井架高耸，钻机轰鸣。在我国首个海上超高温超高压气田乐东10-1气田，作业人员正加快钻进3口先导试验井，目前已完成试验井的三开井段作业，乐东10-1气田位于世界三大高温高压区域之一的南海西部琼东南盆地，气藏埋藏于90多米水深之下4200多米地层深处，这里温度高达214摄氏度，绝对压力94兆帕气田开发难度极大。
“磨刀霍霍”：历时4年形成钻完井方案
钻完井是乐东10-1超高温超高压气田开发中最难的环节之一。
在超高温超高压地层钻井，需面临极窄的压力窗口、恶劣的腐蚀环境，及这些客观条件带来的钻井液性能、井筒安全、固井质量等一系列难题。为攻克这些难题，有限海南分公司2020年成立项目组，针对性开展科研攻关。
项目联合内外部超高温超高压领域的专家，深入开展超高温超高压条件下的固井、钻井液、井筒安全等方面的专项研究，重点包括温度压力的预监测和各种工况的对应举措等。在此过程中，项目组自主研发的海上平台精细控压钻井技术装备，填补了国内相关领域空白，由此探索出一套海上超高温超高压钻完井关键核心技术体系。
钻井作业是一项系统工程，有限海南分公司工程技术作业中心还与地质油藏、工程建设、开发生产等专业部门沟通，探索构建高效协同的一体化机制。
“比如工技工建一体化——对于因海上作业区域狭小而带来的钻井与工程建设需要相互避让的复杂情况，我们与工程建设中心提前沟通并进行桌面推演，制订避让方案，以提高作业效率。”有限海南分公司工程技术作业中心相关负责人说。
“步步惊心”：前三开井段安全完成
气田所在海床是上部硬薄、下部软厚的“鸡蛋壳”地层，自升式钻井平台就位时极易发生穿刺甚至倾覆风险。项目组提前利用半潜式钻井平台在3口井所在海床区域钻了500个直径为1米多的孔，将地层打碎、压实，便于自升式钻井平台插桩、就位。今年3月，钻井平台就位即进行钻井作业。
作业采用批钻模式，即打完全部井的同一个井段后再进行全部井的下一个井段作业。这3口井为常规五开次井身结构，仅用30天3口井的一、二开表层井段作业就顺利完成。
4月，项目开始三开井段批钻作业，难度骤增——地层压力迅速抬升，井斜53度，最长裸眼段2655米，最大井深4087米，是当前三开444.5毫米井段国内海上开发井井眼最深纪录。
“我们针对钻具摩阻问题，实时监测摩阻系数，根据不同实际工况及时优化钻具组合；选用流变性好、润滑性能好的钻井液，作业时加强监测，不断优化配方和工艺措施。多措并举，确保了三开井段作业的顺利钻进，实现大尺寸井眼套管深下的目标，为后续高压层段打下坚实的基础。”现场技术人员说。
在南海夏季高温高湿度环境下，现场作业人员连续高强度操作77小时完成了下套管、固井作业，将339.7毫米套管下入至4087米，创造国内海上开发井该尺寸套管下深最长深度纪录；固井共计使用2000吨水泥，打破海油固井水泥浆最大泵入量纪录，有效保障井筒长效完整性，实现大井眼全封固。
“3口试验井前三开井段的安全作业，为后续攻克超高温超高压气田打下坚实基础。这也为大家接下来要进行的风险最高的超高温超高压地层钻进，增添了信心。”有限海南分公司工程技术作业中心负责人说。
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