【石油技术542】中国陆上深井超深井钻完井的现状和面临的挑战（中国石化已完钻7000m以上272口井、8000m以上33口井）
一、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。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。
1966年，在大庆油田钻成第1口深井——松基6井，井深4719m。1976年，在西南油气田钻成第1口超深井——女基井，井深6011m。1978年，在川西北中坝构造钻成第1口超过7000m的超深井——关基井，井深7175m。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8408m。2016年，钻成马深1井，井深8418m。2017年，钻成顺北评2H井，井深8433m。2019年，钻成顺北鹰1井，井深8588m。2019年，钻成亚洲最深井——轮探1井，井深达8882m。
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5540m左右，超深井的平均井深为6748m；平均钻井周期逐年缩短，深井已不足105d，超深井为125d左右；平均机械钻速逐年提高，2019年深井达到5.66m/h，超深井达到4.64m/h。
截至2019年底，中国石化已完钻7000m以上272口井、8000m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。
二、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4500m)、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470d，甚至有些井未能钻达地质目标。
二、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4500m)、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470d，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℃/（100m）；顺托1井钻遇地层压力达170.0MPa。
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2000～5000MPa，可钻性级值为6～10级，有些地层的平均机械钻速只有约1m/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5500m)，砾石含量高、粒径大(10~80mm，最大340mm)，岩石抗压强度高(目的层180~240MPa)、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。
（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℃/（100m）；顺托1井钻遇地层压力达170.0MPa。
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2000～5000MPa，可钻性级值为6～10级，有些地层的平均机械钻速只有约1m/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5500m)，砾石含量高、粒径大(10~80mm，最大340mm)，岩石抗压强度高(目的层180~240MPa)、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。
三、主要攻关方向
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12000m垂深，钻机等主要装备初步具备15000m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10000m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。
主要攻关方向如下：
（1）研制钻深12000m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。
本文作者：苏义脑，路保平，刘岩生，周英操，刘修善，刘伟，臧艳彬，来源：油媒方
