【论文】汪海阁(本刊编委)，等：深井超深井油气钻井技术进展与展望
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作者简介：汪海阁，1967 年生，正高级工程师、博士研究生导师，本刊编委；现任中国石油集团工程技术研究院有限公司院长助理，长期从事钻井科研、规划与技术支持工作。地址：（102206）北京市昌平区黄河街5 号院1 号楼。ORCID: 0000-0003-0905-645X。
汪海阁 黄洪春 毕文欣
纪国栋 周 波 卓鲁斌
中国石油集团工程技术研究院有限公司
摘要:“十三五”期间，通过持续攻关，我国深井超深井油气钻井技术快速发展，取得了一大批技术成果，主要包括：①研制了自动化钻机、控压钻测固完技术、大扭矩顶驱、深井连续管作业机等高端装备；②研制了垂直钻井、非平面齿钻头、高强度膨胀管、抗高温大扭矩长寿命螺杆、扭力冲击、协同减震破岩、随钻测量和安全监测等尖端工具；③研发了抗高温高密度油基钻井液、高性能水基钻井液、韧性水泥浆、自愈合水泥浆等核心助剂；④形成了全生命周期井筒完整性技术体系。尽管如此，油气钻完井依然面临着深（埋藏深）、陡（地层倾角大）、窄（压力窗口窄）、厚（砾石层、盐层等复杂层段厚）、难（复杂多压力系统、事故复杂多、可钻性差等）、高（高温、高压、高酸性）等严峻挑战，为此提出了建议：“十四五”及今后若干年油气增储上产的重点依然是深层超深层，需要围绕上述地质难点，开展深井自动化智能化钻井装备、超高温井筒工作液、随钻前探、数字孪生建井等关键核心技术攻关，实现传统优势技术的迭代升级，提升深井超深井安全优快钻井的能力。结论认为，“十三五”期间，我国超深井数量首次超越美国，井深迈上8 000 m 新台阶，对于支撑深层油气勘探开发业务发展、提升钻完井市场竞争力发挥了重要的作用。
关键词:深井超深井；油气钻井；装备；工具；助剂；技术体系；地质难点；关键核心技术
0 引言
“十三五”期间，依托国家油气专项等，通过持续攻关，研制了一批深井超深井重大装备、关键工具、高端工作液和软件，自动化钻机、钻—测—固—完一体化精细控压技术、非平面齿钻头、抗高温超高密度油基钻井液、高强韧性水泥浆、深层连续管作业机、非常用井身结构优化设计等多项技术取得了突破和新进展，很好地支撑了塔里木盆地山前、四川盆地海相碳酸盐岩、准噶尔盆地南缘、柴达木盆地等重要增储上产地区深层油气超深层勘探开发，助推超深井迈上8 000 m新台阶。
随着塔里木盆地克深、大北、博孜、顺北等，四川盆地川西北、川中古隆起北斜坡、川东等，准噶尔盆地南缘等一批深层超深层大油气田的发现，深层超深层依然是“十四五”及今后若干年增储上产的重点。钻完井依然面临着深（埋藏深）、陡（地层倾角大）、窄（压力窗口窄）、厚（砾石层、盐层等复杂层段厚）、难（复杂多压力系统、事故复杂多、可钻性差等）、高（高温、高压、高酸性）等的严峻挑战，井筒安全和完整性差、破岩效率低、提速提效装备和工具适应性差，新技术储备不足等急需攻关突破。
1 “十三五”深井超深井钻井技术进展
“十三五”期间，通过持续攻关，7 000 m自动化钻机、精细控压钻井技术与装备、抗高温超高密度油基钻井液、高强韧性水泥浆、深层连续管作业机、高效PDC钻头及钻井提速系列工具、高性能膨胀管等多项技术取得突破和新进展[1-13]，深井超深井钻井数量快速增长，深井由“十三五”初期322口增加到2020年的1 038口，超深井从95口增加到2020年的204口，钻完井能力迈上新台阶。“十三五”期间我国年钻超深井数量超过200口（图1），2017年之后我国超深井钻井数量超过美国，2020年钻6 000 m以上超深井302口，5年累计完成8 000 m以上超深井接近50口。深井超深井关键装备和工具国产化，现场试验和应用见到良好效果，增强了核心竞争力，深井超深井优快钻完井配套技术不断完善，事故复杂时效不断下降，钻井周期大幅缩短（图2），助推超深井井深迈上8 000 m，打成、打快、打好了包括五探1井、中秋1井、克深21井、轮探1、高探1井、呼探1等一批标志性深井，创造了一批纪录，塔里木轮探1井井深8 882 m，创亚洲最深井纪录，青海碱探1井底实测井温度达到235 ℃（井深6 343 m）。很好地支撑了塔里木盆地山前、四川盆地海相碳酸盐岩、准格尔盆地南缘等重点地区深层超深层勘探开发。同时多项超前储备技术取得重要进展。为油气勘探不断突破、开发高质量发展和工程技术业务提速提质提产提效提供了持续的技术支持与服务保障。
