中国陆上深井超深井钻完井技术现状及攻关建议

苏义脑 路保平 刘岩生 周英操 刘修善 刘伟 臧艳彬

1. 中国石油集团工程技术研究院有限公司；2. 中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院

0 引言

高效开发深层超深层油气资源是实现中国能源接替战略的重大需求，也是当前和未来油气勘探开发的重点和热点。近年来，中国深井超深井钻完井技术发展迅速，2019年钻成井深为8 882 m的亚洲最深井，目前已基本形成陆上8 000 m油气井的钻完井技术体系，有力支撑了深层超深层油气勘探开发。然而，深井超深井钻完井安全风险高、周期长等问题仍然存在，深层超深层油气增储上产、降本增效任务依然严峻。因此，必须持续创新深井超深井钻完井技术，加速技术迭代，才能发挥好工程技术的支撑和保障作用。

油气资源深埋于地下数千米乃至近万米。在不同埋藏深度条件下，地层岩体的温度、压力、岩性及组分、孔隙流体及特性等不同。一般来说，埋藏深度越大，地质条件越恶劣，钻完井技术面临的挑战也越高。按油气藏的埋藏深度即钻井垂深划分为几个层次，能大致地反映和衡量钻完井技术难度。中国的国家标准是：4 500 m≤垂深＜6 000 m为深井，6 000 m≤垂深＜9 000 m为超深井，垂深≥9 000 m为特深井［1-3］。这与国际通行标准基本一致，只因单位制及数据换算而略有差异。对于水平井、大位移井等复杂结构井，除垂深外还要考虑位垂比(水平位移与垂深之比)指标，当水平位移较大时位垂比往往更为重要。此外，分支井还需要考虑完井级别等指标。总之，这些指标主要是用于衡量钻完井技术难度，不同情况使用的评价指标及数量不同。就深井超深井而言，主要的评价指标是垂深。

在全球范围内，深层油气发现及产量不断增加。从20世纪90年代到2000年以后，大型油气田的年均发现数量从16个增加到33个，年均探明储量从1.93×108t增加到13×108t。从2010年到2015年，深层石油产量从 1.21×108t增长到 1.5×108t，深层天然气产量从1 054×108m3增长到1 400×108m3；全球发现埋深4 500～6 000 m的油气藏1 290个，埋深6 000 m以上的187个，其中6 500 m以上的有55个［4-8］。

中国深层油气资源丰富、潜力大。据统计，中国深层超深层油气资源达671×108t油当量，占油气资源总量的34%，有39%的剩余石油和57%的剩余天然气资源分布在深层［9］。截至2018年底，中国累计发现深层油田21个，探明地质储量40.66×108t，产油5.66×108t，占总产量的8%；累计发现深层气田14个，探明地质储量46 500×108m3，产气4 351×108m3，占总产量的21%。加快深层超深层油气勘探开发，已成为中国油气接替战略的重大需求［10-11］。

深井超深井面临更为复杂的超高温超高压、坚硬难钻地层、多压力体系及酸性流体等地质条件，安全高效钻完井更具挑战性。只有不断打造工程技术利器，才能发挥好工程技术的支撑和保障作用。

1 总体现状

中国深井和超深井钻井开始于20世纪60年代和70年代，到90年代末实现了规模化增储上产。1966年，在大庆油田钻成第1口深井−松基6井，井深4 719 m。1976年，在西南油气田钻成第1口超深井−女基井，井深6 011 m。1978年，在川西北中坝构造钻成第1口超过7 000 m的超深井−关基井，井深7 175 m。自2000年以来，深井超深井钻完井技术快速发展，不断刷新井深纪录。2006年，钻成塔深1井，井深8 408 m。2016年，钻成马深1井，井深8 418 m。2017年，钻成顺北评2H井，井深8 433 m。2019年，钻成顺北鹰1井，井深8 588 m。2019年，钻成亚洲最深井−轮探1井，井深达8 882 m。

中国陆上深井尤其是超深井主要分布在塔里木盆地和四川盆地，由中国石油和中国石化主导油气勘探开发业务。从深井超深井数量上看，进入“十二五”呈明显上升趋势，但受低油价影响2015年以后明显减少。从深井超深井钻井指标上看，中国石油深井的平均井深为5 540 m左右，超深井的平均井深为6 748 m；平均钻井周期逐年缩短，深井已不足105 d，超深井为125 d左右；平均机械钻速逐年提高，2019年深井达到5.66 m/h，超深井达到4.64 m/h。截至2019年底，中国石化已完钻7 000 m以上272口井、8 000 m以上33口井。深井超深井的钻井周期显著缩短，平均机械钻速较2018年提高1倍左右。

2 面临的挑战

中国陆上深井超深井地质条件复杂，钻井安全风险大、周期长。尤其是，塔里木盆地和四川盆地超高温超高压、多压力体系、地层坚硬及可钻性差、富含酸性流体等问题共存，面临一系列世界级的深井超深井钻完井技术难题，安全优质高效钻井最具挑战性。

(1) 地质条件复杂，钻井时效低，安全风险大。塔里木盆地地层古老，存在山前高陡构造(地层倾角高达 87°)、断裂破碎带，发育复合盐膏层 (厚达4 500 m)、巨厚泥页岩、煤层、异常高压盐水层、缝洞型高压油气层等。四川盆地陆相地层胶结致密，须家河地层高压、自流井地层易漏，海相地层发育高压盐水层，地层压力高(压力系数高达2.4以上)。单井复杂故障及处理时间高达470 d，甚至有些井未能钻达地质目标。

(2) 深井超深井普遍存在超高温、超高压，钻井仪器及工具、钻井液及材料等面临严峻挑战。大庆徐家围子地区古龙1井井底温度高达253 ℃、地温梯度高达4.1 ℃/(100 m)；顺托1井钻遇地层压力达170.0 MPa。超高温超高压带来的主要问题有：套管及水泥环封隔地层失效，致使环空带压；钻完井工具及井下仪器等对耐温耐压能力要求高，故障率显著上升，有些地区井下仪器的故障率曾高达60%；钻井液处理剂及材料易失效，流变性及沉降稳定性差，性能调控、井壁稳定、防漏堵漏等难度大；水泥浆控制失水、调控浆稠化时间等困难，增大了固井施工难度及风险。

(3) 地层压力体系多，钻井液密度窗口窄，井身结构设计和安全钻井难度大。存在多套压力系统，易漏失层、破碎带、易垮塌、异常高压等地质条件复杂，必封点多，井身结构设计难度大；缝洞型储层溢漏共存，溢漏规律尚待认识，油气侵及溢流发生快、早期特征不明显，安全钻井风险高。

(4) 地层坚硬可钻性差，机械钻速低，钻井周期长。元坝地区上部陆相地层、西北地区麦盖提等，地层硬度多为2 000～5 000 MPa，可钻性级值为6～10级，有些地层的平均机械钻速只有约1 m/h。二叠系火成岩漏失、志留系泥岩坍塌等，导致岩屑上返困难，蹩跳钻、阻卡等现象严重。塔里木博孜砾石层巨厚 (达 5 500 m)，砾石含量高、粒径大 (10～80 mm，最大340 mm)，岩石抗压强度高(目的层180～240 MPa)、研磨性强(石英含量40%～60%)，致使常规PDC钻头进尺少、寿命短，牙轮钻头机械钻速低、蹩跳钻严重。

(5) 地层富含酸性流体，对固完井及井筒完整性等要求高。深部碳酸盐岩地层富含硫化氢、二氧化碳等高酸性流体，四川元坝地区储层硫化氢含量为3.71%～6.87%、二氧化碳含量为3.33%～15.51%。高酸性环境对套管及固井工具性能、水泥环长期密封性、井筒完整性等都提出了更高要求。

