克深9气田天然气地质储量587×10⁸ m³，气井平均完钻井深7 785.00 m，是目前塔里木油田勘探开发最深的气田。该气田于2014年开始试采，目前气藏压力保持程度高达87%，开发潜力巨大，为西气东输工程提供了资源保障。克深9气田井底温度高达185 ℃，地层压力接近200 MPa，盐上地层倾角大，吉迪克组地层、致密砂岩储层机械钻速低，盐膏层溢流、漏失和卡钻故障频发，安全钻井难度大^[1]。

克深9气田勘探开发初期借鉴了塔里木库车山前钻井完井技术成果，盐上高陡地层应用垂直钻井工具解决了防斜打直难题。但吉迪克组含砾地层、白垩系致密砂岩储层使用国产常规PDC钻头，平均机械钻速分别只有1.50和0.57 m/h。盐膏层配套钻井技术不成熟，窄安全密度窗口溢漏故障处理技术单一，使用传统压井工艺反复调整钻井液密度找平衡点，处理效率低，钻井液漏失量大，盐膏层卡钻时有发生，盐膏层钻井故障处理时间长（克深903井盐膏层钻井故障处理时间长达85 d）；虽然钻成了井深超过8 000.00 m的超深井，但整体平均机械钻速低、钻井周期长（克深903井钻井周期长达567 d），严重制约了该气田的勘探开发进程。

为了解决上述工程技术难点，塔里木油田开展了超深井钻井关键技术攻关，在盐上高陡地层推广应用垂直钻井工具，匹配高效PDC钻头；在致密砂岩储层引进360旋转齿钻头、涡轮+孕镶钻头提速技术；针对盐膏层安全钻井难点，应用高密度油基钻井液，探索应用控压放水技术，增加盐膏层窄密度窗口处理技术手段；总结井下故障处理经验，形成盐膏层安全钻井技术措施。将以上技术集成应用，形成了克深9气田复杂超深井钻井关键技术，现场应用效果显著，大幅度缩短了盐膏层钻井故障处理时间，平均钻井周期从420 d缩短至368 d。

1.   地层岩性特点与钻井技术难点

1.1   地层岩性特点

克深9气田目的层为白垩系巴什基奇克组，发育一套盐膏层，盐顶埋深超过6 500.00 m。该气田超深井采用五开井身结构：一开，采用ϕ660.4 mm钻头钻进，下入ϕ508.0 mm套管封固地表疏松地层；二开，采用ϕ431.8 mm钻头钻进，下入ϕ365.1 mm套管封固上部疏松地层；三开，采用ϕ333.4 mm钻头钻进，下入ϕ293.5 mm+ϕ273.1 mm复合套管封固盐上地层；四开，采用ϕ241.3 mm钻头钻进，下入ϕ206.4 mm尾管封固盐膏层，完井作业阶段ϕ196.8 mm套管回接至井口；五开，采用ϕ168.3 mm钻头钻进，下入ϕ139.7 mm尾管封目的层。该井身结构使用抗外挤强度150 MPa的ϕ206.4 mm高强度套管专封盐膏层，备用一层套管处理复杂情况。该气田已完钻的9口井均采用上述五开井身结构，盐上井眼直径大，满足Power-V等各种提速工具的井眼尺寸要求。三开ϕ293.5 mm+ϕ273.1 mm复合套管下深近7 000.00 m，套管浮重高达4 900 kN，选用90DB型钻机（最大载荷超过6 850 kN），应用7 500 kN套管卡盘、7 500 kN吊环等下套管工具，精确计算通井钻具组合刚度比，使用单根三稳定器通井钻具组合，解决了大井眼下超高负荷套管的技术难题。

克深9气田自上而下钻遇第四系，新近系库车组、康村组、吉迪克组，古近系苏维依组、库姆格列木群组和白垩系巴什基奇克组、巴西改组地层。以克深905井为例，第四系地层埋深0～749.00 m，岩性为大段砂砾岩、小砾岩与泥岩、粉砂质泥岩呈不等厚互层，蹩跳钻严重、可钻性差；新近系地层埋深749.00～6 495.00 m，上部为大段砾岩夹薄层泥岩，中下部为砂泥岩互层，吉迪克组地层普遍含砾石，可钻性差；古近系地层埋深6 495.00～7 375.00 m，苏维依组地层为厚层泥岩、含膏泥岩夹粉砂岩，库姆格列木群组地层自上而下为泥岩段、盐膏段、白云岩段和膏泥岩段，钻进中易发生井漏、盐膏层缩径、坍塌和卡钻等故障；白垩系地层埋深7 375.00～7 695.00 m（未钻穿），岩性为细砂岩、粉砂岩夹泥岩，存在高压气层易溢流、井漏、掉块卡钻和可钻性差等难题^[2]。

