油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用.pdf

第 2 9卷 第 3期 2 0 1 2年5月 钻井液与完井液 DRI LLI NG FLUI D CoM PLETI ON FLUI D 、 ， o 1 ． 2 9 NO ． 3 M a v 2 01 2 【 理论研究与应用技术 】 油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用 何涛 ， 李茂森 ， 杨兰平 ， 何劲 ， 赵思军 ， 谭宾 ， 李晓阳 1 ． 川庆钻探川东钻探公司，重庆 ； 2 ． 川庆钻探工程有限公司，成都 何涛等 ． 油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用 ． 钻井液与完井液，2 0 1 2 ，2 9 3 1 - 5 ． 摘要威远地区页岩气储层石英含量较高，岩石脆性特征明显，属弱水敏 ；同时具有较强的层理结构，极易 发生层间剥落 ； 页岩强度有显著的各向异性，层理面倾角为 4 0 。 ～6 0 。 ，岩心易发生沿层理面的剪切滑移破坏，造 成定 向段和水平段井壁失稳。根据威远地 区页岩气储层特性，威 2 0 1 一 H3井在定 向、水平段应用了油基钻井液体系。 该技术重点保证 了合理的钻井液密度、强封堵性、低滤失量和 良好的携砂能力 ；同时在实钻 中建立了遇仙寺组及 以下地层全套岩石流体 中水的活度剖面数据库，为钻井液的活度防塌提供了很好的理论支撑。结果表明，该油基 钻井液成功应用 于威 2 0 1 一 H 3页岩气水平井钻探 ，较好地解决 了威远地 区泥页岩层垮塌 的问题。 关键词 油基钻井液 ；防塌 ； 井眼稳定 ； 页岩气水平井 ； 层理结构 中图分类号 T E 2 5 4 _ 3 文献标识码 A 文章编号 1 0 0 1 5 6 2 0 2 0 1 2 0 3 0 0 0 1 0 5 威 2 0 1 一 H3 井钻探 目的层为威远地 区下古生界 筇竹寺页岩层 ，并评价该地区页岩气水平井产能状 况。该井在 西2 1 5 ． 9 mm 井 眼钻进 中井下情况异常 复杂 ，水基钻井液已不能满足钻井安全 ，故在井深 2 1 3 5 1T I 处替换为油基钻井液。在邻井威 2 0 1 一 H 1 井 油基钻井液应用技术 的基础上 ，对威 2 0 1 ． H3井油 基钻井液的各项性能进行了优化， 并强调了钻井液 密度 的合理使用 ，较好地解决 了威远地区泥页岩层 垮塌问题 。 1 威远地 区页岩层 钻进难 点分析 四川盆地威远地 区遇仙寺组至筇竹寺组 中高活 性泥页岩含量很低 ，层状结构中含有 1 0 ％～1 5 ％ 的 膨胀性页岩 ，以运移性伊利石为主 ， 储层属弱水敏 ， 泥页岩的吸水、水化能力不高，但是具有较强的层 理结构 ，裂隙和微裂隙在液体侵入后所产生的毛细 管压力作用使井壁极易发生层 间剥落。威 2 0 1 一 H1 井的取心资料表明，该构造储层页岩层理面倾角为 4 0 。 ～6 0 。 ，存在强构造应力作用 ，层理断面上 2个 水平主地应力之间的差值很大 ，层理面受外力诱 因 影响垮塌的机率很高。同时为了评价该地区的页岩 气储层水平井产能状况， 井身轨迹必须沿产层倾角 变化而改变 ，这也增 大了水平段钻进难度。在定 向 及水平钻进过程中，钻井液技术存在以下难点。 