鄧 虎 賈利春

中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院

0 引言

四川盆地海相碳酸鹽巖油氣資源豐富，其中，埋深大于4 500 m的深層天然氣資源量達到9.68×1012m3，占盆地天然氣資源總量的 53%[1]。近年來，在川西北、川中古隆起北斜坡、川東等發(fā)現(xiàn)了一批深層超深層海相碳酸鹽巖大型氣田，如安岳氣田、龍崗氣田、雙魚石氣藏、元壩氣田等[2-8]，川中古隆起太和氣區(qū)在近期也取得了新的勘探突破[9-10]。持續(xù)推進深層超深層海相碳酸鹽巖油氣勘探開發(fā)依然是“十四五”及今后若干年內(nèi)四川盆地增儲上產(chǎn)的工作重點[11-12]。隨著深井超深井優(yōu)快鉆井技術不斷完善，鉆探能力逐步得到顯著提高[13-14]，具備了實施8 000 m及以上超深井的作業(yè)能力，已經(jīng)成功實施了包括井深達 9 010 m 的 SY001-H6 井、井深 8 420 m的CS1井等一批標志性超深井[15-20]，有效地支撐了四川盆地深層超深層海相碳酸鹽巖油氣資源的勘探發(fā)現(xiàn)。

筆者在總結分析四川盆地深層超深層海相碳酸鹽巖油氣資源鉆井面臨的主要技術難點及近年來經(jīng)過持續(xù)攻關、不斷完善和提升的深井超深井鉆井關鍵技術的基礎上，提出了深井超深井鉆井今后的重要攻關方向，以期能對四川盆地深井超深井工程技術迭代升級有所裨益。

1 鉆井難點與問題

1.1 井身結構設計難度高

四川盆地海相碳酸鹽巖油氣藏上覆地層由淺及深通常發(fā)育有第四系—震旦系層序，地層層序多，從地表開始，至震旦系燈影組，部分區(qū)域有27套地層。其中，三疊系須家河組及以上地層為陸相碎屑巖層，雷口坡組及以下地層為海相巖層。

四川盆地地層一方面巖性復雜，軟硬交錯，須家河組、棲霞組等地層易發(fā)生井壁失穩(wěn)垮塌；珍珠沖組、須家河組等地層硬度較高、研磨性較強[21]，鉆頭牙齒易崩壞或過度磨損，單只鉆頭進尺低；嘉陵江組含鹽巖、石膏，縮徑卡鉆時有發(fā)生。另一方面壓力系統(tǒng)多，如表1所示，如太和氣區(qū)沙溪廟組—震旦系燈影組存在6套壓力系統(tǒng)，高低壓互層且縫洞發(fā)育等[12-24]，井漏、氣侵同存現(xiàn)象頻發(fā)。再者，地層溫度高，部分區(qū)塊超過200 ℃。海相地層含有H2S等腐蝕性氣體，且含量較高，對鉆井液、鉆具、鉆井措施等要求高。上述復雜在區(qū)域上還存在非均質(zhì)性特點，如須家河組地層壓力系數(shù)在川東為常壓，在雙魚石構造和太和氣區(qū)為高壓，地層壓力系數(shù)介于1.9～2.0；海相地層H2S的含量也從微量到89.62 g/m3，甚至更高，給鉆井工程的井身結構設計帶來困難。

表1 四川盆地部分深井超深井典型壓力系統(tǒng)表

復雜的工程地質(zhì)環(huán)境導致四川盆地深層超深層海相碳酸鹽巖井身結構設計難度高[15-16,23]。易垮塌層、易漏難堵地層、難鉆地層、高壓氣層、高壓鹽水層、膏鹽層等復雜層致必封點多、且變化無規(guī)律可循，受套管層次限制，無法用套管將所有復雜層段單獨分隔開來，同一裸眼段可能存在易漏失層、易垮塌、異常高壓等多個復雜層，若井身結構設計不合理，這些單個復雜可能同存疊加，如同一裸眼段噴漏同存、井漏與井壁失穩(wěn)同存等，密度窗口窄，井筒內(nèi)各段壓力與不同層段的地層壓力難以達成穩(wěn)定的平衡，反復發(fā)生復雜，增加處理時效，嚴重時甚至導致井眼工程報廢[18]。

