固井質(zhì)量評價方法

涪陵地區(qū)水平開發(fā)井全部為套管射孔完井。通過開展水平井固井技術(shù)攻關(guān)和配套，已研究形成了高彈韌性水泥漿體系、油基鉆井液高效沖洗液和長水平段水平井固井工藝技術(shù)，固井質(zhì)量不斷提高。但是，鑒于大規(guī)模高強(qiáng)度壓裂對固井質(zhì)量的高要求以及壓裂過程中對井筒完整性的擾動，為了不影響儲層改造最佳施工方案的實施和確保氣井的長期安全生產(chǎn)，建議還應(yīng)加強(qiáng)以下2方面的攻關(guān)研究：

1) 完善套管強(qiáng)度設(shè)計方法。頁巖氣水平井套管強(qiáng)度設(shè)計采用行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油氣田套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度設(shè)計》(SY/T 5724—2008)，但該標(biāo)準(zhǔn)沒有涉及大型壓裂對套管強(qiáng)度的要求。因此，應(yīng)綜合考慮頁巖氣水平井采用套管進(jìn)行大型壓裂、多段橋塞安全下入和連續(xù)油管作業(yè)等完井工藝對生產(chǎn)套管的特殊要求，盡快制定適用于頁巖氣大型壓裂作業(yè)的套管強(qiáng)度設(shè)計和試壓規(guī)范。以完井壓裂施工中的最高施工壓力作為套管強(qiáng)度設(shè)計實際有效載荷，建議頁巖氣水平井套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度應(yīng)大于或等于完井壓裂施工過程中最高壓力的1.25倍。

2) 建立適用于頁巖氣水平井的固井質(zhì)量評價方法。目前，固井質(zhì)量評價主要是參考行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《固井質(zhì)量評價方法》(SY/T 6592—2004)。該標(biāo)準(zhǔn)主要考慮了氣層與鄰層之間的水泥環(huán)最小封隔長度要求，未考慮后期大型壓裂改造對固井質(zhì)量的要求。若“甜點(diǎn)”井段固井質(zhì)量差，將直接造成該井段無法進(jìn)行射孔壓裂改造，從而影響頁巖氣井的產(chǎn)量。建議開展大型分段壓裂對固井質(zhì)量要求的分析研究，明確一個壓裂段內(nèi)固井質(zhì)量優(yōu)良率的最低限度，并以此為依據(jù)，對頁巖氣水平井水平段固井質(zhì)量進(jìn)行分段評價。

4 結(jié) 論

1) 泥頁巖地層井壁穩(wěn)定性差、三維水平井井眼軌道復(fù)雜，施工難度大、壓裂施工對生產(chǎn)套管強(qiáng)度和固井質(zhì)量要求高，部分井完井質(zhì)量不高、建井周期長、成本高是目前涪陵地區(qū)頁巖氣開發(fā)面臨的主要技術(shù)難點(diǎn)。

2) 與常規(guī)油氣藏叢式水平井相比，頁巖氣叢式水平井的井眼軌道具有橫向偏移距大、靶前位移大、水平段長的特點(diǎn)。因此，其井眼軌道設(shè)計與井眼軌跡控制難度大。

3) 通過借鑒國外頁巖氣高效開發(fā)鉆井技術(shù)成果，開展了涪陵地區(qū)“井工廠”優(yōu)快鉆井技術(shù)研究，通過在涪陵焦石壩區(qū)塊進(jìn)行試驗性應(yīng)用，初步形成了中深層頁巖氣開發(fā)建產(chǎn)的鉆井技術(shù)，但離技術(shù)的成熟配套和更大范圍的應(yīng)用，還有一定的差距。

4) 加強(qiáng)鉆井地質(zhì)特征精細(xì)描述、完善三維長水平段水平井井眼軌道優(yōu)化設(shè)計與井眼軌跡控制技術(shù)、研究與應(yīng)用鉆井提速新技術(shù)、優(yōu)選鉆井液體系、配套頁巖氣水平井套管強(qiáng)度設(shè)計以及固井質(zhì)量評價方法等是解決涪陵頁巖氣開發(fā)鉆井技術(shù)難點(diǎn)和大幅度提高開發(fā)效益的有效途徑。

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