1 地层倾角变化较大，皱褶形态明显，页岩 层应力系统特别复杂 ，至今还无法获得较有规律的 井下实际坍塌压力 [ 1之 】 。钻井液密度的确定需要结 合岩石力学研究结果和现场摸索。 2页岩气储层岩性总体体现为低分散度 、低 活度、高层理剥落趋势 。钻井液必须拥有非常强的 封堵能力和化学抑制能力 。 3 地层坍塌压力和地层破碎压力较为接近。 实钻中密度窗 口控制难度较大。 4水平段长 、井身轨迹差 ，钻井液工艺必须 与钻井工程措施密切配合 。 5 靠近邻井压裂区域 ，井壁稳定性变差。 2 油基钻井液配方优选及性能评价 2 ． 1 钻井液配方优选 总结威 2 0 1 一 H1 井油基钻井液现场应用技术后 ， 第一作者简介 何涛， 工程师， 2 0 0 3年毕业于西南石油学院应用化学专业， 现在从事钻井液技术研究和现场服务工作。地 址 重庆市江北区大石坝大庆村川东钻探公司钻井液作业部 ； 邮政编码4 0 0 0 2 1； 电话 1 3 8 8 3 3 9 3 3 5 7； E - ma i l 5 4 4 8 2 0 5 0 4 q q ． c o m。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 2 钻 井 液 与 完 井 液 2 0 1 2年 5月 认识到威 2 0 1 一 H 3井油基钻井液必须具有稳定井眼 和净化井眼的能力 ，故实验室优选该井油基钻井液 配方时 ， 重点考虑了体系的稳定性 、 热敏性 、 封堵性 和化学抑制性 ，最终优选出的配方如下 [ 1 - 1 0 1 。 柴油 3 ． 5 ％有机土 1 0 ％C a C 1 ， 水溶液 质量体 积 比为 2 0 ％～4 0 ％ 4 ％～6 ％ 主乳化剂 1 ％～ 2 ％ 辅乳化剂 2 ％～3 ％ 降滤失剂 1 ％～3 ％ 塑 性封堵剂 0 ． 5 ％～ l ％ 润湿剂 1 ％～2 ％ C a C O 粒 径 为 0 ． 0 4 3 mm 2 ％～3 ％ C a C O 粒 径 为 0 ． 0 3 0mm 1 ． 0 ％～ 1 ． 5 ％ C a O重晶石 2 ． 2 性能评价 2 ． 2 ． 1 稳定性 不 同密度油基钻井液老化后 的性能见表 1 。从 表 1 可以看出，该钻井液乳化能力较强 ，体系稳定 ， 破乳电压均在 4 0 0 V以上 ，且受温度、固相介入 的 影响较小。同时高温高压滤液在静置 2 4 h 后油水不 分层 ，说明该乳化剂能很好地保证乳状液的稳定。 表 1 威 2 O l H 3井油基钻井液的室内稳定性 2 ． 2 ． 2 热敏 性 深井油基钻井液的塑性黏度 、动切力 、静切力 等值均随温度的升高而减小 ， 随压力的升高而增大。 参 考国外资料 [ 3 ] ，在相 同温度下 ， 油基钻井液 的剪 切速率读值受处理剂的影响显著。在传统油基钻井 液配方中，通常选用氧化沥青类处理剂作为主要亲 油胶体以达到降低滤失量的要求 。但 由于氧化沥青 对 温度敏感 ，其分散在油基钻井液中后 ，在高温和 水眼剪切作用下充分分散 ，导致油基钻井液 中内摩 擦力增大 ，塑性黏度变化较 大，体 系热敏性变差。 该井钻井液选用油溶性树脂类处理剂作为亲油胶 体 ，可 以使体系中的细小液滴和其他油溶性分散剂 颗粒之间的距离扩大 ，使钻井液塑性黏度降低 ，体 系的热敏性变好 ，如表 2 所示。 该钻井液热敏性好 的另一原 因是使用的乳化剂 性能好 。