龍崗西地區(qū)首口非常規(guī)超深井鉆井技術(shù)

譚茂波　何世明，2　鄧傳光　米光勇　高德偉　王　強（. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都　60500；2. 西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都　60500；. 中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部，四川成都　600；. 中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川江油　6200）

龍崗西地區(qū)首口非常規(guī)超深井鉆井技術(shù)

譚茂波1何世明1，2鄧傳光3米光勇4高德偉4王強4
（1. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都610500；2. 西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；3. 中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部，四川成都610041；4. 中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川江油620041）

龍崗61井是四川盆地龍崗西地區(qū)第1口非常規(guī)超深井，完鉆井深6 618 m。侏羅系地層井壁穩(wěn)定性差，縱向上壓力系統(tǒng)復(fù)雜，深部海相地層H2S含量超過30 g/m3、同時存在異常超高壓CO2氣層和鹽水層，井底壓力超過110 MPa、溫度在150℃以上。為此，龍崗61井采取了如下鉆井技術(shù)措施：采用6開制非常規(guī)套管層序封隔不同復(fù)雜層段，有效預(yù)防和控制井下地質(zhì)風(fēng)險；在蓬萊鎮(zhèn)—沙溪廟組易漏地層應(yīng)用空氣鉆井防漏治漏、防斜快打；對自流井組和須家河組強研磨性地層優(yōu)化鉆頭設(shè)計，并在小井眼段進(jìn)行PDC鉆頭提速試驗；優(yōu)化抗高溫聚磺水基鉆井液，使之具備較強的抗高溫、抗鹽及抗鈣污染能力。實踐表明，龍崗61井非常規(guī)超深井鉆井技術(shù)不僅有效解決了復(fù)雜地層所帶來的鉆井難題，實現(xiàn)安全快速鉆至目的層，而且還在川渝地區(qū)超深井鉆井技術(shù)上得到創(chuàng)新，形成了一套較完整的非常規(guī)超深井鉆井技術(shù)。

四川盆地；龍崗地區(qū)；超深井；非常規(guī)井；小井眼；抗高溫水基鉆井液

龍崗西部地區(qū)是四川盆地油氣資源重點勘探開發(fā)區(qū)域，勘探進(jìn)程開始向深部海相地層深入發(fā)展。龍崗61井是中石油西南油氣田在龍崗西部地區(qū)部署的第1口非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)預(yù)探井，同時亦是中石油川渝地區(qū)第1口非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)井，鉆探目的是了解龍崗以西地區(qū)飛仙關(guān)組、長興組的含油氣性，擴(kuò)大龍崗地區(qū)灘、礁氣藏勘探領(lǐng)域。龍崗61井在川渝地區(qū)非常規(guī)超深井鉆井技術(shù)不成熟的條件下，應(yīng)用了多種新技術(shù)新工藝，成功克服了復(fù)雜地層帶來的鉆井難題，全井鉆井周期398 d，平均機(jī)械鉆速1.68 m/h。龍崗61井非常規(guī)超深井鉆井技術(shù)能為后續(xù)非常規(guī)超深井鉆井施工提供技術(shù)支撐和寶貴經(jīng)驗。

1　鉆井難點分析

龍崗西部地區(qū)的地質(zhì)剖面和地層壓力情況異常復(fù)雜，已經(jīng)給前期預(yù)探井鉆井施工帶來了諸多困難。根據(jù)實鉆情況統(tǒng)計分析出了井下地質(zhì)風(fēng)險和復(fù)雜地層所帶來的鉆井難點，具體表現(xiàn)在以下幾個方面。

（1）井壁穩(wěn)定性差。龍崗西部地區(qū)出露地層為白堊系下統(tǒng)劍門關(guān)組，巖性以砂礫巖為主，膠結(jié)疏松，表層發(fā)生竄漏和垮塌的可能性極大。整個侏羅系地層是川渝地區(qū)典型的紅層發(fā)育段，巖性主要以砂巖、泥頁巖為主，鄰井實鉆顯示，在這類地層中鉆進(jìn)極易出現(xiàn)井壁失穩(wěn)［1］。上三疊統(tǒng)須家河組地層間夾煤層及煤線，且地層十分破碎，將會不同程度的表現(xiàn)出井壁失穩(wěn)。

