丁士東， 趙向陽

（中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

近年來，中國石化堅持高質量勘探和效益開發(fā)，提出了“穩(wěn)油增氣降本”的油氣發(fā)展戰(zhàn)略，大力實施提質、提速、提效、提產(chǎn)的“四提”創(chuàng)新創(chuàng)效工程，將勘探開發(fā)重點集中在塔里木盆地順北特深層油氣、川渝頁巖氣、四川海相碳酸鹽巖油氣和鄂爾多斯盆地致密氣等深層油氣及非常規(guī)油氣資源。由于油氣勘探開發(fā)對象日益復雜，鉆井完井面臨油藏埋深超深、高溫高壓、地層壓力體系復雜、含有腐蝕性氣體等諸多技術挑戰(zhàn)[1–5]，易發(fā)生井漏、井噴、井塌和卡鉆等井下故障，導致機械鉆速低、鉆井周期長、復雜時效高，影響了油氣資源的高效勘探開發(fā)。為此，中國石化針對重點探區(qū)油氣勘探開發(fā)關鍵技術難點，通過技術攻關和現(xiàn)場實踐，形成了順北8 000～9 000 m特深層鉆井完井關鍵技術、川渝頁巖氣鉆井完井關鍵技術、四川海相碳酸鹽巖油氣鉆井關鍵技術和華北鄂爾多斯盆地致密氣低成本鉆井完井關鍵技術，順利完成了順北鷹1井、順北蓬1井、川深1井、楓1井等高難度重點探井[6–11]，并取得了一系列油氣勘探突破：東頁深1HF井實現(xiàn)4 200 m深層頁巖氣重大突破，順北53X井實現(xiàn)順北三區(qū)塊油氣勘探新突破，新富11井實現(xiàn)富縣區(qū)塊古生界天然氣勘探重要突破。

1 重點探區(qū)鉆井完井技術新進展

1.1 順北特深層鉆井完井關鍵技術

順北油氣田主要分布在新疆沙雅和阿克蘇境內，位于順托果勒隆起構造帶，分為4個區(qū)塊，面積19 979 km2，發(fā)育13條主干斷裂帶[12–13]。其儲層主要為奧陶系一間房組和鷹山組，埋深7 400～8 800 m，地層溫度155～200 ℃，地層壓力86～170 MPa，儲集體為溶洞、裂縫和裂縫–孔洞，具有油藏埋藏超深、高溫高壓、含酸性氣體等特點，鉆井過程中存在二疊系火成巖地層易井漏、志留系泥巖地層易垮塌、古生界深部地層可鉆性差等技術難點。為此，研制了超深井鉆井提速工具和抗高溫MWD，開發(fā)了抗高溫鉆井液體系、水泥漿體系和交聯(lián)酸體系，形成了順北8 000～9 000 m特深層鉆井完井關鍵技術，主要包括安全高效鉆井技術、破碎性地層防漏堵漏技術、窄間隙固井技術、酸壓改造技術等。截至目前，順北油氣田共完鉆54口井（探井13口，開發(fā)井41口），正鉆井10口（探井8口，開發(fā)井2口），其中33口井進行了儲層改造。2019年，順北超深井平均鉆井周期155.4 d，較2018年縮短了32%；單井平均復雜時效4.5 d，較2018年降低了82%。

1.1.1 超深井安全高效鉆井關鍵技術

為降低超深井鉆井過程中的鉆井液漏失量并提高機械鉆速，在建立地層壓力剖面、研究井漏與井眼失穩(wěn)機理的基礎上，優(yōu)化了井身結構，研制了系列鉆井提速工具，研發(fā)了微流量早期監(jiān)測系統(tǒng)及防漏堵漏漿，形成了超深井安全高效鉆井關鍵技術，并取得了較好的應用效果。

1）井身結構優(yōu)化。綜合考慮地質特征、鉆機裝備能力、鉆井風險等多種因素，建立了地層三壓力剖面，并應用防塌堵漏技術強化井壁，將二疊系和志留系的承壓能力分別提高了0.10和0.15 kg/L，有效拓寬了鉆井安全密度窗口。優(yōu)化了順北超深井的井身結構，形成了3套適用于開發(fā)井的四開井身結構方案，2套適用于勘探井的五開井身結構方案，在順北1-11井、順北1-13井、順北1-14井和順北11井等進行了應用，滿足了不同時期特深層油氣勘探開發(fā)和超深井鉆井提速提效的要求。

2）綜合鉆井提速技術。針對特深層鉆井機械鉆速低的問題，提出了PDC鉆頭平穩(wěn)與增能協(xié)同破巖提速方法，研制了抗220 ℃的φ120.7 mm恒扭器、隔振器和抗175 ℃的井下工程動態(tài)參數(shù)檢測系統(tǒng)，有效提高了鉆進中鉆頭的穩(wěn)定性和破巖效率；研制了抗245 ℃混合鉆頭、尖圓齒PDC鉆頭、抗204 ℃等壁厚大功率螺桿鉆具等抗高溫提速工具，形成了“尖圓齒PDC鉆頭+大扭矩螺桿鉆具+強化鉆井參數(shù)”的綜合鉆井提速技術，在順北1號斷裂帶4口井進行了應用，提速提效顯著，平均機械鉆速6.72 m/h，與 2018年相比提高了25%；在順北5號斷裂帶北部3口井進行了應用，平均機械鉆速7.20 m/h，與2018年相比提高了35%。

3）安全鉆井技術。針對特深縫洞型儲層溢漏同存且早期發(fā)現(xiàn)困難等鉆井技術難點，研發(fā)了微流量早期監(jiān)測系統(tǒng)，在溢流量達80 L時即可發(fā)現(xiàn)并預警，實現(xiàn)了特深縫洞型儲層溢漏早期發(fā)現(xiàn)；開發(fā)了抗高溫隨鉆封縫堵氣體系，抗溫>200 ℃，承壓>7 MPa，3口井的試驗結果表明，氣竄速度可降低90%，解決了裂縫性儲層易氣侵的問題；研發(fā)了抗高溫氣滯塞體系[14]，抗溫達230 ℃，8口井的現(xiàn)場應用結果表明，氣竄速度能降低75%，解決了起下鉆作業(yè)中環(huán)空氣體上竄速度過快的問題。

