中國陸上深井超深井鉆完井技術現狀及攻關建議

蘇義腦 路保平 劉巖生 周英操 劉修善 劉偉 臧艷彬

1. 中國石油集團工程技術研究院有限公司；2. 中國石油化工股份有限公司石油工程技術研究院

0 引言

高效開發深層超深層油氣資源是實現中國能源接替戰略的重大需求，也是當前和未來油氣勘探開發的重點和熱點。近年來，中國深井超深井鉆完井技術發展迅速，2019年鉆成井深為8 882 m的亞洲最深井，目前已基本形成陸上8 000 m油氣井的鉆完井技術體系，有力支撐了深層超深層油氣勘探開發。然而，深井超深井鉆完井安全風險高、周期長等問題仍然存在，深層超深層油氣增儲上產、降本增效任務依然嚴峻。因此，必須持續創新深井超深井鉆完井技術，加速技術迭代，才能發揮好工程技術的支撐和保障作用。

油氣資源深埋于地下數千米乃至近萬米。在不同埋藏深度條件下，地層巖體的溫度、壓力、巖性及組分、孔隙流體及特性等不同。一般來說，埋藏深度越大，地質條件越惡劣，鉆完井技術面臨的挑戰也越高。按油氣藏的埋藏深度即鉆井垂深劃分為幾個層次，能大致地反映和衡量鉆完井技術難度。中國的國家標準是：4 500 m≤垂深＜6 000 m為深井，6 000 m≤垂深＜9 000 m為超深井，垂深≥9 000 m為特深井［1-3］。這與國際通行標準基本一致，只因單位制及數據換算而略有差異。對于水平井、大位移井等復雜結構井，除垂深外還要考慮位垂比(水平位移與垂深之比)指標，當水平位移較大時位垂比往往更為重要。此外，分支井還需要考慮完井級別等指標。總之，這些指標主要是用于衡量鉆完井技術難度，不同情況使用的評價指標及數量不同。就深井超深井而言，主要的評價指標是垂深。

在全球范圍內，深層油氣發現及產量不斷增加。從20世紀90年代到2000年以后，大型油氣田的年均發現數量從16個增加到33個，年均探明儲量從1.93×108t增加到13×108t。從2010年到2015年，深層石油產量從 1.21×108t增長到 1.5×108t，深層天然氣產量從1 054×108m3增長到1 400×108m3；全球發現埋深4 500～6 000 m的油氣藏1 290個，埋深6 000 m以上的187個，其中6 500 m以上的有55個［4-8］。

中國深層油氣資源豐富、潛力大。據統計，中國深層超深層油氣資源達671×108t油當量，占油氣資源總量的34%，有39%的剩余石油和57%的剩余天然氣資源分布在深層［9］。截至2018年底，中國累計發現深層油田21個，探明地質儲量40.66×108t，產油5.66×108t，占總產量的8%；累計發現深層氣田14個，探明地質儲量46 500×108m3，產氣4 351×108m3，占總產量的21%。加快深層超深層油氣勘探開發，已成為中國油氣接替戰略的重大需求［10-11］。

深井超深井面臨更為復雜的超高溫超高壓、堅硬難鉆地層、多壓力體系及酸性流體等地質條件，安全高效鉆完井更具挑戰性。只有不斷打造工程技術利器，才能發揮好工程技術的支撐和保障作用。

1 總體現狀

中國深井和超深井鉆井開始于20世紀60年代和70年代，到90年代末實現了規模化增儲上產。1966年，在大慶油田鉆成第1口深井?松基6井，井深4 719 m。1976年，在西南油氣田鉆成第1口超深井?女基井，井深6 011 m。1978年，在川西北中壩構造鉆成第1口超過7 000 m的超深井?關基井，井深7 175 m。自2000年以來，深井超深井鉆完井技術快速發展，不斷刷新井深紀錄。2006年，鉆成塔深1井，井深8 408 m。2016年，鉆成馬深1井，井深8 418 m。2017年，鉆成順北評2H井，井深8 433 m。2019年，鉆成順北鷹1井，井深8 588 m。2019年，鉆成亞洲最深井?輪探1井，井深達8 882 m。

中國陸上深井尤其是超深井主要分布在塔里木盆地和四川盆地，由中國石油和中國石化主導油氣勘探開發業務。從深井超深井數量上看，進入“十二五”呈明顯上升趨勢，但受低油價影響2015年以后明顯減少。從深井超深井鉆井指標上看，中國石油深井的平均井深為5 540 m左右，超深井的平均井深為6 748 m；平均鉆井周期逐年縮短，深井已不足105 d，超深井為125 d左右；平均機械鉆速逐年提高，2019年深井達到5.66 m/h，超深井達到4.64 m/h。截至2019年底，中國石化已完鉆7 000 m以上272口井、8 000 m以上33口井。深井超深井的鉆井周期顯著縮短，平均機械鉆速較2018年提高1倍左右。

2 面臨的挑戰

中國陸上深井超深井地質條件復雜，鉆井安全風險大、周期長。尤其是，塔里木盆地和四川盆地超高溫超高壓、多壓力體系、地層堅硬及可鉆性差、富含酸性流體等問題共存，面臨一系列世界級的深井超深井鉆完井技術難題，安全優質高效鉆井最具挑戰性。

(1) 地質條件復雜，鉆井時效低，安全風險大。塔里木盆地地層古老，存在山前高陡構造(地層傾角高達 87°)、斷裂破碎帶，發育復合鹽膏層 (厚達4 500 m)、巨厚泥頁巖、煤層、異常高壓鹽水層、縫洞型高壓油氣層等。四川盆地陸相地層膠結致密，須家河地層高壓、自流井地層易漏，海相地層發育高壓鹽水層，地層壓力高(壓力系數高達2.4以上)。單井復雜故障及處理時間高達470 d，甚至有些井未能鉆達地質目標。

(2) 深井超深井普遍存在超高溫、超高壓，鉆井儀器及工具、鉆井液及材料等面臨嚴峻挑戰。大慶徐家圍子地區古龍1井井底溫度高達253 ℃、地溫梯度高達4.1 ℃/(100 m)；順托1井鉆遇地層壓力達170.0 MPa。超高溫超高壓帶來的主要問題有：套管及水泥環封隔地層失效，致使環空帶壓；鉆完井工具及井下儀器等對耐溫耐壓能力要求高，故障率顯著上升，有些地區井下儀器的故障率曾高達60%；鉆井液處理劑及材料易失效，流變性及沉降穩定性差，性能調控、井壁穩定、防漏堵漏等難度大；水泥漿控制失水、調控漿稠化時間等困難，增大了固井施工難度及風險。

(3) 地層壓力體系多，鉆井液密度窗口窄，井身結構設計和安全鉆井難度大。存在多套壓力系統，易漏失層、破碎帶、易垮塌、異常高壓等地質條件復雜，必封點多，井身結構設計難度大；縫洞型儲層溢漏共存，溢漏規律尚待認識，油氣侵及溢流發生快、早期特征不明顯，安全鉆井風險高。

(4) 地層堅硬可鉆性差，機械鉆速低，鉆井周期長。元壩地區上部陸相地層、西北地區麥蓋提等，地層硬度多為2 000～5 000 MPa，可鉆性級值為6～10級，有些地層的平均機械鉆速只有約1 m/h。二疊系火成巖漏失、志留系泥巖坍塌等，導致巖屑上返困難，蹩跳鉆、阻卡等現象嚴重。塔里木博孜礫石層巨厚 (達 5 500 m)，礫石含量高、粒徑大 (10～80 mm，最大340 mm)，巖石抗壓強度高(目的層180～240 MPa)、研磨性強(石英含量40%～60%)，致使常規PDC鉆頭進尺少、壽命短，牙輪鉆頭機械鉆速低、蹩跳鉆嚴重。

(5) 地層富含酸性流體，對固完井及井筒完整性等要求高。深部碳酸鹽巖地層富含硫化氫、二氧化碳等高酸性流體，四川元壩地區儲層硫化氫含量為3.71%～6.87%、二氧化碳含量為3.33%～15.51%。高酸性環境對套管及固井工具性能、水泥環長期密封性、井筒完整性等都提出了更高要求。

