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页岩气讲座课件

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页岩 讲座 课件
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月张德军页岩气是一种特殊的非常规天然气 。 是赋存于泥岩或页岩中的天然气 , 具有自生自储 、 无气水界面 、 大面积连续成藏 、 低孔 、 低渗 、 无天然裂缝等特征 , 一般 无自然产能或低产 。 页岩气资源储量丰富 , 但开发难度大 。 随着常规天然气的衰竭以及油气价格的上涨 , 以及开发技术的进步 , 页岩气已逐渐成为开发的热点 。常规资源非常规资源重油、油砂、页岩油、页岩气、煤层气、致密砂岩气、盆地中心气等需要新技术天然气水合物与其它更低品位资源截止线是变化的(基于油气价格的变化)常规油气资源(易开发的只占小部分)目前逐渐衰竭非常规油气资源(大部分储量开发较困难)(日益成为开发热点)难点分析二壳牌页岩气钻井情况四 川庆页岩气钻完井情况三国内外页岩气钻井现状分析一下步工作方向五6× 1012接近常规天然气资源储量 , 资源价值 、 社会价值巨大 。一、国内技术现状国内外页岩气钻井现状分析我国三种天然气资源对比图我国页岩气开发还处于探索阶段 , 仅四川 、 松辽 、 伊通盆地有几口井开始试气 , 初产在 1000立方米左右; 目前国内页岩气藏开发还存在单井产量低 , 生产周期长 , 产量递减快 , 资金回收慢等问题 , 阻碍了页岩气藏工业化开发步伐 !永川区块的页岩气项目正式启动;同时 , 西南油气田分公司在威远 、 长宁等地区大量部署页岩气勘探开发井位 , 并进行了 5口井 的先导性试验 。国内外页岩气钻井现状分析四川盆地寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组 页岩地层中蕴藏有丰富的页岩气资源。据初步估算,两个组的页岩气资源就可以和整个四川盆地的常规天然气资源总量相媲美。我国页岩气分布图井号 井深 m 出露层 目的层 井身结构 纯钻时间 % 复杂时间 % 平均钻速 m/h 钻井周期 01 2840 嘉五 筇竹寺 三开三完 44 5 01823 嘉五 龙马溪 二开二完 31 32 11 01 2560 嘉四 龙马溪 三开三完 39 6 06 1920 罗汉坡 筇竹寺 三开三完 41 2 03 2425 嘉二 龙马溪 三开三完 33 5 外技术现状国内外页岩气钻井现状分析112 126149 174186 001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 200901002003004005006007008009001000天然气产量 页岩气产量美国天然气与页岩气产量 × 108009年 页岩气产量达到了 878× 108占到了天然气年产量的 14%左右 , 超过2009年我国常规天然气的年产量 ( 108。全球对页岩气的开发并不普遍 , 仅美国和加拿大在这方面做了大量工作 。其中 , 美国已进入页岩气开发的快速发展阶段 , 加拿大商业开采还处于起步阶段 。 美国页岩气开发有 80多年的历史 , 参与的石油企业从 2005年的 23家发展到 2007年的 64家 , 页岩气产量也逐年提高 。1981~ 1985年 , 主体技术为直井 、泡沫压裂 、 氮气辅助; 1985~ 1997年 , 主体技术为直井 、 胶联压裂 、 氮气辅助 、降滤失剂 、 表面活性剂 , 1998~ 2003年 , 主体技术为直井 、 清水加砂压裂;2003~ 至今 , 主体技术为水平井 、 清水压裂 。