乳化剂在油基钻井液中的作用机理有 3方 面 ①在油 ／ 水界面形成具有一定强度的吸附膜 ； ②降低油水界面张力 ； ③增加外相黏度 ，以上 3方 面均可阻止分散相液滴聚并变大 ，从而使乳状液保 持稳定。故选用乳化性能优 良的乳化剂 ，可以使油 基钻井液体系中细小液滴之间的距离扩大 ，塑性黏 度和外相黏度降低， 从而减少其对表观黏度的影响。 此外 ，通过补入石灰乳液来调整油基钻井液碱 度 ，对热敏性的控制也非常重要 。 表 2 温度对威 2 0 1 ． H 3井油基钻井液流变性的影响 2 ． 2 ． 3 封堵性 图 1 是威远构造龙马溪 、筇竹寺组页岩的电镜 扫描图。从图 1 可以看 出， 龙马溪 、 筇竹寺组的页岩 ， 其层理和裂缝相当发育 ，比表面积 巨大，毛细管效 应突出 ； 同时最大主应力方 向与层理面法线之 间夹 角大约为 4 0 。 ～6 0 。 。故其产生层理 问相对 滑动的 可能性非常大 ，从而导致井壁失稳 。故要提高该井 油基钻井液防塌能力 ，必须提高其封堵性能 。 ■■ a 龙马溪组页岩 b 筇竹寺组页岩 图 1 龙马溪、筇竹寺组页岩的光电显微镜扫描图 根据在光 电显微镜下测得 的威 2 0 1 一 H1 井页岩 气储层取心样品的裂缝平均大小 见图 1 ，选择了 2种尺寸 的刚性颗粒在裂缝上架桥 ，使缝变为孔 ， 然后再在孔上架桥进行多级填充 ，最后用可塑性变 形的树脂粒子进行覆盖 ，使得该钻井液具有很高的 封堵 能力 ，见表 3 。表 3是 用 G GS 7 1 一 A型高温 高 压失水仪对油基钻井液进行封堵能力的评价结果 。 实验用砂床的底部为 6 0 g钻屑 粒径为 0 ． 2 8 ～0 ． 4 5 mm ， 上 部 为 1 0 0 g岩 屑 粉 粒 径 为 0 ． 0 9 ～0 ． 1 0 mm 。实验结果表明 该油基钻井液在 9 0℃、3 ． 5 MP a条 件 下 的砂 床 滤失 量 为 0；升高 压 力 到 4 ． 5 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 2 9卷 第 3期 何 涛等油基钻井液在威远地 区页岩气水平井中的应用 3 MP a 后仍然无滤液流出，说 明可塑性变形粒子和刚 性封堵材料配 比合理 ，封堵能力强 ，形成的封堵层 承压能力高。 表 3 威 2 0 1 一 H3井油基钻井液的高温高压砂床封堵效果 2 ． 2 ． 4 化学抑制能力 邻井威 2 0 1 一 H 1 井龙马溪组页岩的 C S T 值与剪 切时间的关系见图 2 。从图 2 看 出，3 0 ～6 0 S 曲线 段斜率大于 6 0 ～1 2 0 S 曲线段斜率 ，即初期的分散 速度大于中后期 的分散速度 。所 以，在滤液侵入岩 石初期控制其对层理面的作用 ，就能减轻页岩刚开 始的剥落速度 ，利于层理间稳定 。因此 ，油基钻井 液除具有超强的封堵能力以外 ，渗入地层的滤液还 要具有较强的化学抑制能力 ，以最大限度地保证井 眼的稳定性。威远构造龙马溪 、筇竹寺组页岩中流 体的活度绝大部分在 0 ． 5 ～O ． 7之间，活度偏低 。通 过调整油基钻井液 中氯化钙水溶液浓度 ，使其活度 在 0 ．4 ～0 ．6 之间，以确保钻井液水活度页岩中流体 的活度平衡。 8 剪切时间／ s 图 2 威 2 0 1 一 H1 井龙马溪组页岩 C S T值与剪切时间的关系 3 现 场 应 用 威 2 0 1 一 H3井在 西2 1 5 ． 