E-mail Alert2014年 36卷 第3期
2014, 36(3): 1-6.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.001
摘要:
以相似系统理论建立了大位移水平井携岩实验装置，并根据颗粒雷诺数相似推导了实验装置与原型的参数相似关系，实验研究了环空返速、钻井液密度及有效黏度、岩屑密度及粒径大小、钻杆转速及偏心度、井斜角、机械钻速和井眼尺寸等10 个参数与无因次岩屑床厚度的变化关系，在此基础上采用非线性回归方法建立了大位移水平井稳态无因次岩屑床厚度方程， 并根据文献对模型进行了验证。模型对于确定大位移水平井井眼净化最小携岩排量和优化机械钻速具有参考意义。
以相似系统理论建立了大位移水平井携岩实验装置，并根据颗粒雷诺数相似推导了实验装置与原型的参数相似关系，实验研究了环空返速、钻井液密度及有效黏度、岩屑密度及粒径大小、钻杆转速及偏心度、井斜角、机械钻速和井眼尺寸等10 个参数与无因次岩屑床厚度的变化关系，在此基础上采用非线性回归方法建立了大位移水平井稳态无因次岩屑床厚度方程， 并根据文献对模型进行了验证。模型对于确定大位移水平井井眼净化最小携岩排量和优化机械钻速具有参考意义。
2014, 36(3): 7-9.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.002
摘要:
为保证深层潜山水平井实钻轨迹能够顺利有效进入潜山，且沿地质要求的有利储层段钻进，建立了一种深层潜山水平井探潜山面井斜角的设计方法。以设计轨道沿潜山高部位向低部位钻进这种相对难进山且进山后容易穿出有利储层的情况为研究对象，分析了地层倾角、有利储层预测厚度和工具造斜能力与设计探潜山面井斜角之间的关系，考虑了地层倾角与设计轨道方位间的夹角、地层倾角预测误差和有利储层厚度预测误差等主要影响因素，建立了探潜山面井斜角计算模型，并应用于冀东油田深层潜山水平井设计。实钻表明：该设计方法达到了有效探潜山面并顺利沿地质要求的井段钻进的目的。
为保证深层潜山水平井实钻轨迹能够顺利有效进入潜山，且沿地质要求的有利储层段钻进，建立了一种深层潜山水平井探潜山面井斜角的设计方法。以设计轨道沿潜山高部位向低部位钻进这种相对难进山且进山后容易穿出有利储层的情况为研究对象，分析了地层倾角、有利储层预测厚度和工具造斜能力与设计探潜山面井斜角之间的关系，考虑了地层倾角与设计轨道方位间的夹角、地层倾角预测误差和有利储层厚度预测误差等主要影响因素，建立了探潜山面井斜角计算模型，并应用于冀东油田深层潜山水平井设计。实钻表明：该设计方法达到了有效探潜山面并顺利沿地质要求的井段钻进的目的。
2014, 36(3): 10-14.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.003
摘要:
煤层气多分支水平井能有效增加控制面积，降低表皮因数，其井身结构优化对获得最经济有效的产能至关重要。为此，分析了煤层倾角、储层保护和井身结构对煤层气水平井产能的影响。采用数值模拟的方法，以沁水盆地南部某区块3# 煤层为例，对多分支水平井的井身结构参数进行优化。优化结果表明：主支走向对产能影响较大，适宜的方向为垂直主渗透率方向； 产能随着主支长度和分支长度的增加而增加，结合经济性和增产效果，主支长度宜控制在900~1 300 m 之间，分支长度宜控制在250~400 m 之间；分支间距和主分支夹角在一定程度上影响产能，分支间距宜控制在200~300 m 之间，主支和分支夹角宜控制在36°~53°之间。研究结果可为煤层气多分支水平井的井身结构设计提供参考。
煤层气多分支水平井能有效增加控制面积，降低表皮因数，其井身结构优化对获得最经济有效的产能至关重要。为此，分析了煤层倾角、储层保护和井身结构对煤层气水平井产能的影响。采用数值模拟的方法，以沁水盆地南部某区块3# 煤层为例，对多分支水平井的井身结构参数进行优化。优化结果表明：主支走向对产能影响较大，适宜的方向为垂直主渗透率方向； 产能随着主支长度和分支长度的增加而增加，结合经济性和增产效果，主支长度宜控制在900~1 300 m 之间，分支长度宜控制在250~400 m 之间；分支间距和主分支夹角在一定程度上影响产能，分支间距宜控制在200~300 m 之间，主支和分支夹角宜控制在36°~53°之间。研究结果可为煤层气多分支水平井的井身结构设计提供参考。
2014, 36(3): 15-19.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.004
摘要:
为提高海上中后期油田的生产能力，针对储量分散、天然能量弱的薄层油藏，决定采用多分支水平井技术提高单井产量和采收率，降低综合开发成本。根据某海域A 油田的油藏特点，分析了薄油层钻井作业设备能力有限、工程设计限制多、中靶精度要求高、井眼轨迹控制挑战多、钻井施工风险高、储层保护难度大等问题。通过对平台钻井设备评价改造、井身结构及井眼轨道优化设计、复杂井眼轨迹的精细控制、钻井液优选等方面的研究及应用，成功实施了水平井、分支井、小井眼和薄油层的钻探作业，提高了油田勘探开发整体效益，为今后海上薄油层多分支水平井的钻井作业提供了参考。
为提高海上中后期油田的生产能力，针对储量分散、天然能量弱的薄层油藏，决定采用多分支水平井技术提高单井产量和采收率，降低综合开发成本。根据某海域A 油田的油藏特点，分析了薄油层钻井作业设备能力有限、工程设计限制多、中靶精度要求高、井眼轨迹控制挑战多、钻井施工风险高、储层保护难度大等问题。通过对平台钻井设备评价改造、井身结构及井眼轨道优化设计、复杂井眼轨迹的精细控制、钻井液优选等方面的研究及应用，成功实施了水平井、分支井、小井眼和薄油层的钻探作业，提高了油田勘探开发整体效益，为今后海上薄油层多分支水平井的钻井作业提供了参考。
