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西南油气田储层改造工艺分析作者：王天祥来源：《中国化工贸易·中旬刊》2018年第03期摘要：西南油气田的储层具有连续性差、含气砂体变化较快、低孔、低渗、低丰度、非均质性强的特点。
由于存在以上问题因此西南油气田的储层改造实施的难度较大。
通过不断的现场勘探、实验和研究等工作后，得出了一套适用于西南油气田的储层改造工艺流程。
并通过一系列的现场应用后，取得了较为理想的储层改造效果。
本文主要从储层保护、射孔、加砂压裂以及支撑剂的选用等多个方面进行了储层改造工艺的分析和介绍，具体内容如下。
关键词：西南油气田；储层改造；工艺分析1 储层改造前的基本情况简介1.1 压裂问题前期压裂基液粘度较低，压裂施工压力较高；加砂难度大，最高砂比仅有22%，并且在加砂过程中出现较为严重的沉砂现象；携砂浓度较低；石油产量较低，单口油田的平均产油量仅有14m2每天，完全不能达到储层在理论上应达到的产油量要求。
1.2 钻井显示问题西南油气田具有明显的低压、低渗的特点，因此在钻井过程中多数钻井的产油量均较低。
1.3 井身结构西南油气田的90%以上的钻井均为直井。
采用311毫米的橡胶密封三牙轮钻头进行钻井的开眼，235毫米的套管下放至井深450米后再使用210毫米的钻头向下钻至深井位置，然后放置145毫米的油层套管装置。
2 储层工艺改造及其分析2.1 储层的保护储层损害是由内因和外因多种因素共同作用的结果。
内因主要为储层内部存在敏感性物质，如黏土、矿物等，外因主要是由于外界流体的入侵导致储层内部的平衡受到破坏。
因此为减少水敏性物质对钻井的影响，在进行射孔前灌注KCL溶液以促进钻进内敏感性物质的膨出。
通过一系列的现场及实验室实验得到3.2%的KCL溶液能够最大限度的将钻井内的黏土、矿物等敏感性物质膨出井外。
因此在进行储层保护工作时，应先进行钻井敏感性物质含量膨出与最佳KCL溶液浓度的匹配实验。
2.2 射孔作业射孔是利用高能炸药爆炸形成的射流束以射穿油气井的套管装置、水泥环以及部分地层来建立油气层和井筒之间的油气流通通道的技术。
储层有效进尺最大化技术在建南气田的应用摘要：储层有效进尺最大化技术是通过最大限度钻穿储层，增大油气层泄流面积来实现提高单井产能的目的，现已成为新老油气田开发的主要技术之一。
在分析建南气田储层有效进尺最大化钻井技术适应性基础上，并应用了鱼骨状水平井来提高单井产量。
在分析j35zp1井施工难点、重点基础上，本文重点描述了钻井工程设计、钻井工艺制定和实施过程，该井的成功为建南气田海相低压低渗裂缝性气藏的高效开发提供了新的工艺技术手段。
关键词：储层有效进尺最大化；鱼骨状分支井；建南气田储层有效进尺最大化钻井技术是上世纪末发展起来的新的钻井技术，其目的在于通过增大油气层泄流面积来实现提高单井产能，现已成为新老油气田开发的主要技术之一[1]，为低渗油气田的高效开发提供了新的工程技术手段。
江汉油田建南气田经过四十多年的勘探开发，存在着单井产量及控制储量低、采出程度和采收率低、开发成本高等难题，因此期望利用先进钻井技术来解决这些难题，为提高该气田的综合开发效益，部署了一口利用储层有效进尺最大化钻井技术的j35zp1井。
建南气田目前已在三叠系嘉陵江组嘉一段、飞仙关组飞三段、二叠系长兴组长二段和石炭系黄龙组四个层段获得工业气流，其中飞三段是最主要的产层。
j35zp1飞仙关飞三段储层厚度达60m以上，气藏储集类型为裂缝/孔隙型，裂缝发育发情况较难确定，孔隙渗流能力很差。
现行的主要增产措施是酸化和压裂，目的在于是清除近井带污染、最大限度地连通天然裂缝，但压裂诱导的裂缝延伸能力受工艺技术的限制难以全完全实现目的。
因此，利用储层有效进尺最大化技术最大可能地提高裂缝钻遇机率，提高渗流能力，实现提高单井产量和控制储量能力。
1 主要施工难点根据地质和地层分析，在实施j35zp1钻井施工时主要存在以下难点：1.1 造斜点深，井眼尺寸较大，影响钻井效率。
造斜点垂深为2935m，斜井段位于嘉一段---飞四段，岩石可钻性较低，井眼尺寸大为ф311.1mm，影响钻井效率。
“中国西南储气能力”建设的技术基础与发展思考胡勇;王梦雨;罗瑜;李隆新;彭先;赵梓寒【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2024(44)2【摘要】为保障国家天然气安全平稳供应,2019年国家能源局启动了川渝天然气千亿立方米级“气大庆”的建设项目,将四川盆地天然气储气调峰和战略应急保供能力建设提升至国家战略安全高度。
