高含硫、大漏、超深水平井钻完井技术——以塔里木油田中古10HC井为例

邓昌松 张宗谭 冯少波 李兴亭 陈毅

中国石油塔里木油田分公司

塔里木油田中古10井区的勘探目的层为奥陶系良里塔格组或鹰山组强“串珠”反射的碳酸盐岩储层，储集空间为大型的裂缝、溶蚀孔洞和洞穴［1］。在该地层钻进，经常会发生放空、井漏（失返）、溢流、高浓度硫化氢、卡钻、通井困难、入井仪器失效等复杂情况［2-3］。ZG10HA井是中古10井区第1口钻遇高浓度硫化氢、大漏、溢流、卡钻等复杂情况的超深水平井，通过采取“保持钻井液中除硫剂含量达10%以上、pH值达13、持续补充高含除硫剂的胶液、控压节流循环”等措施，以高钻井液成本保障了钻完井作业安全。ZG10HB井钻进中先发生溢流后漏失，控压节流循环期间钻井液出口处长时间出现高浓度硫化氢，连续循环18.5 h后钻具因氢脆突然断裂。起出钻柱长1 153 m，落鱼长度5 012 m，理论落鱼鱼顶位置1 164 m，实际探得鱼顶深度5 798 m。无法实施打捞作业，堵漏后注水泥塞回填侧钻。该事故造成巨大的损失，给后续钻探作业带来极大的安全隐患。ZG10HC井钻遇井漏、放空、高浓度硫化氢等复杂情况，由于吸取了上述井的经验教训，采取有针对性措施，保障了后续作业顺利进行。将该技术应用到有相似井况的邻井ZG10HD井，完全满足复杂情况的作业要求，验证了该技术的可行性。ZG10HE井钻探过程中遇到溢流、井漏失返、高浓度硫化氢，未采取ZG10HC井的成功经验导致发生卡钻事故，卡钻事故处理不当致使钻具断落。笔者介绍了处理复杂井ZG10HC井的技术措施，为钻遇类似复杂情形的油气井时提供了一定的经验借鉴和技术指导。

1 钻井复杂处理技术

1.1 井漏失返

水平钻进至井深6 913 m发现漏失0.4 m3，立即停止钻进，降排量循环，出口流量越来越小，直到失返。紧急吊灌起钻，使钻头离开漏层后关井观察，测得环空液面距井口115 m。紧急关井、环空反推一个环空容积的钻井液，将未返至地面的岩屑挤入漏层。随着岩屑进入漏层，缝洞逐渐被封堵，漏失速度也逐渐减小，环空液面上涨至井口，套压开始升高，开井、节流循环。通过调整节流阀开度来调节套压、控制漏失量，使漏失速度维持在1 m3/h继续钻进，井斜从89.6°降至87.1°。钻时快、排量低且漏失严重，返出岩屑少，形成岩屑床，摩擦阻力增大。钻进时从每5柱钻杆短起下拉划井眼一次改为每钻进一根单根钻杆短起下拉划井眼一次且效果越来越差，综合录井扭矩曲线呈锯齿状。托压严重，钻时慢，无法滑动定向钻进。当定向钻进时钻井液中加入大量润滑剂（以固体润滑剂为主、辅以液体润滑剂），使滤饼润滑性短时间内得到改善，摩擦阻力减小，趁机抓紧定向，一旦润滑效果变差便转为复合钻进。

1.2 放空

强行钻进至井深7 256.6 m时发生1.2 m放空，漏速加快，立即停止钻进，短起至井深7 161 m节流循环观察钻井液性能变化。综合录井显示后效高峰时全烃值从0.5% 升至70%，套压由0升至4.6 MPa，液气分离器出口火焰高达6 m。节流循环2个循环周后，火焰熄灭，套压降至1 MPa以内，决定试探底。开泵、转动转盘缓慢下放钻具4.5 m未探到井底，控压短起至井深7 161 m节流循环。后效高峰时火焰高达10.5 m，套压9.5 MPa，钻井液出口处的固定式硫化氢检测仪首次检测到硫化氢，短时间内硫化氢质量浓度达仪器量程150 mg/m3，满量程持续了9 min后回到量程内。钻井液漏失速度由钻进时0.75～1.1 m3/h升至放空后6.6 m3/h。此后连续循环22 h，未检测到硫化氢，漏失钻井液169 m3。为验证放空距离，给下步施工提供依据，决定再次探底。开泵、缓慢下放钻具至累计放空9 m，仍未探到井底。钻头加螺杆总长9.53 m，为了钻具安全，决定不再继续探底和钻进。