1.2 井下工具、儀器和液體耐高溫性能不足

四川盆地深層超深層海相碳酸鹽巖油氣藏普遍表現(xiàn)出高溫高壓特征，如表2所示，對井下儀器及工具、鉆完井液體系形成了嚴峻挑戰(zhàn)。

表2 四川超深井井底溫度壓力表

①井底高溫高壓環(huán)境易致井下工具及儀器的密封件提前老化、變形、破裂等，造成井下工具及儀器工作壽命短、易失效。太和氣區(qū)前期螺桿鉆具井下平均工作時間僅72.3 h；隨鉆測量MWD儀器工作可靠性、穩(wěn)定性仍有待完善；電測儀器對于部分高壓井仍面臨失效風險，如LG70井井底壓力160.5 MPa，造成測井儀器擠壓變形[15-16]。②高溫條件下，鉆完井液處理劑會發(fā)生降解、失效，黏土發(fā)生鈍化，造成鉆完井液流變性及沉降穩(wěn)定性惡化，性能調(diào)控難[25]。另一方面，高溫易使鉆井液中有機剛性堵漏材料失效，果殼類材料在180 ℃油基鉆井液環(huán)境下24 h老化后封堵承壓能力下降48.84%[27]，造成超深井高溫漏失地層堵漏成功率低、長期封堵穩(wěn)定性差，易發(fā)生重復性漏失。

1.3 機械鉆速慢

四川盆地上部陸相地層砂泥巖互層、軟硬交錯，部分地層研磨性強，如珍珠沖組、須家河組層段，可鉆性差[28-31]，平均機械鉆速低、鉆頭消耗量高，如表3所示。

表3 四川盆地三疊系鉆井指標表

下部海相地層長興組底部地層硅質(zhì)含量高，且含燧石，茅口組以泥—粉晶灰?guī)r、泥晶硅質(zhì)灰?guī)r為主，含有硅質(zhì)巖和燧石，吳家坪組抗壓強度達250 MPa、可鉆性差，具有區(qū)域分布特征。整體看，二疊系鉆頭磨損快、選型困難，如表4所示。

表4 四川盆地二疊系鉆井指標表

1.4 井控風險高

四川盆地油氣成藏條件優(yōu)越，縱向上形成了震旦系、寒武系、石炭系、二疊系—三疊系碳酸鹽巖常規(guī)氣藏以及志留系—寒武系頁巖氣、上三疊統(tǒng)須家河組致密氣和侏羅系致密油氣，共存在27套油氣層，其中主力產(chǎn)層8個[15]，鉆井過程中油氣顯示活躍，個別地層甚至超過140 MPa。同時，縱向上漏失層位多，套管層次受限，同一裸眼段鉆井液密度窗口窄，噴漏同存、井控風險高。如太和氣區(qū)JT1井?241.3 mm井段龍?zhí)督M、棲霞組、筇竹寺組鉆遇8次氣測異常，茅口組、滄浪鋪組鉆遇3次氣侵，同時筇竹寺組發(fā)生6次井漏，實鉆鉆井液密度2.26～2.30 g/cm3，密度窗口僅 0.04 g/cm3[32]。

另外，雷口坡組以下海相油氣層幾乎層層含硫，部分高含硫[12]，例如安岳氣田龍王廟組、燈影組H2S含量介于10～20 g/m3，龍崗西區(qū)塊長興組H2S含量介于30～52 g/m3[15]；川中地區(qū)棲霞組H2S含量35.11 g/m3、龍王廟組 H2S 含量 89.62 g/m3。腐蝕性氣體不僅會造成井下鉆具氫脆失效、污染鉆完井液，而且一旦泄漏到地面將造成嚴重損失，鉆井過程中對井控的要求非常高。

