Failure Control of Completion Packer in the High Temperature and High Pressure Gas Well of Kuqa Piedmont Structure
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摘要: 库车山前高温高压气井主要采用Y443-111封隔器，但封隔器在替液过程中易憋压，严重时甚至出现封隔器提前坐封问题，导致油套环空的试油钻井液无法被环空保护液完全替出，后期可能对油管、套管柱产生腐蚀。针对上述问题，分析了Y443-111封隔器替液过程中失效与损坏的原因，发现造成该封隔器失效的主要原因是封隔器与套管的间隙太小，次要原因是替液排量大和井筒清洁情况差。为此，制定了降低替液排量、清除井筒杂质、优化试油钻井液性能、提高井筒工作液质量和缩小封隔器外径等控制完井封隔器失效的措施。上述措施在现场累计应用43井次，成功率达97.6%，解决了库车山前高温高压气井完井封隔器失效的问题，确保了高温高压井下作业安全和完井作业的顺利施工。Abstract: The Y443-111 packer was mainly used in the high-temperature and high-pressure (HTHP) gas wells in the Kuqa Piedmont structure , and it was prone to build the pressure during fluid displacement. In serious cases, the packer was set ahead of time, resulting in the test drilling fluids failed to be completely replaced by annulus protection fluid, which could cause the corrosion of tubing and casing. In view of the above problems, the causes of the failure of Y443-111 packer during fluid replacement were analyzed. It was found that the main factor was the small size of gap between the packer and the casing, and the secondary factors were the high displacement rate of fluid and the poor cleanliness of the wellbore. For these reasons, measures such as reducing fluid displacement rate and the outer diameter of the packer, cleaning up the wellbore impurities, optimizing the properties of oil based drilling fluids, and improving the quality of wellbore operation fluids were taken. These measures had been applied in the field for 43 wells with a success rate of 97.6%, which effectively controlled the packer failure of HTHP gas wells in the Kuqa Piedmont structure and ensured the safe downhole operations and smooth well completions.
