深层油气资源勘探开发是开展地球深部探测的重要组成部分。我国深层、超深层油气资源达 671 亿吨油当量，占全国油气资源总量的 34%。深层、超深层已成为我国油气重大发现的主阵地，相比世界发达国家，中国深层钻探起步较晚，开始于 20 世纪 60 年代，到 90 年代末实现了规模化增储上产。
那么，国内外深井发展概况如何？深井、超深井钻完井的难点在哪儿？我国为什么要打深井、超深井？
国内外钻井深度发展情况概览
1.4573 米
1938 年，美国钻成了世界第一口深井。
2.4718.77 米
1966 年，中国第一口深井——大庆油田松基 6 井完钻。
3.6011 米
1976 年，中国第一口超深井——女基井（位于四川省武胜县万善场镇）完钻。
4.6255 米
1949 年，美国钻成了世界第一口超深井。
5.7175 米
1977 年，中国第一口井深超过 7000 米的超深井关基井（位于四川省绵阳市梓潼县）完钻。
6.8882 米
2019 年，塔里木油田轮探 1 井完钻，垂直深度首次超越珠穆朗玛峰，堪比“地下珠峰”。
7.9017 米
2022 年，中国石化西北油田塔深 5 井完钻。
8.9026 米
2023 年，西南油气田蓬深 6 井完钻，刷新了亚洲最深直井纪录。
9.9101 米
1994 年，德国在 KTB 计划的万米深井应用中，钻成了第一口井，井深达 9101 米，应用 VDS 自动垂直钻井系统保证了在井深 6710 米时井斜仅 1 度、水平位移小于 4 米。
10.9396 米
2023 年，塔里木油田果勒 3C 井完钻，刷新了亚洲最深水平井纪录（斜深）。
11.1.2262 万米
1984 年，前苏联完钻的世界最深井СГ-3 井，井深 1.2262 万米，1991 年二次侧钻达 1.2869 万米。
12.1.5 万米
2017 年 11 月，埃克森美孚公司运营库页岛萨哈林 - 1 号项目，在鄂霍次克海的 Chaivo 油田 Orlan 平台所钻的“世界之最”海底大位移井，井深（斜深）达 1.5 万米、水平位移达 1.4129 万米。
13.1.524 万米
2022 年 10 月，阿联酋阿布扎比国家石油公司在 Upper Zakum 油田人工岛 UZ-688 井创造了世界最深井新纪录，该水平井完钻井深（斜深）达 1.524 万米。
何为深井、超深井、特深井？
按照国际通用习惯，井深超过 4500 米的井称为深井，井深超过 6000 米的井为超深井，超过 9000 米的井为特深井。
打超深井，难在哪儿？
难点 1：超深井压力系统复杂，造成井身结构设计难
超深井由于需要揭开的地层层序较多，面对的地层压力系统更为复杂，高压层与低压层相互交错，地层坍塌、卡钻、漏失、井涌等事故复杂情况不断交织显现。
超深地层钻井资料少，地层压力预测可参考的地震与测井等资料数据少、品质差，缺乏有效的参考数据或资料，单纯的随钻压力监测手段单一，系统压力预测难度大、精度低，导致地层认识偏差大，封固位置、钻井液密度等设计不合理，井壁失稳问题突出。现有技术无法精准预测地层压力、岩石力学特性等关键数据，不确定性强，井下风险管控难度大。
根据勘探开发实际，可能需要进一步加深井眼的长度，在井身结构设计需考虑备用 1 至 2 个开次，才能有效封堵可能出现的风险层段，相应的成本也大幅提高。
难点 2：超深井管柱重量超重，造成套管柱安全下入困难
超深井钻井可能钻遇蠕变性泥岩、高压盐膏层等特殊地层，套管柱存在变形、挤毁、破裂等风险，一般采用增加管柱壁厚的方式应对。
在超长封固井段条件下，需要下入的管柱超长、重量超重问题凸显。尤其是套管柱重量有可能超过 1.2 万米钻机安全载荷极限（即 900 吨，相当于 150 只至 180 只成年非洲象的重量总和），现有钻机的提升能力无法满足套管柱正常悬吊问题，更不必说应对遇到复杂后的上提下放问题，以及保证安全下入需要的抗拉余量要求。
难点 3：超深复杂硬质地层，造成高效破岩与综合提速困难
