大港油田頁(yè)巖油水平井鉆井液技術(shù)

田增艷，楊賀衛(wèi)，李曉涵，尹 麗，王 信，黃 臣

（1.天津市復(fù)雜條件鉆井液企業(yè)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300280；2.中國(guó)石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司，天津 300280）

大港油田在頁(yè)巖油勘探開發(fā)方面實(shí)現(xiàn)了零的突破[1-2]，在滄東凹陷孔二段、歧口凹陷沙一段和沙三下亞段發(fā)現(xiàn)260 km2頁(yè)巖油儲(chǔ)集區(qū)，探明儲(chǔ)量超2×109t。大港油田頁(yè)巖油采用水平井開發(fā)，但處于初級(jí)階段，且水平段（水平段長(zhǎng)1 500.00 m）和裸眼段長(zhǎng)，鉆遇地層存在大段泥巖、生物灰?guī)r、礫巖、石膏層，并且斷層發(fā)育，井壁失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)較高，采用常規(guī)鹽水鉆井液無(wú)法解決頁(yè)巖油水平井井壁失穩(wěn)、井眼清潔度低、摩阻高和易卡鉆等技術(shù)難點(diǎn)[3-4]；采用油基鉆井液可以解決上述技術(shù)難點(diǎn)，但油基鉆井液的成本高，且存在環(huán)保問題。為此，筆者根據(jù)高礦化度抑制、纖維架橋剛?cè)岵?jì)封堵、固液潤(rùn)滑劑協(xié)同增效和科學(xué)調(diào)控流變性的思路，在大港油田現(xiàn)用高性能水基鉆井液的基礎(chǔ)上，通過(guò)優(yōu)選關(guān)鍵潤(rùn)滑劑和封堵劑，形成了BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液。大港油田36 口頁(yè)巖油水平井使用BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液鉆進(jìn)水平段，水平段井壁穩(wěn)定，井眼清潔效果好，未發(fā)生阻卡事故，均順利鉆至設(shè)計(jì)井深。

1 地質(zhì)特征

1.1 頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖性特征

大港油田南部油區(qū)是形成頁(yè)巖油的有利地區(qū)，以該油區(qū)孔2 段頁(yè)巖油儲(chǔ)層為研究對(duì)象，其埋深3 750.00～4 375.00 m，儲(chǔ)層巖石巖性為泥頁(yè)巖、白云巖和致密砂巖[5-6]。

1.1.1 頁(yè)巖礦物組成分析

選取目標(biāo)區(qū)塊官108-8 井孔2 段的頁(yè)巖巖樣，分析全巖礦物組成及黏土礦物組成，分析結(jié)果表明：頁(yè)巖全巖礦物組分復(fù)雜，主要有石英、長(zhǎng)石、黏土、方解石和白云石等，石英含量最高（平均59%），其次為黏土礦物（平均23%），白云石、方解石、長(zhǎng)石和黃鐵礦的含量較少；黏土礦物中，以伊利石（平均含量52%）和伊蒙混層（平均含量25%）為主，其次是綠泥石（平均含量23%），脆性礦物平均含量高達(dá)77%，屬于硬脆性泥頁(yè)巖[7]。鉆進(jìn)時(shí)易出現(xiàn)掉塊、井壁失穩(wěn)等問題。

1.1.2 掃描電鏡分析

將上述目標(biāo)區(qū)塊巖樣進(jìn)行掃描電鏡分析，結(jié)果見圖1。

由圖1 可以看出：頁(yè)巖發(fā)育大量微裂縫及蜂窩狀小孔洞，孔隙直徑主要在0.025～0.680 μm；微裂縫寬度不一，主要在0.17～1.50 μm，且具有延伸長(zhǎng)度長(zhǎng)、彎曲程度高等特點(diǎn)。

圖1 頁(yè)巖地層巖樣掃描電鏡分析結(jié)果Fig.1 SEM images of rock samples from shale formation

1.1.3 頁(yè)巖陽(yáng)離子容量分析

采用亞甲基藍(lán)法測(cè)定目標(biāo)區(qū)塊頁(yè)巖的陽(yáng)離子交換容量，結(jié)果見表1。由表1 可知：頁(yè)巖陽(yáng)離子交換容量為10～25 mmol/kg，平均為17 mmol/kg；膨潤(rùn)土當(dāng)量為14.29～35.71 g/kg，平均為24.29 g/kg；陽(yáng)離子交換容量較小，巖樣黏土帶電量不高，屬于低膨脹頁(yè)巖。

