□曹 俊  韩正波

    8月4日，生产报表显示：TH121163井日产原油15.3吨，自7月初建产以来，这口“标杆井”日产原油一直稳定在15吨以上。

    该井历经11次修改设计、3次优化井身、2次调整钻具，作业时间25.96天，完成进尺6000米，节约成本320万元。

    该井技术支撑团队负责人，西北油田石油工程技术院钻井所副所长孙伟光感慨：“过去总觉得在塔河老区打井，熟门熟路，出不了彩儿，也出不了丑。这口‘标杆井”的成功实践让我们认识到，不能被过去的经验束缚，认真总结、优化提升，老区开发仍大有可为。”

    优化井身结构，兼顾“快而省”

    3月初，接到要在塔河老区打“标杆井”的任务后，钻井所技术团队不敢掉以轻心，严格按照“地质一体化”思路，从认识区块地质构造入手开始筛选，最终选择了TH121163井。

    该井在塔河老区12区块，井位具备塔河地层典型特征，主要目的是开发奥陶系鹰山组缝洞体储层，构建井区注采井网。

    老区开发，提速和控本是两大主题。前者需要对老区地层有丰富的认识和正确的判断，后者需要精准计算和把握泥浆反应时间、注入速度。

    技术团队翻阅大量资料，认真梳理多个案例，一个细节一个细节推敲，提出了优化井身结构方案：一开套管由1200米减至800米；三开抗硫套管由4500米减至4000米。

    施工中，技术员孙伟光提议将三开后侧钻所需的165.1毫米钻头换成149.2毫米钻头，这样破岩体积小，钻速提高快。然而，每一项设计改动，都会给人带来意想不到的压力，尤其是在现场改设计。为了负起责任，孙伟光在施工单上慎重地签上了自己的名字，他说，直到钻头最后提上来，悬着的心才放下。

    优化钻具工艺，完成“一趟钻”

    “一趟钻”就是不到设计井段不停钻。这虽然能很好地控制成本，却是一个高难度的技术活儿。

    原来采用垂钻系统组合，打得快也打得直，可成本太高。采用常规钻具组合，机械钻速低，也难以保证井身质量。

    有人担心，“标杆井”既要打快又要打好，出现纰漏，无法交代。孙伟光说：“要根据对老区地层的新认识，综合优化钻井新工艺，树立‘标杆井’的目的是为老区一个时期技术和成本控制提供可参考的依据。我们不能立一个无法复制的假标杆。”

    在他的提议下，技术团队果断放弃垂钻系统，采用具有防斜能力好的预弯曲防斜双扶钻具组合，配套超大扭矩螺杆，强化钻压、泵压、排量提高钻速。

    塔河地层在亚格列木组，有一段60米厚的粗粒砂岩，常规钻头被研磨得脱轮掉齿，不但很难在岩层钻进，而且延长了螺杆在井下的使用时间。针对这个情况，他们换上了适合砂岩的异型齿PDC钻头，确保了正常钻进。

    优化成本控制，确保“最省钱”

    老区钻井对成本控制要求较高。TH121163井钻井总成本1540万元，比塔河老区平均钻井成本少498万元。在这样“紧张”的情况下，该井不但创造了塔河钻井史上工期最短纪录，而且刷新单位进尺“最省钱”纪录：比预定工期缩短17.04天，打破近三年钻井提速徘徊在1%的局面，节约成本320万元。

    技术团队前期采用193.7毫米小尺寸套管，是为了满足后期两开次长周期套管开窗侧钻需求， 在充分论证侧钻工艺后，他们优化方案：在二开后，将193.7毫米小尺寸套管换成177.8毫米更小尺寸套管。此举不仅满足了后期侧钻需求，而且节约成本64.5万元。

    “值得一提的是，在造斜井段，我们以前只能在大尺寸套管里完成的技术动作，现在也能完成，这又节约成本32万元。”孙伟光高兴地说。