四川盆地深層碳酸鹽巖鉆完井技術實踐與展望

伍賢柱 萬夫磊 陳 作 韓烈祥 李枝林

1.國家能源高含硫氣藏開采研發中心 2.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司

0 引言

“十二五”以來，繼川中震旦系、寒武系深層碳酸鹽巖油氣藏勘探取得重大突破后，中國石油天然氣集團有限公司（以上簡稱中國石油）在四川盆地大力推進深層油氣資源的勘探開發，逐步由上二疊統—三疊系向更深的下二疊統—震旦系深層碳酸鹽巖轉移，勘探重點向川中古隆起外圍、川西下二疊統、川東寒武系進行戰略拓展，并在安岳、雙魚石、九龍山、下川東等區塊取得重大成效[1-3]。然而，更深的油氣資源勘探開發使得鉆完井工程愈加困難。深層碳酸鹽巖的超深（垂深5 500～8 000 m）、可鉆性差、高含硫、多壓力系統、超高壓超高溫等諸多難題，給鉆完井工程帶來了巨大的挑戰。

為了保障深層碳酸鹽巖油氣資源勘探開發的順利進行，筆者對鉆完井技術進行了系統攻關、完善，形成了四川盆地深層碳酸鹽巖鉆完井技術系列、實現了鉆井整體提速、保障了鉆完井工程安全，滿足了四川盆地深層碳酸鹽巖油氣資源勘探開發的迫切需求。

1 深層碳酸鹽巖勘探開發對鉆完井工程的挑戰

四川盆地深層地質條件十分復雜，深井超深井的多壓力系統、可鉆性差、超深超高壓超高溫、高含硫等難題給鉆完井工程帶來了巨大的挑戰。

1.1 縱向上多壓力系統，不穩定地層分布廣，鉆井難度大、周期長

四川盆地縱向上從侏羅系—震旦系共存在27個油氣層（其中有8個主力產層），由于套管層次有限，造成同一裸眼多個相差懸殊的壓力系統交互出現，反復發生溢流、井漏[2-6]。

縱向上廣泛存在破碎性泥頁巖、煤層、膏鹽層等不穩定巖層，井眼縮徑、垮塌現象嚴重。例如：大深001-X1井在二疊系玄武巖段鉆進，非生產時效高達65%，包括卡鉆損失時間30%，處理溢漏損失時間27%；太和1井在寒武系鉆遇高臺組鹽膏蠕變層，非生產時效42%，其中卡鉆損失時間占12%[4-6]。

1.2 超高壓超高溫對鉆井設備、工具、材料等提出了嚴峻的挑戰[7-11]

高石梯—磨溪區塊目的層平均垂深5 000～6 000 m，九龍山區塊目的層平均垂深6 000～6 800 m，下川東區塊目的層平均垂深5 500～7 600 m，雙魚石區塊目的層平均垂深7 000～8 000 m。深井超深井鉆完井的超高壓和超高溫較為普遍，例如龍探1井最高地層壓力為147 MPa，最高關井井口壓力為109.6 MPa，龍崗70井最高井底液柱壓力高達160.5 MPa；高石梯—磨溪區塊目的層溫度普遍超過150℃，龍崗70井井底溫度為161 ℃，五探1井井底預計溫度為180 ℃，塔探1井最高井底溫度超過200 ℃。使鉆完井設備、工具、材料等面臨嚴峻考驗。例如，高溫高壓下，井筒工作液性能惡化；龍崗70井測井時電測儀器發生擠壓變形。

1.3 地層非均質性強、研磨性高、可鉆性差，鉆井速度慢

四川盆地自上而下存在著多個非均質或強研磨性地層，可鉆性差，機械鉆速慢。大多數區塊都要鉆遇上三疊統須家河組長段石英砂巖；二疊系、寒武系—震旦系硅質云巖，可鉆性極差，鉆頭適應性差，單只鉆頭進尺少（最低小于5 m）、機械鉆速低（小于1 m/h）。五龍2井須家河組層厚1 915 m，含礫石或硅質，累計使用鉆頭65只（其中PDC鉆頭3只，牙輪鉆頭47只，復合鉆頭8只，孕鑲鉆頭7只），平均單只鉆頭進尺29.46 m，平均機械鉆速0.78 m/h，鉆井周期長達155 d；雙探7井上二疊統長興組—吳家坪組層厚235 m，含大段燧石條帶和團塊，累計使用鉆頭8只（其中PDC鉆頭2只，孕鑲鉆頭6只），平均機械鉆速0.44 m/h，鉆井周期長達54.5 d。