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塔河油田位于天山南麓、塔克拉玛干沙漠北缘，构造上属塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西部[1]，是中国石化第二大油田，目前原油年产量超过600×104 t。1997年，沙46井和沙48井获得高产油气流，标志着塔河油田诞生[2]。截至2018年底，塔河油田探明油气地质储量150 967.42×104 t油当量（油132 536.21×104 t，天然气18 431.21×104 t油当量），共完钻各类油气井2 283口，累计产油量10 205.14×104 t，天然气产量245×108 m3。
塔河油田主要产层属缝洞型碳酸盐岩地层，具有油层埋藏深（5 300.00～8 400.00 m）、温度高（120～180 ℃）和压力高（55～90 MPa）的特点，并普遍含有H2S（含量为0.01%～15.00%），钻井过程中存在井漏、井塌、井眼缩径、井控风险大和钻井周期长等技术难题，通过20多年的技术攻关与实践，钻井完井技术不断进步，钻井周期由1996年的172 d（S46井，第一口探井，井深5 630.00 m）[2]缩短至69 d（截至2018年底，平均完钻井深6 350.00 m）。
1. 钻井完井技术发展历程
塔河油田在滚动勘探开发过程中，始终坚持以“安全、质量、速度、效益”为核心，持续进行钻井完井技术攻关与应用，确保了高效勘探和效益开发目标的实现。纵观塔河油田钻井完井技术发展历程，可将其分为安全成井、优快钻井和高效钻井3个阶段。
1.1 安全成井阶段（1996—2001年）
在安全成井阶段，塔河油田主要滚动勘探奥陶系，并应用水平井开发三叠系油气藏，形成了基于地层特性初步认知的井身结构和钻头选型方案，开展了水平井钻井完井技术攻关，并配套应用了钾基钻井液和聚磺钻井液，确保了139口井安全成井。
1.1.1 井身结构设计方案
通过对地质条件的初步认识，明确了地层压力系数为1.00～1.24，其中奥陶系地层压力系数为1.08～1.12，奥陶系顶部风化壳为必封点。基于此，针对三叠系和奥陶系油藏分别设计了三开和四开井身结构。
目的层为三叠系的油井采用三开井身结构：ϕ444.5 mm钻头×ϕ339.7 mm表层套管（下深500.00 m）+ϕ311.1 mm钻头×ϕ244.5 mm技术套管（下深3 300.00 m）+ϕ215.9 mm钻头×ϕ177.8 mm油层套管（下深4 650.00 m），采用射孔完井。
目的层为奥陶系的油井采用四开井身结构：ϕ444.5 mm钻头×ϕ339.7 mm表层套管（下深500.00 m）+ϕ311.1 mm钻头×ϕ244.5 mm技术套管（下深3 900.00 m）+ϕ215.9 mm钻头×ϕ177.8 mm油层套管（下深5 300.00 m）+ϕ149.2 mm钻头×井深5 650.00 m，采用先期裸眼完井。
1.1.2 钻头优选方案
1）0～500.00 m井段地层胶结疏松、成岩性差，选用P2钢齿牙轮钻头，配合应用喷射钻井技术，机械钻速达20.00 m/h。
2）500.00～3 000.00 m井段为软—中软地层，选用H126和H136钢齿牙轮钻头替代J11钻头[3]，机械钻速由8.00 m/h提高至12.00 m/h，牙轮寿命由50 h增至80 h。
3）3 000.00～4 500.00 m井段为中硬地层，泥岩塑性强，选用HJ517楔形镶齿牙轮钻头替代J22钻头，机械钻速由3.00 m/h提高至5.00 m/h，牙轮钻头寿命由40 h增至60 h，综合效益提高100%。
4）4 500.00～5 600.00 m井段为中硬—硬地层，含有砾石层，选用HJ537球形镶齿牙轮钻头替代J33钻头，机械钻速由1.00 m/h提高至3.00 m/h，牙轮钻头寿命由30 h增至50 h，综合效益提高150%。
1.1.3 水平井钻井技术
为了减少底水锥进和提高采收率，塔河油田应用水平井开发三叠系油藏[4–6]。ϕ244.5 mm技术套管下至井深4 250.00 m，ϕ215.9 mm钻头从井深4 300.00 m处造斜，设计造斜率6°/30 m，完钻井深约5 095.00 m，水平位移约650.00 m，水平段长约350.00 m，采用ϕ139.7 mm割缝筛管完井，筛管顶部注水泥固井。
在安全成井阶段，塔河油田共完成8口水平井，平均完钻井深5 141.50 m，平均机械钻速达6.56 m/h，平均钻井周期为85.6 d，成井率100%，采油指数提高3倍，有效提高了采收率。
针对奥陶系碳酸盐岩油藏特点，开展了停产井侧钻水平井的尝试[7]。塔河油田第一口侧钻水平井TK425CH井造斜点深5 418.00 m，平均造斜率为1.16°/m，最大井斜角101.8°，水平段长246.51 m，水平位移303.46 m，创当时国内垂深超过5 400.00 m侧钻水平井造斜率最大纪录[8]。
