国内油气资源勘探开发逐步向更深层发展^[1-7]，目前国内超深井多集中在塔里木盆地和四川盆地，多数超深井完钻井深已达8 000～9 000 m，超深层油气资源已得到了有效开发^[8-10]。四川盆地超深井多集中在川西地区，川西地区位于四川盆地龙门山山前一带，整体上呈北东向展布，长约500 km，宽约30～50 km。川西地区海相碳酸盐岩储层埋藏深度超过7 000 m，储层温度超过160 ℃，最高地层压力约130 MPa。2014年双鱼石构造风险探井ST1井茅口组测试产气量126.77×10⁴ m³/d，栖霞组测试产气量86.7×10⁴ m³/d，取得了川西北部海相碳酸盐岩勘探重大突破，拉开了双鱼石构造大规模勘探开发的序幕，后续多口井在栖霞组测试产气量超过100×10⁴ m³/d。

川西北部地区受龙门山—米仓山冲断带挤压推覆作用的影响，断裂发育，地质条件复杂，给钻井完井技术带来了很大挑战，主要表现为纵向上压力系统多，井漏频发，同一裸眼段溢漏同存，井壁易失稳垮塌，机械钻速低，长裸眼段安全密度窗口窄固井质量不高等，导致钻井作业风险大、周期长且成本高。通过近几年的技术攻关，川西地区超深井钻井完井技术已有了长足进步，机械钻速提升明显，钻井周期逐步缩短，有力支撑了川西地区超深层油气资源的勘探开发。但随着勘探开发的深入，目前仍然面临对风险区域地质认识不足、恶性井漏治理难度大、部分难钻地层提速不理想、漏垮同存地层安全钻井配套技术不完善等技术难点，部分构造目前仍未实现超深层地质目的。为此，笔者系统总结了川西地区超深井钻井完井技术现状，并针对川西地区超深井钻井完井过程中面临的问题，提出了攻关方向，以期推动川西地区超深井钻井完井技术的快速发展。

1.   川西地区超深井钻井技术难点

川西地区主要分为川西北部地区和川西南部地区。川西北部地区主要包含双鱼石构造和红星潜伏构造，自上而下依次钻遇白垩系剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组和自流井组，三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组和飞仙关组，二叠系长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组和梁山组。川西南部地区主要包括莲花山构造、大兴场构造和平落坝构造，自上而下依次钻遇白垩系灌口组、夹关组和天马山组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组和自流井组，三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组和飞仙关组，二叠系沙湾组、峨眉山玄武岩组、茅口组、栖霞组和梁山组，寒武系筇竹寺组和麦地坪组，震旦系灯影组。川西地区因处于龙门山山前一带，地质运动活跃，断裂发育，构造形态多样，部分地层会出现重复、缺失、倒转或增厚，并且部分区域高压盐水层发育，钻井难度大。

1.1   易发生井漏、溢流和盐水侵

川西地区双鱼石构造纵向上存在多套压力系统，横向上地层压力存在差异，同层位的井存在气侵（溢流）、井漏等不同显示，如ST10X井钻进飞仙关组时发生了井漏，而SY001-XX井钻进该地层时出现了溢流。蓬莱镇组和沙溪庙组孔隙、裂缝发育，多口井测井解释结果显示该层段孔隙度2.1%～12.7%，含水饱和度16%～93%，承压能力低，钻井期间易出现恶性井漏，堵漏周期长，如SY001-XX井在钻进沙溪庙组过程中发生了失返性漏失，采用桥浆、高滤失堵漏浆和水泥浆堵漏10次，共漏失钻井液1 678.50 m³。自流井组和须家河组局部发育异常高压，2口井钻进该层段时出现了溢流，井控安全风险高。飞仙关组和嘉陵江组局部发育高压盐水层，钻井过程中易发生盐水侵，影响钻井作业，SY001-HX井在飞仙关组钻遇高压盐水，发生盐水侵，将所用钻井液密度由1.82 kg/L提高至1.90 kg/L，盐水侵仍未改善，盐水侵入速度稳定在0.3 m³/h左右，对钻井液密度、黏度、沉降稳定性、高温稳定性造成了很大影响，在此期间需不断维护钻井液性能，才能确保后续钻井作业正常进行，至下套管固井，盐水侵入总量约560 m³。