1.1.2 特深應力敏感性破碎地層防漏堵漏技術

順北油氣田二疊系火山巖微裂縫發(fā)育，連通性好，縱向分布以溶蝕孔洞為主，對井筒壓力比較敏感，鉆井液密度稍高就易發(fā)生裂縫擴展性漏失。志留系泥巖地層裂縫發(fā)育，漏失壓力和裂縫啟動壓力低，鉆井過程中漏失嚴重。受擠壓構造影響，奧陶系地層破碎、膠結程度差、地層應力集中，鉆井過程中井壁坍塌掉塊嚴重，遇阻、卡鉆等井下故障頻發(fā)[15]。針對順北二疊系火成巖地層漏失難題，開發(fā)了高效隨鉆防漏及防復漏專堵體系，可封堵2.0 mm寬的裂縫，加入強滯留篩網(wǎng)材料后，可封堵3.0～5.0 mm寬的裂縫，承壓大于7 MPa。形成了“隨鉆封堵、打封閉漿、循環(huán)加壓堵漏”的系列防漏堵漏工藝，并在順北一區(qū)二疊系推廣應用，大幅提高了防漏堵漏效率，漏失概率25.0%，單井平均漏失量39.5 m3，而2018年未應用防漏堵漏工藝，漏失概率66.7%，單井平均漏失量327.0 m3。

針對順北油氣田志留系長裸眼多點隨機漏失、地層出水及負安全密度窗口的技術難點，開發(fā)了納米封堵劑和止裂劑，并配制了高強致密承壓堵漏體系，配方為5%～10%高強顆粒+1%～3%纖維+1%～5%彈性材料+2%～4%納米封堵劑+1%～3%止裂劑，抗溫160 ℃，可封堵1.0～5.0 mm寬的裂縫，承壓能力較常規(guī)堵漏體系提高4～6 MPa。形成了“低密度鉆進+隨鉆封堵+分段承壓”的防漏堵漏工藝，4口井的現(xiàn)場試驗表明，平均漏失量降低50%，平均堵漏時間縮短70%，防漏堵漏效果顯著。

1.1.3 超深井高溫高壓窄間隙固井技術

順北油氣田超深井尾管固井施工面臨環(huán)空間隙?。s11.1 mm）、注替泵壓高、頂替效率低、井下溫度高（約155～200 ℃）和高壓鹽水層發(fā)育等一系列技術難點，固井質量難以保證[16]。為此，研發(fā)了增強型高溫防竄水泥漿體系，研制了無限極循環(huán)平衡式尾管懸掛器，并進行了固井流變學設計及壓穩(wěn)防竄工藝優(yōu)化，形成了順北超深井高溫高壓窄間隙固井技術。

針對特深層高溫高壓、窄間隙條件下，水泥石強度易衰退、高壓地層易竄等技術難點，集有機乳液與無機液硅復合防竄、協(xié)同增韌于一體，研發(fā)了增強型高溫防竄水泥漿體系，室內性能試驗結果為：SPN值<1，200 ℃下水泥石強度無衰退，彈性模量小于6 GPa；在8 MPa水侵壓力下，60 MPa交變壓力10輪次后水泥石無水竄；在1.5 MPa氣侵壓力下，40 MPa交變壓力10輪次后水泥石無氣竄。該水泥漿體系在順北超深井φ168.3 mm尾管固井中應用了5井次，固井質量優(yōu)良率80%，水泥環(huán)密封良好，未出現(xiàn)油氣水侵現(xiàn)象。

為了解決尾管下入困難和 下不到位的問題，研制了無限極循環(huán)平衡式尾管懸掛器，采用了基于壓力平衡原理的鏡像液缸，可產(chǎn)生雙向作用力，確保在中途大排量、高泵壓循環(huán)時不會提前坐掛。該懸掛器在順北油氣田8口井進行了應用，最大應用井深7 678 m，尾管最長達2 644 m，最高溫度158 ℃，實現(xiàn)了中途分段循環(huán)，降低了尾管到位后的開泵壓力、循環(huán)壓力及深井長尾管固井的漏失風險。

1.1.4 特深層碳酸鹽巖酸壓技術

順北油氣田碳酸鹽巖儲層具有超深（≥7 500 m）、高溫（≥160 ℃）和高破裂壓力（0.019 MPa/m）等特點[17]，酸壓改造時存在沿程摩阻大、酸巖反應速度快、酸蝕裂縫短、導流能力遞減快等問題。為此，研發(fā)了新型抗高溫交聯(lián)酸體系，抗溫160～180 ℃，返排破膠徹底，無殘渣，整體成本約降低20%；同時，研究應用了雙重緩蝕技術，形成了特深層碳酸鹽巖長縫高導流酸壓技術，設計采用φ114.3 mm油管和140 MPa井口，“遠端深部刻蝕+中段復雜酸蝕縫網(wǎng)+近井高導流”的酸壓方案及大排量（>10 m3/min）、大體積的注酸方式，以建立高導流滲流通道。該技術在順北油氣田應用了8井次，排量達12～14 m3/min，提高了80%～100%，最大酸壓井深8 124 m，創(chuàng)世界最深紀錄。酸壓監(jiān)測結果顯示，酸蝕縫長增大20%，裂縫導流能力提高35%。

