四川盆地深层碳酸盐岩钻完井技术实践与展望

伍贤柱 万夫磊 陈 作 韩烈祥 李枝林

1.国家能源高含硫气藏开采研发中心 2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司

0 引言

“十二五”以来，继川中震旦系、寒武系深层碳酸盐岩油气藏勘探取得重大突破后，中国石油天然气集团有限公司（以上简称中国石油）在四川盆地大力推进深层油气资源的勘探开发，逐步由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系深层碳酸盐岩转移，勘探重点向川中古隆起外围、川西下二叠统、川东寒武系进行战略拓展，并在安岳、双鱼石、九龙山、下川东等区块取得重大成效[1-3]。然而，更深的油气资源勘探开发使得钻完井工程愈加困难。深层碳酸盐岩的超深（垂深5 500～8 000 m）、可钻性差、高含硫、多压力系统、超高压超高温等诸多难题，给钻完井工程带来了巨大的挑战。

为了保障深层碳酸盐岩油气资源勘探开发的顺利进行，笔者对钻完井技术进行了系统攻关、完善，形成了四川盆地深层碳酸盐岩钻完井技术系列、实现了钻井整体提速、保障了钻完井工程安全，满足了四川盆地深层碳酸盐岩油气资源勘探开发的迫切需求。

1 深层碳酸盐岩勘探开发对钻完井工程的挑战

四川盆地深层地质条件十分复杂，深井超深井的多压力系统、可钻性差、超深超高压超高温、高含硫等难题给钻完井工程带来了巨大的挑战。

1.1 纵向上多压力系统，不稳定地层分布广，钻井难度大、周期长

四川盆地纵向上从侏罗系—震旦系共存在27个油气层（其中有8个主力产层），由于套管层次有限，造成同一裸眼多个相差悬殊的压力系统交互出现，反复发生溢流、井漏[2-6]。

纵向上广泛存在破碎性泥页岩、煤层、膏盐层等不稳定岩层，井眼缩径、垮塌现象严重。例如：大深001-X1井在二叠系玄武岩段钻进，非生产时效高达65%，包括卡钻损失时间30%，处理溢漏损失时间27%；太和1井在寒武系钻遇高台组盐膏蠕变层，非生产时效42%，其中卡钻损失时间占12%[4-6]。

1.2 超高压超高温对钻井设备、工具、材料等提出了严峻的挑战[7-11]

高石梯—磨溪区块目的层平均垂深5 000～6 000 m，九龙山区块目的层平均垂深6 000～6 800 m，下川东区块目的层平均垂深5 500～7 600 m，双鱼石区块目的层平均垂深7 000～8 000 m。深井超深井钻完井的超高压和超高温较为普遍，例如龙探1井最高地层压力为147 MPa，最高关井井口压力为109.6 MPa，龙岗70井最高井底液柱压力高达160.5 MPa；高石梯—磨溪区块目的层温度普遍超过150℃，龙岗70井井底温度为161 ℃，五探1井井底预计温度为180 ℃，塔探1井最高井底温度超过200 ℃。使钻完井设备、工具、材料等面临严峻考验。例如，高温高压下，井筒工作液性能恶化；龙岗70井测井时电测仪器发生挤压变形。

1.3 地层非均质性强、研磨性高、可钻性差，钻井速度慢

四川盆地自上而下存在着多个非均质或强研磨性地层，可钻性差，机械钻速慢。大多数区块都要钻遇上三叠统须家河组长段石英砂岩；二叠系、寒武系—震旦系硅质云岩，可钻性极差，钻头适应性差，单只钻头进尺少（最低小于5 m）、机械钻速低（小于1 m/h）。五龙2井须家河组层厚1 915 m，含砾石或硅质，累计使用钻头65只（其中PDC钻头3只，牙轮钻头47只，复合钻头8只，孕镶钻头7只），平均单只钻头进尺29.46 m，平均机械钻速0.78 m/h，钻井周期长达155 d；双探7井上二叠统长兴组—吴家坪组层厚235 m，含大段燧石条带和团块，累计使用钻头8只（其中PDC钻头2只，孕镶钻头6只），平均机械钻速0.44 m/h，钻井周期长达54.5 d。

