时间: 2025-04-30 16:56:27 | 作者: ob体育官网登录界面
3月22日，塔克拉玛干沙漠腹地顺北油气田，春意盎然。在绵延起伏的沙海中，井架高耸，实施工程人员正在顺北6-9斜井开井测试。
“这是2025年顺北油气田完井作业的第三口井，也是实施钻衬一体化新工艺的先导井，意义重大。”正在井场忙碌的西北油田完井测试管理中心HSE副总监兼安全井控室经理李洪文说。过去一年，顺北油气田实施完井作业36井次，作业一次成功率达到97.3%，创历史上最新的记录。顺北6-5X井等创造的刮管器最大下深深度、连油射孔最深深度等工程指标，先后刷新完井作业国内纪录。
2014年7月，顺北油气田第一口重点探井顺北1井完钻。从那时起，超深井完井便开启集智攻坚模式，积极应对地质结构异常复杂带来的诸多世界级挑战，先后在顺北断控缝洞型油气藏高产井完井工艺、破碎带衬管完井工艺、安全完井试油工艺、超深井动态监测工艺、井下复杂处置等方面取得了重要技术突破，逐步创新形成了国内领先的超深井高效完井系列技术体系，10余项完井指标刷新国内外纪录，为高效高质量“向地球深部进军”提供了强力支撑。
西北油田针对顺北油气田超深、高温、高压等复杂地质条件，通过持续技术创新，攻克了完井作业中的多项难题。为解决封隔器在7500米深井中的失效问题，技术人员先后研发出耐温177摄氏度、耐压70兆帕和耐温204摄氏度、耐压105兆帕的新型封隔器。通过持续的技术迭代和管理创新，2024年顺北油气田完井一次成功率提升至97.3%。
顺北53-2H井，连续油管生产测井下深8808米、井斜89.02度，创亚洲大斜度水平井生产测井最深纪录；
顺北4-5H井，裸眼多级分段完井深度达到8850米，创裸眼多级分段完井亚洲最深纪录；
顺北8-7X井，套管封隔器下深8020.09米，创中国石化西北工区套管封隔器下深最深纪录；
上天不易，入地更难。完井作业是钻井工程的最后一个重要环节，就像打开油气储层空间前的“临门一脚”。顺北油气田地质具有超深、高温、高压、漏失、破碎、非均质六大特性，每一种特性都给完井作业带来全新挑战，多种因素叠加，难度系数倍增。
面对“深地一号”高质量勘探开发需求，西北油田坚持通过科学技术创新与技术集成打造“深地工程”完井领域的神兵利器，穿越近万米深层，在“地下珠峰”峰尖打开超深层油气空间，让油气高效流出“地宫”。
封隔器是完井作业中的关键工具，主要用来封隔生产层段、保护套管。目前，顺北油气田已使用15种类型260余套封隔器，综合成功率达94.4%。通过持续的技术迭代和管理创新，2024年顺北油气田完井一次成功率达到97.3%，创历史新高。
“封隔器通常要下到地下7500米深处，在超深、高温条件下，也许会出现下入遇阻、中途坐封、坐封失效、失封窜漏、解封阻卡等问题，处置解决常常要5至7天，极度影响正常完井效率。”西北油田完井测试管理中心工艺技术所所长周生福说。
2016年，初入顺北，在塔河油田应用成熟的封隔器配套技术便出现“水土不服”。顺北一区勘探开发中采用的“小尺寸、高钢级、薄壁厚”油层套管，一时找不到性能可靠的高温度高压力套管封隔器进行配套。
针对这一难题，技术人员耗时5个多月开展课题攻关，先后在解决封隔器胶筒橡胶材质、水力锚锚定力等方面取得了技术突破，形成了耐压70兆帕、耐温177摄氏度的新型封隔器，以及水力锚、压井滑套、球座配套等多项工艺技术成果。新成果在顺北一区应用12井次，完井成功率达到100%。
2018~2022年，顺北二区4号断裂带投入开发。面对深度更深、温度和压力更高，以及挥发性油藏变为凝析气藏等新的地质情况，封隔器在多口井不同程度地出现替液异常、工具失封等问题。
