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钻采工艺 | 古龙页岩油开发：如何优化钻井设计以应对地质挑战？

原文作者: 钻井人生 原文日期: 2024-08-05

关键词: 钻井, 钻完井, 完井, 测井, 录井, 固井, 测录井, 钻井液, LWD, 随钻, 旋转导向, 钻头, 振荡器, 密度, 井径, 元素, 压力, 监测技术, 页岩气, 控压, 钻机, 泵, 固控设备, MWD, 防窜水泥浆, 注水, 油页岩, 页岩油, 美国, Drilling, pressure, drill bit, drilling fluid, drill, while drilling, Cementing, well cementing, monitoring technology, Logging, temperature, shale gas, shale oil 学科主题: 完井::监测技术

摘要：

古龙页岩油与国内外陆相页岩油相比，陆相淡水沉积环境的青山口组黏土矿物体积分数较高，且多孔多缝，呈纹层状结构，易发生层间散裂、性脆，易吸水膨胀垮塌，独特的地质特性给古龙页岩油钻井带来了巨大挑战。针对钻井过程中容易出现井壁失稳、井漏、摩擦阻力大、钻井周期长等钻井技术难题，从平台井部署、井身结构、井眼轨道、提速技术、钻井液、固井等方面开展优化技术研究，创新采用了“双二维”轨道模型、“一趟钻”技术、油基钻井液、多级固井顶替等一系列新技术。结果表明：与GYP1井相比，试验区的平均钻井速度从11.44 m/h提高至27.75 m/h、水平段固井质量优质率从71.51%提升至86.27%，平均钻井周期从108.17 d缩短至26.82 d。研究成果为古龙页岩油实现储量动用最大化、施工效率最优化提供了强有力的技术支撑，也为古龙页岩油立体化、规模化、效益化开发奠定了基础，对推进中国陆相页岩油技术革命具有重要指导意义。

作者|杨智光潘荣山苑晓静常雷李继丰朱健军赵英楠邵帅

原题|古龙页岩油开发试验钻井设计优化与实践

来源|大庆石油地质与开发

引言

近年来，伴随着美国页岩油气革命，页岩油在国内外受到了广泛关注和高度重视。美国页岩油主要集中在Bakken、Eagle Ford、Wolfcamp/Cline、Barnett及Marcellus/Utica等区块，采用“井工厂”施工模式、超级螺杆+LWD或高造斜旋转导向系统、“一趟钻”技术、油基/合成基钻井液、欠平衡/控压钻完井、顶驱旋转下套管、漂浮固井等主体技术。同时采用封井器离线试压、连续循环钻井、钻测录随钻一体化及数字智能化等辅助技术，大幅度地提升了钻完井效率，钻完井周期为20～25 d，部分井进尺实现了“一日一英里”，页岩油气钻完井技术已经非常成熟。中国长庆油田的长庆陇东油田、新疆油田的吉木萨尔油田、胜利油田的济阳油田等是页岩油开发的重点区域，各油田结合自身的地质特点形成了独具特色的钻完井配套技术，主体采用大平台立体式布井、分井段“一趟钻”提速、高性能水基/油基钻井液防漏堵漏以及套管安全下入、增韧防窜水泥浆等工艺为核心的钻完井配套技术，钻完井周期为35～65 d。与美国相比，中国页岩油产业整体上处于初期先导试验开发阶段，钻完井技术差距明显，尤其是钻完井关键技术设备等国产化率较低，开发成本高。大庆油田2020年第1口纯页岩型水平井GYP1井获日产油量为30.52 t的高产工业油流，展现出了良好的勘探开发前景[1-3]。为了加快古龙页岩油开发进程，确定5个开发试验井区，部署72口水平井。由于GYP1井钻完井配套技术不成熟导致钻井复杂频发、钻完井周期长、机械钻速低等问题，平均机械钻速为11.44 m/h，钻井周期为108.17 d，事故复杂时率达到27.55%，严重影响了施工安全和施工效率。

本文结合前期已钻井实钻情况和地质特点，对钻井面临挑战和技术难点展开剖析，围绕地质工程一体化、先进技术集成化、试验平台工厂化设计理念，通过优选井眼轨道模型，强化“一趟钻”技术，优化钻井液防塌性能及固化钻完井技术模版等关键技术，提升钻井施工效率，推动钻井技术跨越式发展，为古龙页岩油效益开发提供了技术支撑。