3 工程技术新进展

3.1 钻井地质环境因素描述与优化钻井技术

3.1.1 钻井地质环境因素描述技术

通过长期系统研究，揭示了关键作用机制与原理，发展了复杂地层钻井地质环境因素描述理论和方法，解决了传统描述方法不系统、不连续、精度低、周期长等问题［12］。发明了基于流体声速、成因贡献和压差响应的高精度碳酸盐岩孔隙压力预测、监测、检测技术方法体系；提出了岩石力学参数动态变化规律表征、岩石可钻性连续刻划求取和研磨性评价方法，提出了基于测井资料的钻井模型基础数据求取技术；形成了低场核磁共振地层流体实时识别方法及钻井地质灾害量化预测技术，精度90%以上，较国际先进水平提高10%～30%。实现了由传统试验描述到综合描述的跨越。

3.1.2 基于钻井地质环境因素的优化钻井技术

提出了“临界井径”概念和环空状态表征方法，形成基于地层特性与环空状态的流变与水力参数优化技术［13］；结合新兴数据科学技术和钻井工程理论，将经典理论与人工智能深度融合开展了钻速预测与钻井参数优化研究；构建了以成本最低为目标、以安全钻井为约束的钻井技术适应性量化评价技术。该项研究使机械钻速提高20%～40%，复杂时间降低34%。拓展了优化钻井技术应用的广度与深度。

3.1.3 待钻地层井震信息融合的随钻描述与钻井动态优化技术

针对传统方法邻井外推到施工井地质环境因素描述误差大及无法超前描述的问题，采用“模型分区”的思路，基于已钻井段的钻测录等多源井筒数据与井周地震数据协同重构，发明了待钻地层地震速度与成像体快速修正方法，创建了钻井地质环境因素随钻描述方法，形成钻头前方井下风险防控与动态优化钻井技术。该项研究使得预测精度提高到93%，更新速度提高16倍以上，提升了现场决策效率。实现了由邻井或已钻地层综合描述到待钻地层超前动态预测的跨域。

3.1.4 钻井地质环境因素描述与优化钻井技术体系

钻井地质环境因素描述技术实现了由静态到动态、由钻后分析到实时超前预测的重大突破；优化钻井技术实现了由传统方法到地质-工程深度融合、由静态设计到动态优化的重大跨越。研究成果在国内外深井超深井、高酸性油气田及常规油气、海洋油气等领域规模应用3 210口井，12次创亚洲钻井深度纪录，支撑了顺北鹰1井等一批重点超深井钻井施工，保障了塔河、顺北、元坝、伊朗雅达等大型油气田的勘探突破及产能建设，钻井周期平均缩短32%，工程成本降低21%。

3.2 井身结构优化与井筒完整性技术

3.2.1 井身结构设计和动态调整技术

针对钻井地质环境因素存在不确定性的问题，建立了地层压力可信度表征、钻井工程风险类型识别和风险概率评估等方法，构建了井身结构合理性评价和动态设计准则，形成基于地质环境因素不确定和工程风险评价的井身结构设计和动态调整技术。特别是针对塔里木山前复杂地质环境，在同一裸眼井段往往钻遇多套压力系统和复杂地层，常规Ø508 mm + Ø339.7 mm + Ø244.5 mm + Ø177.8 mm +Ø127 mm结构难以满足7 000 m以上超深井勘探开发的需要，为此创新提出了苛刻井井身结构优化设计方法，形成并规模推广塔标Ⅱ系列井身结构(图1)，解决了巨厚复合盐层、多套压力系统条件下的井身结构设计难题，形成适合西部山前的复杂超深苛刻井井身结构优化设计技术，满足更深更复杂条件下钻井安全和提产增效需求。

图1 塔里木油田井身结构优化Fig. 1 Optimization of casing program in Tarim Oilfield

3.2.2 油套管完整性技术

选择超级13Cr为油管和目的层套管主体材质，解决了高温、高CO2分压(＞1 MPa)的腐蚀问题。进行工况+部件全覆盖的三轴力学校核，优化管柱配置及参数。配套套管防磨措施，最大限度减少套管磨损。认识到抗压缩效率100%是保证密封的关键，优选了TSH563油管和BGT2C套管，提高了高温条件下气密封能力。

3.2.3 盐底中完多种卡层技术

库车山前古近系盐底中完卡层新思路不断拓展，形成了多种卡层技术，主要采用地层对比、元素录井、盐底标志组合、微钻时变化等技术措施，进行综合分析卡盐底。遇不能准确判断盐底的情况，采用小钻头钻进。基本解决了库车山前盐底中完卡层不准的问题。创新应用XRF元素录井法形成盐膏层精细卡层技术，盐顶、盐底最大埋深分别为7 371.0 m、7 947.5 m，盐层卡层成功率由13.3%升至100%，保障了盐层钻井安全作业。

3.2.4 井筒完整性技术

基于多因素综合分析，建立了油气井完整性风险定量评估方法和配套评估软件，构建了油气井井筒可靠性评估方法，建立了油气井环空允许最大动态带压值计算方法，形成油气井完整性管理指南。在顺北油田现场应用20余口井，指导了完井风险评估和完井设计，井筒可靠性提高60%以上，油套环空带压井发生率低于10%。

3.3 安全高效钻井集成技术

3.3.1 深井盐膏层与高压盐水层钻井工艺

通过深入分析盐内特殊岩层岩性特征、成因及分布，以及盐膏层在不同条件下蠕变规律、蠕变机理，优化盐膏层地质卡层技术，研发和推广应用盐膏层钻井相适应的钻井液体系，确定合理的钻井液密度。针对最厚5 600 m的超深复合盐膏层，首次揭示最大压力系数达到2.59的超高压盐水侵入机理，形成以放水降压、控压钻井为主体的超高压盐水层安全控制工艺。形成了高压盐水层钻井工艺技术和盐膏层安全钻井工艺技术，实现盐膏层及高压盐水层安全快速高效钻井。

3.3.2 超深缝洞型海相碳酸盐岩油气藏高效钻井工艺

针对碳酸盐岩储层埋藏深(普遍大于6 800 m)、钻井周期长、“串珠”中靶精度要求高、产量衰减快等瓶颈，建立覆盖“钻井、试油、改造、生产”全生命周期关键工况的深井套管设计与强度校核方法，自主研制新型Ø200.03 mm套管与C110系列防H2S腐蚀套管，非常规井身结构应用比例由17.2%提升至82.8%。形成长裸眼段提速模板，在哈-热-新地区7 000 m以上直井应用，钻井周期缩短38.2%，成本节约37.8%。根据小型缝洞体成层展布特征，集成应用精细控压钻井、井眼轨迹优化设计、“四节点”随钻伽马导向、水力振荡器等技术，形成连接多个缝洞体的超深大延伸水平井钻井工艺，在塔中地区完成7 000 m以上水平井应用比例由31.6%提高至97.7%，平均井深增加897 m，钻井周期缩短12.1%，保障超深层碳酸盐岩油气藏经济高效开发。

3.3.3 复杂盐下砂岩气藏高效钻井工艺

提出基于重磁电法进行成岩性分析的巨厚砾石层提速方法，研制非平面齿PDC钻头等新型钻头，博孜地区6 000 m巨厚砾石层钻井工期由458 d缩短至231 d，单井节约钻井成本近亿元。形成盐下强研磨目的层提速模板，目的层钻井工期由52 d缩短至27 d。在前陆冲断带完成7 000 m以上超深井43口，钻井周期缩短50.1%，事故复杂时效下降68.6%，钻井成本降低63.7%，7 695 m超深井260 d完钻。攻克强研磨极硬地层提速世界级难题，创新形成超深复杂盐下砂岩气藏综合提速技术，支撑克深9等新区高效勘探与开发。