1.5 固井氣竄風險高

深層超深層油氣藏溫度和壓力高，同時碳酸鹽巖地層裂縫、溶洞發(fā)育，部分地層存在氣液置換效應，固井環(huán)空氣竄風險高[33-34]。

井底高溫一方面易導致水泥漿處理劑失效，流變性、沉降穩(wěn)定性調(diào)控困難、水泥石強度衰退[35]。如降濾失劑AMPS共聚物在180 ℃高溫下降解、特性黏數(shù)損失超過25.79%[33]；尾管懸掛器及附件在高溫條件下密封元件易失效。另一方面，部分超深井封固段長，頂?shù)诇夭畲?，水泥漿性能難以兼顧。如高石梯—磨溪區(qū)塊?177.8 mm尾管封固段超過2 000 m，頂?shù)诇夭?0～60 ℃，易導致水泥漿長期不凝[36]。此外，部分井段存在窄密度窗口，固井中溢漏同存，不僅影響固井質(zhì)量，且井控風險高[37]。再者，超深井尾管固井一般環(huán)空間隙小，施工摩阻及泵壓高，頂替效率低，如五探1井?168.3 mm尾管環(huán)空間隙僅12.69 mm[38]。另外，深井超深井小井眼段采用油基泥漿降低井下摩阻后，固井時井壁上的油膜難以沖洗干凈，鉆井液、隔離液和水泥漿呈現(xiàn)出嚴重的化學不兼容，影響水泥環(huán)膠結質(zhì)量[38-40]。

2 鉆井關鍵技術

針對四川盆地深井超深井鉆井所面臨的埋藏深、多層序、壓力系統(tǒng)復雜、高溫高壓、高含硫等特點，在井身結構優(yōu)化拓展、安全高效優(yōu)快鉆井、氣體鉆井、抗高溫鉆井液、精細控壓鉆固井等關鍵技術方面開展了持續(xù)攻關，形成了四川盆地深井超深井鉆井關鍵技術系列。

2.1 非常規(guī)井身結構

針對四川盆地深層超深層油氣藏上覆地層層序多、壓力系統(tǒng)復雜、地質(zhì)不確定因素多，致鉆井過程中鉆井時效低、井下復雜頻發(fā)、井控風險高，在常規(guī)井身結構基礎上對套管層次優(yōu)化拓展，形成了多種非常規(guī)井身結構模式[15-18,31-32]，如表5所示。

表5 四川盆地深井超深井典型非常規(guī)井身結構表

優(yōu)化拓展后的深井超深井井身結構以“導管+六開六完”“六開六完”和“五開五完”3種模式為主，同時兼顧地層壓力系統(tǒng)和鉆井提速需求，相互之間又可靈活調(diào)整。如?241.3 mm井眼是為鉆遇三疊系—寒武系的復雜情況而準備的，鉆遇復雜，可以提前固井，采用“六開六完”模式，如未鉆遇復雜，繼續(xù)鉆進后縮小套管尺寸，減少一次固井作業(yè)，如ST7井、ZS101井未鉆遇復雜、節(jié)約了一層套管，上述3種常規(guī)井身結構模式選擇靈活[41]，可有效降低鉆井成本。

2.2 個性化鉆頭及提速工具

2.2.1 個性化鉆頭

基于測井資料和巖心試驗數(shù)據(jù)對地層的巖石特性、可鉆性、研磨性預測分析，再根據(jù)實鉆數(shù)據(jù)修正可鉆性。結合地層參數(shù)與鉆頭參數(shù)的關聯(lián)關系，推薦適合各套地層的個性化鉆頭，如表6所示。

表6 部分區(qū)塊個性化鉆頭推薦使用表

2.2.2 提速工具

上部大尺寸易鉆井眼采用?286 mm大扭矩螺桿+PDC鉆頭復合鉆進；深部高溫地層優(yōu)選高溫等壁厚碳化鎢螺桿配合個性化PDC鉆頭提速；須家河組、筇竹寺組—麥地坪組等難鉆、強研磨地層采用液力沖擊器、扭沖工具等提速工具。提速效果明顯：液力沖擊器在須家河組實現(xiàn)單只鉆頭平均進尺203 m、同比提高71.35%[32]；扭沖工具在ZS103井?241.3 mm井段一趟鉆鉆穿筇竹寺組—麥地坪組，進尺493 m，平均機械鉆速3.85 m/h，周期7.24 d，同比鄰井分別提高52%、縮短5.76 d；等壁厚碳化鎢螺桿在雙魚石構造最高使用時間 406.16 h、平均壽命 190.27 h。

