深井超深井油氣鉆井技術進展與展望

汪海閣 黃洪春 畢文欣 紀國棟 周 波 卓魯斌

中國石油集團工程技術研究院有限公司

0 引言

“十三五”期間，依托國家油氣專項等，通過持續攻關，研制了一批深井超深井重大裝備、關鍵工具、高端工作液和軟件，自動化鉆機、鉆—測—固—完一體化精細控壓技術、非平面齒鉆頭、抗高溫超高密度油基鉆井液、高強韌性水泥漿、深層連續管作業機、非常用井身結構優化設計等多項技術取得了突破和新進展，很好地支撐了塔里木盆地山前、四川盆地海相碳酸鹽巖、準噶爾盆地南緣、柴達木盆地等重要增儲上產地區深層油氣超深層勘探開發，助推超深井邁上8 000 m新臺階。

隨著塔里木盆地克深、大北、博孜、順北等，四川盆地川西北、川中古隆起北斜坡、川東等，準噶爾盆地南緣等一批深層超深層大油氣田的發現，深層超深層依然是“十四五”及今后若干年增儲上產的重點。鉆完井依然面臨著深（埋藏深）、陡（地層傾角大）、窄（壓力窗口窄）、厚（礫石層、鹽層等復雜層段厚）、難（復雜多壓力系統、事故復雜多、可鉆性差等）、高（高溫、高壓、高酸性）等的嚴峻挑戰，井筒安全和完整性差、破巖效率低、提速提效裝備和工具適應性差，新技術儲備不足等急需攻關突破。

1 “十三五”深井超深井鉆井技術進展

“十三五”期間，通過持續攻關，7 000 m自動化鉆機、精細控壓鉆井技術與裝備、抗高溫超高密度油基鉆井液、高強韌性水泥漿、深層連續管作業機、高效PDC鉆頭及鉆井提速系列工具、高性能膨脹管等多項技術取得突破和新進展[1-13]，深井超深井鉆井數量快速增長，深井由“十三五”初期322口增加到2020年的1 038口，超深井從95口增加到2020年的204口，鉆完井能力邁上新臺階。“十三五”期間我國年鉆超深井數量超過200口（圖1），2017年之后我國超深井鉆井數量超過美國，2020年鉆6 000 m以上超深井302口，5年累計完成8 000 m以上超深井接近50口。深井超深井關鍵裝備和工具國產化，現場試驗和應用見到良好效果，增強了核心競爭力，深井超深井優快鉆完井配套技術不斷完善，事故復雜時效不斷下降，鉆井周期大幅縮短（圖2），助推超深井井深邁上8 000 m，打成、打快、打好了包括五探1井、中秋1井、克深21井、輪探1、高探1井、呼探1等一批標志性深井，創造了一批紀錄，塔里木輪探1井井深8 882 m，創亞洲最深井紀錄，青海堿探1井底實測井溫度達到235 ℃（井深6 343 m）。很好地支撐了塔里木盆地山前、四川盆地海相碳酸鹽巖、準格爾盆地南緣等重點地區深層超深層勘探開發。同時多項超前儲備技術取得重要進展。為油氣勘探不斷突破、開發高質量發展和工程技術業務提速提質提產提效提供了持續的技術支持與服務保障。

圖1 “十三五”期間我國與美國超深井鉆井數量對比圖

圖2 中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）深井超深井主要紀錄圖

“十三五”期間深井超深井鉆井能力持續提高，中國石油4 500 m以上深井，平均井深在5 475 m左右，事故復雜時效不斷下降，平均鉆井周期逐年縮短，較“十二五”縮短近20 d（圖3）；中國石油6 000 m以上超深井，平均井深達到6 798 m，平均鉆井周期180 d左右，機械鉆速逐年提高（圖4）；中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中國石化）6 000 m以上超深井，平均井深達到6 809 m，平均鉆井周期為126.4 d。強力支撐塔里木、川渝、新疆南緣等重點地區超深層油氣勘探突破和主營業務增儲上產，其中中國石油塔里木油田公司（以下簡稱塔里木油田）平均年鉆4 500 m以上深井172口，占中國石油31%；平均年鉆6 000 m以上超深井109口，占中國石油79%，庫車山前平均井深逐步增加，鉆井周期大幅度縮短（圖5）。中國石油西南油氣田公司（以下簡稱西南油氣田）深井比例逐年提高，4 500 m以上深井占其年總井數的80%左右，深井超深井鉆井已成為塔里木油田和西南油氣田主體。

圖3 “十三五”期間中國石油深井主要技術指標圖

圖4 “十三五”期間中國石油超深井主要技術指標圖

圖5 “十五”至“十三五”期間塔里木盆地庫車山前超深井主要技術指標對比圖

1.1 井身結構拓展技術確保山前井多壓力體系安全鉆井

針對山前地區深井超深井地質條件復雜、同一裸眼段多壓力系統、必封點多、常規套管層次不足等問題[3-7,11-19]，開展非常用井身結構優化設計、膨脹管裸眼封堵、隨鉆擴眼等攻關，配套開發非API標準規格的高抗擠套管、高強度鉆具、非標鉆頭和固井附件等，形成了適合塔里木盆地山前、川渝深層、準噶爾盆地南緣、青海等復雜深井超深井的井身結構拓展方案，打成了一批高難度井。

