1. 深层油气藏
随着全球油气工业的发展，油气勘探地域由陆地向深水、目的层由中浅层向深层和超深层、资源类型由常规向非常规快速延伸，水深大于3000m的海洋超深水等新区、埋深超过6000m的陆地超深层等新层系、储集层孔喉直径小于1000nm的超致密油气等新类型，将成为石油工业发展具有战略性的“三新”领域。深层将是石油工业未来最重要的发展领域之一，也是中国石油引领未来油气勘探与开发最重要的战略现实领域。
关于深层的定义，不同国家、不同机构的认识差异较大。目前国际上相对认可的深层标准是其埋深大于等于4500m；2005年，中国国土资源部发布的《石油天然气储量计算规范》将埋深为3500~4500m的地层定义为深层，埋深大于4500m的地层定义为超深层；钻井工程中将埋深为4500~6000m的地层作为深层，埋深大于6000m的地层作为超深层。
尽管对深层深度界限的认识还不一致，但其重要性日益显现，目前，已有70多个国家在深度超过4000m的地层中进行了油气钻探，80多个盆地和油区在4000m以深的层系中发现了2300多个油气藏，共发现30多个深层大油气田（大油田：可采储量大于6850×104t；大气田：可采储量大于850×108m3），其中，在21个盆地中发现了75个埋深大于6000m的工业油气藏。美国墨西哥湾Kaskida油气田是全球已发现的最深海上砂岩油气田，目的层埋深7356m，如从海平面算起，则深达9146m，可采储量（油当量）近1×108t。
中国陆上油气勘探不断向深层-超深层拓展，进入21世纪，深层勘探获得一系列重大突破：在塔里木发现轮南-塔河、塔中等海相碳酸盐岩大油气区及大北、克深等陆相碎屑岩大气田；在四川发现普光、龙岗、高石梯等碳酸盐岩大气田；在鄂尔多斯、渤海湾与松辽盆地的碳酸盐岩、火山岩和碎屑岩领域也获得重大发现东部地区在4500m以深、西部地区在6000m以深获得重大勘探突破，油气勘探深度整体下延1500~2000m，深层已成为中国陆上油气勘探重大接替领域[1]。
中国石油天然气股份有限公司的探井平均井深由2000年的2119m增长到2011年的2946m，其中，塔里木油田勘探井深已连续4年超过6000m（见图1.1），且突破了8000m深度关口（克深7井井深8023m）；东部盆地勘探井深突破6000m（牛东1井井深6027m）中国近10年来完钻井深大于7000m的井有22口，其中，2006年以来完钻19口，占86%目前钻探最深的井是塔深1井，完钻井深8408m，在8000m左右见到了可动油，产微量气，钻井取心证实有溶蚀孔洞，储集层物性较好，地层温度为175~180℃最深的工业气流井是塔里木盆地库车坳陷的博孜1井，7014~7084m井段在5mm油嘴、64MPa油压条件下日产气251×104m3，日产油30t，属典型的碎屑岩凝析气藏；最深的工业油流井是塔里木盆地的托普39井，6950~7110m井段日产油95t、气1.2×104m3。
图1.1 中国石油探井平均井深变化图
深层油气资源潜力大，尤其是天然气资源，随着中浅层勘探程度的不断提高，油气勘探目标逐渐转向深层，本文以4500~6000m为深层标准，大于6000m为超深层标准，初步预测，中国石油探区范围内深层油气资源潜力为220×108~300×108t油当量，主要分布于碳酸盐岩、碎屑岩和火山岩3大领域，以气为主。
深层-超深层碳酸盐岩是未来勘探发展的重要接替领域，当前有塔里木盆地塔北南缘奥陶系岩溶发育区、塔里木盆地塔中奥陶系礁滩与岩溶发育区、鄂尔多斯盆地靖边气田周缘奥陶系岩溶发育区、四川盆地川东北二叠系-三叠系礁滩体发育区、四川盆地川东北石炭系白云岩富气区5大现实领域，勘探面积约10×104km2；有塔里木盆地麦盖提斜坡奥陶系岩溶发育区、塔中-塔北下奥陶统白云岩、环满加尔凹陷寒武系台缘带，四川盆地川西二叠系白云岩区、雷口坡组风化壳区、震旦系-寒武系岩溶-白云岩区，鄂尔多斯盆地东部盐下白云岩及渤海湾盆地潜山8大接替领域，有利勘探面积约10×104km2。
深层碎屑岩资源潜力大，是未来深层油气勘探重要领域，当前有库车坳陷深层天然气、四川盆地须家河组天然气、准噶尔盆地腹部岩性地层油气3大现实领域，勘探面积9×104~10×104km2接替领域有渤海湾盆地深层碎屑岩油气、塔里木盆地海相砂岩油气、准噶尔盆地深层致密砂岩气、塔里木盆地塔西南深层油气、吐哈盆地台北凹陷致密气、三塘湖盆地致密油、松辽盆地深层致密气，勘探面积约34×104km2。