3 工程技術新進展

3.1 鉆井地質環境因素描述與優化鉆井技術

3.1.1 鉆井地質環境因素描述技術

通過長期系統研究，揭示了關鍵作用機制與原理，發展了復雜地層鉆井地質環境因素描述理論和方法，解決了傳統描述方法不系統、不連續、精度低、周期長等問題［12］。發明了基于流體聲速、成因貢獻和壓差響應的高精度碳酸鹽巖孔隙壓力預測、監測、檢測技術方法體系；提出了巖石力學參數動態變化規律表征、巖石可鉆性連續刻劃求取和研磨性評價方法，提出了基于測井資料的鉆井模型基礎數據求取技術；形成了低場核磁共振地層流體實時識別方法及鉆井地質災害量化預測技術，精度90%以上，較國際先進水平提高10%～30%。實現了由傳統試驗描述到綜合描述的跨越。

3.1.2 基于鉆井地質環境因素的優化鉆井技術

提出了“臨界井徑”概念和環空狀態表征方法，形成基于地層特性與環空狀態的流變與水力參數優化技術［13］；結合新興數據科學技術和鉆井工程理論，將經典理論與人工智能深度融合開展了鉆速預測與鉆井參數優化研究；構建了以成本最低為目標、以安全鉆井為約束的鉆井技術適應性量化評價技術。該項研究使機械鉆速提高20%～40%，復雜時間降低34%。拓展了優化鉆井技術應用的廣度與深度。

3.1.3 待鉆地層井震信息融合的隨鉆描述與鉆井動態優化技術

針對傳統方法鄰井外推到施工井地質環境因素描述誤差大及無法超前描述的問題，采用“模型分區”的思路，基于已鉆井段的鉆測錄等多源井筒數據與井周地震數據協同重構，發明了待鉆地層地震速度與成像體快速修正方法，創建了鉆井地質環境因素隨鉆描述方法，形成鉆頭前方井下風險防控與動態優化鉆井技術。該項研究使得預測精度提高到93%，更新速度提高16倍以上，提升了現場決策效率。實現了由鄰井或已鉆地層綜合描述到待鉆地層超前動態預測的跨域。

3.1.4 鉆井地質環境因素描述與優化鉆井技術體系

鉆井地質環境因素描述技術實現了由靜態到動態、由鉆后分析到實時超前預測的重大突破；優化鉆井技術實現了由傳統方法到地質-工程深度融合、由靜態設計到動態優化的重大跨越。研究成果在國內外深井超深井、高酸性油氣田及常規油氣、海洋油氣等領域規模應用3 210口井，12次創亞洲鉆井深度紀錄，支撐了順北鷹1井等一批重點超深井鉆井施工，保障了塔河、順北、元壩、伊朗雅達等大型油氣田的勘探突破及產能建設，鉆井周期平均縮短32%，工程成本降低21%。

3.2 井身結構優化與井筒完整性技術

3.2.1 井身結構設計和動態調整技術

針對鉆井地質環境因素存在不確定性的問題，建立了地層壓力可信度表征、鉆井工程風險類型識別和風險概率評估等方法，構建了井身結構合理性評價和動態設計準則，形成基于地質環境因素不確定和工程風險評價的井身結構設計和動態調整技術。特別是針對塔里木山前復雜地質環境，在同一裸眼井段往往鉆遇多套壓力系統和復雜地層，常規?508 mm + ?339.7 mm + ?244.5 mm + ?177.8 mm +?127 mm結構難以滿足7 000 m以上超深井勘探開發的需要，為此創新提出了苛刻井井身結構優化設計方法，形成并規模推廣塔標Ⅱ系列井身結構(圖1)，解決了巨厚復合鹽層、多套壓力系統條件下的井身結構設計難題，形成適合西部山前的復雜超深苛刻井井身結構優化設計技術，滿足更深更復雜條件下鉆井安全和提產增效需求。

圖1 塔里木油田井身結構優化Fig. 1 Optimization of casing program in Tarim Oilfield

3.2.2 油套管完整性技術

選擇超級13Cr為油管和目的層套管主體材質，解決了高溫、高CO2分壓(＞1 MPa)的腐蝕問題。進行工況+部件全覆蓋的三軸力學校核，優化管柱配置及參數。配套套管防磨措施，最大限度減少套管磨損。認識到抗壓縮效率100%是保證密封的關鍵，優選了TSH563油管和BGT2C套管，提高了高溫條件下氣密封能力。

3.2.3 鹽底中完多種卡層技術

庫車山前古近系鹽底中完卡層新思路不斷拓展，形成了多種卡層技術，主要采用地層對比、元素錄井、鹽底標志組合、微鉆時變化等技術措施，進行綜合分析卡鹽底。遇不能準確判斷鹽底的情況，采用小鉆頭鉆進。基本解決了庫車山前鹽底中完卡層不準的問題。創新應用XRF元素錄井法形成鹽膏層精細卡層技術，鹽頂、鹽底最大埋深分別為7 371.0 m、7 947.5 m，鹽層卡層成功率由13.3%升至100%，保障了鹽層鉆井安全作業。

3.2.4 井筒完整性技術

基于多因素綜合分析，建立了油氣井完整性風險定量評估方法和配套評估軟件，構建了油氣井井筒可靠性評估方法，建立了油氣井環空允許最大動態帶壓值計算方法，形成油氣井完整性管理指南。在順北油田現場應用20余口井，指導了完井風險評估和完井設計，井筒可靠性提高60%以上，油套環空帶壓井發生率低于10%。

3.3 安全高效鉆井集成技術

3.3.1 深井鹽膏層與高壓鹽水層鉆井工藝

通過深入分析鹽內特殊巖層巖性特征、成因及分布，以及鹽膏層在不同條件下蠕變規律、蠕變機理，優化鹽膏層地質卡層技術，研發和推廣應用鹽膏層鉆井相適應的鉆井液體系，確定合理的鉆井液密度。針對最厚5 600 m的超深復合鹽膏層，首次揭示最大壓力系數達到2.59的超高壓鹽水侵入機理，形成以放水降壓、控壓鉆井為主體的超高壓鹽水層安全控制工藝。形成了高壓鹽水層鉆井工藝技術和鹽膏層安全鉆井工藝技術，實現鹽膏層及高壓鹽水層安全快速高效鉆井。

3.3.2 超深縫洞型海相碳酸鹽巖油氣藏高效鉆井工藝

針對碳酸鹽巖儲層埋藏深(普遍大于6 800 m)、鉆井周期長、“串珠”中靶精度要求高、產量衰減快等瓶頸，建立覆蓋“鉆井、試油、改造、生產”全生命周期關鍵工況的深井套管設計與強度校核方法，自主研制新型?200.03 mm套管與C110系列防H2S腐蝕套管，非常規井身結構應用比例由17.2%提升至82.8%。形成長裸眼段提速模板，在哈-熱-新地區7 000 m以上直井應用，鉆井周期縮短38.2%，成本節約37.8%。根據小型縫洞體成層展布特征，集成應用精細控壓鉆井、井眼軌跡優化設計、“四節點”隨鉆伽馬導向、水力振蕩器等技術，形成連接多個縫洞體的超深大延伸水平井鉆井工藝，在塔中地區完成7 000 m以上水平井應用比例由31.6%提高至97.7%，平均井深增加897 m，鉆井周期縮短12.1%，保障超深層碳酸鹽巖油氣藏經濟高效開發。

3.3.3 復雜鹽下砂巖氣藏高效鉆井工藝

提出基于重磁電法進行成巖性分析的巨厚礫石層提速方法，研制非平面齒PDC鉆頭等新型鉆頭，博孜地區6 000 m巨厚礫石層鉆井工期由458 d縮短至231 d，單井節約鉆井成本近億元。形成鹽下強研磨目的層提速模板，目的層鉆井工期由52 d縮短至27 d。在前陸沖斷帶完成7 000 m以上超深井43口，鉆井周期縮短50.1%，事故復雜時效下降68.6%，鉆井成本降低63.7%，7 695 m超深井260 d完鉆。攻克強研磨極硬地層提速世界級難題，創新形成超深復雜鹽下砂巖氣藏綜合提速技術，支撐克深9等新區高效勘探與開發。