技术挑战及钻井难点

1.1 储层黏土矿物体积分数高，井壁失稳问题突出

嫩江组黏土矿物以蒙脱石和伊利石为主。蒙脱石易水化膨胀，引发缩径、泥包、卡钻等复杂情况。青山口组岩性主要为泥级的长英质页岩，黏土矿物体积分数高。页岩（泥岩）厚度占比达95%以上，脆性矿物达到40%以上，脆性强，裂纹延展概率大，黏土体积分数高达15.8%～58.7%，主要为伊利石，相对体积分数达60%以上，含有少量绿泥石，易发生层间散裂，井下工况复杂。与国内外页岩油相比，陆相淡水沉积环境的古龙青山口组黏土矿物体积分数较高，且多孔多缝，呈纹层状结构，易发生层间散裂，性脆，易吸水膨胀，易垮塌，造成井壁失稳。独特的地质特性给古龙页岩油钻井带来了极大的困难[4]。

1.2 大平台布井，井眼轨道设计难度大

古龙页岩油水平井开发试验区采用大平台多层系立体开发方式，平台井数超过10口，井口间距为8 m，同平台开发一般为3～6个层系，井眼轨道存在交叉设计，轨道设计参数调整空间小，平台井之间相碰风险较高。部分井区为减少空白区储量损失，采用“负位移”轨道设计，设计难度增大。为满足试验区油藏开发的要求，需优选轨道设计模型，尽量降低施工难度，避免平台井之间相碰，在轨道设计精细化方面要求高。

1.3 长水平段摩阻大，钻完井施工困难

古龙页岩油平台井具有偏移距大、水平段长、摩阻大等技术难点[5-6]，主要表现在以下3方面。

(1）井眼净化困难。页岩油储层易吸水膨胀垮塌，造成井壁失稳形成大肚子井眼，导致环空返速低，携岩能力差等现象；高密度钻井液循环压耗大，排量受限，在水平段容易形成岩屑床，致使井眼清洁不彻底。

(2）轨迹控制困难。由于古龙页岩油地层各向异性，地层造斜能力差，导致井斜和方位变化，尤其是方位在控制过程中漂移快。为保证油层钻遇率，增加了轨迹调整频率，容易形成波浪形井眼轨迹。

(3）套管下入困难。由于井眼不清洁和轨迹不规则导致井眼摩擦阻力增大，特别是套管在重力作用下存在偏心现象，更容易增大管柱与下井壁堆积的岩屑床之间的摩阻，使得套管下入困难，固井质量也难以保证。

开发试验钻井设计优化对策

2.1 井口布局优化

按照地质工程一体化设计原则，采用“地面集约化、地下井工厂”设计思路，结合地质轨道设计参数、地面井口勘察以及施工进度要求，突出“大平台、小井台”的布井方式，由1号试验井组单向布井方式优化为2号、3号试验井组双向交叉矩形水平井井网布井方式，实现储量动用最大化、施工效率最优化[7]。

2.1.1 井口布局设计原则

(1）地质工程一体化原则。秉承“工程服务地质、地质兼顾工程”设计理念，与油藏地质紧密结合，优化靶前距、偏移距、水平段长度、上下层轨道横向间距等地质设计参数，兼顾实现地质目的、降低钻井施工难度，实现地质工程一体化[8-9]。

(2）大平台布井原则。采用大平台布井、小井台施工[10]，并按布井顺序依次钻井，降低防碰施工难度，满足钻井和压裂工厂化施工要求，实现提质提效。

(3）满足采油工艺原则。与后期采油方式相结合，尽量控制上部井眼轨道井斜角，满足采油泵工作需求。

2.1.2 井口布局方式

自开展页岩油先导试验以来，按照平台最大化、效益最优化原则，结合水平井垂直主应力方向、多层系平行布井特点，采用了单排单层布井、单排多层布井、双排单层布井、双排多层布井、双向立体交叉布井等多种布井方式。同时，为减少井场占地面积和空白区的储量损失，形成了具有特色的双向立体交叉负位移布井方式（图1），满足油藏地质开发要求，推动了钻井技术进步。

图1 2号试验区井组双向立体交叉负位移布井示意

Fig.1 Schematic diagram of bidirectional 3D intersecting negative-displacement arrangement of well pattern in 2#test area