1.4 地層高含硫、高產，井控和環境風險極高

在四川盆地主力產層部署的井普遍可以獲得日產天然氣超過百萬立方米，部分井天然氣無阻流量日產上千萬立方米，鉆井完井風險高。中三疊統雷口坡組以下海相地層含硫，且基本屬于高含硫范疇。例如高石梯—磨溪區塊龍王廟組、燈影組硫化氫含量介于10～20 g/m3，龍崗西區塊長興組硫化氫含量介于30～52 g/m3。

此外，該盆地內作業地理條件復雜、人文環境敏感。地面溝壑縱橫，作業區地表水系發達、人口密集，部分地區為生態敏感區。例如五探1井300 m范圍內有常住人口超過300人。

1.5 井漏問題突出、類型復雜，處理難度大

四川盆地地表屬于喀斯特地形，地層沉積年代古老。淺表地層井漏嚴重，常發生裂縫、溶洞型惡性漏失；中下部地層壓力系統非常復雜，同一裸眼段中安全鉆井密度窗口窄，甚至負窗口，井漏頻繁。

2 深井超深井鉆完井技術新進展

針對四川盆地深井超深井鉆完井作業難與慢的問題，經過持續技術攻關，形成集井身結構優化、高效鉆頭、優質鉆完井液、精細控壓鉆井、特殊取心、試油完井、酸壓改造等為一體的技術系列，部分領域又產生了新的發展，從而促使鉆完井技術更加配套完善，深層資源勘探的“安全、提速、提效”得到有力保障。

2.1 井身結構拓展和優化技術

深層碳酸鹽巖氣藏鉆井需要穿越的地層多，因而應對的不確定地質因素較多，且地質設計與實鉆差異較大。常規的五開API標準套管程序已無法滿足需要，無法避免同一裸眼段出現噴、漏、塌、卡等同時發生的嚴重復雜情況。因此，拓展井身結構和套管層次，增加鉆井開次，能有效地避免在同一個地層段存在多個工程地質復雜，保障復雜深井的完成。為實現井身結構拓展，需要協同多方聯合攻關，確保鉆頭、鉆柱、套管、井口裝置等協調配套，例如，套管接箍采用非標準的小接箍和直連式無接箍，訂制48-70型井口裝備，下部油層套管采用先懸掛再回接、尾管懸掛封隔方式等。經過優化，完成了“?508 mm＋?374.65/?365.1 mm＋?282.58/ ?273.05 mm＋?219.05 mm＋?168.28 mm＋?114.3 mm”的六開非標井身結構，配合?720 mm加深導管可拓展為七開非標井身結構[5]。這種非標準井身結構方案的設計和使用原則是，將大尺寸井眼鉆進深度發揮至極限，利用足夠深的大尺寸套管盡可能封隔更多的地質復雜，盡量擴大后續地層鉆進的井眼尺寸，為下部地層處理復雜情況和順利鉆進留有余地。非標準井身結構在五探1井等井實鉆驗證，確保了深層安全鉆達地質目標。

此外，不斷優化簡化成熟區塊深井超深井井身結構。例如，高石梯—磨溪等區塊起初?444.5 mm井眼長度達到800～1 000 m，經過優化驗證，將?444.5 mm井眼長度縮短至500 m左右，大幅度減少了大尺寸井眼段長度，實現鉆井提速提效；雙魚石構造開始采用6開次的井身結構，?219.05 mm套管下入至吳家坪組頂部，中二疊統茅口組低壓易漏，無法與上部高壓地層劃為同一裸眼，經過攻關，利用精細控壓、承壓堵漏等技術手段，實現茅口組承壓能力的提升，井身結構由六開變為五開，單井平均節約?219.05 mm套管2 100 m以上，鉆完井成本大幅度降低。

2.2 高效、個性化鉆頭技術

針對難鉆地層分別建立地層剖面和可鉆性剖面，修正難鉆地層巖石可鉆性級值，優選針對性強的高效鉆頭；按照引進、消化、再創新的個性化鉆頭研究思路，根據各區域、各層位地質特點研制針對性強的個性化PDC鉆頭，單只鉆頭進尺和鉆井速度大幅度提高。

