大庆深层勘探目的层主要位于埋藏深度大于2500.00 m的白垩系下统和侏罗系上统火石岭组及基底，多为砂岩、泥岩、火山岩、变质岩及砂砾岩等致密性岩石，可钻性差，单只钻头进尺短、机械钻速低^[1,2,3]。针对该问题，2011年以前，大庆油田开展了欠平衡/气体钻井技术、水力脉冲钻井技术、扭力冲击钻井技术、涡轮钻井技术等单项钻井提速技术现场试验，取得了良好的效果;但多项技术应用井段存在重叠，且缺乏明确有效的方法来划分各项技术使用界限，存在提速技术单一、集成应用少、整体提速效果不明显、试验费用高等问题。

为了提高大庆深层整体钻井速度，笔者从钻井顶层优化设计、自主研发提速工具、完善气体钻井配套技术等方面出发，开展了科研攻关与现场试验，加快了大庆深层天然气藏的勘探与开发。

大庆深层气藏岩性复杂，主要有砂岩、泥岩、熔岩、碎屑岩、砂砾岩及其过渡性岩石，并具有多套储集类型。其典型特征为：1)纵向上分布井段长，埋藏深，最深达到6 300.00 m；2)井温高，平均地温梯度在4.0 ℃/100m左右；3)岩性致密，密度最高可达2.75 g/cm³；4)物性差，火山岩储层渗透率最低仅有0.02 mD，孔隙度4.0%；5)储集空间复杂，主要有原生气孔和裂缝组合、纯裂缝储层、溶孔与裂缝组合等^[3]。

1) 深层岩石硬度大，岩石可钻性级值最高达10.38，强度超过5 000 MPa，钻进火山岩、砾岩地层时钻头磨损严重、钻速低。

2 ) 平均地温梯度高达4.0 ℃/100 m，4 000.00~5 500.00 m井段的温度为160~220 ℃，对钻井工具、仪器、助剂的耐温性能要求高，易发生井下故障，固井施工难度大。

3) 深部地层压实程度高，孔隙度和渗透率低。 徐家围子断陷带主力气层孔隙度2.0%~10.0%，渗透率0.040~2.574 mD，一般地层压力系数为0.90~1.10，局部存在异常压力层系。

4 ) 部分区块裂缝发育，存在胶结性差的破碎性地层，易发生井壁剥落、坍塌和恶性漏失等井下故障。

钻井设计优化有利于深层钻井提速提效，需综合考虑设计井深、层位、岩性、地层压力、三开裸眼段长度和各开次固井施工难度等多种因素。直井技术套管下深以PDC钻头实现二开井段完钻为优化原则；三开井段设计应用高效PDC钻头复合钻井、气体钻井、液动旋冲钻井以及涡轮钻井等配套技术，以提高钻井速度，缩短钻井周期，降低钻井成本^[4,5,6,7]。统计分析表明，古龙等区块四开井段仅完井时间就长达69.14 d，因此开展了井身结构优化，明确各开次完钻层位，深层直井全部采用三开井身结构。以古深3井为例，说明深层直井井身结构优化过程：1)表层套管下深优化为352.00 m，封固地表松散地层；2)气体钻井地层出水预测软件结果显示，3 180.00~4 388.00 m井段地层出水量少，适合应用气体钻井技术，因此将技术套管下深优化为3 180.00 m(泉一底)，封固泉头组上部水层，并优选高效PDC钻头，采用复合钻井技术，提高二开井段机械钻速，实现二开井段PDC钻头完钻；3)三开井段设计应用气体钻井、涡轮钻井等综合配套提速技术，完成钻井施工(见图 1)。

图 1 直井井身结构优化前后示意 Fig.1 Casing program of vertical well before and after optimization

图选项

古深3井完钻井深4 920.00 m，与采用四开井身结构的古深1井和古深2井相比井，仅完井时间就缩短了19.37 d。

大庆深层气井利用综合定量选型方法，根据所钻遇地层的岩性、测井资料等确定所钻井段的岩石可钻性级值及其匹配的钻头类型，利用已钻井的实钻数据进行综合评价，用最优化理论和模糊数学中的聚类分析方法，对二开、三开井段进行了钻头优选^[8]，确定了大庆深层钻头适用范围(见表 1)，形成大庆深井钻头序列，2013年基本实现二开井段1~2只PDC钻头完钻，钻进周期控制在25.00 d以内。