（2）油氣水活躍，空氣鉆井受限。在勘探開發(fā)前期，空氣鉆井技術(shù)從開始的試驗研究到全面推廣均對鉆井提速起了十分顯著的成效。但是，隨著勘探開發(fā)的逐步深入，復(fù)雜地層暴露出的空氣鉆井難題也越來越多，油氣顯示頻繁、地層出水以及井壁不穩(wěn)定等復(fù)雜地層因素，都將會嚴(yán)重影響空氣鉆井。

（3）地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜，存在多套產(chǎn)層。縱向上地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜（見圖1），劍門關(guān)組—沙溪廟組屬于正常壓力地層，須家河組—龍?zhí)督M地層壓力較高，其中在須二段可能會鉆遇異常超高壓CO2氣層，嘉二段地層含有異常高壓鹽水層。例如，劍門1井在須二段鉆遇異常超高壓氣層，使用鉆井液最高密度為2.45 g/cm3；鄰區(qū)構(gòu)造龍4井在嘉二段鉆遇異常高壓鹽水層，地層壓力系數(shù)為1.8～2.1。地層縱向上存在多套產(chǎn)層，自流井組、須二段、飛仙關(guān)組和長興組均含有高壓氣層顯示，但由于前期鉆探程度不高，對含氣范圍、分布情況及儲層類型還具有認(rèn)識上的不足。

（4）地層研磨性強、可鉆性差。自流井組、須家河組地層巖性由頁巖、細(xì)砂巖及砂礫巖組成，可鉆性級值達(dá)到7級以上，地層研磨性強、可鉆性差。實鉆顯示機(jī)械鉆速非常低，單只鉆頭進(jìn)尺少且使用壽命短。例如，劍門1井在侏羅系下統(tǒng)自流井組石英砂巖地層鉆進(jìn)，在3 775～4193 m井段消耗鉆頭18只，單只鉆頭平均進(jìn)尺23.2 m，平均機(jī)械鉆速僅為0.66 m/h。

（5）高溫、高壓及高含H2S。實鉆顯示雷口坡組—長興組海相地層含有H2S，其中飛仙關(guān)組和長興組地層H2S含量已超過30 g/m3。例如，劍門1井顯示長興組H2S含量達(dá)到80～87 g/m3。另外，井底最高地層壓力超過110 MPa、溫度在150 ℃以上，屬于油氣井領(lǐng)域典型的“三高”氣井。高溫、高壓及高含H2S將會給鉆井液體系、鉆井液高溫穩(wěn)定性及固井水泥漿提出了更高標(biāo)準(zhǔn)的要求。

2　超深井鉆井技術(shù)

2.1非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

龍崗西部地區(qū)在勘探前期均沿用的是川渝地區(qū)5開制傳統(tǒng)井身結(jié)構(gòu)，對地層井壁穩(wěn)定性差、壓力系統(tǒng)復(fù)雜、多產(chǎn)層、高溫高壓及高含H2S等復(fù)雜地質(zhì)條件帶來的鉆井風(fēng)險，導(dǎo)致井下復(fù)雜情況頻繁發(fā)生。例如，劍門1井在須二段鉆遇異常超高壓CO2氣層，被迫提前下入?177.8 mm套管，導(dǎo)致5開?149.2 mm井段長達(dá)2 000 m以上，嚴(yán)重制約機(jī)械鉆速；同時該井段存在多套壓力體系，多次鉆遇“漏噴同層”的井下復(fù)雜情況。

