闫光庆，张金成

（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

1 概 述

目前国际上对深井、超深井和特超深井较为通行的划分方法为[1］：完钻井深4 500～6 000m的直井为深井，6 000～9 000m的直井为超深井，超过9 000m的直井为特超深井。早在1949年，美国就钻成世界第一口超深井（井深6 255m），1972年又钻成世界第一口特超深井（井深9 159m）。1984年，前苏联创造了12 262m的世界特超深井纪录，1991年该井侧钻至12 869m，到现在该井仍保持着世界最深井纪录[2］。截至目前，世界上已钻成超过9 000m的特超深井8口[3］，超过10 000m的特超深井2口（前苏联和美国各1口），美国及欧洲的超深井钻井技术处于世界领先水平。

我国超深井钻井技术起步较晚，1976年在四川地区完成的女基井，井深达6 011m，开启了我国超深井钻井的序幕[4］。1976—1985年，全国共钻成10口超深井，其中有2口井超过7 000m，即位于四川的关基井（井深7 175m，1978年）和位于新疆的固2井（井深7 002m，1979年）。1986—1997年，共完成34口超深井，其中塔参1井井深达7 200m（1997年），是当时我国陆上最深井[2］。20世纪90年代末期以来，随着塔里木盆地、四川盆地的大规模勘探开发，超深井数量越来越多。

2008年之后，中国石化每年完钻超深井多达100口以上。截至目前，中国石化完成7 000m以深超深井70余口，其中塔深1井井深达8 408m，为亚洲最深井[4］，标志着中国石化超深井钻井技术已达到较高水平，但与欧美等石油工业发达国家相比尚有差距。为此，笔者基于中国石化重点区域的超深井钻井实践，详细总结分析了中国石化超深井钻井技术现状，并提出了发展建议。

2 中国石化重点油气田概况及钻井难题

中国石化超深井钻井主要集中在川东北地区和新疆塔河地区，重点油气田主要有普光气田、元坝气田和塔河油田。

1）普光气田。位于四川省东北部大巴山南麓，储层埋深6 000m左右，含气面积约28km2，可采储量2 511×108m3，是我国目前已发现的规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田[5-6］。该气田于2009年10月顺利投产，目前已建成年产100×108m3混合天然气的生产能力，是川气东送工程的主要气源。

2）元坝气田。位于九龙山构造带南翼、通南巴背斜带西南侧、川中古隆起的北部斜坡，储层埋深7 100m左右，勘探面积3 251.48km2，预测天然气远景资源量为1.77×1012m3。该气田是继普光气田之后中国石化第二个千亿方级大气田，也是川气东送工程资源接替的重要阵地[7-8］。

3）塔河油田。位于天山南麓、塔克拉玛干沙漠北部边缘，是我国第一个古生界海相亿吨级大油田，也是中国石化在新疆地区最大的油气田。储层埋深6 500m左右，为下奥陶系碳酸盐缝洞油藏[9-10］。该油田的勘探开发经历了试油试采、滚动开发及快速上产3个阶段，2004年以来，原油产量以每年60×104t左右的速度增长，2012年年产量达到了735×104t。

在普光气田、元坝气田及塔河油田等超深油气田的钻井实践中，遇到了一系列钻井难题。归纳起来，主要有以下几个方面：

1）地层硬度高，研磨性强，可钻性差。普光气田、元坝气田上部陆相地层的可钻性级值一般为5～8，须家河组石英砂岩硬度达8级；塔河油田三叠系泥岩及石炭系顶部砂岩研磨性强，砾石发育，致使钻头寿命短，机械钻速低。