“十三五”期间深井超深井钻井能力持续提高， 中国石油4 500 m 以上深井，平均井深在5 475 m 左右，事故复杂时效不断下降，平均钻井周期逐年缩短， 较“十二五”缩短近20 d（图3）；中国石油6 000 m 以上超深井，平均井深达到6 798 m，平均钻井周期180 d 左右，机械钻速逐年提高（图4）；中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化）6 000 m 以上超深井，平均井深达到6 809 m，平均钻井周期为126.4 d。强力支撑塔里木、川渝、新疆南缘等重点地区超深层油气勘探突破和主营业务增储上产，其中中国石油塔里木油田公司（以下简称塔里木油田）平均年钻4 500 m 以上深井172 口，占中国石油31% ；平均年钻6 000 m 以上超深井109 口，占中国石油79%，库车山前平均井深逐步增加，钻井周期大幅度缩短（图5）。中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）深井比例逐年提高，4 500 m 以上深井占其年总井数的80% 左右，深井超深井钻井已成为塔里木油田和西南油气田主体。
1.1 井身结构拓展技术确保山前井多压力体系安全钻井
针对山前地区深井超深井地质条件复杂、同一裸眼段多压力系统、必封点多、常规套管层次不足等问题[3-7,11-19]，开展非常用井身结构优化设计、膨胀管裸眼封堵、随钻扩眼等攻关，配套开发非API 标准规格的高抗挤套管、高强度钻具、非标钻头和固井附件等，形成了适合塔里木盆地山前、川渝深层、准噶尔盆地南缘、青海等复杂深井超深井的井身结构拓展方案，打成了一批高难度井。
塔里木油田根据山前、塔北、塔中的不同地质特点、压力体系等，形成了多套“塔标”井身结构（图6），成功实现了库车山前多套断层、盐层复杂地质条件的勘探目标，准噶尔盆地南缘正逐步形成“新标井身结构”，高101 井Ø508.0 mm+Ø339.7 mm+Ø244.5 mm+Ø139.7 mm 常规套管程序， 呼探1 井Ø508.0 mm+Ø365.1 mm+Ø273.1 mm+Ø219.1 mm+Ø139.7 mm、乐探1 井Ø508.0 mm+Ø365.1 mm+Ø273.1 mm+ Ø219.1 mm+Ø139.7 mm+Ø114.3 mm、天安1 井和天湾1井Ø609.9 mm+Ø473.1 mm+Ø365.1 mm+Ø273.1 mm+Ø219.1 mm非常用套管程序。
研制出系列化高性能膨胀管材料，胀后冲击韧性＞150 J，达到国外同等技术水平；形成固井和不固井2种裸眼封堵工艺技术，可提高地层承压能力达35 MPa以上。在川渝地区宁209H33平台2口井实施了膨胀管裸眼封堵韩家店组—石牛栏组低压层，该平台韩家店组—石牛栏组天然裂缝发育，承压能力1.05～1.10 g/cm3，三开钻进过程中宁209H33-3/H33-2井累计漏失钻井液近6 000 m3，同时，无法满足龙马溪组井段承压需求。首先把Ø215.9 mm井眼扩径至Ø241.3 mm后，分别下入膨胀管756 m/685.8 m，内径由172 mm膨胀到194 mm，胀后钢级N80，抗内压强度63.4 MPa，地层承压能力达到1.78 g/cm3以上，实现了龙马溪组造斜水平井段2 100～2 350 m、钻井液密度1.55～1.60 g/cm3条件下的安全顺利钻进。证明膨胀管裸眼封堵技术是实现井身结构拓展的有效技术手段（图7）。
在“十二五”精细控压钻井基础上，经过持续攻关与试验，形成了钻—测—固—完全过程精细控压钻完井设计、钻进、起下钻、电测、固井、完井等技术，包括设计阶段的精细控压钻井适应性评价技术，钻进阶段的地层安全密度窗口测定技术、井口套压补偿技术、连续循环控压钻井工艺、控压参数优化技术、边漏边点火边钻控压钻井工艺，起下钻阶段的重浆帽起下钻工艺、起下钻液柱压力动态控制工艺、可泵送固体凝胶隔段起下钻技术，电测阶段的钻柱传输测井动态压力控制工艺、电缆测井井口密封技术，固井阶段的控压固井设计技术、水泥浆柱结构优化技术、控压固井井底压力动态监控技术，以及完井阶段的完井管柱起下压力动态控制技术等16项技术[12-13,16,18-21]。中国石油集团川庆钻探工程有限公司持续改进控压钻井系统，井口回压实现全过程自动调控。中国石油集团工程技术研究院有限公司（以下简称工程院）持续完善精细控压钻井系统地面压力控制装置及自动控制软件，井口控压能力由7 MPa提升至12.5 MPa，在高压窄窗口地层应用取得突破。控压钻井精度达到0.2 MPa，对提升川渝深层、塔里木塔中和库车山前盐层与目的层、新疆南缘、青海、渤海湾等复杂地质条件下钻完井作业安全、质量、效率、效益的作用和成效显著。