深层火山岩具备规模成藏的基础和条件，具有较好的油气勘探前景现实领域有准噶尔盆地石炭-二叠系、松辽盆地侏罗系-白至系、三塘湖盆地石炭-二叠系、渤海湾盆地侏罗系-古近系，勘探面积14×104km2；接替领域有塔里木盆地二叠系、吐哈盆地石炭-二叠系、四川盆地二叠系，勘探面积17.5×104km2。
近年来，针对深层油气勘探开发技术需求，对超高温钻井液进行了重点研究，形成了超高温钻井液技术体系国内泡沫钻井液抗高温能力从150℃提高到350℃，形成了抗温350℃的水基泡沫钻井液技术，其抗温能力比国外聚合物成膜增黏泡沫钻井液技术高50℃。研发了超高温条件下成胶率高的抗超高温纳米有机土及配套的油基钻井液关键处理剂，形成了抗温250℃、密度2.60g/cm3的油基钻井液技术，达到国外同类技术水平，实现了国内油基钻井液处理剂基本配套，并且钻井液可回收利用同时研发了分子结构中含有高电荷官能团的高温保护剂，将水基钻井液抗温能力从180℃提高到240℃，形成了抗温240℃的水基钻井液技术，其抗温能力比国外同类技术系列高30℃，成本仅为国外技术的30%。
此外，中国钻机已适应超深井钻井需求2006年生产出9000m钻机，2007年又生产出12000m钻机，钻机生产能力为超深井勘探开发提供了条件。
1.1.1 深层油气藏主要分布
1.1.1.1 塔里木盆地深层油气藏主要分布
塔里木盆地位于新疆维合尔自治区南部，被天山山脉、昆仑山系、阿尔金山和喀喇昆仑山系环绕，面积56×104km2，总体上呈菱形块状，东西最长约1320km，南北最宽约720km。依据盆地基底顶面起伏将盆地划分为“三隆四坳”，即塔北隆起、中央隆起、塔南隆起、库车坳陷、北部坳陷、西南坳陷和东南坳陷[2]，如图1.2所示。
图1.2 塔里木盆地构造单元划分
塔里木库车坳陷地质构造复杂，地层压力系数高，存在大段复合膏盐层，迪那和大北-克拉苏地区均为高温高压气井，这对后期的钻井、固井作业来说是巨大的挑战。同时，较高的地层压力对固井后的二界面胶结强度是很大的考验，由于常规钻井液滤饼不具备固化特性，在高温下脱水后没有胶凝结构，因而容易被地层高压流体破坏，从而形成窜流通道。塔里木油田部分区块井况见表1.1。
表1.1 塔里木油田部分区块井况资料
区块
塔中4
轮古
英买7
牙哈
迪那2
克拉2
大北1
大北3
轮南 井类 油 油 气 气 气 气 气 气 油气 井深范围 （Km） 3.2~4.5 5~6 5.1~6.0 4.9~5.9 4.7~5.4 4.2~5.0 5.9~6.6 6.7~8.1 平均4.76 地层压力 （MPa） 42.33 62.9 50~70 51~63 105~111 60~75 98 113~120 62.9 井口压力 （MPa） 14~40 90 50~55 72~75 94~97 井底温度 （℃） 132 106 90~130 131~150 100 168 168 120~140 H2S情况 无 含量低 含量低 无 含量低 无 无 无
1. 塔里木盆地主要深层油气藏
（1）塔河油田
塔河油田位于塔里木盆地北部，构造单元主要在阿克库勒凸起，并包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。塔河油田为一个以大型奥陶系碳酸盐岩油藏为主的复合型油田。主要目的层系为奥陶系、石炭系和三叠系。
塔河油田所钻遇的地层层序多，地层复杂。塔河油田上部第三系库车组、康村组、吉迪克组砂、泥岩不等厚互层，胶结弱、成岩性差、可钻性好、砂岩渗透性高、泥岩以伊利石为主，水化分散性强烈，极易造成虚厚砂泥饼和胶粘性钻屑厚泥饼缩径。下部侏罗系、三叠系、石炭系地层砂、泥岩交叠，层理裂缝发育的硬脆性泥页岩和易水化膨胀分散的泥岩同存，同一地层水化性差异大，泥岩地层坍塌压力系数高于油气层孔隙压力系数，井壁受力不平衡等极易造成严重剥蚀掉块垮塌。
（2）大北气田
大北气田位于库车坳陷克拉苏构造带西端。主要目的层段为下白噩统巴什基奇克组，
埋
藏深(大于5600m)，成岩性强。岩性为褐色中细砂岩、含砾砂岩，钙质含量高，一般为10%左右，最大可达15%。从上至下，粒度变粗。砂岩储层基质渗透率低(基质渗透率处于0.1×10-3-1×10-3μm2之间时为超低渗透率砂岩储层)，总体上属于低孔低渗-特低孔特低渗储层，非均质性强[3]。库车前陆盆地构造单元划分及大北地区位置见图1.3。
图1.3 库车前陆盆地构造单元划分及大北地区位置
（3）克深气田