古深3井技术套管下至3 180.00 m，砂泥岩抗压强度大于137.9 MPa，在2 503.90~3 180.00 m井段优选并试验应用哈里伯顿MM64DH型钻头，进尺676.10 m，纯钻时间287.7 h，机械钻速达2.35 m/h，相比常规钻头节省5趟钻，钻进时间缩短12.00 d，突破了泉头组下部地层无法应用PDC钻头的技术瓶颈。

针对深层机械钻速低，起下钻频繁等问题，根据井史资料和岩石力学分析结果，分析了深层天然气井的提速潜力和破岩机理，研制了抗高温提速工具并进行了应用，深井钻井速度不断提高。

液动旋冲工具是将钻井液的流体能量转化为机械能，使PDC钻头受到周向周期性冲击和轴向水力脉冲，优化了PDC钻头的破岩方式，提高了钻头的破岩效率，减缓了钻头磨损，进而提高了机械钻速^[9,10,11]。该工具的特点：1)提供额外的周向高频冲击力，消除黏滑现象，辅助PDC钻头剪切破岩；2)提高PDC钻头的适用性和耐久性；3)液动脉冲辅助破岩；4)纯机械构造，适用温度高；5)现场操作简单、安全可靠^[9]。

涡轮钻具是利用高压钻井液冲击反向弯曲的涡轮定子、转子叶片，将钻井液的压力能转换为机械能，使钻头高速旋转，研磨地层实现破岩^[12]。该工具的主要特点：1)全金属结构，抗温性能良好；2)输出扭矩平稳，钻具震动小，不易损伤钻具和失速；3)涡轮钻具驱动孕镶金刚石钻头高速旋转(800~1 100 r/min)研磨地层，所钻井眼规则，井径变化小；4)配合孕镶金刚石钻头，可以提高硬或极硬地层单只钻头的进尺和行程钻速^[13]。

2010年前，大庆油田23口井应用了气体钻井技术，平均单井进尺668.86 m，平均机械钻速6.08 m/h，与常规钻井相比，机械钻速提高4~5倍，深层提速见到良好效果，但存在地层出水卡钻、井斜角超标、断钻具等问题。2011年,完善了地层出水预测技术、改进了配套设备、优化了现场施工工艺，累计应用6口井，在大幅提高钻速的同时，实现了零井下故障。

原有地层出水预测方法精度较低，无法满足气体钻井技术推广应用的需求。对预测参数进行了重新识别，建立了不同渗透率条件下地层出水判别公式，以及不同流动方式和天然水域外边界条件下的地层出水量计算公式，预测精度提高至80%以上[2,14,15]。

1） 开展钻具受力和携岩效果分析，优化并设计了方接头小钟摆钻具组合，在提高钻速的同时，保证了井身质量。

2） 在原有注气参数监测软件基础上，增加了存储、回放、曲线分析及报警功能，同时利用视频远距离传输同显技术，实现了钻台直接监测注气参数，并在排砂管线加装湿度传感器和配套降尘装置等地面设备，保证了监测的连续性，提高了识别地层出水的及时性和准确性 ^[16,17]。

3 ) 应用内喷外侵注白油施工工艺，保证了气液转化时井壁的稳定，降低了卡钻概率。

2011年起，通过对井身结构优化、高效钻头优选、液动旋冲工具、涡轮钻井和气体钻井等技术进行集成，深井钻井速度得到进一步提高，并制定了以下提速技术应用原则，实现了深层直井提速技术集成配套：

1) 一开选用B535E型钻头(机械钻速大于20.00 m/h，防泥包)。

2 ) 二开井深2 100.00 m以浅，采用T1951-DB型钻头，机械钻速大于12.00 m/h；二开2 100.00~2 500.00 m井段，采用T1951DB型钻头+CK606/506螺杆钻具，机械钻速大于8.00 m/h；二开2 500.00~3 000.00 m井段，采用T1951DB型钻头+MM64DH螺杆钻具，机械钻速大于5.00 m/h。

