崔海林 唐洪林 閆振來 許新強(qiáng) 左紅軍

(勝利石油管理局鉆井工藝研究院,山東東營 257017)

?鉆井與完井?

魚骨狀水平分支井建35-支平1井鉆井技術(shù)

崔海林 唐洪林 閆振來 許新強(qiáng) 左紅軍

(勝利石油管理局鉆井工藝研究院,山東東營 257017)

為提高建南氣田的采氣量和改善開發(fā)效果,在建南區(qū)塊部署了魚骨狀水平分支井——建35-支平1井。在介紹建35-支平1井儲(chǔ)層地質(zhì)情況、井身結(jié)構(gòu)和井身軌跡剖面的基礎(chǔ)上,對(duì)定向鉆進(jìn)階段的技術(shù)難點(diǎn)進(jìn)行了詳細(xì)分析,并從鉆具組合、螺桿鉆具、鉆井參數(shù)和鉆進(jìn)方式優(yōu)選,及套管防磨、分支井眼扭方位、裸眼懸空側(cè)鉆和預(yù)防再進(jìn)入分支井眼方面,對(duì)該井所采用的工藝技術(shù)和技術(shù)措施進(jìn)行了詳細(xì)介紹。該井的成功,證明采用魚骨狀水平分支井開采海相碳酸鹽巖低滲低壓裂縫性氣藏是可行的,也為今后該技術(shù)在海相碳酸鹽巖低滲低壓裂縫性氣藏的推廣應(yīng)用積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)。

裂縫性油氣藏;水平井;分支井;建南氣田;建35-支平1井

建南氣田位于四川盆地東緣石柱復(fù)向斜中部建南構(gòu)造,分為南高點(diǎn)和北高點(diǎn);氣田縱向上包括三疊系嘉陵江組嘉1段、三疊系飛仙關(guān)組飛3段、二疊系長興組長2段和石炭系4個(gè)工業(yè)產(chǎn)層[1]。建南氣田截至1981年7月共探明天然氣儲(chǔ)量100.25× 108m3。建南氣田2007年產(chǎn)氣量1.024×108m3,采氣速度1.02%,累積產(chǎn)氣量16.2×108m3,探明地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度為16.2%。目前該氣田處于低采氣速度、低采出程度狀態(tài),油氣藏的開發(fā)效果、采氣量急需改善和提高。由于魚骨狀水平分支井可以從一個(gè)井眼中獲得最大的總水平位移,在相同或不同方向上鉆穿不同深度的多套油氣層,具有大幅度增加油氣層裸露面積和延長油氣井壽命,提高油(氣)井產(chǎn)量和油(氣)采收率的優(yōu)點(diǎn)[2-7]。為此,江漢油田在建南區(qū)塊部署了第一口魚骨狀水平分支井——建35-支平1井,希望應(yīng)用先進(jìn)的魚骨狀水平井技術(shù)提高單井產(chǎn)能和建南氣田的整體開發(fā)效益,實(shí)現(xiàn)稀井高產(chǎn)。

1 儲(chǔ)層特征

1.1 儲(chǔ)層構(gòu)造特點(diǎn)

建35-支平1井位于重慶市石柱縣黃水鎮(zhèn)清河村建68X井東北1 548 m處,構(gòu)造位置是石柱復(fù)向斜中部潛伏構(gòu)造帶建南構(gòu)造南高點(diǎn)西南部,勘探層位為下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組飛3段。建南構(gòu)造為一保存完整的背斜構(gòu)造,構(gòu)造軸線為北東方向,呈緩“S”形展布。有2條逆斷層:太平鎮(zhèn)斷層位于構(gòu)造西北翼,規(guī)模較大;石圣-跨石廟斷層位于南高點(diǎn)近軸部,規(guī)模較小。

1.2 儲(chǔ)層巖性與油藏特點(diǎn)

該井飛3段儲(chǔ)層以顆粒灰?guī)r發(fā)育為特征,巖性以灰白-灰色中-厚層泥晶灰?guī)r、砂屑灰?guī)r、鮞?；?guī)r為主,見水平、平行層理,斜層理及交錯(cuò)層理,顆?；?guī)r中普遍含生物屑。通過儲(chǔ)層巖性分析,巖性致密,可鉆性低,裸眼懸空側(cè)鉆具有較高的難度。