塔里木油田根據山前、塔北、塔中的不同地質特點、壓力體系等，形成了多套“塔標”井身結構（圖6），成功實現了庫車山前多套斷層、鹽層復雜地質條件的勘探目標，準噶爾盆地南緣正逐步形成“新標井身結構”，高 101井 ?508.0 mm+?339.7 mm+?244.5 mm+?139.7 mm常規套管程序，呼探1井?508.0 mm+?365.1 mm+?273.1 mm+?219.1 mm+?139.7 mm、樂探1井?508.0 mm+?365.1 mm+?273.1 mm+?219.1 mm+?139.7 mm+?114.3 mm、天安1井和天灣 1 井 ?609.9 mm+?473.1 mm+?365.1 mm+?273.1 mm+?219.1 mm非常用套管程序。

圖6 塔里木山前復雜井典型井身結構圖

研制出系列化高性能膨脹管材料，脹后沖擊韌性＞150 J，達到國外同等技術水平；形成固井和不固井2種裸眼封堵工藝技術，可提高地層承壓能力達35 MPa以上。在川渝地區寧209H33平臺2口井實施了膨脹管裸眼封堵韓家店組—石牛欄組低壓層，該平臺韓家店組—石牛欄組天然裂縫發育，承壓能力1.05～1.10 g/cm3，三開鉆進過程中寧209H33-3/H33-2井累計漏失鉆井液近6 000 m3，同時，無法滿足龍馬溪組井段承壓需求。首先把?215.9 mm井眼擴徑至?241.3 mm后，分別下入膨脹管756 m/685.8 m，內徑由172 mm膨脹到194 mm，脹后鋼級N80，抗內壓強度63.4 MPa，地層承壓能力達到1.78 g/cm3以上，實現了龍馬溪組造斜水平井段2 100～2 350 m、鉆井液密度1.55～1.60 g/cm3條件下的安全順利鉆進。證明膨脹管裸眼封堵技術是實現井身結構拓展的有效技術手段（圖7）。

圖7 膨脹管裸眼封堵技術拓展川渝地區寧209H33-3井井身結構圖

1.2 精細控壓鉆測固完一體化技術，成為窄密度窗口地層安全鉆完井的有效技術

在“十二五”精細控壓鉆井基礎上，經過持續攻關與試驗，形成了鉆—測—固—完全過程精細控壓鉆完井設計、鉆進、起下鉆、電測、固井、完井等技術，包括設計階段的精細控壓鉆井適應性評價技術，鉆進階段的地層安全密度窗口測定技術、井口套壓補償技術、連續循環控壓鉆井工藝、控壓參數優化技術、邊漏邊點火邊鉆控壓鉆井工藝，起下鉆階段的重漿帽起下鉆工藝、起下鉆液柱壓力動態控制工藝、可泵送固體凝膠隔段起下鉆技術，電測階段的鉆柱傳輸測井動態壓力控制工藝、電纜測井井口密封技術，固井階段的控壓固井設計技術、水泥漿柱結構優化技術、控壓固井井底壓力動態監控技術，以及完井階段的完井管柱起下壓力動態控制技術等16項技術[12-13,16,18-21]。中國石油集團川慶鉆探工程有限公司持續改進控壓鉆井系統，井口回壓實現全過程自動調控。中國石油集團工程技術研究院有限公司（以下簡稱工程院）持續完善精細控壓鉆井系統地面壓力控制裝置及自動控制軟件，井口控壓能力由7 MPa提升至12.5 MPa，在高壓窄窗口地層應用取得突破。控壓鉆井精度達到0.2 MPa，對提升川渝深層、塔里木塔中和庫車山前鹽層與目的層、新疆南緣、青海、渤海灣等復雜地質條件下鉆完井作業安全、質量、效率、效益的作用和成效顯著。

為解決復雜超深井尾管固井易漏失、易氣竄且固井質量無法保證等難題，川渝地區高—磨地區通過持續推進以環空動態當量密度精確控制為核心的精細控壓壓力平衡法固井技術（圖8），完善下套管激動壓力控制、動態參數實時計算及監控、起鉆循環ECD控制等技術，在近100口井推廣應用，施工安全可靠，固井質量可預期，固井優質率和合格率大幅度提高，電測固井質量平均合格率74.32%，同比提高23.6%，扭轉了多年來窄安全密度窗口地層“正注反擠”固井質量無法保證的被動局面。

圖8 精細控壓壓力平衡法固井原理示意圖

針對庫車山前高壓鹽水、溢漏同層等難題，試驗精細控壓固井技術，在克深13-3、克深8-13等井試驗推廣，成功實現一次上返，有效封固了高壓鹽水層，克深8-13井裸眼段合格率100%。克深13-3井安全窗口只有0.03 g/cm3，漏失后回吐且鹽水結晶，有效封固難度大，該井以“不漏不溢不吐”為原則，5 200～6 400 m井段注入2.70 g/cm3重漿壓穩后起鉆后下套管，之后控壓0～1.8 MPa，把鉆井液密度由2.52 g/cm3降低到2.46 g/cm3，根據溢漏層壓力，以“穩排量調套壓”的方式實施全程精細控壓（2.53～2.56 g/cm3），穩定排量17 L/s，逐步把控壓值由1.8 MPa 降低至0.6 MPa，完成注替。考慮抽吸作用，控壓7.0～8.5 MPa起鉆12柱，根據混漿排放情況，保持1.5 m3/min排量不變，調節控壓值，之后憋壓8.4 MPa候凝。固井返速1.2 m/s，全程未漏未溢，裸眼段固井質量合格率45.1%。