1.3 高浓度硫化氢逸散

第2次探底结束后，再次短起至井深7 161 m节流循环。循环时当后效高峰到达井口，套压升至19.3 MPa，火焰高达20 m，首次出现持续几十分钟的纯气柱并伴随有井口断流、管线结霜现象［4-5］。纯气柱消失，钻井液出口处流量逐渐增大，钻井液颜色发生变化。钻井液出口处固定式硫化氢检测仪检测到硫化氢质量浓度在53 min内从0 mg/m3到满量程，满量程运行了32 min后，经过45 min降至0 mg/m3。接近满量程前钻井队派专人佩戴正压式空气呼吸器在振动筛处使用量程为1 500 mg/m3的便携式硫化氢检测仪进行测量，满量程仍持续了5 min。除了钻井液出口处出现了高质量浓度硫化氢外，安装在圆井上的固定式硫化氢检测仪测量到硫化氢最高质量浓度为19.7 mg/m3并持续11 min。安装在钻井液上水罐的固定式硫化氢检测仪检测到硫化氢最高质量浓度为28.8 mg/m3，持续了22 min。漏失速度增至7.9 m3/h，油气上窜速度为162.3 m/h，全烃值最高达99.3%。针对高质量浓度硫化氢，钻井队适时启动防硫防喷应急预案。

2 完井作业的主要难点

（1）油气上窜速度快，无法满足安全起钻条件。最后一次循环测得油气上窜速度为162.3 m/h，假设油气全部来自井底，则上窜至井口的时间为44.8 h。最近3趟钻，从开始起钻到下钻到底，分别用时46 h、49 h和53 h。以这样的油气上窜速度计算，不能满足《塔里木油田钻井井控实施细则》中关于起钻条件的要求：起下一趟钻需要的时间（小时）+10（小时）＜油气上窜到井口的时间（小时）。

（2）硫化氢质量浓度高，危害大。硫化氢飘散对现场作业人员存在极大危害，轻则对人体造成永久性损伤，重则致人死亡。与此同时井眼内硫化氢聚集会造成井内钻具氢脆断裂，也会对井控装备带来不可预计的损坏，有诱发井喷及井喷失控的风险［6］。

（3）套压高，井控风险大。节流循环排后效时最高套压19.3 MPa，液气分离器出口火焰高20 m。静止时间越长，循环套压越高。高套压可能对井控装备产生极强的冲蚀、振动破坏，存在诱发井控装备和井下钻具损坏、井控失控的风险［7］。

（4）钻井液漏失量大，配制困难。控压节流循环期间，钻井液最小漏速4.8 m3/h、最大漏速34.8 m3/h。泵入重浆帽、吊灌起钻、下钻灌浆、反推钻井液等作业，使得钻井液消耗巨大。钻井液的大量消耗给沙漠公路长距离紧急运输钻井液材料带来挑战，此外钻井液配制速度能否满足其消耗速度也成问题。由于新配钻井液未能充分水化，钻井液性能差，难以满足电测、通井、下完井管柱等作业要求［8-9］。

（5）测井难度大。该井裸眼段长1 308.5 m，水平段长776.5 m，存在狗腿度大、摩擦阻力大的情形，有测井管柱无法到底的风险。本次测井采用存储式测井工艺，电测仪器开始工作时间在地面设定，到底后起钻过程中采集数据。如果下电测管柱中途出现异常，延长下钻时间则可能致使仪器还未到井底就开始工作，仪器的电池电量提前耗尽而导致测井失败。如果仪器起始工作时间设置过长，仪器到井底后还需等待一段时间才开始工作，静止时间长，井控风险高。电测前需投球打压泵出电测仪器，因此钻柱无浮阀等内防喷工具，在起下电测管柱期间若发生溢流易造成钻具内防喷失控的险情。