9 mm 井眼钻进 中井下情 况异常复杂，水基钻井液已不能满足钻井安全 ，故 替换为油基钻井液钻进在井深 2 1 3 5 m处，使用井 段为寒武纪下统遇仙寺组一筇竹寺组 。其 中导 眼 A 点井深为 3 0 1 0 m 井斜为 9 8 。 ； 正眼于井深 2 3 2 0 m处 开窗 ，A点井 深为 2 9 1 0 m 井斜 为 9 0 ． 1 4 。 ， 其 中定向造斜段为沧浪铺组 中部到筇竹寺组上部 ， 水平位移 为 2 9 1 m，岩性多为硅质 、硅钙质页岩 ， 硬脆性较大、易垮易塌。正眼进入 A水平段后 ，主 产层地层倾角变化较大 ，由上倾 2 。 变为 9 。 。为确 保后期完井作业产量 ，井身轨迹一直跟踪主产层高 伽玛段 ，井斜变化 范围为 9 0 。 ～9 8 ． 1 4 。 ，水平段井 身轨迹较差 ，见 图 3 。 0 1 0 3 0 5 o 篓7 0 9 O l 1 0 2 2 0 0 2 4 0 0 2 6 0 0 2 8 0 0 3 0 0 0 3 2 0 0 3 4 0 0 3 6 0 0 3 8 0 0 井深／ m 图 3 威 2 0 1 一 H 3井正眼井身轨迹曲线 3 ． 1 保证井眼稳定技术措施 1 确定合理的钻井液密度 。威 2 0 1 一 H1 井采用 油基钻井液钻进时曾出现井壁失稳 问题 ，事后论证 是 由于地 层 的强度特征引起 的，故确定威 2 0 1 ． H3 井油基钻井液初始密度为 1 ． 3 0 g ／ c m。 。为验证是否合 理，在导眼钻进初期将钻井液密度由 1 ．3 0降至 1 ． 1 0 g ／ c m ，1 d后振 动筛 明显返 出较 多小薄 片 平 均为 2 c m X 3 c m 。在逐步回调密度后 ，返砂恢复正常。 在威 2 0 1 ． H3 井实钻过程中，钻井液密度根据井 下返砂情况及 E C D值变化进行调整。导眼在页岩层 钻进 2 3 d ，最大井斜角为 9 6 未发生井壁失稳，电 测井径扩大率非常小，平均为 2 ％～3 ％。正钻井眼从 井深 2 3 2 0 m开窗侧钻，到井深 3 6 4 7 m完钻，密度 变化范 围为 1 ．7 0 ～1 ． 8 3 g ／ c m 。在施工中严格执行逐 步上提密度的工艺，大斜度井段 4 5 。 7 5 0 和水平段 井壁一直相对稳定。但正眼在靠近威 2 0 1 井压裂区 域时 距威 2 0 1 井最小中心距离为 2 9 0 m ， 掉块明显 增多， 上提密度后逐渐稳定， 最高密度为 1 ． 8 5 g ／ c m 。 2强化封堵 、活度防塌措施 。威 2 0 1 一 H3井油 基钻井液 的封堵能力 比威 2 0 1 ． H1 井大大加强 ，能 有 效控制钻井液 液柱压力 向地层 深部传递。 由威 2 0 1 一 H 3井钻井液 的高温 高压 滤失量及滤饼 的油相 渗透率 见表 4可见 ，刚性封堵材料和可塑性变 形材料的加入进一步增强了体系的封堵能力，实 钻钻井液滤饼的油相渗透率较基浆下降了 2 个数量 级 。进入定向、水平段后封堵能力维护方法 如下 。 ① 每 钻进 5 0 r n ，加入 粒径 为 0 ． 0 4 3 、0 ． 0 3 0 mm的 超细碳 酸钙各 2 0 0 k g 。②每钻进 5 0 ～1 0 0 m，加入 2 0 0 ～3 0 0 k g 可塑性变形封堵剂 。③保证油溶性树 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 4 钻 井液与 完 井液 2 0 1 2年 5月 脂含量一直维持在 3 ％。