国内外页岩气钻井现状分析1981- 1985年1985- 1997年1998- 2003年2003直井、泡沫亚裂、氮气辅助• 为直井、胶联压裂、氮气辅助、降滤失剂、表面活性剂• 主体技术为直井、清水加砂压裂• 水平井、清水压裂美国岩页气开发的技术历程外钻井方式随着 2002年 口 业界开始大力推广水平钻井 , 水平井已然成为页岩气开发的主要钻井方式 。 根据美国 水平井最终评价的开采储量是直井的 3倍以上 , 成本只相当于直井的 此外页岩气井初始产量与最终总产量也有很大关系 。国内外页岩气钻井现状分析稳定产量 14000m3/生产寿命长达 30~50年 的钻井模式 , 即钻探 2口水平井 , 间隔 152~ 305m, 并且同时压裂两口井 , 取得了较好的测试效果 。北美 “ 钻井模式与常规垂直钻井模式对比国内外页岩气钻井现状分析 每井组一般 3~ 6口水平井 , 水平段长一般 1000~ 1500m, 两水平井之间井距 150m;井眼轨迹设计为 “ 勺型 ” 井眼 , 以实现尽可能大的水平段长度和储层接触面积 , 水平段微微上翘 , 便于排水 , 采用伽马 +页岩气藏“勺型”井眼水平井眼设计国内外页岩气钻井现状分析77793718361685191821391774244520061863106160%56%47%35%22%19%11%9%8%3%0500100015002000250030001999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 20090%20%30%40%50%60%70%80%90%100%钻井井数( 口)水平井比例( % )美国 井小型交联凝胶或泡沫压裂 、 直井大型交联凝胶或泡沫压裂 、 直井减阻水力压裂 与 水平井水力压裂 等多个阶段 , 增产效果逐步提高 , 充分显示了压裂技术对增产的重要作用 。压裂新技术对改善 产时间 产量( 104备注氮气泡沫压裂 12年 50大型凝胶压裂 0 关井两年后压裂水力压裂 测试产量 210 关井两年后压裂截至 2007年底,这口最初被认为无经济价值的页岩气井累计产气量已达 104外完井方式 800~ 100000万美元 , 而产量是垂直井的 3倍左右 。 目前 85%的页岩气开发井为水平井 +多段压裂 , 多段压裂可以获得更多的裂缝 , 从而产生更多的泄流通道;美国新田公司在 ~ 7段式压裂 ,增产效果显著; 4段压裂 。井名 压裂段 最大初始产量 (104m3/d) 最大最终产量 (104m3/d) 32 0段压裂裂缝示意图国内外页岩气钻井现状分析(1)、水平井 +多段压裂技术的大规模成功应用清水添加适当的减阻剂 作为压裂液来替代通常使用的凝胶压裂液 , 可以在不减产的前提下节约 30%的成本 , 在低渗透油气藏储层改造中取得很好的效果 , 采用清水压裂获得的产量是采用凝胶压裂产量的 清水压裂技术与凝胶压裂技术产量对比国内外页岩气钻井现状分析采用水基压裂液技术后 , 特别是 1990年底以前完成的气井 ) 重新实施了增产措施 , 极大地提高了采收率 , 增幅有时可达 2倍或更高 。(2)、清水压裂技术 ( 通过同时对两口 ( 或两口以上 ) 的井同时进行压裂 , 采用使压力液及支撑剂在高压下从 1口井向另 1口井运移距离最短的方法 , 来增加压裂缝网络的密度及表面积 。 目前已发展到 3口 、 甚至 4口井间同时压裂 。国内外页岩气钻井现状分析压裂后,页岩储层中简单的裂缝系统可能会因为原地应力和应力方向的不同而行成复杂裂缝系统。这种裂缝系统极大的扩大的接触面积,对于页岩气中的吸附气和自由气的释放起到很好的作用。裂缝系统的复杂性(3)、同步压裂技术 (难点分析二壳牌页岩气钻井情况四 川庆页岩气钻完井情况三国内外页岩气钻井现状分析一下步工作方向五如四川盆地的页岩气藏埋深要比美国深 , 美国的页岩气层深度在 800~ 2600m, 而四川盆地的页岩气层埋深在 1500~ 3500m。 