为了寻找新的增储上产层系和区带，确保油田可持续发展，开辟吐哈盆地深层下侏罗系、三叠系、二叠系找油领域势在必行。台北凹陷三叠系主体油层顶面埋深4400~4800m，深探井作为完成勘探目标的基本手段，有逐年增多的趋势，不断加快和发展深井优快钻井技术，对于提高深井钻井速度和钻井质量具有十分重要意义。
1 2002年以来深井钻井概况
2002—2004年吐哈共完成10口4000m以上的深井，平均完钻深度4570.7m，平均机械钻速2059m／h，平均钻井周期187.8d。表1为2002-2004年深井钻井情况。
2 深井钻井技术应用及成效
针对4000m以上深井采取了一系列的钻井配套技术，使深井钻井技术迈上了新的台阶。
2.1 2004年深井钻井技术应用情况
2.1.1 简化井身结构技术
2004年，除部分井沿用成熟的井身结构外，经过认真的钻前分析论证，在满足后续作业要求的前提下优化了井身结构。表层套管主要封固砾石层和疏松地层，一般下深400m左右，技术套管在安全钻井的前提下尽量下深，封固油层段以上的复杂井段，减少油层段的钻井液浸泡时间。油层套管多采用尾管悬挂固井，将其挂在技术套管上，节约钻井成本。井深在4000m以内的深井不采用技术套管，直接采用两层套管结构，有效提高钻速并且节约钻井成本。
2.1.2 复合钻井和PDC钻头的使用技术
深探井钻井中，根据地层特征，在能使用PDC钻头而钻井速度慢的地层配合螺杆实施复合钻井；在不能使用PDC钻头的地层，使用高效牙轮钻头，配合螺杆实施复合钻井，实现在控制井身质量的前提下提高钻井速度。该项技术在火8井等进行了有益的尝试。
火8井鳞平均机械钻速2.94m／h。使用B1925型PDC钻头复合钻进井段：1531.35～2743m，平均机械钻速10.68m/h，使用复合钻井井段平均机械钻速比全井平均机械钻速提高263.26%。
2.1.3 钻井液及油层保护技术
火8井、温深1井等深井目的层段使用小阳离子聚磺钻井液体系，提高钻井液的抑制、防塌能力，火8井钻至目的层时钻井液密度1.25g／cm3，全井段井径扩大率2.00％，油层段扩大率5.43％，表皮系数为-0．39~0.15，温深1井效果也很好，有效地保护了油层。火8井在J层试油获得3.22m3／d，温深1在J2s试油获得47m3／d的高产油流。
2.1.4 “常规水泥浆体系+低密高强水泥浆体系”的双凝水泥浆体系固井技术
2004年有温深1井油层套管、火8井表层套管和油层套管、勒15井技术套管等使用了“常规水泥浆体系+低密高强水泥浆体系”的双凝水泥浆体系固井。
温深1井完钻井深4465m，三开采用φ215．9mm钻头钻进，漏失严重，三开井段共漏失钻井液1091.40m3。φ139．7mm油层套管采用尾管悬挂，下入井段3259.33~4445.14m，使用低密高强双凝水泥浆体系，低密度水泥浆密度仅为1.41g／cm3，固井施工顺利，封固段长825m，并且有效地防止了井漏，保护了油气层。在中侏罗统三间房组2738.0~2747.0m井段喜获高产油流，用5mm油嘴求产，日产油47．04m3，日产气3315m3。
火8井一开井深1443.45m，为封固表层易坍塌砾石层要求水泥返高至地面，采用“常规水泥浆体系+低密高强水泥浆体系”的双凝水泥浆体系，低密度水泥浆密度1.48g／cm3，常规水泥浆密度1.92g／cm3，固井水泥返高至地面，固井质量合格。三开完钻井深5052m，采用φ215.9rnm钻头钻进，φ139.7mm油层套管下深至5050.43m，使用低密高强双凝水泥体系，低密度水泥浆密度仅为1.34g／cm3，固井施工顺利，封固段长1700m，有效地保护了油气层。