建南構(gòu)造南高點(diǎn)飛3段氣藏以孔隙和裂縫為主,儲(chǔ)層孔隙度分布范圍較大,顆?；?guī)r孔隙度最大為 3.85%,最小為 0.52%,平均孔隙度為1.20%,滲透率為0.554×10-3μm2[8]。建南氣田飛3段儲(chǔ)層中局部裂縫較發(fā)育,儲(chǔ)層裂縫多以斜縫和高角度裂縫為主,水平裂縫較少,裂縫規(guī)模以微、細(xì)裂縫居多,形態(tài)多不規(guī)則,裂縫發(fā)育不均質(zhì),鉆探難度較大。

2 井身結(jié)構(gòu)與井眼軌道設(shè)計(jì)

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

根據(jù)區(qū)塊地層特點(diǎn)、地層壓力及鉆井完井工藝要求,以安全、高效、優(yōu)質(zhì)鉆井和保護(hù)油氣層及高效開采為原則,該井采用三開井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì),見表1。

2.2 井眼軌道設(shè)計(jì)

地層預(yù)測(cè)結(jié)果表明,嘉陵江組嘉2段地層含有膏巖層,造斜點(diǎn)應(yīng)避開這一井段。而下部井段可鉆性相對(duì)較低,造斜率的選擇直接影響到井眼軌跡控制和后期水平井眼的摩阻扭矩。為了減小井下摩阻和扭矩,有利于主井眼水平段和分支井眼的實(shí)施,提高鉆井效率,對(duì)不同造斜點(diǎn)、造斜率的幾種剖面設(shè)計(jì)進(jìn)行了對(duì)比分析,優(yōu)選出了建35-支平1井的設(shè)計(jì)剖面,見表2～4。

表1 建35-支平1井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

表2 建35-支平1井設(shè)計(jì)基本數(shù)據(jù)

表3 建35-支平1井主井眼剖面設(shè)計(jì)

表4 建35-支平1井分支井眼剖面設(shè)計(jì)

3 技術(shù)難點(diǎn)分析

1)造斜點(diǎn)較深,井眼尺寸相對(duì)較大,巖性致密,可鉆性低,鉆井效率低。該井造斜點(diǎn)垂深2 935.00 m,整個(gè)斜井段處于嘉陵江組地層底部的嘉1段和飛仙關(guān)組地層頂部的飛4段,巖性為灰色泥晶灰?guī)r夾鮞?；?guī)r條帶和石膏紫紅色泥晶云巖、泥巖,較為致密,可鉆性差,井眼尺寸大(φ311.1 mm),鉆頭的機(jī)械能量及水力能量不足,嚴(yán)重影響鉆井效率。在施工時(shí)間較長的情況下,易在造斜井段及狗腿度大的地方形成鍵槽,造成井下情況復(fù)雜。隨著三開水平裸眼段的增加,環(huán)空壓耗逐漸增大,泵壓也越來越高,為了滿足設(shè)備要求,要降低排量,使水力能量不足的矛盾更加突出,螺桿鉆具的機(jī)械能量不能充分發(fā)揮,使機(jī)械鉆速降低。

2)鄰井資料少,施工缺乏參考依據(jù)。在該井之前該區(qū)塊沒有鉆過大尺寸井眼的定向井和水平井,對(duì)于選擇單彎螺桿尺寸及單彎螺桿的造斜能力缺乏了解,給單彎螺桿尺寸和彎度的優(yōu)選造成一定困難。由于該區(qū)塊地層裂縫發(fā)育無規(guī)律,而設(shè)計(jì)目的層與參考鄰井的距離較大,周圍的控制井少,使目的層垂深、傾角、厚度很難準(zhǔn)確預(yù)測(cè),只能根據(jù)實(shí)鉆數(shù)據(jù)調(diào)整井眼軌跡,對(duì)井眼軌跡的控制和井眼的圓滑程度有很大影響。

