泾河油田形成了直井、定向井、水平井钻井工艺技术系列，完井工艺采用了直井套管射孔完井、水平井裸眼预置管柱完井、水平井套管固井完井等完井方式，采油工艺主要以机械采油为主，配套了稠油降黏工艺。

【钻井与完井】

钻井 开发初期以直井为主，2007年8月19日，长武2井开钻，10月5日完钻，井深2000米；2009年5月，早胜3井完钻井深1644米，试采日产油11.3吨，标志泾河油田投入试采。2013年9月，泾河油田第一口定向井JH17-1井开钻，10月10日完钻，井深1729米，闭合距639.56米。直井和定向井主要采用两级井身结构：一开钻头121/4″；二开钻头81/2″。

2011年8月24日，泾河油田第一口水平井JH8P1井开钻，9月19日完钻，井深2373.6米，水平段长度800米，采用三开钻进，一开钻头143/4″，二开钻头91/2″至造斜点，钻头81/2″至A靶点，三开钻头6″至B靶点。2013年6月，水平井开始采用“121/2″+81/2″”二级井身结构，之后推广应用。2014年9月，华北分公司试验第一口三维定向水平井JH17P36井完钻，钻井周期21.21天。

钻井液体系一般采用一开聚合物钻井液，二开钾铵基聚合物钻井液，三开钾铵基钻井完井液体系。直罗组和延安组泥岩、延安组煤层等复杂地层，加入随钻堵漏剂、防塌润滑剂等进行防漏、防塌；漏失地层加入各种粒径的堵漏材料，如复合堵漏材料、锯末、荞麦皮、麦壳、麦草，预制少量泥球作备用，根据不同漏失类型和漏失层位采取不同堵漏方法。随着水平井钻井大规模应用，油层保护意识加强，试验并推广了“钾铵基悬浮乳液钻井液体系”“聚磺钻井液体系”“低固相钻井液体系”等。为提高钻井速度，有效保护储层，钻井液性能要求一开密度小于1.05克/立方厘米，漏斗黏度40—70秒；二开密度1.05—1.10克/立方厘米，漏斗黏度40—60秒，失水小于10毫升，其中目的层失水小于5毫升。

完井 根据油田地层复杂情况，形成了直井、定向井套管固井射孔完井工艺，水平井裸眼封隔器分段压裂预置管柱完井和套管固井射孔完井等工艺。直井、定向井采用套管固井完井为主，表层套管为J55×Φ244.5毫米×8.94毫米，水泥返至地面；油层套管为J55×Φ139.7毫米×7.72毫米，水泥返至油层以上200米，低密度水泥浆返至地面。固井一般采用GSJ、G360常规固井方式，以射孔投产方式为主。2011年9月，JH8P1井采用三级井身结构完井，表层套管为J55×Φ339.7毫米×9.65毫米，水泥返至地面；技术套管为P110×Φ177.8毫米×11.99毫米，下至A靶点，水泥返至地面；油层套管采用水平井裸眼封隔器分段压裂预置管柱完井，水平段套管为N80×Φ114.3毫米×7.72毫米，此类井身结构得到推广。2013年6月，水平井表层套管为J55×Φ244.5毫米×8.94毫米，水泥返至地面，油层套管为N80×Φ139.7毫米×7.72毫米套管，水泥返至地面，采用二级井身结构套管固井完井，成为后续水平井的主要完井方式。

钻井取芯 2004—2014年，油田探井采取直井方式，主要取芯层位延长组，油田平均完钻井深1500米左右，井身结构一般为：一开Φ311.2毫米钻头+Φ244.5毫米套管，二开Φ215.9毫米钻头+Φ139.7毫米套管。取芯工具主要为川7-4型取芯工具，取芯钻具组合主要为81/2″取芯钻头+川7-4取芯筒+7″DC+61/2″DC+5″DP串+方钻杆。2004—2011年，泾河油田探井采用常规取芯工艺。2014年4月，JH17P40导眼井连续密闭取芯4筒，取芯井段1339.00—1374.70米，取芯进尺35.70米，岩芯长35.70米，取芯收获率100％，

【采油】

2009年6月，早胜3井下Φ38毫米抽油泵生产，泵挂深度1080米，抽油杆柱采用两级组合（自上而下）：Φ22毫米×630米+Φ19毫米×450米。2012年1月，第一口水平井JH8P1井下Φ44毫米抽油泵生产，泵挂深度1002米。油井泵挂深度一般在800—1500米，抽油机主要采用CYJ8-3-26HY型和CYJ6-2.5-26HY型抽油机。抽油泵泵径以Φ38毫米、Φ44毫米为主，冲程为：1.8米、2.4米、2.5米、3米，冲次范围1.2—6次/分钟。抽油杆钢级为D级，抽油杆柱组合为三级（Φ22毫米+Φ19毫米+Φ22毫米）或二级（Φ22毫米+Φ19毫米）组合。2014年，Φ38毫米和Φ44毫米抽油泵井53口，占比91.4％。

泾河油田原油芳香烃和胶质含量较高，芳香烃含量13％—26％，平均含量16％，胶质含量15.8％，油井生产过程中出现抽油机平衡率低、载荷及电流较大、抽油杆柱软卡、抽油泵凡尔启闭滞后等问题，2014年引进双空心抽油杆和抽稠泵，试验JH2P2、JH2P16、JH2P6三口井均有效。