3.3.4 超深水平井钻井技术

针对超深水平井钻井技术难题，攻关形成集工程设计方法、高端随钻仪器和工艺技术优化于一体的超深水平井钻井技术体系。基于地球椭球的真三维定位方法［1］，规避了现行基于地图投影定位方法存在的固有误差、不考虑地球椭球面弯曲等缺陷，可提高靶点定位和井眼轨道设计精度达20 m以上(与井位、垂深、水平位移等相关)；考虑各测点的空间位置和测量时刻不同、磁偏角沿井眼轨迹变化等问题，提出了基于地磁场时空变化的实钻轨迹测斜计算方法［2］，可提高超深、大位移、长钻井周期等水平井的实钻轨迹监测精度达10 m以上(还与地磁场变化等相关)；发明了交互式井眼轨道设计方法，不限井段数及井段组合，可任选造斜点、造斜率等作为设计参数，无需拼凑井段和试算，能一步完成剖面设计［3］；针对高陡构造、强各向异性等地层致使方位漂移严重的问题，提出了考虑地层自然造斜影响规律的漂移轨道设计方法［4］，解决了适用于大钻压快速钻进工艺的轨道设计难题，能减少扭方位作业、提高钻井速度、降低钻井成本；提出了井眼轨道主法线角的概念及方程［5］，厘清了造斜工具和井眼轨迹的特性参数及表征方法，揭示了一些习惯做法的依据和缺陷；通过揭示地层岩体和造斜工具对井眼轨迹的贡献及影响规律，创建了井眼轨迹定量预测与控制方法［6］，突破了长期存在的理论与技术瓶颈，能预测任一井深处的井斜角和方位角、确定轨迹控制所需的工具造斜率和工具面角等关键技术参数。研发了耐175 ℃、耐185 ℃高温MWD仪器，最高耐压达207 MPa，已在顺北油气田成功应用13口井。形成了以超深硬地层裸眼侧钻、摩阻扭矩控制和工具面高效调控为核心的超深水平井轨迹控制技术，保障了元坝1-1H井、顺北鹰1井等重点井的顺利完钻。

3.3.5 含酸性气藏钻井技术

针对高酸性、高压、高产气井钻井风险高、速度慢等难题，开发了气体钻井技术、控压降密度钻井技术、高效破岩工具及配套技术，形成了三高气井安全快速钻井技术体系，发现并高效开发了普光气田、元坝气田。针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题，通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术，实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速；采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头，实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速；在水平段采用可调式抗高温螺杆，配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合，既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率；采用双效防磨技术，减少了套管磨损，保证了管柱密封性能；建立了基于随钻测量的溢流早期监测技术，为井控措施的采取赢得时间，保证井控安全；形成了管材失效机理、管柱强度与防腐性能匹配、与螺纹匹配等管材选用技术，实现管柱安全风险评价预测准确率90%以上，管柱失效率同比降低30%以上。元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m，创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深记录，钻井周期380 d，较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d。

3.4 钻井液技术

3.4.1 高温高密度高抗盐油基钻井液技术

揭示了超高密度油基钻井液盐水污染流变性突变规律，发明了乳化剂等处理剂，首次形成同时满足抗45%盐水污染、抗温200 ℃，实钻密度2.58 g/cm3、压井密度2.85 g/cm3的油基钻井液，突破了高温高压盐水污染引起钻井液失效的重大技术难题。高温高密度高抗盐水侵油基钻井液体系在克深1101和克深21等井成功应用，成本同比降低30%。其中，克深1101井共侵入1 129.98 m3高压盐水，油水比最低达到12∶88；克深21井创库车山前钻井液密度最高(2.58 g/cm3)、温度最高(185 ℃)等纪录，通过15次控压排出高压盐水污染油基钻井液达1 700 m3，钻井液密度从2.53 g/cm3降至2.46 g/cm3后成功恢复钻进，电测、下套管和固井作业时间长达42 d，电测一次成功，下套管顺利［19］。

3.4.2 高性能水基钻井液技术

探索了水基钻井液在高温高压环境下的性能变化规律，研发了抗高温降滤失剂、高效分散剂、润滑剂、防塌剂等核心处理剂，形成以超高温水基、超高密度水基、高温高密度水基、胺基、有机盐钻井液为代表的高性能水基钻井液技术系列，在塔里木、松辽、西北、西南以及海外等区块推广应用500余口井，有效解决处理剂高温降解失效、钻井液性能难稳定、高密度钻井液流变与沉降稳定性调控困难等技术难题。主要体系包括：超高温钻井液体系，淡水抗温达260 ℃，盐水抗温达240 ℃，高温高压滤失量≤10 mL，密度 1.05～1.80 g/cm3，泌深 1 井井底温度达236 ℃［20］；超高密度钻井液体系，采用重晶石加重，密度可达 2.50～3.00 g/cm3，抗温 165 ℃，官深1井实际应用密度高达2.87 g/cm3［21］；超高温高密度钻井液体系，抗温220 ℃、密度2.40 g/cm3，高温高压滤失量≤12 mL，220 ℃、7 d静态沉降系数SF≤0.538，通过“微溶胀封堵”、减少团聚、降低体系粘度等机理，解决了超高温高密度钻井液流变性能、HTHP滤失量和高温沉降稳定性能调控难题［22］。

3.4.3 复杂地层井壁稳定技术

针对超深盐膏岩、强水敏性泥岩地层和深层微裂隙地层，进行了蠕变速率预测及欠饱和度选择、泥岩水化规律、纳微米裂隙的有效封堵等研究。研发了欠饱和盐水钻井液技术，耐温200 ℃，密度2.40 g/cm3。穿盐成功率100%，盐膏层实际井眼直径扩大率≤10%，解决了塔河深部盐膏层安全钻井难题［23］。研制了复合纳米封堵材料、弹性纳米封堵剂、纳米乳液等3种纳微米材料，开发了可变形强封堵钻井液体系，抗温180 ℃，页岩渗透率降低93%，较常规聚磺钻井液压力穿透时间增加4倍以上，地层坍塌压力增量降低0.05～0.15 g/cm3，解决了泥页岩微裂隙地层封堵难题，井壁失稳复杂减少80%以上，顺北鹰1井采用可变形强封堵钻井液技术钻穿了古生界微裂隙发育的巨厚泥岩地层，井壁稳定，井下无复杂，节约钻井周期22.04 d，刷新Ø311.2 mm井眼钻深纪录［24］。

3.4.4 堵漏技术及堵漏处理剂

发明了随钻防漏、“一袋化”承压、复合凝胶、交联成膜、高滤失固结、化学固结等堵漏核心处理剂，形成了交联成膜堵漏技术、高滤失固结堵漏技术和化学固结堵漏技术［25］。其中，交联成膜堵漏技术，抗温180 ℃、承压＞20 MPa、抗返排能力大于4 MPa，可解决裂隙性漏失层堵漏和薄弱地层承压难题；高滤失固结堵漏技术，封堵时间＜30 s、承压强度＞10 MPa、体积膨胀30%～40%，可解决漏失尺寸不明确的渗滤性漏失和毫米级裂缝堵漏难题；化学固结堵漏技术，抗温达180 ℃、强度可达20 MPa、膨胀率1%左右，可解决大裂缝、溶洞漏失层难滞留、地层骨架强度低的难题。在塔里木、西南、西北、青海、冀东等国内外地区成功应用，应用井最高钻井液密度2.46 g/cm3、抗温200 ℃，提高承压能力10 MPa以上，有效解决了孔隙及10 mm以下裂缝的漏失难题，堵漏时间大幅减少，有效地降低了深井超深井事故复杂时率，缩短了钻井周期。

