海相碳酸鹽巖超深油氣井安全高效鉆井關鍵技術

曾義金

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 100101；2.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

中國海相碳酸鹽巖油氣資源豐富，超過我國后備油氣資源的三分之一，是重要的戰略接替資源。中國石化海相碳酸鹽巖油氣資源主要分布在四川、塔里木和鄂爾多斯等3大盆地，截至2016年底，海相地層累計探明石油地質儲量13.36×108t、天然氣地質儲量8 047×108m3，分別占中國石化探明地質儲量的24.5%和61.3%，海相地層已經成為增儲上產的主陣地[1]。勘探實踐證明，海相碳酸鹽巖油氣資源埋藏深，元壩生物礁氣田埋深大于7 000.00 m[2]、川西海相氣藏埋深大于6 000.00 m[3-4]，順北油氣田埋深超過7 300.00 m[1，5]。目前，中國石化重點勘探地區四川盆地震旦系和新疆蓬萊壩組地層的埋深都超過了8 000.00 m[6]。海相地層具有多層序、高溫（達200 ℃）高壓（達150 MPa）、地層古老堅硬和縫洞發育等特點，地質環境復雜，地應力大，導致超深海相油氣井鉆井存在機械鉆速低、漏失坍塌頻發、作業風險大和鉆井周期長等一系列工程技術難題。中國石化石油工程技術研究院依托國家重大專項和中國石化重大科技攻關項目，針對海相碳酸鹽巖超深油氣井鉆井重大技術難題，經過系統攻關，研制了一批新工具、新儀器、新裝備和高性能工作液，建立了快速鉆井、風險防控等方面的新方法、新工藝，形成了海相碳酸鹽巖超深油氣井安全快速鉆井關鍵技術，支撐鉆成了一批重點超深井，不斷刷新亞洲陸上深井最大井深、世界超深水平井最大垂深等工程紀錄。

1 硬地層協同破巖快速鉆井技術

PDC鉆頭在鉆井提速降本中具有重要作用[7-8]，為了充分發揮PDC鉆頭的鉆井提速功能，分析了PDC鉆頭與地層特性、鉆具組合、鉆井參數等因素的匹配關系，提出了硬地層協同破巖提速3大主控因素，建立了PDC鉆頭門限扭矩計算方法，研制了大功率動力鉆具，取得了顯著的鉆井提速效果。

1.1 硬地層協同破巖鉆井提速主控因素

海相碳酸鹽巖巖性復雜、堅硬。研究表明，該類地層在鉆進時破巖效率不高，其主要原因是：1）地層巖石抗壓強度高、破巖所需能量大，而鉆井破巖能量不足，易引起鉆頭粘滑，轉速不均，導致破巖效率低；2）巖石堅硬或地層軟硬交錯，跳鉆嚴重，易引起鉆頭非正常損壞，影響破巖效率。

針對上述問題，通過攻關研究確定了硬地層高效破巖的3大主控因素：1）合適的鉆頭類型。依據地層動力學巖石破壞特性設計鉆頭冠面、齒形及齒的接觸角等，以達到提高鉆頭穩定性、抗沖擊性、降低巖石破碎強度的目的。2）足夠的破巖能量。提供足夠的鉆壓，使其高于門限鉆壓，確保PDC片有效吃入地層；同時，提供旋轉切削破巖所需的能量，使其高于門限扭矩。3）鉆頭穩定運行。設計減弱鉆具縱橫向振動和鉆頭扭轉振動的鉆井輔助工具，如減振器、扭力沖擊器等，防止鉆頭粘滑跳鉆。

1.2 PDC鉆頭門限扭矩計算方法

PDC鉆頭高效破巖的能量主要來源于扭矩，通過研究PDC鉆頭高效破巖機制，提出了門限扭矩的概念，即一定切削深度或門限鉆壓下PDC鉆頭有效破巖所需的最小扭矩。研究發現，在正常工況和合理切削深度下，地層巖石抗壓強度、鉆頭直徑、鉆頭與地層的摩擦力是決定PDC鉆頭門限扭矩的主要因素，據此建立了PDC鉆頭門限扭矩經驗計算模型，為合理確定PDC鉆頭高效破巖所需的能量提供了理論依據。根據該模型計算分析了順北、川東北等地區各開次不同深度地層PDC鉆頭的門限扭矩，指導了鉆具組合優選和鉆井參數優化。