④加 强性能监控 ，及时控 制中压滤失量为 0 ，高温高压滤失量小于 1 mL。 根据室内实验 C S T 值分析 ，油基钻井液活度对 井壁稳定也起到了很大作用 。因此 ，根据测得的岩 石流体活度 ，实时调整了油基钻井液活度 ，如图 4 所示 ，油基钻井液的活度始终保持在低于岩石流体 活度 0 ．1 0 ～0 ． 1 5 的范围。值得一提的是， 如果体系中 盐浓度过高会导致盐重结晶，钻井液中有微小 的盐 晶体存在， 导致钻井液破乳电压下降， 稳定 f生变差 ] 。 表 4 威 2 0 1 ． H3井钻 井液的滤失量及泥饼渗 透率 注 在 1 2 0℃下测定，基浆泥饼的油相渗透率为 1 ． 1 1 0 5 m2 ，K泥 饼 为高温高压泥饼的油相渗透率。 2 2 0 0 2 4O 0 2 6 0 0 2 8 0 0 3 O 0 0 3 2 0 0 3 4 0 0 3 6 0 0 3 8 o 0 井深， m 图4 威 2 0 1 一 H 3井钻井液及岩石活度随井深变化曲线 威 2 0 1 ． H 3井 水平钻进 时扭矩通 常为 3 ． 5 ～5 ． 0 k N m，起下钻平均摩 阻为 4 0 ～6 0 k N ； 双扶通井 顺利 ，西1 3 9 ． 7 mm套管一次下人到底 。 3 ． 2 井眼净化措施 3 ． 2 ． 1 保证优良流变性措施 在温 度 的影 响下 ，油基 钻井液低 剪切速率 的 剪切应力相比高剪切速率下变化幅度大 】。故在威 2 0 1 一 H3井实钻中，通过调整乳化剂用量 、钻井液碱 度 、固相含量 ，始终保持油基钻井液塑性黏度和动 切力在一个合理的范围，把温度对油基钻井液流变 性的影响控制在理想范围内。同时重视低剪切速率 下钻井液流态维护 ，减缓岩屑沉降现象。根据现场 经验得出，当油基钻井液的 纯 读值为井眼直径 i n 的 1 ． 0 ～ 1 ． 2 倍 时，携砂能力能得到保障。具体维护 措施如下。 1 在保证破乳电压的情况下，控制主乳化剂 含量为最低值。不使用沥青类处理剂。 2 钻井液 的碱度 根据密度范 围变化 密 度为 1 ． 3 0 1 ． 5 0 g ／ c m 时， 为 1 ． 2 ～1 ． 5； 密度为 1 ． 6 0 ～ 1 ． 9 0 g ／ c m’ 时 ， A 为 0 ． 8 ～ 1 ． 2 。 3高速离心机使用率在 7 0 ％ 以上 ，并采用高 转速 、低供量、长时间使用的方式。 威 2 0 1 一 H 3井定 向、水平井段钻井 液流变性能 见表 5 。现场施工也证明了该油基钻井液能很好地 控制热敏性的影响 通常 1 0 h左右的短程起下钻后 ， 泵压在几分钟 内就能恢复到短程起下钻前的水平 ； 振动筛没有出现跑浆情况 ； 现场倒换钻具和修整窗 口为期 8 d ，直至下钻完成开泵循环 ，泵压较 8 d前 只上涨 2MP a 左右 ，在 5 0 mi n就恢复 了正常。 表 5 威 2 0 1 ． H3井定向 、水平井段钻 井液流变性能 为判断钻井液流变性是否满足井下携砂要求 ， 现场采用 2种方式进行确定 观察钻进与接立柱循 环砂量是否明显不同，如有明显不同则说 明井下干 净 ，携砂没有问题 ； 定量判断返砂量是否正常。 3 ． 2 ． 2 工程技术措施 威 2 0 1 一 H 3 井为保证井眼净化，还制定了几条 非常有针对性的工程技术措施。 