2.2 井眼轨道设计优化

古龙页岩油水平井采用大平台布井方式，三维井居多，部分井偏移距大，导致钻井施工难度增加。针对大偏移距三维水平井，创新采用“双二维”轨道设计方法[11]，与常规“三增”轨道设计相比，实现了造斜率低、摩阻小、进尺少、防碰难度低的设计目标。同时，根据地质设计参数不同，形成了“双二维+小三维”“双二维+扭增”“双二维+勺形井”等多种轨道模型。针对不同偏移距、垂直靶前距等地质设计参数，精细化轨道设计，强化轨道容错能力，实现软着陆，提高中靶质量，保证油层钻遇率，保持轨迹平滑，为后续施工提供清洁、平滑、理想的井眼，为提高固井质量创造有利条件。

(1）常规“三增”模型。采用连续3个造斜段实现增斜、方位调整和入靶前井斜角调整实现精准中靶。一般适用于偏移距小于100 m的三维水平井，上部井段为直井段，可以释放机械钻速。

(2）“双二维”模型。把空间三维轨道转换成两个相交平面内轨道，第1个平面采用S形剖面，可以完成全部偏移量，合理调整靶前距，最终井斜角降至0°。第2个平面采用增斜剖面，将三维水平井转化为二维水平井，为水平段施工创造有力条件。一般适用于偏移距100～300 m的三维水平井，上部造斜点一般为300 m，减少了防碰井段；下部造斜率一般为（5°～7°）/30 m，设计井深小，摩擦阻力小，利于降低施工难度。

(3）“双二维+小三维”模型。“双二维”轨道模型的第1个平面内最终降斜至5°～10°，稳斜调整方位至第2个平面。对于偏移距为300～500 m的三维水平井，与“双二维”模型相比，设计井深更浅，摩擦阻力更小。

(4）“双二维+扭增”模型。“双二维”轨道模型的第1个平面内稳斜后不再降斜，采用增斜扭方位的方法，直接由一个造斜段同时完成增斜和方位调整至第2个平面。对于偏移距大于500 m的三维水平井，该模型在减少设计井深、降低摩擦阻力等方面优势更加明显。

(5）“双二维+勺形井”模型。对于垂直靶前距小于250 m的三维水平井，在“双二维”模型基础上，增加负位移元素，采用“勺形井”轨道设计（图2），进一步减小造斜率、降低摩擦阻力，利于钻井施工。

图2 轨道设计模型三维立体示意

Fig.2 Schematic 3D track design model

设计实例：以GYX-Qx-HX井为例，通过对比分析可知，采用“双二维+扭增”模型比“三增”模型摩擦阻力降低了25%、扭矩降低了11%、进尺减少了318 m（表1）。

2.3 井身结构设计优化

结合古龙页岩油试验区地质特点、岩性特征、浅气层发育、葡萄花油层注水开发以及英台易漏区等地质情况，综合考虑地质风险、地层必封点、井控安全、钻井工艺以及钻井成本等因素[12-13]，形成了2套典型的井身结构设计模版。

表1 GYX-Qx-HX井轨道模型设计参数对比

Table 1 Comparison of Well GYX-Qx-HX trajectory models design parameters

(1）三开井身结构。针对浅气层发育区、葡萄花油层注水压力较高以及英台易漏区等地质条件复杂的井和因偏移距大、水平段长等原因施工困难的井，设计3层套管井身结构（表2）。表层套管封固浅水层，下至稳定泥岩段；技套下至葡萄花油层底+20 m，封固上部易塌、易漏地层、含油气层，保证下部水平段钻井施工安全。

表2 三开井身结构参数

Table 2 Parameter of three-casings wellbore structure

(2）二开井身结构。针对地质条件相对简单、无地层必封点以及施工难度小的井，设计二层套管井身结构（表3）。优选二维水平井和偏移距较小的三维水平井开展先导性矿场试验，进一步缩短钻井周期、拓宽降本增效途径。表层套管下至四方台组底部稳定泥岩段，封固上部易塌易漏地层。如果钻井过程中出现严重井漏情况，可采用膨胀管技术封隔严重漏失层。

表3 二开井身结构参数

Table 3 Parameter of two-casings wellbore structure

2.4 钻井提速配套技术优选

通过优选工具仪器，提高行程钻速、研发推广随钻井壁修整工具、优选长寿命高效螺杆及高稳定性LWD、固化钻具组合等技术措施，设计形成了“一趟钻”技术[14]，同时配套顶驱扭摆系统，大大提高了钻井效率。