2014, 36(3): 20-22.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.005
摘要:
注水泥塞侧钻是在原井眼一定位置注水泥填井，再侧钻出新井眼的钻井工艺。文昌某油田一口水平开发井因?215.9 mm 井眼钻遇油层显示不理想，决定在裸眼注水泥塞后进行侧钻。为克服侧钻点深、地层强度高、半潜式平台升沉大等难点，采用了短保径、强侧向攻击性能的PDC 钻头和Power Drive 旋转导向工具，通过滑槽、造台阶及控时钻进等技术措施控制井眼轨迹，利用岩屑录井和近钻头井斜等资料及时监控侧钻实施情况，成功完成了侧钻作业。该侧钻井作业顺利，轨迹平滑，后续防砂筛管顺利下入，为今后半潜式平台水平井侧钻作业提供了较好的借鉴经验。
注水泥塞侧钻是在原井眼一定位置注水泥填井，再侧钻出新井眼的钻井工艺。文昌某油田一口水平开发井因?215.9 mm 井眼钻遇油层显示不理想，决定在裸眼注水泥塞后进行侧钻。为克服侧钻点深、地层强度高、半潜式平台升沉大等难点，采用了短保径、强侧向攻击性能的PDC 钻头和Power Drive 旋转导向工具，通过滑槽、造台阶及控时钻进等技术措施控制井眼轨迹，利用岩屑录井和近钻头井斜等资料及时监控侧钻实施情况，成功完成了侧钻作业。该侧钻井作业顺利，轨迹平滑，后续防砂筛管顺利下入，为今后半潜式平台水平井侧钻作业提供了较好的借鉴经验。
2014, 36(3): 23-26.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.006
摘要:
为加快鄂尔多斯盆地陆相页岩气水平井钻井技术的发展，延长油田于2013 年钻成了一口大偏移距的水平井——延页平3 井。通过优化井身结构、加强井眼轨迹控制、优选钻头和钻具组合、采用全油基钻井液及漂浮下套管固井技术，钻井过程中未发生复杂情况，且套管一次性下放到位。该井钻井周期比设计缩短7 d，全井平均机械钻速达4.91 m/h，水平段平均钻速达13.16 m/h。该井的钻完井技术可以在陆相页岩气开发中进行推广使用，并对国内其他地区大偏移距页岩气水平井的施工有一定的借鉴意义。
为加快鄂尔多斯盆地陆相页岩气水平井钻井技术的发展，延长油田于2013 年钻成了一口大偏移距的水平井——延页平3 井。通过优化井身结构、加强井眼轨迹控制、优选钻头和钻具组合、采用全油基钻井液及漂浮下套管固井技术，钻井过程中未发生复杂情况，且套管一次性下放到位。该井钻井周期比设计缩短7 d，全井平均机械钻速达4.91 m/h，水平段平均钻速达13.16 m/h。该井的钻完井技术可以在陆相页岩气开发中进行推广使用，并对国内其他地区大偏移距页岩气水平井的施工有一定的借鉴意义。
2014, 36(3): 27-32.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.007
摘要:
樊家地区致密砂岩油气藏开发是胜利油田的开发重点。针对该地区井身结构复杂、致密砂岩特点和施工技术难点， 在总结前期樊154- 平1 井等6 口井从一开、定向段、稳斜段到完井的施工经验的基础上，优化了井身结构、钻头选型、钻具组合、钻井液技术，配套形成了樊家地区致密砂岩非常规井优快钻井技术和安全钻井液技术，并在樊家地区樊154-6HF 井等4 口非常规井中进行了应用，机械钻速较前期施工的井提高10% 以上，钻井周期缩短了10% 以上，为后续非常规井的开发提供了经验。
樊家地区致密砂岩油气藏开发是胜利油田的开发重点。针对该地区井身结构复杂、致密砂岩特点和施工技术难点， 在总结前期樊154- 平1 井等6 口井从一开、定向段、稳斜段到完井的施工经验的基础上，优化了井身结构、钻头选型、钻具组合、钻井液技术，配套形成了樊家地区致密砂岩非常规井优快钻井技术和安全钻井液技术，并在樊家地区樊154-6HF 井等4 口非常规井中进行了应用，机械钻速较前期施工的井提高10% 以上，钻井周期缩短了10% 以上，为后续非常规井的开发提供了经验。
2014, 36(3): 33-38.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.008
摘要:
南海东部海域某深水气田应用第六代半潜式深水钻井平台West Hercules 和HYSY981 平台顺利完成了9 口井的完井作业，平均单井作业时间为41.03 d。在介绍该气田深水完井技术工艺特点、分析完井生产管柱设计原理的基础上，结合该气田的井况及环境特点，对深水完井作业难点及施工措施进行了系统的梳理，形成了一套完善的深水完井作业技术，包括材料防腐、水合物的防治、环空圈闭压力管理、生产管柱优化设计、压裂充填作业、井筒连续清洁、水下采油树安装和更换、复杂情况应急处理、精细施工等。清井放喷测试以及投产前的功能测试表明，各井产量及完井设备工作状态均达到投产要求。该套技术可以为今后其他深水油气田完井设计和施工提供借鉴。
南海东部海域某深水气田应用第六代半潜式深水钻井平台West Hercules 和HYSY981 平台顺利完成了9 口井的完井作业，平均单井作业时间为41.03 d。在介绍该气田深水完井技术工艺特点、分析完井生产管柱设计原理的基础上，结合该气田的井况及环境特点，对深水完井作业难点及施工措施进行了系统的梳理，形成了一套完善的深水完井作业技术，包括材料防腐、水合物的防治、环空圈闭压力管理、生产管柱优化设计、压裂充填作业、井筒连续清洁、水下采油树安装和更换、复杂情况应急处理、精细施工等。清井放喷测试以及投产前的功能测试表明，各井产量及完井设备工作状态均达到投产要求。该套技术可以为今后其他深水油气田完井设计和施工提供借鉴。
2014, 36(3): 39-41.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.009
摘要:
