習近平總書記在全國科技創新大會上提出“向地球深部進軍是我們必須解決的戰略科技問題”。新疆油田始終堅持上下游協同創新、合力攻堅，“十四五”以來，深井超深井工程技術突飛猛進，開啟了以夏204X井（峰值日產303噸）為代表瑪湖超深層頁巖油效益開發新征程，打好了以清北1（9056米）為代表的一批超深井，試好了以天灣1（172MPa）為代表的一批特高壓井，保障了深層超深層勘探開發碩果累累。為此，中國石油新疆油田技術經理、路宗羽在第三屆中國深井超深井論壇上介紹了當前新疆油田深井工程技術的最新進展。
準噶爾盆地勘探開發情況
準噶爾盆地為三山夾持的三角形盆地，面積為13.6萬km²，“十四五”資評油氣總當量202億噸，其中石油150億噸，探明36.41億噸，探明率24%；天然氣6.5萬億方，探明2214億方，探明率3.2%，整體處于勘探的早中期。新疆油田的勘探開發與產量始終保持穩定增長，2024年油氣當量達到1845萬噸。“十三五”以來，以“水平井+體積壓裂”為核心的工程技術創新，支撐了瑪湖礫巖致密油和吉木薩爾頁巖油效益開發。世界最大的四百萬噸致密礫巖大油田建成。自2013年開發先導試驗以來，圍繞礫巖油藏極強的非均質特點，創新以“窄間隙井身結構+特色破巖工具+細分切割體積壓裂”為核心的鉆井壓裂技術體系，支撐瑪湖礫巖油藏快速上產、2023年油氣當量達到408萬噸。首個國家級陸相頁巖油百萬噸示范區建成。
自2011年發現，不斷探索開發，2020年攻關定型“優快鉆井”和“密切割”體積壓裂技術體系，鉆井周期27天、壓裂效率4.9級/天等關鍵指標領跑國內，2025年上半年累計生產原油88萬噸，年底將建成年產170萬噸的頁巖油生產基地。“十三五”以來，新疆油田油氣勘探快速挺進深層超深層，探井平均井深由3,532米增加至5,761米，最深達9,056米（清北1），深層超深層新增三級儲量占比由10%提高至68%，油氣并舉態勢更加明朗。瑪湖頁巖油五億噸項目落實。2019年風險探井瑪頁1突破，揭開了埋深超過4,500米的頁巖油勘探開發序幕。新疆油田勘探開發一體化推進，先后在瑪51X、豐探1等井區獲得高產工業油流，落實有利區面積818km²、三級儲量5.19億噸。2024年率先在瑪51X井區開展開發先導試驗，井組6口井平均水平段長1319米、單井EUR4.8萬噸，是目前中石油產量最好的頁巖油開發先導試驗井組。2025年，夏204X井5.5mm油嘴峰值日產303噸，刷新國內頁巖油單井峰值日產紀錄。規劃新鉆水平井700余口，建成200萬噸頁巖油生產基地。天山北坡萬億方規模大氣區穩步推進。
天山氣田與庫車就像鏡像一樣對稱，面積1.2萬km²，背斜成排成帶分布，埋深普遍大于7,000米是國內尚未大規模鉆探的正向構造群。下組合近源勘探歷經十年探索，2019年高探1井終獲突破。2020年至今，中段超深層天然氣勘探連獲突破。目前已形成三大千億方陣地：呼圖壁構造帶正加快探明建產，年底具備5億方年生產能力；東灣構造帶正規模增儲，清北1井新獲高產，標志著最大背斜目標群實現由點到面的突破；前鋒帶新獲突破，鋒探1井兩層測試均獲高產，最高日產氣104萬方，初步落實5個目標320km²。
瑪湖頁巖油工程技術挑戰