1.3 高端裝備自動化水平不斷提高

1.3.1 7 000 m自動化鉆機

7 000 m自動化鉆機等一批自動化技術與裝備[1-4,22-25]研發成功，取代進口，大幅度提升了鉆井自動化水平和作業效率，引領工程技術裝備與作業從“機械化、數字化”向“自動化、智能/智慧化”轉變，促進石油裝備產業和工程技術服務產業走向高端，支撐高質量發展。

以自動排管系統為核心的第一代自動化鉆機（圖9）：采用“立足現有鉆機結構，提高配置、系統集成、強化參數”策略，攻克了液壓控制執行單元、網絡通訊架構等關鍵核心技術，配備管柱自動化處理系統和井口機械化操作裝置，集成控制系統、電氣液一體化，配備設備遠程在線監測系統等，實現了管柱作業全面自動化及遠程操作，在減人創效、改善作業環境、降低勞動強度、提高作業安全性等方面應用效果顯著。實現二層臺無人操作，鉆臺面和井場80%以上的重體力勞動被機械替代，安全風險大幅降低。在新疆、西南、長慶等油田投入使用，實現井口井場自動化裝備的全面配置和二層臺無人值守，正常鉆井工況每班僅需3～4人，每隊減少用工6～9人，維保工作量降低50%以上，大幅度提高效率，減員增效成效顯著。

圖9 自動化鉆機圖

7 000 m第二代自動化鉆機：配備獨立建立根系統，具備遠程在線監測和故障診斷功能，可實現起下鉆等關鍵工藝一鍵式操作，可通過VR虛擬培訓系統來提高司鉆水平。

1.3.2 大扭矩頂驅及配套裝備

針對強化鉆井參數要求，開發的新型大扭矩頂驅，驅動功率較常規頂驅提高了25%以上，對多項硬、軟件進行了集成創新，已在川渝頁巖氣開發中配置新型頂驅及升級舊頂驅100余臺。配套的頂驅下套管裝置擁有集旋轉、提放及鉆井液循環一體化作業模式，成為保障復雜井、超深井、長水平井套管下放到位的利器，規模推廣應用100多井次。配套的扭擺減阻技術有效克服了水平段管柱與井壁間的摩阻，滑動定向段機械鉆速提升20%～66%，廣泛應用于川渝頁巖氣、新疆瑪湖致密油、長慶、渤海等多個區塊，已累計使用逾百井次。

1.3.3 交流變頻直驅頂驅裝置

交流變頻直驅頂驅使頂驅的“專業化、機械化、標準化、信息化”能力全面提升，實現不同工況頂驅“一鍵式”控制。能夠配套自動化鉆機，具備多項自動化創新功能：控制系統鉆井操作自動化，頂驅電機高精度控制，頂驅預防性維護維修，主電機相變散熱、大幅降低噪音等，實現主軸帶載旋轉定位誤差≤1°，在黏滑工況下扭矩波動減小30%，滑動定向工況下托壓減小50%，頂驅故障率降低30%，已成功應用于現場作業。

1.3.4 深層連續管作業機

研制成功國內適應井深最大的連續管作業機（?50.8 mm×8 000 m），滾筒容量?50.8 mm—8 000 m（可擴容至8 300 m），大幅度提高深井作業效率。研發了連續管作業在線監測和評估技術，打造了連續管作業協同工作平臺。裝備持續升級，類型不斷豐富，拓展研制了?60.3 mm—5 500、?66.7 mm—4 500兩種大管徑超大容量作業機，形成2 000 m以上水平段作業能力，是適應我國道路運輸的世界上同等管徑最大的連續管裝備。形成CT70-CT130鋼級9種規格的連續管產品，4個系列90多種連續管井下工具產品。連續管作業機推廣應用100臺套，同比進口降低購置成本20%以上，年作業規模5 000井次以上，同比綜合效率提高40%以上。

1.4 打造一批尖端工具利器支撐鉆井提速

鉆井提速工具的機械部件、控制系統等關鍵部件的國產化[8-10,26-27]支撐了深井超深井鉆井提速。

1.4.1 垂直鉆井工具

渤海鉆探工程有限公司（以下簡稱渤海鉆探）持續完善BH-VDT系列垂直鉆井工具，BH-VDT 5000、BH-VDT 4000垂直鉆井工具國產化率達到100%，自主開發設計了BH-VDT 6000垂直鉆井工具，形成3種規格、8種尺寸工具系列，能夠滿足?215.9 mm～?558.8 mm井眼鉆井防斜打快需要，井斜能夠控制在1°以內，整體性能達到國外同類產品水平（表1）。在塔里木、青海等油田應用100余井次，總進尺12.73×104m，平均機械鉆速較鄰井提速1～2倍，井斜控制在0.2°以內，在大北101-2井創造泥巖地層單趟最高進尺2 047 m，博孜11井創造礫石層單趟最高進尺1 326 m，克深2-1-14井創造最高日進尺742 m，青海鄂探1井創造單趟鉆入井時間395.5 h的紀錄。解決了山前高陡構造和逆掩推覆體地層防斜打快難題，保障了井眼質量，為井筒完整性控制奠定了很好基礎。

