习近平总书记在全国科技创新大会上提出“向地球深部进军是我们必须解决的战略科技问题”。新疆油田始终坚持上下游协同创新、合力攻坚，“十四五”以来，深井超深井工程技术突飞猛进，开启了以夏204X井（峰值日产303吨）为代表玛湖超深层页岩油效益开发新征程，打好了以清北1（9056米）为代表的一批超深井，试好了以天湾1（172MPa）为代表的一批特高压井，保障了深层超深层勘探开发硕果累累。为此，中国石油新疆油田技术经理、路宗羽在第三届中国深井超深井论坛上介绍了当前新疆油田深井工程技术的最新进展。
 
准噶尔盆地勘探开发情况
 
准噶尔盆地为三山夹持的三角形盆地，面积为13.6万km²，“十四五”资评油气总当量202亿吨，其中石油150亿吨，探明36.41亿吨，探明率24%；天然气6.5万亿方，探明2214亿方，探明率3.2%，整体处于勘探的早中期。新疆油田的勘探开发与产量始终保持稳定增长，2024年油气当量达到1845万吨。“十三五”以来，以“水平井+体积压裂”为核心的工程技术创新，支撑了玛湖砾岩致密油和吉木萨尔页岩油效益开发。世界最大的四百万吨致密砾岩大油田建成。自2013年开发先导试验以来，围绕砾岩油藏极强的非均质特点，创新以“窄间隙井身结构+特色破岩工具+细分切割体积压裂”为核心的钻井压裂技术体系，支撑玛湖砾岩油藏快速上产、2023年油气当量达到408万吨。首个国家级陆相页岩油百万吨示范区建成。
 
自2011年发现，不断探索开发，2020年攻关定型“优快钻井”和“密切割”体积压裂技术体系，钻井周期27天、压裂效率4.9级/天等关键指标领跑国内，2025年上半年累计生产原油88万吨，年底将建成年产170万吨的页岩油生产基地。“十三五”以来，新疆油田油气勘探快速挺进深层超深层，探井平均井深由3,532米增加至5,761米，最深达9,056米（清北1），深层超深层新增三级储量占比由10%提高至68%，油气并举态势更加明朗。玛湖页岩油五亿吨项目落实。2019年风险探井玛页1突破，揭开了埋深超过4,500米的页岩油勘探开发序幕。新疆油田勘探开发一体化推进，先后在玛51X、丰探1等井区获得高产工业油流，落实有利区面积818km²、三级储量5.19亿吨。2024年率先在玛51X井区开展开发先导试验，井组6口井平均水平段长1319米、单井EUR4.8万吨，是目前中石油产量最好的页岩油开发先导试验井组。2025年，夏204X井5.5mm油嘴峰值日产303吨，刷新国内页岩油单井峰值日产纪录。规划新钻水平井700余口，建成200万吨页岩油生产基地。天山北坡万亿方规模大气区稳步推进。
 
天山气田与库车就像镜像一样对称，面积1.2万km²，背斜成排成带分布，埋深普遍大于7,000米是国内尚未大规模钻探的正向构造群。下组合近源勘探历经十年探索，2019年高探1井终获突破。2020年至今，中段超深层天然气勘探连获突破。目前已形成三大千亿方阵地：呼图壁构造带正加快探明建产，年底具备5亿方年生产能力；东湾构造带正规模增储，清北1井新获高产，标志着最大背斜目标群实现由点到面的突破；前锋带新获突破，锋探1井两层测试均获高产，最高日产气104万方，初步落实5个目标320km²。
 
玛湖页岩油工程技术挑战
 
玛湖页岩油是国内外埋藏最深、最难钻、最难压的页岩油藏。与北美鹰滩、国内大港沧东、胜利济阳、大庆古龙等典型页岩油相比，地层压力更高、钻揭层系更多达到11层、岩石硬度更大、杨氏模量更高、可钻性、天然裂缝发育不好，对工程技术造成了极大挑战。挑战一：构造、岩性、电性特征复杂，地质导向难度大。宏观上微幅构造发育，轨迹追踪难；微观上多源混积，硅质、泥质白云岩与泥岩厘米级互层，电性特征表现为锯齿状、旋回特征不明显，常规岩屑和随钻电测难以实现精准卡层和甜点评价。阶段进展：地质导向多措并举，优质甜点钻遇率大幅提升。构建“精细三维地震预测+方位伽玛判断+矿物元素分析”轨迹导向技术，提升微幅构造和小断裂识别精度，实现精准卡层和轨迹位置识别，玛51X试验井组I+II类甜点钻遇率由56.8%提高至70.6%。攻关方向：优质油层钻遇率奋斗85%。攻关甜点精细刻画、关键地质参数预测及高精度三维地质建模技术，提高三维地质模型精度，精准识别黄金靶体，建立横向分区、纵向分层的轨迹调控参数模板，保障I+II类优质油层钻遇率≥85%。挑战二：钻揭层系多、可钻性极差，钻井提速难度大。储层埋深4500~5500米、需钻揭11套层系，长裸眼段井壁稳定与薄弱层承压能力矛盾突出；受碱湖沉积影响，化学结晶形成的硅质纹层结构更致密(井下磨刀石)，PDC钻头以掏心和环切“报废性”失效为主，前期勘探水平井平均钻井周期长达166天（水平段1,465米）。
 