为解决复杂超深井尾管固井易漏失、易气窜且固井质量无法保证等难题，川渝地区高—磨地区通过持续推进以环空动态当量密度精确控制为核心的精细控压压力平衡法固井技术（图8），完善下套管激动压力控制、动态参数实时计算及监控、起钻循环ECD 控制等技术，在近100 口井推广应用，施工安全可靠，固井质量可预期，固井优质率和合格率大幅度提高，电测固井质量平均合格率74.32%，同比提高23.6%，扭转了多年来窄安全密度窗口地层“正注反挤”固井质量无法保证的被动局面。
针对库车山前高压盐水、溢漏同层等难题，试验精细控压固井技术，在克深13-3、克深8-13 等井试验推广，成功实现一次上返，有效封固了高压盐水层，克深8-13 井裸眼段合格率100%。克深13-3 井安全窗口只有0.03 g/cm3，漏失后回吐且盐水结晶，有效封固难度大，该井以“不漏不溢不吐”为原则，5 200 ～ 6 400 m 井段注入2.70 g/cm3 重浆压稳后起钻后下套管，之后控压0 ～ 1.8 MPa，把钻井液密度由2.52 g/cm3 降低到2.46 g/cm3，根据溢漏层压力，以“稳排量调套压”的方式实施全程精细控压（2.53 ～ 2.56 g/cm3），稳定排量17 L/s，逐步把控压值由1.8 MPa 降低至0.6 MPa，完成注替。考虑抽吸作用，控压7.0 ～ 8.5 MPa 起钻12 柱，根据混浆排放情况，保持1.5 m3/min 排量不变，调节控压值， 之后憋压8.4 MPa 候凝。固井返速1.2 m/s，全程未漏未溢，裸眼段固井质量合格率45.1%。
1.3 高端装备自动化水平不断提高
7 000 m 自动化钻机等一批自动化技术与装备[1-4,22-25] 研发成功，取代进口，大幅度提升了钻井自动化水平和作业效率，引领工程技术装备与作业从“机械化、数字化”向“自动化、智能/ 智慧化” 转变，促进石油装备产业和工程技术服务产业走向高端，支撑高质量发展。
以自动排管系统为核心的第一代自动化钻机（图9）：采用“立足现有钻机结构，提高配置、系统集成、强化参数”策略，攻克了液压控制执行单元、网络通讯架构等关键核心技术，配备管柱自动化处理系统和井口机械化操作装置，集成控制系统、电气液一体化， 配备设备远程在线监测系统等，实现了管柱作业全面自动化及远程操作，在减人创效、改善作业环境、降低劳动强度、提高作业安全性等方面应用效果显著。实现二层台无人操作，钻台面和井场80% 以上的重体力劳动被机械替代，安全风险大幅降低。在新疆、西南、长庆等油田投入使用，实现井口井场自动化装备的全面配置和二层台无人值守，正常钻井工况每班仅需3 ～ 4 人，每队减少用工6 ～ 9 人， 维保工作量降低50% 以上，大幅度提高效率，减员增效成效显著。
7 000 m 第二代自动化钻机：配备独立建立根系统，具备远程在线监测和故障诊断功能，可实现起下钻等关键工艺一键式操作，可通过VR 虚拟培训系统来提高司钻水平。
针对强化钻井参数要求，开发的新型大扭矩顶驱，驱动功率较常规顶驱提高了25% 以上，对多项硬、软件进行了集成创新，已在川渝页岩气开发中配置新型顶驱及升级旧顶驱100余台。配套的顶驱下套管装置拥有集旋转、提放及钻井液循环一体化作业模式，成为保障复杂井、超深井、长水平井套管下放到位的利器，规模推广应用100多井次。配套的扭摆减阻技术有效克服了水平段管柱与井壁间的摩阻，滑动定向段机械钻速提升20%～66%，广泛应用于川渝页岩气、新疆玛湖致密油、长庆、渤海等多个区块，已累计使用逾百井次。
交流变频直驱顶驱使顶驱的“专业化、机械化、标准化、信息化”能力全面提升，实现不同工况顶驱“一键式”控制。能够配套自动化钻机，具备多项自动化创新功能：控制系统钻井操作自动化，顶驱电机高精度控制，顶驱预防性维护维修，主电机相变散热、大幅降低噪音等，实现主轴带载旋转定位误差≤1°，在黏滑工况下扭矩波动减小30%，滑动定向工况下托压减小50%，顶驱故障率降低30%，已成功应用于现场作业。
