井下作业工程技术.doc

华北油田井下作业工程技术总结一、“十一五”以来主要工程技术工作及技术应用情况经过多年的发展，不断提高井下作业工程技术服务能力、质量和管理水平，为油气田稳产、上产提供了有力的保障。在常规井下作业工艺技术不断完善的同时，近两年来，在试油、修井、压裂酸化及煤层气钻井完井等方面，逐步形成并推广应用了一批有华北特色的新技术：1.试油测试特色技术近两年，结合生产实际，形成的试油测试特色技术包括：射孔测试抽吸/水力泵排液三联作，试油资料自动采集远程无线传输技术、稠油井油管泵/水力活塞泵试油排液技术等。在试油测试工艺技术方面，针对斜井、深井、含H2S气井、高压气井等高难度井测试的需要，在常规套管测试技术的基础上，开发了油管传输负压射孔与地层测试和排液试联新技术，并形成了生产能力。为扩大测试技术应用范围，改进了PCT、APR等压控测试技术，满足了特殊井况的施工需要，促进了试油速度和资料质量的提高。在试油现场资料采集方面，研发了试油现场资料自动采集远程无线传输技术，可将油气水产量、油套压力、流体温度等参数由计算机自动连续采集，现场解释、显示、存储、打印输出，并通过无线网络传输到生产指挥中心。在稠油试油工艺技术方面，主要采用油管泵和水力活塞泵排液。油管泵排液工艺技术可以解决试油排液过程中稠油井抽汲排液困难问题。该工艺主要由井下泵和地面设备两大部分组成的抽汲系统实现排液。管柱可随液面深度加深或提升。在管柱下部可挂载压力计，一次性完成排液测压测试取样等工作。主要用于稠油井（原油粘度为1500-3000mPas），常规抽汲困难的井的排液。水力活塞泵适用于稠油和产液量大的井的排液，其举升高度不受限制。对于稠油井可加入降粘剂或提高工作液温度,常用于斜井水平井排液。2.水平井封隔器分层试油工艺技术通过对ISP封隔器、环空单流阀等井下工具的组合优化,开发研究出了依靠ISP封隔器分段分层，用环空单流阀沟通管柱与目的层，这种工具组合可实现选择性分层试油排液措施，具有针对性强、安全性好。施工完一层后上提管柱重新坐封即可对另一层进行试油排液。实现了水平井选择性分层段试油、排液。3. 油气井大修作业目前公司已具备从事井深6000米以内的各种油气井大修作业，从套管整形、落物打捞、取套换套、套管补贴到小井眼侧钻、加深钻井等方面形成了配套工艺技术。（1）.取套换套工艺技术取套换套工艺技术是对套管严重错断井、变形井、破裂外漏井进行的一项修井工艺技术。是将严重损坏的套管取出，重新下套管补接器等工具，对接套管，使油井恢复生产。苏4井（高压气井），因7套管断裂致使地面四处漏气，通过井下超声波电视及光电成像仪器测得7套管1789m处错断。对下部气层打水泥塞封堵，起出断口以上套管后，对井下套管断口进行修复，然后下补接器、旋流器、浮箍等工具进行回接、固井、钻塞，使气井恢复正常。任387井为80年代初所钻生产井，为落实潜山区块剩余油分布状况及潜山底部油藏含油情况，拟定对任387井控制区域加深钻井。当初钻井固井后，在井口灌注部分水泥浆以固定套管，亦即所谓的“穿鞋戴帽”完井。经过几十年的生产及受地层蠕动、应力变化等原因，以这种方式完井的井均出现了在表层套管下部的油层套管自由段处发生弯曲、变形、折断等现象，仅任丘潜山油藏这样的井就有近百口，所以对任387井的套管修复和再利用颇具代表性。该井施工过程中克服了因为上部套管破损致使钻具被卡、丢鱼头、井漏等重重难题，先后进行取套换套、加深钻井、悬挂小套管并在灰岩段成功固井完井等工作，较圆满地完成了套损井修复及加深钻井，对今后此类井的修复，有着非常的现实意义。（2）.套管整形补贴加固及取出工艺技术套管补贴工艺技术适用于套管腐蚀孔洞、破裂裂纹及裂缝等井的修复，以及对误射孔井段和出水层段的永久性封堵。