3)造斜段巖性致密,定向鉆進(jìn)鉆速慢,鉆井效率低。整個(gè)造斜段處于嘉陵江組地層底部的嘉1段和飛仙關(guān)組地層頂部的飛4段,巖性以灰?guī)r為主,夾有少量石膏和云、泥巖,巖性致密,可鉆性差,鉆進(jìn)時(shí)隨著井斜角的增大,攜巖困難,摩阻和扭矩大,滑動(dòng)鉆進(jìn)鉆壓傳遞困難,易出現(xiàn)卡鉆等事故,鉆井效率低。

4)水平段較長,井眼結(jié)構(gòu)復(fù)雜,后期摩阻和扭矩大,攜巖困難。該井為魚骨狀分支水平井,井眼結(jié)構(gòu)復(fù)雜,實(shí)鉆主井眼水平段長640.50 m,水平位移962.67 m,分支井眼水平段長604.00 m,水平位移1 019.48 m,且連續(xù)扭方位作業(yè)使井眼軌跡復(fù)雜,增大了鉆進(jìn)時(shí)的摩阻和扭矩,影響井眼軌跡的控制效果。較長的水平段和井眼軌跡的不規(guī)則變化也給巖屑攜帶造成困難,影響井下安全。

5)分支井眼與主井眼夾角大,連續(xù)扭方位作業(yè)井段長,鉆井風(fēng)險(xiǎn)高。該井實(shí)際從井深3 584.00 m開始對(duì)分支井眼進(jìn)行側(cè)鉆扭方位作業(yè),鉆至井深3 812.00 m完成扭方位作業(yè),扭方位井段長228.00 m,方位角自 44.58°扭至 89.28°,方位角變化率19.61°/100m,主井眼與分支井眼的夾角達(dá)到36.56°,連續(xù)扭方位作業(yè)使井眼軌跡復(fù)雜,增大了鉆進(jìn)時(shí)的摩阻和扭矩,給鉆井帶來了極大的風(fēng)險(xiǎn)。

6)水平段懸空側(cè)鉆難度大。該井儲(chǔ)層為下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組地層的飛 3段,實(shí)鉆垂深大于3 257.00 m,巖性為淺灰-深灰色灰?guī)r、鮞?；?guī)r和砂屑灰?guī)r,巖性致密,可鉆性差,采用牙輪鉆頭鉆進(jìn)鉆壓加至120～140 kN,鉆時(shí)15～20 min/m。懸空側(cè)鉆時(shí)鉆具無支撐,側(cè)鉆難度大。

7)由于魚骨狀水平分支井工藝較為復(fù)雜,施工周期較長,易出現(xiàn)井下復(fù)雜情況,而且對(duì)儲(chǔ)層段的井壁穩(wěn)定性和儲(chǔ)層保護(hù)要求高,特別是分支井眼,因分支井眼為裸眼完井,全井完成后很難再進(jìn)入分支井眼作業(yè),其儲(chǔ)層保護(hù)要求更高。在起下鉆過程中,如果分叉窗口處理不當(dāng),有可能進(jìn)入分支井眼,影響鉆井效率。

4 鉆井技術(shù)措施

4.1 優(yōu)選鉆具組合

優(yōu)選鉆具組合是優(yōu)質(zhì)、高效控制井眼軌跡的重要措施之一。優(yōu)選原則是:1)盡量簡化下部鉆具組合,降低井下鉆具危險(xiǎn)系數(shù);2)滿足井眼軌跡控制需要,尤其是造斜率控制,還應(yīng)盡量控制不要出現(xiàn)較大的狗腿度,以保證井眼軌跡圓滑,有利于后期作業(yè)的順利進(jìn)行;3)合理優(yōu)化鉆具,減少更換鉆具組合次數(shù),提高鉆井效率;4)水平段鉆具組合應(yīng)滿足“少滑動(dòng)鉆進(jìn),多復(fù)合鉆進(jìn)”的要求,實(shí)現(xiàn)優(yōu)快鉆進(jìn),提高鉆井效率。

根據(jù)以上原則,優(yōu)選出了該井造斜段和水平段的鉆具組合:

造斜段鉆具組合為φ311.1 mm鉆頭+φ216.0 mm單彎螺桿鉆具+φ203.2 mm無磁鉆鋌+MWD+ φ127.0 mm加重鉆桿;

水平段鉆具組合為φ215.9 mm鉆頭+單彎螺桿鉆具+φ211.0 mm欠尺寸穩(wěn)定器+φ127.0 mm無磁承壓鉆桿+MWD+φ127.0 mm斜坡鉆桿+ φ127.0 mm加重鉆桿。