沁水盆地3# 高阶煤层，煤层气钻井过程中掉块、垮塌、漏失、卡钻，成功率很低。沁平12-11-3H 井三开是由2 个主支、6 个分支组成的多分支水平井，使用绒囊钻井液13 d 完成进尺4 189.49 m。根据不同井下情况、固控设备情况，加入成核剂、成膜 剂、囊层剂和绒毛剂等4 种绒囊钻井液主处理剂，调整钻井液性能：密度0.96~1.08 g/cm3，塑性黏度7~17 mPa·s，动切力4.0~ 10.22 Pa，煤层钻遇率达95%，完成地质要求且平均机械钻速12.65 m/h，较邻井提高11.55%。全井考验了绒囊钻井液高固相 容纳能力、漏失地层封堵能力、井塌卡钻处理能力、气侵维持性能能力。建议加强固控设备配套，进一步提高钻井液性能。
沁水盆地3# 高阶煤层，煤层气钻井过程中掉块、垮塌、漏失、卡钻，成功率很低。沁平12-11-3H 井三开是由2 个主支、6 个分支组成的多分支水平井，使用绒囊钻井液13 d 完成进尺4 189.49 m。根据不同井下情况、固控设备情况，加入成核剂、成膜 剂、囊层剂和绒毛剂等4 种绒囊钻井液主处理剂，调整钻井液性能：密度0.96~1.08 g/cm3，塑性黏度7~17 mPa·s，动切力4.0~ 10.22 Pa，煤层钻遇率达95%，完成地质要求且平均机械钻速12.65 m/h，较邻井提高11.55%。全井考验了绒囊钻井液高固相 容纳能力、漏失地层封堵能力、井塌卡钻处理能力、气侵维持性能能力。建议加强固控设备配套，进一步提高钻井液性能。
2014, 36(3): 42-44.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.010
摘要:
新页HF-2 井是川西地区的第2 口页岩气水平探井，四开?152.4 mm 井眼钻进过程中泵压偏高、排量低，定向仪器无法正常工作。借助钻井液水力学模拟计算软件，在确保油基钻井液密度稳定的情况下，采取优化钻井液性能和替换钻具相结合的方式，有效降低了泵压，提高了排量，满足了定向仪器正常工作的需要，使用密度2.15 g/cm3 的油基钻井液完成821 m 的水平段钻井施工，为今后同类井的施工提供了有益的借鉴。
新页HF-2 井是川西地区的第2 口页岩气水平探井，四开?152.4 mm 井眼钻进过程中泵压偏高、排量低，定向仪器无法正常工作。借助钻井液水力学模拟计算软件，在确保油基钻井液密度稳定的情况下，采取优化钻井液性能和替换钻具相结合的方式，有效降低了泵压，提高了排量，满足了定向仪器正常工作的需要，使用密度2.15 g/cm3 的油基钻井液完成821 m 的水平段钻井施工，为今后同类井的施工提供了有益的借鉴。
2014, 36(3): 45-47.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.011
摘要:
针对现有防塌封堵剂沥青类荧光级别高，石蜡类、聚合醇类易起泡、易大幅增大钻井液黏度，不能满足防塌钻井液需要的缺点，应用二异氰酸酯、乙酸乙酯和多羟基化合物合成出了一种新型封堵剂JA。应用荧光分光光度计和高温高压封堵仪研究了JA 的荧光性和封堵性，评价了JA 钻井液的流变性能。结果表明：JA 荧光强度与蒸馏水近似；120 ℃、3.5 MPa 条件下JA 能在微裂缝和孔隙处快速封堵，形成致密封堵层；3% JA 加入钻井液中不增黏不增稠，对钻井液体系流变性基本无影响。
针对现有防塌封堵剂沥青类荧光级别高，石蜡类、聚合醇类易起泡、易大幅增大钻井液黏度，不能满足防塌钻井液需要的缺点，应用二异氰酸酯、乙酸乙酯和多羟基化合物合成出了一种新型封堵剂JA。应用荧光分光光度计和高温高压封堵仪研究了JA 的荧光性和封堵性，评价了JA 钻井液的流变性能。结果表明：JA 荧光强度与蒸馏水近似；120 ℃、3.5 MPa 条件下JA 能在微裂缝和孔隙处快速封堵，形成致密封堵层；3% JA 加入钻井液中不增黏不增稠，对钻井液体系流变性基本无影响。
2014, 36(3): 48-51.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.012
摘要:
苏里格气田单级一次全井段固井技术可有效提高套管串的承压能力，但在部分低压易漏井施工过程中出现水泥浆漏失的问题。为确保水泥浆能够有效封固不同压力地层，避免固井漏失，通过对苏里格气田井漏特点分析，研发出以新型中空球状微末为减轻材料的低密度高强度防漏水泥浆体系。室内评价实验结果表明，该体系具有密度低、抗压强度高、气相渗透率低等特点，在一定条件下，120 h 水泥石强度达到18 MPa，360 h 水泥石强度超过20 MPa。现场试验5 口井，固井施工顺利，水泥浆一次上返井口，未发生漏失，易漏层第一界面胶结良好率超过95%，第二界面胶结良好率超过85%，满足了苏里格气田低压易漏地层单级一次全井段封固的技术要求。
苏里格气田单级一次全井段固井技术可有效提高套管串的承压能力，但在部分低压易漏井施工过程中出现水泥浆漏失的问题。为确保水泥浆能够有效封固不同压力地层，避免固井漏失，通过对苏里格气田井漏特点分析，研发出以新型中空球状微末为减轻材料的低密度高强度防漏水泥浆体系。室内评价实验结果表明，该体系具有密度低、抗压强度高、气相渗透率低等特点，在一定条件下，120 h 水泥石强度达到18 MPa，360 h 水泥石强度超过20 MPa。现场试验5 口井，固井施工顺利，水泥浆一次上返井口，未发生漏失，易漏层第一界面胶结良好率超过95%，第二界面胶结良好率超过85%，满足了苏里格气田低压易漏地层单级一次全井段封固的技术要求。
2014, 36(3): 52-55.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.013
摘要:
异常压力储层因其压力异常，为完井测试工程设计带来一定的难度。为避免异常压力给测试施工带来安全隐患，通过对国内常用的APR 完井测试工具和常规测试管柱工艺的调研，并针对压力异常储层特点及完井需求，形成了压力异常下不同完井方式对应测试管柱联作工艺。分析了压力异常储层对施工的影响因素，并通过典型实例，验证了工艺可行性。研究结果可为异常压力储层APR 测试技术完井测试工程设计提供参考依据。