表1 頁(yè)巖陽(yáng)離子交換容量分析結(jié)果Table 1 Results of cation exchange capacity (CEC) in shale

1.2 儲(chǔ)層物性特征

大港油田頁(yè)巖油儲(chǔ)層發(fā)育“小而多”的微小孔隙與裂縫，孔隙度大都低于4%，滲透率大都小于0.1 mD。根據(jù)儲(chǔ)層儲(chǔ)滲性能劃分標(biāo)準(zhǔn)[8]，目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層屬于特低孔特低滲儲(chǔ)層?？紫栋霃?8～524 nm，平均114 nm，喉道半徑29～359 nm，平均89 nm，這些孔縫為頁(yè)巖油賦存提供了重要的儲(chǔ)集空間，但也給實(shí)現(xiàn)鉆井液高效封堵、提高鉆井液孔縫均封的廣適性提出了更高的要求。

2 技術(shù)難點(diǎn)及對(duì)策

2.1 技術(shù)難點(diǎn)

目前，國(guó)內(nèi)外多采用水平井開發(fā)頁(yè)巖油氣藏，所用鉆井液以油基鉆井液為主[9-10]。為降低鉆井液費(fèi)用和滿足環(huán)保要求，大港油田頁(yè)巖油水平井采用水基鉆井液，但存在以下技術(shù)難點(diǎn)：

1）頁(yè)巖油水平井的裸眼段和水平段長(zhǎng)，且頁(yè)巖地層層理和微裂縫發(fā)育[11]，水平段和裸眼段頁(yè)巖地層長(zhǎng)時(shí)間浸泡在鉆井液中，易失穩(wěn)垮塌。

2）巖屑極易在大斜度井段和水平井段形成巖屑床，井眼清潔難度大。

3）水平段長(zhǎng)，鉆具與地層的接觸面積大，易發(fā)生托壓。同時(shí)，鉆進(jìn)過(guò)程中鉆井液固相含量逐步升高，會(huì)導(dǎo)致摩阻、扭矩急劇增大。

2.2 技術(shù)對(duì)策

1）基于大港油田頁(yè)巖地層的特點(diǎn)，結(jié)合水平井安全鉆井對(duì)鉆井液的要求，綜合考慮環(huán)保、成本等因素，選擇強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液。

2）根據(jù)纖維架橋、剛?cè)岵?jì)的封堵思路，優(yōu)化封堵材料粒度級(jí)配，選擇合適的纖維材料，形成廣適性封堵體系，提高濾餅的致密承壓封堵性，增強(qiáng)井壁的穩(wěn)定性。

3）優(yōu)化鉆井液流變性，提高動(dòng)塑比和低剪切速率下的黏度，增強(qiáng)鉆井液攜巖性能，提高井眼凈化效果。同時(shí)提高鉆井液的潤(rùn)滑性能，以降低摩阻扭矩，實(shí)現(xiàn)優(yōu)快鉆井。

3 鉆井液配方確定及性能評(píng)價(jià)

3.1 鉆井液配方的確定

3.1.1 基礎(chǔ)配方

在BH-KSM 和BH-WEI 強(qiáng)抑制高性能水基鉆井液[12-13]的基礎(chǔ)上，根據(jù)頁(yè)巖油水平井對(duì)鉆井液性能的要求，初步形成了BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 水基鉆井液的基礎(chǔ)配方。

BH-KSM-Shale 水基鉆井液的基礎(chǔ)配方（簡(jiǎn)稱為配方1）：4.0%膨潤(rùn)土漿+7.0%KCl+0.3%包被劑BZBYJ-I+0.2% 流性調(diào)節(jié)劑BZ-HXC+1.5% 降濾失劑BZ-KLS-I+3.0% 防塌封堵劑BZ-YFT+2.0% 樹脂SN+1.0%降濾失劑SD-201。

BH-WEI-Shale 水基鉆井液的基礎(chǔ)配方（簡(jiǎn)稱為配方2）：清水+2.0%提切劑BZ-TQJ+30.0%BZ-YJZI+0.5% 包被劑BZ-BYJ-I+0.1% 流性調(diào)節(jié)劑BZHXC+2.0% 降濾失劑BZ-KLS-I+3.0% 防塌封堵劑BZ-YFT+2.0%抑制潤(rùn)滑劑BZ-YRH。