1.1.4 钻井液技术
在安全成井阶段，塔河油田油气井钻井主要应用了钾基聚合物钻井液、复合钾盐聚磺钻井液和聚磺混油钻井液（三叠系水平井），并采取了相应的井眼稳定、井眼清洁、储层保护等技术措施，确保了油气井成井率。
1）钾基聚合物钻井液。选用钾基聚合物钻井液解决第四系、新近系和古近系地层泥岩因水化膨胀性强而易缩径、卡钻的技术难题[9-10]，其基本配方为：4.00%膨润土＋0.40%～0.60%Na2CO3＋0.06%～0.10%KPAM＋1.00%KPAN＋0.20%～0.30%FT–367＋1.00%～2.00%FT–1。钻进过程中不断补充相关处理剂，增强钻井液的抑制能力[11]，控制API滤失量小于8 mL。
2）复合钾盐聚磺钻井液。选用复合钾盐聚磺钻井液解决侏罗系—石炭系硬脆性泥岩易垮塌掉块的难题，其基本配方为：淡水＋4.0%膨润土＋0.3%～0.4%Na2CO3＋0.2%～0.3%FA–367＋1.0%KPAN＋2.0%～3.0%SMP–1＋1.0%～2.0%OSAMK＋2.0%WFT–666。钻进过程中控制其API滤失量小于5 mL。钻井实践表明，石炭系砂泥岩互层井段井径扩大率从大于25%降至15%以下。
3）聚磺混油钻井液[12]。三叠系油藏水平井水平段选用聚磺混油钻井液钻进，采取保持阳离子防塌剂含量以提高抑制能力、控制流性指数实现平板层流以满足携岩要求、加入改性矿物油润滑剂和原油提高润滑性等维护处理措施，确保了钻井安全及井眼质量。其基本配方为：3.0%膨润土＋0.3%～0.5%HQB–2000＋1.0%～2.0%SMP–2＋1.0%～2.0%SPNH＋1.5%～2.0%EFT–100＋1.0%～2.0%JT888＋8.0%～12.0%原油＋0.5%～1.0%RH–102。
1.1.5 固井技术
1）尾管固井技术。通过优选水泥添加剂，研发了适用于井温小于110 ℃油井固井的中高温水泥浆和适用于井温大于110 ℃油井固井的高温水泥浆，并采取了提高顶替效率的技术措施，尾管固井质量合格率从50.0%提高至76.9%。提高顶替效率的技术措施主要包括：确保不同浆体间的密度差合理，要求钻井液、冲洗液和水泥浆的密度依次增大，推荐密度差为0.2 kg/L[13]；冲洗液紊流临界排量小于25 L/s，水泥浆塞流临界排量大于5 L/s。
2）水平井固井技术。通过优化套管串结构，应用非渗透水泥浆，并采取优化整体式弹性扶正器数量、注入不混油钻井液、紊流模式冲洗和塞流模式顶替等措施，提高顶替效率，水平段固井质量合格率达85%，优良率达56%。
1.2 优快钻井阶段（2002—2011年）
在优快钻井阶段，塔河油田通过技术攻关，形成了以井身结构优化、“PDC钻头＋井下动力钻具”提速为核心的深井超深井钻井技术，并发展了复杂结构井钻井技术、超深小井眼侧钻技术，共完钻1 631口井，钻井周期由123 d（井深5 736.00 m）缩短至86 d（井深6 214.00 m）。
1.2.1 井身结构优化
随着长裸眼井眼稳定技术和随钻堵漏技术的进步，三叠系碎屑岩油藏直井井身结构由三开优化为二开，钻井周期由76 d缩短至42 d；碳酸盐岩油藏直井井身结构由四开优化为三开，机械钻速由5.50 m/h提高到9.33 m/h，钻井周期由135 d（井深5 650.00 m）缩短至83 d（井深6 200.00 m），钻井周期最短达49 d。
碎屑岩油藏直井井身结构为：ϕ365.1 mm钻头×ϕ273.1 mm套管（下深800.00或1 200.00 m）＋ϕ241.3 mm钻头×ϕ177.8 mm套管(下深4 650.00～5 500.00 m)，采用射孔完井。
碳酸盐岩油藏直井井身结构为：ϕ365.1 mm钻头×ϕ273.1 mm套管（下深1 200.00 m）＋ϕ241.3 mm钻头×ϕ177.8 mm套管（下深5 300.00～6 200.00 m，即风化壳顶界以上5.00 m）＋ϕ149.2 mm钻头（井深5 450.00～6 350.00 m），采用先期裸眼完井。
1.2.2 钻井提速技术
为提高深井钻井速度，塔河油田试验应用了PDC钻头＋螺杆钻具复合钻井技术、扭冲及旋冲钻井技术和高压喷射钻井技术，提速效果较好。