2.3 抗高溫鉆井液與井眼強化技術

2.3.1 抗高溫鉆井液體系

針對超高溫超高壓鉆井液體系性能不易穩(wěn)定的難題，研發(fā)了抗高溫鉀聚磺鉆井液（CQTEP）、有機鹽聚磺鉆井液（CQOSM）、即時封堵鉆井液（CQ-JFS）、高密度油基鉆井液（CQOBM）和高密度飽和鹽水鉆井液（CQSSW）等鉆井液系列[15-16]。

在九龍山構造雷口坡組—嘉陵江組含膏鹽巖地層采用有機鹽聚磺鉆井液體系（CQOSM）后，劃眼時間由270 h縮短為96 h，井眼擴大率由17%降為 8.9%[29]；在塔探 1 井井深 6 048.8 ～ 6 508 m 的筇竹寺組—燈二段采用抗溫220 ℃、最高密度2.30 g/cm3的高密度油基鉆井液體系（CQOBM），在井底實測溫度203 ℃條件下流變性能穩(wěn)定，破乳電壓大于1 000 V，未出現(xiàn)油水分層、黏度切力難控制等問題，應用期間起下鉆順利、無阻卡[26]。

2.3.2 井眼強化技術

四川盆地裂縫性、破碎性地層均存在不同程度漏失，如雙探1井棲霞組鉆井液密度1.87～1.96 g/cm3發(fā)生漏失11次，漏失鉆井液1 407.6 m3[31]。針對裂縫性漏失和提高地層承壓能力需求，開發(fā)了剛性粒子+高失水材料復合堵漏、智能凝膠+水泥漿封堵溫控型固化堵漏等技術。如ST8井在茅口組采用鉆井液密度2.01～2.05 g/cm3時存在漏溢同存，采用剛性粒子+高失水材料承壓堵漏一次成功，承壓能力提高到2.03 g/cm3[32]；龍?zhí)?井應用復合橋接堵漏技術將飛仙關組承壓能力由 2.15 g/cm3提高至 2.35 g/cm3[29]；大探1井鉆進至井深4 273.6 m發(fā)生井漏失返，環(huán)空液面空高度介于180～230 m，采用溫控承壓堵漏技術，一次性堵漏成功，地層承壓能力提高7 MPa。

2.4 氣體鉆井技術

在地層無大量出水、井壁垮塌、腐蝕性氣體等條件下，氣體鉆井可顯著提高機械鉆速[28-29]，表7為部分構造上部大尺寸井眼采用氣體鉆井技術提速的情況表。由表7可看出，?444.5 mm和?333.4 mm井眼平均機械鉆速分別為8.39 m/h和14.15 m/h，同比鄰井未使用氣體鉆井的井平均機械鉆速分別提高2.56倍和2.78倍。

表7 部分深井超深井氣體鉆井應用情況表

2.5 精細控壓鉆井和固井技術

針對縱向上多產(chǎn)層、窄密度窗口、裂縫發(fā)育造成的井筒壓力極易失衡、失控難題，升級并規(guī)?；瘧肅QMPD系列精細控壓鉆井系統(tǒng)，發(fā)展了排氣降壓、承壓堵漏等密度窗口拓展技術，實現(xiàn)溢漏“早發(fā)現(xiàn)、早處理”，有效地解決了鉆井液密度窗口窄、無窗口及溢漏同存的鉆進難題，顯著降低了復雜井段的復雜時效、井控風險[42-45]。磨溪—高石梯區(qū)塊燈影組采用精細控壓鉆井后平均單井漏失量由928.82 m3降低至 130 m3，處理復雜時間由 311 h 降低至 27.9 h[44]；雙魚石構造采用精細控壓鉆井實現(xiàn)茅口組異常高壓層與上部低壓層合打，節(jié)約一層套管[32,42,45]；太和氣區(qū)PT15井在須五段鉆遇異常高壓，鉆井液密度高達2.38 g/cm3，采用精細控壓、排氣降壓拓展密度窗口后控壓鉆井液密度降至2.00 g/cm3安全鉆穿該層段。

在精細控壓鉆井基礎上進一步延伸發(fā)展形成的精細控壓固井技術，在固井過程中控制環(huán)空當量密度處于安全窗口內(nèi)，實現(xiàn)壓穩(wěn)、不漏，為保證固井質(zhì)量提供了井眼條件[46-50]。圖1為精細控壓固井技術應用在雙魚石等構造深井尾管固井的效果。其中，ST7 井 ?177.8 mm 尾管段長度為 3 812 m，井深至7 582 m，工作液密度窗口約 0.05 g/cm3，實現(xiàn)一次上返，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率為57.80%，合格率為99.70%[49]，有效地解決了窄安全密度窗口固井易漏失、返高不夠等問題。