表1 渤海鉆探的BH-VDT系列垂直鉆井工具主要技術指標表

中國石油集團西部鉆探工程有限公司（以下簡稱西部鉆探）自主研發的XZ-AVDS自動垂直鉆井系統，形成2種規格、5種尺寸系列產品，最大工作溫度150 ℃，井斜控制范圍小于1°，井斜控制精度0.3°，最大工作壓力138 MPa。在新疆、塔里木等油田應用31口井，累計進尺39 814 m，較常規鄰井提速1.90～3.58倍，井斜控制在1°以內。在庫車山前應用最大井深7 140 m，單趟最高進尺1 941 m，防斜提速效果突出。

1.4.2 高效PDC鉆頭

“十三五”期間形成了從復合片材料到PDC鉆頭設計、加工一體化的PDC鉆頭專有技術，研制出非平面齒PDC鉆頭、PDC/牙輪復合鉆頭等系列鉆頭，解決了砂礫巖、火山巖、石灰巖等難鉆地層提速瓶頸難題，在塔里木、新疆、西南、大慶等油氣田復雜難鉆地層現場應用1 000余井次，平均提速30%以上，在國內5大盆地創造多項新的鉆井紀錄。已建成PDC鉆頭6 000只/年、復合鉆頭500只/年的產能，市場份額逐步擴大。休斯敦中心研制的非平面齒PDC鉆頭，首創三維凸脊型非平面齒，抗沖擊性由300 J提升至400 J以上，脫鈷深度由400～600 μm提升至800～1 200 μm，在塔里木博孜8井礫石層應用，單只鉆頭進尺725 m，創單只鉆頭進尺區塊最高紀錄。

1.4.3 大扭矩螺桿和液動旋沖工具

自主研發長壽命、大扭矩螺桿，突破了高性能橡膠材料配方和成型制造工藝，主要解決了傳統螺桿使用壽命短、高溫性能不穩定、多介質適應性不足等突出問題。長壽命高性能螺桿具有高耐油、抗高溫、大扭矩、長壽命等特點，能夠有效減少起下鉆次數，提高鉆井效率，提高“一趟鉆”占比，在川渝、新疆等重點區塊現場應用100余井次，平均工作時間超200 h，最長工作時間達到482 h，整體達到國際先進水平。

大慶鉆探工程有限公司研制的DQY系列液動旋沖工具能夠通過鉆井液提供動力，在周向產生高頻沖擊，在軸向產生水力脈沖，使鉆頭破巖方式由普通刮削轉變為機械沖擊與水力脈沖相結合的破巖方式，有效提高PDC鉆頭在深井硬地層中的剪切巖石效率，在松遼盆地、塔里木盆地等100多口井成功應用，提速幅度1～6倍。

1.4.4 鉆井協同減振與破巖智能優化系統

工程院研制的鉆井協同減振與破巖智能優化系統獲得2020年中國石油技術發明一等獎，該技術提供了一套全新的地表與井下協同控制井下有害振動的工作模式，實現了井下振動的地面監測分析與量化評價、井下振動強度的實時測量、井下有害振動的隨鉆優化控制（圖10）。當井下發生有害振動時，系統通過對鉆井數據實時解釋分析、井下風險識別，能夠根據能效和地層變化實時推薦鉆頭最優工作參數，實時提示司鉆并告知井下鉆具振動狀態及鉆頭破巖狀態，通過鉆機協同控制優化系統自動提示最優破巖參數，緩解有害振動。同時，井下減振輔助破巖工具也會降低井下有害振動。

圖10 鉆井協同減振與破巖智能優化系統圖

1.4.5 井下隨鉆測量與安全監控工具

西部鉆探研制出井下隨鉆測量與安全監控工具，開發智能安全預警系統，可靠性和穩定性顯著提升，為復雜深層快速、安全鉆井提供支撐。建立了近鉆頭三軸振動、多向受力的數學分析方法及井下多數據傳輸的技術方法，突破近鉆頭力學參數測量技術瓶頸，實現數據采集傳輸精度大幅度提高，?172 mm井下隨鉆測量與安全監控工具實現定型，突破系統耐溫、耐壓技術難題，研制出?149.2 mm～?168.3 mm井眼用小尺寸井下安全監控系統工具，實現耐溫175 ℃、耐壓150 MPa。

1.5 核心助劑支撐深井超深井鉆完井工程提質增效

1.5.1 油基鉆井液

油基鉆井液取得突破，助力深層超深層提速。“十三五”期間，研發了抗高溫高密度油基鉆井液核心處理劑，包括有機土、主/輔乳化劑、降濾失劑、納微米封堵劑和可膨脹堵漏材料等，油基鉆井液處理劑全部實現國產化[20-21,28-37]。突破了固相和鹽水侵容量限，提升了抗高溫沉降穩定性和強封堵性，抗45%鹽水污染、抗溫大于220 ℃、密度2.60 g/cm3（表2），形成了高密度油基鉆井液封堵防塌技術、防漏堵漏技術、流形調控技術等，研制了抗高溫高密度油基鉆井液和強封堵白油/柴油基鉆井液，解決了高壓鹽水侵、破碎帶、大段泥巖的井壁失穩問題，大幅度減少了井下復雜。在塔里木庫車山前、西南和新疆南緣深層超深層應用200余井次，創造塔探1井溫度最高（210 ℃）、博孜8井井深最深（8 235 m）、樂探1井密度最高（2.68 g/cm3）等多項紀錄，各項主要技術指標比肩國外產品，每立方米成本較進口材料降低20%以上。提升了深井鉆井安全和效率，為復雜超深井安全打成、打快、打好提供了支撐保障。圖11給出了塔里木山前鹽膏層使用水基鉆井液和油基鉆井液的效果對比。

