第二节　开发井钻井

　　开发井是指油田开发初期，为达到原油生产目的，在油层处于原始状态下所完成的钻井，其中60％～70％用于采油（气），其余用于注水。开发井数量较多，属于批量生产，且需长期使用，故一向追求优质高效。
　　1985年以前，开发井钻井主要在大庆长垣中北部进行。这一时期，涌现出以王进喜为代表的一批劳模标兵和以1205、1202钻井队为代表的标杆钻井队伍。1986年以后，开发井钻井重心转移到大庆长垣南部、大庆长垣外围和海拉尔地区。2005年，大庆30502、30509钻井队在外围开发钻井中，科学组织生产，依靠优选钻井参数，合理匹配钻头和钻具，平均钻井周期只有8天，提前25天实现年进尺6万米，创外围油田开发钻井最高纪录。

　　一、大庆长垣外围开发井

　　为加快外围油田开发步伐，大庆油田于1985年前后陆续组建宋芳屯、龙虎泡、朝阳沟开发试验区，上述地区开发生产井钻井力度随之加大。1986年以后，外围油田开发井钻井逐步形成规模，由于之前已钻过大量中浅层探井，熟悉区域内地质状况与施工条件，外加钻井技术比较成熟，开发井又不需要取岩心，录取资料比较简单，钻井速度明显快于探井。但伴随钻井作业面越来越分散、地质条件越来越复杂、技术要求越来越高，对钻井技术、装备及施工组织管理的要求也相应提高，促成钻井工艺技术不断创新发展：针对开发区块地处低洼地、水面、江边、农田等复杂地理条件，发展了斜井、定向井、丛式井钻井技术；针对油层少且薄的特点，研发了水平井技术，使钻遇油层厚度加大，以保证油井产能；针对新区油层分散，固井井段超过1000米的情况，发展了大井段长封固井技术。
　　1998年，外围油田在基本控制含油面积的前提下，开始滚动勘探开发，即先行周密详探，确定探明储量；改变以往一次性敲定开发方案的惯例，先安排一批首钻井，并根据其地质资料确定其他井位；关注钻井过程中出现的新情况，随时调整钻井规划部署，力求从业务程序上避免出现地质报废井。2000年以后，随着勘探开发一体化进一步规范，外围油田基本杜绝地质报废井。钻井水平的不断提高，促成外围油田开发进程进一步加快。截至2005年，大庆长垣外围先后开发宋芳屯、升平、龙虎泡、齐家、朝阳沟、杏西、敖古拉、榆树林、头台、高西、金腾、徐家围子、肇州、永乐、新站、新肇、卫星、肇源、敖南、英台、葡西21个油田，累计钻井16031口，年产油量达到510万吨，为1985年14.1万吨的36.17倍。

大庆长垣外围油田“六五”至“十五”期间开发井钻井情况统计表　表2－7 年度 完井数(口) 重点钻井地区 1981～1985 1221 宋芳屯　升平　龙虎泡　齐家　朝阳沟　杏西 1986～1990 2114 宋芳屯　升平　龙虎泡　齐家　朝阳沟　敖古拉 1991～1995 2675 宋芳屯　榆树林　龙虎泡　朝阳沟　敖古拉　头台　高西　金腾 1996～2000 4740 宋芳屯　榆树林　龙虎泡　朝阳沟　徐家围子　肇州　永乐　新站　新肇 2001～2005 5281 肇州　永乐　徐家围子　卫星　肇源　敖南　龙虎泡　英台　葡西

　　二、海拉尔油田开发井

　　2001年，海拉尔油田正式投入开发，钻生产井5口，平均钻井周期19天。由于海拉尔地区地下情况复杂，部署井位须“摸着石头过河”，先期生产井钻井如同探井钻井，需要取心，有时还须增加测井内容，故称“生产探井”，其工作量明显大于普通生产井。首批生产探井完钻后，根据其油层变化规律，再决定后续井位，从而延长了钻井周期。在贝301井区钻井中，因为地层倾角大，钻井易发生井斜；上部地层胶结疏松，钻井中易发生井壁坍塌和井漏，直接影响固井质量，致使2001年的固井合格率仅达25％。后经改进钻井液性能与密度以及固井工艺等，钻井速度和固井质量得以显著提高。2002年，海拉尔油田钻生产井9口，钻井周期缩短至15天，固井合格率达100％。
　　截至2005年底，海拉尔油田累计钻生产井504口，建成产能50万吨，年产油量达41.75万吨。

2001～2005年海拉尔油田分区块生产井钻井情况统计表　表2－8 年度 钻井数(口) 井位分布区 2001 44 苏仁诺尔油田苏131井区，呼和诺仁油田贝301井区 2002 26 2003 94 呼和诺仁油田贝301井区，苏仁诺尔苏102井区，苏31井区 2004 152 苏德尔特油田贝16井区，苏德尔特油田贝28井区 2005 188 合计 504 苏仁诺尔、呼和诺仁、苏德尔特3个油田