曾義金

（1.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101；2.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

中國(guó)海相碳酸鹽巖油氣資源豐富，超過(guò)我國(guó)后備油氣資源的三分之一，是重要的戰(zhàn)略接替資源。中國(guó)石化海相碳酸鹽巖油氣資源主要分布在四川、塔里木和鄂爾多斯等3大盆地，截至2016年底，海相地層累計(jì)探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量13.36×108t、天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量8 047×108m3，分別占中國(guó)石化探明地質(zhì)儲(chǔ)量的24.5%和61.3%，海相地層已經(jīng)成為增儲(chǔ)上產(chǎn)的主陣地[1]?？碧綄?shí)踐證明，海相碳酸鹽巖油氣資源埋藏深，元壩生物礁氣田埋深大于7 000.00 m[2]、川西海相氣藏埋深大于6 000.00 m[3-4]，順北油氣田埋深超過(guò)7 300.00 m[1，5]。目前，中國(guó)石化重點(diǎn)勘探地區(qū)四川盆地震旦系和新疆蓬萊壩組地層的埋深都超過(guò)了8 000.00 m[6]。海相地層具有多層序、高溫（達(dá)200 ℃）高壓（達(dá)150 MPa）、地層古老堅(jiān)硬和縫洞發(fā)育等特點(diǎn)，地質(zhì)環(huán)境復(fù)雜，地應(yīng)力大，導(dǎo)致超深海相油氣井鉆井存在機(jī)械鉆速低、漏失坍塌頻發(fā)、作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)大和鉆井周期長(zhǎng)等一系列工程技術(shù)難題。中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院依托國(guó)家重大專項(xiàng)和中國(guó)石化重大科技攻關(guān)項(xiàng)目，針對(duì)海相碳酸鹽巖超深油氣井鉆井重大技術(shù)難題，經(jīng)過(guò)系統(tǒng)攻關(guān)，研制了一批新工具、新儀器、新裝備和高性能工作液，建立了快速鉆井、風(fēng)險(xiǎn)防控等方面的新方法、新工藝，形成了海相碳酸鹽巖超深油氣井安全快速鉆井關(guān)鍵技術(shù)，支撐鉆成了一批重點(diǎn)超深井，不斷刷新亞洲陸上深井最大井深、世界超深水平井最大垂深等工程紀(jì)錄。

1 硬地層協(xié)同破巖快速鉆井技術(shù)

PDC鉆頭在鉆井提速降本中具有重要作用[7-8]，為了充分發(fā)揮PDC鉆頭的鉆井提速功能，分析了PDC鉆頭與地層特性、鉆具組合、鉆井參數(shù)等因素的匹配關(guān)系，提出了硬地層協(xié)同破巖提速3大主控因素，建立了PDC鉆頭門限扭矩計(jì)算方法，研制了大功率動(dòng)力鉆具，取得了顯著的鉆井提速效果。

1.1 硬地層協(xié)同破巖鉆井提速主控因素

海相碳酸鹽巖巖性復(fù)雜、堅(jiān)硬。研究表明，該類地層在鉆進(jìn)時(shí)破巖效率不高，其主要原因是：1）地層巖石抗壓強(qiáng)度高、破巖所需能量大，而鉆井破巖能量不足，易引起鉆頭粘滑，轉(zhuǎn)速不均，導(dǎo)致破巖效率低；2）巖石堅(jiān)硬或地層軟硬交錯(cuò)，跳鉆嚴(yán)重，易引起鉆頭非正常損壞，影響破巖效率。

針對(duì)上述問(wèn)題，通過(guò)攻關(guān)研究確定了硬地層高效破巖的3大主控因素：1）合適的鉆頭類型。依據(jù)地層動(dòng)力學(xué)巖石破壞特性設(shè)計(jì)鉆頭冠面、齒形及齒的接觸角等，以達(dá)到提高鉆頭穩(wěn)定性、抗沖擊性、降低巖石破碎強(qiáng)度的目的。2）足夠的破巖能量。提供足夠的鉆壓，使其高于門限鉆壓，確保PDC片有效吃入地層；同時(shí)，提供旋轉(zhuǎn)切削破巖所需的能量，使其高于門限扭矩。3）鉆頭穩(wěn)定運(yùn)行。設(shè)計(jì)減弱鉆具縱橫向振動(dòng)和鉆頭扭轉(zhuǎn)振動(dòng)的鉆井輔助工具，如減振器、扭力沖擊器等，防止鉆頭粘滑跳鉆。