克深区块位于新疆阿克苏拜城县境内，地面海拔1300~2000m。构造位置为塔里木盆地库车凹陷克拉苏构造带克深区带克深1-克深2构造。完钻层位自变系巴什基奇克组，完钻原则为钻穿自变系巴什基奇克组240m完钻[4]。地质层位及岩性情况见表1.2。
表1.2 克深气田地质层位及岩性情况
地质时代
新近系
古近系
白垩系 层位 N2k N1-2k N1j E2-3s E1-2km K1bs 底界深度 2940 4120 4850 5100 6665 6990 层厚 2940 1180 730 250 1565 325
主要岩性描述（注明油气层位置） 砂砾岩、泥岩、粉砂质泥岩 粉砂质泥岩、泥岩 含砾细砂岩、泥岩夹粉砂岩 泥岩、含膏泥岩夹膏质泥岩 岩盐、泥岩层、泥膏岩 粉砂岩、含砾细砂岩、泥岩
1.1.1.2 四川盆地主要深层油气藏
四川盆地西部是一个大型坳陷区-川西坳陷。川西坳陷面积近6×104km2，发育有巨厚上三叠统和侏罗系陆相碎屑岩地层。侏罗系蓬莱组气藏和沙溪庙组气藏是目前主力开发气藏，上三叠统须家河组气藏是目前深层天然气的主要勘探层系。川西坳陷受构造运动强烈挤压，沉积物严重致密化，油气成熟度高，储层孔隙度低，地层压力变化大，地下裂缝发育不均衡，渗流介质非均质性严重，气藏属致密砂岩孔隙-裂缝型双重介质。油气分布见图1.4。
图1.4 四川盆地油气田分布(据四川石油局资料补充)
1. 普光气田
四川盆地普光气田是四川盆地发现的最大气田，也是我国海相碳酸盐岩层系最大的气田，还是四川盆地埋藏深度最大、资源丰度最高、储层性质最好、优质储层最厚、天然气中硫化氢含量最高、天然气干燥系数最大的整装气田。
普光气田位于四川省东北部大巴山南麓，为双石庙-普光北东向构造带上的一个鼻状构造。截至2006年底，探明普光气田含气面积约28km2，可采储量2511×108m3，是四川盆地目前己发现的国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田。普光气田于2009年10月顺利投产，现己建成年产80亿m3混合天然气的生产能力。
2. 龙岗气田
四川盆地北面是米仓山隆起带，南面是娄山褶皱带，东面是川鄂湘黔褶皱带，西面是龙门山褶皱带。龙岗构造位于仪陇-平昌地区，该构造具有基底固结早、刚性强的特点。
龙岗地区地层平缓，地层倾角普遍都小于10°，发育有弱褶皱，总体上为NW-SE向和NE-SW向排列，呈弧形。区内发育有世界上规模最大的生物礁地震异常体，位于龙岗构造的西侧，在地震剖面上表现为同期岩隆特征。岩隆分布在96YP02线~96YP013线之间，长约40km，宽约4~6km，呈北西-南东向展布，厚度大于330m，发育有生物礁，分布面积为184.28km2。龙岗岩隆条带顶界面海拔在-5400~-6200m之间，其中，具有典型岩隆外貌特征的96YP011线显示的上二叠统厚度为440m，属于岩隆条带埋藏最低点和礁体的最大增厚点，与下三叠统底界低幅圈闭的构造高点重合性较好[5]。
3. 高石梯气田
高石梯构造位于四川省安岳县境内，2011年开始进行勘查，以预探井、探井为主，多为直井，主产层为灯影组，一般井深都在5000m以上，部分龙王庙组专层井，井深在4500m以上。地层结构十分复杂，高温、高压、且多个地层含硫。主要体现在浅层垮塌及漏失，开钻地表可能发生严重垮塌。表层钻井深度及套管下深，很大程度影响着二开的钻井速度。上部地层沙溪庙及凉高山垮塌严重、掉块多、扭矩大。自流井组及须家河组地层软硬交错，可钻性差，钻井扭矩大。
雷口坡至嘉陵江含大段石膏层，易缩径卡钻。茅口组至灯影组地层，龙潭、分乡组、南津关岩性泥质重、塑性强，PDC钻头难以吃入，机械钻速低。沧浪铺上部、灯四中下部和灯三及部分井的高台，地层石英含量重、研磨性特别强，钻头磨损严重，寿命短。潭组泥页岩易发生应力垮塌，掉快多。笨竹寺至灯四段压力差异大，地层压力系数相差0.8以上，界而确定不准，用高密度钻井液进入灯四顶部后，压漏地层发生严重井漏。栖霞至灯影组地层井漏严重，可钻性差，小井眼单只钻头进尺短，机械钻速低。采用复合钻具、小钻具，易发生井漏、垮塌卡钻、上叶下泻等，风险大，处理事故复杂难度高。
1.1.1.3 大庆徐深[6]
徐深气田位于黑龙江省大庆-安达境内，南北长约45km，东西宽约10km，区域构造上处于松辽盆地北部深层徐家围子断陷区中部，从南向北由兴城、昌德、升平、汪家屯4个区块构成，储集层分布在下白至统营城组一段和三段，以酸性喷发岩为主。目前，已具千亿方天然气储量规模，其中火山岩储集层储量占89.8%，是大庆油田天然气开发的主要领域。徐深气田位置图见图1.5。
图1.5 徐深气田位置图