此外,中国石油在“十四五”期间确立了打造“西南储气中心”的战略目标,积极攻关各项地下储气库(以下简称储气库)建库技术难题,已初步形成“西南储气中心”建设格局。
为此,在分析四川盆地建设储气库面临的挑战基础上,系统梳理总结了中国石油近17年在四川盆地的发展规划、建设现状、技术进展等方面的成果,并对打造“中国西南储气能力”提出了具体的攻关方向。
研究结果表明:(1)四川盆地天然气资源丰富且拥有与全国天然气管网互连互通的完善管网设施,能够为盆地储气库建设提供坚实基础;(2)提出了复杂盆地气藏的“十指标”选址体系,建立了完善的储气库库址优选技术;(3)形成了储气库建库运行七大特色技术,健全了碳酸盐岩气藏建库主体技术系列;(4)构建了国内首个储气库地质体、井、地面完整性管理评价技术体系,保障了储气库安全稳定运行。
结论认为,为支撑国家天然气千亿立方米级“气大庆”建设,提出了“中国西南储气能力”建设的概念,其核心是以中国石油初步建成的企业级“西南储气中心”为基础,走出单一油公司储气库建设模式,建立政府主导协调、跨企业的储气库协同共建共享共营机制,全面推动四川盆地整体储气能力建设,保障国家天然气能源安全。
【总页数】13页(P1-13)【作者】胡勇;王梦雨;罗瑜;李隆新;彭先;赵梓寒【作者单位】中国石油西南油气田公司;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】F42【相关文献】1.基于属性融合技术下天然气水合物甜点储层预测--以中国南海台西南盆地A区为例2.集约高效开展储气设施建设——云南省多气源协同发展的思考3.加快储气调峰能力建设推动天然气跨越式发展4.中国石油西南油气田公司储层改造技术强力支撑龙王庙组气藏开发因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
苏里格气田东区井位优选及应用效果评价李鑫;张林;王若沣;崔海标;马楠;黄燕;张杰【摘要】随着气田的开发深入,优势甜点区逐年减少,开发外部环境愈发复杂,气田稳产压力逐步增大,如何从气田开发顶层设计入手,落实"降本增效",实现"稳健发展",这一切均对"井位优选"提出了更高要求.在"上、下古立体开发"的思路下,苏东区块钻遇了部分上、下古优质储层,表现出强劲的生产能力.本次研究将气井产能关键影响因素和实现下古气藏的高效开发作为研究目标,将历年产建开发的认识及效果,在充分应用区域地质、测井、动态、地震等资料的基础上,开展优质储层再认识,深入下古成藏主控因素分析,旨在探讨开发策略,为精细井位部署提供技术支撑.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)010【总页数】4页(P55-57,69)【关键词】苏里格气田东区;井位优选;效果评价【作者】李鑫;张林;王若沣;崔海标;马楠;黄燕;张杰【作者单位】西安石油大学,陕西西安 710065;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司物资供应处,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第一采油厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安 710018【正文语种】中文【中图分类】TE377井位优选综合多个学科、集合各种资料于一体，是开发地质认识及成果最直接体现，更是气田开发的基础。
针对区域地质复杂、矿权重叠严重，井位部署困难等特点，在井位优选方面主要开展了以下两方面的工作：（1）对已下发的井位，开展实施潜力评价，进行井位实施轮次排序；（2）积极转变井位优选思路，主动出击，平面上优选井区，纵向上兼顾小层，结合地表情况，向研究单位提交建议井位。