1.2 PDC鉆頭門限扭矩計(jì)算方法

PDC鉆頭高效破巖的能量主要來(lái)源于扭矩，通過(guò)研究PDC鉆頭高效破巖機(jī)制，提出了門限扭矩的概念，即一定切削深度或門限鉆壓下PDC鉆頭有效破巖所需的最小扭矩。研究發(fā)現(xiàn)，在正常工況和合理切削深度下，地層巖石抗壓強(qiáng)度、鉆頭直徑、鉆頭與地層的摩擦力是決定PDC鉆頭門限扭矩的主要因素，據(jù)此建立了PDC鉆頭門限扭矩經(jīng)驗(yàn)計(jì)算模型，為合理確定PDC鉆頭高效破巖所需的能量提供了理論依據(jù)。根據(jù)該模型計(jì)算分析了順北、川東北等地區(qū)各開次不同深度地層PDC鉆頭的門限扭矩，指導(dǎo)了鉆具組合優(yōu)選和鉆井參數(shù)優(yōu)化。

順北地區(qū)二疊系地層PDC鉆頭門限扭矩如圖1所示。由圖1可以看出，φ 250.8 mm PDC鉆頭的門限扭矩為10 kN·m左右，φ 311.1 mm PDC鉆頭的門限扭矩為17 kN·m左右，說(shuō)明在相同地層條件下，鉆頭直徑對(duì)門限扭矩的影響顯著，據(jù)此優(yōu)化了井身結(jié)構(gòu)，優(yōu)選了大功率螺桿或大扭矩提速工具，機(jī)械鉆速提高40%以上。

圖1 順北地區(qū)二疊系地層PDC鉆頭門限扭矩計(jì)算結(jié)果Fig.1 Calculation results of the threshold torque of PDC bit in Shunbei Permian strata

1.3 大功率鉆井提速新工具

結(jié)合硬地層協(xié)同破巖鉆井提速主控因素及PDC鉆頭門限扭矩，研究了高頻動(dòng)載沖擊與旋轉(zhuǎn)切削破巖機(jī)制，研制了沖擊破碎與旋轉(zhuǎn)切削耦合破巖的大功率機(jī)械式螺桿沖擊器[9-10]和高頻動(dòng)載沖擊破巖的射流沖擊器[11-13]等新型提速工具，為新疆及四川等重點(diǎn)區(qū)域海相硬地層鉆井提速提供了新手段。

機(jī)械式螺桿沖擊器設(shè)計(jì)有旋轉(zhuǎn)及機(jī)械蓄能沖擊耦合工作結(jié)構(gòu)，其中，機(jī)械蓄能沖擊耦合工作結(jié)構(gòu)提供高頻沖擊功，使鉆頭對(duì)地層巖石沖擊形成應(yīng)力集中區(qū)，降低巖石強(qiáng)度，進(jìn)而降低PDC鉆頭的門限扭矩，同時(shí)使用高鉆壓和大功率螺桿提供旋轉(zhuǎn)破巖能量，提高PDC鉆頭破巖效率，目前已研制出φ286和φ172 mm螺桿沖擊器。其中，φ172 mm機(jī)械式螺桿沖擊器的最大扭矩達(dá)12 kN·m，在四川等地區(qū)應(yīng)用10余口井，同比提速超過(guò)40%，成本降低50%。

射流沖擊器可以將部分鉆井液循環(huán)水力能量轉(zhuǎn)化為沖擊破巖能，產(chǎn)生軸向高頻動(dòng)載沖擊，提高破巖效率，避免鉆頭粘滑、跳鉆。目前，已研制出φ228、φ178 和φ127 mm射流沖擊器，其中φ178 mm射流沖擊器的沖擊功達(dá)400 J，已推廣應(yīng)用100余井次，機(jī)械鉆速平均提高43%以上。

2 縫洞型高壓油氣井“預(yù)-監(jiān)-控-壓”閉環(huán)式安全控制技術(shù)

海相碳酸鹽巖縫洞型油氣層超深、高壓，鉆進(jìn)過(guò)程中溢流發(fā)生快，井控風(fēng)險(xiǎn)高，基于溢流及防控內(nèi)在機(jī)制研究，開發(fā)了鉆前有效預(yù)測(cè)的鉆井風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)系統(tǒng)、溢流早期發(fā)現(xiàn)的溢流微量監(jiān)測(cè)系統(tǒng)、溢漏同存平衡調(diào)控的井底壓力精細(xì)控制鉆井系統(tǒng)和阻滯地層氣體竄入速度的耐高溫氣滯塞體系，提出了早期壓穩(wěn)高壓地層的變密度動(dòng)態(tài)壓井方法，形成了高壓油氣井“預(yù)-監(jiān)-控-壓”閉環(huán)式安全控制技術(shù)。

2.1 基于 PDCA閉環(huán)的鉆井風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)系統(tǒng)