順北地區二疊系地層PDC鉆頭門限扭矩如圖1所示。由圖1可以看出，φ 250.8 mm PDC鉆頭的門限扭矩為10 kN·m左右，φ 311.1 mm PDC鉆頭的門限扭矩為17 kN·m左右，說明在相同地層條件下，鉆頭直徑對門限扭矩的影響顯著，據此優化了井身結構，優選了大功率螺桿或大扭矩提速工具，機械鉆速提高40%以上。

圖1 順北地區二疊系地層PDC鉆頭門限扭矩計算結果Fig.1 Calculation results of the threshold torque of PDC bit in Shunbei Permian strata

1.3 大功率鉆井提速新工具

結合硬地層協同破巖鉆井提速主控因素及PDC鉆頭門限扭矩，研究了高頻動載沖擊與旋轉切削破巖機制，研制了沖擊破碎與旋轉切削耦合破巖的大功率機械式螺桿沖擊器[9-10]和高頻動載沖擊破巖的射流沖擊器[11-13]等新型提速工具，為新疆及四川等重點區域海相硬地層鉆井提速提供了新手段。

機械式螺桿沖擊器設計有旋轉及機械蓄能沖擊耦合工作結構，其中，機械蓄能沖擊耦合工作結構提供高頻沖擊功，使鉆頭對地層巖石沖擊形成應力集中區，降低巖石強度，進而降低PDC鉆頭的門限扭矩，同時使用高鉆壓和大功率螺桿提供旋轉破巖能量，提高PDC鉆頭破巖效率，目前已研制出φ286和φ172 mm螺桿沖擊器。其中，φ172 mm機械式螺桿沖擊器的最大扭矩達12 kN·m，在四川等地區應用10余口井，同比提速超過40%，成本降低50%。

射流沖擊器可以將部分鉆井液循環水力能量轉化為沖擊破巖能，產生軸向高頻動載沖擊，提高破巖效率，避免鉆頭粘滑、跳鉆。目前，已研制出φ228、φ178 和φ127 mm射流沖擊器，其中φ178 mm射流沖擊器的沖擊功達400 J，已推廣應用100余井次，機械鉆速平均提高43%以上。

2 縫洞型高壓油氣井“預-監-控-壓”閉環式安全控制技術

海相碳酸鹽巖縫洞型油氣層超深、高壓，鉆進過程中溢流發生快，井控風險高，基于溢流及防控內在機制研究，開發了鉆前有效預測的鉆井風險評價系統、溢流早期發現的溢流微量監測系統、溢漏同存平衡調控的井底壓力精細控制鉆井系統和阻滯地層氣體竄入速度的耐高溫氣滯塞體系，提出了早期壓穩高壓地層的變密度動態壓井方法，形成了高壓油氣井“預-監-控-壓”閉環式安全控制技術。