徐家围子地区火山岩储层深度在3000~5000m[7]，岩性类型多样，包括凝灰岩、安山岩、玄武岩、流纹岩等。火山岩储集物性受火山岩喷发时的岩性、岩相及后期改造作用影响较大。强烈的构造运动，使得非常致密的火山岩产生形态各异的天然裂缝，这些天然裂缝与地层中的原生孔隙、次生孔隙、溶洞进行空间组合，形成千变万化的复杂孔隙介质地层。储层类型比较丰富，在深层各个层位存在着不同的五大类储层类型，分别为砂岩、砂砾岩、火山岩、花岗岩及变质岩等。不同类型的储层，结构特征、渗流特征也不一样。同一类型的储层，地层物性、产量等也存在很大差别。储层含气性差异大，横向非均质性强。不同的火山岩储集空间组合，归结为裂缝、孔隙及复合型3种。孔隙度较低(一般为0%~12%)，泥质含量平均为10.8%。
1.1.1.4 南海莺歌海
南海北部边缘盆地广阔，主要分布有北部湾、莺歌海、琼东南、珠江口及台西南等5大盆地，海域水深在50~3000m之间。其中，陆架浅水盆地(水深500m)展布规模大体相当。油气勘探表明，南海北部边缘盆地具有巨大的油气资源潜力及勘探前景。通过半个世纪的油气勘探，尤其是近20多年的对外合作与自营油气勘探，迄今在陆架浅水盆地已发现多个大中型油气田，且大部分已投入开发，目前该区年产天然气和原油分别为60×108m3和1700×108t，其油气(当量)产量已占中国近海陆架盆地一半以上[8]。
图1.6南海北部大陆边缘主要沉积盆地分布
东方13-2气田是近期在莺歌海盆地发现的超压大气田[9]，己探明天然气地质储量近700×108m3。产层黄流组一段是邻近莺西斜坡的盆内坡折带所控制的重力流海底扇沉积，发育向东方1-1底辟构造翼部上超尖灭的构造弓含性圈闭，水道砂分布广、厚度大、物性优，岩心平均孔隙度17.3%，平均渗透率42.3mD，为高温超压弹性边水大气藏，天然气组分优良。
1.1.2 深层油气井钻井难点
陆上油气勘探开发正向着超深层领域发展，钻遇的超深井普遍存在着压力系统复杂、地层岩性复杂、储层流体复杂、工程力学复杂等工程地质特征。钻井工程面临着设计优化难、施工风险大、钻井速度慢、工程质量控制难度大等技术问题。在钻井施工中表现为钻井周期长、复杂情况和故障多、工程投资大，甚至有些井难以钻达目的层。根据我国深层油气藏分布及地质情况，我国深层油气藏钻井难点有以下方面：
1.区域地质条件极为复杂。塔里木山前地质复杂，部分地区含有CO2、H2S，地层倾角大，很多地区高达30~85°，地层压力、应力复杂，裂缝广泛发育及特殊岩性的不规则分布等问题，给工程设计与施工带来很多难度；剑门1井和龙岗地区的己钻井都表明雷口坡组-长兴组井段含有硫化氢，实测长兴组和飞仙关组的硫化氢含量大多数超过30g/m3。剑门1井长兴组的硫化氢含量为86~88g/m3，雷口坡组在钻进过程中也出现了硫化氢。长兴组储层最高压力超过100MPa，温度120℃以上，属于“三高”气井范畴[10-11]。
2.多套压力系统下的井身结构设计困难。纵向上分布压力系统多，例如，普光气田剑门关组-沙溪庙组属于正常压力地层，须家河组-龙潭组地层压力较高，其中在须二段可能会钻遇异常超高压CO2气层，嘉二段地层含有异常高压盐水层。例如，剑门1井在须二段钻遇异常超高压气层，使用钻井液最高密度为2.45g/cm3；邻区构造龙4井在嘉二段钻遇异常高压盐水层，地层压力系数为1.8~2.1。同时受低承压层、破碎带等影响，井身结构优化设计难度大；超深井上部套管尺寸较大、下深较深，套管抗挤与抗内压强度往往达不到要求[12]。
3.地层埋藏较深，岩石强度高、地层坚硬、研磨性强、可钻性差，机械钻速低。川东北元坝地区上部陆相地层自流井须家河、西北麦盖提地区开派兹雷克组玄武岩地层硬度一般在2000~5000MPa之间，可钻性级值6~10级；普光气田地层研磨性强、可钻性差。自流井组、须家河组地层岩性由页岩、细砂岩及砂砾岩组成，可钻性级值达到7级以上，地层研磨性强、可钻性差。实钻显示机械钻速非常低，单只钻头进尺少且使用寿命短。
4.高温条件下钻井液粘土分散、絮凝、钝化，超高密度钻井液体系流变性和稳定性变差，裂缝发育地层在高密度钻井液条件下易引发漏失问题；钻井液体系维护困难。塔里木目前已钻的大部分井使用的是欠饱和盐水、磺化防塌钻井液体系[13]
，主要存在以下问题：钻遇高
温高压地层时，难以兼顾失水量和流变性这两个指标；抗污染能力低，性能不稳定，维护周期短；抑制性不能满足应力性坍塌地层稳定井壁的需要；发生漏失易损害油气层。