研制成功国内适应井深最大的连续管作业机（Ø50.8 mm×8 000 m），滚筒容量Ø50.8 mm—8 000 m（可扩容至8 300 m），大幅度提高深井作业效率。研发了连续管作业在线监测和评估技术，打造了连续管作业协同工作平台。装备持续升级，类型不断丰富，拓展研制了Ø60.3 mm—5 500、Ø66.7 mm—4 500两种大管径超大容量作业机，形成2 000 m以上水平段作业能力，是适应我国道路运输的世界上同等管径最大的连续管装备。形成CT70-CT130钢级9种规格的连续管产品，4个系列90多种连续管井下工具产品。连续管作业机推广应用100台套，同比进口降低购置成本20%以上，年作业规模5 000井次以上，同比综合效率提高40%以上。
1.4 打造一批尖端工具利器支撑钻井提速
钻井提速工具的机械部件、控制系统等关键部件的国产化[8-10,26-27]支撑了深井超深井钻井提速。
渤海钻探工程有限公司（以下简称渤海钻探）持续完善BH-VDT系列垂直钻井工具，BH-VDT 5000、BH-VDT 4000垂直钻井工具国产化率达到100%，自主开发设计了BH-VDT 6000垂直钻井工具，形成3种规格、8种尺寸工具系列，能够满足Ø215.9 mm～Ø558.8 mm井眼钻井防斜打快需要，井斜能够控制在1°以内，整体性能达到国外同类产品水平（表1）。在塔里木、青海等油田应用100余井次，总进尺12.73×104 m，平均机械钻速较邻井提速1～2倍，井斜控制在0.2°以内，在大北101-2井创造泥岩地层单趟最高进尺2 047 m，博孜11井创造砾石层单趟最高进尺1 326 m，克深2-1-14井创造最高日进尺742 m，青海鄂探1井创造单趟钻入井时间395.5 h的纪录。解决了山前高陡构造和逆掩推覆体地层防斜打快难题，保障了井眼质量，为井筒完整性控制奠定了很好基础。
中国石油集团西部钻探工程有限公司（以下简称西部钻探）自主研发的XZ-AVDS自动垂直钻井系统，形成2种规格、5种尺寸系列产品，最大工作温度150 ℃，井斜控制范围小于1°，井斜控制精度0.3°，最大工作压力138 MPa。在新疆、塔里木等油田应用31口井，累计进尺39 814 m，较常规邻井提速1.90～3.58倍，井斜控制在1°以内。在库车山前应用最大井深7 140 m，单趟最高进尺1 941 m，防斜提速效果突出。
“十三五”期间形成了从复合片材料到PDC钻头设计、加工一体化的PDC钻头专有技术，研制出非平面齿PDC钻头、PDC/牙轮复合钻头等系列钻头，解决了砂砾岩、火山岩、石灰岩等难钻地层提速瓶颈难题，在塔里木、新疆、西南、大庆等油气田复杂难钻地层现场应用1 000余井次，平均提速30%以上，在国内5大盆地创造多项新的钻井纪录。已建成PDC钻头6 000只/年、复合钻头500只/年的产能，市场份额逐步扩大。休斯敦中心研制的非平面齿PDC钻头，首创三维凸脊型非平面齿，抗冲击性由300 J 提升至400 J 以上，脱钴深度由400 ～ 600 μm 提升至800 ～ 1 200 μm，在塔里木博孜8 井砾石层应用，单只钻头进尺725 m，创单只钻头进尺区块最高纪录。
自主研发长寿命、大扭矩螺杆，突破了高性能橡胶材料配方和成型制造工艺，主要解决了传统螺杆使用寿命短、高温性能不稳定、多介质适应性不足等突出问题。长寿命高性能螺杆具有高耐油、抗高温、大扭矩、长寿命等特点，能够有效减少起下钻次数， 提高钻井效率，提高“一趟钻”占比，在川渝、新疆等重点区块现场应用100 余井次，平均工作时间超200 h，最长工作时间达到482 h，整体达到国际先进水平。
大庆钻探工程有限公司研制的DQY 系列液动旋冲工具能够通过钻井液提供动力，在周向产生高频冲击，在轴向产生水力脉冲，使钻头破岩方式由普通刮削转变为机械冲击与水力脉冲相结合的破岩方式， 有效提高PDC 钻头在深井硬地层中的剪切岩石效率， 在松辽盆地、塔里木盆地等100 多口井成功应用，提速幅度1 ～ 6 倍。
工程院研制的钻井协同减振与破岩智能优化系统获得2020 年中国石油技术发明一等奖，该技术提供了一套全新的地表与井下协同控制井下有害振动的工作模式，实现了井下振动的地面监测分析与量化评价、井下振动强度的实时测量、井下有害振动的随钻优化控制（图10）。当井下发生有害振动时， 系统通过对钻井数据实时解释分析、井下风险识别， 能够根据能效和地层变化实时推荐钻头最优工作参数，实时提示司钻并告知井下钻具振动状态及钻头破岩状态，通过钻机协同控制优化系统自动提示最优破岩参数，缓解有害振动。同时，井下减振辅助破岩工具也会降低井下有害振动。