2.1 基于 PDCA閉環的鉆井風險評價系統

為實現貫穿油氣井設計、施工、完鉆全過程循環優化鉆井風險評價方法，提高風險預測可靠性，提出了基于PDCA閉環的鉆井風險評價系統設計思路（見圖2）[14]。基于井漏、井涌和壓差卡鉆等常見鉆井風險發生機理，采用地質因素和工程因素相耦合的方法，建立了鉆井潛在風險可能性及嚴重度量化評價模型，開發了潛在鉆井風險預測模塊（也稱為鉆前風險預測模塊）。該模塊能準確反映關鍵風險因素間的內在關系，無需進行樣本訓練和人工干預，使潛在鉆井風險的預測結果更加客觀，不但可以預測潛在風險，還可以量化風險報警。通過優選灰色關聯方法，建立了基于鉆井實時參數異常波動的風險識別與預警模型，開發了鉆井風險征兆報警模塊（也稱為鉆中風險監測模塊），實現了鉆井風險實時預警。完鉆后對預測、預警記錄同實際發生的情況進行對比評價，提出改進方案和有價值的風險案例。這些改進信息和案例通過系統中的數據庫保存下來，并直接進入下一口井的設計與施工環節，實現了區域鉆井方案的持續優化。搭建了鉆井風險案例庫，涵蓋了井的信息、工況、復雜情況類型、鉆井風險描述、風險處理流程及專家評價意見等，案例庫與潛在鉆井風險預測模塊及鉆井風險征兆報警模塊無縫集成，提高了風險預測及風險征兆報警可靠性。鉆井風險評價系統在四川、新疆等工區應用20余口井，常見鉆井風險的發現率達86%；同時根據鉆前潛在風險預測進行了鉆井優化設計及風險防控措施強化，增強了鉆井風險的控制能力。

圖2 基于 PDCA閉環的鉆井風險評價系統設計思路Fig.2 Design ideas of closed-loop drilling risk assessment system based on PDCA

2.2 溢流微量監測預警系統

根據鉆井過程中出、入口流量及壓力變化進行地層涌、漏識別的思路，設計開發了撬裝式出口設備，用于安裝高精度質量流量計，在鉆井泵或上水管線安裝入口高精度流量傳感器，通過旋轉頭控制井口實現密閉循環，實現鉆井過程中出、入口流量實時精準監測及對比，進行地層涌、漏早期監測，并在這2個位置輔助進行壓力監測，根據氣侵壓力特征分析判斷溢流，提高了監測精度（見圖3）。

圖3 溢流微量早期監測系統Fig.3 Composition of micro-overflow early monitoring system

建立了泵入鉆井液體積與返出鉆井液體積微量變化計算模型及氣侵壓力特征分析模型，提出了涌漏量判別標準，構建了溢流早期監測預警方法，開發了溢流微量監測預警系統。該系統在新疆地區的應用表明，氣侵量達到80 L即可發現，達到300 L時預警，實現了氣侵早期精準發現與預警。

2.3 溢漏平衡調控的井底壓力精細控制鉆井系統

針對超深井地層溢漏特點，建立了綜合考慮地質與工程多種因素的井底壓力計算模型，結合PWD數據實時修正模型關鍵系數，形成了井底壓差精準計算方法。研發了壓降隨開度線性變化的節流閥，開度在25%～85%范圍內壓降呈線性變化，解決了常用節流閥在小開度下壓力變化過快與大開度下壓力變化緩慢的問題，實現了壓力精準調節[15]。研制了精細控壓鉆井系統地面設備，構建了地面、井下一體化井筒壓力監測及控制系統（見圖4），形成了精細控壓鉆井技術，井底壓力控制精度小于0.35 MPa，壓力調節時間小于45 s。在新疆順北、四川涪陵等地區20余口井進行了應用，復雜時效降低60%以上，為安全鉆進窄安全密度窗口地層提供了技術手段。

圖4 井底壓力精細控制鉆井系統Fig.4 Structure of drilling system for fine control of bottomhole pressure

2.4 耐高溫氣滯塞

裂縫性儲層高壓氣井起下鉆過程中地層氣體置換式竄入井筒，導致起鉆井控風險大，下鉆后正常鉆進前要長時間循環排氣，鉆井效率低。采用稠漿段塞可以降低井筒內氣體的上竄速度，但高溫下稠漿黏度降低，阻止氣竄效果變差，無法滿足超深高溫高壓氣井應用要求。通過優選SMRM、SMASF-E等關鍵抗高溫處理劑并優化配方，研發出耐高溫氣滯塞SM-GasBP，其流動黏度低（表觀黏度25～65 mPa·s），在200 ℃高溫靜置可形成液體膠塞（結構力可達45 Pa），阻滯井筒內氣體上竄，且其與鉆井液配伍性好[16]。該氣滯塞在順北2井、順北評1H井和順北1-16H井等7口井應用了30余井次，氣滯塞循環上返結束后全烴峰值明顯增高（見圖5），表明氣體在此聚集，阻止氣體上竄效果明顯，經計算氣竄速度降低80%以上，顯著降低了超深高壓氣層起下鉆過程中的氣涌風險。