超深井地层岩性复杂、研磨性高、可钻性差，现有可钻性评价手段不完善、预测精度低，对新探区可钻性预测缺乏有效手段，严重制约深井钻头的科学设计和选型；现有钻头、提速工具种类少，地层适应性和可靠性受限，在高温高压等复杂难钻地层提速效果差、寿命短，亟须探索深井、超深井高效破岩新技术。超深超长井段水力与机械能量传递困难，沿程流体压耗较大，钻头动力不足，破岩难度大。
难点 4：超深井高温高压条件下，钻井液流变性与井壁稳定难以保障
超深井钻探面临井底温度大于 200℃超高温条件，要求钻井液具备“三高一长”的特征，即耐高温、高密度、耐高盐且长时间性能稳定。这是由于高温易导致材料失效，高压引发流变性难以控制，高盐加剧体系失稳，长时间工作无法避免加重材料沉降。
4 项功能需求叠加，导致技术难度极大，几乎难以逾越。另外，超高温地层遇到相对低温钻井液发生的冷却致裂以及超高温条件下水活性变化导致井壁碎裂失稳，现有技术无法有效解决。
难点 5：超深井高温复杂压力系统条件下，固井水泥浆及配套技术难以有效应对
在超深、高温、长封固段、复杂压力系统等条件下，对固井水泥浆沉降稳定性、流变性、防窜能力、水泥石强度稳定性等提出极高的要求。降失水剂、缓凝剂等核心处理添加剂在超高温条件下可能分解或反应，导致功能异常或失效，引起严重的井下事故。
同样，超高温环境对外加剂体系与水泥石防衰退材料的匹配性也提出了极高的要求。
难点 6：超深井高温高压条件，超出关键装备、工具耐受极限
超深井面临井底温度大于 200℃，压力超过 175MPa 的极端条件（相当于 1.75 万米深水压力，远超地球海洋最深处马里亚纳海沟的海水压力），现有井下设备极限耐温多为 175℃，工具仪器及装备在超高温高压、酸性环境、强烈振动等恶劣工况下，易引发螺杆定子弹性体橡胶材料和扭力冲击器密封件膨胀老化、随钻测量工具电器元件失效或电池破裂、完井工具耐压不足失效等情况，导致关键装备、工具无法正常使用。
难点 7：超深高温高压小尺寸井眼，对测井技术提出新要求
超深井井深已达到目前测井绞车最大作业深度，对强动力拖橇、高张力电缆、大容量滚筒、高强度吊装器具的动力系统提出了挑战。井筒高温高压环境已接近超高温高压系列常规仪器的上限，电成像、核磁等特殊项目国内外均没有成熟仪器，测井仪器温压性能失效导致测不成、测不好的风险大。
1.3 万米超长电缆对电缆测井遥传系统的信号衰减影响大、通信稳定保障难。
难点 8：高温高压极端工况下，安全快速测试难以有效保障
超深井按照井筒内充满气体计算，预计最大关井井口压力超过 100MPa，且含硫化氢，现阶段广泛应用的试油完井工具耐压 70MPa，耐温 175℃。超深井试油完井管柱相对尺寸小，管柱强度要求高，采用特殊材料、非标管柱设计，系统优化困难，管柱受力校核要求难度大，当前高温高密度试油工作液、测试工具难以满足超高温作业工况，工作液体系与工具优选困难。
我国为什么要打深井、超深井？
一是深井、超深井钻井是践行国家“四深”战略的实际体现。
习近平总书记在 2016 年全国科技创新大会明确提出：“向地球深部进军是我们必须解决的战略科技问题。”国家“十三五”规划明确提出加强深海、深地、深空、深蓝四大领域的战略部署。深井、超深井钻井是支撑国家深地战略的核心技术，必须持续突破，构筑先发优势。
二是深井、超深井钻井是保障国家能源安全的战略举措。
能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。党的二十大报告要求“加大油气资源勘探开发和增储上产力度，确保能源安全”。
我国深层油气资源丰富、潜力巨大，占全国油气资源总量的 34%，主要分布在塔里木盆地和四川盆地。加快深层、超深层油气勘探开发，已成为中国油气接替战略的重大需求。
三是深井、超深井钻井是世界油气钻探技术领域的制高点。
深井、超深井钻井是油气工程技术瓶颈最多、挑战最大的领域，是一项复杂的系统工程，需要有科学的理论、先进的技术及装备、高素质的人才作为支持，其技术能力代表了一个国家油气工程技术的整体水平。
（图片来源：veer 图库）
来源 / 中国石油报