1.2 川渝頁巖氣鉆井完井關鍵技術

國內頁巖氣勘探開發(fā)主要集中在四川盆地，累計探明儲量超過1.79×1012m3。其中，中國石化探明儲量7 254.14×108m3。截至目前，涪陵頁巖氣田已完鉆503口井，2019年產(chǎn)量達到66.3×108m3；威榮頁巖氣田已完鉆46口井，正處于一期產(chǎn)能建設中；重慶南川區(qū)塊已完鉆68口井，2019年產(chǎn)量8.1×108m3。深層頁巖氣主要集中在威榮頁巖氣田，目的層為龍馬溪組底部優(yōu)質頁巖，具有儲層埋藏深（3 550～3 880 m）、優(yōu)質儲層薄、地層溫度高（126～139 ℃）、地層壓力梯度高（2.02 MPa/100m）、井壁不穩(wěn)定等特征，鉆井提速提效面臨諸多挑戰(zhàn)[18]。為此，中國石化開展了深層頁巖氣山地“井工廠”及長水平段水平井、水基鉆井液、泡沫固井、近鉆頭地層成像探測及強化體積改造等技術攻關，形成了川渝頁巖氣鉆井完井關鍵技術，并在70口深層頁巖氣井進行了應用，平均井深5 491 m，平均水平段長1 492 m，平均機械鉆速由3.86 m/h提高至7.06 m/h，平均鉆井周期由171.0 d縮短至89.9 d，最短67.1 d。

1.2.1 深層頁巖氣優(yōu)快鉆井技術

四川頁巖氣田地表為低山丘陵地貌，井場面積受限。為此，開展了山地“井工廠”、長水平段水平井鉆井技術、高效降摩減扭和井眼清潔技術攻關研究，并研制了水力振蕩器、微擴孔工具等，形成了深層頁巖氣優(yōu)快鉆井技術。優(yōu)化形成了具有山地特點的“井工廠”井場布局方案，井場面積與叢式井井場相比減少了11.83%～21.42%。山地“井工廠”采用以鉆井開次為單元的流水線鉆井作業(yè)模式，與同工區(qū)前期完鉆井相比，鉆井中完時間縮短了55%，鉆井周期縮短了35%，成本降低了24%。同時，提出了基于常規(guī)導向鉆井的井眼軌跡控制技術，采用“大功率螺桿鉆具+MWD+自然伽馬+水力振蕩器+定測錄導一體化”的導向鉆井方案，水平段復合鉆進井段占比80%以上，鉆井周期與旋轉導向接近，水平段鉆井成本降低20%。目前，四川深層頁巖氣水平井水平段長度普遍在2 000 m以上，其中，焦頁2-5井水平段長3 065 m，創(chuàng)國內頁巖氣井水平段最長紀錄。

1.2.2 深層頁巖氣水基鉆井液技術

深層頁巖氣水平井多采用油基鉆井液鉆進，但含油鉆屑處理難度大，且配套的堵漏手段不足，環(huán)保壓力很大。為此，研發(fā)了微納米封堵劑SMNP-1、變形封堵劑SMLS-1和SMLS-2、高效潤滑劑SMJH-1，構建了SM-ShaleMud、JHGWY-Ⅰ等多套水基鉆井液體系[19]，主要性能接近油基鉆井液，且環(huán)境友好性更好，EC50值高于 40 000 mg/L（環(huán)保標準規(guī)定≥30 000 mg/L為無毒）。SM-ShaleMud水基鉆井液在威榮頁巖氣田試驗9井次，最長進尺2 115.00 m，井眼浸泡67 d后仍能保持穩(wěn)定。JHGWY-Ⅰ水基鉆井液在涪陵頁巖氣田試驗3口井，最長進尺2 300 m，水平段長1 770 m，均順利完井，且鉆井液漏失問題得到有效控制?，F(xiàn)場試驗表明，SM-ShaleMud和JHGWY-Ⅰ等水基鉆井液體系能實現(xiàn)微裂縫的強效封堵，降低鉆進摩阻，單井含油鉆屑約能減少500 t，大大降低了環(huán)保壓力。

1.2.3 頁巖氣水平井氮氣泡沫水泥漿固井技術

川渝頁巖氣工區(qū)長興組、茅口組、棲霞組、梁山組、韓家店組與小河壩組鉆井過程中易發(fā)生鉆井液漏失，且龍?zhí)督M、長興組和茅口組淺層氣活躍，固井時發(fā)生水泥漿漏失及環(huán)空氣竄的風險很大。為提高固井質量，開發(fā)了低密度泡沫水泥漿體系，研制了氮氣汽化、增壓、高效混配一體化泡沫固井裝備，形成了氮氣泡沫水泥漿固井技術。氮氣泡沫水泥漿密度0.80～1.65 kg/L，耐溫50 ℃，水泥石24 h抗壓強度超過8 MPa、彈性模量2.5～6.0 GPa。氮氣泡沫水泥漿固井技術在50口頁巖氣井易漏地層固井中進行了應用，固井前未進行承壓堵漏，固井質量優(yōu)良率100%，單井可節(jié)約承壓堵漏時間7 d以上，成本降低80萬元左右。泡沫水泥漿固井技術在近20口井產(chǎn)層固井中進行了應用，固井質量優(yōu)良率100%，滿足了水平井分段壓裂的需求，無環(huán)空帶壓現(xiàn)象。

1.2.4 近鉆頭地層成像探測技術

為了解決隨鉆地質導向系統(tǒng)距離鉆頭遠、檢測信息少等問題，進行了高精度近鉆頭隨鉆伽馬成像技術攻關。建立了單晶體旋轉動態(tài)掃描成像模型，形成了高屏蔽聚焦伽馬定向開窗采集方法。建立了基于磁方位測量原理動態(tài)工具面扇區(qū)隨鉆測量方法，實現(xiàn)了16扇區(qū)高精度成像。建立了磁偶極子跨螺桿鉆具信號傳輸方法，研發(fā)了磁偶極子發(fā)射接收天線，探測點距鉆頭0.4 m。開發(fā)了井下高分辨率高速地層掃描及大數(shù)據(jù)壓縮處理技術，實現(xiàn)了鉆頭周邊地層屬性實時成像識別與上傳。近鉆頭地層成像探測技術解決了傳統(tǒng)隨鉆探測點距離鉆頭遠（超過10 m）、井眼軌道修正滯后的關鍵技術難點。該技術在川渝頁巖氣區(qū)塊試驗5井次，及時獲取了更加真實、精細的地層信息，并且測量盲區(qū)小，顯著提高了優(yōu)質儲層鉆遇率[20]。其中，寧209H11-11井完鉆井深4 962 m，應用密度2.13 kg/L的油基鉆井液鉆進，近鉆頭地層成像探測系統(tǒng)在該井無故障工作時間168 h，進尺294 m，優(yōu)質儲層鉆遇率達到95%以上。