為實(shí)現(xiàn)貫穿油氣井設(shè)計(jì)、施工、完鉆全過(guò)程循環(huán)優(yōu)化鉆井風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)方法，提高風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)可靠性，提出了基于PDCA閉環(huán)的鉆井風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)系統(tǒng)設(shè)計(jì)思路（見(jiàn)圖2）[14]?；诰⒕亢蛪翰羁ㄣ@等常見(jiàn)鉆井風(fēng)險(xiǎn)發(fā)生機(jī)理，采用地質(zhì)因素和工程因素相耦合的方法，建立了鉆井潛在風(fēng)險(xiǎn)可能性及嚴(yán)重度量化評(píng)價(jià)模型，開發(fā)了潛在鉆井風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)模塊（也稱為鉆前風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)模塊）。該模塊能準(zhǔn)確反映關(guān)鍵風(fēng)險(xiǎn)因素間的內(nèi)在關(guān)系，無(wú)需進(jìn)行樣本訓(xùn)練和人工干預(yù)，使?jié)撛阢@井風(fēng)險(xiǎn)的預(yù)測(cè)結(jié)果更加客觀，不但可以預(yù)測(cè)潛在風(fēng)險(xiǎn)，還可以量化風(fēng)險(xiǎn)報(bào)警。通過(guò)優(yōu)選灰色關(guān)聯(lián)方法，建立了基于鉆井實(shí)時(shí)參數(shù)異常波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別與預(yù)警模型，開發(fā)了鉆井風(fēng)險(xiǎn)征兆報(bào)警模塊（也稱為鉆中風(fēng)險(xiǎn)監(jiān)測(cè)模塊），實(shí)現(xiàn)了鉆井風(fēng)險(xiǎn)實(shí)時(shí)預(yù)警。完鉆后對(duì)預(yù)測(cè)、預(yù)警記錄同實(shí)際發(fā)生的情況進(jìn)行對(duì)比評(píng)價(jià)，提出改進(jìn)方案和有價(jià)值的風(fēng)險(xiǎn)案例。這些改進(jìn)信息和案例通過(guò)系統(tǒng)中的數(shù)據(jù)庫(kù)保存下來(lái)，并直接進(jìn)入下一口井的設(shè)計(jì)與施工環(huán)節(jié)，實(shí)現(xiàn)了區(qū)域鉆井方案的持續(xù)優(yōu)化。搭建了鉆井風(fēng)險(xiǎn)案例庫(kù)，涵蓋了井的信息、工況、復(fù)雜情況類型、鉆井風(fēng)險(xiǎn)描述、風(fēng)險(xiǎn)處理流程及專家評(píng)價(jià)意見(jiàn)等，案例庫(kù)與潛在鉆井風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)模塊及鉆井風(fēng)險(xiǎn)征兆報(bào)警模塊無(wú)縫集成，提高了風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)及風(fēng)險(xiǎn)征兆報(bào)警可靠性。鉆井風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)系統(tǒng)在四川、新疆等工區(qū)應(yīng)用20余口井，常見(jiàn)鉆井風(fēng)險(xiǎn)的發(fā)現(xiàn)率達(dá)86%；同時(shí)根據(jù)鉆前潛在風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)進(jìn)行了鉆井優(yōu)化設(shè)計(jì)及風(fēng)險(xiǎn)防控措施強(qiáng)化，增強(qiáng)了鉆井風(fēng)險(xiǎn)的控制能力。

圖2 基于 PDCA閉環(huán)的鉆井風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)系統(tǒng)設(shè)計(jì)思路Fig.2 Design ideas of closed-loop drilling risk assessment system based on PDCA

2.2 溢流微量監(jiān)測(cè)預(yù)警系統(tǒng)

根據(jù)鉆井過(guò)程中出、入口流量及壓力變化進(jìn)行地層涌、漏識(shí)別的思路，設(shè)計(jì)開發(fā)了撬裝式出口設(shè)備，用于安裝高精度質(zhì)量流量計(jì)，在鉆井泵或上水管線安裝入口高精度流量傳感器，通過(guò)旋轉(zhuǎn)頭控制井口實(shí)現(xiàn)密閉循環(huán)，實(shí)現(xiàn)鉆井過(guò)程中出、入口流量實(shí)時(shí)精準(zhǔn)監(jiān)測(cè)及對(duì)比，進(jìn)行地層涌、漏早期監(jiān)測(cè)，并在這2個(gè)位置輔助進(jìn)行壓力監(jiān)測(cè)，根據(jù)氣侵壓力特征分析判斷溢流，提高了監(jiān)測(cè)精度（見(jiàn)圖3）。

圖3 溢流微量早期監(jiān)測(cè)系統(tǒng)Fig.3 Composition of micro-overflow early monitoring system

建立了泵入鉆井液體積與返出鉆井液體積微量變化計(jì)算模型及氣侵壓力特征分析模型，提出了涌漏量判別標(biāo)準(zhǔn)，構(gòu)建了溢流早期監(jiān)測(cè)預(yù)警方法，開發(fā)了溢流微量監(jiān)測(cè)預(yù)警系統(tǒng)。該系統(tǒng)在新疆地區(qū)的應(yīng)用表明，氣侵量達(dá)到80 L即可發(fā)現(xiàn)，達(dá)到300 L時(shí)預(yù)警，實(shí)現(xiàn)了氣侵早期精準(zhǔn)發(fā)現(xiàn)與預(yù)警。

