《表5 川南地区深层页岩气高产模式工艺技术指标》

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《四川盆地南部龙马溪组页岩气储集层地质特征及高产控制因素》

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与川南地区2 000～3 500 m中浅层页岩相比，3 500～4 500 m深层页岩储集层地质构造更复杂，断层、微幅构造发育，复杂地质条件下井眼轨迹精准控制难度大，储集层钻遇率难保证；温度和地应力更高、水平应力差更大，且受天然裂缝等影响明显，导致施工压力高、页岩储集层难以有效改造；针对上述问题，中国石油通过对3 500 m以浅钻井压裂技术的完善与升级，形成了以“高效PDC钻头+地质导向+油基钻井液”为主体的优快钻井工艺，造斜段采用旋转导向控制轨迹，精准着陆，水平段采用旋转导向、近钻头/远端LWD联合地质导向，初步建立了以钻井“工艺+参数+液体+工具”四位一体的学习曲线，钻井效率逐步提升，初步形成了主体滑溜水、密切割+高强度加砂、大排量注入体积压裂工艺，采用地质工程一体化技术，降低钻井压裂过程中的风险，实现“钻好井、压好井”，在地质认识加深以及工程技术进步的基础上，初步形成了可复制、可推广的高产井培育模式（见表5):（1）深层页岩气建产区选择龙一11—龙一13小层高脆性段厚度大于10 m，水平段长1 500 m，Ⅰ类储集层钻遇率为90%；（2）以密切割+高强度加砂+大排量+大液量的主体工艺技术。该模式为高产井的批量复制奠定了基础，并提高单井EUR（估算的最终采收量）目标达到2?108 m3以上，评价阶段投资控制在1亿元以内，开发阶段投资控制在8 000万元以内，能够实现规模效益开发。