教師在對教學計劃進行安排時，必須對“課題學習”內容的選取以及教學設計安排有一定重視度，這個安排計劃需要教學者花費足夠的教學心思來對這種“課題學習”進行準備，必須根據(jù)學生的整體實際學習水平，來對“課題學習”的具體課時內容以及目標進行掌控，并確定“課題學習”的教學次數(shù)。這個次數(shù)的確定不在于多，而需要關注每一次“課題學習”所達到的質量。例如，筆者在七年級教學中設置了三次關于“課題學習”的主題活動安排，其中包括“測量不規(guī)則圖形”“生活中的數(shù)字”“包裝盒的多種分類、設計和制作”的主題內容。

1.2.5 頁巖氣強化體積改造技術

針對頁巖氣井壓裂形成復雜縫網(wǎng)難度大、改造體積受限、導流能力遞減快等難點，提出了體積壓裂（stimulated reservoir volume，SRV）、縫網(wǎng)復雜度和加砂強度最大化為核心的儲層改造設計理念，優(yōu)化形成了“高密布縫+高效控縫+高強支撐”的壓裂工藝，集成了以加密切割、縫間/縫內暫堵轉向、變參數(shù)射孔和連續(xù)鋪砂等關鍵技術為核心的頁巖氣體積壓裂技術。關鍵參數(shù)為段長80～110 m、段數(shù)20～30、單段簇數(shù)6～9、簇間距8～15 m、用液強度20～25 m3/m、加砂強度1.6～2.5 t/m。該技術在涪陵頁巖氣田25口加密井進行了應用，平均測試產(chǎn)量由20.7×104m3/d提高到25.1×104m3/d，增幅21%。在體積壓裂技術的基礎上，通過應用“少段多簇+暫堵轉向”的密切割工藝及“組合粒徑支撐劑+滑溜水連續(xù)加砂”的強加砂工藝，采取大孔徑射孔、前置酸液預處理、變排量控凈壓等技術措施，并選用140 MPa等級壓裂裝備，形成了頁巖氣強化體積改造技術。關鍵參數(shù)為段長70～90 m、段數(shù)20～30、單段簇數(shù)6～10、簇間距5～8 m、用液強度22～28 m3/m、加砂強度2.5～3.0 t/m。頁巖氣強化體積改造技術現(xiàn)場應用23井次，增產(chǎn)效果顯著。其中，焦頁28-5HF井壓裂后測試產(chǎn)量達到39.64×104m3/d，創(chuàng)加密井測試產(chǎn)量紀錄；東頁深1井壓裂后測試產(chǎn)量達31×104m3/d，成為國內首口獲得勘探突破的4 200 m以深深層頁巖氣井。

1.3 四川海相碳酸鹽巖油氣鉆井關鍵技術

四川盆地海相碳酸鹽巖氣藏資源量占該盆地常規(guī)天然氣資源量的85%，探明儲量占70%，已成為四川盆地常規(guī)天然氣效益開發(fā)的主力層系。近年來，中國石化持續(xù)加大了四川海相碳酸鹽巖油氣勘探開發(fā)力度，先后發(fā)現(xiàn)并成功開發(fā)了普光、元壩等大型氣田。目前，中國石化在四川盆地的海相油氣勘探主要集中在超深海相碳酸鹽巖氣藏，海相油氣開發(fā)主要在以為雷口坡組為目的層的川西彭州海相氣田。

1.3.1 四川海相超深碳酸鹽巖探井安全鉆井技術

四川盆地海相油氣勘探區(qū)塊油氣藏埋藏深（埋深6 000～8 000 m），地質環(huán)境不確定性強，巖石研磨性強，可鉆性差，且高溫高壓高含硫，給深探井安全鉆井帶來了極大挑戰(zhàn)。為此，開展了深探井安全快速鉆井、深探井抗高溫高密度防塌鉆井液和窄間隙高溫防氣竄固井等技術攻關研究，形成了四川海相超深碳酸鹽巖探井安全鉆井技術，實現(xiàn)了超深海相碳酸鹽巖氣藏的勘探突破。其中，元壩7井完鉆井深7 366 m，與 7口鄰井（平均井深7 142 m）相比，平均機械鉆速提高了48%，鉆井周期縮短了21%，平均復雜時效降低了33%；川深1井完鉆井深8 420 m，鉆井周期549.23 d，與馬深1井（完鉆井深8 418 m）相比，平均機械鉆速提高了0.24 m/h，鉆井周期縮短了44.29 d，固井質量優(yōu)良率達到83.9%。

1）深探井安全快速鉆井關鍵技術。研制了具有保徑及防落結構的空氣錘，優(yōu)化了氣液轉化技術，形成了大直徑井眼氣體鉆井技術。提出了個性化鉆頭及動力鉆具協(xié)同破巖理念，形成了個性化鉆頭及高效破巖工具協(xié)同破巖的分層提速方案和基于提高破巖能量的長井段深部硬地層鉆井提速配套技術。研發(fā)了溢流微量早期監(jiān)測系統(tǒng)，溢流量達80 L時即可發(fā)現(xiàn)，溢流量達300 L時便可報警，提高了深探井溢流的精確監(jiān)測、早期發(fā)現(xiàn)和預警，形成了裂縫性高壓氣層溢流控制技術。以井底恒壓為目標，實現(xiàn)盡快降低井口套壓、快速壓穩(wěn)的目的，建立了動態(tài)變參數(shù)壓井方法理論模型，形成了超深井氣侵溢流變密度動態(tài)壓井方法。

