□唐茂华  李凯贤  郭 剑

    美丽的川东北，山清水秀，人杰地灵。地下深处，扑朔迷离，气龙蛰伏。

    在这片红色、神秘的土地上钻井，要遇到高温、高压、高含硫及井喷、井漏、井塌等世界级难题。

    今年以来，为解开一道道高难度的“方程式”，西南石油工程重庆钻井分公司以技术为先导，解出了一个个神秘的“X”，啃下了一块块“硬骨头”，创造出新业绩。

    嘉陵江畔“射双礁”

    重庆钻井分公司90131井队施工的元坝102-4H井位于苍溪县境内，完钻井深8200米，刷新元坝区块长兴组开发水平井钻深最深纪录，顺利实现“一孔双礁”（一口井钻穿两个不同礁体），获日产65万立方米高产工业气流，实现超深井11个月完钻、1年获产的钻井提速提效目标。

    在该井目的层长兴组水平段施工中，频繁出现托压甚至黏卡现象，稍有不慎，井眼就会报废。由于该层段产层孔隙发育渗透性好，超深水平井井眼轨迹难以把控。面对难题，该公司技术人员多方查找资料，分析原因，找出频繁托压黏卡的“罪魁祸首”：第一个礁体经过多年开发，地层压力系数由1~1.2降至0.89。他们大胆提出降低钻井液密度的建议，制定实施“三降两即”（降压差、降渗透、降摩阻，即打、即封）措施，成功实现安全钻进和“一孔双礁”目标。

    为保证油层套管安全到位，该公司技术人员采用高性能封浆配套技术，有效避免高压差下出现黏卡复杂状况，确保衬管下至预定井深。他们还创新完井技术，采用先期贯眼完井措施，有效防止裸眼完井套管回接变形，堵住了元坝开发井套变复杂的漏洞。

    大巴山下穿漏层

    马6井位于四川盆地，目的是在断缝体中找到优质油气层。该井存在异常高压气藏、砂岩裂缝型漏失、垮塌、卡钻等风险，地层倾覆断层直达海相，井控风险极高，且定向轨迹呈“S”形，是业界公认的“硬骨头”，多家钻井公司望而却步，甲方将期待的目光投向重庆钻井。

    重庆钻井专家团队与70143井队在分析邻井井壁失稳卡钻、井漏等问题的基础上，考虑到需要在破碎地层进行定向施工等风险，制定了针对性、操作性极强的技术措施。

    施工中，他们根据邻井资料，优化技术措施；针对断缝体施工风险，不断优化高密度下防漏防喷等措施；优选层段进行定向轨迹调整，充分识别对应层位的复杂风险，及时成功地处置了气侵压井和失返性漏失，避免了卡钻和“下漏上喷”等复杂发生，该井顺利完钻后创区块7项纪录。同时，该井在须家河钻遇优质油气层，为马路背构造“断缝体”油气资源勘探开发打下了坚实基础。

    70138井队施工的河嘉204H井采用空气钻避免钻井液漏失。技术人员攻克了地表水系发达、出水严重、陆相地层漏失频发、目的层储层厚度薄等难题，创新采用泡沫水泥浆预防固井井漏，再次刷新区块最快施工纪录，首次实现河坝老区裂缝气层超6000米水平井在135天内完钻的目标，标志着该公司在超深、含硫、裂缝发育地层钻井提速提效方面取得新突破。

    阆页“妙计”破难题

    50105井队施工的阆页1HF井是川东北地区第一口长水平段页岩油井，关系到川东北地区湖相页岩油领域能否实现勘探突破。

    该井在水平段施工中出现井壁应力失稳、长水平段携岩效果差、起下钻摩阻增长快等难题。安全和速度之间，该公司选择了前者。

    他们优化油基泥浆携岩性，采用清砂接头、清砂钻杆等工具增强清砂效果，做到巩固、钻进、再巩固、再钻进；设定参数红线、细化操作步骤，预防井下复杂事故；优化技术，保证该井安全钻至井深4750米完钻，水平段长1630米。

    完井作业期间，他们根据井内情况，明确“三步走”思路，专项处理不规则井眼，分段携砂并模拟测井及下套管，采用双漂浮下套管技术工艺，保证了套管顺利下至预定井深，顺利完成固井施工作业。