圖11 塔里木盆地山前鹽膏層使用水基鉆井液和油基鉆井液效果對比圖

表2 抗高溫高密度抗鹽水污染油基鉆井液指標對比表

1.5.2 高性能水基鉆井液

研制出多種抗溫200 ℃的水基鉆井液關鍵材料，突破抗高溫新材料，形成了具有良好封堵性、抑制性和潤滑性的高性能水基鉆井液技術，以及抗高溫環保水基鉆井液。密度最高2.40 g/cm3、抗溫超過200 ℃、抗鹽超過15%。

針對柴達木盆地堿探1井超高溫（235 ℃）難題，開展抗高溫有機鹽聚胺水基鉆井液及配套堵漏技術研究，優選超高溫降濾失劑、封堵防塌劑、超高溫潤滑劑、超高溫熱穩定劑等，鉆井過程中抗高溫鉆井液性能穩定，地層漏失可控，支撐了該井加深543 m、井溫235 ℃條件下順利完鉆，并取全取準地質資料。

1.5.3 高性能水泥漿

針對深井超深井固井水泥漿存在超高溫調凝失效、失穩嚴重、濾失失控及水泥石強度衰退等難題[38-42]，突破高分子結構設計，研發配套高溫緩凝劑、降失水劑、懸浮穩定劑、水泥石強度衰退抑制劑和力學改性材料等超高溫水泥漿系列外加劑，解決了水泥漿抗溫能力差、頂部水泥超緩凝等技術瓶頸，形成抗高溫、大溫差水泥漿體系添加劑及配套固井技術，抗溫能力200 ℃，適用溫差100 ℃，初步解決了青海、華北等230 ℃高溫油氣井固井難題，有效支撐高溫深井固井提質提效。

突破水泥石結構設計，開發出增強增韌材料，初步形成抗220 ℃高強度韌性水泥漿體系，抗壓強度大于50 MPa，楊氏模量同比降低30%，顯著提高水泥環的密封性能，滿足深井超深井固井需求。

針對低密度水泥漿存在水泥含量少、液固比高、強度發展慢、強度低等問題，依托緊密堆積和晶相結構優化設計理論，低液固比設計，采用高抗壓空心玻璃微珠，開發了高/中低溫低密度高強度水泥漿體系，1.20～1.65 g/cm3水泥石抗壓強度大于14 MPa/48 h/35 ℃、18 MPa/48 h/160 ℃、25 MPa/72 h/160 ℃。

突破自愈合水泥漿體系關鍵技術，高純甲烷封隔能力達9.2 MPa/m，滿足高壓氣井固井要求。采用巖心驅替裝置，在70 ℃、恒壓差5 MPa和圍壓7.5 MPa下遇氣自愈合水泥石在高純甲烷中測試不同巖心的滲透率恢復值。遇氣自愈合材料在甲烷中的愈合能力(造縫后水泥石滲透率降低值)由40%～50%提升至75%～99%，解決了自愈合水泥遇甲烷難愈合的難題。在陽探1井、迪探2井等井應用，實現了有效封固。

1.6 井筒完整性技術提升了深井超深井安全水平

“十三五”期間，隨著塔里木庫車山前、川中高—磨及川西北等氣區勘探開發節奏加快，面臨高溫（井口溫度超100 ℃）、高壓（生產油壓超100 MPa）、高產（最高產量超百萬立方米）、高含硫等嚴峻挑戰，井完整性面臨極大考驗[1-2,9-10,27]，通過攻關，構建了高溫高壓高酸性介質油氣井井完整性標準體系，編制發布了《高溫高壓及高含硫井完整性設計準則》《高溫高壓及高含硫井完整性指南》《高溫高壓及高含硫井完整性管理規范》，參與了國際相關標準的制定；形成了覆蓋井屏障設計、建井質量控制和生產過程管控的全生命周期井完整性技術，包括風險評估及分級管控技術、油管柱完整性（三軸力學精細校核技術、油管應力腐蝕斷裂控制技術）、套管柱完整性（兩級屏障等強度設計技術、140 MPa芯軸式套管頭研制）、水泥環完整性（窄密度窗口固井技術、高溫水泥石強度穩定技術）等；提出了高抗擠套管分級方法、特殊螺紋接頭套管密封可靠性分析方法、多約束條件下非標復合套管柱優化設計方法，開發出高含硫深探井套管選材與套管柱設計系統；建立了固井水泥環密封完整性力學模型和氣密封失效判斷方法，配合控壓固井、預應力固井、大溫差超長封固段一次上返、封隔式尾管懸掛器、韌性微膨脹水泥漿體系及自動化固井等，形成了固井密封完整性控制技術。基于全生命周期的高壓氣井井完整性設計、控制和管理技術在三高井全面推廣應用，保障了塔里木、西南等大氣區安全平穩生產，新井一年內井完整性完好率由67%提升至90%以上，橙色井比例從18.4%降至12.7%，風險全面受控（圖12）。西南油氣田2016—2020年集成應用井完整性評價與控制技術117口井，套管失效井減少52%（圖13）；塔里木油田庫車山前深井超深井套管失效井比例由2005—2015年的2.2%降低至2016—2020年的0.4%，減少82%；新投產井投產一年內異常帶壓井比例由2012—2015年的31.5%降低至2016—2019年的5.4%，減少82%。