1.2   钻井技术难点

1）盐上高陡地层防斜打直打快难度大。盐上井段平均长近7 000.00 m，占全井井深的90%，井斜控制难度大，使用传统钟摆钻具组合或满眼钻具组合，钻井参数受限，机械钻速偏低。例如，克深7井在3 520.00～7 090.00 m井段使用常规钻具组合钻进，钻井周期长达355 d，平均机械钻速仅0.66 m/h。吉迪克组地层普遍含砾石，压实程度高，可钻性差。例如，克深7井钻进吉迪克组地层时使用了27只钻头，平均单只钻头进尺仅59.00 m，平均机械钻速0.46 m/h，钻头起出后发现磨损严重。

2）盐膏层安全钻井难度大。盐膏层井段高压盐水与薄弱漏层同存，安全密度窗口窄，盐水层压力系数最高达2.60，采用节流循环调整钻井液密度重新建平衡处理溢漏时，会陷入溢漏交替转换的恶性循环，处理效率低，钻井液漏失量大，同时，盐水侵造成钻井液性能恶化，会导致井壁坍塌。例如，克深7井在钻至井深7 764.16 m时发生盐水溢流，此时钻井液密度2.35 kg/L，采用传统处理方法，用密度2.50～2.55 kg/L的钻井液节流循环压井发生井漏，因安全密度窗口窄，导致后期溢流、井漏频繁交替出现，钻井液性能恶化导致井壁垮塌严重，被迫提前下套管封隔复杂层段，钻井时间损失85 d，漏失钻井液达1 445.3 m³。

3）白垩系致密砂岩储层可钻性差，钻井周期长。致密砂岩储层埋藏超深，压实程度高、研磨性极强，常规PDC钻头钻进效率低。例如，克深904井钻进7 657.93～7 902.29 m致密砂岩储层井段用时43.0 d，平均机械钻速只有0.57 m/h，共使用5只PDC钻头，平均单只钻头进尺48.87 m^[3-5]。

2.   钻井关键技术

针对克深9气田超深井钻井技术难点，从垂直钻井工具、PDC钻头优选、致密储层提速、盐膏层安全钻井、控压放水、油基钻井液等方面进行了技术攻关，形成了复杂超深井钻井关键技术。

2.1   垂直钻井工具+高效PDC钻头技术

库车山前构造带多口井钻井实践表明，垂直钻井工具能解决高陡地层防斜打直打快的难题，解放钻井参数，发挥PDC钻头的优势。为此，塔里木油田在钻进盐上高陡地层时主要选用了Power-V 垂直钻井工具，并联合国内外厂家研制了高效PDC钻头。

2.1.1   Power-V垂直钻井工具

Power-V垂直钻井工具稳定性好，适用于井下各种复杂环境，近钻头推靠巴掌旋转指向纠斜，类似三稳定器满眼钻具组合钻进，满足下套管前通井钻具组合刚性需要。目前，塔里木油田主要应用了PD900型和PD1100型Power-V垂直钻井工具，适用于ϕ444.5，ϕ431.8，ϕ333.4 和ϕ311.1 mm井眼，工作参数为：转速60～200 r/min、排量38～75 L/s、最高承压170 MPa、最高耐温150 ℃、使用寿命超过200 h。施工过程中每趟钻要实测钻井泵的上水效率，准确计算工作压降；施加钻压保证钻具不发生弯曲，井底振动在中等程度以下；倒划眼时排量降至正常钻进排量的80%～90%，转速降至50～60 r/min^[6]。

2.1.2   高效PDC钻头的研制

吉迪克组地层埋深5 000.00 m以深，压实程度高，普遍含砾石及石英颗粒，研磨性极强。克深7井吉迪克组地层使用常规PDC钻头钻进，复合片崩齿多，鼻部、肩部和碳化钨基底磨损严重，表明该地层研磨性极强，常规PDC钻头复合片抗冲击能力不足，导致钻头先期崩齿损坏失效。针对地层岩性特点和钻头磨损情况，联合史密斯钻头公司研制了X516、SI616和SDI516系列钻头，其具有以下特点：复合片的抗冲击性和抗研磨性高、布齿密度高，切削齿出露高度低，从而限制了钻头主切削齿吃入深度，可降低崩齿概率。联合DBS钻头公司研制了MM55RH和FX65D系列钻头，其中，MM55RH型钻头采用H₃切削齿，提高了耐高温性，R₁后缀齿平衡钻头轴向钻压，提高了钻头工作的稳定性，多重力平衡设计降低局部切削齿载荷；FX65D型钻头具有强热稳定性，并采用双排齿设计，提高了抗冲击性和研磨性^[7-9]。