圖1 精細控壓固井技術現(xiàn)場應用效果圖

2.6 信息化數(shù)字化鉆井技術

應用互聯(lián)網(wǎng)、邊緣計算、云計算、大數(shù)據(jù)及虛擬現(xiàn)實等信息化技術研發(fā)了工程作業(yè)智能支持系統(tǒng)（EISS），實現(xiàn)了鉆井、錄井、井下作業(yè)和測井等現(xiàn)場實時數(shù)據(jù)、視頻數(shù)據(jù)和手工數(shù)據(jù)的采集及傳輸，具備鉆井作業(yè)實時監(jiān)控及預警、隨鉆地質(zhì)導向、輔助決策、輔助設計等功能，為數(shù)字化、信息化鉆井提供大數(shù)據(jù)支持[51-54]；開展鉆井液性能在線監(jiān)測系統(tǒng)、巖屑動態(tài)稱重裝置、井下多參數(shù)隨鉆測量儀等實時監(jiān)測儀器的研究與試驗，實現(xiàn)地面及井下數(shù)據(jù)有機融合、打造數(shù)字井筒，實時監(jiān)測工程參數(shù)、異常自動報警和風險超前預警，工程故障復雜在一定程度上得到有效控制。2021年遠程故障復雜及處置溢流45井次，成功預警避免了ZS102井溢流的發(fā)生，實現(xiàn)故障復雜時間降低22.32%。

通過EISS系統(tǒng)輔助優(yōu)選鉆頭取得顯著成效：磨溪—高石梯區(qū)塊?215.9 mm井眼PDC鉆頭平均使用數(shù)量比優(yōu)選前減少2.25只，平均機械鉆速提高49.33%[54]；DT1井須家河組實現(xiàn)3只鉆頭鉆穿層厚1 232 m，單只鉆頭最高進尺 674.5 m，平均機械鉆速3.14 m/h，一開至四開井眼鉆井用時181.49 d，平均機械鉆速4.48 m/h，同比該區(qū)域同類井節(jié)約周期130 d 以上。

2.7 井控技術

形成了從一次井控到井噴應急救援的全過程井控技術。一次井控方面研制了出口非滿管流量監(jiān)測系統(tǒng)、溢漏早期監(jiān)測系統(tǒng)，在5 000 m的深井中較傳統(tǒng)監(jiān)測方式溢流報警時間提前3 min以上。二次井控方面形成了井控裝備、非常規(guī)壓井工藝和安全密度窗口擴展技術，研發(fā)了無線遙控關井裝置、高壓抗硫井口裝置與井控管匯等裝備[55]。又漏又噴井，形成了反循環(huán)堵漏壓井、水泥漿堵漏壓井、環(huán)空反擠堵漏壓井等多種壓井工藝技術；嚴重井噴、井內(nèi)噴空等井，形成了體積法、壓回法、頂部壓井和動力壓井的4種非常規(guī)壓井工藝；井噴失控應急救援方面，研制的井口偵察機器人、遠距離水力噴砂切割裝置、一體化井口重置裝置等可實現(xiàn)全過程帶火作業(yè)，滿足地層壓力70 MPa、天然氣無阻產(chǎn)量200×104m3/d的井噴救援需求，實現(xiàn)最高井口壓力50.2 MPa井控救援作業(yè)[55]。

依托深井超深井安全快速鉆井關鍵技術，成功實施了如完鉆井深為9 010 m的SY001-H6井、完鉆井深8 600 m的SY001-X3井等一批標志性深井和超深井，實現(xiàn)安岳氣田平均完鉆井深由5 753 m加深至6 522 m，鉆井周期由 211 d 縮短至 179 d，同比縮短25.1%，其中周期最短的118 d[56]。深井超深井鉆井技術的逐步成熟，有力地支撐了深層超深層天然氣資源快速轉化及油氣勘探的重大發(fā)現(xiàn)。