2）廣譜強封堵抗高溫高密度防塌鉆井液體系和化學固結防漏堵漏技術。在分析高溫高密度鉆井液沉降穩(wěn)定性影響機制的基礎上，研制了具有廣譜性的高溫變形、彈性封堵、粘結固壁等多功能的防塌劑，開發(fā)了抗高溫高密度防塌鉆井液體系，抗溫達200 ℃、密度最高達2.5 kg/L，沉降系數(shù)為0.51。針對地層流體及縫洞特征，優(yōu)化形成了抗溫150 ℃防水、防氣和防油的“三防”固結堵漏技術及抗溫180 ℃高強度交聯(lián)成膜堵漏技術，研發(fā)了適用于破碎地層的固化劑PKFD-1和適用于長裸眼不同壓力體系的承壓堵漏材料CYFD-1，形成了適應破碎地層和長裸眼復雜壓力體系地層的化學固結防漏堵漏技術，并進行了13井次的隨鉆堵漏作業(yè)，一次堵漏成功率超過63.6%。

3）復雜壓力體系窄間隙高溫防氣竄固井技術。研制了復合低密度高承壓減輕劑，開發(fā)了高承壓低密度水泥漿體系，密度最低為1.45 kg/L，可承受井內液柱壓力達120 MPa, 形成了超深井低承壓地層固井技術。研發(fā)了納米硅乳液和膠乳抗高溫防氣竄劑，開發(fā)了高溫增強型防氣竄水泥漿體系，抗溫達200 ℃、密度1.88～2.50 kg/L，SPN值小于1，水泥石24 h抗壓強度超過25 MPa。建立了基于硅粉粒徑和加量優(yōu)化的水泥石高溫強度衰退控制方法，形成了高溫防氣竄固井技術?；谒酀{、鉆井液和前置液的流動規(guī)律，開展了提高頂替效率技術研究，開發(fā)了抗溫175 ℃前置液體系，提高了超深小井眼窄間隙水泥環(huán)的膠結質量。

目前，川西彭州海相氣田已經(jīng)進入開發(fā)階段，控制儲量1 764.97×108m3，儲層壓力系數(shù)1.12～1.13，地溫梯度2.27～2.33 ℃/100m。該氣田采用大斜度井分段酸壓方式開發(fā)，在鉆井過程中，上部陸相地層易漏失，須二段—小塘子組地層堅硬，定向鉆進效率低，下部雷四段頂部海相地層破碎，易發(fā)生井壁失穩(wěn)和掉塊卡鉆。為此，開展了硬地層鉆井提速、海相破碎地層防塌鉆井液及上部陸相地層防漏防竄固井等技術研究，形成了川西海相開發(fā)井安全高效鉆井技術，并在2口井進行了應用，鉆井周期179.5 d，機械鉆速4.58 m/h，與設計結果相比提高了62.98%。

1）須家河組—小塘子組難鉆地層鉆井提速技術。川西須家河組—小塘子組地層硬度2 000 MPa，巖石可鉆性為八級，鉆進難度很大，機械鉆速較低，φ241.3 mm井眼鉆進地層門限鉆壓高（140 kN），平穩(wěn)運動的門限扭矩大（38 kN·m）。為此，提出了“高效PDC鉆頭+大扭矩螺桿鉆具”的鉆井提速方案，優(yōu)選φ13.0 mm平面齒、6～7刀翼的高效PDC鉆頭和φ185.0 mm大扭矩螺桿鉆具（扭矩達12 kN·m），并配合YSC-228沖擊器，將部分水力能量轉化為沖擊能量輔助破巖，從而提高鉆井速度，同時還可避免鉆頭粘滑、跳鉆，保證鉆頭平穩(wěn)鉆進，延長鉆頭使用壽命?，F(xiàn)場應用結果表明，該鉆井提速技術能夠滿足須家河組—小塘子組難鉆地層快速鉆進的需求，提速效果顯著。彭州4-2D井應用該鉆井提速技術后，機械鉆速與鄰井相比提高了30%以上。

2）海相破碎地層防塌鉆井液技術。針對彭州海相氣田雷口坡組地層破碎、膠結程度低，定向井鉆進中易發(fā)生井壁坍塌的問題，研制了溫敏型封堵防塌劑SMNA-1、納米乳液SMNR-1，開發(fā)了高效防塌鉆井液，高溫高壓濾失量8～9 mL，黏滯系數(shù)0.08～0.10，與前期現(xiàn)場應用的鉆井液相比，封堵性能提高60%。該鉆井液在彭州4-2D井三開雷口坡組井段進行了現(xiàn)場試驗，進尺627.00 m，最大井斜角80°。鉆進中井壁穩(wěn)定，起下鉆無阻卡，平均井徑擴大率7.6%，表明高效防塌鉆井液實現(xiàn)了雷口坡組破碎地層的有效封堵。與設計鉆井周期相比，該井三開井段鉆井周期縮短了45.83%，實現(xiàn)了川西海相大斜度井破碎地層安全鉆井的技術突破。

3）上部陸相地層防漏防竄固井技術。川西彭州海相氣田超深探井上部陸相地層固井作業(yè)存在防漏、防氣竄要求高，高溫、環(huán)空間隙小易影響固井質量等技術難點。為此，研制了溫敏堵漏材料和納米液硅防竄劑，開發(fā)了防漏防竄水泥漿。該水泥漿抗溫150 ℃，SPN值<1，水泥石滲透率<0.03 mD，界面膠結強度>2.5 MPa，能有效封堵5.0 mm的縫隙，承壓>6 MPa。防漏防竄水泥漿現(xiàn)場應用了5井次，均未發(fā)生漏失和環(huán)空氣竄，固井質量優(yōu)良率100%。

1.4 華北鄂爾多斯盆地致密氣低成本鉆井完井關鍵技術

中國石化在鄂爾多斯盆地有大牛地和東勝2個氣田，保有天然氣三級儲量16 815.73×108m3，為致密氣藏，儲層滲透率0.60～0.89 mD。自2012年至今，2個氣田共完鉆1 188口井（直井260口，水平井928口），天然氣探明儲量動用率70.04%，累建產(chǎn)能45×108m3。該盆地氣藏埋深2 300～3 900 m，儲層總體特征表現(xiàn)為垂深差別大、油氣層位多、低孔、低滲、儲量豐度低和單井產(chǎn)能低，實現(xiàn)效益開發(fā)難度大。該盆地氣井鉆井過程中，劉家溝組低破漏壓力帶易發(fā)生裂縫性漏失，石千峰組和石盒子組泥巖井壁失穩(wěn)嚴重。為此，開展了鄂北古生界低成本優(yōu)快鉆井、杭錦旗區(qū)塊防漏防塌鉆井液和低成本改造等技術研究，形成了鄂爾多斯盆地致密氣低成本鉆井完井技術，推動了鄂爾多斯盆地致密氣的高效開發(fā)。