勒15在技术套管固井中，采用“常规水泥浆+低密高强水泥浆”双凝固井技术，低密度水泥浆密度1.42g／cm3，常规水泥浆密度1.89g／cm3。固井水泥返高至730m，固井质量合格。在油层套管固井施工中，采用双级固井技术，在第一级固井作业中，先注入密度为1.45g／cm3低密高强水泥浆50m3，再注入加砂水泥浆25m3，水泥返至3004.33m；第二级固井采用密度为1.88g／cm3常规水泥浆固井，注入常规水泥浆105m3，水泥返至地面，其中分级箍位置：3003.37~3004.33m。采用双凝水泥浆体系固井技术，降低了固井施工中的环空当量密度，防止了固工时井漏，降低了施工中的压力，保证了固井设备的安全，有效的保护了油气层。
2.2 钻井技术取得的成效
2.1.1 深井钻井速度明显加快
2004年深井钻进过程中在纯钻时效较低的情况下，钻井周期明显缩短，钻井速度大幅上升(表2)。
2.2.2 能够有效保证钻井质量
2004年台北凹陷深井钻井过程中钻井质量保持了较高的水平，井身质量以及固井质量合格率100%。
2.2.3 节约了钻井成本
2004年台北凹陷深井钻井使用了先进的钻井设备和先进的钻井技术，使得勘探实现了重大的突破。同时通过各项钻井工艺技术的实施如：井身结构优化技术、PDC钻头使用技术、复合钻井技术等，使钻井速度大大加快，缩短了钻井周期，节约了钻井成本。
使用井身结构优化技术后，4000m以上深探井原来使用4层套管的井身结构，现在使用3层套管；3500~4000m深探井原来使用3层套管的井身结构，现在使用2层套管。节约了套管费用。
3 深井钻井面l临的技术难题
吐哈油田已钻深井资料分析研究表明，深井钻井的难点主要集中在以下7个方面。
3.1 地质情况的不确定性增加了钻井的难度
由于吐哈深井主要是探井，探井的钻井目标对象多为新区域或新层系，由于缺乏对地层特性的全面了解，钻头类型的选用、钻井措施的采取、钻井参数的选择带有一定的盲目性，再加上主观上防止出现意想不到的井下复杂事故，限制了钻井速度的提高。
3.1.1 地层压力的不确定性
井身结构和分段钻井液密度是一口井成败的关键，决定这两者的主要因素是全井孔隙压力和破裂压力能否提供准确。目前地质设计井一般不提供全井破裂压力数据，利用地震资料预测的孔隙压力往往精度较低。探井地层压力的不确定性除给设计合理的井身结构和分段钻井液密度带来影响外，还可能在同一裸眼井段打开两个或更多的不同压力系统，易引发井下事故。由于勘探钻井地质因素的不确定性、勘探钻井的风险性、新区地层系地质岩性的特殊性，为勘探钻井提出了越来越多的难题，严重影响钻井速度。
3.12. 地层状态和岩性的不确定性
井下复杂情况主要是钻遇复杂地层而钻井措施不当引起的。同一地层状态和岩性的不同又决定着引发井下复杂情况的严重程度，如地层倾角的大小、裂缝发育程度、泥页岩中粘土矿物含量以及八道湾煤层等。上述各地层状态和岩性常常没有预告或预告不准，必然造成事先没有准备或准备不充分等被动局面。
3.1.3 地层分层深度和完井深度的不确定性
地质情况的变化还会造成探井的加深，改变了原钻井设计方案。钻井难度明显加大，若再钻遇复杂地层，极易造成复杂和事故的发生，且这种深度的不确定性必然影响各层套管的下入深度与分井段钻井液密度。如火8井，设计井深4800m，加深至5150m，延长了裸眼井段钻井时间，裸眼井段钻井液浸泡时间增长，发生井下坍塌卡钻，井下情况十分复杂。
3.2 机械钻速慢
3.2.1 上部大尺寸井眼机械钻速低
鄯科1井444.5mm井眼平均机械钻速只有1.27m/h，比全井平均机械钻速（1.33m/h）低4.5%。大尺寸井眼机械钻速低，主要原因是机械、水力能量低（表现为比钻压、比水功率低），钻头可选类型少。如陵深2井第三只钻头，型号为444.5mmXHP2C，钻进井段824.31~880.95，排量80L/s，泵压19MPa，钻压180kN，比钻压为1.16N/mm2，比水功率为7.74W/mm2。而对于同样井深的216mm井眼，若泵压不变，排量为30L/s，钻压160kN，比钻压为4.37N/mm2，为前者的3.8倍；比水功率可达到18W/mm2，为前者的4倍。
3.2.2 深部地层机械钻速偏低