西部钻探研制出井下随钻测量与安全监控工具， 开发智能安全预警系统，可靠性和稳定性显著提升， 为复杂深层快速、安全钻井提供支撑。建立了近钻头三轴振动、多向受力的数学分析方法及井下多数据传输的技术方法，突破近钻头力学参数测量技术瓶颈， 实现数据采集传输精度大幅度提高，Ø172 mm 井下随钻测量与安全监控工具实现定型，突破系统耐温、耐压技术难题，研制出Ø149.2 mm ～ Ø168.3 mm 井眼用小尺寸井下安全监控系统工具，实现耐温175 ℃、耐压150 MPa。
1.5 核心助剂支撑深井超深井钻完井工程提质增效
油基钻井液取得突破，助力深层超深层提速。“十三五”期间，研发了抗高温高密度油基钻井液核心处理剂，包括有机土、主/ 辅乳化剂、降滤失剂、纳微米封堵剂和可膨胀堵漏材料等，油基钻井液处理剂全部实现国产化[20-21,28-37]。突破了固相和盐水侵容量限，提升了抗高温沉降稳定性和强封堵性，抗45% 盐水污染、抗温大于220 ℃、密度2.60 g/cm3（表2），形成了高密度油基钻井液封堵防塌技术、防漏堵漏技术、流形调控技术等，研制了抗高温高密度油基钻井液和强封堵白油/ 柴油基钻井液，解决了高压盐水侵、破碎带、大段泥岩的井壁失稳问题，大幅度减少了井下复杂。在塔里木库车山前、西南和新疆南缘深层超深层应用200 余井次，创造塔探1 井温度最高（210 ℃）、博孜8 井井深最深（8 235 m）、乐探1 井密度最高（2.68 g/cm3）等多项纪录，各项主要技术指标比肩国外产品，每立方米成本较进口材料降低20% 以上。提升了深井钻井安全和效率，为复杂超深井安全打成、打快、打好提供了支撑保障。图11 给出了塔里木山前盐膏层使用水基钻井液和油基钻井液的效果对比。
研制出多种抗温200 ℃的水基钻井液关键材料，突破抗高温新材料，形成了具有良好封堵性、抑制性和润滑性的高性能水基钻井液技术，以及抗高温环保水基钻井液。密度最高2.40 g/cm3 、抗温超过200 ℃、抗盐超过15%。
针对柴达木盆地碱探1井超高温（235 ℃）难题，开展抗高温有机盐聚胺水基钻井液及配套堵漏技术研究，优选超高温降滤失剂、封堵防塌剂、超高温润滑剂、超高温热稳定剂等，钻井过程中抗高温钻井液性能稳定，地层漏失可控，支撑了该井加深543 m、井温235 ℃条件下顺利完钻，并取全取准地质资料。
针对深井超深井固井水泥浆存在超高温调凝失效、失稳严重、滤失失控及水泥石强度衰退等难题[38-42]，突破高分子结构设计，研发配套高温缓凝剂、降失水剂、悬浮稳定剂、水泥石强度衰退抑制剂和力学改性材料等超高温水泥浆系列外加剂，解决了水泥浆抗温能力差、顶部水泥超缓凝等技术瓶颈，形成抗高温、大温差水泥浆体系添加剂及配套固井技术，抗温能力200 ℃，适用温差100 ℃，初步解决了青海、华北等230 ℃高温油气井固井难题，有效支撑高温深井固井提质提效。
突破水泥石结构设计，开发出增强增韧材料，初步形成抗220 ℃高强度韧性水泥浆体系，抗压强度大于50 MPa，杨氏模量同比降低30%，显著提高水泥环的密封性能，满足深井超深井固井需求。
针对低密度水泥浆存在水泥含量少、液固比高、强度发展慢、强度低等问题，依托紧密堆积和晶相结构优化设计理论，低液固比设计，采用高抗压空心玻璃微珠，开发了高/中低温低密度高强度水泥浆体系，1.20～1.65 g/cm3水泥石抗压强度大于14 MPa/48 h/35 ℃、18 MPa/48 h/160 ℃、25 MPa/72 h/160 ℃。
突破自愈合水泥浆体系关键技术，高纯甲烷封隔能力达9.2 MPa/m，满足高压气井固井要求。采用岩心驱替装置，在70 ℃、恒压差5 MPa和围压7.5 MPa下遇气自愈合水泥石在高纯甲烷中测试不同岩心的渗透率恢复值。遇气自愈合材料在甲烷中的愈合能力(造缝后水泥石渗透率降低值)由40%～50%提升至75%～99%，解决了自愈合水泥遇甲烷难愈合的难题。在阳探1井、迪探2井等井应用，实现了有效封固。
1.6 井筒完整性技术提升了深井超深井安全水平
“十三五”期间，随着塔里木库车山前、川中高—磨及川西北等气区勘探开发节奏加快，面临高温（井口温度超100 ℃）、高压（生产油压超100 MPa）、高产（最高产量超百万立方米）、高含硫等严峻挑战，井完整性面临极大考验[1-2,9-10,27]，通过攻关，构建了高温高压高酸性介质油气井井完整性标准体系，编制发布了《高温高压及高含硫井完整性设计准则》《高温高压及高含硫井完整性指南》《高温高压及高含硫井完整性管理规范》，参与了国际相关标准的制定；形成了覆盖井屏障设计、建井质量控制和生产过程管控的全生命周期井完整性技术，包括风险评估及分级管控技术、油管柱完整性（三轴力学精细校核技术、油管应力腐蚀断裂控制技术）、套管柱完整性（两级屏障等强度设计技术、140 MPa芯轴式套管头研制）、水泥环完整性（窄密度窗口固井技术、高温水泥石强度稳定技术）等；提出了高抗挤套管分级方法、特殊螺纹接头套管密封可靠性分析方法、多约束条件下非标复合套管柱优化设计方法，开发出高含硫深探井套管选材与套管柱设计系统；建立了固井水泥环密封完整性力学模型和气密封失效判断方法，配合控压固井、预应力固井、大温差超长封固段一次上返、封隔式尾管悬挂器、韧性微膨胀水泥浆体系及自动化固井等，形成了固井密封完整性控制技术。