异常压力储层因其压力异常，为完井测试工程设计带来一定的难度。为避免异常压力给测试施工带来安全隐患，通过对国内常用的APR 完井测试工具和常规测试管柱工艺的调研，并针对压力异常储层特点及完井需求，形成了压力异常下不同完井方式对应测试管柱联作工艺。分析了压力异常储层对施工的影响因素，并通过典型实例，验证了工艺可行性。研究结果可为异常压力储层APR 测试技术完井测试工程设计提供参考依据。
2014, 36(3): 56-58.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.014
摘要:
据现场钻具失效统计，气体钻井在大钻压作用下，常发生钻铤螺纹疲劳断裂失效。因此，引入多轴疲劳强度理论到气体钻井钻铤疲劳寿命研究，借助Pro/E 软件建立API 钻铤螺纹三维实体模型，并在气体钻井钻铤螺纹模型计算结果的基础上分析了API 钻铤螺纹的应力分布规律，根据多轴疲劳寿命理论预测得到气体钻井钻铤螺纹的疲劳寿命值约为2×105 次。研究结果为气体钻井API 钻铤螺纹快速失效机理研究提供了参考。
据现场钻具失效统计，气体钻井在大钻压作用下，常发生钻铤螺纹疲劳断裂失效。因此，引入多轴疲劳强度理论到气体钻井钻铤疲劳寿命研究，借助Pro/E 软件建立API 钻铤螺纹三维实体模型，并在气体钻井钻铤螺纹模型计算结果的基础上分析了API 钻铤螺纹的应力分布规律，根据多轴疲劳寿命理论预测得到气体钻井钻铤螺纹的疲劳寿命值约为2×105 次。研究结果为气体钻井API 钻铤螺纹快速失效机理研究提供了参考。
2014, 36(3): 59-64.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.015
摘要:
气水两相渗流过程中，气体从水中逸出，或水从气体中析出会改变气藏渗流特征。针对这一现象，基于渗流力学的基本理论，结合保角变换数学方法，将水平井三维流动简化成水平面和垂直面的两个平面流动，同时考虑地层中气水相互溶解和挥发的过程，推导出水平井气水两相渗流的数学模型，建立了水平井气水两相产能方程，并结合相对渗透率辅助方程及水驱气藏的物质平衡压降方程，建立了气水同产水平井综合渗流模型。利用自动拟合方法，通过对气井产气量、产水量、油套压的自动拟合分析，求取气水同产水平井综合渗流模型参数，同时得到气水两相产能方程、气水相渗曲线、单井控制储量与水侵强度。该方法摆脱了确定气井产能必须依靠现场试井的局限，为气水两相流井的产能及动态分析提供了一种新的理论方法。
气水两相渗流过程中，气体从水中逸出，或水从气体中析出会改变气藏渗流特征。针对这一现象，基于渗流力学的基本理论，结合保角变换数学方法，将水平井三维流动简化成水平面和垂直面的两个平面流动，同时考虑地层中气水相互溶解和挥发的过程，推导出水平井气水两相渗流的数学模型，建立了水平井气水两相产能方程，并结合相对渗透率辅助方程及水驱气藏的物质平衡压降方程，建立了气水同产水平井综合渗流模型。利用自动拟合方法，通过对气井产气量、产水量、油套压的自动拟合分析，求取气水同产水平井综合渗流模型参数，同时得到气水两相产能方程、气水相渗曲线、单井控制储量与水侵强度。该方法摆脱了确定气井产能必须依靠现场试井的局限，为气水两相流井的产能及动态分析提供了一种新的理论方法。
2014, 36(3): 65-67.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.016
摘要:
对水平井筒应力分布进行了系统研究，采用FLAC3D 数值模拟软件建立三维模型，综合考虑地层构造应力和储层岩石力学影响，模拟研究了不同原岩构造应力差和水平段深度对水平井筒附近应力分布特征的影响，为计算水平井压裂破裂压力、裂缝起裂方位角、优化射孔等工程优化提供理论依据。
对水平井筒应力分布进行了系统研究，采用FLAC3D 数值模拟软件建立三维模型，综合考虑地层构造应力和储层岩石力学影响，模拟研究了不同原岩构造应力差和水平段深度对水平井筒附近应力分布特征的影响，为计算水平井压裂破裂压力、裂缝起裂方位角、优化射孔等工程优化提供理论依据。
2014, 36(3): 68-71.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.017
摘要:
形成复杂网状裂缝沟通更大的储层体积是页岩储层改造的关键，但在微观上，页岩储层破裂面的特征影响自支撑裂缝的导流能力，破裂时在破裂面上产生的微裂缝影响页岩气的渗透性，这些对页岩储层的改造同样重要。利用四川盆地和济阳凹陷页岩岩样首先进行矿物组成和破裂实验后，利用3D 激光扫描仪对一组岩样的破裂面进行扫描，分析破裂面的平整程度； 利用扫描电子显微镜对两组岩样的破裂面进行不同倍比扫描，分析破裂面的微观形态特征。实验结果发现：方解石含量越高， 破裂面等高线分布规律性越强，且越易在破裂面形成微裂缝；黏土含量越少，方解石和石英含量越高，越易发生剪切断裂。研究成果对认识页岩储层的破裂特征以及指导压裂方案设计具有一定的意义。
形成复杂网状裂缝沟通更大的储层体积是页岩储层改造的关键，但在微观上，页岩储层破裂面的特征影响自支撑裂缝的导流能力，破裂时在破裂面上产生的微裂缝影响页岩气的渗透性，这些对页岩储层的改造同样重要。利用四川盆地和济阳凹陷页岩岩样首先进行矿物组成和破裂实验后，利用3D 激光扫描仪对一组岩样的破裂面进行扫描，分析破裂面的平整程度； 利用扫描电子显微镜对两组岩样的破裂面进行不同倍比扫描，分析破裂面的微观形态特征。实验结果发现：方解石含量越高， 破裂面等高线分布规律性越强，且越易在破裂面形成微裂缝；黏土含量越少，方解石和石英含量越高，越易发生剪切断裂。研究成果对认识页岩储层的破裂特征以及指导压裂方案设计具有一定的意义。