圖5 順北1-16H井應用SM-GasBP前后全烴值對比Fig.5 Comparison of Well Shunbei 1-16H before and after the application of SM-GasBP

2.5 變密度動態壓井方法[17]

超深高壓氣井井涌發生快，采用工程師法、司鉆法等常規壓井方法施工時間長，還可能造成井口壓力超過地面裝置承壓能力或套管鞋處承壓能力，帶來井控風險。針對該難題，結合超深井井筒可利用井段長的特點，提出了變密度動態壓井方法，通過分段連續泵入高、中、低多種密度壓井液快速增大井筒環空壓力，盡快降低井口套壓，解除井口風險，并利用全過程實時動態排量控制實現壓井過程井底恒壓，更早壓穩地層。通過分析變密度動態壓井U形管效應，建立了基于立壓分析的排量優化計算模型、不同階段套壓和立壓計算模型，并開發了計算分析軟件，能模擬計算不同段壓井液的密度、體積及分段排量等參數變化情況，繪制壓井過程關鍵參數動態變化曲線，高效指導壓井施工。

3 海相超深高溫高壓裂縫性地層井筒強化技術

通過大量的理論分析和室內試驗，提出了高溫高密度鉆井液及耐高溫高承壓堵漏漿的構建方法，合成了耐高溫高性能關鍵助劑，開發了耐高溫高密度鉆井液、縫洞型漏失地層耐高溫堵漏漿，形成了超深高溫高壓海相裂縫性地層井筒強化技術，較好地解決了超深海相油氣井鉆井過程中井眼失穩、漏失等難題。

3.1 高溫高密度鉆井液

為解決高密度鉆井液流變性與沉降穩定性之間難以平衡的問題，基于Einstein懸浮液黏度等模型，構建了鉆井液體系黏度與多組分特性本構關系，提出了高溫高密度低摩阻鉆井液體系構建機制，開發了含硫磷高效清潔潤滑劑、剛環結構低分子量降濾失劑和含芳環、磺酸基與胺基的強吸附螯環結構分散劑等關鍵助劑，開發了高溫高密度鉆井液，其密度為2.30～2.40 kg/L，耐溫210 ℃，黏切變化小，7 d沉降穩定系數0.53，180 ℃的高溫高壓濾失量小于12 mL。高溫高密度鉆井液在川深1井四開及五開6 880.00～8 060.00 m井段、順南蓬1井五開7 080.00～7 661.00 m井段等超深井段進行了應用，鉆井液性能穩定，井壁穩定性好，其中川深1井平均井徑擴大率3.0%，降低了高溫高密度鉆井液流變性與沉降穩定性難以協調帶來的井眼失穩、井涌等風險。

3.2 裂縫性地層高承壓防復漏堵漏漿

3.2.1 應力敏感裂縫性地層防復漏堵漏漿

順北地區二疊系地層天然裂縫發育，應力敏感性強，堵漏后復漏率85%以上。針對應力敏感裂縫性漏失地層堵漏后易發生復漏的工程難題，研究了地層漏失及復漏機制[18]，研發了高效承壓止裂劑SMKZD-1及防復漏堵漏漿，可封堵1～3 mm裂縫，承壓能力大于10 MPa，較普通承壓堵漏漿提高4 MPa。該堵漏漿在順北蓬1井、鷹1井和順北4井等多口井的二疊系地層應用，一次堵漏成功率100%，且在后期鉆進、電測和下套管期間均無漏失發生。

3.2.2 耐高溫高承壓防復漏堵漏漿

針對高溫裂縫性漏失地層，在研究防漏及高效堵漏機理的基礎上[19-20]，研發了納微米封堵材料SMNF-2及彈性封堵劑SMGQ-3，構建了耐高溫高承壓防復漏堵漏漿，耐溫達180 ℃，較常規承壓堵漏漿承壓能力提高了6～10 MPa，1～5 mm裂縫的封堵強度大于15 MPa、抗返排能力大于3 MPa。該堵漏漿在順北地區應用10余口井，漏失復雜時間同比縮短69.1%，漏失量減少51.4%。