主要原因是地层致密，硬度大，可钻性差。如鄯科1井四开井段4670~5500m平均机械钻速只有1.15m/h，低于全井平均机械钻速（1.33m/h）。陵深2井4270m以后，机械钻速突然降低，第18只钻头（4206~4278m）机械钻速为1.03m/h，第19只钻头（4278~4286）突降为0.37m/h，此后的311mm井眼中，机械钻速再也没有超过0.5m/h。陵深2井四开井段4406~5230m，进尺824m，用26只钻头，平均单只钻头进尺31.69m/只，平均机械钻速只有0.52m/h，苏砂1井、火北1井、恰深1井4000m以下机械钻速基本低于1.0m/h。
3.2.3 钻井液性能和净化条件影响大尺寸井眼机械钻速
在大尺寸井眼钻井过程中，常因钻井液上返速度低、流变性能差、井眼净化不好，再加上遇到易塌的泥岩或渗透性较好的砂岩时泥饼质量差，常常导致起下钻遇阻、遇卡、井壁坍塌、井眼缩径等井下复杂情况而影响了机械钻速。
3.3 深井钻遇复杂地层多，井眼失稳突出
吐哈盆地台北凹陷先后发育三间房、西山窑两大段泥脖子及西山窑、八道湾两套煤层，存在缩径、坍塌、漏失等风险。特别是深部致密泥页岩地层，由于古构造应力未得到释放，_近期构造应力不易衰减，尚存在较大的残余应力，表现为严重的井壁崩落，鄯科1井四开个别井段井径扩大率达到80％以上。山前构造带由于地层构造应力大，形成较高的坍塌压力，井壁容易失稳。如火北1井3623～4547.4m段，发生3次井壁垮塌，损失时间279.67h。葡北2一X1在钻进4807～4843m(36m)纯煤层时，由于煤层解理发育程度高、强度弱、稳定性极差。而且应力释放时间不确定。曾造成两次卡钻，累计损失时间720h。
3.4 钻井井漏问题十分突出
l吐哈油田在勘探开发的钻井过程中，恶性钻井液井漏复杂时有发生。开发井所在都鄯善、丘陵、温米区块经过长期的注水开发，地层压力系统遭到严重破坏，地质特性受到影响，导致原始地层孔隙压力、漏失压力、坍塌压力都发生了变化，在钻井过程中长期受到井漏问题的困扰。深探井多处于低压低渗油田漏失压力偏低，容易发生恶性漏失，在裂缝发育地层更易发生漏失。如温深1井整个三开段钻井液密度保持在1.25～1.29g／cm3之间，即使使用这个密度钻进，整个三开段仍漏失钻井液1091．4m3。
3.5 深井钻井液体系有待进一步完善
吐哈盆地台北凹陷地温梯度一般为22～2.6℃／100m，4000m深井的井底静止温度在110℃以上，在高温影响下，钻井液中的各种有机处理剂因温度的影响而变质，产生诸如发酵、降解、增稠、失效，致使钻井液性能变化加剧，如滤失量增大、粘度升高。易引起井下复杂。井底实际钻井液性能与地面测定所反映的性能指标差异较大，钻井液的维护处理不易掌握和控制。吐哈油田井深4000m以后和一些地温异常地区，井底温度高达120℃以上，钻井液的高温稳定性差的问题已日益突出。
3.6 储层保护方法单一，现场保护难度大
吐哈油田深井油气层分布层位多，白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系等地层均为钻井过程保护的目的层。目前吐哈油田实施的储层保护技术以屏蔽暂堵技术为主，而钻井钻穿的目的层多，再加上简化井身结构，使同一裸眼存在多套储层、多套压力体系，暂堵剂粒度分布难以兼顾多套储层，同时井下复杂事故增多，严重影响储层保护效果，进而影响勘探效果。
3.7 深井及尾管固井问题突出
深井及尾管固井一直是公认的难题，在吐哈地区更为突出。除了高温高压对水泥浆性能和水泥石强度的影响外，还存在以下几个问题：(1)低压地层疏松易漏，用常规水泥浆固井容易发生压漏地层而影响水泥浆上返高度，用低密度水泥浆固井虽可以缓解固井漏失，但因井温低，影响水泥石强度和与套管的胶结，影响表层固井质量；(2)长封固段固井环空当量密度大，容易压漏地层，特别在易漏层位井漏问题更加突出；(3)深井小井眼为非标准间隙，固井质量难以保证。