2014, 36(3): 72-74.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.018
摘要:
泾河油田储层埋藏浅，储隔层应力差小，给压裂改造带来较大难度，前期采用水平井裸眼管外封隔器压裂工艺，取得了一定的改造成效, 但该工艺为预置管柱完井，具有不适应后期改造的缺陷。为解决这一问题，将完井方式变更为套管固井。针对泾河油田储层压裂改造难点，对施工管柱、井口、入井压裂材料、裂缝参数及施工参数等进行了一系列优化，并在JH32P1 井进行了速钻桥塞多级分段压裂工艺试验。JH32P1 井现场历时4 d 完成施工，压后钻塞顺利。该井试油期间日产原油14.2 t，与邻井相近储层条件采用裸眼封隔器压裂工艺相比，取得显著的增产效果。该工艺在泾河油田的成功应用，为速钻桥塞分段压裂工艺在泾河油田的推广积累了经验。
泾河油田储层埋藏浅，储隔层应力差小，给压裂改造带来较大难度，前期采用水平井裸眼管外封隔器压裂工艺，取得了一定的改造成效, 但该工艺为预置管柱完井，具有不适应后期改造的缺陷。为解决这一问题，将完井方式变更为套管固井。针对泾河油田储层压裂改造难点，对施工管柱、井口、入井压裂材料、裂缝参数及施工参数等进行了一系列优化，并在JH32P1 井进行了速钻桥塞多级分段压裂工艺试验。JH32P1 井现场历时4 d 完成施工，压后钻塞顺利。该井试油期间日产原油14.2 t，与邻井相近储层条件采用裸眼封隔器压裂工艺相比，取得显著的增产效果。该工艺在泾河油田的成功应用，为速钻桥塞分段压裂工艺在泾河油田的推广积累了经验。
2014, 36(3): 75-78.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.019
摘要:
泵送桥塞+ 射孔联作分段压裂近年来在国内外页岩气藏及致密气藏开发中广泛应用。在页岩气水平井泵送桥塞射孔联作分段压裂实践中遇到了泵送桥塞因压力高而不能泵送、桥塞坐封不丢手、桥塞坐封时电缆不点火、电缆点火后桥塞不坐封、射孔枪不响或2 簇射孔只射1 簇、连续油管射孔意外丢手等各种问题。针对所出现的问题进行原因分析，制定了防范措施和解决方案，现场实施后各页岩气井水平井段的压裂改造施工得以完成，所取得的经验和教训可供今后同类井施工借鉴和参考。
泵送桥塞+ 射孔联作分段压裂近年来在国内外页岩气藏及致密气藏开发中广泛应用。在页岩气水平井泵送桥塞射孔联作分段压裂实践中遇到了泵送桥塞因压力高而不能泵送、桥塞坐封不丢手、桥塞坐封时电缆不点火、电缆点火后桥塞不坐封、射孔枪不响或2 簇射孔只射1 簇、连续油管射孔意外丢手等各种问题。针对所出现的问题进行原因分析，制定了防范措施和解决方案，现场实施后各页岩气井水平井段的压裂改造施工得以完成，所取得的经验和教训可供今后同类井施工借鉴和参考。
2014, 36(3): 79-81.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.020
摘要:
针对鱼骨型水平井钻井周期较长、储层易被钻井液伤害、通过酸化难以实现彻底解堵的问题，提出了分段布酸酸化技术。采用单级封隔器+5 级喷砂器（含4 级滑套喷砂器）工艺管柱，实现了一趟管柱分5 段逐级布酸酸化；通过实验室岩心溶蚀试验，优选出缓速土酸和清洁自转向酸组合酸液体系；通过提高酸液用量和采用液氮伴注技术，提高了改造效果。在静52-H1Z 井成功实施了该项技术，取得了明显的酸化增产效果。试验表明，该技术适用于鱼骨型复杂水平井的解堵改造。
针对鱼骨型水平井钻井周期较长、储层易被钻井液伤害、通过酸化难以实现彻底解堵的问题，提出了分段布酸酸化技术。采用单级封隔器+5 级喷砂器（含4 级滑套喷砂器）工艺管柱，实现了一趟管柱分5 段逐级布酸酸化；通过实验室岩心溶蚀试验，优选出缓速土酸和清洁自转向酸组合酸液体系；通过提高酸液用量和采用液氮伴注技术，提高了改造效果。在静52-H1Z 井成功实施了该项技术，取得了明显的酸化增产效果。试验表明，该技术适用于鱼骨型复杂水平井的解堵改造。
2014, 36(3): 82-86.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.021
摘要:
凝胶微球调剖是聚合物驱后进一步提高采收率的有效方法之一，但目前缺乏相应的效果预测与评价方法用于指导生产实践。为此首先建立了凝胶微球调剖含水率与采收率的解析预测公式，该公式可用于预测凝胶微球深部调驱的含水率、产油量、产水量等指标的变化规律；其次对概念模型的正交设计的数值模拟方案进行拟合，得到无因次增油倍数的经验预测公式，该公式可方便预测其提高采收率幅度和增油降水等指标；最后给出了注入井、生产井和区块3 个层次的凝胶微球调剖效果评价方法。研究结果表明，解析公式和经验公式可以快速准确地预测凝胶微球的调剖效果，分层次的效果评价方法可全面系统地评价凝胶微球调剖矿场实施效果。
凝胶微球调剖是聚合物驱后进一步提高采收率的有效方法之一，但目前缺乏相应的效果预测与评价方法用于指导生产实践。为此首先建立了凝胶微球调剖含水率与采收率的解析预测公式，该公式可用于预测凝胶微球深部调驱的含水率、产油量、产水量等指标的变化规律；其次对概念模型的正交设计的数值模拟方案进行拟合，得到无因次增油倍数的经验预测公式，该公式可方便预测其提高采收率幅度和增油降水等指标；最后给出了注入井、生产井和区块3 个层次的凝胶微球调剖效果评价方法。研究结果表明，解析公式和经验公式可以快速准确地预测凝胶微球的调剖效果，分层次的效果评价方法可全面系统地评价凝胶微球调剖矿场实施效果。
2014, 36(3): 87-91.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.022
摘要:
由于弱凝胶调驱体系抗剪切性能弱而限制了其在油藏中的应用，以共聚物丙烯酰胺/ 丙烯酸/N- 乙烯基吡咯烷酮为主剂，加入甲醛– 苯酚复合交联剂和高温稳定剂，制备了调驱性能较好的弱凝胶体系。考察了聚合物质量浓度、稳定剂质量浓度、交联剂/ 聚合物质量比、交联剂配制摩尔比、温度、pH 值以及矿化度对成胶性能的影响。确定了弱凝胶体系的最佳使用条件： 聚合物AM/AA/NVP 质量浓度2 000 mg/L，交联剂/ 聚合物质量比2/1 000，交联剂（甲醛/ 苯酚）摩尔比4∶1，稳定剂（硫脲）质量浓度100 mg/L，pH 值为7，温度60 ℃。室内调驱性能评价表明，该体系具有良好的抗剪切性能，黏度保留率达到91.38%，同时封堵率在99% 以上，突破压力大于7 MPa，并且还具有一定的选择封堵能力，剖面改善率达到80% 以上。
由于弱凝胶调驱体系抗剪切性能弱而限制了其在油藏中的应用，以共聚物丙烯酰胺/ 丙烯酸/N- 乙烯基吡咯烷酮为主剂，加入甲醛– 苯酚复合交联剂和高温稳定剂，制备了调驱性能较好的弱凝胶体系。考察了聚合物质量浓度、稳定剂质量浓度、交联剂/ 聚合物质量比、交联剂配制摩尔比、温度、pH 值以及矿化度对成胶性能的影响。确定了弱凝胶体系的最佳使用条件： 聚合物AM/AA/NVP 质量浓度2 000 mg/L，交联剂/ 聚合物质量比2/1 000，交联剂（甲醛/ 苯酚）摩尔比4∶1，稳定剂（硫脲）质量浓度100 mg/L，pH 值为7，温度60 ℃。室内调驱性能评价表明，该体系具有良好的抗剪切性能，黏度保留率达到91.38%，同时封堵率在99% 以上，突破压力大于7 MPa，并且还具有一定的选择封堵能力，剖面改善率达到80% 以上。
2014, 36(3): 92-95.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.023
摘要:
针对大港油藏条件，研究得到兼具良好发泡性能和界面张力性能的低界面张力泡沫驱油体系。合成了系列烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱，通过油水界面张力和泡沫性能测试，筛选出十四烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱作为低界面张力泡沫驱油体系的主剂，通过与十二烷基硫酸钠（SDS）复配得到低界面张力泡沫驱油体系。对于大港原油和地层水，油水界面张力值可达到10–2 mN/m 水平，发泡量可达到溶液体积的5 倍，能满足低界面张力泡沫驱油体系对界面张力和发泡量的要求。以大港原油配制模拟油，驱油实验结果表明，低界面张力泡沫驱油体系的驱油效率可达到12.6%，明显好于单纯的低界面张力驱油体系以及单纯的泡沫驱油体系的驱油效率。
针对大港油藏条件，研究得到兼具良好发泡性能和界面张力性能的低界面张力泡沫驱油体系。合成了系列烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱，通过油水界面张力和泡沫性能测试，筛选出十四烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱作为低界面张力泡沫驱油体系的主剂，通过与十二烷基硫酸钠（SDS）复配得到低界面张力泡沫驱油体系。对于大港原油和地层水，油水界面张力值可达到10–2 mN/m 水平，发泡量可达到溶液体积的5 倍，能满足低界面张力泡沫驱油体系对界面张力和发泡量的要求。以大港原油配制模拟油，驱油实验结果表明，低界面张力泡沫驱油体系的驱油效率可达到12.6%，明显好于单纯的低界面张力驱油体系以及单纯的泡沫驱油体系的驱油效率。
2014, 36(3): 96-99.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.024
摘要:
针对常规冻胶堵剂溶解时间长、高温高盐油藏中稳定性差等问题，研制了一种由乳液聚合物、单体交联剂和稳定剂组成的适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂。通过室内静态评价实验，优化了130 ℃下冻胶堵剂配方：2.0%~3.0% 乳液聚合物+0.6%~1.2% 交联剂+2.0%~3% 稳定剂PE，该堵剂体系30 ℃下溶解时间20 min 左右，成冻时间4~11 h 可控，成冻强度级别 D~F 可调。实验结果表明，该冻胶堵剂在高温（130 ℃）高盐（矿化度33 351 mg/L，Ca2+、Mg2+ 离子含量达1 613 mg/L）条件下老化90 d 后未脱水，显示出较好的耐温抗盐性能及抗剪切性能。典型冻胶堵剂配方的室内封堵和耐冲刷评价实验表明， 优选出的冻胶配方封堵率达到96% 以上，封堵效果较好，并且具良好的耐冲刷性能。
针对常规冻胶堵剂溶解时间长、高温高盐油藏中稳定性差等问题，研制了一种由乳液聚合物、单体交联剂和稳定剂组成的适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂。通过室内静态评价实验，优化了130 ℃下冻胶堵剂配方：2.0%~3.0% 乳液聚合物+0.6%~1.2% 交联剂+2.0%~3% 稳定剂PE，该堵剂体系30 ℃下溶解时间20 min 左右，成冻时间4~11 h 可控，成冻强度级别 D~F 可调。实验结果表明，该冻胶堵剂在高温（130 ℃）高盐（矿化度33 351 mg/L，Ca2+、Mg2+ 离子含量达1 613 mg/L）条件下老化90 d 后未脱水，显示出较好的耐温抗盐性能及抗剪切性能。典型冻胶堵剂配方的室内封堵和耐冲刷评价实验表明， 优选出的冻胶配方封堵率达到96% 以上，封堵效果较好，并且具良好的耐冲刷性能。
2014, 36(3): 100-102.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.025
摘要:
黄3 区块作为姬塬油田重要的增储上产区块之一，其主力开采油层三叠系长8 油藏属典型的超低渗透油藏，近年来注水井欠注现象尤为明显。为了有效补充黄3 长8 油藏地层能量，降低油层产量的递减，通过对长8 储层特征、注入水配伍性、井筒治理、注水系统进行研究，从地层、井筒、地面注水系统三方面分析了导致注水井欠注的原因，结合现场实际情况提出相应的治理措施，并对治理效果进行了评价，为下步治理同类油藏提供借鉴。