文章编号：1000 − 7393(2023)01 − 0067 − 09 DOI: 10.13639/j.odpt.2023.01.009中国石油油气藏储层改造技术历程与展望王欣1,2 才博1,2 李帅1,2 马锋1 严增民1 童征1 张浩宇1,21. 中国石油勘探开发研究院；2. 中国石油天然气集团有限公司油气藏改造重点实验室引用格式：王欣，才博，李帅，马锋，严增民，童征，张浩宇. 中国石油油气藏储层改造技术历程与展望［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（1）：67-75.摘要：回顾了近70年的储层改造技术发展历程，指出储层改造技术经历了介入、融入、主导油气藏勘探开发三大技术变革，强调了储层改造技术在油气勘探开发各个环节中发挥的重要纽带作用，创新以电驱压裂泵、可溶桥塞、滑溜水与石英砂、工厂化作业、立体压裂为特征的低成本改造新技术。
结合中国能源“3步走”战略技术路线图，剖析“十四五”规划及未来油气与新能源资源发展对储层改造技术的需求，提出了储层改造技术在保障中国油气资源效益建产中“两提一降”发展方向，展望了储层改造技术在地热资源开发、煤炭地下气化、水合物及含贵、稀有金属地层开发、碳中和埋碳等方面实现“全产业链”发展的重要空间，该研究可为储层改造技术高质量发展提供借鉴。
关键词：储层改造；体积压裂；非常规油气；新能源；低成本；人工油气藏；CO 2埋存；碳中和中图分类号：TE357 文献标识码： ADevelopment process and prospect of CNPC’s reservoir stimulation technologiesWANG Xin 1,2, CAI Bo 1,2, LI Shuai 1,2, MA Feng 1, YAN Zengmin 1, TONG Zheng 1, ZHANG Haoyu 1,21. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development , Beijing 100083, China ;2. CNPC Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Stimulation , Langfang 065007, Hebei , ChinaCitation: WANG Xin, CAI Bo, LI Shuai, MA Feng, YAN Zengmin, TONG Zheng, ZHANG Haoyu. Development process and prospect of CNPC’s reservoir stimulation technologies ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1): 67-75.Abstract: It is shown by reviewing the nearly 70 years’ development history of reservoir stimulation technologies that reservoir stimulation technologies experiences three main stages of involving in, integrating into and leading oil and gas reservoir exploration and development, which manifests the important bridge effect of reservoir stimulation technologies in various stages of oil and gas exploration and development. And the low-cost stimulation technologies characterized by electric fracturing pump, soluble bridge plug, slickwater and quartz sand, factory-like operation and three-dimensional fracturing are innovated. In this paper, the requirements of 14th Five-Year Plan and future oil & gas and new energy resource development for reservoir stimulation technologies were