2.3 溢漏平衡調(diào)控的井底壓力精細(xì)控制鉆井系統(tǒng)

針對(duì)超深井地層溢漏特點(diǎn)，建立了綜合考慮地質(zhì)與工程多種因素的井底壓力計(jì)算模型，結(jié)合PWD數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)修正模型關(guān)鍵系數(shù)，形成了井底壓差精準(zhǔn)計(jì)算方法。研發(fā)了壓降隨開度線性變化的節(jié)流閥，開度在25%～85%范圍內(nèi)壓降呈線性變化，解決了常用節(jié)流閥在小開度下壓力變化過(guò)快與大開度下壓力變化緩慢的問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)了壓力精準(zhǔn)調(diào)節(jié)[15]。研制了精細(xì)控壓鉆井系統(tǒng)地面設(shè)備，構(gòu)建了地面、井下一體化井筒壓力監(jiān)測(cè)及控制系統(tǒng)（見(jiàn)圖4），形成了精細(xì)控壓鉆井技術(shù)，井底壓力控制精度小于0.35 MPa，壓力調(diào)節(jié)時(shí)間小于45 s。在新疆順北、四川涪陵等地區(qū)20余口井進(jìn)行了應(yīng)用，復(fù)雜時(shí)效降低60%以上，為安全鉆進(jìn)窄安全密度窗口地層提供了技術(shù)手段。

圖4 井底壓力精細(xì)控制鉆井系統(tǒng)Fig.4 Structure of drilling system for fine control of bottomhole pressure

2.4 耐高溫氣滯塞

裂縫性儲(chǔ)層高壓氣井起下鉆過(guò)程中地層氣體置換式竄入井筒，導(dǎo)致起鉆井控風(fēng)險(xiǎn)大，下鉆后正常鉆進(jìn)前要長(zhǎng)時(shí)間循環(huán)排氣，鉆井效率低。采用稠漿段塞可以降低井筒內(nèi)氣體的上竄速度，但高溫下稠漿黏度降低，阻止氣竄效果變差，無(wú)法滿足超深高溫高壓氣井應(yīng)用要求。通過(guò)優(yōu)選SMRM、SMASF-E等關(guān)鍵抗高溫處理劑并優(yōu)化配方，研發(fā)出耐高溫氣滯塞SM-GasBP，其流動(dòng)黏度低（表觀黏度25～65 mPa·s），在200 ℃高溫靜置可形成液體膠塞（結(jié)構(gòu)力可達(dá)45 Pa），阻滯井筒內(nèi)氣體上竄，且其與鉆井液配伍性好[16]。該氣滯塞在順北2井、順北評(píng)1H井和順北1-16H井等7口井應(yīng)用了30余井次，氣滯塞循環(huán)上返結(jié)束后全烴峰值明顯增高（見(jiàn)圖5），表明氣體在此聚集，阻止氣體上竄效果明顯，經(jīng)計(jì)算氣竄速度降低80%以上，顯著降低了超深高壓氣層起下鉆過(guò)程中的氣涌風(fēng)險(xiǎn)。

圖5 順北1-16H井應(yīng)用SM-GasBP前后全烴值對(duì)比Fig.5 Comparison of Well Shunbei 1-16H before and after the application of SM-GasBP

2.5 變密度動(dòng)態(tài)壓井方法[17]

超深高壓氣井井涌發(fā)生快，采用工程師法、司鉆法等常規(guī)壓井方法施工時(shí)間長(zhǎng)，還可能造成井口壓力超過(guò)地面裝置承壓能力或套管鞋處承壓能力，帶來(lái)井控風(fēng)險(xiǎn)。針對(duì)該難題，結(jié)合超深井井筒可利用井段長(zhǎng)的特點(diǎn)，提出了變密度動(dòng)態(tài)壓井方法，通過(guò)分段連續(xù)泵入高、中、低多種密度壓井液快速增大井筒環(huán)空壓力，盡快降低井口套壓，解除井口風(fēng)險(xiǎn)，并利用全過(guò)程實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)排量控制實(shí)現(xiàn)壓井過(guò)程井底恒壓，更早壓穩(wěn)地層。通過(guò)分析變密度動(dòng)態(tài)壓井U形管效應(yīng)，建立了基于立壓分析的排量?jī)?yōu)化計(jì)算模型、不同階段套壓和立壓計(jì)算模型，并開發(fā)了計(jì)算分析軟件，能模擬計(jì)算不同段壓井液的密度、體積及分段排量等參數(shù)變化情況，繪制壓井過(guò)程關(guān)鍵參數(shù)動(dòng)態(tài)變化曲線，高效指導(dǎo)壓井施工。