X516、SI616、SDI516系列钻头在1口井进行了现场试验，平均单只钻头进尺242.50 m，平均机械钻速1.40 m/h；FX65D、MM65H₃系列钻头在1口井进行了现场试验，平均单只钻头进尺197.00 m，平均机械钻速1.42 m/h。与克深7井同层段国产常规PDC钻头相比，平均单只钻头进尺提高3～4倍，平均机械钻速提高3.0倍。

库车组—康村组上部地层为砂泥岩互层，地层可钻性好，选用中低密度布齿、强攻击性的PDC钻头。统计分析克深9气田该层段PDC钻头应用效果发现，百施特MS1953SS型、新速通STS915K型和DBS的SF56H₃型、SF55H₃型等钻头应用效果较好，其中，克深905井应用了STS915K型钻头，单只钻头进尺1 415.00 m，机械钻速高达26.20 m/h。

2.2   致密砂岩储层钻井提速技术

克深 9 气田致密砂岩储层约含50%的砾石，PDC钻头可钻性级值10～14。克深7井使用常规平面齿PDC钻头钻进储层的平均机械钻速只有0.57 m/h，平均单只钻头进尺48.87 m。为提高致密砂岩储层钻进速度，引进了史密斯360旋转齿钻头，并采用涡轮钻具+孕镶钻头提速技术，通过超高转速刻划磨蚀替代传统PDC的剪切破岩^[10]。

2.2.1   360旋转齿钻头

传统PDC钻头切削齿复合片与地层的接触面积小，轻微磨损后攻击性大幅降低。360旋转齿钻头的外肩部安装能够360°旋转的复合片，在地层反作用力下，复合片可360°自由旋转，能避免复合片受力集中导致的过早磨损，整个复合片可全部接触地层，实现圆周均匀磨损，提高了复合片的利用率，使钻头使用寿命大幅度提高^[11]。

2.2.2   涡轮钻具+孕镶钻头提速技术

涡轮钻具利用钻井液的高压液能，通过多组抗冲击叶片产生800～2 000 r/min的高转速，带动钻头高速旋转；其采用全金属构件，结构牢固，抗冲蚀，使用寿命达500 h，可抗320 ℃高温。孕镶钻头由天然金刚石、硬质合金和孕镶材料高温堆焊集结，通过孕镶齿中金刚石的自锐刻划磨蚀岩石。涡轮钻具+孕镶钻头提速技术是钻进可钻性差、研磨性强、砾石层石英含量高等极难钻地层的有效手段^[12]。

2.3   盐膏层安全钻井技术

克深9气田盐膏层平均厚度500.00 m左右，埋深超深，地层压力系数高，蠕变性强，缩径阻卡、井漏、溢流等井下故障频发，且易诱发卡钻。盐膏层卡钻故障处理难度大，解卡成功率低，易导致回填侧钻，造成巨大损失。例如，克深904井钻至井深6 883.24 m时（盐膏层）发生卡钻，套铣、磨铣处理效率低，回填侧钻耗时达45.0 d。盐底卡层是盐膏层钻井阶段的关键环节，由于盐底岩性组合差异大，标志层底板泥岩薄、钻时高，导致盐底卡层难度极大，如钻过标志层会发生恶性漏失，盐膏层缩径卡钻风险大；如未钻至标志层则出现漏封，多下一层套管导致目的层小井眼完井，制约完井投产。

通过多口井钻井探索，分析总结盐膏层复杂情况，制定了盐膏层安全钻井技术措施^[13]：

1）钻开盐膏层前进行地层承压试验，保证钻开盐膏层时的安全密度。井口安装旋转控制头，为溢流关井后带压活动钻具、安全起钻创造条件，避免关井后活动钻具受限发生卡钻。

2）选用大水眼钻头，以满足采用大粒径堵漏材料堵漏要求。一旦发生井漏应立即吊灌起钻，防止由漏失转为溢流错过起钻安全时间。

3）钻井参数异常时，采取“进一退三”试钻方式钻进。

4）通过短起下钻判断盐膏层蠕变情况，起下钻时控制阻卡钩载不超过100 kN，以划眼处理为主；中完作业采取扩眼、提高钻井液密度和测蠕变等措施，增长安全下套管时间。

5）如果预测有高压盐水层，钻开盐水层前进行承压堵漏，将上部地层承压能力提高至2.40 kg/L以上。

6）盐底卡层时，钻至标志层前30.00～50.00 m，改用小直径钻头钻导眼卡层（单趟进尺不超过1个立柱的长度），再用原钻头进行扩眼。

2.4   控压放水技术

克深9气田盐膏层普遍发育高压盐水，通过分析盐水层的溢流特点、建立物理模型，结合油基钻井液抗污染能力强的特点，试验应用了控压放水技术，且应用效果明显，为高压盐水层安全钻进提供了新的技术手段。