3 钻井液要求

钻遇复杂后钻井液性能被地层流体污染严重。后效高峰达到井口时，在钻井液进出口处测得的主要性能变化有：钻井液密度由1.11 g/cm3降至1.07 g/cm3，pH值从12降至8，黏度从48 s升至56 s。为了确保作业顺利进行，所有钻井液均采用优质封闭浆，其胶液配方为：8.5%液体润滑剂LE-5+1%固体润滑剂石墨+3%磺甲基酚醛树脂SMP-3+1%高效降滤失剂THJN+5%除硫剂GHT-95+烧碱若干。钻井液润滑性是后续作业的基础，要求不断补充润滑剂，条件允许还可以加入玻璃微珠。钻井液黏度要比钻进时的黏度高，高黏度可以延缓油气上窜速度和提高岩屑悬浮能力［10］。同时要求储备足够多的膨润土浆，充分水化后的膨润土浆能根据需要迅速配成所需性能的钻井液［11］。钻井液中膨润土的含量要达40～60 g/L，它对钻井液性能影响大，在高温高压的井底其性能稳定，是很好的抗温材料。为了保障井控安全，必须储备比最高设计密度高0.15 g/cm3的加重钻井液100 m3以上，加重材料100 t以上，地面可参与循环的钻井液体积不低于井筒容积的1.5倍，钻井液罐容积不低于井筒容积的3倍。

针对硫化氢问题，要求钻井液pH值大于12，烧碱储备量不低于8 t；除硫剂含量不低于3%，除硫剂储备量必须大于15 t。返出的钻井液中除硫材料减少，必要时可直接从上水罐连续、均匀地添加除硫剂和烧碱，以保证井内钻具安全。严重井漏、高含硫情况下除钻井液所有性能必须满足作业要求外，还必须人为控制液面，严密监视环空和水眼液面变化，发现环空液面上涨时环空灌加重钻井液、液面稳定或下降时灌普通钻井液，始终让液面处于动平衡状态［12-13］。起钻时液面不在井口环空按起出钻具体积的1.5～2倍吊灌钻井液，带压起钻需要环空控压和连续灌浆；下钻时因存在内防喷工具每下入5～10柱钻杆或1柱钻铤灌其水眼体积的钻井液量；静止期间环空、钻具水眼按0.5～1 m3/30 min的频率灌浆，并加强液面监测。

4 电测作业

4.1 电测前起钻措施

考虑井漏因素，为了下电测管柱至套管鞋时保证封闭浆仍在套管鞋以上，需要重视电测前起钻操作。电测前控压起钻至井深5 000 m直井段的套管内，采取以下措施。

4.1.1 水眼方面 在钻具水眼内首先泵入密度1.51 g/cm3、黏度滴流的高黏钻井液5 m3，目的是阻隔气体滑脱上升和平衡钻具内外压差，保证起钻过程中钻具水眼不喷钻井液。接着泵入密度1.11 g/cm3、黏度120 s、含油10%的优质封闭浆22 m3，其体积为除去高黏钻井液体积外剩余的水眼体积。起钻时从水眼流出、进入井筒的封闭浆与环空封闭浆性能一致，为下钻至套管鞋反推环空钻井液并将其推入裸眼段创造了条件。

4.1.2 环空方面 在环空内先反推密度1.51 g/cm3、黏度滴流的高黏钻井液10 m3，其进入裸眼后能阻隔井眼内气体滑脱上升。接着反推密度1.11 g/cm3、黏度120 s、含油10%的优质封闭浆50 m3，覆盖井段2 000～5 000 m，以用于起钻灌浆漏失及下钻至套管鞋反推环空钻井液时将其推至裸眼段。再反推密度1.11 g/cm3、黏度滴流的高黏钻井液17 m3，覆盖井段1 000～2 000 m，作用是起电测管柱时漏入直井段以下阻隔气体滑脱上升。最后反推密度1.51 g/cm3、黏度滴流的高黏钻井液17 m3，覆盖井段1 000 m至井口，其为按井底压力附加4 MPa计算的重浆帽，用来平衡地层压力，保证起完钻后下电测管柱至套管鞋时，加重钻井液依然在套管内［14］。重浆帽施工结束，预计环空液面距井口200 m左右，处于相对安全的高度。

4.2 下电测管柱技术

下电测管柱至井深6 000 m时采取如下措施。如果先反推一个30 m3裸眼容积，则可以将裸眼内被污染的钻井液全部推入地层，同时将直井内的优质封闭浆推入裸眼段。考虑到在5 000 m处起钻按照起出钻具体积的1.5倍灌封闭浆21 m3、井底阻隔气体上升的高黏钻井液10 m3，全过程不考虑环空液面高度影响，则已进入裸眼段的封闭浆为11 m3。下电测管柱不灌浆，出套管鞋前还需要在环空反推封闭浆19 m3才能使裸眼内充满封闭浆。为了起电测管柱前井筒内优质封闭浆最大化覆盖裸眼段并将污染的钻井液推扫干净，反推量要附加5 m3，则需反推密度1.11 g/cm3、黏度滴流钻井液24 m3。反推钻井液总体积24 m3，则有35 m3封闭浆进入裸眼内，还有15 m3可用于满足裸眼内起电测管柱时封闭浆的漏失需求。