analyzed based on China’s “three-step ” energy strategic and technical roadmap. In addition, the “two-increase, one-decrease ” development direction of reservoir stimulation technologies to ensure the cost-effective productivity construction of oil and gas resources in China was pointed out, and the important space of reservoir stimulation technologies for the realization of “whole industrial chain ”development in terms of geothermal resource development, underground coal gasification, hydrate development with precious and rare基金项目: 中国石油集团公司科技重大专项“页岩油储层复杂缝网形成机制与高效体积改造技术研究”(编号：2021DJ1805)；中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“页岩油储层改造新技术现场试验”(编号：kt2020-10-15)。
苏里格气田南区块天然气集输工艺技术摘要鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏。
针对该区块的地质特征和特殊的开发方式(采用井间与区块相结合的接替方式开发)，采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺；②管道不保温；③中压集气；④井口带液连续计量；⑤常温分离；⑥两次增压；⑦气液分输；⑧集中处理。
形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交替计量”等一系列工艺技术，有效降低了地面工程的投资成本，提高了气田开发项目的经济效益，对类似气田的开发建设具有借鉴意义。
关键词苏里格气田南区块天然气集输工艺技术中压集气井口双截断保护气液分输湿气交接计量1 气田概况苏里格气田南区块(以下简称南区块)位于鄂尔多斯盆地苏里格气田南部，地处内蒙古自治区乌审旗、鄂托克前旗和陕西省定边县境内，是中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)与法国道达尔公司共同开发的国际合作区。
南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏，具有以下地质特征和开发建设难点。
1)气田初期生产压力高达22 MPa，但压力下降快[1]。
2)井流物中含少量重烃，不含H2S，微含CO2，需采用脱油脱水天然气净化工艺[1]。
3)单井稳压生产能力较强，可以较长时间利用地层压力采用定压放产的方式生产，在超过5.0 MPa的井口压力下生产了4年，其后在2.5 MPa以下的井口压力下生产，而未采用苏里格气田其他区块定产量稳产的生产方式。
4)单井初期配产高，最高配产量为l0×104 m3/d。
平均配产量为3×104 m3/d，为苏里格气田其他区块单井配产量的2～3倍。
5)单井产量下降快，生产l年后，产量下降了一半。
6)全部采用9井式井丛开发，后期约一半的井丛需要加密到18井，地面井场数量较苏里格气田其他区块大幅度减少。
钻井新技术在普光气田的应用发布时间：2022-07-21T01:45:37.358Z 来源：《中国科技信息》2022年第33卷第3月5期作者：王平[导读] ：普光气田是四川盆地目前已发现的最大的天然气田之一，该地区地层由陆相沉积与海相沉积组成，王平中原油田分公司技术监测中心河南濮阳 457001摘要：普光气田是四川盆地目前已发现的最大的天然气田之一，该地区地层由陆相沉积与海相沉积组成，平均井深6500米，上部4000米左右为可钻性较差的陆相地层，下部为海相沉积，具有“四高一深”等地质特征，即储量丰度高（42亿方/平方公里）、气藏压力高（55-75Mpa）、硫化氢含量高（14-18%）、二氧化碳含量高（8.2%），气藏埋藏深（4800-7800米）这些特点使开发建设始终存在很大的安全环保风险，特别是硫化氢属剧毒气体，容易造成重大安全事故，一旦发生井喷失控或气体外泄事故，后果不堪设想。