2）构造高陡，井斜问题突出。普光气田地层倾角一般为30°～75°，自然造斜能力强，极易发生井斜。

3）井壁失稳严重，三个油气田的多套地层均发生过井漏，空气钻进及气液转换过程中地层易坍塌。

4）元坝气田嘉陵江组地层存在盐膏层和高压盐水层，塔河油田石炭系盐膏层蠕变速率快，对高密度钻井液和钻井工程提出了严峻挑战。

5）岩性多变，岩石坚硬，跳钻严重，气体钻井中断钻具事故频繁发生。

3 中国石化超深井主要钻井技术

3.1 气体钻井技术

相对于常规钻井，气体钻井技术主要以空气、泡沫、氮气等为循环介质，主要包括空气钻井、泡沫钻井、雾化钻井、氮气钻井等，属于欠平衡钻井技术范畴。该技术具有大幅度提高机械钻速、减少遇水膨胀地层垮塌、有利于防止地层漏失、保护产层、控制井身质量等优势。

针对普光气田上部陆相地层易漏、易斜、岩石可钻性差、机械钻速低等钻井难题，2006年1月首次在普光气田P302-1井试验应用了气体钻井技术，取得了明显的提速效果。此后，该技术在该气田其他37口开发井进行了全面推广应用，先后共实施67井次，总进尺94 616.69m（占38口开发井钻井总进尺的47.46%），最深钻达4 480m，平均机械钻速达7.82m／h。统计表明，气体钻井技术的机械钻速是常规钻井的5～8倍，同时还有效避免了井漏，提高了井身质量等[11-12］，成为普光气田陆相地层钻井提速的主要技术。继普光气田成功应用之后，该技术又在元坝气田进行了推广应用，也成为元坝气田上部陆相地层钻井提速的主要技术。

3.2 “PDC钻头＋螺杆钻具”复合钻井技术

PDC钻头主要靠切削破碎地层，切削速度与转速成正比关系，适应高转速低钻压的工况，“PDC钻头＋螺杆钻具”复合钻进就是利用螺杆钻具的高转速提高PDC钻头的切削速度。该技术能大幅提高机械钻速，减少起下钻次数，有效控制井斜，降低扭矩，减轻钻具磨损，是深井超深井钻井提速的有效手段。

普光气田38口开发井应用“PDC钻头＋螺杆钻具”复合钻井技术钻进81 339.35m，占该气田三开海相地层总进尺的93.00%；平均机械钻速2.84m／h（单趟钻最高机械钻速达8.12m／h），相比常规钻井提高了140.68%。在元坝气田海相地层和塔河油田的应用也表明，该技术大大提高了机械钻速，缩短了钻井周期，有效控制了井径扩大率。该技术目前在中国石化各油气田普遍采用，已成为深部海相地层钻井提速的主要技术[13］。

3.3 “孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”复合钻井技术

“孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”复合钻井技术是将钻井液的水力能量通过涡轮叶片组转换成高速旋转的机械能量，通过孕镶金刚石钻头切削、刨犁破岩，具有工具寿命长、转速高、不受温度影响及单趟进尺长等诸多优点，能够在强研磨性砂岩、砾岩、火成岩地层中显著提高机械钻速[14-15］。

针对元坝气田自流井组、须家河组地层研磨性强、可钻性差、机械钻速低等难题，引进并推广了“孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”复合钻井技术。截至2013年2月，该技术共在元坝地区试验应用了18口井，总进尺8 504.21m，平均机械钻速1.50m／h，与自流井组、须家河组地层常规钻井（0.69m／h）相比提高了117.39%，取得了很好的提速效果。该技术在川西、新疆、东北等地区的高研磨性硬地层钻井中进行了推广应用，均取得明显的提速效果。

3.4 “PDC钻头＋扭力冲击发生器”复合钻井技术

阿特拉扭力冲击器由上下两个涡轮组驱动带有偏心锤的心轴做往复运动，将钻井液的流体能量同时在钻头上转换成周向和径向上的高频冲击力，冲击、剪切破碎岩石，不但能提高机械钻速，而且还能延长钻头及下部钻柱的使用寿命[16］。