4.3 第1次测井失败

下电测管柱至井深7 161 m（放空后每次循环时钻头所处的位置）遇阻300 kN，反复尝试电测管柱均不能通过，决定起至井深7 100 m投球打压泵出电测仪器（泵出仪器长约50 m）。起电测管柱完，读取测井数据时发现仪器提前停止工作。经专业拆卸测试，判定为仪器电池损坏而提前断电。该电池为全新电池，在基地和井场检测多次，均正常工作，但入井后15 h就发生故障。最可能原因是新电池存在质量缺陷，未经历井下高温高压等复杂环境的检验，而地面未做高温高压检测，导致入井后问题暴露，作业失败。

4.4 第2次测井成功

测井人员从返出的钻井液温度、井底地层与深部地层的连通性等资料入手分析井底是否存在异常高温；从钻井液密度、井口回压、井底PWD数据等预测井底压力；从钻进过程硫化氢含量、钻井液pH值变化，分析井底钻井液的含硫和酸碱情况。为保证测井成功，更换了一套有2次入井经历且经受过更高井底温度和压力考验的仪器，现场采取更严格的检测措施，确保入井后仪器功能完好。

第2次电测前使用原钻具通井至井底，采用注优质封闭浆、对复杂井段进行干划眼、多次短起下拉刮验证的方法，确保电测管柱能顺利下到井底［15］。通井时全井段已顺畅，但电测管柱下至井深7 161 m再次遇阻，反复尝试均不能通过，只得在上次电测位置开始电测。本次电测虽然取得了电测数据，但主产层仍有约100 m无法电测，未能给后续施工如试油设计、储层改造提供必要数据。

5 通井措施

下电测管柱和完井管柱前必须模拟下入管柱结构进行通井作业。从裸眼至井深7 161 m下放钻具时最大摩擦阻力200 kN、上提钻具时最大摩擦阻力300 kN，井深7 161 m至井底起下钻出现了阻卡严重、上提下放困难、划眼扭矩大和频繁憋泵等现象。因井漏、高浓度硫化氢、充填泥岩段长且不稳定等因素，通井作业期间尽量避免循环，通井遇阻时以上提下放、拨划钻具的方式疏通井眼。进入裸眼段后严格控制遇阻吨位，除去摩擦阻力后遇阻吨位原则上不超过50 kN。若遇阻吨位超过50 kN，则上提下放钻具，如此反复活动钻具至少3次，确保钻具能“下得去，提得出”，待下放正常后再继续下钻。若上提下放钻具未能通过则逐级加压，每次加压不超过20 kN，确保加压后钻具仍能提出。若钻具仍不能通过则采取不开泵、拨划的方式干划眼，控制划眼参数为：扭矩不大于16 kN·m、钻压不大于10 kN、转速不大于40 r/min。“干通干划”摩擦阻力和扭矩大，划眼困难时可小排量间断开泵，每次开泵时间不大于10 min、排量不大于12 L/s。开泵前先监测环空液面高度，开泵后监测好立套压变化。每划眼进尺2 m，上提下放活动钻具数次，待井眼通畅后再继续划眼。严禁连续长井段和定点反复划眼，密切关注划眼参数变化并准确判断井下划眼情况，严防出现台阶、U型槽和新井眼。

6 下完井管柱措施

中古10HC井的产层岩性主要为稳定且坚固的碳酸盐岩，通井顺畅后采用直接下入测试管柱的裸眼完井方式。根据地震剖面响应图、录井数据及测井解释成果，对本井的完井方案进行优化。下入“SQS套管悬挂封隔器+裸眼封隔器+压控式筛管”测试管柱实现“测试—改造—完井—投产一体化”技术目标，对裸眼段5 953～7 261.5 m分7段进行酸化压裂储层改造、放喷、测试求产、完井［16］。提前做好完井液的老化试验，试验数据要高于设计要求，否则重新设计液体配方。最后一次通井起钻前将钻井液全部替换成完井液，下完井管柱前准备好足够的压井液、配制材料及除硫剂，下完井管柱时密切关注环空液面变化情况，使液面在距井口200 m以下安全范围内［17］。及时给完井管柱灌液，保证完井液、压井液性能和除硫剂含量，防止因大量漏失造成储层伤害及井眼内固相堆积致管柱无法下到位的复杂情况发生。

