中国海油创新钻完井技术冲刺上产

接成功，而对接受到钻井液循环时间、钻井液性能等多个因素的限制。针对此，该中心提出了“提前介入”监督模式，即在钻井队进行井眼准备时就到井对钻井液循环和通井情况提出具体技术措施；同时，积极进行工艺革新：改进旁通的密封总成设计、并将泵下枪加重杆由硬连接设计为柔性连接、改造水平井公头外壳等。通过一系列的措施，工区一次对接成功率由2008年的75%上升到2012年的94.5%、2013年截至目前更是达到了100%。

　　由于超深水平井测井作业时间长、井深，在对接成功后如何才能

　　保证井下仪器工作正常？该中心技术人员在对多口井现场施工情况进行分析和总结后，提出了高温烘箱检测和电缆模拟检测两种方法；并参考国外文献资料，结合工区特点，优化了常规测井仪器串连接方式，提高了井下仪器特别是放射性源在作业过程中的安全。近年来，因仪器性能造成的水平井返工率一直控制在0.5%以下。

　　长期以来，密度、声电成像等特殊项目一直是水平井测井项目的“禁区”；但在部分致密碎屑岩和碳酸盐岩储层井中，又需要充分利用这些资料。为了打破这一“禁区”，该中心技术人员和施工方人员一起，进行了一系统的技术攻关，先后设计密度姿态保持器、套筒式扶正器、滚珠扶正器等多项工具。其中套筒式扶正器成功解决水平井电成像测井难题，打破了斯仑贝谢的技术垄断，实行了电成像测井技术的国产化，仅2012年，就节约测井施工费用约400万元。目前，正在申报国家实用新型专利。

　　该中心还针对水平井测井过程中井口电缆易被碰伤碰断，从而引发重大工程故障的情况，设计“钻具输送井口电缆防碰装置”，有效杜绝了测井时电缆在井口受伤的情况。该装置不仅在塔河工区进行了应用，而且推广到国内多个油田，仅在塔河工区，该项工具每年就可以节约通井及电缆折旧费用近500万元。同时，该中心还紧贴现场，及时总结形成了循环控温、提高对接深度等10多项配套措施。

　　据了解，通过上述多项工艺技术和配套措施的应用，先后在TP257H井等多口超深水平井测井施工中创下了多项国内和塔里木盆地的施工记录，一次作业成功率也基本保持了和直井一致的水平。

695米储层段进行酸化加砂压裂测试，未获工业产能。针对该情况西南井下试气投产大队工程技术人员精心研究、科学施工，运用分层压裂工艺通过对珍珠冲段2712-2718米进行加砂压裂改造，喜获高产天然୳ĽĽՏ

　　2万平方米人工岛打出77口高端井

　　井口间距只有2.5米，最长水平位移达到4841.61米

　　[中国石油报2013-03-26]3月20日，渤海钻探钻井一公司70002队施工的庄海8Nm—L8井顺利交井，钻井周期7.46天，建井周期17天，创大港油田2500米以上大斜度井钻井周期最短和建井周期最短