3.4.5 超深水平井耐温低摩阻钻井液技术

针对塔河、元坝等深层超深层油气藏水平井钻探过程中摩阻高，常规混原油处理时环境污染风险大的问题，研发了高温高固相润滑性模拟评价装置，创建了模拟高温高压井筒环境下的润滑性评价方法。研发了抗高温环保润滑剂等核心处理剂，形成超深水平井耐温低摩阻钻井液体系［26］。体系抗温180 ℃，在1.80 g/cm3的高密度体系中润滑系数可降至0.085，顺北1-16H应用井深8 029 m，应用温度165 ℃；中良1CX井水平位移975 m，刷新奥陶系定向井水平位移纪录［27］。

3.4.6 钻井废弃物与压裂返排液处理回收利用技术

研发了固控环保一体化、含油钻屑锤磨式处理、返排液高价粒子选择性去除等核心技术，处理能力与应用规模持续提升。2018年应用7 300余口井，减少占地7.27 km2(10 900亩)，减少废弃物排放438万t；处理含油钻屑58 157 t，回收油基钻井液9 400 m3；压裂返排液回用150万m3。

3.4.7 钻井液固控与环保处理系统

针对超深井钻井液处理量大、固相清除困难问题，采用直线+平动椭圆双轨迹、双平动椭圆技术，可在不同工况下变换轨迹达到最优固液分离效果，卧式螺旋沉降离心机最高工作转速3 400 r/min，最优长径比设计可去除钻井液中细小固相颗粒或回收重晶石材料。研发了车载式、双排双吸、耐低温、轨道式钻井固控系统和水基泥浆不落地处理系统、油基钻屑处理系统，实现了油气资源绿色环保开发。

3.5 固井技术

3.5.1 抗高温水泥浆体系

攻克抗高温、浆体稳定性差、强度衰退等难题，研发了新型聚合物型抗高温降失水剂和高温缓凝剂。高温降失水剂温度适应性好，从中温至240 ℃高温，均具有良好的控制失水能力；高温缓凝剂具有温度适用范围广、较好的分散性能、良好的缓凝效果等特点，在240 ℃高温下水泥浆稠化时间可达300 min以上，24 h水泥石抗压强度也达到21 MPa以上，保证了塔里木库车山前、川渝地区、华北杨税务等地区高温高压深井固井质量，其中，克深21井胶结测井合格率100%，为深层油气勘探开发提供了工程技术保障［28］。

3.5.2 高温大温差固井技术

攻克缓凝剂适用温差范围窄、超缓凝的技术难题，发明适用高温温差大于100 ℃的缓凝剂。突破降失水剂抗温抗盐能力差的技术瓶颈，开发了2种抗200 ℃高温降失水剂。形成3套适用于不同温度段 (50～120 ℃、80～180 ℃、90～190 ℃)的大温差水泥浆体系及配套技术，开发了抗温达180 ℃、沉降稳定性小于0.03 g/cm3的高效隔离液体系。在塔里木、西南等油气田规模应用，固井合格率100%。水泥浆抗温能力由150 ℃提高到200 ℃、适用温差由40 ℃提高到100 ℃以上。具备8 000 m以上高温深井固井和7 000 m一次上返固井的作业能力。在塔里木油田哈10-7井，创造一次封固段6 657 m及温差125 ℃的世界纪录。

3.5.3 韧性水泥及固井密封性控制技术

开发了高强度韧性水泥，形成了固井密封完整性控制技术。川渝高石梯-磨溪地区Ø177.8 mm尾管钻完井期间环空带压率由38.2%降至0；新建储气库井6轮注采后井口无异常带压，强力支撑高压气井安全高效开发和储气库安全注采运行。

3.5.4 超深井高温高压固井技术

针对深井超深井气层压力和温度高、气层活跃，安全密度窗口窄，压稳与防漏矛盾突出的问题，系统开展研究，形成了超高温环境下水泥环强度衰退抑制技术；研制了密度最高达3.0 g/cm3的超高密度和0.8 g/cm3的超低密度水泥浆体系，有效解决超深复杂地层的压稳和防漏难题。

3.5.5 低密度长封固段固井技术

针对分级固井井筒安全性存在隐患、正注反打固井难以保证固井质量的难题，研发了与塔标Ⅲ井身结构配套的低密度长封固段固井技术，实现最大6 500 m长裸眼一次性全井封固，显著提升了井筒完整性，确保了油气井全生命周期安全生产。

3.5.6 磷酸盐水泥技术

通过酸碱反应合成磷酸盐水泥，该水泥水化反应生成 NaCaPO4·xH2O 和 Al2O3·yH2O 水化产物，在高温高压下转变为羟基磷灰石和γ-勃母石，上述产物均不会被CO2腐蚀，填补国内空白。吐哈油田英试X井火烧温度高达600 ℃以上，且井底存在H2S酸性气体腐蚀的可能，在该井采用磷酸盐水泥体系固井，现场施工安全顺利，测井结果显示优质段比例为93.8%。

3.5.7 防酸性气体腐蚀固井水泥浆体系

针对深井超深井中H2S和CO2等酸性气体对水泥石的腐蚀，建立了腐蚀评价模拟装置，揭示了酸性气体腐蚀水泥石的机理，研制了耐CO2、H2S腐蚀的防腐剂，形成了以胶乳和耐腐添加剂为主体的防酸性气体腐蚀固井水泥浆体系，在川东北、伊朗雅达油田应用150余井次，固井质量优质率86%，保障了普光气田等高酸性油气田的开发，实现了高酸性环境下水泥环长久稳定密封。

3.5.8 一体化注氮泡沫固井技术

开发了高效发泡剂、稳泡剂，研制了超低密度泡沫水泥浆体系，适应温度120 ℃以上，最低密度0.8 g/cm3，泡沫稳定性＞24 h，水泥石抗压强度＞7 MPa，弹性模量2～6 GPa，应用最深直井为查1井4 870 m。

3.6 提效提产完井技术

3.6.1 超深井高温高压含硫气井APR射孔-酸压-测试联作测试工艺

针对塔里木盆地高温、高压、高含硫致使测试安全风险大等难题，通过优化升级工具、井口、流程与工作液，形成了可实现井下一开一关的“五阀一封”地层测试工艺技术。研制了关键配套测试工具，高温高压测试封隔器，耐温204 ℃，耐压105 MPa，V3级液密封。在顺南6井、顺南7井成功应用。针对四川盆地超深、高温、高含硫特征，形成了高温高压含硫气井APR射孔-酸压-测试联作测试工艺技术，配套了RTTS测试封隔器，耐温177 ℃，耐压80 MPa，在元坝气田应用20余口井，降低测试管柱失效率52%，堵漏成功率提升90%。

3.6.2 高温高压井测试与酸性气层测试技术及工具

突破了井下环境自适应阻抗匹配技术，研发出井下无线传输装置，实现了井下远距离无线传输，实时采集测试阀以下的温度和压力数据。研制了适合酸性气层的测试阀、封隔器、安全解脱装置、230 ℃压力计和选层器等系列酸性气层测试工具。形成了200 ℃套管井APR测试管柱、210 ℃MFE选层锚测试管柱和230 ℃裸眼井测试管柱等7种酸性气层测试工艺，在塔里木、华北、吉林、冀东等油田进行了多井次的地层测试，测试一次成功率98.3%，解决了深井及酸性气层测试技术难题。库车山前测试工艺成功率达100%，支撑了克拉苏构造带万亿方气田群的勘探持续突破，保障了超7 000 m测试“下得去、坐得住、起得出、测得准”。研制出集除砂除屑、精确控压、精准计量于一体的试油测试成套装备，核心部件国产化率100%，具备8 000 m含硫天然气井测试能力，在塔里木、川渝等地区成功应用。

