塔河油田钻井完井技术进步与展望

2019-05-08贾晓斌白彬珍

石油钻探技术 2019年2期

张平，贾晓斌，白彬珍，宋海

（1. 中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011；2. 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

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600×104t。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150 967.42×104t 油当量（油132 536.21×104t，天然气18 431.21×104t 油当量），共完钻各类油气井2 283 口，累计产油量10 205.14×104t，天然气产量245×108m3。

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400×104t，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28.2×104t。

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%。

2.1.2 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27.1×104t；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27.3×104t。

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860×104t；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15×104t，并实现定向随钻扩孔技术在国内的首次成功应用。

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Fig.1 Statistical results of average drilling rate and drilling cycle of the wells in the Tahe Oilfield

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。