关键词：气体钻复合钻牙轮钻头 PDC钻头机械转速1.新钻井技术分类为了实现钻井速度的突破，缩短钻井周期，针对普光气田的地质特点及钻井难点，对井身结构进行了多次优化，强化了井控技术，细化了固井技术，我们引进了钻井新技术，促进了优质高效快速安全钻井。
1.1气体钻井技术为了加快普光气田开发步伐，安全、优质、快速地完成钻井任务，解决陆相地层机械钻速慢的难题，采用了气体钻井技术。
2006年3月，引进威德福空气钻井技术，在P201-2井使用，从威德福空气钻井技术中，进一步认识了气体钻井新的技术，如雾化钻井技术、空气锤钻井技术等，新的气体钻井技术使用效果更加明显，雾化钻井最高机械钻速达到21.87 米/小时，空气锤钻井最高机械钻速达到33.30米/小时。
通过气体钻井技术的应用，普光气田钻井速度取得了很大突破，气体钻井进尺10.8万米，平均机械钻速达到7.51米/小时，是常规钻井液钻井的5～8倍。
其中空气钻井进尺10万米；平均机械钻速7.67米/小时；氮气钻井进尺0.4万米，平均机械钻速4.48米/小时；雾化钻井进尺0.5万米，平均机械钻速8.46米/小时。
储层有效进尺最大化技术在建南气田的应用
储层有效进尺最大化技术是通过最大限度钻穿储层，增大油气层泄流面积来实现提高单井产能的目的，现已成为新老油气田开发的主要技术之一。
在分析建南气田储层有效进尺最大化钻井技术适应性基础上，并应用了鱼骨状水平井来提高单井产量。
在分析J35ZP1井施工难点、重点基础上，本文重点描述了钻井工程设计、钻井工艺制定和实施过程，该井的成功为建南气田海相低压低渗裂缝性气藏的高效开发提供了新的工艺技术手段。
标签：储层有效进尺最大化；鱼骨状分支井；建南气田
储层有效进尺最大化钻井技术是上世纪末发展起来的新的钻井技术，其目的在于通过增大油气层泄流面积来实现提高单井产能，现已成为新老油气田开发的主要技术之一[1]，为低渗油气田的高效开发提供了新的工程技术手段。
江汉油田建南气田经过四十多年的勘探开发，存在着单井产量及控制储量低、采出程度和采收率低、开发成本高等难题，因此期望利用先进钻井技术来解决这些难题，为提高该气田的综合开发效益，部署了一口利用储层有效进尺最大化钻井技术的J35ZP1井。
建南气田目前已在三叠系嘉陵江组嘉一段、飞仙关组飞三段、二叠系长兴组长二段和石炭系黄龙组四个层段获得工业气流，其中飞三段是最主要的产层。
J35ZP1飞仙关飞三段储层厚度达60m以上，气藏储集类型为裂缝/孔隙型，裂缝发育发情况较难确定，孔隙渗流能力很差。
现行的主要增产措施是酸化和压裂，目的在于是清除近井带污染、最大限度地连通天然裂缝，但压裂诱导的裂缝延伸能力受工艺技术的限制难以全完全实现目的。
因此，利用储层有效进尺最大化技术最大可能地提高裂缝钻遇机率，提高渗流能力，实现提高单井产量和控制储量能力。
1 主要施工难点
根据地质和地层分析，在实施J35ZP1钻井施工时主要存在以下难点：
1.1 造斜点深，井眼尺寸较大，影响钻井效率。
造斜点垂深为2935m，斜井段位于嘉一段---飞四段，岩石可钻性较低，井眼尺寸大为Ф311.1mm，影响钻井效率。
1.2 分支井眼与主井眼夹角大，井眼轨迹复杂。
分支井眼与主井眼夹角为36.56°，鱼骨状水平分支井工艺较为复杂，且连续的扭方位作业使得井眼轨迹复杂，会增大钻进的摩阻扭矩，影响轨迹控制效果。
1.3 水平段较长，后期摩阻扭矩大。
主水平段长800m，位移1099.88m，分支水平段长503m，位移1231.19m，较长的水平段和轨迹的变化也给岩屑携带造成困难，影响井下安全。
1.4 水平段岩性为致密灰岩，可钻性低，悬空侧钻难度大。
2 J35ZP1井身结构和轨道优化设计
根据该地区地质结构和地层压力特点，该井技套下至A靶点，水平段、分支井眼适合裸眼完井，采用三开井身结构设计，能保证储层段安全、高效钻进，其井身结构如表1所示。
J35ZP1井主井眼轨道从穿越储层，同地层走向，分支井眼向裂缝发育带的断层方向延伸，地层预测嘉二段有盐膏层，造斜点必须避开该井段。
通过对不同造斜点、造斜率进行比较，以井眼摩阻扭矩最小为目标，轨道优化设计见表2～表4。