例如，雙魚石區塊吳家坪組，起初研究其可鉆性級值介于7～9.5。根據雙探3井等實鉆數據和取心巖心微觀分析，該地層含燧石結核、燧石條帶發育，且分布不均勻。通過建立巖石可鉆性級值的修正模型，對吳家坪組進行了巖石可鉆性級值修正，修正后的巖石可鉆性級值介于8.5～11.5，平均值為10。此外，分析該地層鉆頭失效的主要原因是牙齒難以吃入地層，鉆進時鉆頭受力不均，工作穩定性差，異常振動，需要提高PDC鉆頭工作穩定性、提高布齒密度，預防切削齒異常失效。因此優選了MV616TAXU型六刀翼、16 mm非平面雙排切屑齒PDC鉆頭，在雙魚石SYX132井進行了現場試驗，在單只鉆頭進尺152 m，機械鉆速1.72 m/h，同比提高了125%，創造了該構造吳家坪組單只鉆頭最大進尺和最高機械鉆速兩項指標，基本實現了單只鉆頭一趟鉆穿越吳家坪組。

在高石梯—磨溪區塊，首先全面推廣進口高效PDC鉆頭。經過推廣試驗后，摸清了各地層鉆頭適用情況，開展各地層鉆頭優選，在須家河組，鉆頭面臨地層軟硬交錯、研磨性強、復合齒易損等挑戰，因此優選采用抗沖擊和抗研磨性極強的R1型復合齒、雙排齒設計、增加返屑槽面積的鉆頭；在茅口組—下寒武統筇竹寺組，鉆頭面臨地層巖性致密、軟硬交錯、研磨性強、鉆頭吃入難且易早期損壞等挑戰。因此優選采用SelectCutter型齒，提高鉆頭抗磨損能力，采用多級力平衡設計，提高鉆頭穩定性。

開展了新型非平面齒PDC鉆頭的試驗。非平面齒鉆頭是一種新型的高效鉆頭，它的切削齒與常規PDC切削齒為平面的結構不同，被設計成錐型、斧型、多棱形等非平面方式，能夠提高切削齒破碎巖石的效率。例如，在劍閣1井采用Tridon非平面齒PDC鉆頭鉆進須家河組四段致密砂礫巖地層，Tridon刀鋒鉆頭獨特的多棱形設計，利用“線”＋“面”綜合破巖方式、多重重力平衡和深度脫鈷優化工藝，抗沖擊性提高了10倍以上，抗磨性提高2倍以上，綜合提速50%以上，創下最高機械轉速2.99 m/h的紀錄，單只鉆頭進尺同比提高50%到110%。

針對進口個性化PDC鉆頭價格昂貴的情況，為降低鉆井成本，開展了個性化國產PDC鉆頭試驗。主要利用信息化手段，借助鉆井、測井、錄井大數據資源，設計可掛接的PDC鉆頭設計軟件，利用3D打印技術輸出高精度個性化鉆頭模具，或直接將三維設計模型輸出到五軸聯動加工中心加工鉆頭，形成了高精度個性化PDC鉆頭的定制技術。個性化鉆頭應用效果與進口PDC鉆頭相當[12]。例如在興探1井須家河組，單只鉆頭進尺提高65.97%，平均機械鉆速提高84.03%；在云安012-12井二疊系首次挑戰進口鉆頭，平均機械鉆速同比提高33.6%。

利用上述方法在各區塊研究、優選適用的鉆頭序列，形成推薦模板，全面優選推廣使用高效PDC鉆頭，不僅提高了平均機械鉆速，還減少了鉆頭消耗量，鉆井周期和成本均實現大幅度縮減。2011年PDC鉆頭總進尺比例僅為60%，2019年已提高到99.2%。高石梯—磨溪區塊震旦系深井單井鉆頭用量由46只降低至15只，減少36只，平均機械鉆速由1.69 m/h提高至3.53 m/h。

2.3 優質鉆井液、完井液技術

針對超深超高溫超高壓復雜難題，攻關研發抗高溫鉀聚磺、有機鹽聚磺等復雜深井鉆完井液及堵漏技術系列，如表1所示。

開發出剛性粒子復合堵漏、智能凝膠＋水泥漿堵漏技術[13-14]，進行主動承壓堵漏，剛性堵漏粒子和智能凝膠堵住漏失通道，減少漏失量，有效提高地層承壓能力，可有效避免惡性井漏、減少井下復雜情況，解決了裂縫性、采空區等地層惡性漏失難題。例如，在五探1井和龍探1井使用剛性粒子＋橋漿堵漏，堵漏成功率分別提高16%和20%，在塔探1井使用凝膠＋水泥漿堵漏，堵漏成功率提高20%。