3.6.3 高温高压射孔技术

针对超深小井眼射孔卡钻问题，研制井下振动测试器并实测发现引发卡钻的主控因素。研发的射孔爆轰模拟软件实现了施工前管柱及施工参数的优化。优选高强度低合金钢材料，采用氟橡胶密封件，设计H型密封结构，实现了高温高压射孔器材100%国产化，应用105井次，成功率100%。

3.6.4 超深井缝洞型储层产能评价技术

缝洞型储层成藏机理特殊、缝-洞结构多样，基于连续介质渗流理论的产能评价方法不适用。从能量守恒、动量守恒、质量守恒三大定律出发，耦合流体在溶洞中的波动和在裂缝系统中的渗流，建立了缝洞型储层试井分析及产能评价方法，绘制了8种缝-洞连通模式典型试井图版，开发了缝洞型储层试井分析及产能评价软件。相比传统方法，该方法可更好拟合缝洞型储层试井曲线，并可解释出溶洞体积大小、溶洞距离、裂缝体积等参数，有效解决了缝洞型油藏试井分析拟合难度大、解释参数不合理、产能评价误差大的难题。该方法在塔河油田、顺北油气田等典型缝洞型油藏应用20余井次，为开发方案编制和合理配产提供基础依据。

3.6.5 超深井酸压技术

针对储层改造用常规产品和交联酸体系在深井超深井高温条件下结构易破坏、表观黏度降低快、酸液腐蚀速率高等瓶颈技术难题，研发了低黏度酸用稠化剂、高效交联剂、无醛缓蚀剂和暂堵转向剂等关键助剂，确保酸液基液黏度低于50 mPa · s，降低了深井管柱摩阻和井口压力，利于泵注施工；形成了耐高温的地面交联酸体系及配方，165 ℃剪切2 h结构保持稳定，表观黏度保持100 mPa · s，腐蚀速率低于50 g/(m2· h)；配套了滑溜水-胶液-交联酸和暂堵转向一体化的酸压工艺，提高酸蚀裂缝长度和改造体积。在塔河油田、顺北油气田等应用30余口井，同比平均增产2倍，其中顺北71x酸压后初期日产量达到460 t。

4 钻机与配套装备及工具新进展

4.1 超深井钻机

4.1.1 国际首台9 000 m四单根立柱钻机

建立了四单根立柱三维空间移运轨迹分析计算模型，揭示出四单根立柱轴向、径向、周向运动机理，发明四单根立柱施工工艺方法和特殊的钻机结构，突破了钻井管柱稳定作业长度极限(38 m)，保障井架有限空间内弹性薄壁长管柱安全移运。创建了超高井架及底座起升下放、大荷载施工动态响应模型，形成液压高支架辅助钻机起升下放施工方法，解决了国际最高K型井架(74.5 m)细长重荷结构件安全作业难题。在塔里木油田超深井开展应用，四单根立柱施工井段提速超过20%，复杂事故时效降低75%。

4.1.2 国内首台8 000 m四单根立柱钻机

突破小钻具四单根立柱的移运及靠放技术，形成小钻具四单根立柱的移运及靠放解决方案和四单根立柱钻机管柱自动化处理方案，实现二层台、管柱堆场无人值守。钻机配备全套四单根一立柱管柱自动化系统、大功率直驱绞车、新型倾斜立柱式双升底座等新型设备，实现了大、小钻具四单根立柱自动化作业，双司钻安全、高效操控，可适用于戈壁、山地、平原及海洋等多地形地区进行钻井作业。

4.1.3 研制出新型8 000 m钻机

其技术先进性主要表现在以下方面：最大承载能力为5 850 kN的井架和底座、JC80DB绞车和JC80D绞车、ZP375Z加强型转盘、新型5 850 kN的天车和游车等，压实股钻井钢丝绳首次应用于深井大吨位钻机。新型8 000 m钻机解决了7 000 m钻机大套管深下时承载能力不足、9 000 m钻机成本过高的难题，实现了大套管深下一次性封盐层，减少起下钻次数，钻井施工提速增效。相比9 000 m钻机节省成本20%，节省综合日费27%。

4.1.4 7 000 m自动化钻机核心技术

定型自动井架工、铁钻工等11项自动化设备，形成“悬持式”和“推扶式”2套钻机管柱自动化处理系统，实现管柱上钻台自动化输送、自动化上卸扣、立柱自动化排放等自动化作业，大幅降低劳动强度。攻克高压共轨电控电喷技术难题，成功研发12V175柴油机发电机组，在塔里木等地区应用，已成为超深井钻机动力标配。

4.2 钻井配套装备

4.2.1 全系列顶驱装置

共有7大类12种型号，可为3 000～12 000 m陆地、海洋、车载等钻机提供顶驱及个性化设计特殊用途顶驱，形成了大扭矩技术、主轴旋转定位控制技术、导向钻井滑动控制技术、转速扭矩智能控制(软扭矩)技术、智能钻机连锁控制接口技术等特色技术。为适应非常规油气长水平井强化参数钻井提速需求，研制出耐高压大扭矩专用顶驱。顶驱下套管装置可在下套管作业的同时循环钻井液，以减少或避免复杂事故的发生，成为水平井、复杂井、超深井下套管的利器，可以覆盖全系列套管。

4.2.2 气体钻井配套装备

形成包括高压增压机、高压力级别旋转防喷器等6套气体钻井核心装备，国产化率提升至98%，可实现空气钻井、氮气钻井、雾化钻井、泡沫钻井等。在四川磨溪、高石梯推广应用，使5 000 m以上深井钻井周期同比缩短49.2%；在川渝、塔里木、大庆等地区的出水地层应用，单井平均进尺714.57 m，提高了34.61%；单井平均减少漏失9 000 m3，节约井漏复杂时间9.5 d。

4.3 钻井提速工具

4.3.1 自动垂直钻井系统系列化产品

自动垂直钻井系统由电源分系统、测控分系统、执行分系统3部分组成，是集机电液一体化的井下闭环系统，通过推靠方式纠斜，在塔里木、新疆、玉门等油田应用，提速防斜效果显著，最深下深7 140 m，单次入井工作时间242.6 h，井斜控制在0.5°以内，整体性能达到国际先进水平，在库车山前规模试验应用350井次以上，机械钻速提高3～6倍，成为塔里木乃至中国高陡地层提速标配技术［14］。

4.3.2 高效PDC钻头

针对砾岩/砂砾岩、火山岩地层等难钻地层提速难题，突破深度脱钴工艺、金刚石粉料处理与封装工艺，断裂韧性提高40%，脱钴深度提高40%，研制并定型9类22种型号非平面齿PDC钻头，在塔里木、大庆、川渝等油田难钻地层应用100余井次，机械钻速同比提高20%～250%，单只钻头进尺提高30%～518%。开发了提高地层吃入能力的异形齿PDC钻头、提高地质录井地层岩性识别的微心PDC钻头、改变破岩方式不增加布齿密度的耐磨混合钻头、兼具PDC齿切削作用和牙轮齿的冲击作用的PDC-牙轮复合钻头、适于强研磨性硬地层的孕镶金刚石钻头，产品覆盖Ø88.9 mm～Ø914.4 mm等各种井眼尺寸。