3 海相超深高溫高壓裂縫性地層井筒強(qiáng)化技術(shù)

通過(guò)大量的理論分析和室內(nèi)試驗(yàn)，提出了高溫高密度鉆井液及耐高溫高承壓堵漏漿的構(gòu)建方法，合成了耐高溫高性能關(guān)鍵助劑，開發(fā)了耐高溫高密度鉆井液、縫洞型漏失地層耐高溫堵漏漿，形成了超深高溫高壓海相裂縫性地層井筒強(qiáng)化技術(shù)，較好地解決了超深海相油氣井鉆井過(guò)程中井眼失穩(wěn)、漏失等難題。

3.1 高溫高密度鉆井液

為解決高密度鉆井液流變性與沉降穩(wěn)定性之間難以平衡的問(wèn)題，基于Einstein懸浮液黏度等模型，構(gòu)建了鉆井液體系黏度與多組分特性本構(gòu)關(guān)系，提出了高溫高密度低摩阻鉆井液體系構(gòu)建機(jī)制，開發(fā)了含硫磷高效清潔潤(rùn)滑劑、剛環(huán)結(jié)構(gòu)低分子量降濾失劑和含芳環(huán)、磺酸基與胺基的強(qiáng)吸附螯環(huán)結(jié)構(gòu)分散劑等關(guān)鍵助劑，開發(fā)了高溫高密度鉆井液，其密度為2.30～2.40 kg/L，耐溫210 ℃，黏切變化小，7 d沉降穩(wěn)定系數(shù)0.53，180 ℃的高溫高壓濾失量小于12 mL。高溫高密度鉆井液在川深1井四開及五開6 880.00～8 060.00 m井段、順南蓬1井五開7 080.00～7 661.00 m井段等超深井段進(jìn)行了應(yīng)用，鉆井液性能穩(wěn)定，井壁穩(wěn)定性好，其中川深1井平均井徑擴(kuò)大率3.0%，降低了高溫高密度鉆井液流變性與沉降穩(wěn)定性難以協(xié)調(diào)帶來(lái)的井眼失穩(wěn)、井涌等風(fēng)險(xiǎn)。

3.2 裂縫性地層高承壓防復(fù)漏堵漏漿

3.2.1 應(yīng)力敏感裂縫性地層防復(fù)漏堵漏漿

順北地區(qū)二疊系地層天然裂縫發(fā)育，應(yīng)力敏感性強(qiáng)，堵漏后復(fù)漏率85%以上。針對(duì)應(yīng)力敏感裂縫性漏失地層堵漏后易發(fā)生復(fù)漏的工程難題，研究了地層漏失及復(fù)漏機(jī)制[18]，研發(fā)了高效承壓止裂劑SMKZD-1及防復(fù)漏堵漏漿，可封堵1～3 mm裂縫，承壓能力大于10 MPa，較普通承壓堵漏漿提高4 MPa。該堵漏漿在順北蓬1井、鷹1井和順北4井等多口井的二疊系地層應(yīng)用，一次堵漏成功率100%，且在后期鉆進(jìn)、電測(cè)和下套管期間均無(wú)漏失發(fā)生。

3.2.2 耐高溫高承壓防復(fù)漏堵漏漿

針對(duì)高溫裂縫性漏失地層，在研究防漏及高效堵漏機(jī)理的基礎(chǔ)上[19-20]，研發(fā)了納微米封堵材料SMNF-2及彈性封堵劑SMGQ-3，構(gòu)建了耐高溫高承壓防復(fù)漏堵漏漿，耐溫達(dá)180 ℃，較常規(guī)承壓堵漏漿承壓能力提高了6～10 MPa，1～5 mm裂縫的封堵強(qiáng)度大于15 MPa、抗返排能力大于3 MPa。該堵漏漿在順北地區(qū)應(yīng)用10余口井，漏失復(fù)雜時(shí)間同比縮短69.1%，漏失量減少51.4%。

3.2.3 耐高溫高承壓高酸溶橋接堵漏漿

針對(duì)高溫儲(chǔ)層防污染堵漏的特殊要求，綜合考慮材料的抗溫、酸溶率、強(qiáng)度、密度和硬度等多方面因素，優(yōu)選了SMKL（方解石）、SMXW（耐溫纖維E）和SMGT（耐溫樹脂C）等堵漏基礎(chǔ)材料，開發(fā)了超高溫屏蔽暫堵劑SMHHP[21]，研發(fā)出耐高溫高承壓高酸溶橋接堵漏漿，耐溫達(dá)200 ℃，對(duì)于1～3 mm裂縫承壓能力大于10 MPa，對(duì)于20/60目砂床承壓能力可達(dá)7 MPa，平均酸溶率達(dá)80.2%，有利于后期儲(chǔ)層酸化解堵，防止堵漏降低儲(chǔ)層滲透率。耐高溫高承壓高酸溶橋接堵漏漿在TP193井鷹山組灰?guī)r地層（7 158.97～7 159.40 m）進(jìn)行了試驗(yàn)，一次堵漏成功，恢復(fù)取心作業(yè)，后期采用酸溶方式解堵，解決了常規(guī)橋堵易復(fù)漏及固結(jié)類堵劑堵漏后儲(chǔ)層污染嚴(yán)重的問(wèn)題。