1.2   高温高压含硫，钻井难度大

川西地区双鱼石构造栖霞组储层埋藏深度7 000～8 000 m，地层温度在160 ℃左右，最高地层压力近130 MPa，因高温高压导致定向仪器损坏和信号失联的情况经常发生，例如SYX13X井在钻进7 189～7 477 m井段时，3次因定向仪器无信号而起钻。双鱼石构造雷口坡组及以下地层含硫化氢，栖霞组硫化氢含量在4～10 g/m³。硫化氢是一种无色的剧毒气体，极易溶解于水中，硫化氢溶解于钻井液中极易导致钻具氢脆断裂，并且一旦逸散至地面，将会严重危害钻井作业人员的身体健康。同时，钻井作业现场周围环境复杂，人口密集，对硫化氢防护和环境保护要求极高。

1.3   难钻地层机械钻速低

川西地区双鱼石构造纵向上存在自流井组、须家河组、吴家坪组等难钻地层，横向上分布面积广，地层中砾石、硅质、石英、燧石和黄铁矿等强研磨性矿物在横向和纵向上的分布存在较强的非均质性，是影响机械钻速的主要因素，导致钻头选型困难。双鱼石构造须家河组厚度1 000～1 300 m，其中须一段厚约200 m，北部区域须一段石英含量高达80%以上，试验过多种型号的复合钻头、孕镶PDC钻头和牙轮钻头，平均机械钻速仅0.61 m/h，平均单只钻头进尺只有14.04 m，是当前钻井提速的瓶颈；吴家坪组埋深约7 000 m，厚度150～200 m，以硅质灰岩为主，含黄矿铁、燧石结核、硅质含量20%～61%，可钻性差，单只钻头进尺短，前期试验了多种类型钻头，提速效果不理想（见表1）。

表  1  双鱼石构造吴家坪组不同类型钻头指标统计

Table  1.  Index statistics of different types of bits in Wujiaping Formation of Shuangyushi Structure

钻头类型	单只钻头平均进尺/m	平均机械钻速/（m·h−1）
复合钻头	71.72	1.68
混镶钻头	14.40	0.85
节块式孕镶钻头	27.94	0.40
整体式孕镶钻头	67.00	0.50

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1.4   溢漏同存，井控安全风险高

川西地区双鱼石构造纵向上地层压力系数跨度大，必封点和风险点多，受井身结构的限制，四开ϕ241.3 mm井段压力系统复杂，部分层位发育异常高压（飞仙关组、长兴组），而部分层位承压能力低（须家河组—嘉陵江组），导致同一裸眼段溢漏同存，井控安全风险高。SY001-XX井采用密度1.96 kg/L的钻井液钻至井深6 390.17 m（飞仙关组）时发生溢流，将钻井液密度提高至2.06 kg/L，上部嘉四段发生漏失，堵漏成功后钻至井深6 393.91 m发生溢流，将钻井液密度提高至2.14 kg/L压井成功；钻至井深6 438.89 m时（长兴组）又发生漏失，采用桥浆堵漏2次后，尝试将钻井液密度降至2.07 kg/L，发现出口不断流，再次将钻井液密度提高至2.14 kg/L发生复漏，采用桥浆、高滤失堵漏浆堵漏5次，考虑继续钻进安全风险高，于是采用备用井身结构，提前中完，下入ϕ219.1 mm套管，固井封隔上部复杂地层，为下部地层安全钻井创造条件。