3) 三开，根据地层条件选择不同的技术组合：a)若气体钻井适应井段大于900.00 m、且井深小于3 800.00 m(或井深大于3 800.00 m、但地层可钻性级值小于7)，采用气体钻井+U613M型液动旋冲工具的技术组合；b)若气体钻井适应井段大于900.00 m，井深大于3 800.00 m且可钻性级值大于7，则采用气体钻井+DD5560M-A1型涡轮钻具的技术组合；c)若气体钻井适应井段小于900.00 m且井深小于3 800.00 m(或井深大于3 800.00 m，但可钻性级值小于7)，采用T1365DB型螺杆+U613M型液动旋冲工具的技术组合；d)若气体钻井适应井段小于900.00 m，井深大于3 800.00 m，且可钻性级值大于7，则采用T1365DB型螺杆+U613M型液动旋冲工具+DD5560M-A1型涡轮钻具的技术组合。

通过近几年的科研攻关与现场试验，形成了大庆深层钻井提速集成配套技术，取得了良好的提速效果。2011—2013年，累计钻深井19口，平均井深4 075.30 m，平均钻井周期91.60 d，平均建井周期118.40 d，平均机械钻速4.13 m/h，与2004—2010年相比，平均钻井周期缩短48.60 d，建井周期缩短56.90 d(见表 2)。

对液动旋冲工具进行不断改进完善，研制了适用于Φ152.4，Φ215.9，Φ241.3和Φ311.1 mm井眼的134型、182型、196型、279型等4种规格的液动旋冲工具。该工具广泛应用于深井提速，累计钻井13口，总进尺4 067.07 m，平均机械钻速3.64 m/h(见表 3)，取得了良好的应用效果。

美国及俄罗斯涡轮钻具在大庆油田3口深井进行了应用，自己研制的DQW-178型涡轮钻具在大庆油田2口深井进行了应用，应用效果如表 4所示。从表 4可以看出，DWQ-178型涡轮钻具的各项指标接近或优于国外同类产品，机械钻速显著提高。

完善后的气体钻井技术在6口井中成功应用，平均单井进尺820.52 m，平均机械钻速7.38 m/h。与完善前相比，平均单井进尺和平均机械钻速分别提高20.58%和10.31%，无任何井下故障发生，平均钻井周期缩短25.70 d，节约钻头8.30只，井斜角均控制在标准范围内，降低了钻井成本，实现了气体钻井提速提效的目的。

达深16井完钻井深4 400.00 m，完钻层位为沙河子组，全井岩石可钻性级值小于7，组合应用井身结构优化、钻头优选、复合钻井、液动旋冲提速工具等配套技术，钻井周期仅为64.96 d，创造了松辽盆地深层直井钻井周期最短的纪录。

古深3井完钻井深4 920.00 m，完钻层位为营城组，气体钻井适应层段大于900.00 m，登娄库组以下地层岩石可钻性级值大于7，组合应用井身结构优化、钻头优选、气体钻井、复合钻井、涡轮钻井等配套技术，钻井周期仅为126.29 d，与古深1井和古深2井相比，钻井周期分别缩短199.12和102.54 d。

1) 大庆深层采用顶层优化设计、引进先进技术进行先导试验、自主攻关研发的提速思路，分层、分井段研制多种提速技术手段，并针对单井实际情况优选组合提速技术，形成了深井提速集成配套技术，解决了提速技术单一、组合集成应用少的问题。

2 ) 大庆深层钻井配套技术集成后，累计钻深层直井19口，平均井深4 075.30 m，平均钻井周期91.60 d，平均机械钻速4.13m/h，与2004—2010年相比，平均钻井周期缩短48.60 d。

3) 建议开展深井岩石可钻性、研磨性和硬度的分布规律研究，分层建立三维岩性剖面，针对性地开展钻头选型和工具优化，以进一步实现深井提速提效。