1）高压盐水层定容分析。构造运动、盐岩塑性流动挤压盐水层储集体，导致形成高压盐水层。分析实钻盐水层的溢流情况发现，高压盐水主要存储于泥岩裂缝中，盐水层也是漏层，裂缝开启和闭合导致溢漏转换，置换现象导致溢流发现滞后。反复提高钻井液密度压井，关井套压无降低趋势；降低钻井液密度后，关井套压随之降低，说明高压盐水储集体定容特性明显，具备放水泄压的物理条件^[14]。

2）井筒安全性评估。由于使用油基钻井液钻进，井筒安全性评估就是定量分析油基钻井液抗盐水污染性能。采用克深904井密度2.57 kg/L的油基钻井液进行试验，模拟地层高压盐水组分，配置Cl^–1质量密度19.0×10⁴ mg/L、密度1.18 kg/L的盐水，盐水加量分别为10%，20%，30%和80%。试验结果表明，盐水加量为30%时油基钻井液破乳失去流动性；盐水加量低于30%时，随着盐水体积比增加，油基钻井液逐渐增稠，经处理可恢复原有性能。综合评价认为，盐水侵入量低于10%时，钻井液性能处于可控状态。

3）控压放水作业程序。针对油基钻井液抗盐水污染能力强的特点，高压盐水储集体定容可实施控压放水作业。具体作业流程为：调节节流管汇节流阀的开度来控制井口套压，控制高压盐水进入井筒的速度，精准计量排放量、排放速率，单次放水量不超过井筒容积的10%；节流循环排污调整钻井液性能后，关井求压验证排放效果；出水速率变小时，可适当降低钻井液密度；通过多次循环放水作业，绘制总排放水量与关井套压的关系曲线，检验放水效果。放水作业的主要风险是盐结晶堵塞环空和节流管汇，导致套压突然增大，防治措施是当监测到振动筛析出结晶盐或者套压异常波动时，上下调整节流阀的开度直至套压平稳^[15]。

2.5   油基钻井液技术

克深9气田盐膏层埋深近7 500.00 m，井温高达170 ℃，钻进高压盐水层时钻井液密度需高达2.50～2.60 kg/L，普遍应用VERSACLEAN油基钻井液，该钻井液最高密度超过2.50 kg/L，抗温达180 ℃，稳定性好，抗污染能力强。基本配方为：柴油+2.5%氯化钙+2.0%～3.0%VERSAMUL+2.0%～3.0%VERSACOAT HF+0.5%～1.0%VERSAGEL HT+1.0%～1.5% VERSATROL+0.1%～0.2%ECOTROL RD+0.3%～0.6%SOLTEX–O+2.0%～3.0%石灰+重晶石。钻井液主要性能为：密度2.20～2.50 kg/L，漏斗黏度80～140 s，动切力5～10 Pa，塑性黏度小于70 mPa∙s，初切力1～5 Pa，终切力5～12 Pa，油水比（95～75）/（5～25），150 ℃高温高压滤失量不大于10 mL，破乳电压不低于400 V^[16]。

主要维护措施：控制油水比稳定在（90～85）/（10～15）范围内；监测氯离子变化情况，控制150 ℃高温高压滤失量不超过10 mL，维持破乳电压大于400 V；一旦高温高压滤液中见到自由水，且高温高压滤失量有增大趋势，及时加入VERSAMUL和VERSACOAT进行处理。向井浆补充重晶石提高密度时，同时补充乳化剂、润湿剂，以保持重晶石的润湿性。钻进过程中根据高温高压滤失量和破乳电压变化情况，调整乳化剂加量。

3.   现场应用

克深9气田第一轮钻了4口井，平均钻井周期420.0 d，平均机械钻速2.30 m/h，平均单井故障处理时效8.7%。复杂超深井钻井关键技术在2口井进行了现场试验，平均钻井周期368.0 d，平均机械钻速2.60 m/h，平均故障处理时效4.6%。与应用前相比，单井钻井周期平均缩短52.0 d，平均机械钻速提高13.0%，故障处理时效降低4.1百分点。