1.4 地层高含硫、高产，井控和环境风险极高

在四川盆地主力产层部署的井普遍可以获得日产天然气超过百万立方米，部分井天然气无阻流量日产上千万立方米，钻井完井风险高。中三叠统雷口坡组以下海相地层含硫，且基本属于高含硫范畴。例如高石梯—磨溪区块龙王庙组、灯影组硫化氢含量介于10～20 g/m3，龙岗西区块长兴组硫化氢含量介于30～52 g/m3。

此外，该盆地内作业地理条件复杂、人文环境敏感。地面沟壑纵横，作业区地表水系发达、人口密集，部分地区为生态敏感区。例如五探1井300 m范围内有常住人口超过300人。

1.5 井漏问题突出、类型复杂，处理难度大

四川盆地地表属于喀斯特地形，地层沉积年代古老。浅表地层井漏严重，常发生裂缝、溶洞型恶性漏失；中下部地层压力系统非常复杂，同一裸眼段中安全钻井密度窗口窄，甚至负窗口，井漏频繁。

2 深井超深井钻完井技术新进展

针对四川盆地深井超深井钻完井作业难与慢的问题，经过持续技术攻关，形成集井身结构优化、高效钻头、优质钻完井液、精细控压钻井、特殊取心、试油完井、酸压改造等为一体的技术系列，部分领域又产生了新的发展，从而促使钻完井技术更加配套完善，深层资源勘探的“安全、提速、提效”得到有力保障。

2.1 井身结构拓展和优化技术

深层碳酸盐岩气藏钻井需要穿越的地层多，因而应对的不确定地质因素较多，且地质设计与实钻差异较大。常规的五开API标准套管程序已无法满足需要，无法避免同一裸眼段出现喷、漏、塌、卡等同时发生的严重复杂情况。因此，拓展井身结构和套管层次，增加钻井开次，能有效地避免在同一个地层段存在多个工程地质复杂，保障复杂深井的完成。为实现井身结构拓展，需要协同多方联合攻关，确保钻头、钻柱、套管、井口装置等协调配套，例如，套管接箍采用非标准的小接箍和直连式无接箍，订制48-70型井口装备，下部油层套管采用先悬挂再回接、尾管悬挂封隔方式等。经过优化，完成了“Ø508 mm＋Ø374.65/Ø365.1 mm＋Ø282.58/ Ø273.05 mm＋Ø219.05 mm＋Ø168.28 mm＋Ø114.3 mm”的六开非标井身结构，配合Ø720 mm加深导管可拓展为七开非标井身结构[5]。这种非标准井身结构方案的设计和使用原则是，将大尺寸井眼钻进深度发挥至极限，利用足够深的大尺寸套管尽可能封隔更多的地质复杂，尽量扩大后续地层钻进的井眼尺寸，为下部地层处理复杂情况和顺利钻进留有余地。非标准井身结构在五探1井等井实钻验证，确保了深层安全钻达地质目标。

此外，不断优化简化成熟区块深井超深井井身结构。例如，高石梯—磨溪等区块起初Ø444.5 mm井眼长度达到800～1 000 m，经过优化验证，将Ø444.5 mm井眼长度缩短至500 m左右，大幅度减少了大尺寸井眼段长度，实现钻井提速提效；双鱼石构造开始采用6开次的井身结构，Ø219.05 mm套管下入至吴家坪组顶部，中二叠统茅口组低压易漏，无法与上部高压地层划为同一裸眼，经过攻关，利用精细控压、承压堵漏等技术手段，实现茅口组承压能力的提升，井身结构由六开变为五开，单井平均节约Ø219.05 mm套管2 100 m以上，钻完井成本大幅度降低。

2.2 高效、个性化钻头技术

针对难钻地层分别建立地层剖面和可钻性剖面，修正难钻地层岩石可钻性级值，优选针对性强的高效钻头；按照引进、消化、再创新的个性化钻头研究思路，根据各区域、各层位地质特点研制针对性强的个性化PDC钻头，单只钻头进尺和钻井速度大幅度提高。