該鉆具組合的優(yōu)點(diǎn)是井眼控制精度較高,可以通過調(diào)整鉆井參數(shù)和鉆井方式,達(dá)到增斜、穩(wěn)斜和降斜的效果,從而達(dá)到連續(xù)控制井眼軌跡的目的,還能較好地控制狗腿度和水平段的穩(wěn)斜效果。

4.2 優(yōu)選螺桿鉆具

二開造斜段常規(guī)定向鉆具組合應(yīng)為“φ311.1 mm鉆頭+φ244.5 mm單彎螺桿+……”,在造斜段開始施工的前5趟鉆,采用了φ244.5 mm螺桿,但是在滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)存在以下現(xiàn)象:“滑動(dòng)鉆進(jìn)不到2 m就出現(xiàn)托壓現(xiàn)象,上提粘卡嚴(yán)重,甚至有卡鉆的危險(xiǎn),定向鉆進(jìn)極其困難,只得開轉(zhuǎn)盤在定向段劃眼,劃眼時(shí)蹩跳鉆現(xiàn)象嚴(yán)重,劃眼后情況稍好一些,可以連續(xù)滑動(dòng)鉆進(jìn)1.0～1.5 m,再劃眼,這樣滑動(dòng)鉆進(jìn)一段劃眼一段”。分析其原因,可能是由于巖性致密,硬度較大,φ244.5 mm單彎螺桿前端剛性太強(qiáng),滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)撐在井壁上,存在掛卡現(xiàn)象。后來更換成尺寸較小的單彎螺桿,采用“φ311.1 mm鉆頭+ φ216.0 mm單彎螺桿+……”鉆具組合,從而解決了上述問題,大大提高了鉆井時(shí)效。

4.3 優(yōu)選鉆井參數(shù)

鉆井參數(shù)優(yōu)選也是優(yōu)質(zhì)、高效控制井眼軌跡的重要措施之一。該井在造斜段滑動(dòng)鉆進(jìn)和主井眼與分支井眼水平段導(dǎo)向鉆進(jìn)時(shí)均對(duì)鉆井參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)選。造斜段大尺寸井眼滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí),根據(jù)鉆井設(shè)備能力和螺桿鉆具參數(shù)要求,盡量控制加在鉆頭上的真實(shí)鉆壓處于鉆頭和螺桿鉆具的額定范圍內(nèi),排量能夠滿足攜巖、凈化井眼的要求,并能充分發(fā)揮鉆頭和螺桿的最大性能,提高鉆井時(shí)效。主井眼和分支井眼水平段采用PDC鉆頭導(dǎo)向鉆進(jìn)時(shí),通過優(yōu)選鉆壓即可控制井斜角的增降,保證井下安全鉆進(jìn)。

4.4 套管防磨技術(shù)

造斜段完成后,為了后期主井眼和分支井眼施工安全順利進(jìn)行,技術(shù)套管下至A靶點(diǎn)。在水平段鉆進(jìn)過程中,鉆具在自重作用下緊靠下井壁,易造成鉆桿接頭對(duì)套管的嚴(yán)重磨損,同時(shí)也會(huì)增大鉆進(jìn)時(shí)的摩阻和扭矩。因此優(yōu)選了防磨接頭,并優(yōu)化了其安放位置,變旋轉(zhuǎn)接觸為非旋轉(zhuǎn)接觸,不僅有效保護(hù)了套管,同時(shí)也減小了復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的扭矩。

4.5 優(yōu)選鉆進(jìn)方式

魚骨狀水平分支井可以采用不同的鉆進(jìn)方式。由于目前國內(nèi)現(xiàn)有工具的限制,主要采用前進(jìn)式或后退式兩種鉆進(jìn)方式。根據(jù)完井方式要求,結(jié)合地層特點(diǎn),該井采用了前進(jìn)式鉆進(jìn)方式,即先鉆分支井眼,再鉆主井眼。該鉆進(jìn)方式具有以下優(yōu)點(diǎn):

1)主井眼順利下入防砂篩管的成功率較高,后期完井相對(duì)主動(dòng);