瑪湖頁巖油是國內外埋藏最深、最難鉆、最難壓的頁巖油藏。與北美鷹灘、國內大港滄東、勝利濟陽、大慶古龍等典型頁巖油相比，地層壓力更高、鉆揭層系更多達到11層、巖石硬度更大、楊氏模量更高、可鉆性、天然裂縫發育不好，對工程技術造成了極大挑戰。挑戰一：構造、巖性、電性特征復雜，地質導向難度大。宏觀上微幅構造發育，軌跡追蹤難；微觀上多源混積，硅質、泥質白云巖與泥巖厘米級互層，電性特征表現為鋸齒狀、旋回特征不明顯，常規巖屑和隨鉆電測難以實現精準卡層和甜點評價。階段進展：地質導向多措并舉，優質甜點鉆遇率大幅提升。構建“精細三維地震預測+方位伽瑪判斷+礦物元素分析”軌跡導向技術，提升微幅構造和小斷裂識別精度，實現精準卡層和軌跡位置識別，瑪51X試驗井組I+II類甜點鉆遇率由56.8%提高至70.6%。攻關方向：優質油層鉆遇率奮斗85%。攻關甜點精細刻畫、關鍵地質參數預測及高精度三維地質建模技術，提高三維地質模型精度，精準識別黃金靶體，建立橫向分區、縱向分層的軌跡調控參數模板，保障I+II類優質油層鉆遇率≥85%。挑戰二：鉆揭層系多、可鉆性極差，鉆井提速難度大。儲層埋深4500~5500米、需鉆揭11套層系，長裸眼段井壁穩定與薄弱層承壓能力矛盾突出；受堿湖沉積影響，化學結晶形成的硅質紋層結構更致密(井下磨刀石)，PDC鉆頭以掏心和環切“報廢性”失效為主，前期勘探水平井平均鉆井周期長達166天（水平段1,465米）。
階段進展：鉆井提速快速迭代，打出最深頁巖油加速度。一是實現超長水平井二開井身結構。精細刻畫縱橫向壓力系統、精準鎖定地層壓力＜1.4區域，配套表層下深優化、強抑制水基鉆井液、提高地層承壓能力及多凝水泥漿一次封固等七項關鍵技術，已實現垂深4,672米、水平段長2,000米二開固完井。二是成功試驗等井徑膨脹管技術。為在地層壓力＞1.4區域拓寬二開井身結構應用范圍，2025年，成功開展了Φ299mm等井徑膨脹管（脹后內徑Φ318mm）裸眼封堵技術重大現場試驗、全球首次，為后續全面推廣二開井身結構“探路”。三是創新集成大鉆壓高效破巖技術。2025年油田主導、有序推進國內外7家20余款鉆頭同臺競技、已初步定型，突破水平段傳統“倒裝”鉆具組合設計理念，優化設計強剛性鉆具組合、確保16~22噸鉆壓“加的上”，超7,000米水平井鉆井周期由208天縮短至99天。
攻關方向：鉆井提速奮斗40天。多元施策，攻關等井徑膨脹管物理手段和高承壓堵漏化學手段，支撐在地層壓力＞1.4區域，實現二開井身結構推廣；聚焦風城組，堅持大鉆壓提速方向，深入開展分區分層的破巖主控因素（門限鉆壓、門限扭矩）研究，靶向迭代升級配套的PDC鉆頭及個性化工具。挑戰三：閉合應力高、均衡改造難，壓裂提產難度大。閉合應力100MPa左右，國內頁巖油區塊中最高，105MPa設備排量受限、施工困難。構造縫、微裂縫、層理縫普遍發育，生產表現出“先縫后孔”產油特征，需兼顧“造復雜縫”與“均衡改造”。階段進展：壓裂提產成效顯著，打造產量最高的單井和試驗井組。
一是強化裝備保障能力。針對儲層埋深大、閉合壓力高的地質特點，升級140MPa壓裂設備并建立標準化作業規范，施工排量從8~10提升至16~18方，實現國內首個埋深5,000米頁巖油水平井井組順利施工，施工效率4.3級/天，加砂符合率99%。二是優化段簇組合保障均衡起裂。依托管外光纖監測，明確天然裂縫發育程度是影響段內均衡性的地質主控因素，排量是工程主控因素，單簇起裂所需排量3.0~3.5方。指導段簇組合由段內2~3簇優化為16方排量下天然裂縫發育段3簇、不發育段4簇，開啟率100%。