通过套管整形，模拟通井，下补管进行补贴，一次补贴的最大长度达23m。该项工艺技术具有补贴后套管内缩径小(仅 67mm)、承压能力强(承内压35MPa。)、耐较高井温等优点。对套管井实现补贴封堵后，如需要取出时，利用油管连接取出工具，组成特殊功能的管柱，采用定位、锚定、拉拔、接收等一系列措施，可将补贴的衬管取出。（3）.小井眼加深钻井及套管内侧钻工艺技术近两年来，通过不断完善设备配套，优选钻井液体系，优化钻井参数设计，与专业服务公司积极配合，优质高效地完成了一批小井眼定向侧钻井施工任务。小井眼加深技术是在已有套管井内进行加深钻井的工艺技术，利用修井机作动力，依靠定向钻进、扩眼、尾管悬挂等技术实现加深钻井作业。根据小井眼加深施工的需要，研制开发了新型的水力式尾管悬挂器和加深钻井尾管悬挂、固井新技术。该悬挂器适用于139.7mm(51/2)套管内侧钻或加深后悬挂101.6mm(4) 尾管，主要由悬挂器主体、送入工具等组成。现已对赵110井、赵110-2X井、泽57-20井等一批华北油田内外井进行了加深，井身结构均为139.7mm(51/2)套管悬挂101.6mm(4)套管完井。4.压裂酸化技术通过近三十年的发展,华北油田的压裂酸化技术形成了自己的技术体系，体现了华北油田的技术特色，在设计软件（2D、P3D、F3D），施工工艺，液体体系等方面都形成了系列化技术。开发研制了“压裂过程中的地应力分析系统”、“酸化压裂模拟设计与分析软件工作平台”，“压裂裂缝中的温度场分布规律系统”。发展了“高砂比压裂工艺”、“复合压裂工艺技术”、“分阶段防滤失工艺”、“二次加砂工艺”、“高温、高压深井低渗透油藏压裂工艺技术”、“砂砾岩层压裂酸化工艺”、“稠油井的压裂工艺技术”、“高温乳化酸酸压工艺”、“变粘度酸化工艺技术”、“重复压裂工艺”以及“清洁压裂液工艺技术”等等三大工艺体系,十一项特色工艺技术。实施了最大压裂井深5000m，温度165；最小压裂井深300m，温度16；最大一次加砂100m3；最大砂比44.5%；最大施工排量11m3/min的压裂施工。5.水平井选择性完井技术选择性完井工艺技术是采用管外封隔器与滑套等工具的多重组合,可将地层分隔为多段多位，实现水平井层(段)的分层、分段隔离，沟通井筒和地层，可随意控制对产层(段)的开启和封堵。可有效改善油气田开发中后期的开采效率并提高其采收率。 6.射孔技术射孔工艺技术形成了完整的工艺技术体系。射孔设计软件应用广泛，自行研制开发了射孔仪CSA全自动校深射孔仪，可用于射孔作业、桥塞施工、工程测井、取芯作业、爆炸切割等作业。配置有射孔防喷管，可实现电缆射孔、电缆桥塞和测井的带压施工，其工作压力为70MPa，通径118mm。目前射孔技术除常用的电缆射孔、油管传输射孔外，还开展了水平井射孔、小井眼射孔等特殊射孔施工，并已完成了水平井的再射孔、水平井的限流压裂射孔等作业。水平井射孔已经逐渐变成一项常规射孔作业。目前正在进行水平井的射孔-测试联作技术的配套完善工作。7.煤层气钻井完井测试技术我公司自1992年开始进入煤层气作业领域承揽钻井、完井、试气、压裂、排采等工程，是国内石油行业最早从事煤层气井作业的公司。曾先后在山西、安徽、河北、陕西、江西、云南、东北等地区完成了CNPC、中联煤层气公司、ARCO、 BP-AMOCO、TEXACO、LOWELL、FAR-EAST、PHILLIPS、 ENRON、CDX GAS、GREKA等多家国内单位和国外公司的近500井次煤层气井的钻井、完井、试气、注入/压降测试、压裂、修井、排采和部分井的钻井等施工项目。经过多年的技术积累和完善，可完成包括钻井在内的全套煤层气作业，并且在煤气层领域占有近三分之一的市场份额。（1）.煤层气井完井技术 完井方式决定于煤岩的地质环境，储层自身的特性等条件。