1.5   漏、垮、高压盐水层并存，安全钻井难度大

川西地区莲花山构造和大兴场构造沙湾组、峨眉山玄武岩组等复杂地层稳定性差、承压能力低，同一裸眼段井漏、垮塌并存，部署在莲花山构造的LT1井六开采用ϕ190.5 mm钻头从嘉四段顶部（井深5 743.00 m）开钻，采用密度1.75 kg/L的钻井液钻至井深5 853.90 m时发生井漏，采用桥浆堵漏2次后，尝试将钻井液密度降至1.65 kg/L，因嘉四段发育高压盐水层（井段5 805～5 808 m），导致出口不断流；再次将钻井液密度提高至1.75 kg/L，钻至井深6 309.44 m（进入峨眉山玄武岩组25 m）时发生失返性漏失，倒划眼将钻具上提至井深6 300.18 m发生卡钻，因解卡困难而侧钻，采用密度1.81 kg/L的钻井液侧钻至井深6 275.70 m，放空1.30 m至井深6 277.00 m（进入峨眉山玄武岩组18 m）发生失返性漏失，声波监测环空液面高度832.00 m，电测结果显示沙湾组—峨眉山玄武岩组垮塌严重（平均井径279.4 mm，井径扩大率46.67%）。因同一裸眼嘉四段高压盐水层压力系数1.73，而峨眉山玄武岩组漏失压力系数低于1.60、坍塌压力系数高于1.80，同一裸眼井段井漏、垮塌、高压盐水层并存，安全钻井难度极大，受套管层次限制，多次堵漏无效后暂闭。

1.6   地层倒转推覆、稳定性差，卡钻风险高

川西北部红星潜伏构造靠近龙门山断裂带，构造运动剧烈，存在推覆体、倒转复杂带，因地质不确定因素多，区域内第一口风险探井HX1井设计采用八开井身结构。该井实钻地层与设计方案差异大，浅层侏罗系实钻厚度较设计方案厚304 m，且钻遇设计外的飞仙关组—须家河组断层，钻遇3套二叠系长兴组—吴家坪组—茅口组重复地层、5条断裂带，未钻遇设计的石炭系、泥盆系、寒武系等，六开ϕ241.3 mm井段钻遇厚约800 m的栖霞组—吴家坪组—茅口组倒转褶皱，地层倾角高达74.1°。因吴家坪组铝土质泥岩中伊/蒙混层吸水膨胀，使其结构强度降低，碳质页岩破碎、强度降低，导致多种形式的井壁失稳，采用密度1.65，1.85和1.96 kg/L的钻井液均无法有效支撑井壁稳定，地层坍塌压力当量密度大于1.96 kg/L，上部地层承压当量密度不足2.00 kg/L，多次发生因井壁坍塌、掉块造成的卡钻，处理难度极大。

2.   川西地区超深井钻井技术现状

2.1   井身结构优化

川西地区双鱼石构造累计部署探井、开发井25口，实钻发现纵向上地层十分复杂、横向上非均质性极强，同层位在不同井呈现出的压力剖面差异大，导致井身结构设计困难^[11-12]。第一批风险探井三开钻至须家河组顶部固井，实钻发现须家河组中部须三段易钻遇异常高压，于是将三开完钻层位调整为须三段顶部，提前封隔压力相对低的须四段—须六段；四开钻至吴家坪组底部固井，五开钻开茅口组和栖霞组，但实钻发现茅口组为高压地层（压力系数1.80左右），栖霞组为低压地层（压力系数1.36左右），两者处于同一裸眼段，致使栖霞组多次发生井漏，于是将四开必封点下移至栖霞组顶部。基于前期实钻情况，目前区域内通过优化形成了3种非常规五开井身结构。