“PDC钻头＋扭力冲击发生器”复合钻井技术是针对元坝气田下部陆相地层岩石坚硬、研磨性强、机械钻速低而引进的一种钻井新技术。截至2013年2月，该技术在元坝气田共试验应用了18口井。其中，在φ311.1mm井眼试验应用了8口井（10井次），单趟钻平均进尺245m，平均机械钻速2.83m／h，与未用阿特拉扭力冲击器时相比提高了172.12%。继元坝气田之后，该技术也被推广应用到了其他油气田，其中在塔河油田φ215.9mm井眼试验应用了11口井（14井次），应用地层为卡拉沙依组及巴楚组地层，单趟钻平均进尺615m，平均机械钻速6.50m／h，与未用阿特拉扭力冲击器时相比提高了91.18%。

3.5 35MPa高压喷射钻井技术

受钻井装备制约，常规喷射钻井的泵压一般为20MPa左右。基于近年钻井装备技术进步，采用额定功率1 640.5W（2 200HP）的钻井泵、耐压52MPa的水龙头及耐压70MPa的循环管汇，通过提高排量及减小喷嘴直径，把泵压提高到35MPa，大幅度提高了钻头的水力破岩和井底清岩能力，形成了35MPa高压喷射钻井技术[17］。

2010年以来，该技术相继在塔河油田进行了6口井的试验应用，总进尺26 249m，平均机械钻速25.50m／h，取得了明显的提速效果。其中，TP308X井应用井段50～4 673m，平均机械钻速58.30m／h，与邻井常规钻井相比提高了170.00%。由于该技术与常规钻井相比大幅提高了排量，在中上部地层也取得了良好的防阻卡效果。

3.6 自动垂直钻井系统

自动垂直钻井系统利用伸缩的近钻头稳定器，采用井下闭环控制系统自动控制井斜，在大倾角地层能把井眼控制在几乎垂直的状态，并可大钻压钻进，是高陡构造地层防斜打快的有效手段。该系统按工作原理可分为旋转推靠式（如Schlumberger公司的Power V）和静止推靠式（如Baker Hughes公司的Verti Trak）两大类。

在普光气田及新疆地区的高陡构造地层，传统的防斜方法就是轻压吊打，不但防斜效果不理想，而且机械钻速低，而采用自动垂直钻井系统取得了明显的防斜打快效果。普光7井使用了Power V垂直钻井系统，钻进井段1 710.97～2 475.35m，井斜角从3.8°降至0.7°，其中最大井斜角为1.2°（井深2 095m处），最小井斜角为0°（井深1 908m处），机械钻速1.75m／h，是邻井常规钻井的2倍多。工作时间占总钻井时间的80%以上，大大超过了常规钻井的钻井时效。塔河油田阿北1井四开井段使用了Verti Trak垂直钻井系统，5 300～5 335m井段井斜角由3.88°降至0.47°，5 331～5 408m 井段平均机械钻速2.34m／h，较常规钻井提高了36.05%。

4 超深井钻井技术综合应用效果

4.1 普光气田

从2001年11月3日第一口探井P1井开钻，到2009年9月19日最后一口开发井P104-3井完钻，普光气田超深井钻井共经历了8年时间。概括起来，可将普光气田钻井技术的发展划分为探索、发展及气体钻井3个阶段[5］：

1）探索阶段（2001-09—2003-06），该阶段完成了第一口探井P1井的钻探施工；

2）发展阶段（2003-06—2005-12），该阶段分3个轮次，共钻了9口探井，主要是在认真总结P1井经验教训的基础上，通过推广应用优选钻头、“PDC钻头＋螺杆钻具”复合钻井、防斜打快、防漏堵漏等技术提高钻井速度；

3）气体钻井阶段（2006-01—2009-10），以第一口开发井P302-1首次采用气体钻井技术为标志，普光气田钻井进入了大提速钻井阶段，其最突出的特点是气体钻井技术的广泛应用。