例如，双鱼石区块吴家坪组，起初研究其可钻性级值介于7～9.5。根据双探3井等实钻数据和取心岩心微观分析，该地层含燧石结核、燧石条带发育，且分布不均匀。通过建立岩石可钻性级值的修正模型，对吴家坪组进行了岩石可钻性级值修正，修正后的岩石可钻性级值介于8.5～11.5，平均值为10。此外，分析该地层钻头失效的主要原因是牙齿难以吃入地层，钻进时钻头受力不均，工作稳定性差，异常振动，需要提高PDC钻头工作稳定性、提高布齿密度，预防切削齿异常失效。因此优选了MV616TAXU型六刀翼、16 mm非平面双排切屑齿PDC钻头，在双鱼石SYX132井进行了现场试验，在单只钻头进尺152 m，机械钻速1.72 m/h，同比提高了125%，创造了该构造吴家坪组单只钻头最大进尺和最高机械钻速两项指标，基本实现了单只钻头一趟钻穿越吴家坪组。

在高石梯—磨溪区块，首先全面推广进口高效PDC钻头。经过推广试验后，摸清了各地层钻头适用情况，开展各地层钻头优选，在须家河组，钻头面临地层软硬交错、研磨性强、复合齿易损等挑战，因此优选采用抗冲击和抗研磨性极强的R1型复合齿、双排齿设计、增加返屑槽面积的钻头；在茅口组—下寒武统筇竹寺组，钻头面临地层岩性致密、软硬交错、研磨性强、钻头吃入难且易早期损坏等挑战。因此优选采用SelectCutter型齿，提高钻头抗磨损能力，采用多级力平衡设计，提高钻头稳定性。

开展了新型非平面齿PDC钻头的试验。非平面齿钻头是一种新型的高效钻头，它的切削齿与常规PDC切削齿为平面的结构不同，被设计成锥型、斧型、多棱形等非平面方式，能够提高切削齿破碎岩石的效率。例如，在剑阁1井采用Tridon非平面齿PDC钻头钻进须家河组四段致密砂砾岩地层，Tridon刀锋钻头独特的多棱形设计，利用“线”＋“面”综合破岩方式、多重重力平衡和深度脱钴优化工艺，抗冲击性提高了10倍以上，抗磨性提高2倍以上，综合提速50%以上，创下最高机械转速2.99 m/h的纪录，单只钻头进尺同比提高50%到110%。

针对进口个性化PDC钻头价格昂贵的情况，为降低钻井成本，开展了个性化国产PDC钻头试验。主要利用信息化手段，借助钻井、测井、录井大数据资源，设计可挂接的PDC钻头设计软件，利用3D打印技术输出高精度个性化钻头模具，或直接将三维设计模型输出到五轴联动加工中心加工钻头，形成了高精度个性化PDC钻头的定制技术。个性化钻头应用效果与进口PDC钻头相当[12]。例如在兴探1井须家河组，单只钻头进尺提高65.97%，平均机械钻速提高84.03%；在云安012-12井二叠系首次挑战进口钻头，平均机械钻速同比提高33.6%。

利用上述方法在各区块研究、优选适用的钻头序列，形成推荐模板，全面优选推广使用高效PDC钻头，不仅提高了平均机械钻速，还减少了钻头消耗量，钻井周期和成本均实现大幅度缩减。2011年PDC钻头总进尺比例仅为60%，2019年已提高到99.2%。高石梯—磨溪区块震旦系深井单井钻头用量由46只降低至15只，减少36只，平均机械钻速由1.69 m/h提高至3.53 m/h。

2.3 优质钻井液、完井液技术

针对超深超高温超高压复杂难题，攻关研发抗高温钾聚磺、有机盐聚磺等复杂深井钻完井液及堵漏技术系列，如表1所示。

开发出刚性粒子复合堵漏、智能凝胶＋水泥浆堵漏技术[13-14]，进行主动承压堵漏，刚性堵漏粒子和智能凝胶堵住漏失通道，减少漏失量，有效提高地层承压能力，可有效避免恶性井漏、减少井下复杂情况，解决了裂缝性、采空区等地层恶性漏失难题。例如，在五探1井和龙探1井使用刚性粒子＋桥浆堵漏，堵漏成功率分别提高16%和20%，在塔探1井使用凝胶＋水泥浆堵漏，堵漏成功率提高20%。