井身结构1：一开，采用ϕ660.4 mm钻头钻至井深80.00 m，ϕ508.0 mm套管下至井深79.00 m，封隔地表疏松层；二开，采用ϕ455.0 mm钻头钻至井深800.00 m，ϕ365.1 mm套管下至井深798.00 m，封隔上部可能存在的垮塌层及低压易漏层；三开，采用ϕ333.4 mm钻头钻至井深3 910.00 m，ϕ282.6 mm套管下至井深3 908.00 m，封隔上部相对低压层，为安全钻进下部高压层、裂缝性气层创造条件；四开，采用ϕ241.3 mm钻头钻至井深7 672.00 m，ϕ184.1 mm套管下至井深7 670.00 m，封隔高压地层，为专打低压储层创造条件；五开，采用ϕ149.2 mm钻头钻至井深8 600.00 m，下入ϕ127.0 mm套管完井或者裸眼完井。该井身结构为目前区域内主要的井身结构，存在的主要问题是四开ϕ241.3 mm井段长（3 500～4 000 m），层位跨度大（须家河组—茅口组），压力系统复杂（须家河组局部高压气层压力系数1.80～1.90，嘉陵江组高压盐水层压力系数大于2.00，部分雷口坡组漏失压力系数在1.80左右），部分井无安全密度窗口，导致复杂时效高，需要采用备用井身结构（先提前悬挂ϕ219.1 mm技术尾管，后采用ϕ190.5 mm钻头钻至栖霞组顶悬挂ϕ168.3 mm油层套管，再采用ϕ139.7 mm钻头钻至目的层完钻井深，下ϕ114.3 mm尾管完井或裸眼完井）。

井身结构2：一开，采用ϕ660.4 mm钻头钻至井深250.00 m，ϕ508.0 mm套管下至井深248.00 m；二开，采用ϕ444.5 mm钻头，利用空气钻井技术钻至井深2 500.00 m，ϕ365.1 mm套管下至井深2498.00 m；三开，采用ϕ333.4 mm钻头钻至井深4585.00 m，ϕ282.6 mm套管下至井深4583.00 m；四开，采用ϕ241.3 mm钻头钻至井深7505.00 m，ϕ196.8 mm套管下至井深7503.00 m；五开，采用ϕ160.0 mm钻头钻至井深8 300.00 m，下入ϕ127.0 mm套管完井。该井身结构在井身结构1的基础上进行了优化调整：二开套管下深增加至沙溪庙组中部，为三开钻进相对高压层创造条件；三开套管下深由须三段顶部加深至雷口坡组顶部，封隔压力相对低的沙溪庙组和须家河组，为四开安全钻进高压层创造条件；四开钻至栖霞组顶部固井；五开专打栖霞组储层。该井身结构二开利用空气钻井技术提高机械钻速，缩短了ϕ241.3 mm井段长度，提前封隔了压力相对低的须家河组，降低了压力系统的复杂程度，但ϕ241.3 mm井段多压力系统引发的井下复杂情况仍未彻底有效解决。

井身结构3：一开，采用ϕ660.4 mm钻头钻至井深250.00 m，ϕ508.0 mm套管下至井深248.00 m；二开，采用ϕ455.0 mm钻头钻至井深3 465.00 m，ϕ374.6 mm套管下至井深3 463.00 m；三开，采用ϕ333.4 mm钻头钻至井深5 290.00 m，ϕ282.6 mm套管下至井深5 288.00 m；四开，采用ϕ241.3 mm钻头钻至井深7 654.00 m，ϕ184.1 mm套管下至井深7652.00 m；五开，采用ϕ149.2 mm钻头钻至井深8 300.00 m，下入ϕ127.0 mm套管完井或者裸眼完井。该井身结构在井身结构2的基础上进行了优化：二开套管下深由沙溪庙组中部加深至自流井组顶部；三开套管下深由雷口坡组顶部加深至嘉陵江组顶部，提前封隔压力相对低的雷口坡组，为四开安全钻进高压层创造条件。该井身结构进一步缩短了ϕ241.3 mm井段长度，提前封隔了压力相对低的雷口坡组，降低了多压力系统复杂的处置难度。但该井身结构二开ϕ455.0 mm井段比井身结构1加深了近2 700 m，钻井速度、通井下套管难度及工作量大幅增加，三开ϕ333.4 mm井段需先悬挂后回接，增加了固井工序，导致钻井周期增长、钻井成本增加，但ϕ241.3 mm井段的复杂时效大幅降低。目前，需要进一步探索满足区域内安全优快钻井的井身结构。