基于全生命周期的高压气井井完整性设计、控制和管理技术在三高井全面推广应用，保障了塔里木、西南等大气区安全平稳生产，新井一年内井完整性完好率由67%提升至90%以上，橙色井比例从18.4%降至12.7%，风险全面受控（图12）。西南油气田2016—2020年集成应用井完整性评价与控制技术117口井，套管失效井减少52%（图13）；塔里木油田库车山前深井超深井套管失效井比例由2005—2015年的2.2%降低至2016—2020年的0.4%，减少82% ；新投产井投产一年内异常带压井比例由2012—2015 年的31.5% 降低至2016—2019 年的5.4%，减少82%。
2 深井超深井钻完井面临的挑战和对标分析
2.1 深井超深井钻完井面临的挑战
随着勘探开发向深层超深层发展，深井超深井普遍存在压力系统复杂且具有不确定性、地层岩性复杂、地层流体（天然气、H2S、水、高压盐水等）复杂、工程力学复杂等工程地质特征。随井深不断增加，高温高压更加尖锐，技术新挑战不断出现，钻井工程面临着复杂多压力系统和井身结构层次不足、施工风险大、深部钻井速度慢、井工程质量控制与保障难度大、井筒安全和完整性差、提速提效装备和工具适应性差、新技术储备不足等问题[1,43-44]。在钻井施工中表现为钻井周期长、复杂情况和故障多、工程投资大， 甚至有些井难以钻达目的层，不能实现地质目的等。
塔里木油田面临高温（190 ℃）、高压（143 MPa）、高含硫（最高450 g/m3）、超高压盐水、超深（井深6 000 ～ 8 882 m）、高陡（高陡构造地层倾角87°）、极窄（窄压力窗口0.01 ～ 0.02 g/cm3）、超低（低孔隙度4% ～ 8%、低渗透率0.01 ～ 0.1 mD）、巨厚（近6 000 m 巨厚砾石层和巨厚复合盐膏层）等复杂地质环境的挑战，应对3 套盐层等超深复杂地层的井身结构还不成熟、博孜砾石集中发育区的钻井提速难题尚未完全解决，窄压力窗口地层安全钻井系统解决方案还需进一步优化完善、8 000 m 以深钻完井配套技术不成熟等。
川渝深井超深井钻井主要集中在川西北深层海相（井深6 500 ～ 7 500 m）、川东寒武系（井深 6 500 ～ 8 000 m）, 随着川渝深层勘探开发领域从盆地中部往盆地外围拓展，勘探对象由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系转移，雷口坡组以下18 个海相油气层（6 个主力产层）层层含硫，部分高含硫，钻井试油面临超深（大于7 000 m）、超高压 （大于150 MPa）、超高温（大于210 ℃）、极窄窗口（0.02 ～ 0.04 g/cm3）等挑战。需要进一步拓展井身结构，持续攻关砾石层和高含石英岩的钻井提速、超深小井眼钻井与固井、涌漏同层的承压堵漏和控压钻井、超深高温高压含硫井的井下工具和井筒工作液、井筒完整性等。
2.2 对标分析
深井超深井钻井总体技术水平不断提升，与国外差距持续缩小[1-2,30,36,39-51]。钻井技术与装备基本满足勘探开发需要，以管柱自动排放为核心的7 000 m 自动化钻机、顶驱、控压钻井、深层连续管作业机等基本国产化自给。陆地钻机、顶驱、控压钻井、抗高温油基钻井液、韧性水泥浆等方面达到国际先进水平，但钻井装备自动化智能化、随钻测控、抗高温元器件、数字化智能化技术等与国际先进水平有较大差距，井筒工作液在超高温和极低密度、环保等方面需要进一步攻关。
国外：发展了1 000 ～ 15 000 m 系列钻机、液压钻机、模块化/ 个性化钻机，形成了智能钻井系统架构，智能化井控装备、钻井液实时监测分析系统已商业化应用；顶驱产品型号齐全，实现系列化、自动化，承载能力2 250 ～ 13 500 kN，配备钻井作业安全提升技术、扭矩智能控制、导向滑动控制等；在气体/ 欠平衡/ 控压钻井装备方面，旋转防喷器、套管阀、节流阀等种类齐全，节流精度0.25 MPa。