页岩气藏埋深的增加无疑在我们本不成熟的技术上增添了难度 。 此外还存在较多工程难点: 地层出露老 、 可钻性差 , 机械钻速慢 , 单只钻头进尺少; 上部地层出水 、 下部地层井漏 , 气体钻井受到限制 , 治漏花费大量时间; 井壁失稳导致井下复杂 , 纵向上孔隙 、 裂缝发育; 国内页岩气藏大延伸水平井固井和 增产改造技术 技术尚无先例 。美国 钻井设备简化与规模化开采 模式难以照搬早期 20050075050运性好双缸泵 1000600在地层稳定问题改进泥浆,仍存在地层稳定问题油基泥浆,克服了地层稳定问题井队班组人员 4式井组,最大井组 14口井造斜率10° /300° /3000000术配套及指标情况 技术的改进 , 水平井钻井周期由 2005年的 30天缩短到了 2009年的 17天难点分析~ 5英亩(约8000~20000 每个井场 4~ 8口井; 在允许的条件下可钻 12~ 16口井。井场分布方案 1 井场分布方案 2难点分析四川盆地的页岩气钻经层位含硫化氢 ,需探索简化钻井设备的可行性 。 四川盆地只能因地制宜修建井场 , 难以照搬美国每开批钻的模式 。钻经地层含有硫化氢四川盆地页岩气井场地势起伏井号 层位 g/井号 层位 g/ 5 茅口组 72 罗汉坡 茅口组 42 洗象池组 8 茅口组 78 洗象池组 00 茅口组 65 洗象池组 16 茅口组 寒 1 遇仙寺 5 茅口组 寒 1 罗汉坡 川盆地威远、长宁构造上部地层易斜序号 测深( m)井斜( º)方位( º)垂深( m)北坐标( m)东坐标( m)狗腿度(º /30m)闭合距( m)闭合方位( º)1 01井直井段,特别是进龙潭地层后,井斜增长快,钻进至井深 1135斜已达 ,为下部井眼轨迹控制带来一定难度。钻具组合: 钻井参数:钻压 20~ 30数 90量 35l/s。难点分析霞含黄铁矿 、 燧石结核 , 罗汉坡~筇竹寺含石英 、 燧石 , 软硬交错严重 , 可钻性差 , 钻速普遍较低 。 威 201井茅口组 → 罗汉坡 → 遇仙寺 → 九老洞井段使用 牙轮钻头 16只 , 平均 机械钻速 h。 宁 201井出露地层老 , 岩性致密 、 坚硬 , 可钻性差 , 牙轮钻头机械钻速低 ,表层仅为 h。 茅口组含礈石 、 黄铁矿 , 探索了 使用不理想 。 宁 203井出露地层老 , 用 φ 660牙轮钻头钻进可钻性极差 , 机械钻速极低 ,0~ h。 二开 牙轮钻头 空气钻平均机械钻速仅 h。3、地层出露老、可钻性差,机械钻速慢,单只钻头进尺少难点分析潭、大乘寺及龙马溪等层位井壁垮塌严重1)龙潭铝土质泥岩极易水化膨胀,引起垮塌。抑制能力 (100℃ × 威 201井筇竹寺组岩芯宁 201井龙马溪组岩芯威 201井龙马溪组岩芯难点分析岩地层岩性硬脆、层理发育,且存在一定垮塌周期,因此,在钻井过程中极易出现垮塌。页岩地层层理结构图难点分析0 40 50 60 70 80筇竹寺脆性指数龙马溪 页岩性脆 —— 容易出现掉块和破碎性垮塌。龙马溪组和筇竹寺组的平均脆性特征参数值分别为 46和 55。筇竹寺龙马溪难点分析敏感性——威 201筇竹寺岩心的 页岩对流体敏感性强 —— 水基钻井液长时间浸泡易导致页岩膨胀,出现垮塌。难点分析01 并逐步提高钻井液密度 , 但在龙潭和龙马溪页岩层段仍然存在井壁垮塌 , 高密度段塞举出垮塌物约 35潭铝土质泥岩垮塌物龙马溪底部黑色页岩龙马溪上部灰绿色页岩龙潭组井径测试曲线扩大率 108%扩大率 93%难点分析层等多个层位存在有进无出漏失,个别层位气体钻产水。