为了实现深层完井工程对储层保护、环境保护和安全作业，攻关形成了抗高温水基完井液、有机盐无固相完井液、合成基完井液、低胶质油包水完井液、低荧光水包油完井液、阴离子无固相聚合物完井液、欠平衡“三保”、屏蔽暂堵清洗液等8项完井液技术[15-20]。抗高温完井液有效解决高产井试井、修井作业中管柱解封发生的井漏、卡钻难题，并推广应用370余口井，达到了提速提效和保护储层目的。

2.4 精细控压钻井技术

为解决深部碳酸盐岩裂缝性油气藏存在的窄窗口、无窗口等地层复杂，推动了控压钻井技术的应用与发展[21-24]，形成了自主知识产权的控压钻井装备[25-26]。研制成功了CQMPD系列精细控压钻井系统。采用模块化设计，各子系统可独立工作；具备微流量和井底压力两种监控方式，可实现井底压力的精确、闭环控制，控制精度±0.2 MPa，如表2所示。其中CQMPD-I井口控压式钻井系统，其原理是在停止循环时通过井口套压补偿的方式保持井底压力恒定的控压方式，主要包括自动节流控制系统、回压补偿系统、监测与控制系统、PWD 4项核心装备；研发的CQMPD-II型连续循环控压钻井系统，利用连续循环阀、连续循环控制装置和自动节流控制系统等关键设备，实现在不同工况下采用不间断循环的方式保持井底压力恒定，适用于井壁失稳、地层流体侵入影响流变性、充气钻井特殊工艺等情况，避免卡钻等井下复杂。

表1 典型的钻井液体系、特点及应用效果统计表

表2 CQMPD精细控压钻井系统与国外产品技术对标表

CQMPD系列精细控压钻井系统现已推广应用200余井次，依据地质工况、地层流体类型的不同，规范了微漏、微欠、平衡等多种工艺方法，大幅降低了复杂时效和井控风险，已成为深层水平井、盐下气藏和“三高”气藏安全钻井的必备技术。

在高石梯—磨溪区块应用100余井次，灯影组应用率100%，有效减少漏失，大幅度缩短复杂处理时间，四开平均单井漏失量减少86%，平均处理复杂时间降低95.3%；五开平均单井漏失量减少81%，平均处理复杂时间降低92.4%，成为该区块勘探开发必备的钻井利器。在九龙山构造龙探1井和龙岗70井等井实施的精细控压钻井，对比常规钻井漏失量下降81.64%，复杂损失时间下降92.8%，在双鱼石构造比常规钻井漏失量下降96.7%[4-7]，使以前的茅口组需要一开次专打转变为与上部低压层合打，节约一层套管，为高效开发泥盆系储层奠定了基础。

2.5 气体钻井提速技术

由于井身结构的限制，上部大尺寸（Ø333.4 mm以上井眼）井眼钻进深度越来越深，常规钻井方式钻井速度慢。气体钻井是深井超深井的大尺寸井眼下钻进提速的高效方式。通过优化注气排量、扶正器流道及尺寸、空气锤钎头大小、钻具组合方式，形成了以300 m3气排量为主，Ø446 mm空气锤＋Ø440 mm深排屑槽扶正器的大尺寸井眼深井气体钻井提速技术，实现井底更清洁（多次静探沉砂均不超过1 m）、井斜控制更好（井斜不超过0.5°）、井径更规则（钻井液转换不划眼、通井作业不遇阻）。