目前掌握的完井方法有三种，即筛管完井、套管射孔完井和动力洞穴完井。动力洞穴完井是先进行裸眼完井，而后对煤层施加一定向的外力，使煤层坍塌，清理出煤粉、碎块后，煤层稳定，造穴完成。洞穴完井适应于单一目的层且煤层有一定的强度、厚度，渗透性好，气产量较大；但对于煤层采取各种增产措施受到限制，造穴的工艺比较复杂，要求煤层的盖层应比较坚固。射孔完井在完井作业中有套管的保护，可以进行各种措施，目的层可以是多层且煤层的厚薄不受限制；最大缺点就是不能排除钻井、固井、射孔对煤层的污染。筛管完井一般是在造穴不理想的情况下的一种完井方法，施工工艺复杂，因此一般不采用这种完井方法。（2）.煤层气井钻井具备2500m以内井深的煤层气钻井技术，曾给远东、路伟尔公司、中联煤等提供了煤层气井的钻井服务。在江西丰城地区成功进行了地下大溶洞极为发育地层的煤层气钻井；与中联煤合作在沈北地区成功地进行了空气钻井施工；与美国GREKA公司合作成功地实施了多分枝水平井钻井施工。（3）.注入/压降测试及解释评价技术注入/压降测试的目的是求取煤储层的地层压力、煤储层的渗透率、煤储层的污染状况、煤储层破裂压力及闭合压力等，是为下步勘探开发提供理论依据的工作。拥有能满足裸眼和套管井测试的各种配套井下测试工具：自主研发的井下开关阀，解决了不停泵注入情况下的多次开关井难题，实现井下和地面的多次开关井；美国产CAT牌注入泵，能满足不同排量的注入；独创的并联计量系统解决了不同流量范围的自动精确计量。优化改进的井下工具和地面泵注系统等填补了我国的此项空白。在煤层气注入/压降测试解释评价方面，开发有专用的煤层气井注入压降测试解释软件，根据煤层气的吸附特性、煤层岩石孔隙特性和应力敏感特性以及渗流特性，从注入测试过程及渗流规律出发，建立了煤层气井注入/压降测试分析的新数学模型，导出了六种测试分析方法；应用瞬时停泵压力法、时间平方根法、双对数法求取的闭合压力、闭合时间等参数，找到了分析微破裂试验压力资料的方法，建立了煤层气井压后解释计算模型，使压后解释结果更符合于煤层实际。8.电缆绳索作业技术 利用现有的射孔、试井设备，拓展了工程测井技术应用范围。近几年来，相继开发了电缆桥塞连续倒灰工艺；超声波油层解堵工艺；井下管柱切割工艺、爆炸松扣工艺；双界面水泥胶结测井及井下光电成像等工程测井技术。9.连续油管修井工艺技术目前开展的连续油管修井作业技术包括压裂后冲砂解卡、带压清蜡及钻磨铣、注气排液、水平井投捞作业等。压裂后冲砂解卡：对压裂过程管内沉砂造成埋油层、卡管柱时，通过压裂管柱内下入连续油管，将沉砂冲洗循环到地面上来，以达到清理砂埋油层或解除被卡压裂管柱目的。带压清蜡及钻磨铣：在井口安装防喷管、防喷器及在连续油管的下部连接清刮蜡工具，可以在油井不停产情况下进行带压清刮蜡作业，并结合不间断热循环使生产管柱内清蜡刮蜡更彻底、更有效；在连续油管的下部连接小直径迪纳钻具，可进行管柱内钻磨铣工作，能解除管内硬性固结物。 注气排液：连续油管可作为小直径管柱内的循环通道，进行注气排液，以达到降低液面、减少回压使储集层产出（即诱流）之目的。其工艺特点是井口易于控制且管理调节比较方便。多用于新井诱喷油流、压裂酸化井注水井的排液、气井的排液诱喷作业。水平井投捞作业：连续油管可代替各类绳索作业,其工作强度远远优于钢丝、电缆等。在复杂井、水平井及大斜度井已不能用常规钢丝、电缆作业方法将投送工具、仪器等下入井内，利用连续油管的刚度与柔性配合下入是较好的解决办法。使得直井中使用的各种钢丝工具在水平井及大斜度井得以应用，已在任平2井、苏14-7井等井成功地进行了开关CMU/CMD滑套、投捞各种流动控制工具等，丰富和完善了水平井完井工艺技术，连续油管技术是水平井作业不可缺少的技术。