1）垂直钻井工具+高效PDC钻头提速技术。克深9–2井盐上地层井段长6 749.00 m，251.00～6 749.00 m井段使用垂直钻井工具，将井斜角控制在1.0°以内。库车组地层应用STS915K、SF56H₃强攻击性PDC钻头，康村组下部—吉迪克组地层应用史密斯SI516、MI516和X516高抗研磨性PDC钻头，共使用钻头16只，钻井周期140.0 d，平均单只钻头进尺422.00 m，平均机械钻速3.45 m/h，与该气田同层段平均钻井指标相比，平均机械钻速提高30.0%，单只钻头平均进尺提高73.0%，钻井周期缩短49.0 d，提速效果显著。

2）致密砂岩储层钻井提速技术应用效果。克深905井、克深9–1井使用360旋转齿钻头钻进致密砂岩储层，与使用常规固定齿PDC钻头的克深9井相比，平均单只钻头进尺提高39%，平均机械钻速提高40.0%～68.0%；克深902井使用了涡轮+孕镶钻头，平均单只钻头进尺提高59.0%，平均机械钻速提高86%（见表1）。

表  1  致密砂岩储层钻井提速技术应用效果

Table  1.  Application of speed-up drilling technology in tight sandstone reservoirs

井号	提速技术	使用井段/m	单只钻头进尺/m	平均机械钻速/（m·h−1）
克深9井	常规PDC钻头	7 388.00～7 458.00	70.00	0.50
克深905井	360旋转齿钻头	7 488.00～7 585.00	97.00	0.84
克深9–1井	360旋转齿钻头	7 534.00～7 631.00	97.00	0.70
克深902井	涡轮+孕镶钻头	7 824.50～7 926.00	101.50	0.93

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3）控压放水技术、盐膏层安全钻井技术措施和油基钻井液技术应用效果。克深907井、克深905井盐膏层井段平均长643.00 m，应用盐膏层安全钻井技术措施、高密度油基钻井液技术和控压放水技术，平均钻井周期65.0 d，未发生井下故障，与第一轮的4口井（盐膏层井段长574.00 m、钻井周期121.0 d）相比，盐膏层平均钻井周期缩短56.0 d。

克深905井钻至井深6 975.00 m时发生盐水溢流，此时钻井液密度2.45 kg/L，将钻井液密度提至2.58 kg/L压稳后，钻至井深7 229.00 m时频繁发生井漏，将钻井液密度降至2.56 kg/L时发生溢流，安全密度窗口0.02 kg/L，决定应用控压放水技术。该井控压放水18次，累计排放盐水189.9 m³，钻井液密度从2.58 kg/L逐步降至2.49 kg/L，不漏不溢，安全密度窗口由0.02 kg/L扩大至0.09 kg/L，使用密度2.49 kg/L的钻井液顺利钻至中完井深（见图1）。

图  1  克深905井控压放水应用效果

Figure  1.  Application effect of pressure management water drainage in Well Keshen 905

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盐膏层井段使用油基钻井液钻进，其密度最高达2.58 kg/L，性能稳定，钻遇高压盐水层后多次实施控压放水，钻井液油水比最低降至70/30，未出现井壁垮塌情况，经过处理调整后钻井液性能恢复，表明该油基钻井液具有较强的抗盐水污染能力。

4.   结论与建议

1）垂直钻井工具+高效PDC钻头是盐上高陡地层最主要的钻井提速技术；致密砂岩储层应用360旋转齿钻头、涡轮钻具+孕镶钻井技术，提速效果显著，但涡轮钻具堵漏作业受限，长时间高泵压钻进对循环系统抗压性能要求高。

2）吉迪克组难钻地层应用史密斯、DBS高效PDC钻头钻进，取得了一定的提速效果，但平均机械钻速低于1.50 m/h，提速潜力巨大，建议试验应用个性化PDC钻头+扭冲工具+垂直钻井工具、非平面齿钻头+大扭矩螺杆+垂直钻井工具等多种提速工具。

3）控压放水技术仅适用于小储量盐水定容体；对于容水量大的高压盐水层，需继续探索高密度油基钻井液精细控压钻井技术，加大盐膏层油基钻井液堵漏技术研究力度，利用高效的堵漏技术提高薄弱地层的承压能力，增大安全密度窗口。

4）克深9气田超深井地质构造复杂，吉迪克组地层、盐膏层井下故障频发，目前主要靠经验判断处理，建议引进井下安全监测工具，实时掌握井下钻具的工作状态，及时发现井下安全隐患。