三是迭代壓裂參數支撐產量突破。通過物模實驗明確低黏、大排量、密切割提SRV的思路，指導低黏比例提至70%，排量提至16~18方，簇間距加密至12米，SRV提升20%。在主體參數基礎上，探索CO2前置壓裂技術，夏204X峰值日產303.1噸；試驗滲吸壓裂液，夏207H峰值日產93.9噸。四是成功儲備井筒重構技術。攻克小間隙高承壓套中固套技術瓶頸，完成國內首例千米級水平段5寸井筒有效重構（水平段長1527m、內徑76mm、抗內壓85MPa）；攻關形成新一代水平井膨脹管井筒重構技術，創國內單段最長652米與單井最長1164米雙紀錄，對非常規油氣藏提高采收率意義重大。攻關方向：壓裂提產奮斗10萬噸。以均衡改造為前提，聚焦增加改造體積和提高基質動用程度兩大方向，攻關小粒徑支撐劑、更密切割和滲吸壓裂液等五項關鍵技術，力爭單項技術提產3%~5%，攻關定型工藝技術提產“組合拳”。
天山氣田工程技術挑戰
天山氣田工程技術“塔里木的深度、西南的難度”，面臨“一深、兩厚、三高、四復雜”的世界級難題，在山前復雜構造井中，難鉆地層更多、儲層溫壓及破裂壓力更高、壓力系統更復雜。挑戰一：構造復雜、多套壓力系統，優快鉆井難度大。地質條件苛刻程度全球罕見，多期構造變形產生三套泥巖滑脫層、斷層及裂縫較發育，“五段制”壓力剖面、儲層溫度壓力雙超170；自上而下發育礫石層、強研磨過路層、含礫致密砂巖儲層等五套難鉆地層，厚度占比超50%，風險探井鉆井周期均在450天以上。
階段進展：山前復雜構造實現8,000米打快、9,000米打成。一是創建準標井身結構序列。“十三五”以來，通過深化壓力系統研究、創新套管-井眼間隙配合、集成應用非標套管及隨鉆擴眼技術，井身結構層序持續拓展，滿足了不同工區安全鉆探需求，六開井身結構保障了山前首口特深井清北1井9,056米安全鉆完井。二是配套抗高溫井筒工作液。構建抗溫220℃、密度2.6sg抗高溫高密度油基鉆井液體系，現場應用最高密度2.67sg、最高溫度182℃（完井電測）；揭示關鍵外加劑微觀分子結構溫敏機制，研發抗溫差100℃水泥漿體系，清北1井回接7,710米、單凝溫差76℃，固井質量合格。三是持續迭代綜合提速技術。集成礫石層減震強參、大尺寸井眼防斜打快、深層高效隨鉆擴眼和精細控壓等技術，鉆井周期實現“連翻兩個字頭”：呼圖壁開發井7559米、鉆井周期由上一輪308天縮短至176天；東灣預探井鉆至8,166米、鉆井周期由上一輪455天縮短至272天。
攻關方向：鉆井再提速。錨定“呼圖壁150天、東灣240天”三年提速目標，重點在井身結構上做“減法”（五開/六開變四開）、宏觀上改進“上粗下細”的不利尺寸，攻關試驗抗溫200℃密度2.3sg的水基鉆井液、微觀上改善防漏堵漏和硬地層破巖的不利條件，持續升級配套技術。挑戰二：作業空間受限、高溫高壓，試油完井難度大。139.7mm厚壁油層尾管長度在2000米左右，作業空間窄；雙170溫壓條件下相關工具裝備選擇受限，試油完井無先例借鑒，井下復雜后修井作業難度大。