二、“十一五”以来取得的主要技术成果 “十一五”以来,紧密围绕华北油田勘探开发生产需要,井下作业公司不断加大技术、设备更新力度,加强基层队伍建设和人员培训，积极开展科研攻关，取得了一系列成果。 1.清洁压裂液压裂改造技术州16及桐47区块，属于低渗透储层，其地层粘土矿物含量较高，水敏性较强，开发初期采用水基压裂液压裂，增产效果不明显或无效，经过对储层的重新认识和评价，优选出了前置液冻胶+清洁压裂液复合工艺技术，成功的压裂了十几口井，口口井自喷，取得很好的经济效益和社会效益。2、整体压裂工艺技术整体压裂即 “开发压裂”，由单井的压裂改造发展到通过压裂与开发相结合开采特定的油藏。在开发方案的设计中，就综合油藏描述、油藏工程、采油工程及整体压裂等技术，采用水力裂缝模拟、油藏模拟、经济评价及现场试验等手段进行压裂的必要性、可行性及经济效益等研究，从而为井网部署中，如何考虑水利裂缝方位、长度及与之匹配的井网类型、井排、注采井别提供依据，从而最大限度的提高区块采收率。采用这项技术成功压裂了三个整体区块： 路44区块：该区块物性特征为低孔特低渗储层，油层主要分布在Es3油组，而Es3则主要为油水界面以下。油井有一定产能；从生产状况来看，断块已呈现出“采不出、注不进”的情况，属典型的低渗透油藏。通过低产油井全面压裂改善储层；吸水状况差的注水井进行酸化增注等手段，以提高注水井的吸水能力、油井产量并改善油藏的开发效果。2007-2008年共实施油井压裂措施30口。水井酸化增注措施7口，30口油井压裂后均见到一定增油效果，7口水井酸化增注措施后，初期注水效果较好，但很快就又出现注不进的现象。后经多方论证，对5口水井进行整体小规模压裂试验，优选了清洁压裂液和瓜胶+裂缝清洗技术两项工艺对其进行压裂试验，压裂后单井日注水量均达到40m3，油藏的开发效果得到明显的改善。西柳10区块：该区块含油层位为下第三系沙河街组，储层岩性以细砂岩为主，储层物性差，为中孔低渗透储层，层间非均质性强；原油具有高粘度、高密度、高胶质沥青质的特点；储藏天然能量不足，产量下降快。由于储层物性差，压力传导慢，导致油井注水见效慢，供液状况差。 压裂施工难点：（1）层多，物性差异大，非均质性较强，压裂液滤失严重；（2）原油性质较差，具有高粘度、高密度、高胶质沥青质特性，压裂液与原油易产生乳堵；（3）储层温度高（120），对压裂液性能要求高；（4）油层存在明显能量亏空，影响压裂液的返排率。 优选的工艺方法：（1）采用二次加砂压裂工艺技术，解决地层非均质性较强的特性，不仅使高渗透层能达到改造，通过此种加砂方式，较低渗透层也能得到有效改造，提高支撑裂缝的导流能力，提高油井压后产能； （2）采用原油降粘技术及优质压裂液减少乳堵的产生；（3）采用高温压裂液体系，提高其携砂及抗剪切性能；（4）在前置液中加入粉砂支撑剂段塞及采用较高施工排量（5.0m3/min），克服压裂液的高滤失性，减少砂堵的产生；（5）压后采用强制裂缝闭合技术及油管泵进行排液。使压裂液尽快返排，降低压裂液对地层的伤害。在此去区块20062007年共压裂施工17口井，大部分井压后自喷。雁9区块：雁9断块构造位于冀中坳陷霸县凹陷雁北潜山向北东方向倾没的斜坡上，主要含油层位沙二三段。通过前期对该区块的评价井雁350x、雁9井、雁9-1x井、雁9-2x井压裂、试油、试采的情况来看：沙二三段油组储层平面上油藏内均有分布，具备了单独作为一套层系开发的物质基础，地质储量为130104t。雁9区块计划总井数26口，共压裂18口，大部分井压后自喷。3、压裂堵水工艺技术对中高含水低渗透油层的压裂施工很慎重，因为在提高产液量的同时也大幅度的提高了产水量，为了达到控水增油的目的，我们研究了压裂堵水工艺技术，主要是采用油溶性压裂堵水剂堵塞储层内的出水孔隙。