2月25日
——陆丰9-2油田A1H井
钻完井作业圆满结束
相比施工设计提速超17%
目前日产原油超800方
储层钻遇率100%
达产率超120%
实施效果远超设计预期
大位移井
是挑战钻井极限的尖端科技
也是全球行业公认的
技术难题之一
这口井钻井深度达7656米，垂直深度只有2378米，在水平方向继续钻进了6675米，是一口典型的浅层超深大位移井。
中国海油深圳分公司已形成了从地质研究、钻井工程、定向钻探到测井工程等成套海上大位移井技术体系。该井的成功投产进一步验证了有关自研技术的稳定性和可靠性，推动边际油田规模化开发再上新台阶。
通力协作
作业之路精益求精
作业前，深水工程技术中心多次组织专家围绕作业重难点开展了多轮次方案审查会、作业研讨会、风险应对会，并针对性优化设计及作业方案，力求在设计阶段将作业风险控制到最小。
现场作业开始后，依托陆地专家组、各专业公司等的支持，工技中心开展了一系列风险智能管控、参数智能优化工作，精心组织现场作业，完成了既定的作业方案。2025年春节期间，项目团队坚守岗位，积极响应公司提级管理要求，现场配备双钻井总监，与陆地专业公司专家、地质油藏团队、海上作业团队紧密配合，形成了强大的技术支持体系。
创新应用
关键井段稳中求胜
在12.25英寸关键井段中，同尺寸钻头打到位难，9.625英寸套管下到位更难。面对上部地层井壁失稳和下部地层断层漏失的双重挑战，不仅需要确保上面易失稳地层的井壁完整性，还需要杜绝下部地层出现漏失情况，无论是哪个环节出现了纰漏，都将意味着这口井作业失败。
项目团队从提级管理和技术保障两方面入手，通过使用新型油基钻井液体系、升级维保作业设备、灵活调整短起下方式等策略，并首次应用连续循环系统，开创性地采用新型封堵材料，提升井壁承压能力，确保稳定钻进。
在套管下入过程中，团队创新性地采用独特楔形螺纹设计的高抗扭扣型套管，配合旋转漂浮下套管工具，成功将近6300米长的9.625英寸套管下入至预定深度。
提前试验
超长管柱下放到位
面对超深大位移井带来的“三高”挑战——“管柱下入摩阻高”“管柱屈曲风险高”“管柱到位难度高”，项目团队通过提前进行4轮次下入悬重模拟推演、敏感性分析，制定并优化作业方案，采用抗磨设计筛管配合旋转下入工艺，破解管柱下入难题，一举实现1723米的ICD分舱控水防砂管柱顺利到位。
同时，采油树模型的创新使用大幅缩短了投产时间，达产率超120%，这是中国海油深圳分公司“少井高产”理念的深化推广，也标志着小型边际砂岩油田——陆丰9-2油田成功实现经济、有效的挖潜与开发。
工技中心
将继续锚定稳产上产目标
抓牢精益管理
以优智钻完井理念
充分释放新油气田产能
为建设中国特色世界一流
深水油气田
不断作出新贡献