圖12 近年來中國石油環空異常帶壓情況圖

圖13 西南油氣田“十三五”期間環空異常帶壓情況圖

2 深井超深井鉆完井面臨的挑戰和對標分析

2.1 深井超深井鉆完井面臨的挑戰

隨著勘探開發向深層超深層發展，深井超深井普遍存在壓力系統復雜且具有不確定性、地層巖性復雜、地層流體（天然氣、H2S、水、高壓鹽水等）復雜、工程力學復雜等工程地質特征。隨井深不斷增加，高溫高壓更加尖銳，技術新挑戰不斷出現，鉆井工程面臨著復雜多壓力系統和井身結構層次不足、施工風險大、深部鉆井速度慢、井工程質量控制與保障難度大、井筒安全和完整性差、提速提效裝備和工具適應性差、新技術儲備不足等問題[1,43-44]。在鉆井施工中表現為鉆井周期長、復雜情況和故障多、工程投資大，甚至有些井難以鉆達目的層，不能實現地質目的等。

塔里木油田面臨高溫（190 ℃）、高壓（143 MPa）、高含硫（最高450 g/m3）、超高壓鹽水、超深（井深6 000～8 882 m）、高陡（高陡構造地層傾角87°）、極窄（窄壓力窗口 0.01 ～ 0.02 g/cm3）、超低（低孔隙度4%～8%、低滲透率0.01～0.1 mD）、巨厚（近6 000 m巨厚礫石層和巨厚復合鹽膏層）等復雜地質環境的挑戰，應對3套鹽層等超深復雜地層的井身結構還不成熟、博孜礫石集中發育區的鉆井提速難題尚未完全解決，窄壓力窗口地層安全鉆井系統解決方案還需進一步優化完善、8 000 m以深鉆完井配套技術不成熟等。

川渝深井超深井鉆井主要集中在川西北深層海相（井深6 500～7 500 m）、川東寒武系（井深6 500～8 000 m）,隨著川渝深層勘探開發領域從盆地中部往盆地外圍拓展，勘探對象由上二疊統—三疊系向更深的下二疊統—震旦系轉移，雷口坡組以下18個海相油氣層（6個主力產層）層層含硫，部分高含硫，鉆井試油面臨超深（大于7 000 m）、超高壓（大于150 MPa）、超高溫（大于210 ℃）、極窄窗口（0.02～0.04 g/cm3）等挑戰。需要進一步拓展井身結構，持續攻關礫石層和高含石英巖的鉆井提速、超深小井眼鉆井與固井、涌漏同層的承壓堵漏和控壓鉆井、超深高溫高壓含硫井的井下工具和井筒工作液、井筒完整性等。

2.2 對標分析

深井超深井鉆井總體技術水平不斷提升，與國外差距持續縮小[1-2,30,36,39-51]。鉆井技術與裝備基本滿足勘探開發需要，以管柱自動排放為核心的7 000 m自動化鉆機、頂驅、控壓鉆井、深層連續管作業機等基本國產化自給。陸地鉆機、頂驅、控壓鉆井、抗高溫油基鉆井液、韌性水泥漿等方面達到國際先進水平，但鉆井裝備自動化智能化、隨鉆測控、抗高溫元器件、數字化智能化技術等與國際先進水平有較大差距，井筒工作液在超高溫和極低密度、環保等方面需要進一步攻關。

2.2.1 鉆井裝備

國外：發展了1 000～15 000 m系列鉆機、液壓鉆機、模塊化/個性化鉆機，形成了智能鉆井系統架構，智能化井控裝備、鉆井液實時監測分析系統已商業化應用；頂驅產品型號齊全，實現系列化、自動化，承載能力2 250～13 500 kN，配備鉆井作業安全提升技術、扭矩智能控制、導向滑動控制等；在氣體/欠平衡/控壓鉆井裝備方面，旋轉防噴器、套管閥、節流閥等種類齊全，節流精度0.25 MPa。

中國石油：擁有1 000～12 000 m系列鉆機及頂驅設備，頂驅載荷能力2 250～9 000 kN，配置鉆井作業安全提升技術、扭矩智能控制、導向滑動控制，主軸旋轉定位，遠程診斷；氣體/欠平衡/控壓鉆井裝備成熟配套。

對標分析：鉆機的設計與制造、壓力控制裝備、頂驅等核心技術達到國際先進，鉆機的自動化、智能化、可運移性等與國外有差距。

2.2.2 破巖與提速技術

國外：PDC鉆頭、牙輪鉆頭、孕鑲金剛石鉆頭等技術成熟，形成系列化，規模應用，混合結構、混合齒、360°齒等新型切削齒及鉆頭創新不斷。垂直鉆井工具、螺桿鉆具、渦輪鉆具、扭力沖擊器、減振工具、鉆井提速優化系統等技術成熟，規模應用。