3.1.2 潤(rùn)滑劑的優(yōu)選

液體潤(rùn)滑劑BZ-BL 分子中的極性基團(tuán)可吸附在地層和鉆具表面，產(chǎn)生潤(rùn)滑作用。石墨表面和層間可吸附水分子，增大了石墨層間的滑動(dòng)距離，可以增強(qiáng)石墨的潤(rùn)滑作用。將2.0%液體潤(rùn)滑劑BZ-BL與1.0%石墨復(fù)配后分別加入BH-KSM-Shale 和BHWEI-Shale 水基鉆井液中，利用濾附系數(shù)測(cè)定儀測(cè)試其濾餅的摩阻系數(shù)，結(jié)果見圖2。

圖2 頁(yè)巖油水平井水基鉆井液潤(rùn)滑性評(píng)價(jià)結(jié)果Fig.2 Lubricities of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells

由圖2 可知，BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale水基鉆井液加入由液體潤(rùn)滑劑BZ-BL 與石墨復(fù)配的潤(rùn)滑劑后，濾餅?zāi)ψ柘禂?shù)大幅降低，降低率超過(guò)40%，說(shuō)明液體潤(rùn)滑劑BZ-BL 與石墨復(fù)配起到了協(xié)同增效作用，提高了鉆井液的潤(rùn)滑性。因此，將2.0%液體潤(rùn)滑劑BZ-BL 與1.0%石墨復(fù)配作為潤(rùn)滑劑。

3.1.3 封堵劑的優(yōu)選

大港油田頁(yè)巖油儲(chǔ)層頁(yè)巖基質(zhì)納微米級(jí)孔隙和微裂縫發(fā)育，毛細(xì)管力和微裂縫弱面等易造成井壁失穩(wěn)。為強(qiáng)化對(duì)基質(zhì)孔隙和微裂縫的封堵，選擇可變形樹脂類防塌封堵劑BZ-FFT、剛性復(fù)合碳酸鈣（325 目、800 目和1 250 目碳酸鈣按1∶1∶1 比例復(fù)配）和纖維類材料BZ-DFT 作為封堵劑。在纖維類材料BZ-DFT 架橋作用下，可變形樹脂類防塌封堵劑BZ-FFT、剛性復(fù)合碳酸鈣可封堵不同尺寸的孔隙和裂縫。利用OFITE 滲透性封堵儀評(píng)價(jià)BH-KSMShale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液加入封堵劑后的封堵性能，結(jié)果見表2。

由表2 可以看出，BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 水基鉆井液加入由3%防塌封堵劑BZ-FFT-I、2%封堵劑BZ-DFT 和4%復(fù)合碳酸鈣復(fù)配的封堵劑后，其高溫高壓滲透性封堵濾失量約為16 mL，封堵效果達(dá)到優(yōu)良，表明BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 水基鉆井液加入封堵劑能有效封堵不同孔隙和裂縫，降低鉆井液及其濾液的滲透。因此，確定將3%防塌封堵劑BZ-FFT-I、2%封堵劑BZ-DFT 和4%復(fù)合碳酸鈣復(fù)配作為封堵劑。

表2 頁(yè)巖油水平井水基鉆井液封堵性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table 2 Plugging results of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells

3.1.4 鉆井液最終配方的確定

在以上試驗(yàn)基礎(chǔ)上，最終形成BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液。

BH-KSM-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液的配方為4.0%膨潤(rùn)土漿+7.0%KCl+0.3%包被劑BZ-BYJ-I+0.2%流性調(diào)節(jié)劑BZ-HXC+1.5%降濾失劑BZ-KLS-I+3.0% 防塌封堵劑BZ-YFT+3.0%BZFFT-I+2.0%BZ-DFT+4.0%復(fù)合碳酸鈣+2.0%樹脂SN+1.0%降濾失劑SD-201+2.0%BZ-BL+1.0%石墨。

BH-WEI-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液的配方為清水+2.0%提切劑BZ-TQJ+30.0%BZ-YJZI+0.5% 包被劑BZ-BYJ-I+0.1% 流性調(diào)節(jié)劑BZHXC+2.0%降濾失劑BZ-KLS-I+3.0%防塌封堵劑BZ-YFT+3.0%BZ-FFT-I+2.0%BZ-DFT+4.0%復(fù)合碳酸鈣+2.0% 抑制潤(rùn)滑劑BZ-YRH+2.0%BZ-BL+1.0%石墨。

3.2 性能評(píng)價(jià)

3.2.1 基本性能

大港油田頁(yè)巖油儲(chǔ)層最高溫度為130 ℃，因此，測(cè)定BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液在130 ℃下老化前后的基本性能，結(jié)果見表3。