階段進展：在國內首次創建175MPa試油完井全流程技術。一是高效修井技術從有到優。2024年，配套175MPa井口裝備，攻關形成超深井磨銑、打撈和防卡等四項關鍵技術，攻克8082米、172MPa超深特高壓世界級作業難題，16趟管柱作業零故障復雜、撈獲落魚186米，露出產層16米。修后復產測試最高井口壓力132MPa，創國內最高紀錄。二是完井測試技術從無到有。升級配套175MPa測試裝備，采用四級節流降壓保障進站穩定投產，配套“旋流除砂+帶壓捕屑”工藝，消除固相雜質沖蝕、堵塞地面風險，天灣1實現國內首次175MPa完井投產。目前日產氣27.3萬方，油壓129.5MPa，累產283天，累產氣5,714萬方。
三是特色試油技術逐步完善。由于超深超高壓井射孔爆轟無有效控制措施，基于天然氣在油套環空無明顯滑脫上升特征，創新“光油管”射孔測試一體化特色工藝，支撐清北1井實現8996米安全測試；在清水河組獲日產氣50.7萬方、油337.4方的高產突破。四是配套試油提速提效技術。應用大通徑、高承扭井筒清潔工具，實現復合套管通井+刮削+洗井一體化作業，井筒準備周期縮短50%；創新投球滑套+球籠+坐封工具管串，形成機橋坐封-注灰-替液一體化封閉技術，在清北1等井應用5井次，轉層周期14.7下降到8.3天，提效43.5%。攻關方向：試油再完善。“閥封”工藝安全高效，可有效解決套管超壓難題，但射孔爆轟管柱失效問題尚未解決，需開展管柱動態響應及安全性評價研究，建立射孔爆轟預測方法，指導完善射孔測試聯作工藝。
挑戰三：破裂壓力大、施工泵壓高，安全加砂難度大。儲層埋深超7,000米、破裂壓力138~194MPa、巖石呈塑性，破裂壓力預測精度低，施工泵壓超120MPa、排量受限，人工裂縫開度小、加砂風險大。階段進展：特色超深井壓裂工藝實現改造深度突破8,000米。呼103井位于呼圖壁背斜翼部，儲層致密、裂縫欠發育，采用光油管管柱在7,574米加砂壓裂，1.8m³/min排量油管最高壓力122.37MPa（限壓124MPa），套壓超過限壓值87MPa，后續11次采用0.4m³/min排量試擠均表現縫內憋壓，人工裂縫擴展難度大。改用“閥封”壓裂管柱，創新“油管加重（1.20g/cm³）、縫內控壓（弱交聯、低砂比）、環空增壓（1.20g/cm³）”組合壓裂工藝，呼103井二次壓裂實現2.7m³/min排量安全加砂20m³，推廣至天灣2井實現8073米安全壓裂，明確了兩套壓裂管柱的轉換條件為套管安全窗口10MPa。
攻關方向：壓裂再提產。呼圖壁構造帶清水河和喀拉扎組油氣顯示跨度100米以上、需分壓合采，目前機械分壓工具不配套、暫堵工藝不成熟，加快攻關超深層精細分壓技術，開展直連油管、封隔器優選、暫堵劑封堵規律研究，探索機械+暫堵復合分壓工藝。向地萬米，不止于萬米。充分學習借鑒現有萬米特深井鉆完井技術和實踐經驗，結合天山氣田復雜構造地質難點，集智攻關，創新七開及以上5½”套管固井完井井身結構設計、升級抗高溫高密度井筒工作液體系至260℃、配套鉆測試壓等關鍵工具儀器。眾目了然，準噶爾盆地的地下深處，蘊藏著亟待我們探索的巨大資源寶藏，其超深層資源的豐富稟賦，不僅是大自然的饋贈，更是我國能源安全與資源保障的重要戰略儲備。向深地進軍，既是破解資源開發瓶頸、拓展發展空間的必然選擇，也是彰顯我國能源勘探開發技術實力的重要實踐。準噶爾盆地的深地開發必將開啟我國資源勘探開發的全新篇章，其廣闊前景值得業內每一個人期待！（本刊根據新疆油田路宗羽技術經理在第三屆中國深井超深井論壇發言內容整理。)
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