中國石油：常規鉆頭種類齊全、成熟應用，高端PDC復合片依賴進口，硬地層機械鉆速低、壽命短；形成系列化螺桿設計與制造能力，耐高溫、耐腐蝕、長壽命等方面與國外有差距；垂直鉆井工具、渦輪鉆具、扭力沖擊器、水力脈沖工具、衡扭矩工具、鉆井提速優化系統等在鉆井提速中發揮了積極作用，但可靠性、地層適應性等方面還需要進一步攻關。

對標分析：PDC復合片、超硬材料、高溫井下動力鉆具、輔助破巖工具等核心技術與國外有差距，鉆頭設計與制造工藝有待提升。

2.2.3 隨鉆測控技術

國外：MWD、LWD隨鉆測量技術成熟應用，抗溫能力150 ℃，部分突破175 ℃。EMMWD、智能鉆桿商業應用，隨鉆測量儀可測量參數18個，地質導向、旋轉導向系統成熟配套，實現產品化、系列化，規模應用。

中國石油：MWD、LWD等實現工業化應用，抗溫能力125 ℃，部分達到150 ℃。近鉆頭地質導向系統等實現工業化應用，正在攻關旋轉導向系統。

對標分析：高溫隨鉆測量、旋轉導向、隨鉆前探等核心技術與國外差距明顯。

2.2.4 鉆井液

國外：高溫高密度水基鉆井液處理劑齊全、產品系列化，耐溫200 ℃以上。油基鉆井液處理劑齊全、產品系列化，耐溫好，性能優良，規模應用（表3）。

表3 鉆井液技術國內外對標分析表

中國石油：水基鉆井液技術成熟，體系齊全，耐溫性好，規模應用。油基鉆井液基本成熟，但防漏堵漏處理劑相對缺少。

對標分析：在體系配方設計與評價、水基鉆井液方面與國外基本相當，油基鉆井液大幅縮小了與國外差距，在關鍵處理劑和廢棄物處理等方面還需要攻關。

2.2.5 固井完井技術

國際：固井工具品種齊全、性能可靠，耐溫260℃，耐壓120 MPa。韌性水泥、自愈合水泥、防漏水泥等成熟。正在開發樹脂水泥、彈性水泥，固井模擬軟件成熟配套（表4）。

表4 固井技術國內外對標分析表

中國石油：形成了11大類100多個品種水泥漿外加劑，滿足需要，韌性水泥、大溫差水泥、低密度水泥等成熟，高密度水泥達2.60 g/cm3。固井完井工藝成熟配套，正在完善抗高溫水泥、自愈合水泥等。

對標分析：體系配方設計與評價、大溫差固井、韌性水泥等達到國際先進，固井完井工具、超高溫水泥、智能完井等與國外有差距。

3 深井超深井鉆完井技術發展趨勢與展望

3.1 深井超深井鉆完井技術發展趨勢

未來陸上油氣勘探開發的重點依然在深層超深層，井筒工程主體技術正向著鉆的更深、更快、更經濟、更清潔、更安全和更聰明的方向發展[1-4,8-9,21,23-25,30,36,39,52-57]。圍繞深井超深井鉆完井將發展一系列新裝備、新技術、新工藝、新工具和新材料，傳統技術將與信息化、大數據、智能化技術不斷融合發展。

深井超深井鉆井裝備向不斷自動化智能化方向發展，鉆機及配套裝備向高靈活性、高自動化、高安全性、多樣化發展，井口操作向自動化、智能化、遠程操控方向發展；破巖技術向復合鉆頭、異形齒PDC、自適應鉆頭、智能鉆頭以及電動鉆具、實時優化、非接觸破巖等方向發展；控壓鉆井向控制壓力精度更高、自動化、智能化方向發展；隨鉆測量朝著高傳輸速率、耐溫高、多參數、前探方向發展，旋轉導向鉆井向高造斜率、智能化方向發展，地質導向朝更深、更遠地層參數方向發展，逐步取代電纜測井，向測量、測井、錄井一體化方向發展；鉆井液技術向更高效能、全過程清潔環保、智能、可重復回收利用方向發展，超高溫、極低溫、納米、強化井壁材料和智能型處理劑將出現，溶洞/裂縫惡性漏失地層防漏堵漏綜合一體化，并向在線性能測控、自動化閉環固控與自動配漿系統發展；固井技術向固井過程操作自動化、信息化、智能化、全生命周期控制方向發展，固井材料向超高溫、功能性、安全環保、自適應，固井工具向復雜工藝工況條件下高穩定性、高可靠性方向發展；鉆井軟件向地質工程一體化、實時化、大數據、云計算、可視化、人工智能方向發展；連續管作業向測井、固井、完井壓裂、井下作業一體化和深層超深層發展；連續管鉆井向隨鉆智能測控、閉環導向鉆井發展，鉆井工藝向老井重入、側鉆水平井分支井等應用發展。

3.2 “十四五”深井超深井鉆完井技術發展展望

“十四五”及未來相當長一段時間內，一批影響深井超深井安全快速鉆井的關鍵核心技術卡點急需突破，實現高端裝備工具的自主可控；綠色低碳鉆井、清潔生產和本質安全是時代的主題和行業的遵循，已成剛性需求；提質增效、高質量發展需要數字化智能化技術支撐轉型發展[1,3-4,9,23-25,30,39,45,49-50,52-53]。