技术人员剖析异常工具结构，多次开展替液模拟试验，最终确定胶筒结构硬度不合理是造成异常的根本原因。他们创新设计出一体式芯轴、双向自适应锚定密封结构，优化改进“三胶筒+双护碗”胶筒结构，并将中胶筒材料硬度由70度提高到90度。多管齐下，耐压105兆帕、耐温204摄氏度的高性能完井工具应运而生。新工具在顺北油气田累计应用118井次，成功率达到96.61%。
目前，西北油田针对顺北油气田特殊地质结构，与设备厂家、研究单位联合研发出SLP、SHLR等5种耐高温度高压力的国产高性能封隔器，可满足多种井身结构、重浆及高含腐蚀介质等工况下的完井作业需求，相关成果获得4项国家专利，发表相关论文6篇。
完井关键核心技术就像一道道门槛，迈过去就是门，迈不过去就是坎。近年来，西北油田以科学技术创新为牵引，先后攻克了超深井分段压裂、破碎带井壁支撑等完井作业中的重点难题问题，研发、升级或集成各类工具36套，覆盖了完井作业中涉及的井筒作业等所有的环节，打造形成了深地工程完井领域的技术和装备体系，为“深地一号”油气储量产量迅速增加提供了重要支撑。
西北油田通过管理创新提升完井效率，推出“五维14向井眼评价工作法”，从5个维度14项指标评估裸眼通过性，优化工艺选择，已应用135井次。同时，细化“全时开井”模式，2024年增油2850吨、增气35.7万立方米。通过流程的优化和时效管理，前置通井51井次，累计节约56.5天，复杂地层衬管到场时效缩至12小时内，推动完井作业提质增效。
“打造‘金刚钻’，不能只依赖一项或几项‘独门武器’的卓越表现，更应放眼全局不停地改进革新管理模式，强基提效，推动提升油田完井业务的核心能力。”西北油田完井测试管理中心经理柳志翔说。
2024年10月，顺北6-8X井，井深8862米。技术人员采用“五维14向井眼评价工作法”，计算出这口井裸眼通过性评价得分为83分，再对照模板给予工艺建议，经过研判，最终采用免通井、刮衬一体化工艺进行完井作业。该井成功获得油气突破，初期日产液90立方米、天然气20.1万立方米。
这种“对症开方”的快速诊断方式，得益于近两年西北油田完井测试管理中心创新实施的“五维14向井眼评价工作法”。
2023年以来，围绕推动完井提速提质提效、更好服务深地油气勘探开发的目标，完井测试管理中心进一步创新管理方法，从完井作业“井径扩大率、井斜-狗腿度、裸眼段长度、破碎带-放空、通井摩阻”5个主要维度入手，划分细化14项重要指标，构成裸眼通过性“五维14向井眼评价工作法”，同时，配套升级完井工艺、泥浆管控机制、沟通联动策略，多点协同发力，构建新技术应用运行平台。
“自2023年二季度实施新的评价工作法以来，累计实施135井次。特别是针对‘一开制、穿泥岩、长裸眼、破碎带’为主要特征的侧钻水平井，底部支撑管柱到位率得到大幅度的提高。”周生福说。
2022年，西北油田立足“早开一天井，多收一方气”增产理念，通过试油流程入地预埋的方式，实现钻机拆甩、搬迁期间全天候开井，力争测试期间天然气“颗粒归仓”。
近两年，完井测试管理中心梳理分析稀油井及稠油井测试特点，通过融入安全要素、细化梳理边界条件，采用“错时间、错空间、硬隔离”方式进一步细化差异化安全管控措施，总结形成稀油井全时开井、“稠油井-场内掺稀”全时开井、“稠油井-场外掺稀”全时开井三种模式，在保证安全生产的同时最大限度推动完井提质增效。2024年，三种全时开井模式推广应用再获佳绩，全时开井50井次，增油2850吨、增气35.7万立方米。