3.3.4 超深水平井鉆井技術

針對超深水平井鉆井技術難題，攻關形成集工程設計方法、高端隨鉆儀器和工藝技術優化于一體的超深水平井鉆井技術體系。基于地球橢球的真三維定位方法［1］，規避了現行基于地圖投影定位方法存在的固有誤差、不考慮地球橢球面彎曲等缺陷，可提高靶點定位和井眼軌道設計精度達20 m以上(與井位、垂深、水平位移等相關)；考慮各測點的空間位置和測量時刻不同、磁偏角沿井眼軌跡變化等問題，提出了基于地磁場時空變化的實鉆軌跡測斜計算方法［2］，可提高超深、大位移、長鉆井周期等水平井的實鉆軌跡監測精度達10 m以上(還與地磁場變化等相關)；發明了交互式井眼軌道設計方法，不限井段數及井段組合，可任選造斜點、造斜率等作為設計參數，無需拼湊井段和試算，能一步完成剖面設計［3］；針對高陡構造、強各向異性等地層致使方位漂移嚴重的問題，提出了考慮地層自然造斜影響規律的漂移軌道設計方法［4］，解決了適用于大鉆壓快速鉆進工藝的軌道設計難題，能減少扭方位作業、提高鉆井速度、降低鉆井成本；提出了井眼軌道主法線角的概念及方程［5］，厘清了造斜工具和井眼軌跡的特性參數及表征方法，揭示了一些習慣做法的依據和缺陷；通過揭示地層巖體和造斜工具對井眼軌跡的貢獻及影響規律，創建了井眼軌跡定量預測與控制方法［6］，突破了長期存在的理論與技術瓶頸，能預測任一井深處的井斜角和方位角、確定軌跡控制所需的工具造斜率和工具面角等關鍵技術參數。研發了耐175 ℃、耐185 ℃高溫MWD儀器，最高耐壓達207 MPa，已在順北油氣田成功應用13口井。形成了以超深硬地層裸眼側鉆、摩阻扭矩控制和工具面高效調控為核心的超深水平井軌跡控制技術，保障了元壩1-1H井、順北鷹1井等重點井的順利完鉆。

3.3.5 含酸性氣藏鉆井技術

針對高酸性、高壓、高產氣井鉆井風險高、速度慢等難題，開發了氣體鉆井技術、控壓降密度鉆井技術、高效破巖工具及配套技術，形成了三高氣井安全快速鉆井技術體系，發現并高效開發了普光氣田、元壩氣田。針對元壩高含硫氣藏超深水平井鉆井過程中存在的陸相高壓層鉆速慢、海相產層漏失嚴重、超深高溫高壓定向困難等問題，通過延伸氣體鉆井深度、應用扭力沖擊器和直螺桿配合PDC鉆頭復合鉆井技術，實現了陸相致密砂巖硬地層的有效提速；采用等壁厚直螺桿配合EM1316 PDC鉆頭，實現了海相高強度低研磨均質地層直井段有效提速；在水平段采用可調式抗高溫螺桿，配合欠尺寸雙穩定器穩斜鉆具組合，既提高了復合鉆進比例又保證了井眼全角變化率；采用雙效防磨技術，減少了套管磨損，保證了管柱密封性能；建立了基于隨鉆測量的溢流早期監測技術，為井控措施的采取贏得時間，保證井控安全；形成了管材失效機理、管柱強度與防腐性能匹配、與螺紋匹配等管材選用技術，實現管柱安全風險評價預測準確率90%以上，管柱失效率同比降低30%以上。元壩101-1H井完鉆井深7 971 m、垂深6 946.44 m，創元壩工區高含硫超深水平井完鉆井深記錄，鉆井周期380 d，較設計周期縮短54 d、較前期開發評價水平井平均周期縮短149.92 d。

3.4 鉆井液技術

3.4.1 高溫高密度高抗鹽油基鉆井液技術

揭示了超高密度油基鉆井液鹽水污染流變性突變規律，發明了乳化劑等處理劑，首次形成同時滿足抗45%鹽水污染、抗溫200 ℃，實鉆密度2.58 g/cm3、壓井密度2.85 g/cm3的油基鉆井液，突破了高溫高壓鹽水污染引起鉆井液失效的重大技術難題。高溫高密度高抗鹽水侵油基鉆井液體系在克深1101和克深21等井成功應用，成本同比降低30%。其中，克深1101井共侵入1 129.98 m3高壓鹽水，油水比最低達到12∶88；克深21井創庫車山前鉆井液密度最高(2.58 g/cm3)、溫度最高(185 ℃)等紀錄，通過15次控壓排出高壓鹽水污染油基鉆井液達1 700 m3，鉆井液密度從2.53 g/cm3降至2.46 g/cm3后成功恢復鉆進，電測、下套管和固井作業時間長達42 d，電測一次成功，下套管順利［19］。

3.4.2 高性能水基鉆井液技術

探索了水基鉆井液在高溫高壓環境下的性能變化規律，研發了抗高溫降濾失劑、高效分散劑、潤滑劑、防塌劑等核心處理劑，形成以超高溫水基、超高密度水基、高溫高密度水基、胺基、有機鹽鉆井液為代表的高性能水基鉆井液技術系列，在塔里木、松遼、西北、西南以及海外等區塊推廣應用500余口井，有效解決處理劑高溫降解失效、鉆井液性能難穩定、高密度鉆井液流變與沉降穩定性調控困難等技術難題。主要體系包括：超高溫鉆井液體系，淡水抗溫達260 ℃，鹽水抗溫達240 ℃，高溫高壓濾失量≤10 mL，密度 1.05～1.80 g/cm3，泌深 1 井井底溫度達236 ℃［20］；超高密度鉆井液體系，采用重晶石加重，密度可達 2.50～3.00 g/cm3，抗溫 165 ℃，官深1井實際應用密度高達2.87 g/cm3［21］；超高溫高密度鉆井液體系，抗溫220 ℃、密度2.40 g/cm3，高溫高壓濾失量≤12 mL，220 ℃、7 d靜態沉降系數SF≤0.538，通過“微溶脹封堵”、減少團聚、降低體系粘度等機理，解決了超高溫高密度鉆井液流變性能、HTHP濾失量和高溫沉降穩定性能調控難題［22］。

3.4.3 復雜地層井壁穩定技術

針對超深鹽膏巖、強水敏性泥巖地層和深層微裂隙地層，進行了蠕變速率預測及欠飽和度選擇、泥巖水化規律、納微米裂隙的有效封堵等研究。研發了欠飽和鹽水鉆井液技術，耐溫200 ℃，密度2.40 g/cm3。穿鹽成功率100%，鹽膏層實際井眼直徑擴大率≤10%，解決了塔河深部鹽膏層安全鉆井難題［23］。研制了復合納米封堵材料、彈性納米封堵劑、納米乳液等3種納微米材料，開發了可變形強封堵鉆井液體系，抗溫180 ℃，頁巖滲透率降低93%，較常規聚磺鉆井液壓力穿透時間增加4倍以上，地層坍塌壓力增量降低0.05～0.15 g/cm3，解決了泥頁巖微裂隙地層封堵難題，井壁失穩復雜減少80%以上，順北鷹1井采用可變形強封堵鉆井液技術鉆穿了古生界微裂隙發育的巨厚泥巖地層，井壁穩定，井下無復雜，節約鉆井周期22.04 d，刷新?311.2 mm井眼鉆深紀錄［24］。

3.4.4 堵漏技術及堵漏處理劑

發明了隨鉆防漏、“一袋化”承壓、復合凝膠、交聯成膜、高濾失固結、化學固結等堵漏核心處理劑，形成了交聯成膜堵漏技術、高濾失固結堵漏技術和化學固結堵漏技術［25］。其中，交聯成膜堵漏技術，抗溫180 ℃、承壓＞20 MPa、抗返排能力大于4 MPa，可解決裂隙性漏失層堵漏和薄弱地層承壓難題；高濾失固結堵漏技術，封堵時間＜30 s、承壓強度＞10 MPa、體積膨脹30%～40%，可解決漏失尺寸不明確的滲濾性漏失和毫米級裂縫堵漏難題；化學固結堵漏技術，抗溫達180 ℃、強度可達20 MPa、膨脹率1%左右，可解決大裂縫、溶洞漏失層難滯留、地層骨架強度低的難題。在塔里木、西南、西北、青海、冀東等國內外地區成功應用，應用井最高鉆井液密度2.46 g/cm3、抗溫200 ℃，提高承壓能力10 MPa以上，有效解決了孔隙及10 mm以下裂縫的漏失難題，堵漏時間大幅減少，有效地降低了深井超深井事故復雜時率，縮短了鉆井周期。