2.4.1 利用“一趟钻”技术，实现提速提效

(1）优选短冠高攻击性PDC钻头，短保径、短接头强化侧向攻击力保径，保证钻头定向能力；浅内锥、短抛物线设计，工具面稳定。采用耐油、耐高温、大扭矩、长寿命螺杆满足激进式钻井需求，为钻头提供充足的辅助破岩能量，提高破岩效率。

(2）优选具有自发电功能、耐高温、带近钻头井斜、工作时间大于200 h的高稳定性随钻测井（LWD）。通过一系列的工具仪器优选，实现单趟钻最高进尺为3 334 m，三开最高机械钻速为46.71 m/h。

(3）为预防卡钻等事故复杂，保障“一趟钻”安全实施，研发并推广随钻井壁修整工具（图3）。工具采用四螺旋扶正棱结构设计，螺旋面直径为300 mm，与井壁之间属于面接触，能够防止扶正棱对井壁的冲击破坏，上下斜面设计螺旋面切削齿直径为16 mm，在正倒划眼时对井壁进行修整。在二开钻具组合中加放该井壁修整工具，第1支放在距钻头600 m左右，当达到完钻井深时，使第1支井壁修整工具位于嫩二段顶部；后面每隔200 m加放1支井壁修整工具，有效解决了技套施工中上部嫩江组地层缩径问题，避免了起钻阻卡、测固井前需通井等现象，复杂事故时率降低43%，保障了井下安全；实现了技套施工“一趟钻”，节约施工周期3 d以上。

图3 随钻井壁修整工具

Fig.3 Tool of wellbore wall workover while drilling

(4）分析钻具刚性对造斜率的影响，优化扶正器加放，结合轨迹控制要求，对井下钻具进行了优化。二开采用1.25°螺杆+上悬挂式随钻测量（MWD）仪器钻具组合；三开采用1.5°/1.25°螺杆+球扶+LWD的“柔性双扶稳平”钻具组合。同时，根据实钻摩阻情况选用水力振荡器工具，可有效降低摩擦阻力，提高井眼清洁能力。

应用“一趟钻”配套提速措施后，二开“一趟钻”比例达到90%，三开“一趟钻”比例达44%。

2.4.2 强化钻井参数，形成“三大两高”钻井参数标准

结合页岩油水平井地层特点，采用激进钻井方式，强化钻井参数设计[15]，使“三大两高”（大钻压、大排量、大扭矩、高转速、高泵压激进钻井参数进行钻进）更符合页岩油钻井需求，助力钻井提速提效。

通过建立钻井液适用幂律模型，明确二开最优排量（表4）。以井径扩大率20%为例，当岩屑直径超过15 mm时，携屑难度成倍增长，达到机械钻速达到60 m/h时，最低携岩排量为69 L/s。通过模拟计算分析，明确了三开参数区间：机械钻速为25 m/h、转速为80 r/min、排量为34 L/s、岩屑床厚度为1.8 mm；排量大于40 L/s，井壁冲刷力增加对井壁损伤较大；当转速为80 r/min、钻压为10 t时，涡动速度达500 r/min以上井壁受到瞬时侧向应力最高达800 MPa，页岩容易沿弱面发生破坏。因此，水平段施工推荐排量为34～40 L/s、钻压为6～10 t，并形成了页岩油水平井“三大两高”钻井参数标准。创出二开产量平均为700 m/d，最高为1 100 m/d，三开产量最高为711 m/d的高指标。

表4 钻井参数优化及技术措施

Table 4 Drilling parameters optimization and technical measures

2.4.3 提升井眼清洁度，保障施工安全

通过绘制岩屑浓度与排量、转速之间的关系（图4），进一步优化钻井液性能及工艺措施，提升固控设备使用率，保持井底ECD恒定，提高了携岩效果，使井眼得到充分净化。

图4 井眼清洁程度与排量、转速的关系

Fig.4 Relationship of borehole cleanliness vs.displacement and rotary speed

二开调整钻井液性能至低黏切、低失水，降低井壁黏附岩屑概率。坚持大排量、高转速，使环空返速达到1.2 m/s以上，充分扰动钻井液，改善流态；通过精细操控、梯次开泵、多循环周加重等技术措施，保持井底ECD稳定。采用四级固控有效清除无用固相，三开振动筛布要求230目以上，筛出较大粒径岩屑后，其余三级依次清除粒径2～250μm的固相。