黄3 区块作为姬塬油田重要的增储上产区块之一，其主力开采油层三叠系长8 油藏属典型的超低渗透油藏，近年来注水井欠注现象尤为明显。为了有效补充黄3 长8 油藏地层能量，降低油层产量的递减，通过对长8 储层特征、注入水配伍性、井筒治理、注水系统进行研究，从地层、井筒、地面注水系统三方面分析了导致注水井欠注的原因，结合现场实际情况提出相应的治理措施，并对治理效果进行了评价，为下步治理同类油藏提供借鉴。
2014, 36(3): 103-105.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.0026
摘要:
龙岗礁滩气藏为高温、超深、中高含硫气藏，试采期间气井普遍产水，受水侵影响气井产量降低，井筒携液能力变差， 甚至因积液严重而关井，影响气井正常生产，现有排水采气工艺难以满足实际生产需要。根据气藏气井超深、中高含硫、产液量大、管柱有封隔器以及消泡难等特点，提出采用油管穿孔配合压缩机气举排水采气工艺，并制定了工艺施工步骤。该工艺不需要改动生产管柱，无需井下气举工具，有效地解决了设备抗硫、耐高温等问题，为气藏排水采气的优先选择工艺。在龙岗001-18 井进行了首次试验，通过优化注气压力、生产制度等工艺参数，实现了超深、高温、中高含硫气井排水采气，气井成功复产，降低了系统内其他生产井的水侵风险，可为同类气藏超深气井排水采气工艺提供借鉴。
龙岗礁滩气藏为高温、超深、中高含硫气藏，试采期间气井普遍产水，受水侵影响气井产量降低，井筒携液能力变差， 甚至因积液严重而关井，影响气井正常生产，现有排水采气工艺难以满足实际生产需要。根据气藏气井超深、中高含硫、产液量大、管柱有封隔器以及消泡难等特点，提出采用油管穿孔配合压缩机气举排水采气工艺，并制定了工艺施工步骤。该工艺不需要改动生产管柱，无需井下气举工具，有效地解决了设备抗硫、耐高温等问题，为气藏排水采气的优先选择工艺。在龙岗001-18 井进行了首次试验，通过优化注气压力、生产制度等工艺参数，实现了超深、高温、中高含硫气井排水采气，气井成功复产，降低了系统内其他生产井的水侵风险，可为同类气藏超深气井排水采气工艺提供借鉴。
2014, 36(3): 106-110.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.027
摘要:
溶剂辅助蒸汽重力泄油是将碳氢化合物溶剂和蒸汽混合共同注入油藏以改善注蒸汽生产开发效果的技术。对国内外溶剂辅助蒸汽泄油技术的最近研究成果进行了调研，阐述了该技术的内涵，描述了其研究现状，评价了技术的优势和局限性， 并展望了该技术的发展前景。综合国内研究现状和油田开发实际需求，探讨了国内溶剂辅助蒸汽重力泄油技术的研究方向。
溶剂辅助蒸汽重力泄油是将碳氢化合物溶剂和蒸汽混合共同注入油藏以改善注蒸汽生产开发效果的技术。对国内外溶剂辅助蒸汽泄油技术的最近研究成果进行了调研，阐述了该技术的内涵，描述了其研究现状，评价了技术的优势和局限性， 并展望了该技术的发展前景。综合国内研究现状和油田开发实际需求，探讨了国内溶剂辅助蒸汽重力泄油技术的研究方向。
2014, 36(3): 111-113.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.028
摘要:
土库曼尤拉屯雅士拉区块产层灰岩孔隙发育，存在多套压力体系，在油气层钻进中经常发生井漏、卡钻、溢流等复杂情况。205 井为该区块第1 口完成设计井深5 000 m 的探井，针对该井产层井漏、卡钻的原因及处理过程进行了分析总结，采用关井反推法憋压堵漏控制预防溢流和井喷的发生，同时采用泡解卡剂、泡酸、注清水降压等解卡工艺，成功解决了205 井产层漏、卡、喷共存的问题，顺利完成了该预探井的施工任务，为该区块的后续钻探开发提供了可借鉴的经验。
土库曼尤拉屯雅士拉区块产层灰岩孔隙发育，存在多套压力体系，在油气层钻进中经常发生井漏、卡钻、溢流等复杂情况。205 井为该区块第1 口完成设计井深5 000 m 的探井，针对该井产层井漏、卡钻的原因及处理过程进行了分析总结，采用关井反推法憋压堵漏控制预防溢流和井喷的发生，同时采用泡解卡剂、泡酸、注清水降压等解卡工艺，成功解决了205 井产层漏、卡、喷共存的问题，顺利完成了该预探井的施工任务，为该区块的后续钻探开发提供了可借鉴的经验。
2014, 36(3): 114-116.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.029
摘要:
AE3 平26 井双封拖动压裂管柱压裂时断脱，喷砂器、封隔器等工具砂埋，打捞困难。通过对该井井况和落井管柱的分析研究，制定了相应的打捞方案，并设计了断油管密封对接器、套子磨鞋、液压加压器等配套的修井工具，克服了落井工具砂卡严重、鱼顶不规则且多变化等诸多难题，成功完成了本井的打捞工作，为同类水平井落井管柱的打捞提供借鉴。
AE3 平26 井双封拖动压裂管柱压裂时断脱，喷砂器、封隔器等工具砂埋，打捞困难。通过对该井井况和落井管柱的分析研究，制定了相应的打捞方案，并设计了断油管密封对接器、套子磨鞋、液压加压器等配套的修井工具，克服了落井工具砂卡严重、鱼顶不规则且多变化等诸多难题，成功完成了本井的打捞工作，为同类水平井落井管柱的打捞提供借鉴。
2014, 36(3): 117-119.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.030
摘要:
