花土沟、狮 子沟和七个泉是青海油田油气开发的三个主力区块。这些区块地质条件复杂。浅部地层疏松，砾石层、断层、裂缝发育，地层倾角变化大，油气层分布浅、薄、散、多，地层压力系数低，仅0.6～0.8。钻井过程中易发生井斜、井漏、井塌、缩径、憋跳钻等复杂情况，完井固井时油、气、水层很容易对水泥浆造成污染，致使固井质量达不到要求。另外，这些区块所钻井大多为丛式井、定向井或小位移井。2001年我们在这些区块共完成22口井，通过实施调整井钻井综合配套技术，使完成的调整井平均机械钻速达到17.24m/h，比2000年（平均机械钻速11.20m/h）提高54%，其中七6-30井，6.54d完成了进尺1180m，机械钻速24.63m/h，创下了该区块最高记录。
1、青海油田主要区块地质特点
花土沟油田位于柴达木盆地西部南区，在茫崖拗陷狮子沟——油砂山背斜构造带的狮子沟构造主高点——花土沟高点，为目前国内海拔最高、条件最为艰苦、自然环境最差的老油田。地层分层主要为下油砂山组（N21）和上干柴沟组（N1），岩性以砂岩、泥岩为主，夹砾岩、砾状砂岩、含砾泥岩，粉砂岩和泥质粉砂岩、泥岩，不等厚互层，频繁交互。孔隙度18%～21%，渗透率
（22～110）×10-3μm2。目前地层压力系数0.6～0.8。钻井过程中井斜、井漏、卡钻比较严重，储层具有薄、多、散、杂、非均质程度高的特征。
狮子沟构造位于柴达木盆地西部拗陷区狮子沟——油砂山背斜面构造带上的一个三级构造上。该构造以裂缝储集为主，裂缝发育，表层砾石含量高，储层岩性主要为各种不纯的碳酸盐岩，属孔隙、溶孔及裂缝储油类地层。复杂的地面和地下地质条件，使钻井过程中井斜、井漏、缩径、跳钻现象比较严重。
七个泉油田粘土矿物含量较高，钻井资料证实该区高点部位发育有多组系井间断层，钻井过程中极易引起井斜、缩径等。
2、钻井配套技术的研究与应用
根据青海油田地质特点，依靠我公司多年来在内外部市场所积累的钻井经-验，通过在青海油田现场反复认真的研究、试验与应用，完善、总结出了一套系统的调整井钻井综合配套技术。
2.1 钻井参数优选技术
通过优选钻头和钻井参数，应用大钻压、高转速、加强井眼轨迹监控为主导的快速钻进技术，收到了显著的结果。
2.1.1 钻头优选
根据青海油田各区块的地质特点，结合邻井资料及多年的钻井实践经-验，在花土沟、狮子沟和七个泉区块施工的调整井表层φ311.2mm井眼深度一般在200m以内，重点对8in（215.9mm）钻头进行了试验，优选出了经-济性高的H517、HJ517三牙轮钻头。
2.1.2 钻压与转速的最优化
通过多口井的试验，并与多家钻井公司进行综合经-济性对比，优选出了适用该区块的经-济性高的H517或HJ517钻头。采用高钻压（120～200kN）、高转速（90～200r/min）的钻井参数，以优质的钻井液保证井下安全，严密对井斜监控，对预测位移或轨迹超标的井，及时上有线随钻扭方位。
2.1.3 排量
排量的优选视井下具体情况而定，一般来讲，机械钻速随排量的增加而增大，但必须考虑满足井下安全，防漏、防卡，防止排量过大冲刷井壁，过小携砂不彻底，给井下带来复杂，8in（215.9mm）井眼一般取28L/s左右为宜。
2.1.4 钻头比水功率
为了提高钻头的比水功率，采用斜喷嘴和中长喷嘴，选取合适的井段充分利用良好的机泵条件，打好高压喷射。据统计，使用特殊喷嘴可提高机械钻速30%～40%，仅在花土沟区块12口完成井中，共消耗牙轮钻头28只，使用喷嘴76只次，使用特殊喷嘴54只次，特殊喷嘴使用率71.05%，与以往同区块同井深使用特殊喷嘴的井相比，单只钻头进尺提高4%左右，机械钻速提高25.51%，取得了明显的效果。由于合理选用了特殊喷嘴，钻头比水功率最高，机械钻速明显提高。
2.1.5 井底压差
井底压差是制约牙轮钻头钻速的主要因素，在条件允许的情况下尽可能减少压差，实现平衡或近平衡压力钻井。针对青海油田老油区地层压力系数低（仅0.6～0.8），在花土沟区块采用了水包油乳化钻井液体系，钻井液密度控制在0.95～1.05g/cm3，控制含油量20%～30%，减小了井底岩屑的压持效应，钻井速度明显提高，同时有效地解决了油气层污染问题，单井平均-油产量也有较大幅度地增加。