5.天然气储层埋藏深、地层压力高、高含硫化氢和二氧化碳、纵向上分布多套压力体系，固井压稳防气窜、水泥石防腐蚀难度大。普光气田高含H2S等有毒气体，井控难度大，风险大。实钻显示雷口坡组-长兴组海相地层含有H2S，其中飞仙关组和长兴组地层H2S含量已超过30g/m3。例如，剑门1井显示长兴组H2S含量达到8087g/m3。另外，井底最高地层压力超过110MPa、温度在150℃以卜，属于油气井领域典型的“三高”气井。高温、高压及高含H2S将会给钻井液体系、钻井液高温稳定性及固井水泥浆提出了更高标准的要求；大庆油田深井产层以天然气为主，并含有CO2，其含量最高可达90%，CO2在有水或相对湿润的环境下，对套管及水泥会产生严重的腐蚀破坏作用，可导致水泥环渗透率变大、抗压强度降低，甚至会失去封隔作用。
6.井壁失稳严重。部分地层为裂缝性地层，极易发生井漏。普光1井在89~154m井段出现5次井漏，共漏失泥浆164m3。龙岗西部地区出露地层为自要系下统剑门关组，岩性以砂砾岩为主，胶结疏松，表层发生窜漏和垮塌的可能性极大。高石1、2及磨溪8井[14]实钻证实，上部侏罗系地层井壁稳定性差，地层易垮塌，产水、产油，气体钻井提速优势难以发挥(特别是沙溪庙-珍珠冲)。同时，上部侏罗系地层砂泥岩交互频繁，岩石强度与可钻性差异大，加之大尺寸井眼，在不能实施气体钻井时其钻井速度也很低。有的地区地层极易坍塌而被迫提高钻井液密度，也大大影响了钻井速度。
7.勘探发现与储层保护困难。松辽盆地火山岩气藏岩性复杂[15]，储集空间类型多样，火山岩岩性识别、岩相划分、储层流体解释等方面难度比较大；营城组火山岩、凝灰岩和角砾岩等裂缝性地层储层保护困难；莺歌海组二段到黄流组上部的泥岩段易水化[16]，易造成井眼水化膨胀、岩屑成团、成球，从而发生起钻困难等复杂情况。同时，高压目的层井段钻井液密度高，固相含量高，泥饼虚厚，易造成储层污染而影响油气发现。
1.1.3 深层油气井固井难点
固井技术，作为钻井工程中重要的环节，主用是用于对井眼内的油层、气层和水层进行封隔，起到保护套管、延长油气井寿命和提高产量的目的。由于我国地层情况复杂，在东部地区，主要是进行老区挖潜和对深层油气田的开发，在西部，则主要是进行深井和超深井的开发，而海洋勘探也由浅海发展到深海领域，复杂的地形和井身给固井作业带来了很大的难度，从而影响了固井质量的提高。在深井、超深井固井中，超高温、超高压等诸多因素导致固井质量一直无法满足要求，深井固井还是存在着不少问题。以下对存在的问题做个简单的介绍。
1.井深且井身结构复杂，特殊井身结构存在封固段长和间隙窄的难题[17]。例如，为保证气层开发，根据完井方案的要求，普光气田要求采用特殊尺寸井身结构[18]。采用φ311.1或φ314.3mm钻头钻进，下入φ273.1mm技术套管，套管本体环空间隙只有20mm，接箍的环空间隙则不到15mm。同时由于需要封固陆相地层，套管鞋深度在3600~4600m，属于典型的窄间隙长封固段固井。在此情况下，易导致顶替效率过低和流动阻力过大。
2.地层压力大、井底温度高。大多数深井的井底温度都超过了120℃。温度严重影响着水泥浆的性能，成了固井设计中首先要考虑的因素。井越深，从井口到井底温度变化越大.水泥浆性能越不易控制，而且井下高温对水泥石强度也会产生影响。例如，大庆油田地温梯度为3.8~4.1℃/100m，井深达到5000m，最高温度可能超过200℃[19]。每级固井水泥浆上下温差65~85℃，对水泥浆的稠化时间、失水、强度等性能要求高，既要保证施工安全，又要保证水泥浆“直角”稠化。同时高温对完井工具及套管附件的抗高温性能提出了更高的要求。
3.封固段长、注替量大、施工泵压高。例如，大庆油田深层气井平均井深约4000m，采
用密度1.90g/cm3水泥浆连续双级注水泥工艺封固全井，每级封固井段长约1700~2300m[20]。即便采用重浆顶替技术，最高施工压力也高达20MPa，对固井设备和钻井循环系统的耐压性能提出了更高的要求。同时，封固段长，上部温度低，上下温差大，达50℃以上，给水泥浆设计带来困难。
4.钻遇多套复杂地层。上部存在多套压力体系，安全密度窗口极窄。井越深，钻遇复杂地层的可能性越大。特别是当同一裸眼井段存在两套或多套压力体系时，易出现上漏下涌、上涌下漏等现象，给固井施工带来了一定难度。例如，普光气田海相地层的破裂压力当量密度为1.70g/cm3，安全窗口较窄，容易发生漏失，水泥浆密度选择困难。水泥浆与钻井液密度差过小，易发生失重，使水泥浆柱不能压稳气层，发生气窜。