為了提高井下風(fēng)險預(yù)防和控制能力［1］，龍崗61井率先在龍崗西部地區(qū)拓展了套管層次，首次使用了6開制非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)，套管層序為?508 mm×?365.1 mm×?273.1 mm×?219.07 mm×?168.28 mm×?114.3 mm（見圖1）。?508 mm套管下至蓬萊鎮(zhèn)組頂部封固劍門關(guān)組疏松漏失層，防止表層竄漏和垮塌；?365.1 mm表層套管下至沙溪廟組頂部，深度為1 812.07 m，封隔淺層地下水并為空氣鉆井提供條件；?273.1 mm技術(shù)套管下至須三段底部，深度為4 062.28 m，封隔上部低壓漏失層以及自流井組—須三段可能存在的垮塌層；?219.07 mm技術(shù)套管下至雷口坡組頂部，專門用于封隔須三段底部—須一段異常超高壓CO2氣層；?168.28 mm油層套管下至飛仙關(guān)組底部，封隔嘉二段高壓鹽水層及飛仙關(guān)組可能存在的高含H2S氣層，并與長興組儲層隔開，便于下步進(jìn)行儲層專打；?140 mm鉆頭鉆至龍?zhí)督M頂部，下入?114.3 mm尾管射孔完井。在龍崗61井應(yīng)用6開制非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)，有效提高了龍崗西部地區(qū)復(fù)雜地層條件下井下風(fēng)險預(yù)防和控制能力，從開鉆到完井，無論井下、設(shè)備還是人身，均未出現(xiàn)任何復(fù)雜情況，達(dá)到了安全鉆進(jìn)的目標(biāo)。

圖1　龍崗61井非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)

2.2空氣鉆井技術(shù)

2.2.1空氣鉆井防漏治漏、提速增效

表層膠結(jié)疏松，地層層理分布差，斷層、錯層裂縫發(fā)育，對壓力非常敏感，若采用常規(guī)鉆井液鉆進(jìn)遇裂縫性地層時，將會引發(fā)嚴(yán)重井漏。例如，劍門1井在劍門關(guān)組采用聚合物低固相鉆井液鉆進(jìn)進(jìn)尺60 m，多次發(fā)生井漏失返、堵后復(fù)漏的井下復(fù)雜情況，漏失鉆井液80 m3、消耗堵漏漿100 m3并且損失時間35 h，后改用空氣鉆井才順利鉆至固井井深。針對這樣的潛在性漏失地層，最好的措施就是采用空氣鉆井，不僅能解決常規(guī)鉆井液無法解決的防漏治漏難題，而且還能提高機(jī)械鉆速、縮短鉆井周期和延長鉆頭壽命。

在龍崗61井?444.5 mm和?333.38 mm井眼繼續(xù)使用空氣鉆井，鉆井層位為蓬萊鎮(zhèn)組—沙溪廟組。空氣鉆井順利完成了?444.5 mm表層井眼段的鉆井施工，未發(fā)生任何的井下復(fù)雜情況，成功解決了表層惡性漏失層防漏治漏難題。并在空氣鉆井結(jié)束后，在不替漿的情況下直接進(jìn)行干井眼固井，縮短了鉆井周期，且電測顯示固井膠結(jié)質(zhì)量優(yōu)良。?333.38 mm井眼空氣鉆井設(shè)計鉆進(jìn)至沙一段底部3100m處，但實鉆至沙二段中下部2 880.41 m地層出水，被迫提前結(jié)束空氣鉆進(jìn)。龍崗61井空氣鉆井進(jìn)尺2778.41 m，占全井總進(jìn)尺的42%，平均機(jī)械鉆速達(dá)到了10.63 m/h，提速效果顯著。

1.1 小鼠和瘧原蟲、以及瘧原蟲感染小鼠 5～7周齡昆明小鼠，飼養(yǎng)于清潔級動物房。約氏瘧原蟲P.y NSM為本實驗室保存株。取1×106數(shù)量的P.y NSM原蟲通過尾靜脈感染小鼠，并記錄小鼠的原蟲血癥、紅細(xì)胞數(shù)量和體溫變化。

2.2.2空氣錘防斜快打

在空氣鉆井中，空氣錘的破巖方式不同于牙輪鉆頭壓碎剪切破巖，而采用的是沖擊回轉(zhuǎn)破巖。這樣的破巖方式不僅能夠進(jìn)一步提高機(jī)械鉆速、縮短鉆井周期和延長鉆頭壽命，而且采用低鉆壓、高轉(zhuǎn)速的鉆井方式還有利于直井段的防斜打直［3-4］。