2)可最大限度地減小可能的井眼損失,取得最佳的開發(fā)效果[2]。

4.6 分支井眼扭方位技術(shù)

首先優(yōu)選了合適的單彎動(dòng)力鉆具,根據(jù)設(shè)計(jì)要求和前面螺桿造斜率的情況,選擇了1.25°單彎螺桿,扭方位井段的造斜率均在20°/100m左右,滿足了扭方位井段井眼軌跡控制的需要,并保證了井眼軌跡的平滑,沒有出現(xiàn)較大的狗腿度,良好的井眼軌跡降低了鉆進(jìn)中的摩阻和扭矩。在鉆進(jìn)過程中,采用扭矩儀監(jiān)測(cè)實(shí)際的扭矩和摩阻,并利用先進(jìn)的摩阻扭矩分析軟件分析實(shí)鉆時(shí)的摩阻和扭矩,保證實(shí)際扭矩和摩阻在安全鉆井范圍之內(nèi),從而高效安全地完成了分支井眼施工和電測(cè)作業(yè)。

4.7 裸眼懸空側(cè)鉆技術(shù)

采用裸眼懸空側(cè)鉆鉆井工藝,即首先完成分支井眼,上提鉆具至設(shè)計(jì)側(cè)鉆點(diǎn)。由于分支井眼為連續(xù)變換井眼方位鉆進(jìn)完成,同時(shí)井斜角略有增大,且主井眼方向?yàn)橄聝A走向,故側(cè)鉆時(shí)鉆具鉆進(jìn)方向與分支井眼相反,且井斜角略有減小,但整體上保持側(cè)鉆點(diǎn)上部井眼鉆進(jìn)趨勢(shì)。由于儲(chǔ)層段為較致密的灰?guī)r,可鉆性較差,側(cè)鉆難度很大,經(jīng)過認(rèn)真細(xì)致地分析,選擇了可鉆性較好的井段,嚴(yán)格執(zhí)行劃槽作業(yè),細(xì)化操作,施工時(shí)采取嚴(yán)格的“控時(shí)限壓”鉆進(jìn)和鉆具活動(dòng)措施,該井實(shí)際側(cè)鉆點(diǎn)在井深3 584.00 m處,鉆至井深3 596.00 m時(shí)確定側(cè)鉆成功。

4.8 預(yù)防再進(jìn)入分支井眼技術(shù)

由于采用前進(jìn)式鉆進(jìn)方式,分支井眼完井后不需要再進(jìn)入。為了防止下鉆時(shí)鉆具再進(jìn)入分支井眼,必須合理優(yōu)化分支井眼的姿態(tài)及其與主井眼的相對(duì)位置。分布狀態(tài)為保持窗口附近30～50 m分支井眼在主井眼的斜上方,即分支井眼窗口附近上翹,主井眼下傾,并對(duì)分叉窗口進(jìn)行處理,這樣下鉆時(shí)鉆具在重力和自身剛性作用下沿主井眼方面延伸。該井多次短程起下鉆和下鉆過程中均順利進(jìn)入主井眼,說明預(yù)防再進(jìn)入已完鉆分支井眼的措施非常成功。

5 實(shí)鉆數(shù)據(jù)及效果

建35-支平1井完鉆井深4 060.00 m,實(shí)鉆主井眼水平段長640.50 m,水平位移962.67 m,分支井眼水平段長604.00 m,水平位移1 019.48 m,創(chuàng)造了目前國內(nèi)陸上魚骨狀水平分支井垂深最深(3 273.33 m)的紀(jì)錄。該井的水平段利用單彎雙穩(wěn)定器鉆具組合滑動(dòng)鉆進(jìn)進(jìn)尺僅22.50 m,滑動(dòng)鉆進(jìn)比例僅占水平段長度的2.21%,大大提高了鉆井時(shí)效。

6 認(rèn)識(shí)與體會(huì)

1)建35-支平1井是在川東北海相碳酸鹽巖地層完成的第一口魚骨狀水平分支井,也是第一次在低滲低壓裂縫性油氣藏中應(yīng)用魚骨狀水平分支井鉆井技術(shù),為建南區(qū)塊推廣應(yīng)用魚骨狀水平分支井鉆井技術(shù),提高建南氣田整體開發(fā)效益積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)。