為了實現深層完井工程對儲層保護、環境保護和安全作業，攻關形成了抗高溫水基完井液、有機鹽無固相完井液、合成基完井液、低膠質油包水完井液、低熒光水包油完井液、陰離子無固相聚合物完井液、欠平衡“三保”、屏蔽暫堵清洗液等8項完井液技術[15-20]。抗高溫完井液有效解決高產井試井、修井作業中管柱解封發生的井漏、卡鉆難題，并推廣應用370余口井，達到了提速提效和保護儲層目的。

2.4 精細控壓鉆井技術

為解決深部碳酸鹽巖裂縫性油氣藏存在的窄窗口、無窗口等地層復雜，推動了控壓鉆井技術的應用與發展[21-24]，形成了自主知識產權的控壓鉆井裝備[25-26]。研制成功了CQMPD系列精細控壓鉆井系統。采用模塊化設計，各子系統可獨立工作；具備微流量和井底壓力兩種監控方式，可實現井底壓力的精確、閉環控制，控制精度±0.2 MPa，如表2所示。其中CQMPD-I井口控壓式鉆井系統，其原理是在停止循環時通過井口套壓補償的方式保持井底壓力恒定的控壓方式，主要包括自動節流控制系統、回壓補償系統、監測與控制系統、PWD 4項核心裝備；研發的CQMPD-II型連續循環控壓鉆井系統，利用連續循環閥、連續循環控制裝置和自動節流控制系統等關鍵設備，實現在不同工況下采用不間斷循環的方式保持井底壓力恒定，適用于井壁失穩、地層流體侵入影響流變性、充氣鉆井特殊工藝等情況，避免卡鉆等井下復雜。

表1 典型的鉆井液體系、特點及應用效果統計表

表2 CQMPD精細控壓鉆井系統與國外產品技術對標表

CQMPD系列精細控壓鉆井系統現已推廣應用200余井次，依據地質工況、地層流體類型的不同，規范了微漏、微欠、平衡等多種工藝方法，大幅降低了復雜時效和井控風險，已成為深層水平井、鹽下氣藏和“三高”氣藏安全鉆井的必備技術。

在高石梯—磨溪區塊應用100余井次，燈影組應用率100%，有效減少漏失，大幅度縮短復雜處理時間，四開平均單井漏失量減少86%，平均處理復雜時間降低95.3%；五開平均單井漏失量減少81%，平均處理復雜時間降低92.4%，成為該區塊勘探開發必備的鉆井利器。在九龍山構造龍探1井和龍崗70井等井實施的精細控壓鉆井，對比常規鉆井漏失量下降81.64%，復雜損失時間下降92.8%，在雙魚石構造比常規鉆井漏失量下降96.7%[4-7]，使以前的茅口組需要一開次專打轉變為與上部低壓層合打，節約一層套管，為高效開發泥盆系儲層奠定了基礎。

2.5 氣體鉆井提速技術

由于井身結構的限制，上部大尺寸（?333.4 mm以上井眼）井眼鉆進深度越來越深，常規鉆井方式鉆井速度慢。氣體鉆井是深井超深井的大尺寸井眼下鉆進提速的高效方式。通過優化注氣排量、扶正器流道及尺寸、空氣錘釬頭大小、鉆具組合方式，形成了以300 m3氣排量為主，?446 mm空氣錘＋?440 mm深排屑槽扶正器的大尺寸井眼深井氣體鉆井提速技術，實現井底更清潔（多次靜探沉砂均不超過1 m）、井斜控制更好（井斜不超過0.5°）、井徑更規則（鉆井液轉換不劃眼、通井作業不遇阻）。