3 鉆井技術展望

四川盆地深井超深井鉆井技術雖然得到了長足的發(fā)展，但部分難點和瓶頸仍未完全徹底解決和突破，且隨著勘探開發(fā)進一步向超深層發(fā)展，鉆完井技術將面臨一些新的要求和挑戰(zhàn)，需持續(xù)攻關加以解決。

3.1 海相碳酸鹽巖地層孔隙壓力精確預測

雖然學界對碳酸鹽巖地層壓力預測開展了大量的研究工作，也取得了顯著成效，但針對四川盆地非均質(zhì)性地層特點，目前仍未形成有效的、統(tǒng)一的、具有普適性的地層壓力預測方法。有學者應用等效深度法預測川東北飛仙關組地層壓力，但碳酸鹽巖縱波速度對有效應力變化不敏感、潛在誤差較大[57-59]；考慮構造擠壓應力影響的擠壓型碳酸鹽巖地層壓力預測模型，預測結果與實測地層壓力間相對誤差介于5.4%～9.9%[60]；利用小波變換分離孔隙流體和骨架縱波速度建立的碳酸鹽巖地層壓力預測方法，預測結果與實測結果相比誤差達到15%[61]；以多孔介質(zhì)彈性理論建立的碳酸鹽巖地層壓力預測模型預測川東北飛仙關組地層壓力與實測相比誤差為7.43%[62]。這些方法雖然已實現(xiàn)碳酸鹽巖預測誤差控制在10%左右，但是推廣到其他碳酸鹽巖地層壓力預測仍需謹慎。

四川盆地海相碳酸鹽巖地層在縱向上、橫向上均存在顯著的非均質(zhì)性和差異性，難以精準預測地層壓力，特別是新的勘探開發(fā)區(qū)塊，亟須開展碳酸鹽巖地層超壓成因機制及構造運動、巖石物理特性、地震波速度精確解釋等方面的研究，探索建立目標區(qū)塊、目標地層的壓力預測方法，為井身結構優(yōu)化設計、鉆井提速模式優(yōu)選提供指導。

3.2 上部陸相地層反循環(huán)氣體鉆井技術

傳統(tǒng)氣體鉆井技術提速效果顯著，但在井壁穩(wěn)定性較差、嚴重漏水等復雜地層中難以實施，嚴重限制了氣體鉆井的應用[63-64]。而反循環(huán)氣體鉆井從雙壁鉆具內(nèi)管排氣返砂，減少了高速氣流與井壁的相互作用，在處理上述復雜地層時優(yōu)勢顯著，且需求氣量低于傳統(tǒng)氣體鉆井，可有效擴展氣體鉆井應用領域。

在四川達州某溫泉井?215.9 mm井眼井漏失返，且井壁垮塌嚴重，堵漏補壁無效，在采用氣舉反循環(huán)鉆井工藝后重新建立循環(huán)，解決了該井井漏失返、垮塌、攜巖困難的問題[64]。目前，國內(nèi)已開展用于反循環(huán)氣體鉆井的專用雙壁鉆桿、反循環(huán)空氣錘等關鍵工具的攻關，經(jīng)過現(xiàn)場試驗驗證后，可有助于提高深井超深井上部陸相地層的機械鉆速。

3.3 高溫隨鉆測量工具和高速傳輸技術

國外隨鉆測量MWD/LWD儀器抗溫150 ℃完全成熟、抗溫175 ℃比較成熟[12-13]，國內(nèi)相關儀器抗溫能力普遍介于125～150 ℃、個別突破175 ℃，但關鍵元器件仍依靠進口、儀器降溫隔熱技術還需完善。未來需重點攻關抗溫175 ℃以上的隨鉆測量儀器：突破解決電子電路高溫老化、半導體熱敏元器件參數(shù)突變等問題，提升高溫工作條件下的穩(wěn)定工作時間；開展儀器抗壓外筒及密封件研制，提高儀器承壓能力。

另外，目前井下無線傳輸速率普遍在1 bit/s以下，受隨鉆上傳速率限制，地面難以及時獲取井下監(jiān)測的工程、地質(zhì)參數(shù)，造成井下工況獲取及軌跡調(diào)控滯后，亟需攻關井下大容量數(shù)據(jù)高速傳輸技術、隨鉆遠探技術等，開發(fā)傳輸速率達5 bit/s、甚至更高的傳輸系統(tǒng)，實現(xiàn)地面及時準確獲得井下工程、地質(zhì)參數(shù)，便于及時掌握井下工況并快速做出對策，減少鉆井風險。

