綦江页岩气田丁页2-1井钻井现场。 肖 燕 摄

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    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）