4.3.3 新型长寿命抗高温大扭矩螺杆

螺杆钻具由等壁厚向等应力发展，依据应力幅值调整橡胶壁厚，应力幅值降低30%以上、提高效率、增大输出扭矩，螺杆扭矩功率较常规产品提升30%，机械效率提升20%，橡胶耐介质性能提升70%，在油基钻井液中平均使用时间193 h。

4.3.4 液动旋冲工具等辅助破岩工具

通过在钻头施加高频动态轴向冲击力提高破岩能量，已形成4个规格型号的系列产品，成为深层提速关键利器，在大庆、吉林、塔东、塔河、川渝、准南、中东等地区现场推广应用550余支，可调频率脉冲提速工具使用寿命超200 h、提速30%以上，射流式冲击器在硬地层机械钻速提高30%以上。

4.3.5 井下增压射流破岩钻井工具

通过钻柱的纵向振动带动井下柱塞泵的柱塞上下运动，利用钻压波动压缩钻井液使之增压并通过钻头上的某一特制喷嘴产生可达100 MPa以上超高压射流，既减小了钻柱振动，保护了钻头和钻柱，又提高了射流压力，实现水力破岩，机械钻速是邻井的5.17倍。

4.3.6 减振稳扭复合冲击提速工具

集成减震稳扭、复合冲击破岩、降摩阻防托压多种功能为一体，具有提高机械钻速、保护钻具和井下仪器、延长钻头寿命等功能，钻井速度提高37%以上。

4.3.7 降摩减阻水力振荡器

研发了涡轮式和螺杆式2种工具，接入BHA产生轴向振动，将静摩擦转变为动摩擦，降低钻具摩阻，在大斜度井、水平井现场应用50余井次，提高了钻压传递效率和工具面稳定性，滑动钻进提速30%以上。

4.4 安全钻井技术与装备

4.4.1 精细控压钻井技术与系列装备

针对窄窗口“溢漏共存”、高压盐水侵等复杂地层钻井难题，研制了系列精细控压钻井装备，有效解决了窄窗口导致的井下“涌漏”等难题，压力控制精度0.2 MPa。发明控压钻井工况模拟装置及系统评价方法，创建压力、流量双目标融合欠平衡精细控压钻井方法，可同时解决发现与保护储层、提速提效及防止窄密度窗口井筒复杂的世界难题。深部缝洞型碳酸盐岩水平井水平段延长210%。形成窄密度窗口精细控压钻井技术、缝洞型碳酸盐岩水平井精细控压钻井技术、低渗特低渗欠平衡精细控压钻井技术、高压盐水层精细控压钻井技术等特色技术。其中，“蹭头皮”裂缝溶洞型碳酸盐岩水平井精细控压钻井技术，避免了压力波动压漏储层，集成工程地质一体化技术，精细雕刻油藏形态，采取30～50 m“蹭头皮”策略，水平穿越大型缝洞储集体；适时进行随钻动态监测，及时调整井眼轨迹，避免直接进洞，始终保持“蹭头皮”作业；待完井时进行大型酸化压裂，有效沟通油气通道。在中石油、中石化、中海油等国内外15个油气田现场应用300余口井，有效解决了“溢漏同存”等钻井难题。在塔里木碳酸盐岩地层TZ721-8H井上创造最长水平段1 561 m、日进尺150 m纪录。在印尼JABANG区块Basement基岩层采用欠平衡精细控压钻井技术，油气发现取得重大突破。在克深9-2井、克深21井(井底190 MPa/170 ℃，安全窗口＜0.01 g/cm3)实现实时流量监控和压力控制，有效解决了高压盐水层安全钻井难题。在新疆南缘高探1井成功应用，有效解决了复杂压力窄窗口钻井难题，保障了钻井安全高效。在中海油海洋平台上应用，解决了窄窗口溢漏复杂问题［15-16］。

4.4.2 连续循环钻井系统

研制出阀式连续循环钻井工具，包括连续循环阀和地面控制系统，实现正循环时侧循环自动关闭和密封，侧循环时正循环自动关闭和密封，随钻具一起入井，气密封压力35 MPa、液密封压力70 MPa，其抗拉、抗扭强度均高于配套S135钻杆强度，实现了液相/充气钻井接立柱(单根)、起下钻连续循环，有效减小压力波动，避免井下复杂，延长钻井进。研制出井口连续循环钻井系统样机(CCS)，创新形成了接头定位技术、钻井液预充分流技术、高压旋转密封技术、自动上卸扣技术等核心技术，可以在不停止钻井液循环的条件下对钻柱或者单根进行连接，同时保证循环当量密度不变［17］。

4.4.3 膨胀管封堵技术

通过高强度和高延伸性能材料研发，研制出膨胀管强度可达P110级套管及抗硫化氢膨胀管，延伸率由原来的27%提高到35%，形成了适用于深井复杂地层的膨胀管钻井封堵系统及配套完井技术，突破国内深层侧钻井无法下入技术套管进行二开次钻井的技术瓶颈，在塔河油田应用创造了连续管连续膨胀长度527 m、入井深度6 065 m的纪录。

4.5 固井装备与工具

4.5.1 固井配套装备

针对超深井、长水平段固井水泥浆用量大、施工时间长、顶替压力高的难题，开发了2500型固井装备、1600型电动固井装备和自动混浆网络监控成套固井设备，装备自动混浆能力和装机功率不断提升，电驱化提升了装备节能环保性能。

4.5.2 盐层无接箍套管专用扶正器

优化设计止推销钉数量和分布方式，提高了扶正器的夹持力，室内实验模拟遇阻30 t止推环仍然完好，技术参数满足工况要求，有效提高套管居中度，在克深9-2井进行了应用。

4.5.3 尾管顶部超高压封隔技术

高压油气井尾管重叠段封固质量差，环空油、气、水窜造成井口带压，井筒完整性得不到保障，为此研发了耐高温高压的尾管顶部封隔器，提高了高压气井的环空密封能力。采用金属与橡胶协同密封技术，克服了纯橡胶材料在高温高压下密封失效的问题，实现了204 ℃、70 MPa的高压气密封［29-30］。通过碳纳米管增强和多点交联等新技术改性橡胶材料，提高了耐H2S/CO2共同腐蚀能力，在204 ℃、H2S分压3.5 MPa、CO2分压3.5 MPa环境下，腐蚀后的性能保持率大于70%。在西南地区的超深井应用90余井次，最大应用井深8 420 m，最大井温160 ℃。带顶封封隔器的尾管悬挂器在克深605井目的层试验，顶替结束后下压回接筒22 t，实现一次坐封成功，并通过后期40 MPa负压差工程验窜。

4.5.4 平衡式尾管安全快速下入工具

创新地采用双向液缸坐挂机构配合耐高压球座式胶塞，独创了可无限排量循环的平衡式尾管悬挂器系统，承载能力达到1 800 kN，耐温达150 ℃，中途循环排量可超过2.3 m3/min，循环泵压大于25 MPa，形成了中途大排量循环解阻和分段循环防漏失等技术。在中石化、中石油、中海油等区块现场应用101井次，最大应用井深7 678 m(顺北5-8)，最高井温 208 ℃(昆 1-1)［31-32］。

4.5.5 内嵌旋转尾管固井工具

研制了内嵌旋转尾管固井工具，设计了具有空间立体斜面承载的内嵌卡瓦坐挂机构，打破了传统的卡瓦与锥套径向挤压承载的方式，形成了轴-径-周向的三维承载，降低了坐挂处的应力，悬挂负荷较常规尾管悬挂器提高1倍以上，坐挂后的过流面积提高30%以上，Ø273.1 mm尾管悬挂器承载能力达到3 400 kN，在顺北、塔河等油气井应用200余口井，解决了长、重尾管悬挂难题，在顺北鹰1井创应用井深纪录(8 588 m)，在玉中2井悬挂3 515 m长的Ø273.1 mm尾管重纪录(3 100 kN)。研发了具有密封效果的高承载轴承和液压、机械双作用的丢手机构，实现了高负荷下尾管旋转下入和旋转固井，Ø178 mm液压丢手的承载能力达到3 000 kN，抗扭能力41 kN · m，在羊深1井、鸭深1井和南海涠洲区块应用100余口井，解决了小间隙井尾管下入困难和固井质量不高的问题［33］。

