同绘一张图：
源头坚持一体化运行
“井位不是画出来的，是地质和工程一米一米‘抠’出来的。”孤岛采油厂新井项目组负责人、采油工程首席专家梁福元语气笃定。
孤岛潜山是采油厂纵向拓储的战略主战场，近年来，已有多口井在构造高部位中生界获工业油流，但低部位扩面增效始终是难题。
项目组把功夫下在开钻之前，按照“油藏研究不停、方案编制不停、井位储备不停”的原则，打破专业壁垒，精细解释中生界分层微幅构造，逐井逐层落实成藏条件，建立“现场摸排—地质论证—方案优化”完整闭环，反复论证每口井的开发潜力。
以孤古32-平1井为例，原设计为“直增平”二开次水平井，但联合研判后发现目的层风化壳存在井漏风险，馆下段及东营组地层为常压系统，潜山地层复杂且水平段较长。经多轮方案迭代，双方将井身结构优化为三开——一开封隔疏松层、二开封闭高压水层、三开钻头精准触达目的层，同步将泥浆体系同步调整为低固相配方。
“过去是地质画完图给钻井，现在是一张桌子坐下来，把每一米都讲透。”孤岛采油厂副总地质师、地质研究所党支部书记吏锋兵说。协同论证效果立竿见影，油层钻遇符合率提升10%，产能符合率提高8%。
共拧一股绳：
把精细刻进每一米井筒
规划定方向，施工见真章。双方协同在钻进环节打出了一套“精准穿针、全程护航”的组合拳。
开钻前，地质、钻井、工艺等多专业联合技术交底，针对浅层气、硫化氢防护、防塌防漏逐一明确管控清单；施工中，地质人员驻井导向，与钻井、定向团队协同把控轨迹，做到“数据不过夜、调整不隔班”；完钻后，双方结合储层含油实况动态优化后续参数。
孤古32-平1井的钻进堪称“闯关”——储层埋深1720米，泥岩砂岩互层多变，水平段遭遇60米煤层极易垮塌漏失，叠加硫化氢、浅层气等高危因素。
“说实话，每钻进一米心里都捏把汗。”渤海钻井总公司40697钻井队技术承包人张健回忆称，钻至2105米煤层段时，团队现场联合研判，果断放弃高价值精密仪器，改用常规钻具稳妥穿越，同步优化钻井液携砂封堵性能，成功攻克高风险层段。
施工中，每钻进150米就短起下一次，每班推稠塞清洁井筒，同时推广旋转导向与地质探边技术，确保钻头始终贴着油层顶界0.5米左右穿行，精准实现“一井一策”。最终，该井全程实现零安全事故、零井控风险、零质量缺陷，圆满完钻。
跑通一张网：
从完井到投产一气呵成
钻得好，更要投产快、管得顺。孤岛采油厂把一体化延伸到完井试油与生产运行的“最后一公里”。
储层改造上，针对中生界泥质含量高、非均质性强的特点，工艺技术团队反复摸索配方，最终确定采用生物酶与缓速酸酸化体系，像“中医调理”一样慢慢渗透；配套氮气逐级返排与连续油管液氮诱喷工艺，利用负压将残酸和堵塞物“逼”出地层，最大限度恢复储层渗流能力；举升配套同步优化，针对孤岛原油凝固点高、含蜡易析出的特点，配套双空心杆密闭循环加热系统，从井底到井口形成连续保温线，防止蜡质析出堵塞井筒；泵挂选用强制关闭防腐斜井抽油泵，专门攻克大斜度井段阀球关闭滞后的老毛病。
完井不是终点，是油井“长命高产”的起点。为了实现高效投产，项目组构建“大生产、大运行”一体化统筹机制，建立待钻井位共享信息库与联动群，实现钻机、井位、井型、队伍无缝匹配。他们优选队伍常驻固定区块，搬迁周期（883436）缩短15%以上，今年井位储备峰值达78口，较去年同期增加12口。
投资管控上，他们坚持“高效先行、低效缓行、无效禁行”，每口井都算清效益账。同步协调临时用地、安环评、工农关系等保障事项，让全链条顺畅不卡壳，跑出钻完井一体化“加速度”。
近日，胜利油田孤岛采油厂与渤海钻井总公司合作开发的孤古32-平1井正式投产。这口水平段钻遇油层86.5米、油水同层43.3米的重点攻坚井，投产后日产油17吨且不含水，成为孤岛油田中生界水平井首获高产工业油流的标志性成果。
今年以来，孤岛采油厂已投产新井56口，日增油234.6吨，侧钻井96口，日增油221.8吨。亮眼数据的背后，是双方构建地质工程一体化运行模式的深度实践——紧扣“少井、多控、高产、长效”目标，从过去地质、钻井分段推进的“接力赛”转向全流程协同的“齐步跑”，推动产能建设质效稳步提升。
大众新闻记者顾松通讯员李超君安波
地质、钻井、作业等部门技术人员，在新钻井现场讨论优化方案。