3.4 抗高溫鉆井液體系和堵漏材料

隨著井深不斷增加，井底溫度越來越高，如塔探1井井底實測溫度達到203 ℃[26]。未來特深井將突破萬米，所面臨的井底溫度會更高，對鉆井液體系及堵漏材料的抗高溫性能提出了更高需求。

目前，國內(nèi)抗高溫有機土、降濾失劑等關鍵處理劑初步具備代替國外類似材料的能力，但在性能穩(wěn)定性、系列化方面還存在差距[65]。未來需要開展處理劑超高溫降解、吸附機理和超高溫惡劣環(huán)境下的穩(wěn)定性研究，攻關抗220 ℃的高密度水基鉆井液、抗260 ℃的油基鉆井液體系。堵漏方面需要研發(fā)抗高溫堵漏材料，解決深井超深井堵漏材料高溫老化、材料結構和力學性質(zhì)不穩(wěn)定的問題，突破深井超深井堵漏成功率低和封堵效果不佳的技術瓶頸[66-67]。

3.5 高效破巖與提速技術的升級完善

垂直鉆井系統(tǒng)在直井中防斜提速效果突出，但適應四川盆地非均質(zhì)性地層的工具及工藝技術還需要進一步攻關，以提升上部直井段的鉆井速度和井身質(zhì)量；PDC鉆頭的高端復合片目前仍然依賴進口；對于陸相珍珠沖組、須家河組等致密地層、海相吳家坪組、茅口組等含燧石地層，硬度高、研磨性強、可鉆性差，仍需繼續(xù)攻關孕鑲或復合PDC鉆頭等，提高破巖效率。

此外，長壽命大扭矩螺桿、旋沖工具、渦輪鉆具、扭力沖擊器等提速工具在耐高溫、耐腐蝕、長壽命等方面與國外仍存在差距，可靠性、地層適應性等方面還需要針對地層特點進一步攻關；上部大尺寸井眼及難鉆地層在鉆進中存在鉆具振動劇烈、憋跳等易導致鉆具損壞的難題，需要開展井下鉆柱異常振動監(jiān)測，研制對應的減振工具，實現(xiàn)安全快速鉆井。

3.6 數(shù)字化鉆井持續(xù)升級

以人工智能為代表的第四次工業(yè)革命已經(jīng)到來，“十四五”及未來油氣鉆井領域將不斷向自動化、智能化方向發(fā)展[68]。在實現(xiàn)智能化之前，持續(xù)升級數(shù)字化、信息化鉆井，重點探索數(shù)字技術與井筒工程技術的深度融合，提高風險預警準確率與技術支持科學性[51]；持續(xù)升級、完善EISS系統(tǒng)功能，進一步擴大采集數(shù)據(jù)源，包括設備、隨鉆實時數(shù)據(jù)、固井及壓裂實時數(shù)據(jù)等，由遠程監(jiān)控、預警向遠程智能決策發(fā)展，為鉆井自動化、智能化做鋪墊。

3.7 深井超深井固井技術

針對深井超深井高溫高壓、高含硫、安全密度窗口窄、封固段長等難點，持續(xù)開展固井技術系列攻關：開展抗溫200 ℃以上的水泥漿體系和高性能固井材料的研究；針對長封固段、大溫差問題研發(fā)溫度廣譜型油井水泥外加劑，形成溫差大于70 ℃的水泥漿體系；開發(fā)耐高溫高壓、高可靠性尾管懸掛器等固井工具；研發(fā)抗高溫、防腐蝕、防竄韌性水泥漿，提高水泥石在高溫下的結構完整性和長期力學穩(wěn)定性能；針對密度窗口窄、環(huán)空間隙小的現(xiàn)象，攻關大體量注替固井裝備及配套工藝，提高水泥漿頂替效率和固井質(zhì)量[69-70]。