5.深井地层气体对套管的腐蚀问题。深井经常钻遇H2S，CO2，H2，等有害气体，不仅危害到人的生命，也会腐蚀套管而影响油井寿命，须进行抗腐蚀外加剂及水泥浆体系的研究。例如，普光气田储层的H2S含量达15%，CO2含量达8%，为典型的酸性腐蚀环境。酸性气体在潮湿环境下会腐蚀水泥环，对水泥环和套管的抗腐蚀性能要求高。由水泥环密封性降低引起的毒性气体泄漏，对气田生产安全和周围人民群众生命财产安全带来极大隐患。
6.井眼质量差，井径不规则及套管居中度低。例如，大庆油田由于火山岩属脆性地层，井壁易掉块，稳定性差。目的层井段平均井径达250.81mm，井径扩大率达16.17%。在施工压力高，顶替排量受限的情况下，给顶替效率的提高带来了很大的困难。同时水泥量不易控制，尤其是采用“淹没”式双级注水泥工艺时，洗出多余水泥浆时，会给一、二界面的泥饼及钻井液造成不同程度的污染，影响二级固井质量；套管居中困难，普光气田的开发井以定向井和水平井为主，水平位移都在1000m以上，套管在斜井段和水平段难以居中，影响了水泥浆的顶替效率。
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1. 深层油气藏
随着全球油气工业的发展，油气勘探地域由陆地向深水、目的层由中浅层向深层和超深层、资源类型由常规向非常规快速延伸，水深大于3000m的海洋超深水等新区、埋深超过6000m的陆地超深层等新层系、储集层孔喉直径小于1000nm的超致密油气等新类型，将成为石油工业发展具有战略性的“三新”领域。深层将是石油工业未来最重要的发展领域之一，也是中国石油引领未来油气勘探与开发最重要的战略现实领域。
关于深层的定义，不同国家、不同机构的认识差异较大。目前国际上相对认可的深层标准是其埋深大于等于4500m；2005年，中国国土资源部发布的《石油天然气储量计算规范》将埋深为3500~4500m的地层定义为深层，埋深大于4500m的地层定义为超深层；钻井工程中将埋深为4500~6000m的地层作为深层，埋深大于6000m的地层作为超深层。
尽管对深层深度界限的认识还不一致，但其重要性日益显现，目前，已有70多个国家在深度超过4000m的地层中进行了油气钻探，80多个盆地和油区在4000m以深的层系中发现了2300多个油气藏，共发现30多个深层大油气田（大油田：可采储量大于6850×104t；大气田：可采储量大于850×108m3），其中，在21个盆地中发现了75个埋深大于6000m的工业油气藏。美国墨西哥湾Kaskida油气田是全球已发现的最深海上砂岩油气田，目的层埋深7356m，如从海平面算起，则深达9146m，可采储量（油当量）近1×108t。
中国陆上油气勘探不断向深层-超深层拓展，进入21世纪，深层勘探获得一系列重大突破：在塔里木发现轮南-塔河、塔中等海相碳酸盐岩大油气区及大北、克深等陆相碎屑岩大气田；在四川发现普光、龙岗、高石梯等碳酸盐岩大气田；在鄂尔多斯、渤海湾与松辽盆地的碳酸盐岩、火山岩和碎屑岩领域也获得重大发现东部地区在4500m以深、西部地区在6000m以深获得重大勘探突破，油气勘探深度整体下延1500~2000m，深层已成为中国陆上油气勘探重大接替领域[1]。
中国石油天然气股份有限公司的探井平均井深由2000年的2119m增长到2011年的2946m，其中，塔里木油田勘探井深已连续4年超过6000m（见图1.1），且突破了8000m深度关口（克深7井井深8023m）；东部盆地勘探井深突破6000m（牛东1井井深6027m）中国近10年来完钻井深大于7000m的井有22口，其中，2006年以来完钻19口，占86%目前钻探最深的井是塔深1井，完钻井深8408m，在8000m左右见到了可动油，产微量气，钻井取心证实有溶蚀孔洞，储集层物性较好，地层温度为175~180℃最深的工业气流井是塔里木盆地库车坳陷的博孜1井，7014~7084m井段在5mm油嘴、64MPa油压条件下日产气251×104m3，日产油30t，属典型的碎屑岩凝析气藏；最深的工业油流井是塔里木盆地的托普39井，6950~7110m井段日产油95t、气1.2×104m3。
图1.1 中国石油探井平均井深变化图
深层油气资源潜力大，尤其是天然气资源，随着中浅层勘探程度的不断提高，油气勘探目标逐渐转向深层，本文以4500~6000m为深层标准，大于6000m为超深层标准，初步预测，中国石油探区范围内深层油气资源潜力为220×108~300×108t油当量，主要分布于碳酸盐岩、碎屑岩和火山岩3大领域，以气为主。