4.6 连续管作业技术与装备

4.6.1 连续管作业成套装备

形成3类8种结构作业设备，适用管径Ø9.5 mm～Ø88.9 mm，达到国际先进水平，其中，研制出国内最大的8 000 m连续管作业装备，最大能力达到管径Ø50.8 mm、作业深度8 000 m，注入头最大提升力达450 kN。已实现规模应用，作业效率较常规提高3～4倍，作业成本降低40%以上［37］。

4.6.2 连续管作业井下工具

形成4个系列24类92种作业工具，满足了各种连续管井下作业需求，同比价格降低1/3以上。开发了8类62种连续管作业工艺，包括简单工艺升级、打捞、切割、处理滑套等复杂修井，连续管悬挂、下入或起出等完井管柱、射孔与压裂酸化等储层改造、测井测试等作业，年作业量超过1 200井次。在大庆、长庆、新疆、青海等11家油气田推广70余台套，应用超过13 200井次，推动了井下作业方式的转变。连续管技术已由“特种作业”变为常规作业。

4.6.3 国内首套超深井连续管作业装备LG680/50T-8000

该装备注入头最大提升力680 kN，滚筒容量Ø50.8 mm×8 000 m，作业能力达到中国最大，为塔里木油田8 000 m以内超深井作业提供了技术手段。已在新疆油田G2180井开展冲砂、通刮井、套管试压、老井加深进尺183 m等现场试验。

4.7 测井录井技术与装备

4.7.1 井下安全监控系统

形成Ø149.2 mm～Ø168.3 mm井眼用小尺寸工具井下安全监控系统，耐温175 ℃、耐压150 MPa，测传及评价关键参数包括：钻压、转速、扭矩、弯矩、振动、井斜、方位、钻柱内压、环空压力等9参数。在塔里木、青海等油田应用，最大下深5 249 m，最长工作时间223 h，有效监测了井漏、溢流、涡动等异常与复杂，优化了钻井参数，提高了机械钻速，保障了钻井安全。

4.7.2 随钻成像测井技术

针对随钻地质导向系统距离钻头远、检测信息少问题，研发了近钻头伽马成像系统，突破了跨螺杆电磁波短传、伽马成像方法、成像数据压缩等核心技术，近钻头300 r/min转速下伽马扫描成像分辨率达到国际先进水平，16扇区，测量点距离钻头0.45 m。针对深井超深井随钻成像储层描述评价、复杂井段井壁坍塌、井漏等成像检测需求，研发了高精度随钻电阻率成像系统，形成成像方法、成像电极、高速电路、系统集成等核心技术，扫描成像分辨率达到国际先进水平，128扇区，实现仪器耐温150 ℃、耐压140 MPa，开发出配套的数据处理解释方法和软件。在胜利、西南、西北等区块成功试验应用。

4.7.3 非化学源随钻中子孔隙度测量系统

创新突破了基于可控中子发生器源随地层孔隙度测量的理论建模和测量方法，突破了中子产额动态监测、热中子高灵敏探测和孔隙度换算高速处理等关键技术，形成随钻多参数测量仪器模块化集成设计方法，研发出与孔隙度参数融合的多参数综合测量仪器，实现在钻井过程中获取地层孔隙度参数，与其他随钻测量参数一起用于实时地层评价，尤其适用于碳酸盐岩地层的地质导向和随钻地层评价［18］。

4.7.4 深层超深层岩屑成分识别与层位卡取技术

针对地层层序及岩性复杂的难题，发展了XRF(X射线荧光)元素录井、XRD(X射线衍射)矿物录井等技，实现了岩屑10～30种元素、10～20种矿物成分的实时检测，从而可准确建立PDC钻头、超深井段、特殊岩性等复杂地质与工程条件下的地层柱状剖面，实现了层位划分、地层对比、层位及井眼关键位置卡取，为地层可钻性、井壁稳定性、井身结构优化及憋、卡、漏、塌等异常提供机理与技术支撑。发展了岩石力学录井技术，可实时获取岩屑的纵横波波速及杨氏模量、泊松比等岩石力学参数，在顺北2、顺北7等井取得较好的应用效果。

4.7.5 深井新型录井装备及综合解释评价系统

研制出无线远程录井系统，并将云技术引入录井工程，研制了新型氢火焰色谱仪、网络采集模块、氢火焰色谱与无线远程录井系统软件，以及实时录井解释评价系统、实时远程钻井和录井工程应用系统，实现了油气层解释评价、实时远程控制、远程专家会诊决策、网络远程发布录井数据等功能。

4.7.6 高温超高温测井技术

针对深井超深井高温测井需求，升级了电缆式高温高压仪器系列(200 ℃、175 MPa)，研制了万米深井绞车、电缆抗挤压装置、高承压井口电缆防喷装置等装置；研发了直推存储式测井仪器系列(200 ℃、206 MPa)、地面采集系统和测井工艺，实现常规测井方法、伽马能谱、偶极子声波等高温高压测量，满足了井漏、溢流等高风险井测井需求。常规测井方法完成了顺北鹰1井8 588 m、顺北71x井8 542 m测井施工，微电阻率成像、偶极子声波测井完成了顺北蓬1井8 300 m、8 400 m测井任务。建立了基于气测、电阻率、声波、密度等多参数储层有效性评价和流体识别方法，形成了基于模糊聚类分析的裂缝识别方法和储层类型定量判别方法，实现了特深层缝洞型储层的测井综合评价，有效支撑了顺北52A、顺北71x等断溶体高产井的油气发现。

5 钻井工程软件新进展

5.1 钻井工程数据库

创新设计组合插件式平台架构体系，开发了国内最完善的一体化钻井工程数据库，将钻井工程设计和钻井作业施工数据集成到统一平台，解决了钻井工程数据表征不统一、已有数据库相互独立不兼容和数据重复录入等难题［34］。

5.2 超深井钻井设计和工艺软件系统

建立高温高压深井摩阻压降计算等新模型，研发了超深井钻井设计和工艺软件系统，满足复杂地质与工况下深井钻井设计与分析需求，实现设计、施工一体化，钻井风险预警与决策实时化，提升了深井钻井设计与施工科学性，降低了超深井钻井作业风险。

5.3 钻井工程一体化软件平台

突破了自动化持续集成、多数据库支持等技术难题，升级了一体化软件平台，开发了地质工程一体化三维可视化模块，完善了钻井工程设计集成系统，研发了井下复杂工况早期识别预警与远程专家决策支持系统，形成了钻井工程一体化软件，实现了钻井工程设计与分析、“卡钻、井漏、溢流”等钻井风险早期预警等功能，在长城钻探、辽河油田、大港油田等应用数千井次［35］。

5.4 钻井地质环境因素描述与钻井优化软件系统

构建了井筒、地震、地质3大类的统一领域模型体系，支撑不同模块间高效协同，实现各类数据源之间的互联互通。开发了多专业协同软件平台，开放式软件框架支持动态开发与调试，三维一体化石油工程图形功能实现了地质数据-工程参数可视化交互，集安全管理、自定义扩展、在线部署于一体。研发了地质与工程一体化、理论模型与人工智能深度融合的钻井优化软件系统，包括钻井地质因素描述、钻井风险评价、钻井工程优化三大子系统，涵盖38类368个计算模型(表1)，一套软件集成了井震数据域模块、基于地质因素的钻井优化分析、待钻井段钻井工艺随钻优调、钻井优化模型与机器学习深度融合等功能模块，已在现场全面推广应用，实现了对国外软件的替代。