1.4.1 鄂北古生界低成本優(yōu)快鉆井技術

針對鄂北古生界砂巖氣藏低壓、低滲、非均質性強，鉆井過程中存在易發(fā)生漏失、鹽侵等技術難點，以“降本增效”和“提速提效”為目標開展了技術攻關，形成了低成本優(yōu)快鉆井技術。

1）低成本鉆井技術。形成了鄂北氣田φ165.1 mm小井眼、快速搬遷、鉆井液重復利用的單排單鉆機鉆井方案和小井眼叢式井組鉆井完井技術。2019年，設計小井眼井68口，叢式井組10個，完鉆井53口，搬遷周期縮短至5.08 d，最短搬遷周期1.92 d，鉆井液重復利用率33.3%，平均鉆井周期25.6 d，單井成本降低49～66萬元。

2）優(yōu)快鉆井技術。通過優(yōu)選鉆頭，強化水力射流參數(shù)和鉆進參數(shù)，研究形成了“四個一趟鉆”鉆井技術，并在2口水平井進行了應用，平均井深3 696 m，平均鉆井周期31.46 d，創(chuàng)2019年水平井鉆井周期最短紀錄。以油基鉆井液潤滑劑和抗鹽抗高溫防塌降濾失劑為核心處理劑，配制了抗鹽抗高溫油基鉆井液體系，確保了井壁穩(wěn)定，形成了二級井身結構水平井優(yōu)快鉆井技術，在大牛地氣田11口水平井和6口鹽下直井進行了應用，水平井平均鉆井周期57.64 d，較前期縮短7.45%；直井鉆井周期44.01 d，平均機械鉆速7.9 m/h，與前期相比鉆井周期縮短了47.1%，機械鉆速提高了18.56%。

1.4.2 杭錦旗區(qū)塊防漏防塌鉆井液技術

針對杭錦旗區(qū)塊氣井鉆井過程中井漏、井塌嚴重的問題，開展了全巖礦物分析、理化性能評價、掃描電鏡分析，結合實鉆資料分析和測井解釋成果，明確了復雜地層井壁失穩(wěn)機理和漏失機理，研選了鑲嵌成膜封堵劑SMshield-2、膠乳瀝青防塌劑（軟化點70～90 ℃），納米乳液SMNR-1等關鍵封堵防塌劑，構建了強封堵、強抑制、流變性好的聚醚成膜防塌鉆井液，其潤滑系數(shù)0.03～0.05，巖屑在該鉆井液中的滾動回收率95%。該鉆井液在JPH460井進行了現(xiàn)場試驗，實現(xiàn)了易漏地層的有效封堵，確保了井眼穩(wěn)定，鉆井安全密度窗口拓寬了0.1 kg/L，解決了漏塌同存的技術難題，與鄰井相比鉆井周期縮短了42%，完井周期縮短了44%。

1.4.3 低成本強化體積改造技術

以提高單井產(chǎn)能為目標，推廣應用密切割精細分段、多簇壓裂和混合水技術，提高儲層改造體積。上古生界砂巖儲層采用水平井穿層、長縫壓裂和機械分層壓裂技術，下古生界碳酸鹽巖儲層采用多元復合酸壓技術，大幅提高了單井產(chǎn)能。新富11井測試無阻流量達14.7×104m3/d，實現(xiàn)了富縣下古生界天然氣產(chǎn)能的突破。

以降低壓裂成本為目標，試驗應用了低成本壓裂材料并研制了新型壓裂工具。一是開展了石英砂替代陶粒試驗，對于埋深小于2 700 m的儲層，石英砂與陶粒的比為4∶6或3∶7，8口井的先導試驗結果表明，初期平均產(chǎn)量2.5×104m3/d，與對比井（測試產(chǎn)量2.4×104m3/d）相比，初期產(chǎn)量未受影響。截至目前，已在23口井壓裂作業(yè)中以石英砂替代陶粒，共節(jié)約陶粒3 000.6 m3，成本累計降低507.97萬元。二是研制了金屬徑向膨脹、坐封膠筒封隔的第二代可溶橋塞，具有通徑大（65.0 mm）、體積小、密封壓力高（70 MPa）等特點，可在中低溫（50～110 ℃）下快速溶解，完全溶解時間7～14 d，并在富平探2井進行了成功試驗，共進行7段壓裂施工，最高施工壓力71 MPa，節(jié)省了鉆塞費用。三是研制了趾端延時壓裂滑套，取代首段的油管傳輸射孔作業(yè)，在管內試壓時滑套可延時（約30 min）打開，提高了橋塞壓裂效率，在杭錦旗、大牛地等地區(qū)應用5口井，單井施工時間縮短了2～3 d，有效降低了壓裂成本。

2 面臨的主要挑戰(zhàn)及對策

中國石化在順北、川渝和鄂爾多斯等重點探區(qū)的油氣勘探雖然不斷獲得突破，但隨著油氣勘探開發(fā)不斷深入，還面臨鉆井周期較長、機械鉆速偏低、井下故障較多、壓裂增產(chǎn)效果不理想等技術難點和挑戰(zhàn)。為此，需要堅持需求導向，針對各重點探區(qū)存在的技術難點，推廣應用成熟技術，強化關鍵技術攻關，為油氣高效勘探和效益開發(fā)提供技術保障[21–26]。

2.1 順北油氣田特深層油氣勘探開發(fā)