3 J35ZP1井钻井施工
3.1 钻进工序
根据地层特点、完井方式和钻进难易程度的不同，鱼骨状分支井可分为前进式和后退式[3]，侧钻方式有裸眼侧钻和斜向器侧钻。
因J35ZP1井储层埋藏深、侧钻难度大，而且是裸眼完井，因此，钻进方式采用前进式。
3.2 井眼轨迹控制技术
3.2.1 斜井段
为了顺利下入技术套管并减小水平段的摩阻扭矩，斜井段井眼轨迹必须圆滑。
根据该井地层特点和优化的轨道，通过优选钻具组合、钻井参数，并利用导向钻井技术、倒装加重钻具等技术措施，控制造斜率，保证了井眼轨迹圆滑，实现优质快速钻进。
所采用的底部钻具组合为：Φ311.1mm钻头+Φ216mm单弯螺杆钻具+Φ203.2mm无磁钻铤×1根+MWD，钻进参数：钻压100～160kN，转速30～40r/min，排量42l/s。
3.2.2 分支井眼
分支井眼采用前进式施工方式，为了防止钻具下钻时再次进入分支井眼，对分支井眼姿态和与主井眼的相对位置进行优化，窗口附近30～50m的分支井眼在主井眼的斜上方，即分支井眼窗口附近上翘，主井眼下倾，同时对窗口进行处理，保证下钻时钻具在重力和自身刚性作用下沿主井眼方向延伸。
分支井眼轨迹控制难点在于：长井段连续扭方位作业。
根据该井设计要求，优选以 1.25°单弯螺杆单稳柔性钻具组合，倒装加重钻杆，严格控制造斜率在20°/100m左右，既保证了扭方位轨迹控制的需求，又降低了钻具组合的摩阻和扭矩。
钻具组合：①扭方位井段：MD517HX牙轮钻头+Φ172 mm单弯螺杆（1.25°）
+Φ127 mm无磁钻杆×1根+MWD，钻进参数：钻压100～120kN，转速30～40r/min，排量25l/s。
②稳斜段：DM565H钻头+Φ172 mm单弯螺杆（1.25°）+Φ211 mm欠尺寸扶正器+Φ127 mm无磁钻杆×1根+MWD，钻进参数：钻压40～60kN，转速30～40r/min，排量25l/s。
通过采取上述技术措施，完成整个分支井眼长604m，扭方位井段228m，分支井与主井眼的夹角36.34°，施工过程中起下钻顺利，窗口处无阻卡现象，分支井眼施工效率高，电测顺利。
3.2.3 主井眼
A裸眼悬空侧钻技术。
完成分支井眼后，上提钻具至预定侧钻点，采用裸眼悬空侧钻主井眼。
因每个分支井眼方位是不一致的，且井斜略向上升，主井眼为下倾走向，主井眼的侧钻方向与分支井眼相反，井斜略有下降，方位与前段主井眼一致。
J35ZP1井储层段为较致密的灰岩，可钻性较差，侧钻难度大，选择可钻性较好的井段进行侧钻，用牙轮钻头+大度数单弯螺杆的钻具组合，确保工具面稳定，迅速形成夹壁墙。
钻具组合：Φ215.9mmMD517HX牙轮钻头+Φ172mm单弯螺杆（1.5°）+Φ127mm无磁承压钻杆+MWD。
侧钻作业时，严格执行划槽作业和控时限压技术措施，侧钻出20m的新井眼后修整分叉窗口，保证了窗口的圆滑及钻具能顺利下入主井眼。
B稳斜段。
为了提高钻井效率，尽量减少滑动钻进时间，根据该井地层特点和邻近资料信息，钻具组合：Φ215.9 mm PDC钻头+Φ172 mm单弯螺杆（1°）+Φ211 mm欠尺寸扶正器+Φ127 mm无磁承压钻杆×1根+MWD。
钻进参数：钻压40～80 kN，转速30～40r/min，排量25l/s。
该钻具组合的控制精度较高，能够通过调整钻井参数、钻进方式，实现增斜、稳斜和降斜目的，该井主井眼水平井段稳斜段长640.5m，滑动进尺20m，只占3.12%，钻井效率大幅提高。
4 结论与认识
4.1 J35ZP1井是川东北地区海相地层完成的第一口鲁骨状分支井，并创造了目前国内陆上油田鱼骨状水平分支井垂深最深（3273.33m）的纪录，该井的成功为该气田提高整体开发效益积累了宝贵经验，也为南方海相低渗气藏的高效开发提供了新的工程技术手段。
4.2 选用“PDC钻头+单弯螺杆+欠尺寸扶正器”的导向钻具组合进行水平段钻进，通过改变钻进参数实现井眼轨迹控制，大大提高了建南区块水平井钻井时效。
参考文献
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2007，26（2）：42-48.
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[3]耿应春，孙铭新.胜利油田鱼骨状水平分支井钻井技术[J].石油钻采工艺，2007，29（5）：20-22.。