深层-超深层碳酸盐岩是未来勘探发展的重要接替领域，当前有塔里木盆地塔北南缘奥陶系岩溶发育区、塔里木盆地塔中奥陶系礁滩与岩溶发育区、鄂尔多斯盆地靖边气田周缘奥陶系岩溶发育区、四川盆地川东北二叠系-三叠系礁滩体发育区、四川盆地川东北石炭系白云岩富气区5大现实领域，勘探面积约10×104km2；有塔里木盆地麦盖提斜坡奥陶系岩溶发育区、塔中-塔北下奥陶统白云岩、环满加尔凹陷寒武系台缘带，四川盆地川西二叠系白云岩区、雷口坡组风化壳区、震旦系-寒武系岩溶-白云岩区，鄂尔多斯盆地东部盐下白云岩及渤海湾盆地潜山8大接替领域，有利勘探面积约10×104km2。
深层碎屑岩资源潜力大，是未来深层油气勘探重要领域，当前有库车坳陷深层天然气、四川盆地须家河组天然气、准噶尔盆地腹部岩性地层油气3大现实领域，勘探面积9×104~10×104km2接替领域有渤海湾盆地深层碎屑岩油气、塔里木盆地海相砂岩油气、准噶尔盆地深层致密砂岩气、塔里木盆地塔西南深层油气、吐哈盆地台北凹陷致密气、三塘湖盆地致密油、松辽盆地深层致密气，勘探面积约34×104km2。
深层火山岩具备规模成藏的基础和条件，具有较好的油气勘探前景现实领域有准噶尔盆地石炭-二叠系、松辽盆地侏罗系-白至系、三塘湖盆地石炭-二叠系、渤海湾盆地侏罗系-古近系，勘探面积14×104km2；接替领域有塔里木盆地二叠系、吐哈盆地石炭-二叠系、四川盆地二叠系，勘探面积17.5×104km2。
近年来，针对深层油气勘探开发技术需求，对超高温钻井液进行了重点研究，形成了超高温钻井液技术体系国内泡沫钻井液抗高温能力从150℃提高到350℃，形成了抗温350℃的水基泡沫钻井液技术，其抗温能力比国外聚合物成膜增黏泡沫钻井液技术高50℃。研发了超高温条件下成胶率高的抗超高温纳米有机土及配套的油基钻井液关键处理剂，形成了抗温250℃、密度2.60g/cm3的油基钻井液技术，达到国外同类技术水平，实现了国内油基钻井液处理剂基本配套，并且钻井液可回收利用同时研发了分子结构中含有高电荷官能团的高温保护剂，将水基钻井液抗温能力从180℃提高到240℃，形成了抗温240℃的水基钻井液技术，其抗温能力比国外同类技术系列高30℃，成本仅为国外技术的30%。
此外，中国钻机已适应超深井钻井需求2006年生产出9000m钻机，2007年又生产出12000m钻机，钻机生产能力为超深井勘探开发提供了条件。
1.1.1 深层油气藏主要分布
1.1.1.1 塔里木盆地深层油气藏主要分布
塔里木盆地位于新疆维合尔自治区南部，被天山山脉、昆仑山系、阿尔金山和喀喇昆仑山系环绕，面积56×104km2，总体上呈菱形块状，东西最长约1320km，南北最宽约720km。依据盆地基底顶面起伏将盆地划分为“三隆四坳”，即塔北隆起、中央隆起、塔南隆起、库车坳陷、北部坳陷、西南坳陷和东南坳陷[2]，如图1.2所示。
图1.2 塔里木盆地构造单元划分
塔里木库车坳陷地质构造复杂，地层压力系数高，存在大段复合膏盐层，迪那和大北-克拉苏地区均为高温高压气井，这对后期的钻井、固井作业来说是巨大的挑战。同时，较高的地层压力对固井后的二界面胶结强度是很大的考验，由于常规钻井液滤饼不具备固化特性，在高温下脱水后没有胶凝结构，因而容易被地层高压流体破坏，从而形成窜流通道。塔里木油田部分区块井况见表1.1。
表1.1 塔里木油田部分区块井况资料
区块
塔中4
轮古
英买7
牙哈
迪那2
克拉2
大北1
大北3
轮南 井类 油 油 气 气 气 气 气 气 油气 井深范围 （Km） 3.2~4.5 5~6 5.1~6.0 4.9~5.9 4.7~5.4 4.2~5.0 5.9~6.6 6.7~8.1 平均4.76 地层压力 （MPa） 42.33 62.9 50~70 51~63 105~111 60~75 98 113~120 62.9 井口压力 （MPa） 14~40 90 50~55 72~75 94~97 井底温度 （℃） 132 106 90~130 131~150 100 168 168 120~140 H2S情况 无 含量低 含量低 无 含量低 无 无 无
1. 塔里木盆地主要深层油气藏
（1）塔河油田
塔河油田位于塔里木盆地北部，构造单元主要在阿克库勒凸起，并包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。塔河油田为一个以大型奥陶系碳酸盐岩油藏为主的复合型油田。主要目的层系为奥陶系、石炭系和三叠系。