1）PDC钻头＋螺杆钻具复合钻井技术。根据地层可钻性级值计算结果，进一步优化了PDC钻头选型方案[14]。三叠系及以上地层，选用五刀翼钢体PDC钻头+中速螺杆钻具钟摆钻具组合钻进，机械钻速由5.50 m/h提高至19.08 m/h；石炭系—奥陶系中上统地层，选用五刀翼胎体PDC钻头+耐高温大扭矩螺杆钻具钻进，机械钻速由2.50 m/h提高至4.70 m/h。同时，通过个性化设计，螺杆钻具寿命超过200 h，单只ϕ241.3 mmPDC钻头创进尺4 452.00 m的国内纪录。
2）扭冲及旋冲钻井技术。利用液力冲击器和扭力冲击器实现冲击与旋转钻进联合破岩，并减少PDC钻头的粘滑效应，提高钻头钻进效率和寿命。TP180X井5 965.00～6 512.00 m井段应用了旋冲钻井技术（PDC钻头），纯钻时间87 h，平均机械钻速6.29 m/h，比邻井PDC钻头机械钻速提高了121.50%。TP166井二叠系以深地层扭冲钻进最大单趟进尺达1 069.50 m，机械钻速较邻井提高79.86%。
3）高压喷射钻井技术[15]。为提高井下动力钻具输出扭矩并充分发挥水力喷射破岩的作用，研制了ϕ139.7 mm非标准钻杆，其水眼直径由76.2 mm增大至101.6 mm，井深5 000.00 m时钻头水功率可提高30%，喷射速度可提高56%，并配套装备了额定压力52 MPa钻井泵和70 MPa循环管汇。TH12233井完钻井深6 126.00 m，高压喷射钻井试验井段机械钻速提高65.00%，钻井周期缩短17.92 d。
1.2.3 复杂结构井钻井技术
在优快钻井阶段，塔河油田开展了分支水平井、阶梯水平井和丛式井钻井技术研究与试验，初步形成了适合塔河油田地层特点的复杂结构井钻井技术。
1）分支水平井钻井技术[16–17]。通过引进分支水平井钻井完井技术，完成了TK908DH双分支水平井，采用TAML4级完井，是当时国内最深的分支水平井。
2）阶梯水平井钻井技术[18]。为降低钻井成本和提高油藏动用程度，开展了阶梯水平井井眼轨迹控制、水平段延伸能力等技术攻关，完成了YK7CH阶梯水平井的钻井施工。该井造斜点井深4 988.60 m，完钻井深5 982.00 m，创水平落差最大（16.83 m）和阶梯水平井水平位移最长（799.82 m）的国内纪录。
3）丛式井钻井技术。在胡杨林和塔里木河保护区内部署完成了AT9丛式井组8口井的钻井施工，井口间距8.00 m，造斜点井深约4 000.00 m，完钻井深5 116.00 m，为当时国内造斜点最深的丛式水平井组。
1.2.4 超深小井眼侧钻井技术
奥陶系碳酸盐岩油藏特征决定了老井侧钻逐步成为该油藏高效开发的重要技术。通过优化井眼轨道设计及井眼轨迹控制技术，配套MWD仪器，研制段铣工具、斜向器和开窗铣鞋等专用工具，形成了深井裸眼短半径侧钻、ϕ177.8 mm套管斜向器开窗侧钻、ϕ244.5 mm套管段铣开窗侧钻等侧钻技术。截至2011年底，累计侧钻200井次以上，累计增油超过400×104 t，并创造斜率最高（50.01°/30m）、井斜角最大（101.8°）、开窗侧钻点最深（6 792.00 m）、完钻垂深最深（6 939.68 m）、ϕ177.8 mm套管开窗侧钻水平位移最长（1 273.16 m）、ϕ244.5 mm套管开窗侧钻水平位移最长（1384.51 m）多项深井侧钻纪录。
1.2.5 超深井钻井技术
为探索寒武系的含油气性，实现“塔河之下找塔河”的战略目标，通过开展非标套管井身结构设计、缝洞型地层堵漏技术、超高温钻井液技术、非标套管固井技术和超低密度水泥浆固井技术攻关和实践，完成塔深1井的钻井施工，完钻井深8 408.00 m，创当时亚洲直井最深纪录[19]。该井应用PDC钻头+钟摆钻具组合[20]和PDC钻头＋减速涡轮钻进，大大提高了机械钻速；应用聚合物钻井液、聚磺防塌钻井液和抗高温磺化屏蔽暂堵钻井液，解决了井壁失稳难题；应用桥浆和低密度膨胀堵漏技术，解决了奥陶系地层的井漏问题[21]；应用抗高温恒密度低密度水泥浆封固5 460.00～6 800.00 m井段，固井质量良好[22]；应用新型取心工具在7 101.57～8 408.00 m井段成功取心5筒次，平均岩心收获率78.8%，创造了国内取心最深纪录[23]。
1.2.6 低密度固井及水平段全封固固井技术
为解决裸眼段长、二叠系易漏失等难题，研发了中温漂珠微硅高强低密度水泥浆和抗高温粉煤灰低密度水泥浆[24]等低密度水泥浆体系，分别在现场应用超过100井次和300井次，固井质量合格率从76%提高至100%，优良率由34%提高至75%。