4 海相超深高溫高壓油氣井小間隙尾管固井技術(shù)

海相超深油氣井尾管固井存在高溫高壓、間隙小、水泥環(huán)薄易破裂引起環(huán)空帶壓等問(wèn)題，給后期完井及油氣開采帶來(lái)風(fēng)險(xiǎn)。經(jīng)過(guò)攻關(guān)研究，研發(fā)了增強(qiáng)型耐高溫防氣竄水泥漿與耐高溫自愈合水泥漿，研制了耐高溫高壓尾管固井封隔器，建立了超深小井眼提高水泥漿頂替效率工藝，形成了海相超深高溫高壓油氣井小間隙尾管固井技術(shù)，提高了超深小井眼尾管固井質(zhì)量，降低了環(huán)空帶壓風(fēng)險(xiǎn)。

4.1 耐高溫防氣竄水泥漿

4.1.1 增強(qiáng)型耐205 ℃高溫防氣竄水泥漿

針對(duì)高溫高壓油氣井固井氣竄難題，通過(guò)研究防氣竄機(jī)理及預(yù)測(cè)模型、水泥石高溫下強(qiáng)度衰退發(fā)展規(guī)律[22]，研發(fā)了納米硅無(wú)機(jī)防氣竄乳液和苯丙膠乳抗高溫有機(jī)防氣竄劑，利用膠乳聚合及乳液充填協(xié)同作用增強(qiáng)水泥漿的高溫防氣竄能力，提出了基于硅粉粒徑優(yōu)化的提高水泥石高溫強(qiáng)度穩(wěn)定性的方法，開發(fā)了增強(qiáng)型耐高溫防氣竄水泥漿[23-24]，耐溫達(dá)205 ℃，密度1.88～2.42 kg/L，水泥石抗壓強(qiáng)度大于27 MPa，彈性模量小于7 GPa，防氣竄系數(shù)小于1.0，200 ℃、21 MPa條件下養(yǎng)護(hù)14 d后的水泥石抗壓強(qiáng)度達(dá)39 MPa，強(qiáng)度未衰退。該水泥漿在順北鷹1井、順北蓬1井、順南蓬1井和川深1井等超深重點(diǎn)油氣探井（尾管下深超過(guò)7 000 m，地層溫度高于180 ℃）尾管固井中進(jìn)行了應(yīng)用，固井質(zhì)量合格率100%，優(yōu)良率大于80%，較好地解決了這些地區(qū)超深井固井氣竄難題。

4.1.2 耐高溫自愈合水泥漿

油氣井后期作業(yè)（如射孔、壓裂和測(cè)試等）及井下溫度、壓力大幅度變化，導(dǎo)致水泥環(huán)與水泥環(huán)膠結(jié)面產(chǎn)生微裂紋、微環(huán)隙，造成水泥環(huán)密封失效，針對(duì)該難題，合成了遇油氣膨脹自愈合聚合物乳液粒子，開發(fā)了自愈合水泥漿，該水泥漿耐溫160 ℃，水泥石抗壓強(qiáng)度高于26 MPa，滲透率小于0.01 mD，線性膨脹量達(dá)3.8%。針對(duì)循環(huán)載荷密封失效問(wèn)題，提出了循環(huán)載荷下水泥環(huán)密封完整性評(píng)價(jià)方法[25]，自愈合水泥石擠壓造縫后，在100 ℃、5 MPa測(cè)試條件下2.5 h內(nèi)天然氣流速由1 600 mL/min下降為0，修復(fù)率100%（見(jiàn)圖6）。耐高溫自愈合水泥漿在重慶涪陵、新疆順北等地區(qū)應(yīng)用7口井，固井質(zhì)量?jī)?yōu)良率100%，固井后環(huán)空未發(fā)生氣竄，射孔、壓裂作業(yè)后環(huán)空未帶壓。

4.2 耐高溫高壓金屬膨脹式尾管頂部封隔器[26-27]

圖6 含人造縫的自愈合水泥石遇氣愈合評(píng)價(jià)曲線Fig.6 Evaluation curve for gas-healing cement stone with hydraulic fractures