在高质高效策略引领下，西北油田完井工作坚持以精细管理推动强基提效向深向实。2024年，“前置优化、协同优化、并行优化、管理工具优化”四大工作模式流程的优化再升级，实现前置通井51井次、前置物资保障226井次，累计节约56.5天；建立分藏分类完井周期对比模板、标准化归因12类时效延误因素，挖掘时效提升点6项，制定12项针对性措施，时效延误指标较2023年减少202.32天；推动复杂地层衬管工艺管材、预警保障机制升级，支撑保障到场时效缩短至12小时以内。
西北油田在顺北油气田推行“手指口述”安全确认法，通过脑想、眼看、手指、口述确保作业安全，已应用187井次。同时建立30余名驻井项目工程师分级管理制度，匹配风险井等级，并设置30分钟应急响应机制，2024年处理64井次不正常的情况。这些措施保障了超深井完井作业安全，十年间成功开启百余个深层油气空间。
“封隔器工具本体编号与合格证编号一致。”“工具试压报告、试压视频与到井工具一致。”3月15日，在顺北62斜井，项目管理工程师朱志异按照驻井职责，通过“手指口述”安全确认法进行全方位检查，同时录制视频发到单井工作群，作为现场履职的评价依据。
“手指口述”安全确认法是完井测试管理中心针对项目管理工程师日常安全履职的一种过程监督新方式。
作为世界陆上最深商业开发油气田，顺北油气田目前已知最大关井压力达到131.9兆帕，相当于在指甲盖大小的面积上停着一辆1.3吨重的汽车。井控安全，尤为重要。
生产作业现场是安全管理的主战场。2022年5月，完井测试管理中心在顺北油气田现场安全管理中开始实施“手指口述”安全确认法。驻井项目管理工程师通过脑想、眼看、手指、口述等方式，按照安全操作流程对每一道具体工序进行确认，推动形成规范习惯，提升作业安全水平。
“近几年，我们将‘手指口述’安全确认法大范围的应用于顺北油气田完井工具、射孔火工品、绳缆作业等日常安全检查中，累计应用187井次，已固化为驻井安全管理的新模式。”西北油田完井测试管理中心完井测试项目管理部高级主管赵忠辉说。
西北油田派驻顺北油气田负责完井工作的项目管理工程师有30余名。作为“深地一号”井控安全管理的重要关口，项目管理工程师必须要有能力和水平。“我们依据钻完井工艺掌握程度、标准规范掌握应用水平、重点项目业绩贡献等20项指标，从5个方面对项目管理工程师进行能力验证，划分三个能力等级，每年进行检验确定和评级，推动项目管理工程师履职到位。”西北油田完井测试管理中心安全井控室副主任杨云龙说。
管理人员按照项目管理工程师的级别匹配对应等级的风险井。项目管理工程师依据完井测试项目管理工程师操作手册、异常复杂井案例汇编、项目部管理手册等六大专业安全风险预防管控清单，对重点井进行安全管控。
针对现场作业中的异常突发情况，完井测试管理中心还建立了现场复杂工况应对机制。如发生异常，无论白天还是深夜，驻井项目管理工程师将在30分钟内发起视频会议，邀请中心领导、专家、现场承包商服务人员，以及完井测试管理项目部、工艺技术所有关人员，共同参与分析异常、制定对策、统筹资源、组织实施，以提高处置复杂状况的质量和效率。2024年，顺北油气田启动现场复杂工况应对机制64井次，有效保障了多口重点井安全顺利施工。
“面对挑战，井控安全管理工作坚持与时俱进，形成了一套以风险管控差异化分级管理、模块化开发验收、项目管理复盘总结等为特色的安全管理模式，覆盖完井工作事前准备、事中管控、事后提升全链条。”西北油田副总经理刘湘华说，“10年间，这些措施有力保障了在深地极限环境下完井作业跨越‘地下珠峰’，百余次在尖峰顺利打开超深层油气空间，高效勘探开发出更多深层油气资源，为保障国家能源安全作出新贡献。”