为提高碎屑岩油藏水平井固井质量，研制应用了塑性膨胀防气窜水泥浆体系，并采取了一系列提高顶替效率的技术措施[25]，初步形成了深井水平段全封固固井技术。该技术应用超过150井次，固井质量合格率100%，优良率97%，大大延长了无水采油期。
1.3 高效钻井阶段（2012年至今）
在高效钻井阶段，围绕老井侧钻开展了井身结构优化、机械封隔泥岩、水平井分段压裂及调流控水和优质高效钻井技术研究与应用，有力保障了塔河油田深部油气藏的高效开发。
1.3.1 井身结构优化
为满足老井侧钻后不扩孔下入套管封隔储层上部易塌地层和高压水层的需求，将原三开井身结构优化为新三开井身结构：ϕ365.1 mm钻头×ϕ273.1 mm套管（下深1 200.00 m）＋ϕ250.9 mm钻头×ϕ193.7 mm套管（下深5 300.00～6 200.00 m，即风化壳顶界以上8.00 m）＋ϕ165.1 mm钻头（井深5 450.00～6 350.00 m），采用先期裸眼完井，侧钻井眼直径由149.2 mm增大至165.1 mm，避免了原井身结构中ϕ177.8 mm套管开窗后需扩孔的难题。该井身结构已应用于600余口侧钻井，钻井周期由83 d缩短至69 d。
1.3.2 机械封隔复杂泥岩地层侧钻技术
为了预防底水锥进问题，老井侧钻时有避水要求，侧钻点必须选在巴楚组或桑塔木组泥岩井段，但ϕ177.8 mm套管开窗侧钻井眼直径小，无相应尺寸套管封隔复杂泥岩段，后期完井和采油期间泥岩易垮塌而掩埋井眼。为此，开展了定向随钻扩孔+膨胀管、定向随钻扩孔+非标套管技术攻关，并配套应用了钾胺基聚磺钻井液，确保了钻井和采油过程中泥岩的稳定。
1）定向随钻扩孔+膨胀管封隔泥岩侧钻技术。使用双心钻头+单弯螺杆钻具进行定向段随钻扩孔，将井眼直径由149.2 mm扩至165.1 mm以上，下入ϕ139.7 mm膨胀管，配套应用超缓凝水泥浆，膨胀管膨胀后内径可达134.5 mm，满足下开次施工对井眼直径的要求。该技术已应用7井次，成功率85.7%，并创膨胀管作业最深（6 065.34 m）、井斜角最大（65.84°）和膨胀管最长（526.88 m）等3项纪录[26]。
2）定向随钻扩孔+ϕ139.7 mm特殊直联扣套管封隔泥岩侧钻技术。研制了ϕ139.7 mm特殊直联扣套管（壁厚7.72 mm）[27]，解决了膨胀管抗外挤强度低的难题，现场应用37井次，成功率100%。
3）强抑制钾胺基聚磺钻井液。巴楚组和桑塔木组硬脆性泥页岩地层微裂缝发育，水化分散性较强，钻井液滤液的侵入会引起泥页岩水化，导致井眼坍塌掉块[28]。为此，研究了强抑制钾胺基聚磺钻井液，并应用50井次以上，井径扩大率由29.3%降至10.0%以下，侧钻过程中均无阻卡现象。
1.3.3 优质高效钻井技术
在高效钻井阶段，塔河油田全面推广应用PDC钻头，并优选了耐高温、耐研磨、抗冲击的金刚石复合片，优化了钻头冠状结构，研制了“狮虎兽”等个性化PDC钻头；使用预弯曲钻具组合防斜，配套简易MWD随钻测斜仪，改变了PDC钻头“轻压吊打”的钻进方式，解放了钻压，在提高机械钻速的同时也确保了井眼打直，实现了优质高效钻井。ϕ250.9 mm井眼钻井速度提高41%～173%，钻井周期缩短13%～29%。
1）二叠系以上地层应用PDC钻头＋0.5°螺杆钻具＋简易MWD，采用大排量、低钻压、高转速钻进，PDC钻头选用ϕ19 mm复合片，钢体结构，深内锥设计。
2）二叠系地层选用“狮虎兽”牙轮PDC复合钻头，一趟钻钻穿火成岩，钻井效率提高50%以上。
3）二叠系以下地层应用PDC钻头＋大扭矩螺杆钻具＋简易MWD，采用高钻压、高泵压、低转速钻进。为提高PDC钻头的耐冲击和寿命设计双排齿，选用ϕ16 mm复合片，胎体结构，浅内锥设计。
1.3.4 复杂油藏水平井完井技术
1）奥陶系油藏水平井分段酸压完井技术。针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏供液差的问题，进行了完井工艺优化、分段工具优选和井筒预处理技术等研究[29]，形成了液压封隔器＋滑套、遇液膨胀封隔器＋滑套和复合式封隔器＋滑套等3项碳酸盐岩超深水平井分段酸压完井技术，共完成4井次15级分段酸压完井作业，成功率75%。