阶段进展：钻井提速快速迭代，打出最深页岩油加速度。一是实现超长水平井二开井身结构。精细刻画纵横向压力系统、精准锁定地层压力＜1.4区域，配套表层下深优化、强抑制水基钻井液、提高地层承压能力及多凝水泥浆一次封固等七项关键技术，已实现垂深4,672米、水平段长2,000米二开固完井。二是成功试验等井径膨胀管技术。为在地层压力＞1.4区域拓宽二开井身结构应用范围，2025年，成功开展了Φ299mm等井径膨胀管（胀后内径Φ318mm）裸眼封堵技术重大现场试验、全球首次，为后续全面推广二开井身结构“探路”。三是创新集成大钻压高效破岩技术。2025年油田主导、有序推进国内外7家20余款钻头同台竞技、已初步定型，突破水平段传统“倒装”钻具组合设计理念，优化设计强刚性钻具组合、确保16~22吨钻压“加的上”，超7,000米水平井钻井周期由208天缩短至99天。
 
攻关方向：钻井提速奋斗40天。多元施策，攻关等井径膨胀管物理手段和高承压堵漏化学手段，支撑在地层压力＞1.4区域，实现二开井身结构推广；聚焦风城组，坚持大钻压提速方向，深入开展分区分层的破岩主控因素（门限钻压、门限扭矩）研究，靶向迭代升级配套的PDC钻头及个性化工具。挑战三：闭合应力高、均衡改造难，压裂提产难度大。闭合应力100MPa左右，国内页岩油区块中最高，105MPa设备排量受限、施工困难。构造缝、微裂缝、层理缝普遍发育，生产表现出“先缝后孔”产油特征，需兼顾“造复杂缝”与“均衡改造”。阶段进展：压裂提产成效显著，打造产量最高的单井和试验井组。
 
一是强化装备保障能力。针对储层埋深大、闭合压力高的地质特点，升级140MPa压裂设备并建立标准化作业规范，施工排量从8~10提升至16~18方，实现国内首个埋深5,000米页岩油水平井井组顺利施工，施工效率4.3级/天，加砂符合率99%。二是优化段簇组合保障均衡起裂。依托管外光纤监测，明确天然裂缝发育程度是影响段内均衡性的地质主控因素，排量是工程主控因素，单簇起裂所需排量3.0~3.5方。指导段簇组合由段内2~3簇优化为16方排量下天然裂缝发育段3簇、不发育段4簇，开启率100%。三是迭代压裂参数支撑产量突破。通过物模实验明确低黏、大排量、密切割提SRV的思路，指导低黏比例提至70%，排量提至16~18方，簇间距加密至12米，SRV提升20%。在主体参数基础上，探索CO2前置压裂技术，夏204X峰值日产303.1吨；试验渗吸压裂液，夏207H峰值日产93.9吨。四是成功储备井筒重构技术。攻克小间隙高承压套中固套技术瓶颈，完成国内首例千米级水平段5寸井筒有效重构（水平段长1527m、内径76mm、抗内压85MPa）；攻关形成新一代水平井膨胀管井筒重构技术，创国内单段最长652米与单井最长1164米双纪录，对非常规油气藏提高采收率意义重大。攻关方向：压裂提产奋斗10万吨。以均衡改造为前提，聚焦增加改造体积和提高基质动用程度两大方向，攻关小粒径支撑剂、更密切割和渗吸压裂液等五项关键技术，力争单项技术提产3%~5%，攻关定型工艺技术提产“组合拳”。
 
天山气田工程技术挑战
 
天山气田工程技术“塔里木的深度、西南的难度”，面临“一深、两厚、三高、四复杂”的世界级难题，在山前复杂构造井中，难钻地层更多、储层温压及破裂压力更高、压力系统更复杂。挑战一：构造复杂、多套压力系统，优快钻井难度大。地质条件苛刻程度全球罕见，多期构造变形产生三套泥岩滑脱层、断层及裂缝较发育，“五段制”压力剖面、储层温度压力双超170；自上而下发育砾石层、强研磨过路层、含砾致密砂岩储层等五套难钻地层，厚度占比超50%，风险探井钻井周期均在450天以上。
 
阶段进展：山前复杂构造实现8,000米打快、9,000米打成。一是创建准标井身结构序列。“十三五”以来，通过深化压力系统研究、创新套管-井眼间隙配合、集成应用非标套管及随钻扩眼技术，井身结构层序持续拓展，满足了不同工区安全钻探需求，六开井身结构保障了山前首口特深井清北1井9,056米安全钻完井。二是配套抗高温井筒工作液。构建抗温220℃、密度2.6sg抗高温高密度油基钻井液体系，现场应用最高密度2.67sg、最高温度182℃（完井电测）；揭示关键外加剂微观分子结构温敏机制，研发抗温差100℃水泥浆体系，清北1井回接7,710米、单凝温差76℃，固井质量合格。三是持续迭代综合提速技术。集成砾石层减震强参、大尺寸井眼防斜打快、深层高效随钻扩眼和精细控压等技术，钻井周期实现“连翻两个字头”：呼图壁开发井7559米、钻井周期由上一轮308天缩短至176天；东湾预探井钻至8,166米、钻井周期由上一轮455天缩短至272天。
 
