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为进一步评价彭水区块页岩气资源潜力,落实页岩气单井产量,探索水平井钻井工艺技术的适应性,石化华东石油局近期在该区块开展了相关试验和研究,先后钻成彭页hf1井等4口水平井,取得了-的勘探开发效果,对页岩气水平井钻井完井有了更深入的认识。笔者结合4口井的钻井实践,分析探讨了彭水区块页岩气水平井钻井关键技术。钻井概况截至目前,彭水区块已钻成彭页hf1井、彭页2hf井、彭页3hf井和彭页4hf井等4口水平井,其中彭页hf1井为侧钻水平井。井均采用三开井身结构,主要目的层均为志留系的龙马溪组。为了防止上部灰岩井段出现井漏等复杂情况,并有效提高机械钻速,彭页2hf井、彭页4hf井一开和彭页2hf井、彭页3hf井、彭页4hf井二开均采用了气体钻井技术。彭页3hf井在一开钻进中,由于地层出水量较大,采用了常规钻井。在井眼轨迹控制方面,彭页hf1井、彭页3hf井和彭页4hf井都采用了旋转导向钻井技术,彭页2hf井采用了地质导向钻井技术。井都使用了油基钻井液钻进目的层井段,其中彭页2hf井和彭页3hf井使用了国产油基钻井液。井固井均采用了-弹性水泥浆体系,-了固井,满足了后期压裂的需求。在三开钻进中,4口井均出现了不同程度的井漏,油基钻井液漏失量较大,造成了较大的。关键技术及应用效果分析2.1气体钻井技术彭水区块上部三叠系、二叠系地层灰岩发育,漏失,前期在大冶组、吴家坪组等上部地层钻遇溶洞性漏失,钻井液失返,使用投石子、注水泥、狄赛尔堵漏等多种方法都效果不佳,如彭页1井彭页hf1井的导眼井堵漏耗时长达75d;该地层可钻性差,钻头选择困难,造成钻井施工投入高,机械钻速和生产时效很低,周期长、难度大、风险大;另外,彭水区块韩家店组和小河坝组地层造斜能力极强,前期钻井过程中,钻至该地层井斜角难以控制,其中彭页1井的井斜角达到16.1,完钻时井底位移达24.m。
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