1 钻进中使用 l 5 0 0 L ／ m i n的大排量钻进，高 速转动钻具 6 0 ～8 0 r ／ mi n 。接立柱前大幅上下拉 划新井眼 严禁倒划 ，并循环 2 0 mi n以上 ，密切 关注扭矩变化。 2 通 过斯 伦贝谢 L WD实 时提供 的 E C D值 ， 判断井下情况 和钻井液携砂能力是否正常。强化短 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 2 9卷 第 3期 何涛等 油基钻 井液在威远地 区页岩气水平井中的应用 5 程起下钻刮拉井壁。每钻进水平段 1 0 0 ～ 1 5 0 1 T l 短 程起下钻一次。短程起下钻过程 中， 分别在水平段 、 A点 、小斜度井段 2 0 。 循环 1 次。 3 钻进中尽量带砂干净 ，避免重稠浆举砂 。 4 威 2 0 1 一 H 3井与邻井实钻效果对比 威 2 0 1 一 H1 井与威 2 0 1 ． H3井钻探 目的层同属威 远地 区页岩气构 造带 ，直线距离为 3 0 0 I n 。2口井 井身结构大致相同 ，钻探 目的层分别为龙马溪和筇 竹寺组 ，均使用油基钻井液钻进。由于对威 2 0 1 一 H1 井页岩层垮塌机理和构造特点认识不足 ，在水平段 钻进后期发生了严重 的井下垮塌 ，通过大量努力才 成功下入套管。威 2 0 1 ． H 3井在威 2 0 1 ． H1 井的基础 上 ，优化 了油基钻井液的各项性能 ，并强调钻井液 密度 的合理使用 ，故在 实钻效果上优于威 2 0 1 一 H1 井。2口井 的密度使用 、井径扩大情况 、平均机械 钻速 、时效分析情况见表 6和表 7 。 表 6 2口井 2 1 5 ． 9 mm 井段密度及 平均 井径对 比 威 2 0 1 一 H3 井 威 2 0 1 ． H1 井 斜深 ／ p ／ 井径／ 井斜 ／ 斜深 ／ p ／ 井径 ／ 井斜 ／ m g ／ c m i n l r l 。 m g ／ c m m m 。 2 3 7 5 1 ． 3 0 2 3 0 ． 9 8 8 2 ． 3 1 5 1 5 0 0 1 ． 2 0 2 3 2 ． 9 1 8 1 1 ． 3 9 2 4 00 1 - 3 0 237 ． 28 7 1 ． 9 69 1 7 8 0 1 ． 28 23 9． 01 4 1 4． 24 2 4 2 5 1 ． 1 0 2 4 9 ．2 2 5 1 ． 5 4 9 1 8 9 0 1 ． 4 2 2 3 6 ． 9 8 2 2 5 ． 0 4 2 4 5 0 1 ． 1 0 2 2 5 ．7 5 5 2 ． 3 1 3 2 6 1 1 1 ． 4 8 2 8 4 ． 4 8 0 4 8 _ 3 5 2 4 7 5 1 - 3 3 2 2 4 ．7 6 5 2 ．4 8 3 2 7 0 0 1 ． 8 5 4 5 8 ． 4 7 0 6 9 ． 5 8 2 57 5 1 ． 41 21 7 ． 50 0 6． 811 2 75 0 1 ． 8 5 57 9． 3 74 7 2． 55 2 6 2 5 1 ． 6 2 2 2 4 ．2 8 2 2 4 ． 8 7 8 2 8 0 0 2 ． 1 0 5 8 8 ． 0 1 0 7 5 ． 8 5 2 8 0 0 1 ． 7 7 2 2 6 ．21 2 8 8 ． 7 8 8 2 8 2 3 2 ． 2 6 5 0 8 ． 0 0 0 7 7 ． 3 9 2 90 0 1 ． 