2.5 钻井液设计优化

古龙页岩油水平井一开采用膨润土浆钻井液体系、二开采用钾盐共聚物钻井液体系，均属于常规成熟的钻井液体系，如何保证三开钻井顺利施工是钻井液体系设计的重点。

针对古龙页岩油多孔多缝的纹层状页岩储层[16-17]，页岩井壁失稳是影响钻井速度和质量的主控因素，通过对页岩矿物组分及理化特性进行分析，揭示了伊利石表面水化和液体侵入孔缝是造成井壁失稳的主要诱因。

油基钻井液由于其较好的抑制性、润滑性及滤失性，被广泛应用于高温深井、大斜度定向井及各种复杂地层的水平井钻进，三开选用油基钻井液体系，利用压力传递等评价方法，优选了粒径分布为10 nm～54μm纳米聚合物的封堵材料，封堵效率提高了141%，有效阻断了钻井液在页岩中的滤失和压力传递，配合钻井液密度1.60～1.70 g/cm3等技术措施，可有效解决青山口组地层因伊利石黏土矿物水化及钻井液沿裂缝侵入地层引起的剥落、掉块等井壁失稳问题。同时，采用可变形粒子凝胶微球（粒径0.5～10μm），弹性石墨，超细碳酸钙（筛布600～2 000目），可膨胀树脂（筛布40～220目）形成广谱性随钻封堵，提高地层承压能力，预防漏失。

根据实钻情况对钻井液性能进行持续优化，保证体系油水比≥80∶20，钻井液黏度控制在55～70 s；控制合理6转读值，开钻Φ6值8～10，着陆前提至10，保证低剪切速率携岩能力；控制钻井液固相质量分数≤34%，减小钻井液循环流动阻力，降低循环压耗。水平段破乳电压达到800 V以上，提高钻井液乳化稳定性能（表5）。

表5 油基钻井液性能

Table 5 Performance of oil-based drilling fluid

2.6 固井设计优化

2.6.1 套管设计

依据行业标准及压裂施工上限压力值，进行套管柱设计。生产套管选用钢级Q125、壁厚为10.54 mm套管，抗内压强度大于110 MPa，确保压裂效果和施工安全。同时，根据水平段长度、井眼轨迹、摩擦阻力等实际情况，选用漂浮接箍、旋转下套管等技术，确保套管顺利下入（表6）。

表6 套管设计参数

Table 6 Casing design parameters

2.6.2 固井设计

针对套管下入居中困难、冲洗效率低、井筒完整性保障难度大等影响固井质量的难题，采用多元相关性分析方法，详细分析了井筒状况、井眼准备、顶替效率等施工环节和影响因素，以“井眼净化、扶正居中、高效顶替、理想填充”为原则，对套管居中度、固井前置液、水泥浆密度、施工排量等参数进行设计，形成了页岩油水平井固井技术模版，确保固井质量（表7）。

2.7 平台井工厂化施工优化

古龙页岩油试验区水平井采用大平台布井[18]、小井台钻井，结合井口布局、进度要求等因素，通过强化现场施工管理，推动钻井施工标准化、流程化、实现钻井工厂化作业，大幅提高钻井效率、降低钻井成本。

工厂化施工流程：同井台第1口井一开固井后不待候凝钻机平移至下口井就位开钻，同井台所有井一开完井后更换钻井液体系，进行二开钻井；按此顺序依次分别完成二开、三开钻井、固井施工。

应用工厂化批钻模式，使多台钻机或不同钻机分步作业成为可能，实现在同一井组中相同井段配置同样钻机和底部钻具组合，节省大量换钻具时间；使钻井、固井、测井设备连续运转，减少非生产时间，通过持续压缩各开次关键工序周期，保障钻进施工、固井作业、钻井液倒运、钻机平移、钻井液体系转换、井控设备安装、试压等工序无缝衔接，提高了钻井施工效率。

表7 页岩油水平井固井技术模版

Table 7 Technical template for shale oil horizontal well cementing

在降低成本方面，工厂化施工充分利用一次井场，降低作业井与井之间的间距，增加单个作业平台井数，减少井场占用面积；减少钻井液的倒换和转运，上部井段选用水基钻井液，下部采用油基钻井液，同一批次同井段钻井液体系相同，水基钻井液井段施工结束后倒换油基钻井液，实现重复利用，尤其是减少了油基钻井液回收及岩屑处理时间，钻井液重复利用率达40%以上，降低了单井钻井液费用。

