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来源：中国石化报
时间：2023-06-19 10:00 万米深井钻完井工程代表当今世界钻井最高水平，是复杂的系统工程，面临诸多世界级难题，是我国深部油气探索、地质科学与装备发展的必然选择。目前，我国钻完井井深已突破9000米，但与实现10000米安全高效钻完井能力仍有差距，亟须解决特深与极端温度压力等环境导致的重大难题，研发万米深井前沿技术，打造高端钻完井装备及创新制造产业链，在世界范围内开拓“万米深地油气资源”新领域。
在近日举办的中国国际油气勘探技术年会上，中国工程院院士孙金声作了题为《万米深地油气钻完井技术与攻关方向》报告，本版刊发部分观点，敬请关注。 深层超深层是我国油气重大战略接替领域，39%的剩余石油和59%的剩余天然气资源分布其中，据预测，万米深地仍有大量油气资源。 目前，我国钻完井井深已突破9000米大关，但特深层岩性复杂，超高温、超高压、超高应力、超高盐等条件，导致钻井施工风险大、工程质量控制难，距离实现10000米安全高效钻完井能力尚有差距。因此，亟须解决特深与极端温度压力等环境导致的重大难题，研发万米深井前沿技术，打造高端钻完井装备及创新制造产业链，在世界范围内开拓“万米深地油气资源”新领域。 万米深层油气钻探进入倒计时 万米深井钻完井工程代表当今世界钻井最高水平，是复杂的系统工程，面临诸多世界级难题，是我国深部油气探索、地质科学与装备发展的必然选择。 国外自20世纪70年代起开展特深井钻探，完钻20余口万米级深井，主要以科探井和大位移水平井为主，垂深超过万米的有3口井。苏联SG3井（科学钻探井）是目前世界上最深的直井，完钻井深12262米，由于当时工业基础薄弱，石油管材、装备受限，历时23年钻成。美国Tiber探井是距当前时间最近的万米直井（油气井），2009年完钻，井深10685米（含水深1259米），该井是bp在美国墨西哥湾所钻的最深井，发现了Tiber超深层油气藏。 向地球深部进军是我国必须解决的战略科技问题，万米深地钻完井技术将有力推动重大技术装备攻关和重大工程项目突破，奠定我国在万米深地油气工程技术领域的国际领先地位，实现石油科技高水平自立自强。 我国深层超深层油气资源丰富，主要分布在塔里木、四川等盆地，其中塔里木盆地奥陶系、震旦系超深层（8000~12000米）估算石油资源量10.17亿吨、天然气资源量1.9万亿立方米；四川西部灯影组超深层（部分超10000米）估算天然气资源量5.6万亿立方米。 近年来，我国深井技术发展迅速，已突破9000米大关，万米深层油气钻探进入倒计时。已研制7000~12000米系列钻机，攻克控压钻井、垂直钻井、耐温220摄氏度钻井液、抗温230摄氏度水泥浆固井等技术，推动深井钻井技术快速发展，井深纪录不断被刷新。 目前，国内陆地钻机、顶驱、控压钻井、膨胀管、高密度油基钻井液、大温差固井等关键技术取得进展，达到或接近国际先进水平，但在复杂超深井井身结构拓展、高温随钻测量仪器、垂直钻井、高效钻头、高温随钻扩眼器、高强度低密度钻杆、高温高压固井和完井工具等方面仍与国外存在差距。 “全球独有”带来七大难题 我国万米超深层钻探难度可谓“全球独有”，复杂的地质工程特征带来了七大难题。 一是超深、复杂多压力系统，现有井身结构不能满足要求。由于万米目标地层压力系统复杂、高低压多变、断层相互交织，易导致坍塌、漏失，且8000米以深地层信息不准，无有效参考资料，现有技术无法精准预测地层压力、演示力学特征，井下风险管控难度大，需考虑备用1~2个开次，才能有效封堵风险层段。 二是钻杆/套管超长、重量大，管柱强度不足、钻机负荷大。万米深井可能存在管柱超重问题，若是套管最大重量超过12000米钻机安全载荷极限（900吨），则现有钻机无法满足要求，且必须保证套管/尾管悬挂器/钻杆等井下钻具，具有足够的抗拉余量，若地层含有硫化氢，还必须具备抗腐蚀能力，因此亟须研发高强度低密度钻杆、抗硫高钢级套管及重载尾管悬挂器等，保障井下管柱安全。 三是超深超长井段沿程能耗大、动力传递效率低，钻头动力不足、破岩难度大。万米井深水力与机械能量传递困难，沿程流体压耗可能大于50兆帕，现有钻井泵最高泵压仅52兆帕，无法满足要求，并且由于超长管柱沿程摩阻扭矩大，针对下部坚硬岩石，破岩与提速面临多重挑战，亟须完善破岩理论认识，研发高性能井下动力钻具、辅助破岩工具与技术。 