海洋能源网获悉，2月25日，南海东部油田陆丰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，该井日产原油超800立方米，储层钻遇率100%，达产率超120%，实施效果远超设计预期。这标志着中国海油深圳分公司在海上大位移井技术领域取得了重大突破，为边际油田规模化开发再上新台阶奠定了坚实基础。
大位移井：挑战钻井极限的尖端科技
大位移井是全球行业公认的钻井技术难题之一，其钻井深度大、水平位移长，对钻井技术、设备和施工管理提出了极高要求。陆丰9-2油田A1H井钻井深度达7656米，垂直深度仅2378米，水平方向钻进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经过多年技术积累，已形成从地质研究、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，进一步验证了自研技术的稳定性和可靠性。
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多轮次方案审查会、作业研讨会和风险应对会，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，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。
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%。这不仅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。
未来，中国海油深圳分公司将不断深化技术创新，持续优化作业流程，为建设中国特色世界一流深水油气田不断作出新贡献。