表3 頁(yè)巖油水平井水基鉆井液的基本性能Table 3 Basic properties of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells

由表3 可以看出：BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale水基鉆井液的抗溫能力均達(dá)到130 ℃，API 濾失量均低于2.5 mL，高溫高壓濾失量均低于10.0 mL，具有良好的高溫穩(wěn)定性；2 種鉆井液老化前后的動(dòng)塑比均大于0.35，較高的動(dòng)塑比有利于水平段攜巖。

3.2.2 抗巖屑污染性能

頁(yè)巖地層的鉆屑水化后容易破碎，造成鉆井液中低密度固相累積，對(duì)水平井鉆井的影響較大。用滄東官108-8 井孔2 段頁(yè)巖地層巖心研磨后過(guò)100 目篩的巖心粉模擬低密度固相，在BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液中加入10%巖心粉，測(cè)定其老化前后的性能，結(jié)果見表4。

由表4 可以看出，BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 水基鉆井液加入10%巖心粉，經(jīng)高溫老化后，除黏度和切力稍有升高外，其他性能參數(shù)變化較小，表明BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液具有較高的抗巖屑污染能力。

表4 巖油水平井水基鉆井液抗巖屑污染試驗(yàn)結(jié)果Table 4 Resistance of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells to cutting pollution

3.3 抑制性能

將鉆井液膨脹試驗(yàn)用膨潤(rùn)土在41.4 MPa 壓力下壓制30 min，制成人造巖心，測(cè)定其在BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液中浸泡8 h 的膨脹量，計(jì)算其膨脹率，結(jié)果見圖3。

圖3 人造巖心膨脹率曲線Fig.3 Expansion rate curves of artificial cores

由圖3 可以看出，人造巖心在BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液中浸泡8 h 的膨脹率與清水相比顯著降低，降低率均達(dá)80%以上，說(shuō)明BH-KSMShale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液具有較強(qiáng)的抑制性。

選用目標(biāo)區(qū)塊6/8 目的頁(yè)巖巖屑，測(cè)定其在BHKSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液中的滾動(dòng)回收率，測(cè)試條件為130 ℃、滾動(dòng)16 h。結(jié)果為：巖屑在BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液中的一次滾動(dòng)回收率分別為98.84%、99.04%，二次滾動(dòng)回收率分別為95.33%、96.46%，兩次滾動(dòng)回收率均在95%以上，說(shuō)明BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale水基鉆井液具有較好的抑制防塌能力。

3.4 封堵性能

根據(jù)壓力傳遞速率可以評(píng)價(jià)鉆井液的封堵性能[14]。利用SHM-3 型高溫高壓井壁穩(wěn)定性模擬裝置，采用GD108-8 井孔二段頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖心進(jìn)行2 種強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液的壓力傳遞試驗(yàn)，結(jié)果見圖4。試驗(yàn)時(shí)巖心上游壓力保持2.0 MPa，下游初始?jí)毫?.0 MPa（標(biāo)準(zhǔn)鹽水）。

圖4 頁(yè)巖油水平井水基鉆井液的壓力傳遞試驗(yàn)曲線Fig.4 Pressure transfer curves of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells

由圖4 可看出，頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖心與BH-KSMShale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液相互作用后，下游壓力均約在5 000 s 穩(wěn)定；而頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖心未與BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液相互作用時(shí)，下游壓力很快與上游壓力相同。這表明，BHKSM-Shale 和BH-WEI-Shale 水基鉆井液能降低頁(yè)巖滲透率，改善頁(yè)巖膜效率，阻緩壓力傳遞，實(shí)現(xiàn)封堵，提高井壁穩(wěn)定性。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

截至2020 年3 月，BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液在GD1701H井[15]、GY2-1-2H 井和QY2H 井等36 口水平井進(jìn)行了應(yīng)用，應(yīng)用井平均完鉆井深4 525.00 m（最深5 806.00 m），水平段平均長(zhǎng)1 235.00 m（水平段最長(zhǎng)2 081.58 m），平均井徑擴(kuò)大率6.8%，最短鉆井周期與未應(yīng)用BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液的首口水平井相比縮短47%，未發(fā)生與鉆井液有關(guān)的井下故障。鉆井過(guò)程中，BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液的動(dòng)塑比控制在0.45 以上，有利于井眼清潔；潤(rùn)滑系數(shù)均小于0.08，說(shuō)明其潤(rùn)滑性能良好；所有井的封堵濾失量均低于15 mL，說(shuō)明其封堵性能較好。表5 為部分應(yīng)用井的鉆井技術(shù)指標(biāo)。下面以GY1-1-9H 井為例介紹強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液的應(yīng)用情況。