2.2   钻井提速关键技术

2.2.1   选用高效钻头

川西地区双鱼石构造纵向上包括自流井组、须家河组、吴家坪组等多套复杂难钻地层^[13-15]，前期由于钻头对地层的适应性不佳，造成机械钻速低，钻井周期长。

自流井组岩性为砾岩、砂岩及页岩，中部和底部发育砾岩，以石英砾岩为主，偶见燧石砾石、菱铁矿，地层软硬交错、非均质性强，PDC钻头可钻性级值5～8，地层软硬交错、大粒径砾石对PDC钻头切削齿容易造成冲击性损伤，导致钻头外肩部齿崩齿。于是定制了五刀翼、ϕ16.0 mm非平面齿（脱钴深度800 μm）PDC钻头，非平面齿中心棱脊线前方岩石应力较为集中^[16]，工作稳定性更强，具有更好的抗冲击能力和破岩效率，并且深度脱钴能够增强复合片的抗磨性能。现场应用表明，该钻头提速效果明显，与前期所用钻头相比，平均单只钻头进尺由98.76 m提高至161.79 m，平均机械钻速由1.88 m/h提高至2.42 m/h，钻井周期由19.1 d缩短至10.4 d。

须家河组岩性为砂岩、页岩以及砾岩，偶见燧石，部分井须一段石英含量高达80%以上，研磨性极强，可钻性级值6～8，高研磨性石英砂岩容易对牙轮切削齿、PDC切削齿造成严重磨损。于是选用了第4代二牙轮、四刀翼复合钻头，利用牙轮的预压破碎作用来提高PDC切削齿的吃入深度，减少切削齿热磨损，同时提高切削齿磨损均衡性，对非均质硬地层、强研磨性地层提速效果明显。现场应用表明，与前期所用钻头相比，平均单只钻头进尺由146.69 m提高至255.90 m，平均机械钻速由2.17 m/h提高至2.45 m/h。

吴家坪组岩性为灰岩夹凝灰岩，含黄铁矿，燧石结核多，硅质含量20%～61%，并且压实强度高，可钻性级值高达8～9。地层中硬度极高的燧石结核易造成钻头受力不均，钻头因异常振动而引起冲击损坏。提高钻头的稳定性、抗冲击性和抗研磨性是提高该地层机械钻速的关键，于是选用了ϕ16.0 mm 非平面双排齿六刀翼PDC钻头。现场应用表明，该钻头单只最高进尺187.61 m，机械钻速2.04 m/h，相比初期所用钻头（平均机械钻速0.67 m/h）提速效果明显。

2.2.2   垂直钻井技术

川西地区双鱼石构造部分区域地层倾角大（40°～60°），采用常规钟摆钻具进行轻压吊打和频繁定向纠斜严重影响井身质量和钻井效率。为解决防斜打快难题，选用Power-V垂直钻井系统进行垂直钻井^[17-18]，以解放钻压，提高机械钻速，缩短钻井周期，使井眼轨迹更平滑。ST10X井应用Power-V垂直钻井系统与强攻击性PDC钻头和大扭矩螺杆配合钻进雷口坡组—飞仙关组地层，单趟钻进尺1 480 m，平均机械钻速10.20 m/h，井斜角控制在1.0°以内，与未应用垂直钻井系统的邻井相比，机械钻速提高142.86%，防斜打快效果显著。

2.3   防漏堵漏技术

川西地区双鱼石构造侏罗系、三叠系和二叠系井漏频发，从上至下多层位井漏。上部陆相地层蓬莱镇组和沙溪庙组裂缝、孔隙发育，承压能力低；三叠系飞仙关组及以下碳酸盐岩地层裂缝性漏失频发，部分地层发育溶蚀孔洞，堵漏难度较大。

2.3.1   缝洞型地层堵漏技术

针对区域内裂缝性漏失^[19-23]，多采用桥浆和高滤失堵漏浆进行堵漏，针对含溶蚀孔洞的碳酸盐岩地层，配合水泥浆进行协同堵漏，基本可以解决井漏问题。

桥浆堵漏通过粗颗粒架桥、片状材料锲入、小颗粒材料填塞和纤维材料拉筋共同作用，形成封堵墙封堵漏失通道，阻止钻井液漏入地层，并且桥浆中多加入刚性粒子材料，可提高封堵层的封堵强度和稳定性，对普通裂缝性漏失效果好。刚性粒子桥浆的主要堵漏材料为ZR-31、FDJ-1、FDJ-2、WNDK-1、WNDK-2、WNDK-3和LCM-3，各堵漏材料的加量需根据漏失速度和漏层特征进行优化。