例如，雙魚石構造侏羅系蓬萊鎮組—沙溪廟組中下部應用氣體鉆井技術，同比鉆井液鉆井平均機械鉆速提高188%。劍閣構造劍閣1井三開?444.5 mm井深達3 100 m，且有出水易垮塌的復雜地質情況。本井使用氣體鉆井從井深495 m處鉆進，優化大尺寸井眼下攜砂提速、防管線刺漏、防斜打快的氣體鉆井新方案，氣體鉆井進尺2 610 m，鉆井周期16.6 d，平均機械鉆速12.68 m/h，與鄰井同井段鉆井液PDC鉆井相比，機械鉆速提高3.3倍，鉆井周期縮短35 d，提速效果、經濟效益十分明顯，創造了中石油川渝地區?444.5 mm井眼氣體鉆井最深井深（3 100 m）和空氣錘進尺最長（3只空氣錘完成2 610 m進尺）兩項新紀錄。

2.6 取心技術

研發形成高強度取心、密閉取心、隨鉆徑向井壁取心、水平井取心4項超深地層取心技術。高強度取心工具采用高強度螺紋設計，抗拉、抗扭強度提高2.5倍，最大作業井深8 408 m，井下事故率保持為零；密閉取心工具創新設計了“雙筒單動”結構，避免了因旋轉導致的巖心結構破壞、巖心質量和分析價值降低；開發出抗溫150 ℃、抗壓110 MPa的抗高溫密閉液，現場應用平均收獲率96.79%，平均密閉率90.49%；隨鉆徑向井壁取心技術獨樹一幟，可實現隨鉆隨取、先鉆后取及重復取心，巖心直徑?40 mm，單次最大巖心長度可達220 mm，避免了因鉆過良好顯示層而無法取全資料的遺憾。

2.7 固井技術

針對深層碳酸鹽巖氣藏固井特點和面臨的挑戰，形成了深井超深井固井技術系列[1]。

形成了固井優化設計技術、水泥環完整性評價技術、精細控壓固井技術[27-28]、干井筒固井技術[29]、尾管正反注固井技術、預應力固井技術；開發了寬溫帶緩凝劑[30]、韌性劑、自愈合劑、抗凝劑，形成大溫差、韌性防竄，形成了高密度水泥漿（最高2.95 g/cm3）、高強低密度水泥漿（最低1.20 g/cm3）、大溫差水泥漿、韌性水泥漿、自愈合水泥漿和抗污染隔離液系列；研發了封隔式尾管懸掛器、高壓尾管懸掛器、裸眼封隔器及尾管固井防回流裝置等固井新工具，為解決大溫差超緩凝、水泥漿污染、環空異常帶壓等提供新的技術手段。封隔式尾管懸掛器達到國際領先水平，同比進口成本降低50%，有效解決高壓氣井喇叭口氣竄問題；針對窄密度窗口固井井漏、長封固段高壓氣井固井后喇叭口氣竄等難題，開展精細控壓固井技術應用凸顯成效，在磨溪高石梯、雙魚石、九龍山、八角場、龍泉山、塔里木盆地庫車山前等工業化應用，固井成功率100%，合格率由66.24%提高至86.49%，成為解決窄安全密度窗口固井質量差的利器。例如，在龍崗70井?114.3 mm尾管的小間隙固井中，精細調整注替排量，注替全過程采用精細控壓系統維持敏感地層全過程壓力平穩，電測固井合格率為90.90%、優質率達86.57%[27]。2019年12月23日雙探6井?177.8＋?184.15 mm復合尾管采用精細控壓平衡法固井技術，再次刷新了該尺寸復合尾管下入深度最深（7 833 m）、裸眼段最長（3 647.74～7 833 m）、封固段最長（3 254.42～7 832.55 m）3項記錄。

2.8 高溫高壓含硫井試油完井技術

研發了以深度酸壓工藝技術和水平井裸眼分段壓裂酸化工藝技術為核心的高溫深井儲層改造技術，有效提高了高溫深井碳酸鹽巖儲層的改造力度。以中國石油勘探與生產分公司發布的《高溫高壓及高含硫井完整性設計準則》為基礎，形成涵蓋地層、井筒、井口3個方面的井完整性評價技術，為測試工藝優選、控制參數優化提供依據。研發出適應高溫（200 ℃）、高壓（140 MPa）環境下的試油測試設備，研發形成了自動實時除硫消泡技術，排放處環境H2S含量由100 mg/m3降至10 mg/m3以下，解決了四川油氣田“三高”井試油測試難題。針對深井超深井測試管柱結構復雜，工況惡劣的問題，以測試管柱力學分析為基礎，優化測試管柱結構及相關參數，確保管柱安全。在高石梯—磨溪區塊、川西北部雙魚石、九龍山構造成功、安全試油100余口井。形成了以試油測試—暫閉—完井一體化管柱為核心的試油完井一體化技術系列，較好地解決了高壓高產氣井測試后儲層易漏、壓井難、卡埋管柱等難題，降低了井控風險，單層試油周期節約7～15 d。針對傳統地層測試不能及時取得地層資料并及時評價儲層的問題，研發了CQSRO-I全井無線地面直讀系統，井下穩定傳輸距離超過6 000 m，耐溫175 ℃，承壓140 MPa，工作時間500 h，為現場增產改造、工藝制度實時調整等提供支持，全面推廣應用，成功率達100%。