3.4.5 超深水平井耐溫低摩阻鉆井液技術

針對塔河、元壩等深層超深層油氣藏水平井鉆探過程中摩阻高，常規混原油處理時環境污染風險大的問題，研發了高溫高固相潤滑性模擬評價裝置，創建了模擬高溫高壓井筒環境下的潤滑性評價方法。研發了抗高溫環保潤滑劑等核心處理劑，形成超深水平井耐溫低摩阻鉆井液體系［26］。體系抗溫180 ℃，在1.80 g/cm3的高密度體系中潤滑系數可降至0.085，順北1-16H應用井深8 029 m，應用溫度165 ℃；中良1CX井水平位移975 m，刷新奧陶系定向井水平位移紀錄［27］。

3.4.6 鉆井廢棄物與壓裂返排液處理回收利用技術

研發了固控環保一體化、含油鉆屑錘磨式處理、返排液高價粒子選擇性去除等核心技術，處理能力與應用規模持續提升。2018年應用7 300余口井，減少占地7.27 km2(10 900畝)，減少廢棄物排放438萬t；處理含油鉆屑58 157 t，回收油基鉆井液9 400 m3；壓裂返排液回用150萬m3。

3.4.7 鉆井液固控與環保處理系統

針對超深井鉆井液處理量大、固相清除困難問題，采用直線+平動橢圓雙軌跡、雙平動橢圓技術，可在不同工況下變換軌跡達到最優固液分離效果，臥式螺旋沉降離心機最高工作轉速3 400 r/min，最優長徑比設計可去除鉆井液中細小固相顆粒或回收重晶石材料。研發了車載式、雙排雙吸、耐低溫、軌道式鉆井固控系統和水基泥漿不落地處理系統、油基鉆屑處理系統，實現了油氣資源綠色環保開發。

3.5 固井技術

3.5.1 抗高溫水泥漿體系

攻克抗高溫、漿體穩定性差、強度衰退等難題，研發了新型聚合物型抗高溫降失水劑和高溫緩凝劑。高溫降失水劑溫度適應性好，從中溫至240 ℃高溫，均具有良好的控制失水能力；高溫緩凝劑具有溫度適用范圍廣、較好的分散性能、良好的緩凝效果等特點，在240 ℃高溫下水泥漿稠化時間可達300 min以上，24 h水泥石抗壓強度也達到21 MPa以上，保證了塔里木庫車山前、川渝地區、華北楊稅務等地區高溫高壓深井固井質量，其中，克深21井膠結測井合格率100%，為深層油氣勘探開發提供了工程技術保障［28］。

3.5.2 高溫大溫差固井技術

攻克緩凝劑適用溫差范圍窄、超緩凝的技術難題，發明適用高溫溫差大于100 ℃的緩凝劑。突破降失水劑抗溫抗鹽能力差的技術瓶頸，開發了2種抗200 ℃高溫降失水劑。形成3套適用于不同溫度段 (50～120 ℃、80～180 ℃、90～190 ℃)的大溫差水泥漿體系及配套技術，開發了抗溫達180 ℃、沉降穩定性小于0.03 g/cm3的高效隔離液體系。在塔里木、西南等油氣田規模應用，固井合格率100%。水泥漿抗溫能力由150 ℃提高到200 ℃、適用溫差由40 ℃提高到100 ℃以上。具備8 000 m以上高溫深井固井和7 000 m一次上返固井的作業能力。在塔里木油田哈10-7井，創造一次封固段6 657 m及溫差125 ℃的世界紀錄。

3.5.3 韌性水泥及固井密封性控制技術

開發了高強度韌性水泥，形成了固井密封完整性控制技術。川渝高石梯-磨溪地區?177.8 mm尾管鉆完井期間環空帶壓率由38.2%降至0；新建儲氣庫井6輪注采后井口無異常帶壓，強力支撐高壓氣井安全高效開發和儲氣庫安全注采運行。

3.5.4 超深井高溫高壓固井技術

針對深井超深井氣層壓力和溫度高、氣層活躍，安全密度窗口窄，壓穩與防漏矛盾突出的問題，系統開展研究，形成了超高溫環境下水泥環強度衰退抑制技術；研制了密度最高達3.0 g/cm3的超高密度和0.8 g/cm3的超低密度水泥漿體系，有效解決超深復雜地層的壓穩和防漏難題。

3.5.5 低密度長封固段固井技術

針對分級固井井筒安全性存在隱患、正注反打固井難以保證固井質量的難題，研發了與塔標Ⅲ井身結構配套的低密度長封固段固井技術，實現最大6 500 m長裸眼一次性全井封固，顯著提升了井筒完整性，確保了油氣井全生命周期安全生產。

3.5.6 磷酸鹽水泥技術

通過酸堿反應合成磷酸鹽水泥，該水泥水化反應生成 NaCaPO4·xH2O 和 Al2O3·yH2O 水化產物，在高溫高壓下轉變為羥基磷灰石和γ-勃母石，上述產物均不會被CO2腐蝕，填補國內空白。吐哈油田英試X井火燒溫度高達600 ℃以上，且井底存在H2S酸性氣體腐蝕的可能，在該井采用磷酸鹽水泥體系固井，現場施工安全順利，測井結果顯示優質段比例為93.8%。

3.5.7 防酸性氣體腐蝕固井水泥漿體系

針對深井超深井中H2S和CO2等酸性氣體對水泥石的腐蝕，建立了腐蝕評價模擬裝置，揭示了酸性氣體腐蝕水泥石的機理，研制了耐CO2、H2S腐蝕的防腐劑，形成了以膠乳和耐腐添加劑為主體的防酸性氣體腐蝕固井水泥漿體系，在川東北、伊朗雅達油田應用150余井次，固井質量優質率86%，保障了普光氣田等高酸性油氣田的開發，實現了高酸性環境下水泥環長久穩定密封。

3.5.8 一體化注氮泡沫固井技術

開發了高效發泡劑、穩泡劑，研制了超低密度泡沫水泥漿體系，適應溫度120 ℃以上，最低密度0.8 g/cm3，泡沫穩定性＞24 h，水泥石抗壓強度＞7 MPa，彈性模量2～6 GPa，應用最深直井為查1井4 870 m。

3.6 提效提產完井技術

3.6.1 超深井高溫高壓含硫氣井APR射孔-酸壓-測試聯作測試工藝

針對塔里木盆地高溫、高壓、高含硫致使測試安全風險大等難題，通過優化升級工具、井口、流程與工作液，形成了可實現井下一開一關的“五閥一封”地層測試工藝技術。研制了關鍵配套測試工具，高溫高壓測試封隔器，耐溫204 ℃，耐壓105 MPa，V3級液密封。在順南6井、順南7井成功應用。針對四川盆地超深、高溫、高含硫特征，形成了高溫高壓含硫氣井APR射孔-酸壓-測試聯作測試工藝技術，配套了RTTS測試封隔器，耐溫177 ℃，耐壓80 MPa，在元壩氣田應用20余口井，降低測試管柱失效率52%，堵漏成功率提升90%。

3.6.2 高溫高壓井測試與酸性氣層測試技術及工具

突破了井下環境自適應阻抗匹配技術，研發出井下無線傳輸裝置，實現了井下遠距離無線傳輸，實時采集測試閥以下的溫度和壓力數據。研制了適合酸性氣層的測試閥、封隔器、安全解脫裝置、230 ℃壓力計和選層器等系列酸性氣層測試工具。形成了200 ℃套管井APR測試管柱、210 ℃MFE選層錨測試管柱和230 ℃裸眼井測試管柱等7種酸性氣層測試工藝，在塔里木、華北、吉林、冀東等油田進行了多井次的地層測試，測試一次成功率98.3%，解決了深井及酸性氣層測試技術難題。庫車山前測試工藝成功率達100%，支撐了克拉蘇構造帶萬億方氣田群的勘探持續突破，保障了超7 000 m測試“下得去、坐得住、起得出、測得準”。研制出集除砂除屑、精確控壓、精準計量于一體的試油測試成套裝備，核心部件國產化率100%，具備8 000 m含硫天然氣井測試能力，在塔里木、川渝等地區成功應用。