井号 地层层位 密度g/失量 大漏速 m3/01 雷一 700 失返威 79 雷二~嘉四 返威 42 须一~嘉五 返威 40 雷二~嘉四 677 失返威 64 嘉五 449 失返威 67 嘉五 返威 74 须一~飞仙关 返威 79 雷二~嘉四 返威 65 嘉五 16 须家河~嘉五 返威 001一~嘉四 480 失返威 201 嘉三~嘉二 返长宁 、 威远区块表层井漏统计难点分析m) 层位 密度 (g/工 况 漏失 潭 进 油基 二 进 油基 次浓度 10%起,倒划眼至井深 2232m,密度 泵 , 出口失返 油基 动钻具,起,倒划眼至井深 2184m,密度 泵,出口失返 油基 动钻具,井浆加入 10%随钻堵漏剂,起,倒划眼至井深 2167~ 2021m,多次发生蹩泵,出口间断失返 油基 动钻具,钻至 2781m,阻卡严重,倒划眼 2732m,其间多次蹩泵,出口间断失返 油基 动钻具,井浆加入 10%随钻堵漏剂,起,倒划眼至 度 泵,出口间断失返 油基 动钻具,起,倒划 2382~断发生蹩泵,频繁出口失返 油基 动钻具,钻,划眼至 口间断失返 油基 动钻具,划眼至井深 提钻具遇卡,出口失返 油基 动钻具,井浆加入 10%随钻堵漏剂,解除蹩泵井漏停止504 ~ 霞组 环加重钻井液累计漏失 136,其中水基 72 采用桥浆、 3马溪 环、重浆举砂清洁井眼 油基 环观察或加入随堵后逐渐停止威 201深 (m) 层位 产水情况宁 203井150 嘉一 38m3/h,转成雾化钻井647 飞一 出水量 14m3/h,转成雾化钻至 736m(龙潭 ),遇阻替泥浆宁 201井 273 嘉三 出水量 60m3/h,转成雾化钻井,龙潭发生垮塌,并导致阻卡宁 206井 477 洗象池 出水量 40m3/h ,转换为无固相钻井液威 201三 出水量 120m3/h,仙关 出水量 60m3/h,转换为无固相钻井液威 201四 充气钻进出水 20m3/h,不充气井漏2310 遇仙寺 出水量 h ,转换为油基钻井液威远、长宁主要产水情况难点分析)、 威 201山组地层埋深变异大 , 地层倾角不确定 , 给下部井眼轨迹控制带来较大难度 。(2)、 龙马溪储层地层倾角变化大 , 储层跟踪钻进具有一定难度 。井段 (m) 地层倾角 (º) 井段 (m) 地层倾角 (º)0~ 0~ 层岩屑 电测分层斜深(m)斜厚(m)垂深(m)垂厚(m)斜深(m)垂深(m)斜深(m)垂深(m)栖一 373 46 1360 40 1342 341 417 44 1395 35 1386 388 424 7 1400 5 1396 392 层疏松,井壁容易形成台阶龙马溪页岩地层疏松 , 可钻性好在划眼过程中极易形成台阶甚至新井眼 ,威 201 井深 短起至 1385 下钻在 1460采用低转速 、 小排量泵送无法通过 , 分析形成了新台阶 , 后采用专用工具破除台阶后下导向组合得以通过 。难点分析眼清洁困难 油基钻井液的高温低剪切速率粘度和动塑比低 , 携砂能力差 。 威 20104~ 625m、 850~ 1025m、 1440~ 1600 大肚子附近环空返速低 , 携砂能力大大降低 。 水平段长 , 加上钻头 、 螺杆及井下随钻仪器等的影响 , 井下循环压耗大 , 限制了循环排量的进一步提高 。 采用井浆循环 , 井下岩屑无法有效带出 , 只能频繁采用  在大斜度井段 1440~ 1550m ( 井斜 45° ~ 70° ) 附近 , 砂床严重 , 但由于地层疏松 、可钻性好 , 不宜在此段进行重浆举砂作业 , 对该井段的井眼清洁作业带来一定难度 。 重浆举砂过程中 , 由于重浆携带的岩屑浓度过大 , 加上重浆流经大肚子段时的 “ 抽吸” 作用 , 使大肚子内的岩屑大量返出 , 堵塞环空流道并频繁蹩停顶驱 , 卡钻风险极大 , 井眼清洁存在较大难度 。难点分析井难点井眼清洁难(椭圆形井眼、水平段岩屑自重下沉、油基泥浆);套管居中难(水平段套管自重贴边、偏心);提高顶替效率难度大(套管偏心、油基泥浆清除、顶替流态、窜槽);Ⅰ 、 Ⅱ 界面胶结强度不易保证(界面清洗、润湿反转);水泥浆及水泥石性能要求高(沉降稳定性、析水、水泥石渗透率、水泥石强度、韧性、抗冲击能力)。