2.9 信息化智能化鉆完井技術

信息化智能化鉆完井技術是未來的發展趨勢，能夠有效實現提速降本增效。通過攻關解決遠程數據實時傳輸、多專業數據融合、大容量數據庫管理、復雜平臺集成開發等難題，開發了集物探、鉆井、錄井、測井、井下作業數據、設備為一體的“工程技術一體化信息平臺”，利用“互聯網＋”技術，實現自動采集、遠程監控與技術支持、決策、預警及指揮功能一體化，打破了決策、技術支撐和實施的瓶頸，初步實現了信息化智能化鉆井和完井作業。該平臺圍繞鉆完井井筒工程，建立生產運行、數據查詢、實時數據、工程預警等模塊，集成了全面豐富的井筒大數據資源。通過該平臺，能夠直觀了解鉆完井生產運行動態，為生產運營、遠程決策提供核心數據及技術支撐，實現鉆井實時優化、復雜實時處理，輔助鉆井設計和鉆頭優化，也為“大數據分析、智能鉆井”奠定了基礎。該平臺已川渝地區深井超深井200余口井安裝應用，實現了在基地對井場實時數據、實時視頻、單井動態數據的監控，實現工程預警，實現對現場的高效、實時監控和管理，提高工程質量，降低作業成本，施工正由“經驗鉆完井”逐步邁入“智慧鉆完井”。

3 實踐與應用成效

近年來，中國石油在四川盆地先后發現了龍崗、安岳等多個大型及特大型整裝碳酸鹽巖氣藏，深層資源勘探開發呈現多點開花、飛速發展態勢，中國石油西南油氣田公司新增天然氣儲量約1×1012m3，年產能突破200×108m3。安岳特大型氣田三級儲量超1.3×1012m3；目前累計產氣超過300×108m3；年產能120×108m3，預計2020年達到150×108m3生產能力；攻克碳酸鹽巖氣藏開發瓶頸，雙魚石二疊系、泥盆系勘探取得突破，實現震旦系規模有效開發，有望成為繼安岳氣田之后最為期待的戰略接替領域。為四川盆地二疊系以下的古老巖層大型及特大型碳酸鹽巖氣藏的快速發現與資源快速轉化現提供強有力的技術支撐，助推了川渝天然氣工業快速發展。

為實現安岳特大型氣田的高效開發和資源快速轉化，開展了鉆井提速攻關[31-32]，鉆井速度整體提高50%以上，高石梯—磨溪區塊開發井鉆井周期控制在140 d以內，創造了中國石油同規模工程建設紀錄；集成應用井身結構優化、高效PDC鉆頭、氣體鉆井、精細控壓鉆井、有機鹽鉆井液等優快鉆完井技術，復雜超深井的鉆完井成功率得到快速提高，使雙魚石構造震旦系直井平均鉆井周期縮減155 d，7 000 m以深的超深井鉆井周期縮短至300 d以內[33-34]，如圖1所示，保障了深層、超深層海相碳酸鹽巖氣藏的安全快速鉆探。

圖1 雙魚石構造部分井鉆井指標圖

2018年1月，五探1井鉆至8 060 m順利完鉆。該井克服構造帶地質狀況復雜且區域實鉆資料缺乏等難點，鉆井過程中鉆遇了高壓、高含硫二疊系，高溫、埋深超深的膏巖段寒武系，超深、超高溫震旦系，并刷新當時的中國石油陸上最古老地層最深鉆井紀錄。

2019年8月，雙魚石構造SYX133井歷時276.68 d，安全高效鉆進至井深8 102 m （垂深7 498.39 m）順利完鉆，完鉆井斜90.3°，成為目前中國石油陸上最深水平井、中國石油川渝地區完鉆井深最深、完鉆周期最短的大斜度井，并創下中國石油川渝地區多項提速新紀錄，同比ST1井（井深7 308 m）鉆井周期縮短約139 d。