3.6.3 高溫高壓射孔技術

針對超深小井眼射孔卡鉆問題，研制井下振動測試器并實測發現引發卡鉆的主控因素。研發的射孔爆轟模擬軟件實現了施工前管柱及施工參數的優化。優選高強度低合金鋼材料，采用氟橡膠密封件，設計H型密封結構，實現了高溫高壓射孔器材100%國產化，應用105井次，成功率100%。

3.6.4 超深井縫洞型儲層產能評價技術

縫洞型儲層成藏機理特殊、縫-洞結構多樣，基于連續介質滲流理論的產能評價方法不適用。從能量守恒、動量守恒、質量守恒三大定律出發，耦合流體在溶洞中的波動和在裂縫系統中的滲流，建立了縫洞型儲層試井分析及產能評價方法，繪制了8種縫-洞連通模式典型試井圖版，開發了縫洞型儲層試井分析及產能評價軟件。相比傳統方法，該方法可更好擬合縫洞型儲層試井曲線，并可解釋出溶洞體積大小、溶洞距離、裂縫體積等參數，有效解決了縫洞型油藏試井分析擬合難度大、解釋參數不合理、產能評價誤差大的難題。該方法在塔河油田、順北油氣田等典型縫洞型油藏應用20余井次，為開發方案編制和合理配產提供基礎依據。

3.6.5 超深井酸壓技術

針對儲層改造用常規產品和交聯酸體系在深井超深井高溫條件下結構易破壞、表觀黏度降低快、酸液腐蝕速率高等瓶頸技術難題，研發了低黏度酸用稠化劑、高效交聯劑、無醛緩蝕劑和暫堵轉向劑等關鍵助劑，確保酸液基液黏度低于50 mPa · s，降低了深井管柱摩阻和井口壓力，利于泵注施工；形成了耐高溫的地面交聯酸體系及配方，165 ℃剪切2 h結構保持穩定，表觀黏度保持100 mPa · s，腐蝕速率低于50 g/(m2· h)；配套了滑溜水-膠液-交聯酸和暫堵轉向一體化的酸壓工藝，提高酸蝕裂縫長度和改造體積。在塔河油田、順北油氣田等應用30余口井，同比平均增產2倍，其中順北71x酸壓后初期日產量達到460 t。

4 鉆機與配套裝備及工具新進展

4.1 超深井鉆機

4.1.1 國際首臺9 000 m四單根立柱鉆機

建立了四單根立柱三維空間移運軌跡分析計算模型，揭示出四單根立柱軸向、徑向、周向運動機理，發明四單根立柱施工工藝方法和特殊的鉆機結構，突破了鉆井管柱穩定作業長度極限(38 m)，保障井架有限空間內彈性薄壁長管柱安全移運。創建了超高井架及底座起升下放、大荷載施工動態響應模型，形成液壓高支架輔助鉆機起升下放施工方法，解決了國際最高K型井架(74.5 m)細長重荷結構件安全作業難題。在塔里木油田超深井開展應用，四單根立柱施工井段提速超過20%，復雜事故時效降低75%。

4.1.2 國內首臺8 000 m四單根立柱鉆機

突破小鉆具四單根立柱的移運及靠放技術，形成小鉆具四單根立柱的移運及靠放解決方案和四單根立柱鉆機管柱自動化處理方案，實現二層臺、管柱堆場無人值守。鉆機配備全套四單根一立柱管柱自動化系統、大功率直驅絞車、新型傾斜立柱式雙升底座等新型設備，實現了大、小鉆具四單根立柱自動化作業，雙司鉆安全、高效操控，可適用于戈壁、山地、平原及海洋等多地形地區進行鉆井作業。

4.1.3 研制出新型8 000 m鉆機

其技術先進性主要表現在以下方面：最大承載能力為5 850 kN的井架和底座、JC80DB絞車和JC80D絞車、ZP375Z加強型轉盤、新型5 850 kN的天車和游車等，壓實股鉆井鋼絲繩首次應用于深井大噸位鉆機。新型8 000 m鉆機解決了7 000 m鉆機大套管深下時承載能力不足、9 000 m鉆機成本過高的難題，實現了大套管深下一次性封鹽層，減少起下鉆次數，鉆井施工提速增效。相比9 000 m鉆機節省成本20%，節省綜合日費27%。

4.1.4 7 000 m自動化鉆機核心技術

定型自動井架工、鐵鉆工等11項自動化設備，形成“懸持式”和“推扶式”2套鉆機管柱自動化處理系統，實現管柱上鉆臺自動化輸送、自動化上卸扣、立柱自動化排放等自動化作業，大幅降低勞動強度。攻克高壓共軌電控電噴技術難題，成功研發12V175柴油機發電機組，在塔里木等地區應用，已成為超深井鉆機動力標配。

4.2 鉆井配套裝備

4.2.1 全系列頂驅裝置

共有7大類12種型號，可為3 000～12 000 m陸地、海洋、車載等鉆機提供頂驅及個性化設計特殊用途頂驅，形成了大扭矩技術、主軸旋轉定位控制技術、導向鉆井滑動控制技術、轉速扭矩智能控制(軟扭矩)技術、智能鉆機連鎖控制接口技術等特色技術。為適應非常規油氣長水平井強化參數鉆井提速需求，研制出耐高壓大扭矩專用頂驅。頂驅下套管裝置可在下套管作業的同時循環鉆井液，以減少或避免復雜事故的發生，成為水平井、復雜井、超深井下套管的利器，可以覆蓋全系列套管。

4.2.2 氣體鉆井配套裝備

形成包括高壓增壓機、高壓力級別旋轉防噴器等6套氣體鉆井核心裝備，國產化率提升至98%，可實現空氣鉆井、氮氣鉆井、霧化鉆井、泡沫鉆井等。在四川磨溪、高石梯推廣應用，使5 000 m以上深井鉆井周期同比縮短49.2%；在川渝、塔里木、大慶等地區的出水地層應用，單井平均進尺714.57 m，提高了34.61%；單井平均減少漏失9 000 m3，節約井漏復雜時間9.5 d。

4.3 鉆井提速工具

4.3.1 自動垂直鉆井系統系列化產品

自動垂直鉆井系統由電源分系統、測控分系統、執行分系統3部分組成，是集機電液一體化的井下閉環系統，通過推靠方式糾斜，在塔里木、新疆、玉門等油田應用，提速防斜效果顯著，最深下深7 140 m，單次入井工作時間242.6 h，井斜控制在0.5°以內，整體性能達到國際先進水平，在庫車山前規模試驗應用350井次以上，機械鉆速提高3～6倍，成為塔里木乃至中國高陡地層提速標配技術［14］。

4.3.2 高效PDC鉆頭

針對礫巖/砂礫巖、火山巖地層等難鉆地層提速難題，突破深度脫鈷工藝、金剛石粉料處理與封裝工藝，斷裂韌性提高40%，脫鈷深度提高40%，研制并定型9類22種型號非平面齒PDC鉆頭，在塔里木、大慶、川渝等油田難鉆地層應用100余井次，機械鉆速同比提高20%～250%，單只鉆頭進尺提高30%～518%。開發了提高地層吃入能力的異形齒PDC鉆頭、提高地質錄井地層巖性識別的微心PDC鉆頭、改變破巖方式不增加布齒密度的耐磨混合鉆頭、兼具PDC齒切削作用和牙輪齒的沖擊作用的PDC-牙輪復合鉆頭、適于強研磨性硬地層的孕鑲金剛石鉆頭，產品覆蓋?88.9 mm～?914.4 mm等各種井眼尺寸。