高滤失堵漏浆利用堵漏浆在压差作用下的高滤失特性，在漏失通道中滤失形成一定的堵漏塞，在压力作用下产生压实、胶结等作用，形成堵塞封隔墙。其适用于不同井深、地层及不同漏失通道的堵漏作业，但其形成堵漏塞的强度不太高，易复漏，加入刚性颗粒堵漏材料后，堵漏效果有所提升。

水泥浆适用于各种漏失通道的堵漏作业，是解决恶性井漏的主要手段。针对失返性漏失，多采用水泥浆进行堵漏，区域内多口井在飞仙关组、长兴组发生严重井漏后，采用水泥浆堵漏均成功，并且与桥浆堵漏配合使用，可以提高水泥浆堵漏后的地层承压能力。

2.3.2   承压堵漏技术

针对吴家坪组铝土质泥岩层稳定性差、坍塌压力高的问题，在钻至吴家坪组铝土质泥岩层前，采用分段逐级承压堵漏的方式，提高吴家坪组上部裸眼段的承压能力。如HX1井在钻进至吴家坪组铝土质泥岩前，采用分段、逐级承压堵漏的方式，将吴家坪组上部裸眼段地层承压能力提高至2.30 kg/L，转换为油基钻井液后成功钻穿吴家坪组铝土质泥岩、碳质页岩易垮塌地层，下入ϕ219.1 mm套管固井，为安全钻进下部地层创造了条件。

2.4   高压低渗气层控压钻井技术

控压钻井技术^[24-27]主要用于窄密度窗口地层的安全钻井，可降低溢漏同存地层的钻井风险。川西地区超深井井身结构比较复杂，如双鱼石构造ϕ241.3 mm井段钻遇复杂地层时，若提前下入一层备用套管，不仅使钻井周期增长，且最后一个开次采用ϕ139.7 mm钻头的钻井风险高，会影响大位移井和水平井的延伸能力，于是利用控压钻井技术，同一开次钻进储层与上部地层，即使在ϕ241.3 mm井段提前下入备用套管，也能使用五开井身结构完井，有效降低钻井成本和缩短钻井周期。如ST10X井ϕ241.3 mm井段采用密度1.90 kg/L的钻井液钻至井深6 385 m（长兴组）时出现“漏溢同存”复杂情况，处理困难且安全风险大，于是提前中完，悬挂ϕ219.1 mm技术套管，封隔上部复杂地层。五开采用ϕ190.5 mm钻头、密度1.80 kg/L的钻井液钻至井深7 399 m（栖霞组顶部），因茅口组和栖霞组的地层压力系数分别设计为1.80和1.36，将茅口组高压气层与栖霞组低压储层进行合钻之前，需要利用控压钻井技术逐步降低钻井液密度，释放茅口组气体能量。根据前期钻井取心岩心物性反映，茅口组灰岩基质为晶间微隙、微喉道型储集岩，具有低孔、低渗的特点，渗透率多集中在0.001～0.010 mD，具备控压降钻井液密度的条件，通过5个阶段措施，逐步将钻井液密度由1.80 kg/L降至安全密度下限1.64 kg/L，并且用密度1.64 kg/L的钻井液安全顺利钻至完钻井深7 692 m。