四是特高温高压条件下，钻井液流变性与井壁稳定难以保障。万米深井油气钻探要求钻井液具备“三高一长”的特征，即耐高温、高密度、耐高盐且长时间性能稳定，四项需求叠加，技术难度极大。另外，超高温地层遇到相对低温钻井液发生的冷却致裂和超高温条件下水活性变化可能导致井壁碎裂失稳，如德国KTB井钻至9101米时就因此引发井壁坍塌，现有技术无法有效解决。 五是高温超长封固段水泥浆与固井技术对万米深井的适应能力仍需进一步验证。特深、长封固段、复杂压力系统等条件，对固井水泥浆沉降稳定性、流变性、防窜能力、水泥石强度稳定等提出极高要求，一方面需要持续提升固井水泥浆高温沉降稳定性与稠化时间调控能力，另一方面针对水泥浆体系存在超高温敏感性强、静胶凝过渡时间长、长期抗高温性能不足等问题，研发具备短期防窜和长期封隔性能的水泥浆。 六是超高温高压给关键装备、工具带来挑战。据预测，井底温度达220摄氏度，压力超过175兆帕，在超高温高压、高盐酸性环境、强烈振动等恶劣工况下，现有螺杆、随钻测控、固井、完井等工具仪器及井控装备均难以满足需求。 七是万米深井井控风险高，需要提升井筒安全监控与应急处置技术水平。井控安全是红线。万米深井由于温度和压力超高，危害更是难以估量，但目前国内在井控基础理论及应用方面与国外差距较大。 坚持系统思维，打造万米深地油气产业链 “上天难、入地更难”，我国深井虽然已突破9000米大关，但距离安全高效钻成万米井深仍有较大差距，每深入地下一米，钻完井工程难度都要大幅增加。 绝对钻探深度带来极端施工难题，贯穿地层层系显著增多，复杂压力地层与复杂岩性地层交互，涌漏塌卡频发，井下风险管控难度倍增；井筒温度与压力条件更加苛刻，现有技术难以有效应对，并且从单一复杂加剧成错综复杂，同一井段多种风险共存，多重条件制约。例如：压力窗口窄，井身结构设计难度大，安全钻井风险高；深部地层硬度大、研磨性强，钻井提速难度大；超深井套管载荷大，油井管服役工况复杂等。 因此，实施万米深井钻探要采取系统思维，统筹规划、梯次实施，助力打造万米油气产业链。 一方面，要加强极端工况理论分析方法及耐特高温高压材料研究。针对万米深井的极端温度压力、极端井身结构、极端井深、极端工况4种极端条件的挑战，在井身结构设计、井下动力高效传递破岩与测量控制、高强轻质油井管、井壁稳定、井控与测试等方面开展关键核心技术攻关。 另一方面，要加快工程技术装备突破，助力万米深层油气勘探与开发。围绕所必需的钻完井关键技术装备攻关，突破诸多装备、工具、工作液等工作极限，全面打造万米深井技术装备体系，形成万米深井作业能力。 实现“打成万米深井”目标后，还要总结经验、迭代升级，逐步提高效率，科学、精准、安全、高效生产，实现物探—钻井—测井—完井试油—井下作业与储层改造—采油采气的万米油气关键工程技术产业链“从无到有”的蜕变。（本报记者 秦紫函 整理） 经纬公司：强化科技创新 支撑深地钻探 近日，经纬公司西南测控公司承担五开40臂井径测井、射孔施工的中国石化重点预探井仁探1井，以测井深度8230米、测量井段温度188摄氏度，创西南工区射孔施工超深、超高温纪录和国内多臂井径测井井深最深和井温最高新纪录。 西南测控公司在深地探测领域不断强化科技创新，持续提升油气勘探开发服务保障能力。 练就“火眼金睛” 助力油气发现 “测井是油气发现的'耳朵’和'眼睛’，解决深井超深井高温高压测井难题，必须从工艺、仪器装备上突破。”西南测控公司测井技术服务中心主任刘殿清说。 相对于中浅层油气藏，深层油气藏具有更高的温度和压力，其最高温度达200摄氏度、压力达180兆帕，高温测井工艺和技术难度堪比航空航天，电子元器件耐高温是世界级难题。 为练就深地油气发现的“火眼金睛”，西南测控公司通过自主研发、外部引进，持续改造升级核心设备，完善高温高压测井工艺，形成了常规测井、自然伽马能谱、地层倾角、阵列感应、声成像及电缆湿接头测井、泵出存储式测井、过钻头测井等系列测井工艺，解决了深井超深井高温、高压、高工程风险施工难题，成功完成了元坝701井等一批高压井施工，在彭州6-6井完成了8200米海相地层油基钻井液测井施工。 定录导一体化 精准导航不迷路 西南测控公司针对超深井施工难题，强化特殊录井、定向、地质导向新工艺技术的应用。