4.3.3 新型長壽命抗高溫大扭矩螺桿

螺桿鉆具由等壁厚向等應力發展，依據應力幅值調整橡膠壁厚，應力幅值降低30%以上、提高效率、增大輸出扭矩，螺桿扭矩功率較常規產品提升30%，機械效率提升20%，橡膠耐介質性能提升70%，在油基鉆井液中平均使用時間193 h。

4.3.4 液動旋沖工具等輔助破巖工具

通過在鉆頭施加高頻動態軸向沖擊力提高破巖能量，已形成4個規格型號的系列產品，成為深層提速關鍵利器，在大慶、吉林、塔東、塔河、川渝、準南、中東等地區現場推廣應用550余支，可調頻率脈沖提速工具使用壽命超200 h、提速30%以上，射流式沖擊器在硬地層機械鉆速提高30%以上。

4.3.5 井下增壓射流破巖鉆井工具

通過鉆柱的縱向振動帶動井下柱塞泵的柱塞上下運動，利用鉆壓波動壓縮鉆井液使之增壓并通過鉆頭上的某一特制噴嘴產生可達100 MPa以上超高壓射流，既減小了鉆柱振動，保護了鉆頭和鉆柱，又提高了射流壓力，實現水力破巖，機械鉆速是鄰井的5.17倍。

4.3.6 減振穩扭復合沖擊提速工具

集成減震穩扭、復合沖擊破巖、降摩阻防托壓多種功能為一體，具有提高機械鉆速、保護鉆具和井下儀器、延長鉆頭壽命等功能，鉆井速度提高37%以上。

4.3.7 降摩減阻水力振蕩器

研發了渦輪式和螺桿式2種工具，接入BHA產生軸向振動，將靜摩擦轉變為動摩擦，降低鉆具摩阻，在大斜度井、水平井現場應用50余井次，提高了鉆壓傳遞效率和工具面穩定性，滑動鉆進提速30%以上。

4.4 安全鉆井技術與裝備

4.4.1 精細控壓鉆井技術與系列裝備

針對窄窗口“溢漏共存”、高壓鹽水侵等復雜地層鉆井難題，研制了系列精細控壓鉆井裝備，有效解決了窄窗口導致的井下“涌漏”等難題，壓力控制精度0.2 MPa。發明控壓鉆井工況模擬裝置及系統評價方法，創建壓力、流量雙目標融合欠平衡精細控壓鉆井方法，可同時解決發現與保護儲層、提速提效及防止窄密度窗口井筒復雜的世界難題。深部縫洞型碳酸鹽巖水平井水平段延長210%。形成窄密度窗口精細控壓鉆井技術、縫洞型碳酸鹽巖水平井精細控壓鉆井技術、低滲特低滲欠平衡精細控壓鉆井技術、高壓鹽水層精細控壓鉆井技術等特色技術。其中，“蹭頭皮”裂縫溶洞型碳酸鹽巖水平井精細控壓鉆井技術，避免了壓力波動壓漏儲層，集成工程地質一體化技術，精細雕刻油藏形態，采取30～50 m“蹭頭皮”策略，水平穿越大型縫洞儲集體；適時進行隨鉆動態監測，及時調整井眼軌跡，避免直接進洞，始終保持“蹭頭皮”作業；待完井時進行大型酸化壓裂，有效溝通油氣通道。在中石油、中石化、中海油等國內外15個油氣田現場應用300余口井，有效解決了“溢漏同存”等鉆井難題。在塔里木碳酸鹽巖地層TZ721-8H井上創造最長水平段1 561 m、日進尺150 m紀錄。在印尼JABANG區塊Basement基巖層采用欠平衡精細控壓鉆井技術，油氣發現取得重大突破。在克深9-2井、克深21井(井底190 MPa/170 ℃，安全窗口＜0.01 g/cm3)實現實時流量監控和壓力控制，有效解決了高壓鹽水層安全鉆井難題。在新疆南緣高探1井成功應用，有效解決了復雜壓力窄窗口鉆井難題，保障了鉆井安全高效。在中海油海洋平臺上應用，解決了窄窗口溢漏復雜問題［15-16］。

4.4.2 連續循環鉆井系統

研制出閥式連續循環鉆井工具，包括連續循環閥和地面控制系統，實現正循環時側循環自動關閉和密封，側循環時正循環自動關閉和密封，隨鉆具一起入井，氣密封壓力35 MPa、液密封壓力70 MPa，其抗拉、抗扭強度均高于配套S135鉆桿強度，實現了液相/充氣鉆井接立柱(單根)、起下鉆連續循環，有效減小壓力波動，避免井下復雜，延長鉆井進。研制出井口連續循環鉆井系統樣機(CCS)，創新形成了接頭定位技術、鉆井液預充分流技術、高壓旋轉密封技術、自動上卸扣技術等核心技術，可以在不停止鉆井液循環的條件下對鉆柱或者單根進行連接，同時保證循環當量密度不變［17］。

4.4.3 膨脹管封堵技術

通過高強度和高延伸性能材料研發，研制出膨脹管強度可達P110級套管及抗硫化氫膨脹管，延伸率由原來的27%提高到35%，形成了適用于深井復雜地層的膨脹管鉆井封堵系統及配套完井技術，突破國內深層側鉆井無法下入技術套管進行二開次鉆井的技術瓶頸，在塔河油田應用創造了連續管連續膨脹長度527 m、入井深度6 065 m的紀錄。

4.5 固井裝備與工具

4.5.1 固井配套裝備

針對超深井、長水平段固井水泥漿用量大、施工時間長、頂替壓力高的難題，開發了2500型固井裝備、1600型電動固井裝備和自動混漿網絡監控成套固井設備，裝備自動混漿能力和裝機功率不斷提升，電驅化提升了裝備節能環保性能。

4.5.2 鹽層無接箍套管專用扶正器

優化設計止推銷釘數量和分布方式，提高了扶正器的夾持力，室內實驗模擬遇阻30 t止推環仍然完好，技術參數滿足工況要求，有效提高套管居中度，在克深9-2井進行了應用。

4.5.3 尾管頂部超高壓封隔技術

高壓油氣井尾管重疊段封固質量差，環空油、氣、水竄造成井口帶壓，井筒完整性得不到保障，為此研發了耐高溫高壓的尾管頂部封隔器，提高了高壓氣井的環空密封能力。采用金屬與橡膠協同密封技術，克服了純橡膠材料在高溫高壓下密封失效的問題，實現了204 ℃、70 MPa的高壓氣密封［29-30］。通過碳納米管增強和多點交聯等新技術改性橡膠材料，提高了耐H2S/CO2共同腐蝕能力，在204 ℃、H2S分壓3.5 MPa、CO2分壓3.5 MPa環境下，腐蝕后的性能保持率大于70%。在西南地區的超深井應用90余井次，最大應用井深8 420 m，最大井溫160 ℃。帶頂封封隔器的尾管懸掛器在克深605井目的層試驗，頂替結束后下壓回接筒22 t，實現一次坐封成功，并通過后期40 MPa負壓差工程驗竄。

4.5.4 平衡式尾管安全快速下入工具

創新地采用雙向液缸坐掛機構配合耐高壓球座式膠塞，獨創了可無限排量循環的平衡式尾管懸掛器系統，承載能力達到1 800 kN，耐溫達150 ℃，中途循環排量可超過2.3 m3/min，循環泵壓大于25 MPa，形成了中途大排量循環解阻和分段循環防漏失等技術。在中石化、中石油、中海油等區塊現場應用101井次，最大應用井深7 678 m(順北5-8)，最高井溫 208 ℃(昆 1-1)［31-32］。

4.5.5 內嵌旋轉尾管固井工具

研制了內嵌旋轉尾管固井工具，設計了具有空間立體斜面承載的內嵌卡瓦坐掛機構，打破了傳統的卡瓦與錐套徑向擠壓承載的方式，形成了軸-徑-周向的三維承載，降低了坐掛處的應力，懸掛負荷較常規尾管懸掛器提高1倍以上，坐掛后的過流面積提高30%以上，?273.1 mm尾管懸掛器承載能力達到3 400 kN，在順北、塔河等油氣井應用200余口井，解決了長、重尾管懸掛難題，在順北鷹1井創應用井深紀錄(8 588 m)，在玉中2井懸掛3 515 m長的?273.1 mm尾管重紀錄(3 100 kN)。研發了具有密封效果的高承載軸承和液壓、機械雙作用的丟手機構，實現了高負荷下尾管旋轉下入和旋轉固井，?178 mm液壓丟手的承載能力達到3 000 kN，抗扭能力41 kN · m，在羊深1井、鴨深1井和南海潿洲區塊應用100余口井，解決了小間隙井尾管下入困難和固井質量不高的問題［33］。