2.2 防斜打直技术
防斜打直是小位移井的关键技术之一。2001年完成的调整井所在区块地层倾角变化较大，普遍存在着井斜难以控制问题，如果在钻进中不注意防斜而造成井斜偏大吊打纠斜，甚至填井侧钻等井身质量不符合设计要求，将严重影响到钻井速度和经-济效益。造成井斜的-因是多方面的，有地层因素，设备安装因素，钻具结构和钻井技术措施等。地层因素是影响井斜的主要-因，因此，我们在管理上狠下功夫，制订出包括严把设备安装质量关、优选钻具组合、优选钻井参数、定点测斜及时跟踪井眼轨迹等切实可行的防斜打直技术措施，把人为造成井斜的因素降低到最小，同时优选合理的扭方位点，对预测位移或轨迹超标的井，及时上有线随钻反扣。
2001年度完成的22口井，没有一口井因井斜偏大吊打或因井身质量不合格填井侧钻。井身质量合格率100%，优质率78%，有效地解决了钻进中因井斜偏大影响机械钻速进而影响经-济效益的难题。
2.3 丛式井井眼轨迹防碰技术
2001年花土沟油田部署31口井，其中9口井是定向井。由于该油田地面山峦起伏，钻前土方工作量很大，井场往往小得连钻具都摆放不下，9口井中有5口井又是老井加密，井口相距不足10m，丛式定向井井眼防碰技术成为这类井的首要任务。针对这类井我们采取的措施是：（1）调研邻井钻井资料，作出井眼轨迹图和井眼轨迹防碰图；（2）找出相碰机率最大的点或井段做特别提示。如果发现直井段相碰机率大，则请求甲方更改设计的造斜点，避开可能相碰的井段；（3）对一些太古老的井在做井眼轨迹防碰图时预留充分的余量；（4）应用有线随钻测量仪器造斜；（5）随钻造斜时密切观察铁性物质对有线随钻仪器的影响，发现磁场强度大于正常值，方位值受到非正常影响而不稳定，立即停钻判断分析铁质物质的来源和方向，以便采取绕障措施；（6）稳斜井段如有与邻井相碰大的机率，加密测斜，及时上随钻调整井斜和方位，安全绕过障°-。
2.4 复合防漏堵漏技术
在花土沟、狮子沟、七个泉等区块钻井中，经-常发生井漏，如1999年施工的S4-2井，漏失量高达1838m3，严重制约了钻井进度，延长了钻井周期，并造成了大量的经-济损失。2001年井漏情况与2000年对比情况见表1。
从表1的数据可以看出，2001年的漏失次数及漏失量都低于2000年。主要是针对上部地层孔洞及构造裂缝发育、结构疏松、渗透率高，易形成漏失通道，且漏速快、漏失量大、井段比较集中及中下部主要是由于断层或破碎地层易引起漏失的特点，实施了复合防漏堵漏技术，有效地控制了井漏的发生。
2.5 固控设备应用技术
良好的钻井液性能必须有良好的固控设备作保障。我公司不但每个井队配备了除砂器、离心机，同时制定了严格的使用、维护、保养措施，以高筛目振动筛、除砂器、离心机为主的固控设备应用技术，有力地保正了钻井液性能的维护，保障了井下安全，为快速钻井打下了良好的基础。
2.6 泡酸解卡工艺
青海油田钻遇地层中普遍存在大段灰质泥岩、灰色粉砂质泥岩，CaCO3含量高，属强分散、高膨胀地层。在钻井中容易发生的卡钻事故主要有三种类型：压差卡钻（如南八仙地区钻井液密度高达2.18g/cm3易粘卡）、缩径卡钻（如花土沟地区S3-3-2井）和井壁坍塌包埋卡钻（如1998年施工的S32斜1井）。
过去处理卡钻事故主要采取以下措施是：震击器震击解卡、解卡剂浸泡解卡、套铣倒扣解卡。但这些措施存在一定的局限性，解卡剂浸泡效果差，解卡率低，工具解卡时间长费用高。针对青海油田的地层中CaCO3含量高的特点，通过多次室内实验，我们选择了泡盐酸解卡措施。其施工步骤是：①5m3储酸自制小罐与钻井泵连接，盐酸加水稀释成15%浓度；②接地面震击器；③先打2m3清水作为前置隔离液，泵入15%盐酸3m3，再打2m3清水做为后置隔离液；④计算钻具内及卡点下环空容积，确定替浆量；⑤用钻井液将盐酸顶替出钻具至卡点处，停泵，加频活动钻具，震击，顶泵；⑥解卡后马上替出酸液，视井下具体情况连续活动钻具；⑦-环起钻处理钻井液。
3、固井技术