普光气田探索、发展与气体钻井等3个阶段的钻井情况见表1。

表1 普光气田不同发展阶段的超深井钻井数据Table 1 Drilling data of ultra-deep wells in Puguang Gas Field at different stages

从表1可以看出：发展阶段与探索阶段相比，钻井 周 期 由 540.27d 缩 短 至 299.51d，缩 短 了44.56%；机械钻速由0.99m／h提高至1.70m／h，提高了71.72%；钻头用量由124只减少至63只，减少了49.19%。气体钻井阶段与发展阶段相比，钻井周期由299.51d缩短至232.06d，缩短了22.52%；机械钻速由1.70m／h提高至2.61m／h，提高了53.53%；钻头用量由63只减少至34只，减少了46.03%。经过8年的研究攻关与实践，普光气田超深井钻井技术取得了巨大进步，不但为该气田的早日投产提供了强有力的技术支持，而且为中国石化超深井钻井技术的发展积累了宝贵经验。

4.2 元坝气田

自2006年5月元坝气田第一口探井元坝1井开钻以来，截至2012年12月底，该气田共计开钻34口直探井，其中完钻井30口，在钻井4口。通过应用泡沫钻井、空气钻井、“PDC钻头＋螺杆钻具”复合钻井、“孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”复合钻井、“PDC钻头＋扭力冲击发生器”钻井、控压钻井等技术，大大加快了元坝气田的勘探开发步伐[8］。该气田历年应用超深井钻井技术所钻直井的情况见表2。

表2 元坝气田近几年所钻超深井的钻井数据Table 2 Drilling data of ultra-deep wells in Yuanba Gas Field in the recent year

从表2可以看出，30口已完钻井的平均井深达7 034.62m，平均机械钻速1.75m／h，平均钻井周期441.73d。总体来讲，经过6年多的钻井实践及科技攻关，元坝地区超深井钻井技术得到了一定提高，但提速效果不明显。分析认为，元坝气田与普光气田同属川东北地区，钻井地质环境比较相近，但元坝气田储层埋深比普光气田深1 100m左右，钻井难度大大增加，自流井组、须家河组井段的提速问题依然没有从根本上解决[9］。目前正在开展进一步的攻关研究，期望在高效破岩工具或钻井方式方面有所突破。

4.3 塔河油田

塔河油田自勘探开发以来，从最初的2～3个区块扩大到目前的10多个区块，井深从5 000～6 000m提高至目前的7 000m左右，经过多年的技术攻关，目前已经形成了高压喷射钻井、高效钻头优选、“PDC钻头＋螺杆钻具”复合钻井、防斜打快钻井等较为成熟的超深井钻井技术[10］。塔河12区和托甫台区块为近年来该油田的主力区块，应用超深井钻井技术的钻井情况见表3、表4（均为四级井身结构）。

表3 塔河油田12区超深井钻井数据Table 3 Data of ultra-deep wells drilling in 12th Block of Tahe Oilfield

从表3可以看出，塔河油田12区超深井（四级井身结构）的机械钻速由2007年的6.09m／h提高至2012年的8.48m／h，提高了39.24%；钻井周期由2007年的104.71d缩短至2012年的102.85d，缩短了1.78%。

表4 塔河油田托普台区块超深井钻井数据Table 4 Data of ultra-deep wells drilling in Tuofutai Block of Tahe Oilfield

从表4可以看出，托普台区块超深井完成井由2006年的3口增至2012年的34口，增幅很大；机械钻速由2006年的4.84m／h提高至2012年的6.40m／h，提高了32.23%；钻井周期由2006年的158.21d缩短至2012年的127.43d，缩短了19.46%。

5 中国石化超深井钻井技术发展建议

尽管气体钻井、“PDC钻头＋螺杆钻具”复合钻井、“孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”复合钻井、“PDC钻头＋扭力冲击器”复合钻井、35MPa高压喷射钻井、自动垂直钻井系统等钻井技术在中国石化超深井钻井中发挥了巨大作用，使中国石化钻成了多达几十口井深超7 000m的超深井、1口超8 000m的超深井，超深井钻井技术已达较高水平，但仍然存在一些制约因素或“瓶颈”问题。笔者根据自己的思考，从技术、管理等方面对中国石化超深井技术的发展提出了以下建议[18-19］：