例如，双鱼石构造侏罗系蓬莱镇组—沙溪庙组中下部应用气体钻井技术，同比钻井液钻井平均机械钻速提高188%。剑阁构造剑阁1井三开Ø444.5 mm井深达3 100 m，且有出水易垮塌的复杂地质情况。本井使用气体钻井从井深495 m处钻进，优化大尺寸井眼下携砂提速、防管线刺漏、防斜打快的气体钻井新方案，气体钻井进尺2 610 m，钻井周期16.6 d，平均机械钻速12.68 m/h，与邻井同井段钻井液PDC钻井相比，机械钻速提高3.3倍，钻井周期缩短35 d，提速效果、经济效益十分明显，创造了中石油川渝地区Ø444.5 mm井眼气体钻井最深井深（3 100 m）和空气锤进尺最长（3只空气锤完成2 610 m进尺）两项新纪录。

2.6 取心技术

研发形成高强度取心、密闭取心、随钻径向井壁取心、水平井取心4项超深地层取心技术。高强度取心工具采用高强度螺纹设计，抗拉、抗扭强度提高2.5倍，最大作业井深8 408 m，井下事故率保持为零；密闭取心工具创新设计了“双筒单动”结构，避免了因旋转导致的岩心结构破坏、岩心质量和分析价值降低；开发出抗温150 ℃、抗压110 MPa的抗高温密闭液，现场应用平均收获率96.79%，平均密闭率90.49%；随钻径向井壁取心技术独树一帜，可实现随钻随取、先钻后取及重复取心，岩心直径Ø40 mm，单次最大岩心长度可达220 mm，避免了因钻过良好显示层而无法取全资料的遗憾。

2.7 固井技术

针对深层碳酸盐岩气藏固井特点和面临的挑战，形成了深井超深井固井技术系列[1]。

形成了固井优化设计技术、水泥环完整性评价技术、精细控压固井技术[27-28]、干井筒固井技术[29]、尾管正反注固井技术、预应力固井技术；开发了宽温带缓凝剂[30]、韧性剂、自愈合剂、抗凝剂，形成大温差、韧性防窜，形成了高密度水泥浆（最高2.95 g/cm3）、高强低密度水泥浆（最低1.20 g/cm3）、大温差水泥浆、韧性水泥浆、自愈合水泥浆和抗污染隔离液系列；研发了封隔式尾管悬挂器、高压尾管悬挂器、裸眼封隔器及尾管固井防回流装置等固井新工具，为解决大温差超缓凝、水泥浆污染、环空异常带压等提供新的技术手段。封隔式尾管悬挂器达到国际领先水平，同比进口成本降低50%，有效解决高压气井喇叭口气窜问题；针对窄密度窗口固井井漏、长封固段高压气井固井后喇叭口气窜等难题，开展精细控压固井技术应用凸显成效，在磨溪高石梯、双鱼石、九龙山、八角场、龙泉山、塔里木盆地库车山前等工业化应用，固井成功率100%，合格率由66.24%提高至86.49%，成为解决窄安全密度窗口固井质量差的利器。例如，在龙岗70井Ø114.3 mm尾管的小间隙固井中，精细调整注替排量，注替全过程采用精细控压系统维持敏感地层全过程压力平稳，电测固井合格率为90.90%、优质率达86.57%[27]。2019年12月23日双探6井Ø177.8＋Ø184.15 mm复合尾管采用精细控压平衡法固井技术，再次刷新了该尺寸复合尾管下入深度最深（7 833 m）、裸眼段最长（3 647.74～7 833 m）、封固段最长（3 254.42～7 832.55 m）3项记录。

2.8 高温高压含硫井试油完井技术

研发了以深度酸压工艺技术和水平井裸眼分段压裂酸化工艺技术为核心的高温深井储层改造技术，有效提高了高温深井碳酸盐岩储层的改造力度。以中国石油勘探与生产分公司发布的《高温高压及高含硫井完整性设计准则》为基础，形成涵盖地层、井筒、井口3个方面的井完整性评价技术，为测试工艺优选、控制参数优化提供依据。研发出适应高温（200 ℃）、高压（140 MPa）环境下的试油测试设备，研发形成了自动实时除硫消泡技术，排放处环境H2S含量由100 mg/m3降至10 mg/m3以下，解决了四川油气田“三高”井试油测试难题。针对深井超深井测试管柱结构复杂，工况恶劣的问题，以测试管柱力学分析为基础，优化测试管柱结构及相关参数，确保管柱安全。在高石梯—磨溪区块、川西北部双鱼石、九龙山构造成功、安全试油100余口井。形成了以试油测试—暂闭—完井一体化管柱为核心的试油完井一体化技术系列，较好地解决了高压高产气井测试后储层易漏、压井难、卡埋管柱等难题，降低了井控风险，单层试油周期节约7～15 d。针对传统地层测试不能及时取得地层资料并及时评价储层的问题，研发了CQSRO-I全井无线地面直读系统，井下稳定传输距离超过6 000 m，耐温175 ℃，承压140 MPa，工作时间500 h，为现场增产改造、工艺制度实时调整等提供支持，全面推广应用，成功率达100%。