中国石油：拥有1 000 ～ 12 000 m 系列钻机及顶驱设备，顶驱载荷能力2 250 ～ 9 000 kN，配置钻井作业安全提升技术、扭矩智能控制、导向滑动控制，主轴旋转定位，远程诊断；气体/欠平衡/控压钻井装备成熟配套。
对标分析：钻机的设计与制造、压力控制装备、顶驱等核心技术达到国际先进，钻机的自动化、智能化、可运移性等与国外有差距。
国外：PDC钻头、牙轮钻头、孕镶金刚石钻头等技术成熟，形成系列化，规模应用，混合结构、混合齿、360°齿等新型切削齿及钻头创新不断。垂直钻井工具、螺杆钻具、涡轮钻具、扭力冲击器、减振工具、钻井提速优化系统等技术成熟，规模应用。
中国石油：常规钻头种类齐全、成熟应用，高端PDC复合片依赖进口，硬地层机械钻速低、寿命短；形成系列化螺杆设计与制造能力，耐高温、耐腐蚀、长寿命等方面与国外有差距；垂直钻井工具、涡轮钻具、扭力冲击器、水力脉冲工具、衡扭矩工具、钻井提速优化系统等在钻井提速中发挥了积极作用，但可靠性、地层适应性等方面还需要进一步攻关。
对标分析：PDC复合片、超硬材料、高温井下动力钻具、辅助破岩工具等核心技术与国外有差距，钻头设计与制造工艺有待提升。
国外：MWD、LWD随钻测量技术成熟应用，抗温能力150 ℃，部分突破175 ℃。EMMWD、智能钻杆商业应用，随钻测量仪可测量参数18个，地质导向、旋转导向系统成熟配套，实现产品化、系列化，规模应用。
中国石油：MWD、LWD等实现工业化应用，抗温能力125 ℃，部分达到150 ℃。近钻头地质导向系统等实现工业化应用，正在攻关旋转导向系统。
对标分析：高温随钻测量、旋转导向、随钻前探等核心技术与国外差距明显。
国外：高温高密度水基钻井液处理剂齐全、产品系列化，耐温200 ℃以上。油基钻井液处理剂齐全、产品系列化，耐温好，性能优良，规模应用（表3）。
中国石油：水基钻井液技术成熟，体系齐全，耐温性好，规模应用。油基钻井液基本成熟，但防漏堵漏处理剂相对缺少。
对标分析：在体系配方设计与评价、水基钻井液方面与国外基本相当，油基钻井液大幅缩小了与国外差距，在关键处理剂和废弃物处理等方面还需要攻关。
国际：固井工具品种齐全、性能可靠，耐温260 ℃，耐压120 MPa。韧性水泥、自愈合水泥、防漏水泥等成熟。正在开发树脂水泥、弹性水泥，固井模拟软件成熟配套（表4）。
中国石油：形成了11 大类100 多个品种水泥浆外加剂，满足需要，韧性水泥、大温差水泥、低密度水泥等成熟，高密度水泥达2.60 g/cm3。固井完井工艺成熟配套，正在完善抗高温水泥、自愈合水泥等。
对标分析：体系配方设计与评价、大温差固井、韧性水泥等达到国际先进，固井完井工具、超高温水泥、智能完井等与国外有差距。
3 深井超深井钻完井技术发展趋势与展望
3.1 深井超深井钻完井技术发展趋势
未来陆上油气勘探开发的重点依然在深层超深层， 井筒工程主体技术正向着钻的更深、更快、更经济、更清洁、更安全和更聪明的方向发展[1-4,8-9,21,23-25,30,36,39, 52-57]。围绕深井超深井钻完井将发展一系列新装备、新技术、新工艺、新工具和新材料，传统技术将与信息化、大数据、智能化技术不断融合发展。
深井超深井钻井装备向不断自动化智能化方向发展，钻机及配套装备向高灵活性、高自动化、高安全性、多样化发展，井口操作向自动化、智能化、远程操控方向发展；破岩技术向复合钻头、异形齿PDC、自适应钻头、智能钻头以及电动钻具、实时优化、非接触破岩等方向发展；控压钻井向控制压力精度更高、自动化、智能化方向发展；随钻测量朝着高传输速率、耐温高、多参数、前探方向发展， 旋转导向钻井向高造斜率、智能化方向发展，地质导向朝更深、更远地层参数方向发展，逐步取代电缆测井，向测量、测井、录井一体化方向发展；钻井液技术向更高效能、全过程清洁环保、智能、可重复回收利用方向发展，超高温、极低温、纳米、强化井壁材料和智能型处理剂将出现，溶洞/ 裂缝恶性漏失地层防漏堵漏综合一体化，并向在线性能测控、自动化闭环固控与自动配浆系统发展；固井技术向固井过程操作自动化、信息化、智能化、全生命周期控制方向发展，固井材料向超高温、功能性、安全环保、自适应，固井工具向复杂工艺工况条件下高稳定性、高可靠性方向发展；钻井软件向地质工程一体化、实时化、大数据、云计算、可视化、人工智能方向发展；连续管作业向测井、固井、完井压裂、井下作业一体化和深层超深层发展；连续管钻井向随钻智能测控、闭环导向钻井发展，钻井工艺向老井重入、侧钻水平井分支井等应用发展。
3.2 “十四五”深井超深井钻完井技术发展展望