难点分析难点分析二壳牌页岩气钻井情况四 川庆页岩气钻完井情况三国内外页岩气钻井现状分析一下步工作方向五牌项目概况2009年 12月 , 中国石油与 顺 — 永川区块 的页岩气项目正式启动 。地层 底界垂深( m)侏罗系1) 凉高山2) 大安寨3) 马鞍山4) 东岳庙5) 珍珠冲269三叠系须家河 592嘉陵江 1134飞仙关 1499二叠系长兴~龙潭 1947茅口~梁山 2015志留系韩家店~石牛栏 2422龙马溪 3088奥陶系五峰 3532临湘~宝塔组 3612壳牌富顺 口 —— 正在实施 计划 7月份实施 01井号 井深 m 出露 层 目的层 井身结构 纯钻时 间 % 非生产时间 % 平均钻速 m/h 钻井周期 577 沙二 龙马溪 三开 531 沙二 龙马溪 三开 m)井 名0369121518m/h)井 名纯钻钻速 开泵钻速2、钻井表现壳牌项目二开井段优选高转速高扭矩螺杆+优选 7刀翼 ),配合 马随钻导航实现单趟螺杆进尺在 1200高达到 1749m,平均机械钻速达 15m/h 。7刀翼 具质量控制 所有工具完全按照 所有入井工具严格按照 证井下安全。磷化处理 后孔结构 变径结构庆页岩气钻完井情况三国内外页岩气钻井现状分析一下步工作方向五提 纲口水平井和 6口直井 ( 包括 2口反承包井 —— 01、 。 钻井周期由第一口井 ( 威 201井 ) 的 威 201 , 平均机械钻速由 h。井号 井深 m 出露层 目的层 纯钻时间 % 平均钻速 m/h 取心进 尺 m 钻井周期 01直井 2840 嘉五 筇竹寺 44 63 01直井 2560 嘉四 龙马溪 39 7 06直井 1920 罗汉坡 筇竹寺 41 0 03直井 2425 嘉二 龙马溪 33 08 井 3577 沙二 龙马溪 31 531 沙二 龙马溪 01平井 2823 嘉四 龙马溪 31 三开三完 ” , 采用无固相 /聚磺钻井液体系 。一 、 直井钻井简况威 201 宁 201 宁 203 宁 206川庆页岩气钻完井情况深 m 出露层 目的层 开 /完钻日期 纯钻时间 % 复杂时间 % 平均钻速 m/h 钻井周期 01 2840 嘉五 筇竹寺 4 5 01 2560 嘉四 龙马溪 9 6 03 2425 嘉二 龙马溪 3 5 06 1920 罗汉坡 筇竹寺 1 2 577 沙二 龙马溪 1 未划分 表层钻进井漏、等水; 茅口、栖霞组井漏复杂; 取心井段长、用时多; 地层可钻性差,采用牙轮钻头。 嘉陵江、飞仙关地层产水,限制了气体钻;川庆页岩气钻完井情况 威 20101011年 1月 10日开钻 、 2月 13日钻至井深 钻井周期 平均机械钻速 h。 3月 25日完成固井作业 , 完井周期 74天 。 机械钻速是同构造威 201井同层段的  定向钻井周期 进尺 557m, 进尺和时间均占全井 20%) 。 实现  运用 储层钻遇率 100%。川庆页岩气钻完井情况质分层及井身结构川庆页岩气钻完井情况井液工艺龙潭组为预防龙潭地层垮塌,于井深 850钻进中因液相侵入泥页岩引起力学失稳仍造成剥落坍塌,通过及时调控钻井液性能,较短时间内恢复井壁稳定。威远地区其它井,龙潭组普遍密度达到 g/井使用 下钻无挂卡、龙潭取心顺利,进入龙马溪顶部电测顺利。龙马溪页岩为预防龙马溪页岩垮塌,采用密度为 至 1856取了一些列措施:⑴ 及时调整泥饼质量,降低滤失量( ﹤ 1⑵ 增加沥青封堵剂加强对页岩微裂缝封堵, 10%;⑶ 调整液相活度杜绝钻井液水相侵入地层,页岩岩石活度为 持钻井液水相活度为 针对垮塌发生及时调整和预调钻井液密度。