4.6 連續管作業技術與裝備

4.6.1 連續管作業成套裝備

形成3類8種結構作業設備，適用管徑?9.5 mm～?88.9 mm，達到國際先進水平，其中，研制出國內最大的8 000 m連續管作業裝備，最大能力達到管徑?50.8 mm、作業深度8 000 m，注入頭最大提升力達450 kN。已實現規模應用，作業效率較常規提高3～4倍，作業成本降低40%以上［37］。

4.6.2 連續管作業井下工具

形成4個系列24類92種作業工具，滿足了各種連續管井下作業需求，同比價格降低1/3以上。開發了8類62種連續管作業工藝，包括簡單工藝升級、打撈、切割、處理滑套等復雜修井，連續管懸掛、下入或起出等完井管柱、射孔與壓裂酸化等儲層改造、測井測試等作業，年作業量超過1 200井次。在大慶、長慶、新疆、青海等11家油氣田推廣70余臺套，應用超過13 200井次，推動了井下作業方式的轉變。連續管技術已由“特種作業”變為常規作業。

4.6.3 國內首套超深井連續管作業裝備LG680/50T-8000

該裝備注入頭最大提升力680 kN，滾筒容量?50.8 mm×8 000 m，作業能力達到中國最大，為塔里木油田8 000 m以內超深井作業提供了技術手段。已在新疆油田G2180井開展沖砂、通刮井、套管試壓、老井加深進尺183 m等現場試驗。

4.7 測井錄井技術與裝備

4.7.1 井下安全監控系統

形成?149.2 mm～?168.3 mm井眼用小尺寸工具井下安全監控系統，耐溫175 ℃、耐壓150 MPa，測傳及評價關鍵參數包括：鉆壓、轉速、扭矩、彎矩、振動、井斜、方位、鉆柱內壓、環空壓力等9參數。在塔里木、青海等油田應用，最大下深5 249 m，最長工作時間223 h，有效監測了井漏、溢流、渦動等異常與復雜，優化了鉆井參數，提高了機械鉆速，保障了鉆井安全。

4.7.2 隨鉆成像測井技術

針對隨鉆地質導向系統距離鉆頭遠、檢測信息少問題，研發了近鉆頭伽馬成像系統，突破了跨螺桿電磁波短傳、伽馬成像方法、成像數據壓縮等核心技術，近鉆頭300 r/min轉速下伽馬掃描成像分辨率達到國際先進水平，16扇區，測量點距離鉆頭0.45 m。針對深井超深井隨鉆成像儲層描述評價、復雜井段井壁坍塌、井漏等成像檢測需求，研發了高精度隨鉆電阻率成像系統，形成成像方法、成像電極、高速電路、系統集成等核心技術，掃描成像分辨率達到國際先進水平，128扇區，實現儀器耐溫150 ℃、耐壓140 MPa，開發出配套的數據處理解釋方法和軟件。在勝利、西南、西北等區塊成功試驗應用。

4.7.3 非化學源隨鉆中子孔隙度測量系統

創新突破了基于可控中子發生器源隨地層孔隙度測量的理論建模和測量方法，突破了中子產額動態監測、熱中子高靈敏探測和孔隙度換算高速處理等關鍵技術，形成隨鉆多參數測量儀器模塊化集成設計方法，研發出與孔隙度參數融合的多參數綜合測量儀器，實現在鉆井過程中獲取地層孔隙度參數，與其他隨鉆測量參數一起用于實時地層評價，尤其適用于碳酸鹽巖地層的地質導向和隨鉆地層評價［18］。

4.7.4 深層超深層巖屑成分識別與層位卡取技術

針對地層層序及巖性復雜的難題，發展了XRF(X射線熒光)元素錄井、XRD(X射線衍射)礦物錄井等技，實現了巖屑10～30種元素、10～20種礦物成分的實時檢測，從而可準確建立PDC鉆頭、超深井段、特殊巖性等復雜地質與工程條件下的地層柱狀剖面，實現了層位劃分、地層對比、層位及井眼關鍵位置卡取，為地層可鉆性、井壁穩定性、井身結構優化及憋、卡、漏、塌等異常提供機理與技術支撐。發展了巖石力學錄井技術，可實時獲取巖屑的縱橫波波速及楊氏模量、泊松比等巖石力學參數，在順北2、順北7等井取得較好的應用效果。

4.7.5 深井新型錄井裝備及綜合解釋評價系統

研制出無線遠程錄井系統，并將云技術引入錄井工程，研制了新型氫火焰色譜儀、網絡采集模塊、氫火焰色譜與無線遠程錄井系統軟件，以及實時錄井解釋評價系統、實時遠程鉆井和錄井工程應用系統，實現了油氣層解釋評價、實時遠程控制、遠程專家會診決策、網絡遠程發布錄井數據等功能。

4.7.6 高溫超高溫測井技術

針對深井超深井高溫測井需求，升級了電纜式高溫高壓儀器系列(200 ℃、175 MPa)，研制了萬米深井絞車、電纜抗擠壓裝置、高承壓井口電纜防噴裝置等裝置；研發了直推存儲式測井儀器系列(200 ℃、206 MPa)、地面采集系統和測井工藝，實現常規測井方法、伽馬能譜、偶極子聲波等高溫高壓測量，滿足了井漏、溢流等高風險井測井需求。常規測井方法完成了順北鷹1井8 588 m、順北71x井8 542 m測井施工，微電阻率成像、偶極子聲波測井完成了順北蓬1井8 300 m、8 400 m測井任務。建立了基于氣測、電阻率、聲波、密度等多參數儲層有效性評價和流體識別方法，形成了基于模糊聚類分析的裂縫識別方法和儲層類型定量判別方法，實現了特深層縫洞型儲層的測井綜合評價，有效支撐了順北52A、順北71x等斷溶體高產井的油氣發現。

5 鉆井工程軟件新進展

5.1 鉆井工程數據庫

創新設計組合插件式平臺架構體系，開發了國內最完善的一體化鉆井工程數據庫，將鉆井工程設計和鉆井作業施工數據集成到統一平臺，解決了鉆井工程數據表征不統一、已有數據庫相互獨立不兼容和數據重復錄入等難題［34］。

5.2 超深井鉆井設計和工藝軟件系統

建立高溫高壓深井摩阻壓降計算等新模型，研發了超深井鉆井設計和工藝軟件系統，滿足復雜地質與工況下深井鉆井設計與分析需求，實現設計、施工一體化，鉆井風險預警與決策實時化，提升了深井鉆井設計與施工科學性，降低了超深井鉆井作業風險。

5.3 鉆井工程一體化軟件平臺

突破了自動化持續集成、多數據庫支持等技術難題，升級了一體化軟件平臺，開發了地質工程一體化三維可視化模塊，完善了鉆井工程設計集成系統，研發了井下復雜工況早期識別預警與遠程專家決策支持系統，形成了鉆井工程一體化軟件，實現了鉆井工程設計與分析、“卡鉆、井漏、溢流”等鉆井風險早期預警等功能，在長城鉆探、遼河油田、大港油田等應用數千井次［35］。

5.4 鉆井地質環境因素描述與鉆井優化軟件系統

構建了井筒、地震、地質3大類的統一領域模型體系，支撐不同模塊間高效協同，實現各類數據源之間的互聯互通。開發了多專業協同軟件平臺，開放式軟件框架支持動態開發與調試，三維一體化石油工程圖形功能實現了地質數據-工程參數可視化交互，集安全管理、自定義擴展、在線部署于一體。研發了地質與工程一體化、理論模型與人工智能深度融合的鉆井優化軟件系統，包括鉆井地質因素描述、鉆井風險評價、鉆井工程優化三大子系統，涵蓋38類368個計算模型(表1)，一套軟件集成了井震數據域模塊、基于地質因素的鉆井優化分析、待鉆井段鉆井工藝隨鉆優調、鉆井優化模型與機器學習深度融合等功能模塊，已在現場全面推廣應用，實現了對國外軟件的替代。