海洋石油钻完井作业一般实行批钻批完模式，钻井作业结束后井口敞放，待一批井全部钻井结束后再转入完井作业。这种作业模式存在安全隐患，管内外都有可能有油气溢出，同时，由于没有安装油管四通、采油树或盲法兰，无法控制套管内的压力，有可能导致井涌、井喷等事故。针对上述情况，研制了海洋钻井井口承压保护装置，当钻井作业结束后，可直接将井口承压保护装置安装在套管头或油管四通上，能够方便快捷监测到井内压力变化情况；当发生溢流、井涌的情况下能够进行压井作业，恢复井下安全；此外还可防止井内落物，保证作业安全。海洋钻井井口承压保护装置结构紧凑、密封性能好、操作方便灵活、性能稳定可靠，填补了海洋油田井口保护空白，显著提高了批钻批完钻井模式的安全性。
海洋石油钻完井作业一般实行批钻批完模式，钻井作业结束后井口敞放，待一批井全部钻井结束后再转入完井作业。这种作业模式存在安全隐患，管内外都有可能有油气溢出，同时，由于没有安装油管四通、采油树或盲法兰，无法控制套管内的压力，有可能导致井涌、井喷等事故。针对上述情况，研制了海洋钻井井口承压保护装置，当钻井作业结束后，可直接将井口承压保护装置安装在套管头或油管四通上，能够方便快捷监测到井内压力变化情况；当发生溢流、井涌的情况下能够进行压井作业，恢复井下安全；此外还可防止井内落物，保证作业安全。海洋钻井井口承压保护装置结构紧凑、密封性能好、操作方便灵活、性能稳定可靠，填补了海洋油田井口保护空白，显著提高了批钻批完钻井模式的安全性。
2014, 36(3): 120-122.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.031
摘要:
为有效解决多层系开发过程中笼统合采油井层间干扰矛盾，最大程度发挥各层产能，研制了防气式分采泵两层分采主体技术，现场应用效果显著，但无法实现油井三层以上分采。在油井两层分采技术原理基础上，提出了“产层单向过流进入油管、油管内层间产液桥式多级过流、封隔器层间封隔、普通抽油泵举升”三层分采技术思路，通过对单流阀结构的改进，研制形成双通桥式流道、阀球扶正单向流道结构特点的桥式分采器，设计了“桥式分采器+Y211 封隔器+Y111 封隔器+ 普通管式抽油泵”三层分采技术管柱。2013 年在长庆油田首次成功开展2 口井现场试验，效果明显，为长庆油田多层系开发区块油井多层分采提供了新的技术手段。
为有效解决多层系开发过程中笼统合采油井层间干扰矛盾，最大程度发挥各层产能，研制了防气式分采泵两层分采主体技术，现场应用效果显著，但无法实现油井三层以上分采。在油井两层分采技术原理基础上，提出了“产层单向过流进入油管、油管内层间产液桥式多级过流、封隔器层间封隔、普通抽油泵举升”三层分采技术思路，通过对单流阀结构的改进，研制形成双通桥式流道、阀球扶正单向流道结构特点的桥式分采器，设计了“桥式分采器+Y211 封隔器+Y111 封隔器+ 普通管式抽油泵”三层分采技术管柱。2013 年在长庆油田首次成功开展2 口井现场试验，效果明显，为长庆油田多层系开发区块油井多层分采提供了新的技术手段。
2014, 36(3): 123-125.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.032
摘要:
针对川西气田前期井下节流器在使用过程中存在打捞困难和打捞成功率较低的问题，研制了新型活动式井下节流器。对整体式卡瓦、带复位功能的胶筒、弹簧系统进行了优化。该工具长度短、外径小，送放顺利，丢手、卡挂、密封可靠，打捞成功率高。在CX632 井等8 口井进行了现场试验，节流效果明显，生产情况稳定；在XS21-29HF 井等3 口井进行打捞也验证了打捞成功率高，具备大规模推广使用价值。
针对川西气田前期井下节流器在使用过程中存在打捞困难和打捞成功率较低的问题，研制了新型活动式井下节流器。对整体式卡瓦、带复位功能的胶筒、弹簧系统进行了优化。该工具长度短、外径小，送放顺利，丢手、卡挂、密封可靠，打捞成功率高。在CX632 井等8 口井进行了现场试验，节流效果明显，生产情况稳定；在XS21-29HF 井等3 口井进行打捞也验证了打捞成功率高，具备大规模推广使用价值。
2014, 36(3): 126-127.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.033
摘要:
为适应海上油田特殊井的同井注采工艺和热采井清防蜡工艺，研制了了大通径高强度过电缆封隔器。该过电缆封隔器的内通径达90.1 mm，扩大了环空注采通道；本体材质选用42 CrMo 高强度合金钢，使最大悬重可达1 250 kN。在海上油田进行了7 口井的现场应用，坐封、验封均一次成功，表明该过电缆封隔器性能可满足现场工艺要求。
为适应海上油田特殊井的同井注采工艺和热采井清防蜡工艺，研制了了大通径高强度过电缆封隔器。该过电缆封隔器的内通径达90.1 mm，扩大了环空注采通道；本体材质选用42 CrMo 高强度合金钢，使最大悬重可达1 250 kN。在海上油田进行了7 口井的现场应用，坐封、验封均一次成功，表明该过电缆封隔器性能可满足现场工艺要求。
2014, 36(3): 128-131.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.03.034
摘要:
传统的试油作业中需要起下两次钻具才能完成刮削套管和洗井两道工序。针对塔里木盆地井深、高温、试油作业日费高等特点，研发了以刮洗一体化工具为核心的刮削洗井一体化工艺。该工具入井时刮片处于伸开状态，刮削作业完成后通过投球打压方式剪断销钉，刮片回缩后进行通井、洗井、替浆作业。现场应用表明，刮削洗井一体化工艺可实现刮削、替浆、洗井一趟钻完成，平均单井节约试油时间28.0 h。
传统的试油作业中需要起下两次钻具才能完成刮削套管和洗井两道工序。针对塔里木盆地井深、高温、试油作业日费高等特点，研发了以刮洗一体化工具为核心的刮削洗井一体化工艺。该工具入井时刮片处于伸开状态，刮削作业完成后通过投球打压方式剪断销钉，刮片回缩后进行通井、洗井、替浆作业。现场应用表明，刮削洗井一体化工艺可实现刮削、替浆、洗井一趟钻完成，平均单井节约试油时间28.0 h。