试验结果是强26-3由压前的含水71.7%，日产油0t，压后日产油9.4t，含水降为32.5%；留18-14井由措施前含水71.2%，日产油3.5t，压后含水降为42.3%，日产油11.2t；留416-15井由措施前含水98.7%，日产油0t，压后含水降为89.2%，日产油15.7t。达到了控水增油的目的。 4、水平井酸洗、酸化工艺技术（1）、优选酸液类型：1）针对割缝筛管完井的油气井，为了解除钻井过程中的泥浆污染，针对对油井污染的程度，优选了7种酸液配方如：10%HCL+0.5%HF低浓度土酸酸液体系、12%低浓度盐酸酸液以及缓速盐酸体系等。2）针对套管完井的油气井如果是由于钻井及完井过程对储层造成的污染，则优选了稠化土酸酸液体系进行酸压施工，达到深部酸化改造的目的。3）针对水平井的酸化井段长，渗透性差异大的特性，为了达到均匀布酸，优选了变粘度酸（自转向酸）大型酸化施工。在地层中酸液先进入高渗带或裂缝反应，自动变粘而阻止酸液继续进入高渗孔道，鲜酸继续向深部穿透和转向低渗层或低渗基质，在储层深部进行转向，实现对非均质性储层或低渗裂缝性储层的全面深度改造。（2）、优选酸洗管柱针对筛管完井并且有管外封隔器的井，为了达到酸洗的目的，优选了如下施工管柱：D73mm油管皮碗封隔器Y344封隔器节流器Y344封隔器D73mm油管，施工时从油套管环空注入，油管返出。此管柱应用了8口井，未出现任何工程事故。5、水平井压裂工艺技术由于水平井生产井段长，压裂难以同时对全井段进行改造，为避免用井下工具对水平段进行分层段压裂造成压裂管柱被卡的风险，开发了水平井连续投球分段压裂工艺。施工中使用了连续投球装置和不同密度的堵球。投球装置可以控制连续投堵球多达1万个，压开一段，相应地堵住一段，最多可将水平段分十段压裂，达到全井段均匀改造目的。特制的堵球可以封堵不同位置的孔眼，分为密度小于1 Kg/cm3 (1，1200-1300Kg/cm3)的堵球封堵下部的孔眼。以此来实现连续施工、多段分压。这种水平井段分段方法，简单易行，没有风险，堵球在压完见油后自动溶化，或在高温下溶化，随油排出。6、煤层气压裂工艺技术煤层气作为洁净接替能源，这些年来对煤层气的勘探开发力度比较大，根据煤层气的地质特点，针对煤层扬氏模量很低，难以形成长的支撑裂缝，压裂时滤失量较大，煤层易受伤害等特点，研制开发了一系列适合煤层压裂的压裂液，有羟乙基纤维素线性胶、羟丙基瓜胶线性胶、羟丙基瓜胶冻胶、活性水；稠化水；及清洁压裂液等压裂液体系，形成了一套完善的煤层气压裂工艺技术。此项技术先后应用300多井次的压裂施工，施工一次成功率98%，取得了良好的经济效益及社会效益。7.保鱼、打通道法取套换套工艺技术针对套管缩径、弯曲、错断直接影响油水井正常生产的问题,无法用常规工艺修复的严重套损井，开发研究了保鱼、打通道法取套换套的套管复合修复技术.该技术通过采用特殊多功能异形涨管器、特长形领眼套磨铣鞋、可退式定位打捞器等工具的有机组配，组成打通道工艺技术、保鱼措施与工艺技术、套管回接技术等，实现取换套修复套损井恢复井筒目的。这套工艺采取多项打通道技术并存，以磨铣高能钻进技术为主，并相互结合，解决了单一打通道技术难以满足修复工艺需要的难题，可以满足不同类型井的取套换套工艺作业需求，尤其是套管破损点在水泥返深以下的取套换套工艺。通过路151井、泉29井等现场17口井的应用表明,该技术施工简便,使用安全,修套效果显著,在套损井治理工作中具有较好的推广应用前景.8.油管泵排液工艺技术在试油测试过程中，高凝油、高粘油和稠油因其粘度高流动性差，很难按常规方式排液落实其液性与产能，采用油管泵稠油试油工艺，克服了常规测试工艺其缺点，解决高凝油（凝固点30）和高粘油（原油粘度为5000 mPas）及稠油在试油排液求产的难题，适用于稠油、高凝油的试油测试排液作业。