1）应根据具体情况选择合适的钻井方式和钻井技术。近几年，在重点区域相继推广应用的各种钻井新技术都被证明是提高钻井速度的有效手段，因此应加大钻井新技术、新工艺、新工具的应用力度，但这些钻井新技术并非适用于所有地区和地层，如自动垂直钻井系统适用于高陡易斜地层，“孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”复合钻井技术适用于高研磨性硬地层，等等。因此，应针对不同地区的钻井地质环境，选取适用的钻井方式和钻井技术。

2）应加大组织与攻关力度，尽量降低钻井新技术带来的风险。普光气田实施气体钻井41口井，其中有26口井发生钻具复杂情况共计65次（包括钻杆断裂33次，钻铤断裂12次，加重钻杆断裂7次，钻杆脱扣5次，空气锤锤头断裂8次）。可见，气体钻井技术在带来明显提速效果的同时，也给井下安全带来了一定风险。另外，中国石化从事气体钻井技术服务的单位分布较为分散，出现问题时难以及时有效地解决，因此建议成立钻井新技术服务中心，以集中人力、物力，加大钻井新技术适应性及应用过程中出现问题的研究攻关力度，使之发挥最大的提速效力。

3）加快钻井新技术的国产化步伐，加强具有自主知识产权的钻井新技术的研发。前文所述6项钻井新技术中，“孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”复合钻井、“PDC钻头＋扭力冲击器”钻井、自动垂直钻井系统等都是国外技术，由国外技术服务公司掌握，如由他们服务，就要收取高额的租赁费及人员费用，大大增加了钻井成本，限制了这些钻井新技术在国内的推广应用。因此建议中国石化加强对引进钻井新技术的统筹管理，整合相关力量，加大推广力度，同时加快钻井新技术的国产化步伐，并加强具有自主知识产权钻井新技术的研发。

4）加强成熟技术的集成配套，形成超深井钻井技术规范。认真总结近年来普光气田、元坝气田及塔河油田等的钻井实践经验，对已经应用成熟并取得较好效果的技术进行全面推广，并不断在针对性、适用性方面完善提高，加强技术集成配套，形成实用的技术规范。重点推广应用空气钻井、泡沫钻井、高效钻头、“PDC钻头＋螺杆钻具”复合钻井、“孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”复合钻井、“PDC钻头＋扭力冲击器”钻井、高压喷射钻井等技术。

5）努力提升超深井井下故障的处理能力。超深井钻井过程中一旦出现井下故障，基本上都是各钻井承包商自行处理，不但处理时间长，而且损失巨大。如TP235X井在2010年12月发生的卡钻事故，处理耗时757.33h，埋钻具1 374.03m，最终通过侧钻解除了事故。因此，建议中国石化成立一个专门处理井下故障的技术服务公司。

6 结束语

近10年来，中国石化通过超深井钻井技术攻关、引进和推广，以及在普光气田、元坝气田和塔河油田等油气田的钻井实践，形成了一批钻井新技术、新工艺及新工具，大大提高了钻井速度，超深井钻井技术取得了明显进步，但目前的中国石化超深井钻井技术与欧美等石油工业先进国家相比还有差距（主要在工具仪器方面）。为了应对未来高难度超深井安全、快速成井的挑战，建议加快钻井新技术的国产化步伐，加强具有自主知识产权钻井新技术的研发，加大成熟技术的集成配套力度，努力提高超深井井下故障的处理能力。

致谢：在本文撰写过程中，中国石化石油工程技术研究院钻井工艺研究所王甲昌、臧艳彬、李立政等人在资料收集与论文修改等方面提供了大量帮助，在此表示感谢。

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