圍繞深井超深井打成打快打好，重點研發深井自動化智能化鉆機及配套裝置、高效PDC鉆頭和智能化鉆頭、極端條件下深井超深井井筒工作液、隨鉆前探等尖端技術，研制智能控壓鉆井技術與裝備、井下故障復雜智能識別與早期診斷、井下多參數實時測量與智能優化控制技術、數字化智能化建井技術等，發展耐高溫抗高壓的工具、儀器和井筒工作液材料，開發抗高溫大扭矩長壽命井下鉆具、隨鉆擴眼與膨脹管裸眼封堵等，持續提升傳統技術的可靠性，提高深井超深井安全優快鉆井的能力，提升鉆井工程設計軟件及遠程技術支持水平，推進鉆井由傳統作業方式向實時決策支持作業方式轉變。

發展目標：緊密圍繞勘探開發主體技術需求和深井超深井打成打快打好面臨的關鍵技術瓶頸問題，持續開展鉆井技術攻關。高溫大溫差水泥和韌性水泥技術繼續保持國際領先水平，氣體和欠平衡鉆井技術、井筒壓力自適應控制、高溫高密度油基鉆井液和高性能水基鉆井液、連續管裝備與作業技術等繼續保持國際先進水平；自動化智能化鉆機、井下信息高速傳輸技術、隨鉆前探技術、電動鉆具鉆井系統、PDC高效鉆頭和材料等技術、隨鉆擴眼及膨脹管裸眼封堵技術、復雜深井救援等實現重大突破。掌握萬米超深井、特超深井鉆井技術，支撐超深層勘探開發，大幅度提高復雜井鉆探成功率和鉆井速度。

發展“第三代”自動化鉆機，攻關智能鉆井關鍵技術，隨鉆擴眼和膨脹管裸眼封堵、電動鉆具鉆井、智能控壓等取得重大突破，持續發展完善深井高速信息上傳系統，實現重大裝備的健康管理和遠程監控維護。自動化鉆井裝備與高端工具、軟件方面，“十四五”重點開展第三代自動化鉆機、高性能井筒壓力閉環控制系統、膨脹管裸眼封堵及井身結構拓展、井下復雜智能識別與診斷、數字孿生建井、高速信息傳輸、9 000 m連續管作業機、電動鉆具鉆井、高強輕質合金鉆桿等研究。

突破超硬耐研磨材料，研制高性能智能鉆頭和復合鉆頭，持續完善耐油耐高溫長壽命螺桿鉆具，發展完善反循環鉆井、連續循環氣體鉆井等技術，探索新型破巖方法，發展電脈沖破巖工具等，支撐深層超深層難鉆地層有效提速。“十四五”重點發展自適應高效鉆頭、耐油耐高溫長壽命螺桿鉆具、密閉循環鉆井技術，以及電脈沖、激光等破巖新技術。

持續攻關惡性漏失一體化控制、智能鉆井液材料等難題，發展低成本、高效、綠色鉆完井液及廢棄物減量和處理技術，形成高溫高密度高鹽鉆完井液系列技術，實現鉆井液性能在線實時監控。“十四五”重點發展高溫高密度高鹽鉆井液、惡性漏失控制技術、在線性能自動測控與自動化閉環固控與配漿系統、鉆井廢棄物環保利用及處理技術等。

保持特色水泥漿技術國際領先，突破抗220 ℃以上高溫水泥漿及高溫固井關鍵工具，形成超深井、特超深井等復雜條件下固井配套技術，完善發展固井仿真模擬自動監控軟件和固井工程大數據平臺、自動水泥頭等關鍵技術，形成自動化監控固井施工技術，推動固井施工向自動化發展，為復雜井、超深井提供固井質量保障。“十四五”重點發展固井仿真監控軟件和大數據平臺、抗240 ℃水泥漿及固井關鍵工具、高溫高壓完井封隔器等。

以人工智能等為代表的第四次工業革命已經到來，“十四五”及今后一段時間內鉆完井技術裝備將不斷向自動化、智能化方向發展，可實現超前探測、精準制導、閉環調控和智能決策，大幅提高深層超深層勘探發現和儲層鉆遇率，提高鉆井成功率和鉆遇率，實現安全高效經濟鉆完井。

4 結論與建議

“十三五”期間我國深井超深井鉆井技術快速發展，在自動化鉆機、控壓鉆測固完技術、大扭矩頂驅、深井連續管作業機等高端裝備，垂直鉆井工具、非平面齒鉆頭、高強度膨脹管、抗高溫大扭矩長壽命螺桿、扭力沖擊工具、協同減震破巖、隨鉆測量和安全監測工具等尖端工具，抗高溫高密度油基鉆井液、高性能水基鉆井液、韌性水泥漿、自愈合水泥漿等核心助劑，以及井筒完整性等方面取得突破，超深井數量首次超越美國，井深邁上8 000 m新臺階，對支撐深層勘探開發業務發展，提升鉆完井市場競爭力發揮了重要作用。

“十四五”深井超深井依然是我國油氣勘探開發的重點。圍繞深井超深井特深井打成打快打好，建議開展深井自動化智能化鉆井裝備、超高溫井筒工作液、隨鉆前探、數字孿生建井等關鍵核心技術攻關，實現傳統優勢技術的迭代升級，提升深井超深井安全優快鉆井的能力。