油管泵排液工艺主要由井下泵和地面设备两大部分组成的抽汲系统实现排液的。通过油管带动柱塞进行上下往复运动，完成连续的抽油、排液的过程。管柱可随液面深度加深或提升。在管柱下部可挂载压力计，一次性完成排液测压测试取样等工作。在华北油田冀中及二连地区稠油试油及冬季试油过程中应用多次，2007至2008年度，在冀中西柳-同口地区应用达52井次，取全取准了各项资料，完成了试油排液求产工作任务，解决了长期困扰该地区稠油试油排液工艺的一项难题。三、目前面临的技术难题及存在的主要问题如何实现油田的高水平、高效益开发，如何加快油田增储上产步伐，如何尽快形成新的重大技术接替等等，对井下作业技术提出了更高的要求，就油田井下作业系统技术服务领域看，还存在着一些急需攻关研究、急需解决的技术难题。具体表现主要有以下几点：1）.新技术的消化吸收能力以及关键技术的研发创新能力不足，不能满足生产发展的需要。水平井作业方面，分层试油、测试、措施改造（均匀布酸、分层压裂）和大修作业（打捞、封堵等）等工艺技术刚起步，还有大量技术难题需要解决；稠油试油工艺没有大的突破；井筒探视技术尚未成熟，许多井下复杂情况需要靠经验判断。2）.队伍分布区域广、服务业务领域广，部分工种存在一定的危险性。比如酸化、压裂施工，压力可高达90-98Mpa。射孔涉及弹药量大，事故隐患多。“三高”井方面，赵县、苏桥，永清等都是含硫地区，廊东、苏桥等地区地层压力较高，华北平原人口高度密集，井控风险不容忽视，还需继续投入，加强井控应急系统的建立和完善。3）.目前井下作业专业现有专业技术人员不足，高层次专业人员更是较少，一线职工人员特别是技术人员配备严重不足，高素质操作人员、技术工人后备力量更是严重短缺，缺员和技术人才匮乏问题已经成为制约井下作业行业进一步发展的瓶颈因素。4）.生产装备设备配备总量不足 ，生产保障能力受到限制，面对水平井、高压气井等特殊工艺所需的特种设备急需补充，。如顶驱修井机、不压井装置、三相分离器等等。五、下一步技术发展思路及重点工作随着勘探开发的不断深入和技术的不断发展，对井下作业技术提出了新的更高要求，下一步工作目标重点工作概括起来，主要有以下几个个方面：1.完善工具装备配套，提升大修技术水平 在套管修复技术方面，完善现有的技术，开展技术套管以下自由段取换套攻关，在裸眼井取换套能力上突破，提高套管修复水平和成功率；研发水平井新型封堵工具、固化水修井液，引进液压倒扣工具，在水平井修井方面有所突破；在解卡打捞技术方面，引进先进的镁粉切割工艺和高性能震击器等设备，完善井下鹰眼等诊断仪器设备，引进高效套捞磨铣工具，加强套铣、打捞（切割）一体化技术研究，提高磨铣效率。尽快完成大修技术、工具的集成、配套，形成先进的特色大修技术。2.水平井、定向井井下作业技术的配套及推广应用使用修井机进行老井侧钻水平井，可以有效地降低油气生产成本，提高采收率。针对侧钻工作量增加的需求，需要进一步配套完善小井眼侧钻定向井和水平井技术，开发研究保护储层的钻井工作液体系及完井技术，加快套管开窗侧钻水平井、侧钻井提速、小井眼固井等技术研究，形成规模生产能力。 攻克水平井试油测试、酸化压裂改造等井下作业技术难关，努力消除水平井完井试油及措施改造等技术瓶颈。通过引进液压倒扣器、短程反循环螺杆钻塞、高温高压PIPISP封隔器等设备工具，进一步完善其井下作业手段，重点开展针对水平井、多底分支井、等特殊工艺井作业井下工具的配套和工艺技术研究，形成特殊工艺井作业技术系列，满足生产需要。促进水平井、定向井井下作业技术水平的提高和推广应用。 3.连续油管、注氮技术、不压井装置应用连续油管酸化压裂技术。针对层状油藏、不连续油藏，重点开展和完善连续油管分段酸化均匀布酸施