2）碎屑岩油藏自适应调流控水技术。该技术采用精密滤砂管进行机械防砂，利用油水基本物性差异，通过自适应调流控水装置内部独特的结构改变流体的运动势能，自动识别流体、自动调整压降、自适应稳油控水，实现水平段油、水均衡流入[30]，达到控水采油的目的。该技术已应用10井次，最高无水采油期达2 348 d，平均单井无水采油期1 063 d，与射孔完井相比，单井无水采油期延长800 d以上，累计采油量28.2×104 t。
2. 钻井完井技术成果与认识
2.1 钻井完井技术成果
目前，塔河油田已成为我国第一个以古生界奥陶系为主力产层的千万吨级大油田，也是我国第一个缝洞型碳酸盐岩海相大油田，其中钻井完井技术的不断进步为塔河油田的快速发展提供了强有力的支持。在20多年的发展历程中，塔河油田攻克了一系列钻井完井技术难题，形成了深井超深井优快钻井技术、深井水平井钻井完井技术、超深小井眼侧钻技术及配套的钻井液和固井等特色技术，相继钻成了塔深1井等一批世界级深井超深井，创造了一系列深井钻井的国内和国际纪录。
2.1.1 深井超深井优快钻井技术
深井超深井优快钻井技术累计应用1 419口井，其中，2005—2017年完钻油气井的平均机械钻速及钻井周期统计结果见图1。由图1可以看出，平均机械钻速逐年提高，钻井周期逐年降低，2017年平均机械钻速较2005年提高114%，钻井周期缩短14%。
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图 1 塔河油田完钻油气井的平均机械钻速及钻井周期统计结果Figure 1. Statistical results of average drilling rate and drilling cycle of the wells in the Tahe Oilfield2.1.2 深井水平井完井技术
三叠系碎屑岩和奥陶系碳酸盐岩油藏采用水平井开发，其中129口井应用变密度射孔完井方式，采用“低渗疏通、高渗抑制、均衡流量”的完井工艺，无水采油期达到18 834 d，累计增油27.1×104 t；13口井采用“分段调流”完井方式，采取单元精细划分以调整进液孔直径，并使用调流控件+膨胀封隔器以均衡产出剖面，无水采油期达到11 219 d，累计增油量27.3×104 t。
2.1.3 超深小井眼侧钻技术
以“短半径裸眼侧钻技术和机械封隔复杂泥岩开窗侧钻技术”为核心的超深小井眼侧钻技术累计应用585口井，其中短半径裸眼侧钻技术应用550口井，单井成本降低50%～60%，累计增油量860×104 t；机械封隔复杂泥岩开窗侧钻技术应用35口井，单井成本降低30%，增油量15×104 t，并实现定向随钻扩孔技术在国内的首次成功应用。
2.2 钻井完井技术发展的认识与体会
深入剖析塔河油田钻井完井发展历程，认为地质工程一体化、强化以油藏为目标的效益开发和科学钻探推动了钻井完井技术的快速发展。
1）地质与工程一体化。从三叠系油藏的滚动勘探开发开始，边勘探、边评价、边开发，这种地质与工程一体化的开发模式，相比油田传统的“勘探—评价—开发—再评价—再开发”的开发模式，大大缩短了开发周期。基于地质与工程一体化的指导思想，奥陶系油藏从2006年开始勘探，仅用时6年就实现大规模建产，成为塔河油田主力产层。正是在地质与工程一体化开发模式指导下，对地质情况的逐步深化认知直接推动了钻井完井技术的进步，突出表现在井身结构的不断优化和机械钻速的不断提高。随着对地层压力体系等地质特征的认识越来越清晰，井身结构由最初的四开简化到三开，不仅减少了中完等非生产时间，而且减少了井下复杂情况，提高了生产效率，而钻井技术的进步，也确保了油气井地质和开发目标的实现。同时，随着岩石可钻性级值、抗剪强度、抗压强度等地层特征的日益明确，对PDC钻头进行了针对性的优化设计，并优选应用了螺杆钻具、冲击器、大水眼钻具等井下工具，大幅提高了机械钻速。
2）强化效益开发和科学钻探。坚持以油藏为目标“倒装”配套钻井完井技术，从侧钻井避水和完井采油的需求出发，先确定完井方式，并明确完钻井眼直径不小于120.7 mm的目标，再“自下而上”设计井身结构，并采用膨胀管技术。然后，根据应用膨胀管的需求进行定向随钻扩孔技术和强抑制性钻井液体系的技术攻关，最终完钻井眼直径可达到130.0 mm。通过进一步完善井身结构设计方案，并应用了非标准套管，技术套管由ϕ177.8mm优化为ϕ193.7mm，完钻井眼直径增大至165.0 mm，从而减少了定向随钻扩孔的工作量，最终形成了新的三开井身结构。
3. 钻井完井技术攻关方向