由于地层压力系数低（0.6～0.8），固井水泥浆要求返出地面，水泥浆漏失严重，少则几十立方米，多则几百立方米。用常规方法固井，易漏失，造成水泥浆低返，油气层漏封，或封固不合格，进而造成产层失效等。我们通过大量室内实验，根据地层特性和以往声幅值指导实际固井施工，对水泥浆配方进行改进，研究总结出用两基两凝水泥浆体系固井技术。两基两凝指下部主力油层段用常规水泥浆加速凝剂，上部易漏层段采用泡-水泥浆加缓凝剂，根据电测结果、地层压力分布、油气层分布合理选择分界点。经-过现场应用，基本上解决了以往固井施工中出现的问题。
4、钻井液技术
4.1 水包油乳化钻井液技术
花土沟油田地质情况复杂，地层压力系数低，浅部地层疏松，断层、裂缝发育，油气层分布浅、多、薄、散，钻井过程中漏失严重等。通过在该区块12口井同时也是在青海油田首次采用水包油乳化钻井液技术，将钻井液密度由-来的1.10～1.20g/cm3降至0.95～1.05g/cm3，钻井液含油饱和度控制在20%～30%，成功地解决了漏失和低产问题。同时最大限度地提高了机械钻速，缩短了钻井和完井周期，缩短了钻井液、完井液对油气层的浸泡时间，进而达到了保护油气层、提高采收率的目的。水包油乳化钻井液在花土沟油田12口井中得到成功应用。
4.2 强抑制性钻井液技术
花土沟、狮子沟、七个泉等区块中下部地层均属于高分散强膨胀性地层，泥岩段吸水膨胀，井眼缩径，造成下钻困难，划眼和倒划眼频繁，电测遇阻甚至发生卡钻等事故。过去曾先后使用的正电胶钻井液、KCl聚合物钻井液存在一定的不足。正电胶钻井液对钻井液中的固相和膨润土含量要求苛刻，粘度偏高，失水控制在7～12mL，难以进一步降低。KCl聚合物钻井液则提高了钻井液密度，对于要求钻井液密度较低的区块使用起来受到限制。为此选择了抑制性强的两性离子聚合物钻井液，克服了上述两种体系的局限性，满足了抑制泥岩地层水化膨胀、分散造浆的要求，达到了减小缩径、防塌、防卡的目的。具体配方是：0.3%～0.5％FA-367+0.2%～0.3％HT-201+（0.5％～1%）NH4HPAN（SD-17W）+
（1％～2%）LFT-70。
5、油气层保护技术
根据储集类型和特征，采取以下油气层保护措施：
（1）用优质聚合物钻井液，应用高压喷射钻井技术，提高钻井速度，减少油气层浸泡时间。
（2）尽可能降低密度，实现近平衡压力钻井，如在花土沟油田12口井采用水包油钻井液，密度控制在0.95～1.05g/cm3。
（3）选择强抑制性钻井液体系，失水控制在5mL以内，降低泥页岩水化分散和吸水膨胀对油气层的损害。
（4）现场使用好振动筛、除砂器、离心机等净化设备，振动筛的目数达到80～100目，使用时间为总-环时间的100%，减少和消除钻井液中的有害固相，最大限度地降低有害固相对油气层的损害。
（5）钻井液中使用屏蔽暂堵剂（QS、DUP-2、LFT-70），改善造壁性，防止砂岩和微裂缝储集层的渗透性井漏和钻井液中有害固相的入侵。
（6）选择较低的pH值，避免高浓度OH-与地层中的Ca2+、Mg2+反应生成Ca(OH)2和Mg(OH)2沉淀物对油气层的严重伤害。
（7）保持抑制剂的加量，稳定井壁，减少井下复杂情况。及时更新设备，加强生产组织，降低修理和组织停工等非生产时间，缩短钻井周期。
（8）严格控制钻井液性能，特别是滤失量必须控制在5mL以内，以减少因钻井液滤失侵入地层过多造成对油气层的损害。
通过实施以上油气层保护技术，使所钻井油气层损害大为减小，在同区块同层位日产量明显提高。
6、认识与建议
（1）针对青海花土沟、狮子沟等油田调整井的复杂情况，通过探索、实践、总结出的调整井钻井综合配套技术，实用性和可靠性强，在钻井实践中得以充分验证，便于实施，便于推广。
（2）通过22口井的实施，较好地解决了该地区井漏、井塌、缩径、憋跳钻及完井固井时水泥浆容易漏失等复杂情况，使完成调整井平均机械钻速达到17.24m/h，取得了显著的经-济效益和社会效益。
（3）钻井工程是一项集技术、装备、管理等为一体的系统工程，因此在整个钻井过程中各个环节应相互配合，相互支持，这样才能发挥更好的成效。□