2.5   抗高温强封堵油基钻井液技术

川西超深水平井井底温度高、摩阻大，安全钻井难度极大^[28-30]，通过技术攻关，研发了适用于超深水平井水平段的抗高温强封堵油基钻井液。该钻井液密度1.40 kg/L、漏斗黏度58 s、动切力4.5 Pa、高温高压滤失量2.8 mL、滤饼厚1.5 mm、初切力3.0 Pa、终切力5.5 Pa、油水比85︰15、破乳电压1 080 V。双鱼石构造超深水平井SY001-H6井采用抗高温强封堵油基钻井液钻进水平段，确保了该井水平段钻进期间的井壁稳定，未出现井壁垮塌、掉块情况，起下钻通畅无阻卡；同时，钻进水平段期间间断加入固体润滑剂和玻璃微珠以提高钻井液的润滑性能，并配合钻具组合中加入水力推进器，成功解决超深水平井定向托压的问题，顺利钻至井深9 010 m完钻。

2.6   超深高钢级套管开窗技术

目前，开窗侧钻技术是一项比较完善和成熟的技术，对于开窗点浅、低钢级的套管，作业难度较小；但对于开窗点超深、钢级高且厚壁的套管，目前国内成功的案例很少，并且开窗周期长。川西地区在处理井下故障需要开窗侧钻时，如ST102井因处理井下落鱼困难需要在ϕ184.2 mm高钢级厚壁套管（钢级155V、壁厚15.83 mm）内进行开窗侧钻，并且侧钻点在井深7 400 m以深。国内没有超深高钢级套管开窗的工具及技术储备，也没有成功的案例可以参考，通过分析以往开窗工具的设计与使用情况，结合ST102井开窗作业面临的难点和风险，设计制造了适用于深侧钻点、高钢级厚壁套管开窗的斜向器和铣锥^[31]。斜向器采用硬度更高、耐磨性及热硬性更好的W6钢制造，铣锥切削齿材质选用硬度大于HRC80的高强度硬质合金，切削齿整齐排列，使受力更均匀、平稳。该井在井深7 420 m处开窗，经过10趟铣锥磨铣作业后侧钻出31 m领眼，成为国内首例155V高钢级套管成功开窗的案例，为后续类似套管开窗作业提供了技术借鉴。

2.7   控压平衡法固井技术

川西地区超深井纵向上压力系统复杂，受井身结构限制，部分开次裸眼段长达3 500～4 000 m，安全密度窗口仅0.05～0.08 kg/L，固井时发生漏失的风险极大，如发生漏失固井质量就难以保障。为解决同一裸眼段多个压力系统固井时安全密度窗口窄的问题，在精细控压钻井的基础上，通过技术攻关形成了控压平衡法固井技术^[32-36]。精细控压固井技术根据“防漏压稳”的安全密度窗口，在固井前控压循环降低井内钻井液密度，使环空钻井液静液柱压力略低于地层孔隙压力，在注、替水泥浆期间根据环空浆柱结构，利用控压装置在井口施加补偿压力，使油气显示层、漏层处环空当量密度在安全密度窗口范围内，固井结束后环空继续施加一定的补偿压力，防止候凝期间水泥浆静液柱压力不足造成环空窜流，较好地克服了固井期间“防漏压稳”的技术难点。川西地区双鱼石构造ϕ177.8和ϕ184.2 mm尾管固井应用精细控压固井技术后，固井质量的优质率和合格率分别提高了69.19%和47.64%。

2.8   超深短尾管固井技术

川西地区超深井在ϕ114.3 mm尾管固井时，由于ϕ114.3 mm尾管短、浮重小，而送入钻杆长，钻杆在自重作用下拉伸量较大，导致判断倒扣丢手是否成功困难^[37]。为此，研制了XG ϕ167.6 mm×ϕ114.3 mm高压加长型尾管悬挂器。该尾管悬挂器可抗170 ℃高温，本体外径134.0 mm，中心管安全上提距离2.50 m，而普通尾管悬挂器中心管的安全上提距离为1.50 m，中心管安全上提距离增大，使判断倒扣丢手是否成功的难度降低。HX1井在ϕ114.3 mm短尾管固井时，采用XG ϕ167.6 mm×ϕ114.3 mm高压加长型尾管悬挂器，尾管下至设计位置后，送入钻具正转30圈，转速25 r/min，扭矩10～16 kN·m，正转12圈后扭矩降至9 kN·m；随后送入钻具上提1.65 m，悬重由2 058 kN增大至2 240 kN，送入钻具再上提0.85 m（累计上提2.50 m），悬重（2 240 kN）无变化，判断倒扣丢手成功，后续注、替水泥浆施工正常，顺利完成了超深小井眼短尾管固井作业。