81 21 6．637 9 8． 4 02 2 82 3 2． 2 1 50 8． 0 00 7 8． 0 0 3 2 0 3 1 ． 8 5 2 3 0 ．4 8 0 9 7 ． 9 0 0 2 8 2 3 2 ． 1 0 5 0 8 ． 0 0 0 7 8 ． 6 6 3 6 00 1 ． 8 2 21 5．90 0 9 8． 8 30 2 82 3 2． 0 0 50 8． 0 00 9 7． 9 0 注 以上数据来 自斯伦贝谢 L WD； 威 2 0 1 ． H1 井 2 8 2 3 1 T I 处提高钻井液密度是为了处理井下垮塌。 表 7 2口井 西2 1 5 ． 9 mm井段机械钻速及时效对比 5 结论 1 ． 威 2 0 1 ． H3 井油基钻井液配方在现场应用后 ， 能够适应威远地区弱水敏 、强层理结构、低活度页 岩储层水平钻进需要 ，为 以后该区块的油基钻井液 使用提供了新的思路 。 2 ． 威远地区页岩储层定 向、水平钻进时，井壁 稳定必须依靠及时采用合理的钻井液密度。 3 ． 通过在油基钻井液中引人超微细颗粒材料 以 及塑性变形材料 ，使油基钻井液的封堵能力得到大 幅度提高。 4 ． 滤液渗入地层初期对井壁稳定性影响甚为严 重 ，控制油基钻井液活度低于实钻岩石活度能减缓 这种影响。 5 ．良好的携砂能力和有针对性的工程技术措施 相结合保证了井眼清洁。 参 考 文 献 [ 1 】 刘洪林，王莉，王红岩，等 ． 中国页岩气勘探开发适用 技术探讨 [ J ] ． 油气井测试，2 0 0 9 ，1 8 4 6 8 ． 7 1 ． [ 2 ] 龙鹏宇，张金川 ，李玉喜，等 ． 重庆及其周缘地区下 古生界页岩气资源勘探潜力 [ J ] ． 天然气工业，2 0 0 9 ， 2 8 1 2 1 2 5 1 2 9 ． [ 3 】 郭建华，李黔，高 自力 ． 高温高压井 E C D计算 [ J 】 ． 天 然气工业，2 0 0 6 ， 2 6 8 1 2 5 1 2 9 ． [ 4 ] 赵胜英，鄢捷年，舒勇，等 ． 油基钻井液高温高压流变 参数预测模型 [ c 】 ． 石油学报，2 0 0 7 ，3 0 4 6 0 4 6 0 5 ． [ 5 ] 肖金裕，杨兰平，李茂森，等 ． 有机盐聚合醇钻井液在 页岩气井中的应用 [ J ] ． 钻井液与完井液 ， 2 0 1 1 ， 2 8 6 21 ． 23 ． [ 6 ] 刘绪全，陈敦辉，陈勉 ，等 ． 环保型全 白油基钻井液 的研究 与应用 [ J ] _ 钻井液与完井液，2 0 1 1 ， 2 8 2 1 0 1 2． [ 7 ] 余可芝 ，李 自立，耿铁，等 ． 油基钻井液在番禺 3 0 ． 1 气 田大位移井中的应用 [ J 】 ． 钻井液与完井液，2 0 1 1 ， 2 8 2 5 - 9 ． [ 8 ] 刘振东，薛玉志，周守菊，等 ． 全油基钻井液完井液 体系研究及应用 [ J 】 ． 钻井液与完井液，2 0 0 9 ， 2 6 6 1 0 1 2． ’ [ 9 ] 吴奇 ， 胥云 ， 刘玉章，等 ． 美国页岩气体积改造技术现 状及对我国的启示 [ J ] ． 石油钻采工艺，2 0 1 1 2 1 - 6 ． [ 1 0 ]艾中华，郭健康 ，唐德钊 ． 新型 KC 1 ／ 硅酸钠钻井液在 强水化分散泥页岩中的应用 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