目前，順北油氣田奧陶系破碎地層垮塌、小尺寸定向儀器高溫穩(wěn)定性差等問題仍然突出，影響了油氣高效勘探開發(fā)。1）順北油氣田地質構造和巖性復雜，二疊系火山巖厚度大、裂縫發(fā)育，石炭系、志留系多套侵入體，志留系高壓鹽水層、奧陶系巖體破碎，鉆前預測難度大，且鉆井液侵入后進一步加劇垮塌，定向鉆井阻卡嚴重。該油氣田5口井鉆遇破碎帶，共側鉆10余次（其中順北5-3井側鉆4次），鉆井周期共延長了900 d多。2）順北油氣田東部儲層溫度高（160～200 ℃），地層壓力大（90～160 MPa），175 ℃測量儀器和180 ℃螺桿鉆具的抗溫能力不足，難以滿足高效定向鉆井的需求。3）5號斷裂帶儲層厚度大（100～400 m）、縱向連通性差、橫向基巖有分割，籠統(tǒng)改造范圍小，導流能力易失效，產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度大；現(xiàn)有酸液體系耐溫低（160 ℃）、黏度低、酸巖反應速度快、穿透距離短（≤120 m），無法滿足構建遠距離導流裂縫的需求。

針對順北油氣田鉆井完井存在的技術難點，需要以鉆井提速、提產(chǎn)和減少井下故障為目標，加強地質、油藏和工程一體化，提高鉆前預測精度及隨鉆評估，實現(xiàn)安全快速成井和提高酸壓效果。1）強化奧陶系破碎帶井壁失穩(wěn)機理和評價方法研究，形成高應力破碎性地層的井壁穩(wěn)定技術，同時加大微納米封堵防塌鉆井液體系和抗高溫油基鉆井液體系的研究和應用。2）加強高溫小井眼水平井定向工具研究和應用，一是完善推廣185 ℃ 測量儀器，加快維護保養(yǎng)基地建設；二是加快200 ℃測量儀器、地面降溫系統(tǒng)和井下降溫材料的研制；三是試驗國內外抗溫200 ℃大扭矩長壽命螺桿鉆具。3）開展超深斷溶體油藏高效溝通技術攻關，一是研發(fā)耐溫180 ℃有機緩速酸體系，增大裂縫穿透距離；二是精細刻畫井周儲集體應力場，形成斷裂帶高效溝通酸壓裂縫延伸控制技術和復雜縫多級暫堵酸壓設計方法；三是加強鉆井、完井和儲層改造一體化水平井分段增產(chǎn)方案研究，實現(xiàn)多個儲集體的高效動用。

2.2 川渝頁巖氣勘探開發(fā)

目前，川渝深層頁巖氣井仍存在鉆井周期較長、套變問題突出、壓裂效果不明顯等問題。1）深層頁巖氣鉆井過程中，部分地層鉆速慢（低于3 m/h），且鉆遇高壓裂縫性氣層時，循環(huán)排氣時間長（平均單井耗時約5 d）；優(yōu)質儲層厚度薄、起伏變化大，井眼軌跡控制難度大，定向鉆進效率低；部分區(qū)塊漏失問題突出，例如，南川頁巖氣東勝構造帶淺表層漏失率達88.2%，單井漏失量19 255.3 m3，單井堵漏耗時92.2 d。2）2018年以來，威遠地區(qū)頻繁發(fā)生3級左右地震，導致井下套管受力異常，同時，壓裂作業(yè)會誘導井眼附近地層發(fā)生滑動，在井周產(chǎn)生極高的瞬間載荷，超過套管屈服強度會造成套管變形，雖然采取了優(yōu)化完井管柱、采用外加厚套管、優(yōu)化壓裂工藝等措施，套變率雖有所降低，但套變問題仍然突出。3）威榮區(qū)塊深層頁巖埋深較大，施工壓力窗口窄（5～10 MPa），復雜縫網(wǎng)形成難度大，改造體積偏小，裂縫導流能力難保持，產(chǎn)量遞減快（第一年遞減率60%～70%）。

針對川渝深層頁巖氣鉆井完井和壓裂存在的技術難點，需進一步完善深層頁巖氣優(yōu)快鉆井和壓裂技術，盡快實現(xiàn)深層頁巖氣勘探突破和效益開發(fā)。1）完善深層頁巖氣優(yōu)快鉆井技術體系。一是配套升級52 MPa鉆井泵、循環(huán)系統(tǒng)、高頻固控設備，實現(xiàn)強化參數(shù)鉆井；二是推廣應用大扭矩螺桿鉆具、射流沖擊器、機械式旋沖工具、低壓耗水力振蕩器等提速工具；三是試驗控壓循環(huán)排氣技術，解決鉆遇高壓裂縫性氣層時循環(huán)排氣時間過長的問題；四是攻關超長水平段快速鉆井技術、“一趟鉆”鉆井提速技術，儲備立體井網(wǎng)分支井安全成井技術；五是攻關油基鉆井液堵漏技術，提高堵漏時效和成功率，儲備合成基超潤滑鉆井液技術，以滿足頁巖氣超長水平段水平井的鉆井需求。2）研究攻關深層頁巖氣水平井防套變技術。一是建立水平井裂縫的識別方法，完善裂縫激活臨界參數(shù)計算方法，提升基于大尺度區(qū)域位移計算精度，形成工程地質一體化套變預防方法；二是優(yōu)化完井管串，套管壁厚提高至13.5 mm，或采用φ127.0 和φ114.3 mm完井管柱；三是推廣應用以泡沫水泥漿、彈韌性水泥漿為核心的長效密封固井技術，攻關研究自愈合彈韌性水泥漿體系，提升水泥環(huán)保護套管的能力；四是優(yōu)化壓裂參數(shù)，采用多簇、小簇間距、大段間距，降低段間干擾，減小壓裂過程中的套管應力集中。3）完善優(yōu)化深層頁巖氣高效壓裂技術。一是推廣應用中深層密切割、暫堵轉向和強加砂壓裂技術，提升壓裂材料及工具的性能，提高壓裂時效；二是完善牽引器射孔、趾端滑套、可溶橋塞、國產(chǎn)電動壓裂撬及混砂車等關鍵配套裝備，進一步降低壓裂試氣成本；三是攻關深層、常壓、陸相頁巖氣長水平段水平井多簇裂縫雙暫堵壓裂技術、井筒重建重復改造工藝及關鍵材料，實現(xiàn)多類型頁巖氣效益開發(fā)；四是儲備多層“井工廠”多維度立體壓裂技術，大幅度提高單井產(chǎn)量和儲量動用程度。