3.2.3 耐高溫高承壓高酸溶橋接堵漏漿

針對高溫儲層防污染堵漏的特殊要求，綜合考慮材料的抗溫、酸溶率、強度、密度和硬度等多方面因素，優選了SMKL（方解石）、SMXW（耐溫纖維E）和SMGT（耐溫樹脂C）等堵漏基礎材料，開發了超高溫屏蔽暫堵劑SMHHP[21]，研發出耐高溫高承壓高酸溶橋接堵漏漿，耐溫達200 ℃，對于1～3 mm裂縫承壓能力大于10 MPa，對于20/60目砂床承壓能力可達7 MPa，平均酸溶率達80.2%，有利于后期儲層酸化解堵，防止堵漏降低儲層滲透率。耐高溫高承壓高酸溶橋接堵漏漿在TP193井鷹山組灰巖地層（7 158.97～7 159.40 m）進行了試驗，一次堵漏成功，恢復取心作業，后期采用酸溶方式解堵，解決了常規橋堵易復漏及固結類堵劑堵漏后儲層污染嚴重的問題。

4 海相超深高溫高壓油氣井小間隙尾管固井技術

海相超深油氣井尾管固井存在高溫高壓、間隙小、水泥環薄易破裂引起環空帶壓等問題，給后期完井及油氣開采帶來風險。經過攻關研究，研發了增強型耐高溫防氣竄水泥漿與耐高溫自愈合水泥漿，研制了耐高溫高壓尾管固井封隔器，建立了超深小井眼提高水泥漿頂替效率工藝，形成了海相超深高溫高壓油氣井小間隙尾管固井技術，提高了超深小井眼尾管固井質量，降低了環空帶壓風險。

4.1 耐高溫防氣竄水泥漿

4.1.1 增強型耐205 ℃高溫防氣竄水泥漿

針對高溫高壓油氣井固井氣竄難題，通過研究防氣竄機理及預測模型、水泥石高溫下強度衰退發展規律[22]，研發了納米硅無機防氣竄乳液和苯丙膠乳抗高溫有機防氣竄劑，利用膠乳聚合及乳液充填協同作用增強水泥漿的高溫防氣竄能力，提出了基于硅粉粒徑優化的提高水泥石高溫強度穩定性的方法，開發了增強型耐高溫防氣竄水泥漿[23-24]，耐溫達205 ℃，密度1.88～2.42 kg/L，水泥石抗壓強度大于27 MPa，彈性模量小于7 GPa，防氣竄系數小于1.0，200 ℃、21 MPa條件下養護14 d后的水泥石抗壓強度達39 MPa，強度未衰退。該水泥漿在順北鷹1井、順北蓬1井、順南蓬1井和川深1井等超深重點油氣探井（尾管下深超過7 000 m，地層溫度高于180 ℃）尾管固井中進行了應用，固井質量合格率100%，優良率大于80%，較好地解決了這些地區超深井固井氣竄難題。

4.1.2 耐高溫自愈合水泥漿

油氣井后期作業（如射孔、壓裂和測試等）及井下溫度、壓力大幅度變化，導致水泥環與水泥環膠結面產生微裂紋、微環隙，造成水泥環密封失效，針對該難題，合成了遇油氣膨脹自愈合聚合物乳液粒子，開發了自愈合水泥漿，該水泥漿耐溫160 ℃，水泥石抗壓強度高于26 MPa，滲透率小于0.01 mD，線性膨脹量達3.8%。針對循環載荷密封失效問題，提出了循環載荷下水泥環密封完整性評價方法[25]，自愈合水泥石擠壓造縫后，在100 ℃、5 MPa測試條件下2.5 h內天然氣流速由1 600 mL/min下降為0，修復率100%（見圖6）。耐高溫自愈合水泥漿在重慶涪陵、新疆順北等地區應用7口井，固井質量優良率100%，固井后環空未發生氣竄，射孔、壓裂作業后環空未帶壓。