2.9 信息化智能化钻完井技术

信息化智能化钻完井技术是未来的发展趋势，能够有效实现提速降本增效。通过攻关解决远程数据实时传输、多专业数据融合、大容量数据库管理、复杂平台集成开发等难题，开发了集物探、钻井、录井、测井、井下作业数据、设备为一体的“工程技术一体化信息平台”，利用“互联网＋”技术，实现自动采集、远程监控与技术支持、决策、预警及指挥功能一体化，打破了决策、技术支撑和实施的瓶颈，初步实现了信息化智能化钻井和完井作业。该平台围绕钻完井井筒工程，建立生产运行、数据查询、实时数据、工程预警等模块，集成了全面丰富的井筒大数据资源。通过该平台，能够直观了解钻完井生产运行动态，为生产运营、远程决策提供核心数据及技术支撑，实现钻井实时优化、复杂实时处理，辅助钻井设计和钻头优化，也为“大数据分析、智能钻井”奠定了基础。该平台已川渝地区深井超深井200余口井安装应用，实现了在基地对井场实时数据、实时视频、单井动态数据的监控，实现工程预警，实现对现场的高效、实时监控和管理，提高工程质量，降低作业成本，施工正由“经验钻完井”逐步迈入“智慧钻完井”。

3 实践与应用成效

近年来，中国石油在四川盆地先后发现了龙岗、安岳等多个大型及特大型整装碳酸盐岩气藏，深层资源勘探开发呈现多点开花、飞速发展态势，中国石油西南油气田公司新增天然气储量约1×1012m3，年产能突破200×108m3。安岳特大型气田三级储量超1.3×1012m3；目前累计产气超过300×108m3；年产能120×108m3，预计2020年达到150×108m3生产能力；攻克碳酸盐岩气藏开发瓶颈，双鱼石二叠系、泥盆系勘探取得突破，实现震旦系规模有效开发，有望成为继安岳气田之后最为期待的战略接替领域。为四川盆地二叠系以下的古老岩层大型及特大型碳酸盐岩气藏的快速发现与资源快速转化现提供强有力的技术支撑，助推了川渝天然气工业快速发展。

为实现安岳特大型气田的高效开发和资源快速转化，开展了钻井提速攻关[31-32]，钻井速度整体提高50%以上，高石梯—磨溪区块开发井钻井周期控制在140 d以内，创造了中国石油同规模工程建设纪录；集成应用井身结构优化、高效PDC钻头、气体钻井、精细控压钻井、有机盐钻井液等优快钻完井技术，复杂超深井的钻完井成功率得到快速提高，使双鱼石构造震旦系直井平均钻井周期缩减155 d，7 000 m以深的超深井钻井周期缩短至300 d以内[33-34]，如图1所示，保障了深层、超深层海相碳酸盐岩气藏的安全快速钻探。

图1 双鱼石构造部分井钻井指标图

2018年1月，五探1井钻至8 060 m顺利完钻。该井克服构造带地质状况复杂且区域实钻资料缺乏等难点，钻井过程中钻遇了高压、高含硫二叠系，高温、埋深超深的膏岩段寒武系，超深、超高温震旦系，并刷新当时的中国石油陆上最古老地层最深钻井纪录。

2019年8月，双鱼石构造SYX133井历时276.68 d，安全高效钻进至井深8 102 m （垂深7 498.39 m）顺利完钻，完钻井斜90.3°，成为目前中国石油陆上最深水平井、中国石油川渝地区完钻井深最深、完钻周期最短的大斜度井，并创下中国石油川渝地区多项提速新纪录，同比ST1井（井深7 308 m）钻井周期缩短约139 d。