3.8 地質(zhì)工程一體化技術

多學科融合、多技術集成的地質(zhì)工程一體化理念已在頁巖氣等非常規(guī)油氣勘探開發(fā)中發(fā)揮作用，促進了非常規(guī)油氣開發(fā)的提速提產(chǎn)[71]。但在油氣行業(yè)內(nèi)整體進展及成效不顯著，仍然存在各自為戰(zhàn)、人員分散、軟件平臺單一等問題，其中，沒有形成成熟的地質(zhì)工程一體化系統(tǒng)平臺是其原因之一，制約了數(shù)據(jù)流及信息流的高效銜接和應用[71]，建立多學科交互、快速迭代地質(zhì)建模的地質(zhì)工程一體化平臺，是實現(xiàn)地質(zhì)工程一體化基礎。

3.9 輕質(zhì)高強度合金鉆桿

隨著鉆探深度不斷增加，加上海相地層高含硫的影響，超輕質(zhì)、高強度、耐腐蝕、韌性好的合金鉆桿是高腐蝕性環(huán)境下超深井鉆井的理想工具[72]。目前較為成熟的輕質(zhì)高強度合金鉆桿主要有鋁合金鉆桿和鈦合金鉆桿[73]，性能參數(shù)如表8所示。

表8 不同材質(zhì)的鉆桿性能參數(shù)表

與鋼質(zhì)鉆桿相比，合金鉆桿具有低密度、高強度、高耐腐蝕及抗沖擊性，可顯著降低深井超深井管柱摩阻扭矩和地面設備負荷，滿足超短半徑水平井造斜率要求[74-77]。鋁合金鉆桿重量輕，但不耐磨損、強度較低，需要采用鋼質(zhì)材料對接頭進行強化，鉆桿重量降低有限；鈦合金鉆桿與105(G)級鋼制鉆桿在抗拉、抗扭、抗內(nèi)壓性能上相當[72-74]，但鈦合金與其他金屬接觸易發(fā)生電偶腐蝕，高溫環(huán)境存在氫脆和氫致開裂情況[75-77]，后期可開展鈦合金成分與熱處理工藝的攻關，提升鈦合金管材的韌性與強度，滿足抗高溫高壓耐腐蝕鉆井需求。

3.10 超深井早期溢流監(jiān)測和井控技術

深井超深井鉆井過程中，井下高壓地層發(fā)生溢流，依靠井口溢流異常監(jiān)測存在識別滯后的問題，會造成井控風險及處理難度升級，需要開展井下流體識別傳感器、井筒環(huán)空液面監(jiān)測儀、鉆井液入口流量精準監(jiān)測儀等攻關，擴展深井超深井早期溢流識別方式有助于安全快速鉆井、降低深井超深井井控風險；進一步研究超高溫高壓狀態(tài)下氣體侵入、溶解、滑脫運移規(guī)律，開展高溫高壓鉆井液密度及流變參數(shù)影響規(guī)律研究，精確預測井底壓力，研發(fā)閉環(huán)壓力控制軟件，實現(xiàn)井下流體侵入及相態(tài)變化的精準識別、快速反應與精確控制，形成安全密度窗口測定和井底壓力自動控制工藝，有助于二次井控；研制處置能力更強的高效冷卻掩護、精準連續(xù)切割、重置裝置自動對中等裝備，提高應急救援的自動化、智能化水平，滿足超深高壓井的應急救援需求。

4 結論與建議

1）以非常規(guī)井身結構優(yōu)化拓展、安全高效優(yōu)快鉆井、抗高溫鉆井液與井眼強化、氣體鉆井、精細控壓鉆井與固井、數(shù)字化鉆井等為核心的深井超深井鉆井關鍵技術，支撐了安岳、龍崗等大型氣田深層天然氣資源快速轉化，加速了四川盆地深層超深層海相碳酸鹽巖油氣資源的勘探開發(fā)進程。

2）隨著勘探開發(fā)不斷向深部推進，深井超深井鉆井技術也需要不斷迭代升級。進一步開展海相碳酸鹽巖地層壓力精確預測、反循環(huán)氣體鉆井、抗高溫高壓工具儀器及工作液體系、高效破巖與提速工具、數(shù)字化鉆井、超深井固井、地質(zhì)工程一體化、輕質(zhì)高強度合金鉆桿及井控技術攻關，推動深層超深層海相碳酸鹽巖油氣資源的勘探開發(fā)。