4.2 耐高溫高壓金屬膨脹式尾管頂部封隔器[26-27]

圖6 含人造縫的自愈合水泥石遇氣愈合評價曲線Fig.6 Evaluation curve for gas-healing cement stone with hydraulic fractures

針對封隔器的耐高溫高壓密封性及坐封穩定性進行了關鍵技術攻關，設計了金屬膨脹套筒密封結構及防退鎖緊機構，研制了耐高溫高壓金屬膨脹式尾管頂部封隔器（見圖7），耐溫達180 ℃、耐壓達70 MPa。金屬膨脹套筒密封結構橡膠硫化在金屬套筒上，在膨脹錐推動下，膠筒及金屬骨架壓緊上層套管實現密封。防退鎖緊機構采用防退卡簧鎖定防退，使封隔器密封能力持久有效；同時，采用防退卡瓦減小封隔器的坐封回彈，也能防止封隔器的軸向竄動，提高了封隔器的坐封穩定性。φ193.7 mm×φ139.7 mm膨脹式尾管頂部封隔器在川深1井（完鉆井深8 420.00 m，井底溫度達186 ℃）進行了成功應用，懸掛器下深7 767.68 m，創國內該尺寸封隔器下深最深紀錄。

圖7 耐高溫高壓金屬膨脹式尾管頂部封隔器Fig.7 High temperature and high pressure resistant metal expandable packer at top of liner

4.3 超深井小間隙固井水泥漿頂替效率技術

超深井小間隙固井環空間隙小、頂替排量低，難以保證頂替效率，影響固井質量。利用超級計算機模擬與Fluent軟件模擬，建立了三維動態頂替數值實驗平臺，確定了套管居中度、流性指數、頂替排量等參數與水泥漿頂替界面長度及頂替效率的影響關系，建立了套管居中度優化方法，指導了扶正器優選及安放位置優化。開發的抗高溫高效隔離液動塑比介于鉆井液與水泥漿之間，在低排量下易達到紊流頂替。優化了清洗井眼工藝及施工排量，形成了紊流-塞流復合高效替漿技術。

5 超深小井眼水平井軌跡測量及控制關鍵技術

小井眼水平井技術是超深海相油氣藏高效開發的關鍵手段，井眼軌跡控制技術是確保水平井在儲層內精準穿行、提高優質儲層鉆遇率的關鍵。經過技術攻關，研制了耐高溫MWD儀器、伽馬電阻率一體化測量短節工程樣機，構建了超深小井眼水平井軌跡監測方法，研發了耐高溫不混油低摩阻鉆井液，基本形成了超深小井眼水平井軌跡測量及控制關鍵技術。

5.1 耐高溫井下探測儀器

針對小井眼高溫隨鉆測量儀器可用數量少、故障率高等難題，研制了175 ℃ MWD儀器，在新疆順北地區進行了應用，單井次最高連續工作279 h，目前正在攻關200 ℃高溫MWD儀器。為了提高儲層鉆遇率，研制了可同時測量電磁波電阻率、伽馬和壓力的一體化隨鉆測量短節，電磁波電阻率采用雙探測頻率，實現了12條徑向探測，建立了高電阻率求解方法，電阻率測量量程為0.1～10 000.0 Ω·m，滿足了深層碳酸鹽巖電阻率測量要求。建立了利用伽馬曲線識別井眼軌跡與地層結構面接觸關系的方法，利用電磁波電阻率曲線計算碳酸鹽巖孔縫及井眼距邊界距離的方法，實現隨鉆辨別地層特性及井眼軌跡空間位置，目前已進入工程化應用階段。