2)建35-支平1井水平段鉆進(jìn)中應(yīng)用了“PDC鉆頭+單彎螺桿+欠尺寸穩(wěn)定器”的導(dǎo)向鉆具組合,通過優(yōu)選鉆井參數(shù)取得了很好的井眼軌跡控制效果,大大提高了鉆井時(shí)效。

3)魚骨狀水平分支井技術(shù)是一項(xiàng)綜合鉆井技術(shù),需要鉆井、地質(zhì)、錄井和完井等多部門協(xié)調(diào)配合,鉆完井工程與油藏地質(zhì)相結(jié)合、精細(xì)地質(zhì)描述、準(zhǔn)確預(yù)測(cè)儲(chǔ)層是發(fā)揮分支井技術(shù)優(yōu)勢(shì)的重要前提,應(yīng)用地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)是提高油層鉆遇率的有效方法。應(yīng)根據(jù)地區(qū)特點(diǎn),不斷完善井眼軌道設(shè)計(jì)與軌跡控制技術(shù),有針對(duì)性地選擇完井方式,以滿足油氣田開發(fā)對(duì)井眼分布、走向、幾何形狀尺寸和油氣層保護(hù)的要求,最大限度地發(fā)揮產(chǎn)層的供液、供氣能力。

[1] 許發(fā)年,劉文杰.對(duì)建南氣田儲(chǔ)層改造效果的認(rèn)識(shí)[J].江漢石油職工大學(xué)學(xué)報(bào),2006,19(2):18-20.

[2] 耿應(yīng)春,韓來聚,王愛國,等.勝利油田CB26B-ZP1魚骨狀水平分支井鉆井技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù),2007,35(5):52-54.

[3] 王正湖,唐志軍,王敏生,等.國內(nèi)第一口分支水平井鉆井技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù),2001,29(1):7-9.

[4] 安克,王敏生.勝利油田分支井鉆井技術(shù)現(xiàn)狀及展望[J].石油鉆探技術(shù),2003,31(6):7-9.

[5] 林晶,王新,宋朝暉.新疆油田淺層稠油魚骨型分支水平井技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù),2007,35(2):11-14.

[6] 王新,宋朝暉,李曉軍,等.新疆油田L(fēng)uHW301Z雙分支水平井鉆井技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù),2009,37(5):118-120.

[7] 鄭毅,黃偉和,鮮保安.國外分支井技術(shù)發(fā)展綜述[J].石油鉆探技術(shù),1997,25(4):55-55.

[8] 李平權(quán),肖軍民.建南氣田南高點(diǎn)飛三段氣藏儲(chǔ)層描述及應(yīng)用[J].江漢石油職工大學(xué)學(xué)報(bào),2006,19(4):6-9.

[審稿 陳天成]

Multilateral Horizontal Drilling Technology Used in Jian 35-Zhiping 1 Well

Cui H ailin Tang Honglin Yan Zhenlai Xu Xinqiang Zuo Hongjun
(Drilling Technology Research Institute,S hengli Petroleum A dministration,Dongying,S handong, 257017,China)

The Jian 35-Zhiping 1 Well,a fishbone-shaped multilateral well,is proposed in Jiannan block to improve exploitation and gas productivity.This paper introduces the geology of the reservoir, well casing structure and wellbore trajectory and analyzes the difficulties arising from directional drilling. The drilling techniques are introduced in detail,including the selection of bottom-hole assembly,mud motor,drilling variables and penetrating method,casing wear protection,rebelling directions of branch wellbores,sidetracking in open hole section,and re-entering.The success of this well indicates that multilateral well can be used to exploit fractured marine carbonates low permeability gas reservoirs.It also gained valuable experiences for recovering similar blocks in future.

fractured pool;horizontal well;multilateral well;Jiannan Gasfield;Jian 35-Zhi Ping 1 Well

book=2010,ebook=103

TE243

B

1001-0890(2010)02-0023-05

2009-08-21;改回日期:2010-01-22

崔海林(1981—),男,山東煙臺(tái)人,2004年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè),工程師,現(xiàn)主要從事鉆井新技術(shù)研究和定向井、水平井現(xiàn)場技術(shù)服務(wù)工作。

聯(lián)系方式:(0546)8797402,zjslzp@sina.com