表5 部分應(yīng)用井的鉆井技術(shù)指標(biāo)Table 5 Drilling technical indicators in partial wells applied the water-based drilling fluids

GY1-1-9H 井是大港油田的一口頁(yè)巖油生產(chǎn)水平井，一開（0～502.00 m 井段）使用膨潤(rùn)土鉆井液鉆進(jìn)，二開（502.00～2 962.00 m）使用BH-P0M 鉆井液鉆進(jìn)。該井三開鉆遇的沙一段底部有生物灰?guī)r、油頁(yè)巖，孔二段有油頁(yè)巖、大段石膏層，鉆進(jìn)過(guò)程中存在井漏、井壁失穩(wěn)、石膏侵等風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)，該井設(shè)計(jì)井深5 806.00 m，水平段長(zhǎng)近2 000.00 m，對(duì)鉆井液的攜巖和潤(rùn)滑性能要求也非常高。因此使用BH-KSM-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液鉆進(jìn)三開井段。

開始鉆進(jìn)三開井段時(shí)，在當(dāng)量膨潤(rùn)土含量小于30 g/L 的膨潤(rùn)土基漿中加入KCl，使KCl 含量達(dá)到5%～7%，依次加入抗鹽抗高溫降濾失劑BZ-KLS-I、抑制防塌劑BZ-YFT 和抑制潤(rùn)滑劑BZ-BL 等，充分循環(huán)后，加入強(qiáng)抑制包被劑BZ-BYJ-I、提切劑BZHXC，形成BH-KSM-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液，控制其漏斗黏度50～55 s，API 濾失量低于4 mL，當(dāng)量膨潤(rùn)土30～40 g/L。

鉆進(jìn)期間實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)KCl 和潤(rùn)滑劑的含量，確保KCl 含量在5%～7%，潤(rùn)滑劑含量不低于4%，并及時(shí)補(bǔ)充強(qiáng)抑制包被劑BZ-BYJ-I，以保證鉆井液的抑制性和潤(rùn)滑性達(dá)到要求。鉆至垂深3 000.00 m 以深保證高溫高壓濾失量不高于10 mL。鉆進(jìn)期間排量不低于30 L/s，水平段每鉆進(jìn)150.00 m 短起下一次。鉆進(jìn)及循環(huán)期間充分發(fā)揮振動(dòng)篩和除砂器的作用，采用不低于160 目的振動(dòng)篩和不低于200 目的除砂器，以清除有害固相。鉆進(jìn)目的層前加入復(fù)配碳酸鈣，使其含量不低于4%，以改善濾餅質(zhì)量，保護(hù)儲(chǔ)層。表6 為GY1-1-9H 井三開井段鉆井液性能。

表6 GY1-1-9H 井三開井段鉆井液性能Table 6 Properties of the drilling fluids in the third spud of Well GY1-1-9H

GY1-1-9H 井三開井段使用BH-KSM-Shale 鉆井液，并與短起下鉆等工程技術(shù)措施配合，確保了井眼清潔，降低了摩阻，保證了井壁穩(wěn)定。該井三開井段摩阻系數(shù)平均不超過(guò)0.07，鉆進(jìn)過(guò)程中未出現(xiàn)阻卡托壓現(xiàn)象，井徑擴(kuò)大率僅為6.53%。該井三開未發(fā)生井下故障，順利鉆至井深5 806.00。

5 結(jié)論

1）通過(guò)優(yōu)選封堵劑、潤(rùn)滑劑等關(guān)鍵處理劑，形成了BH-KSM-Shale 和BH-WEI-Shale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液，其動(dòng)塑比均在0.35 以上、濾餅?zāi)ψ柘禂?shù)比常規(guī)水基鉆井液降低40%以上、API 濾失量低于16 mL，能滿足硬脆性頁(yè)巖地層水平井安全鉆井對(duì)鉆井液的要求。

2）采用抑制水化、致密封堵、密度支撐三元協(xié)同的方法保持頁(yè)巖油水平井井壁穩(wěn)定，按照纖維架橋、剛?cè)岵?jì)的封堵思路，優(yōu)選封堵劑，封堵不同尺寸的孔隙和微裂縫。

3）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，BH-KSM-Shale 和BH-WEIShale 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液能克服大港油田頁(yè)巖油水平井鉆井技術(shù)難點(diǎn)，為大港油田頁(yè)巖油水平井鉆井提供技術(shù)支持。