5.5 司鉆導航儀系統

利用井場錄井儀或鉆參儀實時數據，通過模型分析井下地層變化、振動情況等，優化工藝參數，實時以電子表盤形式顯示最優鉆壓、轉速、排量等。在四川、玉門、大慶等油田試驗應用上百井次，同比機械鉆速提高16%～46.8%。

5.6 鉆井遠程可視化監測及監督技術

開發了兼容多類型接口、多傳輸協議、適應窄帶寬網絡的一體化井場數據加密傳輸軟件，實現了綜合錄井儀及MWD/LWD等儀器數據自動采傳、實時匯聚和云端共享。將實時數據與井筒靜態數據及地質成果數據融合，以二維及三維圖形可視化方式，實現了鉆井井筒信息及施工參數的實時監測、井下工況的智能識別、實鉆信息與設計方案的自動化對比、施工進度跟蹤及關鍵參數的偏離預警，為后方人員提供了高效、直觀的遠程監督及管理手段［36］。

表1 鉆井工程一體化軟件Table 1 Integrated software for drilling engineering

5.7 基于云計算的井下工況實時分析技術

以傳統靜態計算模型為基礎，建立了基于大數據技術的隨鉆智能修正鉆井巖屑分布、環空ECD、鉆柱摩阻扭矩、機械比能實時計算模型，并將其封裝成系列微服務進行云端部署，計算速率可達1 000井次/5 s，實現了井下工況參數的自動實時計算，為工程技術人員提供了準確高效的鉆井實時分析服務。

5.8 鉆井復雜故障智能預警及處置技術

將鉆井參數異常征兆分析與機器學習方法相融合，實現了井漏、溢流、遇阻卡等井下復雜故障的分級智能預警、信息自動推送與在線處置，由“人找異常”轉變為“異常找人”，可隨時隨地“按需關注、提前介入”現場復雜故障，人工監測與分析工作量減輕的同時，風險控制能力大幅增強。

5.9 基于大數據的區域鉆井優化技術

實現了地質成果、歷史數據、實時數據的異構多尺度融合，利用大數據統計分析、趨勢分析、人工智能分析方法建立了區域鉆井學習曲線，通過對鉆井時效、施工故障等KPI的自動挖掘及相應施工參數的鉆取分析，通過最佳案例的智能推薦和復用實現了區域鉆井方案的持續優化。

5.10 鉆井仿真模擬技術

通過建立井下三維仿真模型及鉆井工程模擬模型，研發了基于數據驅動的臨境式鉆井仿真引擎，實現融合地質環境參數與工程參數相耦合的鉆前模擬，通過在計算機上對鉆井設計方案的“預演”和“試鉆”，模擬評價各種方案的潛在風險及機械鉆速，進而優選最佳鉆井方案，提前制訂風險應對措施，達到最優化鉆井的目的。

5.11 鉆井全流程在線協同管控技術

將鉆井業務流程固化于系統中，實現了從設計到完井全過程各類信息的自動流轉、流程在線審批，以及油公司、施工單位及技術服務團隊之間的實時在線協同，利用遠程視頻會議模塊開展在線討論及指揮，提升了跨團隊協作效率。為300余口重點井提供了遠程監督、技術分析及專家決策支持，創新了鉆井管理與技術決策工作模式，為智能鉆井、遠程控制鉆井奠定了軟件基礎。

6 攻關建議

全球第1口深井、超深井和特深井都誕生于美國，陸上深井超深井主要集中在得克薩斯州(占一半以上)，海上深井超深井主要集中在墨西哥灣。目前全球有80多個國家能鉆深井，有30多個國家能鉆超深井，表明深層超深層已成為全球油氣資源勘探開發的重大需求，深井超深井鉆完井技術已成熟配套。國際先進水平的深井超深井鉆完井技術早已突破12 000 m垂深，鉆機等主要裝備初步具備15 000 m鉆深能力，正在向自動化、智能化方向發展。

中國的深井超深井鉆完井技術與國際水平還有一定差距，當前主要面臨兩大任務：一是圍繞深層超深層油氣勘探開發需求，以“降本保質增效”為目標，從“安全提速”入手，不斷打造工程技術利器，加速技術迭代和裝備配套，降低復雜時效，縮短工程周期，支撐油氣勘探開發的重大發現和突破；二是，圍繞特深井和深地研發計劃，強化安全高效鉆完井基礎研究和重大技術攻關，將油氣勘查技術能力提升到10 000 m及以上，支撐特深井和深地資源規模化勘探與效益化開發。深井超深井鉆完井技術正在向更深、更快、更經濟、更清潔、更安全、更智能的方向發展。

6.1 主要攻關方向

(1) 研制鉆深12 000 m以上的鉆機、高強度鉆桿及配套裝備，提升鉆完井作業能力。

(2) 強化地球物理、測井錄井、鉆井工程等多學科融合，進一步準確預檢測地層巖體的斷層及地應力、縫洞展布、巖性及組分、地層壓力系統等地質環境因素，優化鉆完井工程設計，保障作業安全。

(3) 發展高效破巖長壽命鉆頭及工具、耐高溫隨鉆測量儀器、垂直鉆井工具、固完井工具等井下工具及儀器，提高機械鉆速和井身質量，縮短鉆井周期。

(4) 提高鉆井液、水泥漿、壓裂液等耐高溫能力，提升綜合性能調控技術，滿足超高溫超高壓、復雜地層等需求。

(5) 發展超深水平井、多分支井、羽狀井等鉆完井技術，提高儲層鉆遇率、單井產量和最終采收率。

(6) 打造地面作業、井下測控等一體化平臺，提高鉆完井作業效率，防控作業風險。

(7) 加快智能鉆完井、仿生井等技術研發，支撐油氣井高產和穩產。

6.2 主要部署建議

(1) 做好頂層設計，科學制定發展戰略和規劃。圍繞國家油氣發展戰略，立足鉆完井技術現狀，對標國際先進水平，明確發展目標和方向。基于頂層設計制定發展戰略和規劃，按國家和企業分層次實施，形成產學研用一體化研發體系。國家重點支持基礎前瞻研究和關鍵共性技術攻關，企業側重成果轉化及推廣應用、工藝及裝備配套、解決生產技術難題等個性化需求。

(2) 強化基礎前瞻研究，著力解決鉆完井關鍵科學問題。交叉融合力學、化學、機械、電子、材料、控制等相關學科的理論和方法，持續研究機理、機制、規律、特征等基礎問題，解決鉆完井關鍵科學問題，夯實鉆完井技術基礎；追蹤鉆完井技術發展方向和國際同行先進技術，關注人工智能與鉆完井的融合，加速推進前瞻技術研究，早日實現從“跟跑”到“領跑”歷史跨越，引領行業發展。

(3) 聚焦關鍵共性技術攻關，全力打造鉆完井核心技術。圍繞深層超深層油氣勘探開發重大需求和深井超深井鉆完井技術瓶頸，集中優勢科研力量，聚焦攻關萬米深井自動化鉆機、旋轉導向鉆井系統、200 ℃隨鉆測量儀器、260 ℃井下工具及鉆井液水泥漿等關鍵共性技術，發展完善深井超深井鉆完井技術，突破特深井和深地鉆完井技術瓶頸。

(4) 推廣應用新技術及裝備配套，提升勘探開發保障力。加快井震融合鉆井技術、井下自動化安全監控等新技術現場試驗，推廣應用高效鉆頭及提速工具、175 ℃/185 ℃隨鉆測量及地質導向鉆井系統、防漏堵漏及井筒強化、高溫高密度鉆井液及泡沫水泥漿、測試資料解釋及產能評價等成熟技術，配套升級深井高效鉆機、精細控壓鉆井等鉆完井裝備及工具，不斷打造工程技術利器，解決支撐油氣勘探開發的鉆完井技術難題，以“降本保質增效”為目標持續提升保障力。