【注水】

该区块主要依靠天然能量开采，2013年11月8日，JH17-1井长层射孔，下注水管柱至油层上界完井，11月10日，小排量注入预处理液57立方米，因邻井JH17P16井发生水窜，关井停注，后油田未开展注水工作。

【油层改造】

2009年5月，早胜3井压裂，入地液量75.4立方米，加砂量15.5立方米，砂比27.6％，破裂压力15兆帕，初期日产油11.3吨。2011年12月，第一口水平井JH8P1井采用裸眼滑套式封隔器分段压裂工艺，压裂7段，入地液量893.1立方米，加砂量151.1立方米，后开始推广水平井压裂技术。2012年，JH17P1和JH2P2井先后采用裸眼滑套式封隔器分段压裂工艺，压裂后初期日产油分别为13吨和16吨，为后续水平井分段压裂提供技术支撑。2013年4月，二级井身结构井JH32P6井采用可钻桥塞压裂工艺，压裂9段，入地液量1500立方米，加砂量248立方米，平均砂比26.6％；2013年5月，JH32P4井试验采用连续油管带底封分段压裂工艺，压裂3段，入地液量753立方米，加砂量91.3立方米，平均砂比23.1％。2014年8月，JH17P29井试验采用套内分段压裂工艺，压裂管柱组合（自下而上）：Y341-114型封隔器+投球滑套+Φ73毫米外加厚倒角油管+Y341-114型封隔器+投球滑套+Φ73毫米外加厚倒角油管+Y341-114型封隔器+投球滑套+Φ73毫米外加厚倒角油管+Y341-114封隔器+投球滑套+Φ73毫米外加厚倒角油管+Y341-114型封隔器+水力锚（SLM-114）+安全接头（AJ-93）+Φ73毫米外加厚倒角油管+Φ73毫米EUE-Φ89毫米EUE变径+Φ89毫米油管串至井口，补充压裂4段，入地液量1226立方米，加砂量184立方米，平均砂比26％。2014年8月，JH17P22井试验采用多簇压裂工艺，压裂8段16簇，入地液量2118立方米，加砂量314立方米，平均砂比23.6％，初期日产油13吨，当年推广应用28口。泾河油田水平井不同压裂工艺统计情况见表3-2-11。(www.daowen.com)

压裂液体系采用“0.35％HPG+0.5％CX-307+2.0％KCL+0.1％HCHO+0.3％低温激活剂”体系，破胶剂采用胶囊和过硫酸铵。原胶液体系较红河油田增加了“低温激活剂”，可以在低温下激活破胶剂完成破胶。2013年，压裂液体系中原胶液添加了0.5％BRD-S10，降低储层伤害，破胶剂更换为过硫酸铵。

表3-2-11　泾河油田水平井压裂工艺统计

【井下作业】

（1）试油测试

测试 采用TCP-DST抽汲三联作工艺对预探井测试。测试管柱（自上而下）：27/8″油管+泵反阀+压力计托筒+提升短节+MFE测试工具+液压紧缩接头+电子压力计托筒+联作旁通+Y211型封隔器+联作筛管+减震器+油管+点火头+安全枪2米+射孔枪。采用“三开二关”工作制度：一开0.5小时，一关24小时，二开24小时，二关144小时，三开抽汲，采用最大抽汲参数生产，时间依据抽汲情况确定。采用PanSystem和SaPhir软件测试压力和流量并解释，获取相关地层参数。

试油 直井试油工序为通井、洗井、射孔、压裂、放喷、抽汲，水平井采用压裂试油工艺，主要有连续油管带底封拖动和可钻桥塞、水平井裸眼封隔器分段压裂、水力喷射压裂等工艺，压裂后放喷或抽汲排液。

（2）修井作业

维护作业 2009年10月11日，早胜3井生产130天后躺井，2009年10月13日，盐池县永林工贸有限公司作业队上修，检泵主要原因为结垢泵漏，历时2天完井。随着生产杆管使用时间延长，油井含水率上升及结蜡等原因，检泵井次增多，成为小修主要任务。2014年，检泵21井次，检泵周期延长至404天（表3-2-12）。

表3-2-12　2009—2014年泾河油田检泵情况统计

井筒处理 2014年7月，裸眼封隔器分段压裂预置管柱完井的JH15P55井，试验倒角油管钻铣滑套工艺，钻具组合（自下而上）：Φ92毫米磨鞋×0.25米+Φ73毫米马达×2米+Φ62毫米外加厚倒角油管，钻铣滑套2级，钻铣管柱落井，钻铣及打捞共历时81天，钻铣时间长、风险大、费用高，该工艺未推广。2014年9月，套管固井完井的JH13P3井，试验倒角油管冲砂工艺，冲砂管柱组合（自下而上）：笔尖+Φ73毫米倒角油管+Φ73毫米油管，冲出砂量3.7立方米，进尺368.1米，历时6天。

废弃井治理封井工艺与红河油田相同。至2014年，实施封井84口。

【油田化学实验】

2012年11月前，各类化验工作由采油作业一区负责，之后，油水全分析由华北分公司勘探开发研究院咸阳分院化验室负责。