3.   攻关方向

经过近几年的技术攻关和钻井实践，形成了“井身结构优化+高效钻头+精细控压钻井/固井”超深井安全快速钻井完井技术，钻成了一批完钻井深在7 000 m以上的超深井，有力支撑了川西地区超深层油气资源的勘探开发。但随着勘探开发向盆地边缘发展，地质条件愈发复杂，红星潜伏构造、莲花山构造、大兴场构造给目前的钻井完井技术带来了很大的挑战，面临地质上认识不足、存在复杂的多压力系统、地层高研磨性、漏垮同存、井下复杂频发且处置难度大、钻井周期长且成本高等一系列技术难点。针对这些技术难点，结合目前的钻井完井技术现状，建议川西地区超深井钻井完井技术从以下几个方向进行攻关。

1）开展井身结构对策性研究。持续开展莲花山构造、大兴场构造地层三压力剖面及井身结构对策性研究，结合区域地层三压力剖面研究成果，综合分析邻井钻井资料，明确目标构造必封点，为井身结构优化和复杂超深井安全钻井奠定基础；攻关高强度膨胀管、等井径膨胀管裸眼封堵技术，突破复杂超深井井身结构拓展限制，确保风险勘探区域实现地质目的和井控本质安全；攻关高效扩眼器及其配套技术，提升大尺寸井眼及难钻地层随钻扩眼效率，降低下套管难度并提高固井质量。

2）开展钻井提速试验。持续开展难钻地层岩石抗钻特性研究和提速新工艺、新技术现场试验，针对不同类型难钻地层开展岩石抗钻特性机理研究，定制个性化非平面齿、异形齿等高效钻头；联合国内外研究院所与服务单位，针对重点区块制约钻井提速提效的瓶颈技术持续开展科技攻关，成熟一项、固化一项、推广一项。

3）加强高效堵漏技术研究。针对长裸眼段多压力系统地层、异常低压地层、裂缝溶洞发育漏层，持续攻关水基、油基钻井液条件下的承压堵漏技术，优选抗高温堵漏材料，提高承压堵漏效率，确保窄安全密度窗口地层钻井安全；进一步试验固化凝胶、温控固化型等特殊堵漏工艺，为大裂缝、溶洞型漏层恶性井漏堵漏提供新的途径。

4）加强地质工程一体化。深入开展红星潜伏构造等风险勘探区域地质综合研究、破碎地层垮塌机理研究，形成垮塌地层安全钻井完井配套技术；研究莲花山构造峨眉山玄武岩组破碎带漏垮同存的对策，确保钻井安全；加强风险勘探区域地质工程一体化综合研究，深入开展地层三压力剖面研究与修正，提高地层压力和流体预测、断层裂缝分析识别能力，优化井位部署和井眼轨道设计，从设计上降低井下故障的发生概率；实钻中加强钻井地质风险实时预测，充分发挥预警作用，最大程度地减少井下故障。

4.   结束语

川西地区目前已成为中国石油西南油气田分公司油气资源战略接替的重要区域，有望成为下个“万亿”增储新阵地，通过多年的技术攻关，超深井钻井完井技术进步显著，初步形成了超深井井身结构优化、钻井提速、防漏堵漏、超深水平井钻井技术、窄密度窗口控压钻井/固井技术等关键配套技术，有力支撑了川西地区油气资源勘探。但随着勘探不断走向盆地边缘，地质条件和压力系统愈发复杂，“漏、垮、卡、高压盐水侵”等井下复杂情况频发，安全钻井面临诸多挑战，仍需持续攻关超深井井身结构优化、恶性井漏治理、深部难钻地层提速和破碎性漏垮同存地层安全钻井等技术，以进一步缩短钻井周期、降低钻井成本，实现川西地区深层油气资源的经济开发。