龍崗61井在空氣鉆井中使用了2只空氣錘鉆頭，單只鉆頭平均進(jìn)尺477.1 m，并且均取得了較好的提速效果。在?444.5 mm井眼117.06～310.26 m井段，空氣錘平均機(jī)械鉆速5.08 m/h；在?333.38 mm井眼1 823～2 584 m井段，空氣錘平均機(jī)械鉆速18.91 m/h，同井段比牙輪鉆頭空氣鉆井提高102%，是龍崗61井全井最高鉆速記錄。另外，空氣錘鉆進(jìn)時使用的鉆壓低，具有比牙輪鉆頭更好的防斜優(yōu)勢。通過空氣錘和牙輪鉆頭交替鉆進(jìn)地層井斜情況分析得知，在鉆具組合沒有發(fā)生變化的條件下，在117.06～310.26 m井段，空氣錘鉆進(jìn)平均井斜0.61°，最大井斜為0.71°；同一裸眼井段310.26～1 814 m牙輪鉆頭鉆進(jìn)平均井斜2.2°，最大井斜為5.33°?？梢钥闯?，轉(zhuǎn)換成牙輪鉆頭鉆進(jìn)后，直井段井斜迅速上升，空氣鉆井中使用空氣錘鉆進(jìn)具有比牙輪鉆頭更好的防斜打快優(yōu)勢。

2.3鉆頭優(yōu)化設(shè)計

目前國內(nèi)鉆頭生產(chǎn)廠家較少，種類比較單一，與地層可鉆性相結(jié)合的程度較差，導(dǎo)致鉆頭選擇范圍較窄。尤其是在非常規(guī)鉆井配套技術(shù)裝備中，非常規(guī)鉆頭尚未形成統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，只能根據(jù)所需尺寸和類型聯(lián)系廠家訂制。為提高機(jī)械鉆速、縮短鉆井周期和節(jié)約鉆井成本，對強研磨性地層和小井眼段進(jìn)行了鉆頭優(yōu)化設(shè)計。

2.3.1高抗研磨性牙輪鉆頭的應(yīng)用

自流井組和須家河組地層巖性由頁巖、細(xì)砂巖和砂礫巖組成，地層研磨性強、可鉆性差，鉆進(jìn)時機(jī)械鉆速低、單只鉆頭進(jìn)尺少并且鉆頭磨損嚴(yán)重。為了在強研磨性地層中提高機(jī)械鉆速和延長鉆頭壽命，龍崗61井使用了高抗研磨性牙輪鉆頭。

2.3.2小井眼段試驗PDC鉆頭

牙輪鉆頭在小井眼段鉆進(jìn)具有軸承磨損快、使用壽命短以及不適應(yīng)高轉(zhuǎn)速等缺點，而且其密封圈在溫度超過150℃便會急劇老化，無法正常使用。故為了防止井下鉆具事故，國外在超深井小井眼段主要采用PDC鉆頭鉆進(jìn)。PDC鉆頭采用低鉆壓、高轉(zhuǎn)速的鉆井方式，在小井眼中具有使用壽命長和機(jī)械鉆速高等優(yōu)勢。另外，PDC鉆頭在600℃以下高溫環(huán)境能正常穩(wěn)定工作。

?190.5 mm和?140 mm井眼所在地層為雷口坡—長興組，巖性以碳酸鹽巖為主，較為單一。在?190.5 mm井眼中交替使用了六刀翼M1365SS和五刀翼DF1605BUM鉆頭。2只PDC鉆頭累計進(jìn)尺1 733.5 m，平均機(jī)械鉆速2.18 m/h，多次入井后起出的鉆頭未見明顯磨損。在?140 mm井眼使用了1只PDC鉆頭STR445，進(jìn)尺177.65 m，平均機(jī)械鉆速2.29 m/h，同井段機(jī)械鉆速比牙輪鉆頭提高80.32%。在小井眼段試驗PDC鉆頭取得了非常好的效果，不僅能提高機(jī)械鉆速、節(jié)約鉆井成本，而且避免了井下鉆具事故的發(fā)生，實現(xiàn)了安全快速經(jīng)濟(jì)鉆井。