7 结论

（1）放空后探底作业时，开泵循环使井底压力和硫化氢被带至井口，再次深入下探时仍开泵循环致使这次的套压值、硫化氢量、油气含量远大于第1次探底。探底作业反映出井底存在高压油气流、高浓度硫化氢，井底作业不应开泵循环，井控宜采用压回法，这给后续作业带来很大帮助。

（2）测井前要认真了解井况、充分预测井下复杂与仪器承受能力，避免盲目作业造成失败。电子元件对温度、压力、酸碱敏感，橡胶材料抗硫性差，复杂井使用耐高温高压仪器及更换全新的橡胶密封件更保险。

（3）发生放空、大漏或失返后将钻头提离井底，需要进一步研究下步措施：是关井观察立套压变化，还是节流循环落实钻井液性能变化，或是环空反推钻井液。从中古10HC井循环位置与通井情况分析，放空、失返后环空反推从造斜点至井底的环空体积的优质封闭浆和高黏滴流钻井液可将悬浮的岩屑推入缝洞，削弱钻井液中岩屑沉积对后续作业的影响。

参考文献：

［1］宋巍，李永杰，靳鹏菠，李皋，魏纳，赵向阳，刘金龙.裂缝性储层控压钻井技术及应用［J］.断块油气田，2013，20（3）：362-365.SONG Wei, LI Yongjie, JIN Pengbo, LI Gao, WEI Na,ZHAO Xiangyang, LIU Jinlong.MPD technology on fractured reservoir and its application［J］.Fault-block Oil & Gas Field, 2013, 20（3）: 362-365.

［2］王嗣敏，吕修祥.塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层特征及其油气意义［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2004，19（4）：72-76.WANG Simin, LYU Xiuxiang.Features and petroleum significance of Ordovician carbonate reservoir in Tazhong area, Talimu Basin［J］.Journal of Xi’an Shiyou University（Natural Science Edition）, 2004, 19（4）: 72-76.

［3］郑述全，欧云东，曾明昌，王仕水.高含硫喷漏同存气井钻井与完井工艺技术研究［J］.天然气工业，2006，26（9）：65-67.ZHENG Shuquan, OU Yundong, ZENG Mingchang,WANG Shishui.Study on drilling and completion technology to high sulfur-content gas wells where well kicks and losses coexist［J］.Natural Gas Industry, 2006,26（9）: 65-67.

［4］邓昌松，何银坤，冯少波，任亮，王鹏程，何川江.泡酸解卡技术在塔中11 井的应用与认识［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：120-123.DENG Changsong, HE Yinkun, FENG Shaobo, REN Liang, WANG Pengcheng, HE Chuanjiang.Application of acid soaking to release stuck pipe technology in Well Tazhong-11 and relevant understanding［J］.Oil Drilling& Production Technology, 2015, 37（5）: 120-123.

［5］何银坤，邓昌松，张小红，黄龙藏，王鹏程，陈华中.泡酸解卡在碳酸盐超深水平井的应用［J］.钻采工艺，2015，38（5）：105-108.HE Yinkun, DENG Changsong, ZHANG Xiaohong,HUANG Longcang, WANG Pengcheng, CHEN Huazhong.Applying acid soaking to release stuck pipe on ultra-deep horizontal well with carbonate formation［J］.Drilling &Production Technology, 2015, 38（5）: 105-108.

［6］庞长英，侯读杰，连军利.天然气中硫化氢现场监测技术研究［J］.石油天然气学报，2010 ，32（2）：142-143.PANG Changying, HOU Dujie, LIAN Junli.Technique for field detection of hydrogen sulfide innatural gas［J］.Journal of Oil and Gas Technology, 2010, 32（2）: 142-143.

［7］李贵宾，尤军，王福合，柳耀泉，习胜利.哈拉哈塘地区钻井难点分析与提速关键技术［J］.石油钻采工艺，2012，34 （6）：18-22.LI Guibin, YOU Jun, WANG Fuhe, LIU Yaoquan, XI Shengli.Drilling difficulty analysis and rate increasing techniques in Halahatang area［J］.Oil Drilling &Production Technology, 2012, 34 （6）: 18-22.