針對(duì)封隔器的耐高溫高壓密封性及坐封穩(wěn)定性進(jìn)行了關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，設(shè)計(jì)了金屬膨脹套筒密封結(jié)構(gòu)及防退鎖緊機(jī)構(gòu)，研制了耐高溫高壓金屬膨脹式尾管頂部封隔器（見(jiàn)圖7），耐溫達(dá)180 ℃、耐壓達(dá)70 MPa。金屬膨脹套筒密封結(jié)構(gòu)橡膠硫化在金屬套筒上，在膨脹錐推動(dòng)下，膠筒及金屬骨架壓緊上層套管實(shí)現(xiàn)密封。防退鎖緊機(jī)構(gòu)采用防退卡簧鎖定防退，使封隔器密封能力持久有效；同時(shí)，采用防退卡瓦減小封隔器的坐封回彈，也能防止封隔器的軸向竄動(dòng)，提高了封隔器的坐封穩(wěn)定性。φ193.7 mm×φ139.7 mm膨脹式尾管頂部封隔器在川深1井（完鉆井深8 420.00 m，井底溫度達(dá)186 ℃）進(jìn)行了成功應(yīng)用，懸掛器下深7 767.68 m，創(chuàng)國(guó)內(nèi)該尺寸封隔器下深最深紀(jì)錄。

圖7 耐高溫高壓金屬膨脹式尾管頂部封隔器Fig.7 High temperature and high pressure resistant metal expandable packer at top of liner

4.3 超深井小間隙固井水泥漿頂替效率技術(shù)

超深井小間隙固井環(huán)空間隙小、頂替排量低，難以保證頂替效率，影響固井質(zhì)量。利用超級(jí)計(jì)算機(jī)模擬與Fluent軟件模擬，建立了三維動(dòng)態(tài)頂替數(shù)值實(shí)驗(yàn)平臺(tái)，確定了套管居中度、流性指數(shù)、頂替排量等參數(shù)與水泥漿頂替界面長(zhǎng)度及頂替效率的影響關(guān)系，建立了套管居中度優(yōu)化方法，指導(dǎo)了扶正器優(yōu)選及安放位置優(yōu)化。開發(fā)的抗高溫高效隔離液動(dòng)塑比介于鉆井液與水泥漿之間，在低排量下易達(dá)到紊流頂替。優(yōu)化了清洗井眼工藝及施工排量，形成了紊流-塞流復(fù)合高效替漿技術(shù)。

5 超深小井眼水平井軌跡測(cè)量及控制關(guān)鍵技術(shù)

小井眼水平井技術(shù)是超深海相油氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵手段，井眼軌跡控制技術(shù)是確保水平井在儲(chǔ)層內(nèi)精準(zhǔn)穿行、提高優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率的關(guān)鍵。經(jīng)過(guò)技術(shù)攻關(guān)，研制了耐高溫MWD儀器、伽馬電阻率一體化測(cè)量短節(jié)工程樣機(jī)，構(gòu)建了超深小井眼水平井軌跡監(jiān)測(cè)方法，研發(fā)了耐高溫不混油低摩阻鉆井液，基本形成了超深小井眼水平井軌跡測(cè)量及控制關(guān)鍵技術(shù)。

5.1 耐高溫井下探測(cè)儀器

針對(duì)小井眼高溫隨鉆測(cè)量?jī)x器可用數(shù)量少、故障率高等難題，研制了175 ℃ MWD儀器，在新疆順北地區(qū)進(jìn)行了應(yīng)用，單井次最高連續(xù)工作279 h，目前正在攻關(guān)200 ℃高溫MWD儀器。為了提高儲(chǔ)層鉆遇率，研制了可同時(shí)測(cè)量電磁波電阻率、伽馬和壓力的一體化隨鉆測(cè)量短節(jié)，電磁波電阻率采用雙探測(cè)頻率，實(shí)現(xiàn)了12條徑向探測(cè)，建立了高電阻率求解方法，電阻率測(cè)量量程為0.1～10 000.0 Ω·m，滿足了深層碳酸鹽巖電阻率測(cè)量要求。建立了利用伽馬曲線識(shí)別井眼軌跡與地層結(jié)構(gòu)面接觸關(guān)系的方法，利用電磁波電阻率曲線計(jì)算碳酸鹽巖孔縫及井眼距邊界距離的方法，實(shí)現(xiàn)隨鉆辨別地層特性及井眼軌跡空間位置，目前已進(jìn)入工程化應(yīng)用階段。

5.2 超深小井眼水平井軌跡監(jiān)測(cè)方法

現(xiàn)有井眼軌道投影圖繪制方法不能滿足三維軌道設(shè)計(jì)，而基于導(dǎo)向鉆井方式的井眼軌跡模式優(yōu)選缺乏科學(xué)依據(jù)。為此，建立了三維定向井和水平井井眼軌道投影圖新方法、軌跡過(guò)程控制方程和各種井眼軌道模型下工具面角計(jì)算方法，提出采用工具面角統(tǒng)一評(píng)價(jià)井眼軌跡模式，通過(guò)結(jié)合隨鉆測(cè)量結(jié)果，科學(xué)優(yōu)選導(dǎo)向鉆井方式，指導(dǎo)了超深水平井井眼軌跡控制和軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)，提高井眼軌跡控制精度[28-29]。