录井方面，他们开展元素录井、GR能谱录井、核磁录井、三维定量荧光、钻井液离子色谱等特殊录井，有效解决了地层划分、储层评价、流体识别等地质问题；定向井方面，研发形成了超深定向井、水平井井眼轨迹控制、超深小井眼套管开窗侧钻和深层页岩气旋转导向等工艺技术，为优快钻进、长穿优质储层提供保障；大力推进测录定专业融合，实施“一体化作战” “一站式服务”，形成“风险预测—地质跟踪—工程定向—地质导向—轨迹调整”闭环管理。 一体化模式在彭州5平台和6平台试点和推广，有效推动深地工程施工提速提效；在超深井元坝102-5H井的施工过程中，定录导工程地质一体化团队针对气藏埋藏超深、礁体“小薄散”、多压力系统等复杂地质情况，精细跟踪优化钻井轨迹，设计多种井斜待钻轨迹与地质模型拟合，成功实现“一孔双礁”，创元坝气田井深最深、水平段最长、钻井周期最短纪录。 解决射孔难题 叩开深地大门 超深井射孔过程中，射孔瞬间形成的动态载荷对射孔管柱的安全性产生影响，严重时会使射孔管柱弯曲、断裂。射孔用炸药也会随着温度的升高，分解速度加快，稳定性变差。 为解决四川盆地超深、超高压、超高温储层射孔完井难题，西南测控公司开展深井超深井射孔工艺技术研究，形成满足超深油气井测试要求的射孔工艺技术，实现在高温高压环境下精准起爆，在超深井射孔施工中，射孔一次成功率100%。 此外，经纬公司石油装备西南维保基地正在建设，将形成石化经纬西南研发中心，为四川盆地超深井油气资源勘探开发提供有力支撑。（田宏远 陈增宝 田宏永 唐 诚 李 坤） 中原石油工程 ：集成钻井技术 勇攀“地下珠峰” 6月5日，中原石油工程公司80108钻井队承钻的顺中1斜井钻至3808米，创出仅用10.48天进尺3000米的新纪录。该井设计井深9308米，是中国石化探索顺北区块部署的预探井。 目前，该公司有8支钻井队在顺北油气田施工，已承钻超深井17口，占顺北区块超深井45%。他们以技术集成创新为核心，积极探索超深井优快钻进技术，探索并总结出控压钻进、防漏堵漏等深地钻井新技术应用和施工经验，机械钻速不断提高，实现了打得深、打得快、打得成的超深井施工目标，赢得甲方信赖。 提速提质提效管理一体化 “深地工程”钻井专家组以难点问题为导向，开展超深井地质工程一体化研究，深刻认识了恶性漏失、井壁失稳和目的层“三高”等内在规律，集成创新了“深地”钻井系列技术，解决了高风险强钻和控压过程存在的一些技术难题。目前，他们形成“5＋7＋N”技术管理制度体系，即5项深地钻井施工管理制度、7个钻井技术集成模板、10多个优快钻井技术推荐做法，单井钻井周期由进入顺北工区初期的300多天缩减为现在的150天左右。 钻井队针对超深井不同地层采取不同技术措施，优化井眼轨迹、提速工具，推广应用预弯曲钻具组合，全面优化钻井参数提速，钻井时效不断提高。他们在目的层以上大多数地层应用高泵压、高转速，大钻压、大扭矩、大排量、大复合片钻头、大水眼钻杆，PDC钻头少刀翼的“两高五大一少”集成提速钻井技术，在桑塔木组地层应用预弯曲钻井技术，比国外垂钻工具机械钻速提高30%以上。在打定向段时，他们采用“混合钻头+单弯大扭矩螺杆”工艺，提高了定向施工效率。 塌漏同治与井筒强化一体化 顺北二叠系地层火成岩段较长，发育高角度裂缝，裂缝连通性好；志留系井漏特征是微裂缝发育，受外力诱导易形成扩展性裂缝。这两处地层钻井液漏失严重，堵漏难度大。对此，钻井队将“随钻封堵”贯穿单井施工井段，抓好下钻、钻进等施工环节的地层防漏工作。针对桑塔木地层失稳严重难题，他们研发超支化乳液聚合物及多元抑制防塌钻井液体系，实现了“塌漏同治”。 他们针对单井区域漏失风险，优化防漏、堵漏工艺，优选聚胺、支化聚醚胺协同氯化钾强化抑制，使用纳微米碳酸钙等材料填充地层微裂缝，提高了封堵防塌性能。 他们应用“随钻封堵＋段塞堵漏”和渐进式承压工艺，采取及时调整钻井液密度、严格落实阶梯提排量等技术措施，有效避免主要漏层的复漏，解决二叠系、志留系堵漏难题。 同时，他们攻克了超高温高压钻井液和完井液体系难题，应用抗高温高密度钻井液技术，保障了超深井安全高效钻井施工。 井控与井下复杂管控一体化 针对顺北区块储层地质条件复杂的实际，他们从井控安全与井下复杂预防两方面进行风险防控，开展“奥陶系漏失井安全钻进配套技术”研究，配套高级别井控装备，完善控压钻井、防气侵微纳米封堵等技术，制定“西北工区控压钻井推荐做法”“异常高压溢流发现及处置推荐做法”“井漏强钻推荐做法”，确保了“三高”油气藏安全施工，超深井钻井故障复杂时效远远低于工区平均指标。（董温杰 邱明哲） |
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