攻关方向：钻井再提速。锚定“呼图壁150天、东湾240天”三年提速目标，重点在井身结构上做“减法”（五开/六开变四开）、宏观上改进“上粗下细”的不利尺寸，攻关试验抗温200℃密度2.3sg的水基钻井液、微观上改善防漏堵漏和硬地层破岩的不利条件，持续升级配套技术。挑战二：作业空间受限、高温高压，试油完井难度大。139.7mm厚壁油层尾管长度在2000米左右，作业空间窄；双170温压条件下相关工具装备选择受限，试油完井无先例借鉴，井下复杂后修井作业难度大。
 
阶段进展：在国内首次创建175MPa试油完井全流程技术。一是高效修井技术从有到优。2024年，配套175MPa井口装备，攻关形成超深井磨铣、打捞和防卡等四项关键技术，攻克8082米、172MPa超深特高压世界级作业难题，16趟管柱作业零故障复杂、捞获落鱼186米，露出产层16米。修后复产测试最高井口压力132MPa，创国内最高纪录。二是完井测试技术从无到有。升级配套175MPa测试装备，采用四级节流降压保障进站稳定投产，配套“旋流除砂+带压捕屑”工艺，消除固相杂质冲蚀、堵塞地面风险，天湾1实现国内首次175MPa完井投产。目前日产气27.3万方，油压129.5MPa，累产283天，累产气5,714万方。
 
三是特色试油技术逐步完善。由于超深超高压井射孔爆轰无有效控制措施，基于天然气在油套环空无明显滑脱上升特征，创新“光油管”射孔测试一体化特色工艺，支撑清北1井实现8996米安全测试；在清水河组获日产气50.7万方、油337.4方的高产突破。四是配套试油提速提效技术。应用大通径、高承扭井筒清洁工具，实现复合套管通井+刮削+洗井一体化作业，井筒准备周期缩短50%；创新投球滑套+球笼+坐封工具管串，形成机桥坐封-注灰-替液一体化封闭技术，在清北1等井应用5井次，转层周期14.7下降到8.3天，提效43.5%。攻关方向：试油再完善。“阀封”工艺安全高效，可有效解决套管超压难题，但射孔爆轰管柱失效问题尚未解决，需开展管柱动态响应及安全性评价研究，建立射孔爆轰预测方法，指导完善射孔测试联作工艺。
 
挑战三：破裂压力大、施工泵压高，安全加砂难度大。储层埋深超7,000米、破裂压力138~194MPa、岩石呈塑性，破裂压力预测精度低，施工泵压超120MPa、排量受限，人工裂缝开度小、加砂风险大。阶段进展：特色超深井压裂工艺实现改造深度突破8,000米。呼103井位于呼图壁背斜翼部，储层致密、裂缝欠发育，采用光油管管柱在7,574米加砂压裂，1.8m³/min排量油管最高压力122.37MPa（限压124MPa），套压超过限压值87MPa，后续11次采用0.4m³/min排量试挤均表现缝内憋压，人工裂缝扩展难度大。改用“阀封”压裂管柱，创新“油管加重（1.20g/cm³）、缝内控压（弱交联、低砂比）、环空增压（1.20g/cm³）”组合压裂工艺，呼103井二次压裂实现2.7m³/min排量安全加砂20m³，推广至天湾2井实现8073米安全压裂，明确了两套压裂管柱的转换条件为套管安全窗口10MPa。
 
攻关方向：压裂再提产。呼图壁构造带清水河和喀拉扎组油气显示跨度100米以上、需分压合采，目前机械分压工具不配套、暂堵工艺不成熟，加快攻关超深层精细分压技术，开展直连油管、封隔器优选、暂堵剂封堵规律研究，探索机械+暂堵复合分压工艺。向地万米，不止于万米。充分学习借鉴现有万米特深井钻完井技术和实践经验，结合天山气田复杂构造地质难点，集智攻关，创新七开及以上5½”套管固井完井井身结构设计、升级抗高温高密度井筒工作液体系至260℃、配套钻测试压等关键工具仪器。众目了然，准噶尔盆地的地下深处，蕴藏着亟待我们探索的巨大资源宝藏，其超深层资源的丰富禀赋，不仅是大自然的馈赠，更是我国能源安全与资源保障的重要战略储备。向深地进军，既是破解资源开发瓶颈、拓展发展空间的必然选择，也是彰显我国能源勘探开发技术实力的重要实践。准噶尔盆地的深地开发必将开启我国资源勘探开发的全新篇章，其广阔前景值得业内每一个人期待！（本刊根据新疆油田路宗羽技术经理在第三届中国深井超深井论坛发言内容整理。)