2.3 四川盆地海相油氣勘探開發(fā)

四川盆地海相油氣勘探開發(fā)區(qū)域廣，地質條件復雜，裂縫發(fā)育，漏噴同存時有發(fā)生，優(yōu)快安全鉆井難度大。主要體現(xiàn)在：1）須家河組—小塘子組地層堅硬，研磨性強，機械鉆速較低且提速難度大；2）地層裂縫發(fā)育，易出現(xiàn)“噴、漏、卡同存”的井下復雜情況，安全鉆井難度大；3）上部陸相地層易井斜，常規(guī)鉆井只能采取吊打來控制井斜，嚴重影響了機械鉆速；4）彭州氣田雷口坡組地層破碎、膠結程度低，定向鉆進作業(yè)風險大[27–29]。

針對四川盆地海相油氣勘探存在的技術難點，需要以“上部陸相高研磨性地層提速，下部海相破碎地層安全定向鉆進”為目標，進行關鍵技術攻關，實現(xiàn)安全高效鉆井。主要攻關方向為：1）推廣應用混合鉆頭、異形齒PDC鉆頭、大扭矩螺桿鉆具（15 kN·m以上）和射流沖擊提速工具，提高陸相地層機械鉆速；2）優(yōu)化高效防塌防漏堵漏鉆井液性能，制定井壁穩(wěn)定和防漏堵漏技術措施，推廣應用精細控壓鉆井技術，持續(xù)攻關惡性漏失防漏堵漏技術、超深層白云巖等復雜地層的井壁失穩(wěn)機理及防控技術，實現(xiàn)復雜地層安全鉆井；3）推廣應用預彎曲防斜和垂直鉆井技術，解放鉆井參數(shù)，實現(xiàn)高效防斜；4）研發(fā)破碎性地層井壁固結劑，實現(xiàn)高溫高壓條件下粘結固化破碎性地層，優(yōu)化海相破碎地層井眼軌道設計，實現(xiàn)彭州氣田開發(fā)井安全高效鉆井。

2.4 華北鄂爾多斯盆地致密油氣勘探開發(fā)

鄂爾多斯盆地致密油氣藏的地層條件復雜，提速提產(chǎn)增效面臨一系列挑戰(zhàn)，如：1）杭錦旗58井區(qū)氣井二開井段漏塌同存依然存在，劉家溝組低破漏壓力帶裂縫性漏失，石千峰組、石盒子組泥巖井壁失穩(wěn)問題依然嚴重；2）杭錦旗58井區(qū)、72井區(qū)氣藏氣水關系復雜，氣水同層和氣水異層同時存在，儲隔層厚度變化大，控水壓裂難度大；3）大牛地氣田上古生界氣藏已進入調整和擴邊開發(fā)階段，儲層物性與豐度變差、地層壓力低，提產(chǎn)與降本矛盾突出；下古生界氣藏II類和III類儲層物性差、非均質性強，改造效果差異大，低產(chǎn)低效風險高。

針對鄂爾多斯盆地致密油氣鉆井完井存在的主要技術難點，需要以“提速、降本、增效”為目標，持續(xù)完善低滲透油氣藏鉆井完井和高效壓裂技術，實現(xiàn)低滲透油氣藏效益開發(fā)。具體措施有：1）推廣應用高效隨鉆堵漏防塌鉆井液處理劑，并不斷優(yōu)化粒徑配比，實現(xiàn)漏塌同防，同時完善防漏固井技術，攻關“一趟鉆”技術，形成下古生界水平井優(yōu)快鉆井完井技術；2）優(yōu)化、推廣小井眼大井叢集約化鉆井完井技術，形成致密油氣低成本鉆井完井技術體系；3）加強地質工程一體化，強化裂縫性致密儲層全過程儲層保護，持續(xù)攻關產(chǎn)水氣藏控水壓裂技術和下古生界氣藏II類和III類儲層差異化復合酸壓技術，推廣“全通徑+密切割+變黏壓裂液”體積壓裂技術，推進叢式井組“工廠化”壓裂模式與壓裂液重復利用等，全方位提高單井產(chǎn)量。

3 結論與認識

1）中國石化通過多年持續(xù)技術攻關與現(xiàn)場實踐，在順北特深層、川渝頁巖氣、四川海相碳酸鹽巖油氣藏和華北鄂爾多斯致密氣等重點探區(qū)不斷獲得油氣勘探開發(fā)突破，并初步形成了順北特深層鉆井完井關鍵技術、川渝頁巖氣鉆井完井關鍵技術、川西海相碳酸鹽巖復雜地層安全鉆井技術、華北致密氣低成本鉆井完井技術，為中國石化重點探區(qū)油氣勘探開發(fā)提供了技術支撐。

2）隨著油氣勘探開發(fā)不斷深入，中國石化重點探區(qū)鉆井完井技術還面臨鉆井周期較長、機械鉆速偏低、油氣井產(chǎn)量偏低等技術挑戰(zhàn)，需要強化關鍵技術攻關，推廣應用成熟技術，大力實施提質、提速、提效、提產(chǎn)的“四提”創(chuàng)新創(chuàng)效工程，為中國石化重點探區(qū)的高效勘探和效益開發(fā)提供技術保障。

3）鉆井完井技術是發(fā)現(xiàn)油氣藏、建立油氣通道、提高單井產(chǎn)量、提高采收率、降低油氣綜合成本、實現(xiàn)油氣高效勘探和效益開發(fā)的重要手段，降本增效、增產(chǎn)增效、提升能力水平是鉆井完井技術發(fā)展的重中之重。隨著大數(shù)據(jù)、云計算、智能鉆完井、納米技術、機器人技術等新技術的不斷涌現(xiàn)，需進一步強化技術融合，向自動化、智能化鉆井完井技術發(fā)展。