“十四五”及未来相当长一段时间内，一批影响深井超深井安全快速钻井的关键核心技术卡点急需突破，实现高端装备工具的自主可控；绿色低碳钻井、清洁生产和本质安全是时代的主题和行业的遵循，已成刚性需求；提质增效、高质量发展需要数字化智能化技术支撑转型发展[1,3-4,9,23-25,30,39,45,49-50,52-53]。
围绕深井超深井打成打快打好，重点研发深井自动化智能化钻机及配套装置、高效PDC钻头和智能化钻头、极端条件下深井超深井井筒工作液、随钻前探等尖端技术，研制智能控压钻井技术与装备、井下故障复杂智能识别与早期诊断、井下多参数实时测量与智能优化控制技术、数字化智能化建井技术等，发展耐高温抗高压的工具、仪器和井筒工作液材料，开发抗高温大扭矩长寿命井下钻具、随钻扩眼与膨胀管裸眼封堵等，持续提升传统技术的可靠性，提高深井超深井安全优快钻井的能力，提升钻井工程设计软件及远程技术支持水平，推进钻井由传统作业方式向实时决策支持作业方式转变。
发展目标：紧密围绕勘探开发主体技术需求和深井超深井打成打快打好面临的关键技术瓶颈问题，持续开展钻井技术攻关。高温大温差水泥和韧性水泥技术继续保持国际领先水平，气体和欠平衡钻井技术、井筒压力自适应控制、高温高密度油基钻井液和高性能水基钻井液、连续管装备与作业技术等继续保持国际先进水平；自动化智能化钻机、井下信息高速传输技术、随钻前探技术、电动钻具钻井系统、PDC高效钻头和材料等技术、随钻扩眼及膨胀管裸眼封堵技术、复杂深井救援等实现重大突破。掌握万米超深井、特超深井钻井技术，支撑超深层勘探开发，大幅度提高复杂井钻探成功率和钻井速度。
发展“第三代”自动化钻机，攻关智能钻井关键技术，随钻扩眼和膨胀管裸眼封堵、电动钻具钻井、智能控压等取得重大突破，持续发展完善深井高速信息上传系统，实现重大装备的健康管理和远程监控维护。自动化钻井装备与高端工具、软件方面，“十四五”重点开展第三代自动化钻机、高性能井筒压力闭环控制系统、膨胀管裸眼封堵及井身结构拓展、井下复杂智能识别与诊断、数字孪生建井、高速信息传输、9 000 m连续管作业机、电动钻具钻井、高强轻质合金钻杆等研究。
突破超硬耐研磨材料，研制高性能智能钻头和复合钻头，持续完善耐油耐高温长寿命螺杆钻具，发展完善反循环钻井、连续循环气体钻井等技术，探索新型破岩方法，发展电脉冲破岩工具等，支撑深层超深层难钻地层有效提速。“十四五”重点发展自适应高效钻头、耐油耐高温长寿命螺杆钻具、密闭循环钻井技术，以及电脉冲、激光等破岩新技术。
持续攻关恶性漏失一体化控制、智能钻井液材料等难题，发展低成本、高效、绿色钻完井液及废弃物减量和处理技术，形成高温高密度高盐钻完井液系列技术，实现钻井液性能在线实时监控。“十四五”重点发展高温高密度高盐钻井液、恶性漏失控制技术、在线性能自动测控与自动化闭环固控与配浆系统、钻井废弃物环保利用及处理技术等。
保持特色水泥浆技术国际领先，突破抗220 ℃以上高温水泥浆及高温固井关键工具，形成超深井、特超深井等复杂条件下固井配套技术，完善发展固井仿真模拟自动监控软件和固井工程大数据平台、自动水泥头等关键技术，形成自动化监控固井施工技术，推动固井施工向自动化发展，为复杂井、超深井提供固井质量保障。“十四五”重点发展固井仿真监控软件和大数据平台、抗240 ℃水泥浆及固井关键工具、高温高压完井封隔器等。
以人工智能等为代表的第四次工业革命已经到来，“十四五”及今后一段时间内钻完井技术装备将不断向自动化、智能化方向发展，可实现超前探测、精准制导、闭环调控和智能决策，大幅提高深层超深层勘探发现和储层钻遇率，提高钻井成功率和钻遇率，实现安全高效经济钻完井。
4 结论与建议
“十三五”期间我国深井超深井钻井技术快速发展，在自动化钻机、控压钻测固完技术、大扭矩顶驱、深井连续管作业机等高端装备，垂直钻井工具、非平面齿钻头、高强度膨胀管、抗高温大扭矩长寿命螺杆、扭力冲击工具、协同减震破岩、随钻测量和安全监测工具等尖端工具，抗高温高密度油基钻井液、高性能水基钻井液、韧性水泥浆、自愈合水泥浆等核心助剂，以及井筒完整性等方面取得突破，超深井数量首次超越美国，井深迈上8 000 m新台阶，对支撑深层勘探开发业务发展，提升钻完井市场竞争力发挥了重要作用。
“十四五”深井超深井依然是我国油气勘探开发的重点。围绕深井超深井特深井打成打快打好，建议开展深井自动化智能化钻井装备、超高温井筒工作液、随钻前探、数字孪生建井等关键核心技术攻关，实现传统优势技术的迭代升级，提升深井超深井安全优快钻井的能力。