［8］王果，樊洪海，刘刚，公培斌，李勇，石春林.控制压力钻井技术应用研究［J］.石油钻探技术，2009，37（1）：34-38.WANG Guo, FAN Honghai, LIU Gang, GONG Peibin,LI Yong, SHI Chunlin.Application of managed pressure drilling techniques［J］.Petroleum Drilling Techniques,2009, 37（1）: 34-38.

［9］刘绘新，赵文庄，王书琪，康延军，刘会良.塔中地区碳酸盐岩储层控压钻水平井技术［J］.天然气工业，2009，29（11）：47-49.LIU Huixin, ZHAO Wenzhuang, WANG Shuqi, KANG Yanjun, LIU Huiliang.Managed pressure drilling applied to horizontal wells targeting carbonate gas reservoirs in middle Tarim Basin［J］.Natural Gas Industry, 2009, 29（11）: 47-49.

［10］金军斌.塔里木盆地顺北区块超深井火成岩钻井液技术［J］.石油钻探技术，2016，44（6）：17-23.JIN Junbin.Drilling fluid technology for igneous rocks in ultra-deep wells in the Shunbei area,Tarim basin［J］.Petroleum Drilling Techniques，2016 , 44(6): 17-23.

［11］孙凯，梁海波，李黔，代锋，闫丰明.控压钻井泥浆帽设计方法研究［J］.石油钻探技术，2011，39（1）：36-39.SUN Kai, LIANG Haibo, LI Qian, DAI Feng, YAN Fengming.Research on mud cap design of managed pressure drilling［J］.Petroleum Drilling Techniques,2011, 39（1）: 36-39.

［12］刘绘新，查磊，王书琪，康延军，刘会良.塔中高含硫碳酸盐岩储层密闭循环安全钻井技术［J］.天然气工业，2010，30（8）：45-47.LIU Huixin, ZHA Lei, WANG Shuqi, KANG Yanjun,LIU Huiliang.Closed-circulation safe drilling technology for high-sulfur carbonate reservoirs in the Middle Tarim Basin（Tazhong）［J］.Natural Gas Industry, 2010, 30（8）:45-47.

［13］程智，仇盛南，曹靖瑜，李海彪，徐兴军，巩晓璠.长裸眼随钻防漏封堵技术在跃满3-3井的应用［J］.石油钻采工艺，2016，38（5）：612-616.CHEN Zhi, QIU Shengnan, CAO Jingyu, LI Haibiao,XU Xingjun, GONG Xiaopan.Application of pluggingwhile-drill¬ing technology in long open-hole interval of the Well Yueman-3-3［J］.Oil Drilling & Production Technology, 2016, 38(5): 612-616.

［14］周英操，杨雄文，方世良，王凯.窄窗口钻井难点分析与技术对策［J］.石油机械，2010，38（4）：1-7.ZHOU Yingcao, YANG Xiongwen, FANG Shiliang,WANG Kai.An analysis of the difficulties in narrow window drilling and technical solutions［J］.China Petroleum Machinery, 2010, 38（4）: 1-7.

［15］蒋宏伟，周英操，石林，赵庆.深井钻录、测试技术和配套装备创新进展及应用［J］.石油科技论坛，2017，36（2）：32-37.JIANG Hongwei, ZHOU Yingcao, SHI Lin, ZHAO Qing.Latest development and application of deep-well drilling, logging and testing technology and equipment［J］.Oil Forum, 2017, 36(2): 32-37.

［16］杨金华，郭晓霞.一趟钻新技术应用与进展［J］.石油科技论坛，2017， 36（2）： 38-40.YANG Jinhua, GUO Xiaoxia.Application of new technology–single bit-run drilling［J］.Oil Forum,2017, 36(2): 38-40.

［17］刘金龙，马琰，秦宏德，杨成新，王孝亮，陆海瑛.简易控压钻井技术在塔中裂缝性储层的应用研究［J］.钻采工艺，2015，38（4）：18-21.LIU Jinlong, MA Yan, QIN Hongde, YANG Chengxin,WANG Xiaoliang, LU Haiying.Application of conventional managed pressure drilling technology in Tazhong fractured reservoir［J］.Drilling & Production Technology,2015, 38（4）: 18-21.