施工效果

通过古龙页岩油开发试验区钻井设计的不断优化和钻井技术的不断迭代升级，经过多轮次的钻井实践，逐渐形成了高效的钻井设计模版和成熟配套的钻井技术[19-23]。

从GYP1井第1口页岩油水平井开始，最高日产油量为30.52 t，取得了一定的认识，指明了钻井发展方向；1号试验井组开展工艺技术、生产运行攻关试验，钻井指标取得突破、工程质量大幅提升；2号、4号试验井组开始规模化布井，工厂化施工、施工效率明显提升、钻井模式基本建立；3号、5号试验井组应用成熟施工模式、探索施工极限，继续压缩周期成本，细化技术措施，有效预防事故复杂。

页岩油钻井经过1号―5号试验区的施工，钻井周期不断取得突破。5个试验区平均钻井周期为26.82 d、平均完井周期为8.23 d、全井平均机械钻速为27.75 m/h、水平段优质比例平均为86.27%（表8）。同时，创出古龙页岩油水平井最短全井钻井周期为13.77 d、最短完井周期为2.83 d、最短钻完井周期为20.94 d、最长水平段为2 604 m、单趟钻最高进尺为3 334 m等48项高指标、26项新纪录，各项技术指标持续提升，取得了十分显著的钻井试验效果。

表8 页岩油试验区已完钻数据

Table 8 Data of drilled wells for shale oil test area

结论与建议

通过开展钻井设计优化技术研究，逐渐形成了大平台布井、“双二维”井眼轨道设计、“一趟钻”技术、漂浮下套管等独具特色的钻井设计模版；经过5个试验区“学习曲线”不断迭代升级，经过多轮次持续提升，形成了古龙页岩油优快钻井配套技术体系，同时制定了设计标准与施工规范；古龙页岩油非常规油田开发仍然面临着进一步降本增效、实现效益开发的难题，可以从以下4方面入手开展技术研发。

(1）扩大二开井身结构矿场试验。针对不同试验区开展二开井身结构矿场试验，加强长寿命螺杆、高稳定性随钻仪器、高效PDC钻头、高性能旋转导向系统等高端工具优选，钻井液性能参数优化，推广钻测录随钻一体化技术，逐步形成二开井身结构水平井“一趟钻”、钻井液、固井、测录井等成熟配套技术。

(2）开展水基钻井液体系矿场试验。古龙凹陷青山口组黏土矿物体积分数较高，易吸水膨胀垮塌，造成井壁失稳。油基钻井液在泥页岩抑制性、润滑性、防塌性等方面具有天然优势，但在防漏堵漏、废弃液处理、钻井成本等方面存在不足。应加强胺基聚合物钻井液、环保型双疏水基钻井液等评价与优选，进一步降低钻井液应用成本。

(3）加强井筒套变机理研究并开展矿场试验。采用测井、数值模拟、套管剪切实验以及水力压裂套变模拟大物模实验等多种方法深入开展页岩油套变机理研究，综合分析水力压裂过程中断-裂活动特征及其对套管变形影响因素，进一步明确套变机理，精准划分套变高风险区域，开展空心微珠、改性固井水泥以及调整压裂施工参数等综合防控矿场试验，同时要开展注入CO2对套管腐蚀机理研究，形成一套系统有效的套变预测方法和防控技术。

( 4）持续开展水平井最优水平段长度评价。北美页岩油气开发实践结果证明，长水平段水平井可以降低钻完井综合成本，提高油气单井产能和最终采收率，但其受储层特性、气油比、钻完井技术水平、压裂举升技术等多种因素影响，需要对水平段长度进行经济效益综合评估，并根据钻井、压裂、采油等技术进步实施动态调整，持续优化水平段长度。

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出处:钻井人生 (http://mp.weixin.qq.com/s?__biz=MzA5NjIzNjIwMg==&mid=2652164608&i...)

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钻采工艺 | 古龙页岩油开发：如何优化钻井设计以应对地质挑战？

1.1 储层黏土矿物体积分数高，井壁失稳问题突出

1.2 大平台布井，井眼轨道设计难度大

1.3 长水平段摩阻大，钻完井施工困难