5.3 耐高溫不混油低摩阻鉆井液

環(huán)保低摩阻是鉆井液的發(fā)展趨勢(shì)，為滿足高溫下鉆井液的潤(rùn)滑性，合成了耐高溫固體潤(rùn)滑劑SMLUB-ET，200 ℃極壓潤(rùn)滑系數(shù)為0.04，并研發(fā)了耐高溫液體潤(rùn)滑劑SMJH-1，以研發(fā)的潤(rùn)滑劑為主劑，開發(fā)了耐高溫不混油低摩阻鉆井液。密度2.41和1.60 kg/L耐高溫不混油低摩阻鉆井液在200 ℃高溫下老化后的極壓潤(rùn)滑系數(shù)分別小于0.18和0.15，生物毒性LC50達(dá)58 300 mg/L。該鉆井液在順北1-16H井四開定向段進(jìn)行了應(yīng)用，造斜點(diǎn)為7 682.00 m，完鉆井深8 029.00 m，井斜角86.0°，水平位移291.81 m，未出現(xiàn)托壓、卡鉆現(xiàn)象，摩阻80～120 kN，低于原套管內(nèi)100～140 kN的摩阻（見(jiàn)圖8）。

6 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果分析

圖8 耐高溫不混油低摩阻鉆井液體系在順北1-16H井定向段應(yīng)用情況Fig.8 Application of high temperature resistant nonmixed oil and low friction drilling fluid system in the directional section of Well Shunbei 1-16H

海相碳酸鹽巖超深油氣井安全快速鉆井關(guān)鍵技術(shù)為塔里木盆地、四川盆地超深層領(lǐng)域勘探開發(fā)提供了技術(shù)支持，實(shí)現(xiàn)了新疆順北、川東北及川西等地區(qū)一批高難度超深井安全鉆井，提高了機(jī)械鉆速，縮短了鉆井周期，減少了井下故障，降低了作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，刷新了一批工程紀(jì)錄，推動(dòng)了海相超深層油氣資源的勘探開發(fā)進(jìn)程。

應(yīng)用表明，新疆順北一區(qū)二疊系、志留系等破碎地層的復(fù)雜時(shí)間減少69.0%，平均鉆井周期縮短近53.8 d，小井眼水平井平均鉆井周期由初期的190.0 d縮短至149.2 d；四川重點(diǎn)探井海相硬地層機(jī)械鉆速同比提高42.0%以上，復(fù)雜時(shí)效降低了33.4%，平均鉆井周期縮短11.7%以上。刷新了一批鉆井工程紀(jì)錄：順北評(píng)1H井（井深8 430.00 m，垂深7 751.57 m，水平段長(zhǎng)974.47 m）為世界超深水平井垂深最深井；順北評(píng)2H井（井深8 433.00 m，垂深7 589.12 m，水平段長(zhǎng)951.66 m）為世界超深水平井井深最深井；順北鷹1井（完鉆井深8 588.00 m，垂深8 495.00 m）為亞洲陸上最深定向井。亞洲陸上最深井工程紀(jì)錄不斷刷新，2015年度亞洲陸上最深井為馬深1井（直井，完鉆井深8 418.00 m），2018年川深1井（直井）將該紀(jì)錄改為8 420.00 m，順北蓬1井（直井）又將該紀(jì)錄提升至8 455.77 m，2019年3月順北鷹1井又改寫為井深8 588.00 m、垂深8 495.00 m。

7 結(jié)論與建議

1）海相碳酸鹽巖超深油氣井安全高效鉆井關(guān)鍵技術(shù)為中國(guó)石化超深海相油氣資源勘探開發(fā)提供了技術(shù)支持，完成了一批高難度超深井，推動(dòng)了我國(guó)超深油氣井鉆井技術(shù)的進(jìn)步。

2）特深層鉆井仍然面臨著許多重大技術(shù)難題，如順北油氣田存在二疊系地層漏失、奧陶系井眼失穩(wěn)、鉆井速度慢等問(wèn)題，研制的高溫高壓鉆完井工具和井下測(cè)控儀器還不完善，還需要持續(xù)進(jìn)行技術(shù)攻關(guān)。

3）海相深層鉆井完井基礎(chǔ)理論還很缺乏，建議針對(duì)海相深層高溫、高壓、高應(yīng)力、強(qiáng)非均質(zhì)性等復(fù)雜地質(zhì)特征及機(jī)械鉆速低、井筒完整性易失效等突出工程問(wèn)題開展基礎(chǔ)理論研究，為海相深層油氣經(jīng)濟(jì)規(guī)模開發(fā)提供科學(xué)理論和關(guān)鍵技術(shù)方法。