2.4抗高溫鉆井液技術(shù)

龍崗西部地區(qū)主要產(chǎn)氣層為飛仙關(guān)組鮞灘和長興組生物礁儲層，埋藏深度超過6 000 m，儲層壓力超過110 MPa、溫度在150 ℃以上，鉆井過程中極易出現(xiàn)掉塊坍塌、鹽膏層卡鉆和處理劑失效等井下風(fēng)險。因此，要求鉆井液具備良好的抗高溫、防硫、防塌、防卡以及抗鹽抗鈣污染性能。

表1　抗高溫鉆井液高溫穩(wěn)定性能

表2　抗高溫鉆井液抗鹽污染能力

表3　抗高溫鉆井液抗鈣污染能力

龍崗61井在海相超深井段采用的鉆井液配方是，井漿+(4～5)% PPL+(4～6)% 磺化酚醛樹脂SMP-1+(0.2～0.4)% PAC-LV+(3～4)% 高溫抗鹽降濾失劑RSTF+(0.2～0.5)% NaOH+(3～5)% MEG+(2～3)% PEG+(0.5～1)% 除硫劑+適量降黏劑+加重劑。通過室內(nèi)實驗測定不同密度的抗高溫水基鉆井液在180℃下滾動16 h前后的流變性及降濾失性，以評價鉆井液的高溫穩(wěn)定性；在相同實驗條件下，分別向抗高溫水基鉆井液中加入NaCl和CaCl2，以評價鉆井液的抗鹽和抗鈣污染能力［6］，實驗結(jié)果見表1～3。FLHTHP的測定溫度和壓力分別為150℃、3.5 MPa；黏度統(tǒng)一在50 ℃下測定。

在鉆井液中加入PPL、磺化酚醛樹脂SMP-1及高溫抗鹽降濾失劑RSTF等處理劑后，大幅度的提高了鉆井液的高溫穩(wěn)定性和抗膏鹽污染能力。由表1可知，不同密度的鉆井液在180 ℃下滾動16 h后均還具有非常好的流變性和較低的高溫高壓濾失量，這表明該鉆井液具有很好的抗高溫性能。由表2～3可知，鉆井液抗鹽污染能力達(dá)到15%以上，抗鈣污染能力達(dá)到1 000 mg/L以上。這樣的鉆井液在理論上完全能滿足龍崗西部地區(qū)超深井段抗高溫穩(wěn)定性、抗鹽及抗鈣污染能力的要求。

龍崗61井在五開（4 505～6 392 m）、六開（6392～6618 m）深井超深井段使用了該體系的抗高溫聚磺水基鉆井液。實鉆時在井底溫度超過150℃條件下，鉆井液依舊保持著良好的流變性和降濾失性，表現(xiàn)出了非常好的抗高溫性能；在雷口坡組—嘉陵江組地層中的5 057～5 447 m和5 594～5 742 m井段鉆遇了長段石膏層和鹽水層，鉆井液中Ca2+離子、Cl-離子雖然大幅度增加，但鉆井液性能保持穩(wěn)定，表現(xiàn)出了非常好的抗鹽及抗鈣污染能力?？垢邷鼐刍撬@井液體系成功解決了龍崗61井深井超深井段的抗高溫、防卡、抗鹽和抗鈣污染的復(fù)雜井下問題。

3　結(jié)論與認(rèn)識

（1）拓展套管層序后的6開制非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)要比傳統(tǒng)5開制井身結(jié)構(gòu)具有更好的井下風(fēng)險預(yù)防和控制能力，非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)為川渝地區(qū)復(fù)雜深井超深井鉆井提供了技術(shù)儲備。但由非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)本身帶來的諸多鉆井難題，亟需有待進(jìn)一步的解決。

（2）龍崗西部地區(qū)蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組和沙溪廟組上部地層井壁穩(wěn)定好、無油氣顯示以及出水非常少，適合采用空氣鉆井以提高機(jī)械鉆速。但沙二段底部存在井壁失穩(wěn)問題，為了減少井下復(fù)雜情況，需保障不鉆開沙二段垮塌層，建議在距沙二段底界200 m左右提前結(jié)束空氣鉆井。