5.2 超深小井眼水平井軌跡監測方法

現有井眼軌道投影圖繪制方法不能滿足三維軌道設計，而基于導向鉆井方式的井眼軌跡模式優選缺乏科學依據。為此，建立了三維定向井和水平井井眼軌道投影圖新方法、軌跡過程控制方程和各種井眼軌道模型下工具面角計算方法，提出采用工具面角統一評價井眼軌跡模式，通過結合隨鉆測量結果，科學優選導向鉆井方式，指導了超深水平井井眼軌跡控制和軌道優化設計，提高井眼軌跡控制精度[28-29]。

5.3 耐高溫不混油低摩阻鉆井液

環保低摩阻是鉆井液的發展趨勢，為滿足高溫下鉆井液的潤滑性，合成了耐高溫固體潤滑劑SMLUB-ET，200 ℃極壓潤滑系數為0.04，并研發了耐高溫液體潤滑劑SMJH-1，以研發的潤滑劑為主劑，開發了耐高溫不混油低摩阻鉆井液。密度2.41和1.60 kg/L耐高溫不混油低摩阻鉆井液在200 ℃高溫下老化后的極壓潤滑系數分別小于0.18和0.15，生物毒性LC50達58 300 mg/L。該鉆井液在順北1-16H井四開定向段進行了應用，造斜點為7 682.00 m，完鉆井深8 029.00 m，井斜角86.0°，水平位移291.81 m，未出現托壓、卡鉆現象，摩阻80～120 kN，低于原套管內100～140 kN的摩阻（見圖8）。

6 現場應用效果分析

圖8 耐高溫不混油低摩阻鉆井液體系在順北1-16H井定向段應用情況Fig.8 Application of high temperature resistant nonmixed oil and low friction drilling fluid system in the directional section of Well Shunbei 1-16H

海相碳酸鹽巖超深油氣井安全快速鉆井關鍵技術為塔里木盆地、四川盆地超深層領域勘探開發提供了技術支持，實現了新疆順北、川東北及川西等地區一批高難度超深井安全鉆井，提高了機械鉆速，縮短了鉆井周期，減少了井下故障，降低了作業風險，刷新了一批工程紀錄，推動了海相超深層油氣資源的勘探開發進程。

應用表明，新疆順北一區二疊系、志留系等破碎地層的復雜時間減少69.0%，平均鉆井周期縮短近53.8 d，小井眼水平井平均鉆井周期由初期的190.0 d縮短至149.2 d；四川重點探井海相硬地層機械鉆速同比提高42.0%以上，復雜時效降低了33.4%，平均鉆井周期縮短11.7%以上。刷新了一批鉆井工程紀錄：順北評1H井（井深8 430.00 m，垂深7 751.57 m，水平段長974.47 m）為世界超深水平井垂深最深井；順北評2H井（井深8 433.00 m，垂深7 589.12 m，水平段長951.66 m）為世界超深水平井井深最深井；順北鷹1井（完鉆井深8 588.00 m，垂深8 495.00 m）為亞洲陸上最深定向井。亞洲陸上最深井工程紀錄不斷刷新，2015年度亞洲陸上最深井為馬深1井（直井，完鉆井深8 418.00 m），2018年川深1井（直井）將該紀錄改為8 420.00 m，順北蓬1井（直井）又將該紀錄提升至8 455.77 m，2019年3月順北鷹1井又改寫為井深8 588.00 m、垂深8 495.00 m。

7 結論與建議

1）海相碳酸鹽巖超深油氣井安全高效鉆井關鍵技術為中國石化超深海相油氣資源勘探開發提供了技術支持，完成了一批高難度超深井，推動了我國超深油氣井鉆井技術的進步。

2）特深層鉆井仍然面臨著許多重大技術難題，如順北油氣田存在二疊系地層漏失、奧陶系井眼失穩、鉆井速度慢等問題，研制的高溫高壓鉆完井工具和井下測控儀器還不完善，還需要持續進行技術攻關。

3）海相深層鉆井完井基礎理論還很缺乏，建議針對海相深層高溫、高壓、高應力、強非均質性等復雜地質特征及機械鉆速低、井筒完整性易失效等突出工程問題開展基礎理論研究，為海相深層油氣經濟規模開發提供科學理論和關鍵技術方法。