4 结论与建议

研究形成的深井超深井安全优快钻井技术为四川盆地安岳气田天然气资源快速转化、川西北二叠系和泥盆系天然气资源重大发现提供了强有力的技术支持，加速了深层碳酸盐岩油气藏勘探开发进程。

随着勘探开发不断向深部推进，工程地质风险不断升高，工程技术面临新的、更难的挑战。例如：部分超深井井深已经接近9 000 m，未来可能朝着10 000 m挺进；深部地层钻完井面临高温高压、复杂多压力系统、漏喷同存和地层高研磨性的挑战，破岩效率低、井筒安全和完整性差、超高温钻井液固井液和提速提效装备工具适应性不足、多频次大压差封固能力不足、随钻测量电路系统高温环境下失效等问题；钻井过程中事故复杂多、“遭遇战”时有发生；钻井周期长、成本高，有的井甚至无法实现地质目的；井深增加往往带来事故复杂的叠加，带来更大难度新挑战不断出现，对钻井工程技术和施工能力提出了新的更高要求。针对上述问题，对深层碳酸盐岩气藏勘探开发钻完井技术做以下建议和展望[8-9]：

1）攻关井身结构拓展技术，完善地质工程一体化设计技术，利用地层压力精确预测、随钻扩眼、膨胀管等技术和工具，拓展实现9～11层井身结构，更好的应对超深地层复杂状况。

2）攻关环保型、抗300 ℃极限高温高密度井筒工作液，研制抗240 ℃超高温的井下工具及相关钻完井配套工艺技术，提高在超高温、超高压、高含硫等井下恶劣环境下的持续稳定钻完井工作能力。

3）攻关超深难钻地层孕镶、复合PDC钻头、扭力冲击器、涡轮等高效破岩工具，研发新型高效破岩方式，突破提速瓶颈，解决部分地层非均质性强、研磨性高、可钻性差，钻井速度慢的难题。

4）攻关表层裂缝、溶洞高效防漏治漏技术、破碎地层高效防塌、堵漏技术等，恶性井漏处理困难、表层裂缝、溶洞发育堵漏耗时长的难题。

5）攻关智能井筒闭环压力控制系统，实现钻井地下和地面压力全闭环控制，解决部分构造压力系统复杂，同一裸眼多压力系统共存、漏喷关系复杂、井筒压力控制难、井控风险大等难题。

6）攻关超深井井眼轨迹优化与高效控制技术、高强度钻具、油套管、超深大斜度井水平井钻井提速技术、超深大斜度井水平井复杂事故预防技术，解决9 000 m以上超深大斜度井水平井钻完井技术难题。

7）攻关发展井下大容量数据传输技术、随钻前探技术、随钻预演“数据双胞胎”等新技术，能够实现井下数据高速传输，对钻头周围及前方数百米以上进行精确预测，实时了解钻头前方的地层和压力变化，实现钻井实时数字模拟和风险预判，减少不确定因素带来的钻井风险。

8）攻关轻型化连续化的钻柱和套管、高效自动化超深井钻机设备、自动化钻柱处理系统，提高起下钻作业效率，减少因等停引发的井下复杂，提高应急处置能力，减少人工负荷和HSE风险。未来，作业井深能力更高、自动化、智能化程度更高的钻机将有效提高超深井的钻井效率。

9）攻关基于人工智能的随钻井下事故复杂风险预警、实时钻井导航、智能随钻检测与工程决策技术，充分应用大数据、智能化等技术手段提升安全优快钻井技术水平。

四川复杂深层碳酸盐岩钻完井工程技术经过不断发展和创新，实现了由慢到快、由浅到深的跨越发展，展现出良好的勘探前景，但依然面临诸多理论和技术难题。我们将坚持技术创新，把工程技术的挑战作为攻关对象，把安全高效作为创新目标，为四川盆地深层超深层碳酸盐岩气藏的高效勘探开发提供有力的技术支撑。