（3）自流井組等強研磨性地層采用高抗研磨鑲齒牙輪鉆頭、提速效果不太明顯，其主要原因是不成熟的非常規(guī)鉆井配套技術(shù)造成的，下一步應(yīng)著力研究非常規(guī)鉆井配套技術(shù)和裝備。在?190.5 mm和?140 mm小井眼試驗PDC鉆進(jìn)，取得了較好的鉆井成效。

（4）雷口坡組和嘉陵江組地層鉆遇了長段石膏層和鹽水層，鉆井液性能保持穩(wěn)定，以致未發(fā)生任何的井下復(fù)雜情況?？垢邷鼐刍撬@井液成功應(yīng)用表明，該鉆井液體系完全能夠應(yīng)對龍崗西部地區(qū)深井超深井段的復(fù)雜地質(zhì)條件，能夠滿足安全快速鉆井的鉆井液性能要求。

［1］ 鄒靈戰(zhàn)，葛云華，張軍，等.龍崗地區(qū)復(fù)雜壓力層系下非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計與應(yīng)用［J］.石油學(xué)報， 2012， 33（S2）： 189-196.

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（修改稿收到日期2015-02-13）

〔編輯薛改珍〕

Drilling technology for the first unconventional ultra-deep well in West Longgang Region

TAN Maobo1, HE Shiming1,2, DENG Chuanguang3, MI Guangyong4, GAO Dewei4, WANG Qiang4
（1. Petroleum and Gas Engineering Colleg, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 3. Exploration Division of Southwest Oil & Gas Field Company, CNPC, Chengdu 610041, China; 4. Northwestern Sichuan Gasfield District of Southwest Oil & Gas Field Company, CNPC, Jiangyou 620041, China）

Well Longgang-61 is the first unconventional ultradeep well in West Longgang Region in Sichuan Basin with a total depth of 6 618 m. The Jurassic wellbore wall is poor in stability; the vertical pressure system is complex; the H2S content in deep marine formation is over 30 g/m3; there also exists CO2zone and brine zone with abnormally high pressure; the bottom hole pressure is over 110 MPa and the temperature is over 150 ℃. For this reason, Well Longgang-61 adopted the following drilling techniques: using 6-spud system and unconventional casing program to isolate various complex intervals, effectively preventing and controlling downhole geologic risks; using air drilling in leakage-prone formations in Penglai Town-Shaxi Temple Formation to prevent fluid loss and prevent deviation and ensure fast drilling; for formations with strong abrasivity in Ziliujing Formation and Xujiahe Formation, the drilling bit desing was optimized and accelerating test was performed for PDC drilling bit in slim hole section; and optimizing high temperature poly-suphonated water-based drilling fluid so as to provide it with strong capability in resistance to high temperature, salt and calcium. Practice shows that the drilling technology for unconventional ultra-deep well Longgang-61 not only addressed the drilling difficulty caused by formation complexity and realized safe and fast drilling to the target zone, but it was innovated in drilling of ultra-deep wells in Sichuan and Qiongchong areas, creating a set of complete drilling technologies for ultra-deep wells.

Sichuan Basin; Longgang Region; ultra-deep well; unconventional well; slim hole; heat resistance water-based drilling fluid

TE243

A

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0019 – 05

10.13639/j.odpt.2015.02.006

國家自然科學(xué)基金“基于流-固-化耦合理論的欠平衡鉆水平井井壁失穩(wěn)機(jī)理研究”（編號：51474186）；中國石油川西北氣礦科技項目“劍閣區(qū)塊高溫高壓超深井鉆井技術(shù)研究”（編號：XNS05JS2013-158）。

譚茂波，1988年生。西南石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)2012級在讀碩士研究生，現(xiàn)主要從事石油工程方面的研究工作。電話：18780229390。E-mail：tanmbo@163.com。

引用格式：譚茂波，何世明，鄧傳光，等.龍崗西地區(qū)首口非常規(guī)超深井鉆井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：19-23.