川庆页岩气钻完井情况水平段钻井液密度调整⑴ 为防止龙马溪底部页岩垮塌,调整钻井液密度至 钻至井深 1987 重浆举砂返出大量中粗 ( 5~ 10颗粒岩屑 , 疑为井内未正常返出的钻屑 , 即加强短程起下钻和重浆举砂 , 同时调整钻井液密度至 钻至井深 2611 经重浆举砂返出大量块状 ( 5~ 7页岩垮塌物 , 发现龙马溪储层页岩已发生垮塌 , 调整钻井液密度至 在后续作业中为提高井眼稳定性和加强井眼清洁 , 钻井液密度由 经承压堵漏作业后 , 钻井液密度  流变性通过试验调整钻井液高温性能 , 提高钻井液高温低剪切速率粘度和动塑比 , 70℃ 温度下 Φ6/Φ3由 4/210/8动塑比由 井口钻井液返砂有较大改善 , 实现了钻井液常温及高温流变性优控 , 逐步解决了油基钻井液高温粘度急剧下降问题 , 提高了大斜度水平井段钻井液的携砂能力 。 高密度油基钻井液密度 段塞重浆密度达到 为充分清洁井下垮塌提供了保障 。川庆页岩气钻完井情况段(m) 层位 体系密度(g/井段 0~ 五 坂土浆 井段 ~ 嘉三 空气 出水 120m3/h~ 飞四 无固相 四~二 空气 出水 60m3/h~ 飞底 无固相 潭 潭泥页岩垮塌取心 ~ 潭~茅二 龙马溪 马溪页岩垮塌~ . 32~ 防龙马溪底部垮塌~ 现中颗粒黑色页岩~ 砂发现龙马溪底部大块页岩~ 起阻卡严重,上提密度至 理垮塌物全井分段钻井液川庆页岩气钻完井情况眼轨迹川庆页岩气钻完井情况头尺寸 (项目 井段(m) 段长(m) 纯钻(h) 复杂 (h) 平均钻速 (m/h) 用时 (d) 累计(d)一开 ~ 井 504 井 1135 631 1692 557 63 12 井 段时效川庆页岩气钻完井情况)探索形成了页岩气物探采集处理解释评价技术1、 形成了一套页岩气地震勘探的采集技术 (表层结构调查技术 、 激发接收参数优选技术 、 观测系统测试技术等 ), 可获得高分辨率 、 高信噪比的地震资料 。长宁二维地震施工设计图威远三维地震施工设计图三 、 川渝气田取得的初步成果川庆页岩气钻完井情况成了页岩气低信噪比地震资料精细处理综合配套技术,获得了高品质地震剖面。长宁地区新老剖面对比步形成了页岩气区带地震评价技术,提高了优质页岩区域分布的预测精度。川庆页岩气钻完井情况地震地面监测采集技术的试验与应用取得了初步成效。初步解释结果表明:已实施压裂的三层页岩都形成了一定规模的体积裂缝 , 其中 威 201筇竹寺规模最大 ,威 201龙马溪形成的规模最小 。威 201筇竹寺组地面微地震监测结果 威 201龙马溪组地面微地震监测结果10001龙马溪组地面微地震监测结果13001)身结构优化根据威远 、 长宁构造的地质特征和复杂情况 , 为有效控制成本 、 减少风险 、 缩短周期 , 井身结构从直井的三开结构简化为水平井二开结构 , 再进一步优化为井眼尺寸相对较小的水平井三开非标结构 。二开二完 三开三完 非常规井身结构川庆页岩气钻完井情况密度 +充气钻井技术威 20101间断充气钻井 , 克服了威远地区普遍存在的表层钻进井漏 、 等水 、 难以实施连续作业的问题 , 同比邻井节约钻井周期 6天以上 。3、丛式井组上部地层防斜打快技术根据丛式井组防碰需要 , 采用 螺杆 + 解决了威远地区上部长兴 、 龙潭地层易斜问题 , 井斜得到了有效控制 , 钻井速度也得到较大提高 , 威 2010m/h, 同比邻井威 201井同层段 ( 6m/h) 提高了 80%。川庆页岩气钻完井情况头优选技术试验应用个性化 成功穿越茅口 、 栖霞地层 , 实现二开全过程 获得 威 201h, 初步形成威远地区页岩气钻井钻头选型模式 。入井前 出井后川庆页岩气钻完井情况岩气油基泥浆配套技术 针对水平穿越页岩储层 、 井壁稳定性差的难题 , 威 201 探索了平衡岩石应力与化学抑制相结合的治理页岩垮塌钻井液技术 。 突出保护环境 、 保护储层 , 川庆钻采院在壳牌页岩气井阳 101井钻井液服务中 , 上部井段采用 下部井段采用合成基钻井液 , 所有处理剂都可生物降解 、 所有钻井液和钻屑都回收处理 , 实现了零事故 、 零复杂 、 零污染 。川庆页岩气钻完井情况@nt
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