4 深井钻井下一步技术对策
4.1 结合可膨胀管、波纹管技术，优化井身结构技术
若在深井钻井过程中找出高压和低压层段的闭封点，提前用可膨胀管或波纹管对相应地层进行封堵，减少钻井复杂和事故发生的几率。在某些情况下可减少一层套管的下入，能够随化井身结构，最终节约钻井成本。
4.2 重视完井，开展保护储层的钻井完井液技术研究
目前的完井方法，是在钻井液中加入屏蔽暂堵材料将钻井液改造为完井液。这种方法的优点是容易实现，节约成本。缺点是针对性较差，效果不明显。有必要引进专门的优质完井液，以确保地质目的，并通过完井液的回收与重复利用降低完井成本。
屏蔽暂堵技术的优点是现场实施简单。但其效果建立在对储层特征的全面掌握上，特别是孔喉分布特征，不但需要进行新区域储层特征研究，还需研究储层特征的动态变化，否则实施效果不明显。研究优质、环保、低伤害完井液，如成膜钻井液等，使完井液对储层的适应性进一步增强，满足不同特征储层对完井液的要求，同时实现钻井液、完井液一体化。
4.3 防漏、堵漏技术的研究与应用
井漏问题在近几年的勘探开发钻井过程中日益突出，部分井存在渗透性漏失，也有相当一部分井存在恶性漏失。若从根本上治理钻井液井漏问题，应针对性地开展钻井液防漏、堵漏技术的研究与应用。
针对渗透性漏失，在堵漏剂的优选方面进行研究，找出适应吐哈各层系的堵漏材料，对不同层段的渗透性漏失进行堵漏。针对大漏失量的恶性钻井液漏失，采用波纹管堵漏技术，先找出漏失层段，下人波纹管，对波纹管加压膨胀封堵漏失层段，达到控制井漏的目的。
4.4 完善深井尾管及小井眼完井固井技术
小井眼固井技术的瓶颈是环空间隙小，如何尽可能增加环空间隙是努力的方向。在钻井方式方面可使用扩眼钻头对所钻地层进行扩眼钻进，增加环空间隙。无接箍与平节箍套管对于扩大节箍部位的环空间隙也是一个有利的选择。不仅能提高探井完井质量，而且能整体提升勘探开发效益，有利于保护油气层和发现油气储层。
4.5 开展深井欠平衡试验
针对吐哈盆地“三低”油藏的特点，在总结牛102、马1C等井欠平衡钻井的基础上，进行欠平衡钻井技术区块及方式选择论证，加大现场试验力度。在下一步的深井钻井攻关中，加强空气钻井技术在吐哈地区应用的技术攻关与研究。
4.6 井下增压钻井技术的研究与应用
高压水射流技术是一种目前世界上新兴的高新节能技术。近20年来，国内外研究者一直在研究、开发和利用射流技术来进行清洗、切割等许多工业领域。把高压水射流破岩技术引用于钻井，对于大幅度提高破岩钻井效率具有重要的理论和实际意义。
超高压射流辅助钻井通过井下增压泵，将一小部分泥浆压力增加一个数量级，达到160~180MPa，从一到两个超高压喷嘴喷出，切割岩石，达到辅助常规机械破岩的目的。据国外资料报道，在深井、超深井、中硬地层钻井时，较普通钻井可提高机械钻速2～3倍，降低钻井成本20％以上。井下增压钻井技术的研制成功将极大降低钻井和整个石油开采的成本，提高我国石油行业的国际竞争力，增加整体效益，有着广阔的推广应用前景。
4.7 研究应用气体钻井技术
气体钻井最主要的优势就是提高机械钻速(为常规钻井液钻井的3～10倍)和杜绝井漏。下一步进行的技术过关是论证气体钻井技术的可行性和适应性，在吐哈地区试验空气钻井技术。
4.8 应用预弯曲防斜打快钻井技术加快钻井速度
复合钻井具有提高钻井速度和控制井身质量的双重效果，该技术在吐哈油田开发井得到普遍应用，并取得良好效果。
复合钻井在开发井中已成为井身质量控制难度大地区提高钻速的主体技术之一，并在丘陵、鄯善、温米等油田的钻井中取得了明显效果，丘陵区块复合钻井技术采用井的平均机械钻速比常规井提高了48.20％，钻井周期平均缩短了9.26d，减小幅度达23.03％。
深井钻井中，根据地层特征，在能使用PDC钻头而钻井速度慢的地层配合螺杆实施复合钻井；在不能使用PDC钻头的地层，使用高效牙轮钻头，配合螺杆实施复合钻井，实现在控制井身质量的前提下提高钻井速度。