在能源开发领域，完井技术被称为打通油气通道的“临门一脚”，是突破复杂地质条件限制、实现深部油气高效开发的关键环节。随着全球油气资源勘探逐步向超深层迈进，深地完井技术正经历前所未有的变革与创新。
近年来，我国在传统套管/尾管射孔完井和裸眼完井的基础上，成功研发了一系列适应深层地质特点的新技术，如针对深层碳酸盐岩破碎带的衬管完井技术、超深水平井分段酸压完井技术，以及高温度高压力环境下的完井测试技术等。这些技术的突破离不开高端材料和设备的支持，如能耐受180摄氏度高温的缓速酸、适用于204摄氏度/105兆帕极端条件的封隔器，以及能在220摄氏度环境下稳定作业的完井液。这些创新成果为仁探1井、福1井等一批重点井的安全高效完井提供了坚实保障，也推动了我国向地球深部进军的能力不断提升。
然而，在向万米深部地层进发的过程中，深地完井技术仍面临诸多挑战。首先，超深层的高温、高压、复杂地应力和多压力系统对工具和工作液提出了极高的要求，当前能承受223摄氏度/140兆帕极端条件的完井和测试工具仍然稀缺，而缓速酸的耐温性能每提升10摄氏度都是一次技术飞跃。其次，井筒完整性和封隔器可靠性问题也不容忽视，即使套管仅发生3%的变形，也可能会引起封隔器密封失效。此外，深地完井技术的数字化和智能化水平仍有待提升，以实现更精准高效的作业。
尽管困难重重，技术创新的步伐从未停歇。在材料领域，石墨烯复合管材的研发将抗拉强度提升至1500兆帕，相当于在指甲盖大小的截面上悬挂15辆重型卡车；智能完井系统的植入式光纤传感器实现了±0.1摄氏度的温度监测精度，为深地作业提供了实时数据支持。同时，国际合作也为深地完井技术注入了新动力。国际大陆科学钻探计划（ICDP）与我国合作的松科2井项目，不仅提升了我国在深地探测领域的国际影响力，而且为全球深地研究积累了宝贵经验。政策层面的支持同样不可或缺，科技部和自然资源部启动的深地国家重大专项，正是响应“向地球深部进军是我们一定要解决的战略科技问题”的具体行动，有望推动我们国家万米钻完井关键技术达到国际领先水平。
在这场向地球深部进军的征程中，每一项技术突破都在改写能源开发的深度极限。未来，深地完井技术的发展将聚焦以下几个方向。在技术创新方面，超深分支井完井技术将成为开发深地难动用储量、实现少井高产的关键；在材料革新方面，研发耐223摄氏度以上的水泥浆、缓速酸和高性能橡胶以应对极端环境；在智能化应用方面，通过数字孪生技术和高速信息传输，打造远程决策和控制管理系统，实现无人化作业，大幅度的提高安全水平；在绿色完井方面，随着环保要求的提高，开发绿色、高效的完井液、压裂液和酸液，以及废弃物减量和处理技术，将成为重要趋势。
未来，深地完井技术将推动深地资源开发向更高效、更智能、更环保的方向迈进，为能源行业的可持续发展提供坚实的技术支撑。在这条充满挑战的创新之路上，每一次技术的改进、每一种新材料的应用，都在为打开地球深部资源宝库铸造新的钥匙。
完井是指裸眼井钻到设计井深后，使井底和油层以一定结构连通起来的工艺。它既是钻井工作最后一个重要环节，又是采油工程的开端，主要是使井眼与储层有良好的连通，实现油井高产，同时保持井眼长期稳定，实现长周期稳产。完井质量直接影响油井的生产效率和经济的效果与利益，甚至关系整个油田的效益开发。
随着油气勘探向深地迈进，完井作业面临多重难题：地下超高温（200摄氏度以上）、超高压（超100兆帕）环境易导致设备失效；复杂地层，如裂缝、断层发育易引发井壁坍塌；深层储层致密需大规模压裂，但精准控制难度大；环保要求趋严倒逼减排降耗技术升级。当前，行业正通过耐高温材料、智能化监测系统及绿色压裂工艺等创新，推动深地资源安全高效开发，助力能源战略向地球深部拓展。