4 結論與建議

研究形成的深井超深井安全優快鉆井技術為四川盆地安岳氣田天然氣資源快速轉化、川西北二疊系和泥盆系天然氣資源重大發現提供了強有力的技術支持，加速了深層碳酸鹽巖油氣藏勘探開發進程。

隨著勘探開發不斷向深部推進，工程地質風險不斷升高，工程技術面臨新的、更難的挑戰。例如：部分超深井井深已經接近9 000 m，未來可能朝著10 000 m挺進；深部地層鉆完井面臨高溫高壓、復雜多壓力系統、漏噴同存和地層高研磨性的挑戰，破巖效率低、井筒安全和完整性差、超高溫鉆井液固井液和提速提效裝備工具適應性不足、多頻次大壓差封固能力不足、隨鉆測量電路系統高溫環境下失效等問題；鉆井過程中事故復雜多、“遭遇戰”時有發生；鉆井周期長、成本高，有的井甚至無法實現地質目的；井深增加往往帶來事故復雜的疊加，帶來更大難度新挑戰不斷出現，對鉆井工程技術和施工能力提出了新的更高要求。針對上述問題，對深層碳酸鹽巖氣藏勘探開發鉆完井技術做以下建議和展望[8-9]：

1）攻關井身結構拓展技術，完善地質工程一體化設計技術，利用地層壓力精確預測、隨鉆擴眼、膨脹管等技術和工具，拓展實現9～11層井身結構，更好的應對超深地層復雜狀況。

2）攻關環保型、抗300 ℃極限高溫高密度井筒工作液，研制抗240 ℃超高溫的井下工具及相關鉆完井配套工藝技術，提高在超高溫、超高壓、高含硫等井下惡劣環境下的持續穩定鉆完井工作能力。

3）攻關超深難鉆地層孕鑲、復合PDC鉆頭、扭力沖擊器、渦輪等高效破巖工具，研發新型高效破巖方式，突破提速瓶頸，解決部分地層非均質性強、研磨性高、可鉆性差，鉆井速度慢的難題。

4）攻關表層裂縫、溶洞高效防漏治漏技術、破碎地層高效防塌、堵漏技術等，惡性井漏處理困難、表層裂縫、溶洞發育堵漏耗時長的難題。

5）攻關智能井筒閉環壓力控制系統，實現鉆井地下和地面壓力全閉環控制，解決部分構造壓力系統復雜，同一裸眼多壓力系統共存、漏噴關系復雜、井筒壓力控制難、井控風險大等難題。

6）攻關超深井井眼軌跡優化與高效控制技術、高強度鉆具、油套管、超深大斜度井水平井鉆井提速技術、超深大斜度井水平井復雜事故預防技術，解決9 000 m以上超深大斜度井水平井鉆完井技術難題。

7）攻關發展井下大容量數據傳輸技術、隨鉆前探技術、隨鉆預演“數據雙胞胎”等新技術，能夠實現井下數據高速傳輸，對鉆頭周圍及前方數百米以上進行精確預測，實時了解鉆頭前方的地層和壓力變化，實現鉆井實時數字模擬和風險預判，減少不確定因素帶來的鉆井風險。

8）攻關輕型化連續化的鉆柱和套管、高效自動化超深井鉆機設備、自動化鉆柱處理系統，提高起下鉆作業效率，減少因等停引發的井下復雜，提高應急處置能力，減少人工負荷和HSE風險。未來，作業井深能力更高、自動化、智能化程度更高的鉆機將有效提高超深井的鉆井效率。

9）攻關基于人工智能的隨鉆井下事故復雜風險預警、實時鉆井導航、智能隨鉆檢測與工程決策技術，充分應用大數據、智能化等技術手段提升安全優快鉆井技術水平。

四川復雜深層碳酸鹽巖鉆完井工程技術經過不斷發展和創新，實現了由慢到快、由淺到深的跨越發展，展現出良好的勘探前景，但依然面臨諸多理論和技術難題。我們將堅持技術創新，把工程技術的挑戰作為攻關對象，把安全高效作為創新目標，為四川盆地深層超深層碳酸鹽巖氣藏的高效勘探開發提供有力的技術支撐。