随着塔河油田勘探开发转向深层和外围，面临的地质条件更为复杂，井眼更深、温度和压力更高，钻井完井难度也越来越大，对技术进步的需求也更为迫切，因此，要以塔河油田效益开发和超深井安全高效钻井为核心，持续开展技术攻关与试验，尽快形成满足塔河油田深部油藏高效开发需求的深井超深井钻井完井技术。
3.1 深层破碎带钻井技术
随着奥陶系蓬莱坝组和寒武系相继发现油气流，塔河深层显现出良好的勘探开发前景。但受地质构造影响，深部地层裂缝、溶洞发育，安全压力窗口窄，破碎带发育，导致现有井身结构无法满足勘探开发需求，急需开展破碎带地层防漏堵漏、深部地层井壁稳定和破碎带低承压层固井等技术攻关。
3.2 外围新区快速钻井技术
塔河外围的顺北、巴麦、天山南等地区油气资源储量丰富，近年来陆续建成了一批有较高经济价值的油气田，但外围地区勘探程度低，地质、油藏不确定性大，储层埋藏更深，火成岩、低承压地层等复杂地层发育，侵入体、高压盐水层分布的规律性差，导致新区油气井井身结构设计难度大，钻井过程中井壁失稳、井漏等复杂情况多，钻井效率低，急需开展配套快速钻井完井技术攻关，主要包括随钻堵漏、深层井壁稳定、超深井钻井提速等技术攻关。
3.3 深井水平段侧钻技术
水平井和侧钻井可以沟通更多的缝洞储集体，是碳酸盐岩油藏开发的主要井型，但现有直井开窗侧钻技术的井眼准备时间长、施工工序多、三维井眼摩阻大和钻井周期长，因此应尽快开展深井水平段侧钻和多靶点钻井技术攻关，以缩短钻井周期、提高深层油气藏动用程度。同时，随着井温和压力升高，现有抗温175 ℃、抗压137 MPa的MWD无法满足现场需要，急需研制抗温185 ℃甚至200 ℃、抗压206 MPa以上的高温高压MWD。
3.4 裂缝性高压气藏安全钻井技术
塔河油田深部奥陶系裂缝性高压气藏的压力超过90 MPa，钻井过程中气液置换速度快，钻井液难以压稳气层，井控风险大；井底温度高于180 ℃，导致高密度钻井液沉降稳定性变差，水泥外加剂易失效，从而影响钻井安全，也难以保证固井质量。因此，需开展抗高温高密度钻井液、封缝堵气、气滞塞、防气窜固井和井筒完整性等技术攻关，尽快形成裂缝性高压气藏安全钻井技术。
3.5 高温高压和智能流量控制完井技术
塔河深层和外围地区，储层流体性质复杂，预测油藏温度为232～260 ℃、压力为172～207 MPa，因此需进行特高温特高压完井配套技术攻关，为后续完井作业能力的提高提供技术储备。同时，塔河油田现有完井管柱仅能满足完井、压裂、试油、生产和测井等作业需求，很难满足找水、堵水、调流、配产和配注等需求，需开展智能流量控制完井技术研究，以满足不同类型油藏分层、分段、分支等注采需求，实现完井—改造—采油—增产各阶段流量控制的智能化、精细化管理。
4. 结论与建议
1）经过20多年的发展，塔河油田逐步形成了以井身结构优化和优快钻井技术为核心的深井超深井钻井完井技术，为该油田高效勘探开发、提高油藏动用程度提供了技术保障，也有力推动了中国石化深井超深井钻井完井技术进步。
2）塔河油田钻井完井技术发展历程，可分为安全成井阶段、优快钻井阶段和高效钻井阶段3个阶段。在每个发展阶段，围绕塔河油田油气勘探开发的不同需求，进行了钻井完井技术攻关，形成了具有自身特色的钻井完井技术，实现了塔河油田三叠系及奥陶系油气藏的高效开发。
3）地质工程一体化相互促进、突出以油藏为目标的效益开发和科学钻探，是塔河油田20多年来钻井完井技术取得进步的重要启示。
4）塔河油田深层和外围油气藏埋藏深，高效开发面临的钻井完井难题多，需加强基础研究，加大技术攻关力度，推动深层和外围油藏资源的勘探开发进程，助力中国石化深井超深井钻井完井技术水平进一步提高。
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图 1 库车山前高温高压气井的典型完井管柱
Figure 1. Sketch of the typical completion string structure in HPHT gas wells in the Kuqa foreland
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图 3 胶筒与套管间隙过流摩阻计算结果
Figure 3. Calculation results of friction in the gap between rubber and casing
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图 4 替液循环过程中的排量和泵压曲线