5.5 司钻导航仪系统

利用井场录井仪或钻参仪实时数据，通过模型分析井下地层变化、振动情况等，优化工艺参数，实时以电子表盘形式显示最优钻压、转速、排量等。在四川、玉门、大庆等油田试验应用上百井次，同比机械钻速提高16%～46.8%。

5.6 钻井远程可视化监测及监督技术

开发了兼容多类型接口、多传输协议、适应窄带宽网络的一体化井场数据加密传输软件，实现了综合录井仪及MWD/LWD等仪器数据自动采传、实时汇聚和云端共享。将实时数据与井筒静态数据及地质成果数据融合，以二维及三维图形可视化方式，实现了钻井井筒信息及施工参数的实时监测、井下工况的智能识别、实钻信息与设计方案的自动化对比、施工进度跟踪及关键参数的偏离预警，为后方人员提供了高效、直观的远程监督及管理手段［36］。

表1 钻井工程一体化软件Table 1 Integrated software for drilling engineering

5.7 基于云计算的井下工况实时分析技术

以传统静态计算模型为基础，建立了基于大数据技术的随钻智能修正钻井岩屑分布、环空ECD、钻柱摩阻扭矩、机械比能实时计算模型，并将其封装成系列微服务进行云端部署，计算速率可达1 000井次/5 s，实现了井下工况参数的自动实时计算，为工程技术人员提供了准确高效的钻井实时分析服务。

5.8 钻井复杂故障智能预警及处置技术

将钻井参数异常征兆分析与机器学习方法相融合，实现了井漏、溢流、遇阻卡等井下复杂故障的分级智能预警、信息自动推送与在线处置，由“人找异常”转变为“异常找人”，可随时随地“按需关注、提前介入”现场复杂故障，人工监测与分析工作量减轻的同时，风险控制能力大幅增强。

5.9 基于大数据的区域钻井优化技术

实现了地质成果、历史数据、实时数据的异构多尺度融合，利用大数据统计分析、趋势分析、人工智能分析方法建立了区域钻井学习曲线，通过对钻井时效、施工故障等KPI的自动挖掘及相应施工参数的钻取分析，通过最佳案例的智能推荐和复用实现了区域钻井方案的持续优化。

5.10 钻井仿真模拟技术

通过建立井下三维仿真模型及钻井工程模拟模型，研发了基于数据驱动的临境式钻井仿真引擎，实现融合地质环境参数与工程参数相耦合的钻前模拟，通过在计算机上对钻井设计方案的“预演”和“试钻”，模拟评价各种方案的潜在风险及机械钻速，进而优选最佳钻井方案，提前制订风险应对措施，达到最优化钻井的目的。

5.11 钻井全流程在线协同管控技术

将钻井业务流程固化于系统中，实现了从设计到完井全过程各类信息的自动流转、流程在线审批，以及油公司、施工单位及技术服务团队之间的实时在线协同，利用远程视频会议模块开展在线讨论及指挥，提升了跨团队协作效率。为300余口重点井提供了远程监督、技术分析及专家决策支持，创新了钻井管理与技术决策工作模式，为智能钻井、远程控制钻井奠定了软件基础。

6 攻关建议

全球第1口深井、超深井和特深井都诞生于美国，陆上深井超深井主要集中在得克萨斯州(占一半以上)，海上深井超深井主要集中在墨西哥湾。目前全球有80多个国家能钻深井，有30多个国家能钻超深井，表明深层超深层已成为全球油气资源勘探开发的重大需求，深井超深井钻完井技术已成熟配套。国际先进水平的深井超深井钻完井技术早已突破12 000 m垂深，钻机等主要装备初步具备15 000 m钻深能力，正在向自动化、智能化方向发展。

中国的深井超深井钻完井技术与国际水平还有一定差距，当前主要面临两大任务：一是围绕深层超深层油气勘探开发需求，以“降本保质增效”为目标，从“安全提速”入手，不断打造工程技术利器，加速技术迭代和装备配套，降低复杂时效，缩短工程周期，支撑油气勘探开发的重大发现和突破；二是，围绕特深井和深地研发计划，强化安全高效钻完井基础研究和重大技术攻关，将油气勘查技术能力提升到10 000 m及以上，支撑特深井和深地资源规模化勘探与效益化开发。深井超深井钻完井技术正在向更深、更快、更经济、更清洁、更安全、更智能的方向发展。

6.1 主要攻关方向

(1) 研制钻深12 000 m以上的钻机、高强度钻杆及配套装备，提升钻完井作业能力。

(2) 强化地球物理、测井录井、钻井工程等多学科融合，进一步准确预检测地层岩体的断层及地应力、缝洞展布、岩性及组分、地层压力系统等地质环境因素，优化钻完井工程设计，保障作业安全。

(3) 发展高效破岩长寿命钻头及工具、耐高温随钻测量仪器、垂直钻井工具、固完井工具等井下工具及仪器，提高机械钻速和井身质量，缩短钻井周期。

(4) 提高钻井液、水泥浆、压裂液等耐高温能力，提升综合性能调控技术，满足超高温超高压、复杂地层等需求。

(5) 发展超深水平井、多分支井、羽状井等钻完井技术，提高储层钻遇率、单井产量和最终采收率。

(6) 打造地面作业、井下测控等一体化平台，提高钻完井作业效率，防控作业风险。

(7) 加快智能钻完井、仿生井等技术研发，支撑油气井高产和稳产。

6.2 主要部署建议

(1) 做好顶层设计，科学制定发展战略和规划。围绕国家油气发展战略，立足钻完井技术现状，对标国际先进水平，明确发展目标和方向。基于顶层设计制定发展战略和规划，按国家和企业分层次实施，形成产学研用一体化研发体系。国家重点支持基础前瞻研究和关键共性技术攻关，企业侧重成果转化及推广应用、工艺及装备配套、解决生产技术难题等个性化需求。

(2) 强化基础前瞻研究，着力解决钻完井关键科学问题。交叉融合力学、化学、机械、电子、材料、控制等相关学科的理论和方法，持续研究机理、机制、规律、特征等基础问题，解决钻完井关键科学问题，夯实钻完井技术基础；追踪钻完井技术发展方向和国际同行先进技术，关注人工智能与钻完井的融合，加速推进前瞻技术研究，早日实现从“跟跑”到“领跑”历史跨越，引领行业发展。

(3) 聚焦关键共性技术攻关，全力打造钻完井核心技术。围绕深层超深层油气勘探开发重大需求和深井超深井钻完井技术瓶颈，集中优势科研力量，聚焦攻关万米深井自动化钻机、旋转导向钻井系统、200 ℃随钻测量仪器、260 ℃井下工具及钻井液水泥浆等关键共性技术，发展完善深井超深井钻完井技术，突破特深井和深地钻完井技术瓶颈。

(4) 推广应用新技术及装备配套，提升勘探开发保障力。加快井震融合钻井技术、井下自动化安全监控等新技术现场试验，推广应用高效钻头及提速工具、175 ℃/185 ℃随钻测量及地质导向钻井系统、防漏堵漏及井筒强化、高温高密度钻井液及泡沫水泥浆、测试资料解释及产能评价等成熟技术，配套升级深井高效钻机、精细控压钻井等钻完井装备及工具，不断打造工程技术利器，解决支撑油气勘探开发的钻完井技术难题，以“降本保质增效”为目标持续提升保障力。