目的层温度144℃，压力系数1.91～1.96;水层和气层隔层短，钻井轨迹难控制;井槽间距小，防碰风险大……我国首个高温高压气田东方1-1一期7口开发井钻井作业挑战重重。“作业时稍不注意，就可能井塌、井喷甚至船毁人亡。”有限公司湛江分公司(下称湛江分公司)副总工程师李中说。
然而钻井结束后，数据统计发现：工期较设计提前40%，成本节约2亿多元，日产量超配产62%。“这得益于我们研发形成的3套高温高压开发井配套钻完井技术。”7月9日，李中告诉记者。
全井提速提效技术：缩短工期降成本
虽是首次实施高温高压开发井钻井作业，湛江分公司却对自身提出高标准：要安全更要质量与效益，立足全井提速提效，将先进技术应用于每口井的每个井段。
比如一开表层作业时，针对防碰压力大、造斜难的实际，创新应用超大尺寸井眼一趟管柱预斜和钻进技术。具体讲，就是使用“大尺寸牙轮钻头+大尺寸可调弯角马达+扶正器+大排量随钻测量+钻铤”多功能组合钻具，打破了传统必须使用两趟钻具才能完成该项作业的困局，实现了钻预斜、纠斜和稳斜高效完成，且减少了陀螺作业。一开钻井平均机械钻速比预期提高120%，工期比基本设计提前9.53天。而且通过预斜，一开26"井段井底井斜达到7-8°，不但化解了防碰压力，也为下一井段17-1/2"一趟钻作业做好了前期铺垫。
针对高温高压目的层上部覆盖非常致密、可钻性极差的巨厚盖层泥岩情况，湛江分公司创新使用“新型PDC钻头+液力提速短节+旋转导向+大排量BCPM+5-7/8"钻杆”钻具组合，作业时排量优先、增加环空返速，减少岩屑床堆积，使得机械钻速较前期探井提高一倍以上。
钻泥岩段时，湛江分公司还积极应用抑制性强、润滑性好、携砂性强的水基环保型高温高压水基钻井液体系，大幅降低了泥岩卡钻风险，泥浆用量大幅减少，费用随之降低。
精细钻井技术：于细微处保目的层
目的层钻井是关键，为确保该层钻井安全与质量，湛江分公司各环节精心、认真。
首先是钻井液。为防止钻井液污染储层，湛江分公司通过大量的室内研究和评价，优化了钻井液体系和配方，针对储层物性和诱导性裂缝特征，形成理想的封堵能力。
目的层压力窗口窄，如果泥浆动态比重控制不好，很容易引发钻井事故。为确保安全，湛江分公司钻前通过专业软件推算合理的钻进参数，进而优选钻井液性能参数，模拟钻井液各参数变化对ECD(当量循环密度)影响。实际钻井时，全程多井段进行ECD监控。
固井也很重要。目的层存在气水交界，有的地方气层与水层隔层很短，固井质量不好，极易造成水层上窜影响产能。湛江分公司创新研发了新型防气窜水泥浆体系和自修复水泥浆体系，创新使用新型可旋转式尾管悬挂器，固井时通过旋转管柱，避免钻井液滞留窄环空间隙，提高水泥浆顶替效率，实现了良好的封固效果。
井筒完整性技术：“一盘棋”思维保安全
井筒完整性事关当前钻井安全与后期生产。可单一技术效果差，无法确保高温高压开发井井筒完整性。如国内外一般考虑两道屏障确保高温高压井筒安全，但从实际施工效果看，安全生产风险很高。湛江分公司充分考虑海上高温高压高腐蚀环境的风险，综合国外相关技术，再研发创新，首创六级屏障设计和施工技术，即综合运用新理念、新工具和新技术的有效组合，使用新型带封隔器尾管挂技术、新型回接管柱技术、粉煤灰水泥浆固井、树脂防气窜水泥浆固井、自修复水泥浆固井和抗腐蚀井口装置，实现了全井筒高效封固。
而针对高温高压环境中地下套管易膨胀伸长而使井口抬升的问题，湛江分公司采用井口重量适度悬挂技术及高温高压井全井段水泥浆封固技术，有效地解决了该问题。