Figure 4. Curves of flow rate and pump pressure during fluid displacement circulation
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图 5 优化后的Y443-111封隔器性能信封曲线
Figure 5. Property envelope curves of optimized Y443-111 packer
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图 6 应用封隔器失效控制措施后的替液施工曲线
Figure 6. The curve of fluid displacement after application of controlling measures
表 1 Aflas胶筒尺寸对比
Table 1 Size comparison of Aflas packer rubber
胶筒位置 下端内径/mm 上端内径/mm 最大外径/mm 横截面尺寸/mm2 长度/mm 上端胶筒 88.52 87.45 112.24 299.35～303.22 44.45～44.73 下端胶筒1） 292.25～294.83 44.48～44.63 中间胶筒 87.73 87.93 111.73 301.28～302.93 40.39～40.54 设计端部胶筒 85.98 85.98 109.09 293.54 43.18 设计中间胶筒 85.98 85.98 109.09 293.54 39.62 注：1）因下端胶筒裂开，未测量下端内径、上端内径和最大外径。 
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表 4 PTFE支撑环尺寸
Table 4 Size of PTFE support rings
支撑环位置 内径/mm 外径/mm 长度/mm 上端 91.34 114.38～113.54 29.49～31.70 下端 86.74～88.98 113.36～114.88 30.63～30.73 设计尺寸 86.11 108.71 31.75
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表 2 胶筒性能
Table 2 Properties of packer rubber
胶筒位置 邵氏硬度/HA 密度/(kg·L–1) 设计 实际 设计 实际 端部胶筒 90±5 89 1.57 1.53 热浸泡后的端部胶筒 90±5 93 1.57 1.55 中间胶筒 85±5 83 1.51～1.58 1.52 热浸泡后的中间胶筒 85±5 88 1.51～1.58 1.54 注：胶筒在150 ℃温度条件下浸泡72 h后进行测试。
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表 3 金属丝网支撑环尺寸
Table 3 Size of support rings for wire mesh
支撑环位置 内径/mm 外径/mm 长度/mm 上端 85.60 112.27～113.54 30.25 下端 85.60 110.74～112.27 29.97 设计尺寸 86.11 108.71 30.48
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表 5 采用Y443-111封隔器的失效井统计结果
Table 5 Statistics of failure wells using Y443-111 packer
失效井 地层压力/
MPa地层温度/
℃封隔器
下深/m钻井液
密度/
（kg·L–1）替液排量/
(L·min–1)TLDB101-2 85.0 120.0 5 265.60 1.85 150～180 TLDB102 84.7 138.0 4 895.20 1.68 140～155 TLK8003 165.0 121.5 6 689.60 1.66 120～155 TLK8-1 122.0 168.0 6 710.90 1.87 120～155 TLK8004 123.0 165.0 6 728.60 1.70 120～155
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