塔河油田所钻遇的地层层序多，地层复杂。塔河油田上部第三系库车组、康村组、吉迪克组砂、泥岩不等厚互层，胶结弱、成岩性差、可钻性好、砂岩渗透性高、泥岩以伊利石为主，水化分散性强烈，极易造成虚厚砂泥饼和胶粘性钻屑厚泥饼缩径。下部侏罗系、三叠系、石炭系地层砂、泥岩交叠，层理裂缝发育的硬脆性泥页岩和易水化膨胀分散的泥岩同存，同一地层水化性差异大，泥岩地层坍塌压力系数高于油气层孔隙压力系数，井壁受力不平衡等极易造成严重剥蚀掉块垮塌。
（2）大北气田
大北气田位于库车坳陷克拉苏构造带西端。主要目的层段为下白噩统巴什基奇克组，
埋
藏深(大于5600m)，成岩性强。岩性为褐色中细砂岩、含砾砂岩，钙质含量高，一般为10%左右，最大可达15%。从上至下，粒度变粗。砂岩储层基质渗透率低(基质渗透率处于0.1×10-3-1×10-3μm2之间时为超低渗透率砂岩储层)，总体上属于低孔低渗-特低孔特低渗储层，非均质性强[3]。库车前陆盆地构造单元划分及大北地区位置见图1.3。
图1.3 库车前陆盆地构造单元划分及大北地区位置
（3）克深气田
克深区块位于新疆阿克苏拜城县境内，地面海拔1300~2000m。构造位置为塔里木盆地库车凹陷克拉苏构造带克深区带克深1-克深2构造。完钻层位自变系巴什基奇克组，完钻原则为钻穿自变系巴什基奇克组240m完钻[4]。地质层位及岩性情况见表1.2。
表1.2 克深气田地质层位及岩性情况
地质时代
新近系
古近系
白垩系 层位 N2k N1-2k N1j E2-3s E1-2km K1bs 底界深度 2940 4120 4850 5100 6665 6990 层厚 2940 1180 730 250 1565 325
主要岩性描述（注明油气层位置） 砂砾岩、泥岩、粉砂质泥岩 粉砂质泥岩、泥岩 含砾细砂岩、泥岩夹粉砂岩 泥岩、含膏泥岩夹膏质泥岩 岩盐、泥岩层、泥膏岩 粉砂岩、含砾细砂岩、泥岩
1.1.1.2 四川盆地主要深层油气藏
四川盆地西部是一个大型坳陷区-川西坳陷。川西坳陷面积近6×104km2，发育有巨厚上三叠统和侏罗系陆相碎屑岩地层。侏罗系蓬莱组气藏和沙溪庙组气藏是目前主力开发气藏，上三叠统须家河组气藏是目前深层天然气的主要勘探层系。川西坳陷受构造运动强烈挤压，沉积物严重致密化，油气成熟度高，储层孔隙度低，地层压力变化大，地下裂缝发育不均衡，渗流介质非均质性严重，气藏属致密砂岩孔隙-裂缝型双重介质。油气分布见图1.4。
图1.4 四川盆地油气田分布(据四川石油局资料补充)
1. 普光气田
四川盆地普光气田是四川盆地发现的最大气田，也是我国海相碳酸盐岩层系最大的气田，还是四川盆地埋藏深度最大、资源丰度最高、储层性质最好、优质储层最厚、天然气中硫化氢含量最高、天然气干燥系数最大的整装气田。
普光气田位于四川省东北部大巴山南麓，为双石庙-普光北东向构造带上的一个鼻状构造。截至2006年底，探明普光气田含气面积约28km2，可采储量2511×108m3，是四川盆地目前己发现的国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田。普光气田于2009年10月顺利投产，现己建成年产80亿m3混合天然气的生产能力。
2. 龙岗气田
四川盆地北面是米仓山隆起带，南面是娄山褶皱带，东面是川鄂湘黔褶皱带，西面是龙门山褶皱带。龙岗构造位于仪陇-平昌地区，该构造具有基底固结早、刚性强的特点。
龙岗地区地层平缓，地层倾角普遍都小于10°，发育有弱褶皱，总体上为NW-SE向和NE-SW向排列，呈弧形。区内发育有世界上规模最大的生物礁地震异常体，位于龙岗构造的西侧，在地震剖面上表现为同期岩隆特征。岩隆分布在96YP02线~96YP013线之间，长约40km，宽约4~6km，呈北西-南东向展布，厚度大于330m，发育有生物礁，分布面积为184.28km2。龙岗岩隆条带顶界面海拔在-5400~-6200m之间，其中，具有典型岩隆外貌特征的96YP011线显示的上二叠统厚度为440m，属于岩隆条带埋藏最低点和礁体的最大增厚点，与下三叠统底界低幅圈闭的构造高点重合性较好[5]。
3. 高石梯气田
高石梯构造位于四川省安岳县境内，2011年开始进行勘查，以预探井、探井为主，多为直井，主产层为灯影组，一般井深都在5000m以上，部分龙王庙组专层井，井深在4500m以上。地层结构十分复杂，高温、高压、且多个地层含硫。主要体现在浅层垮塌及漏失，开钻地表可能发生严重垮塌。表层钻井深度及套管下深，很大程度影响着二开的钻井速度。上部地层沙溪庙及凉高山垮塌严重、掉块多、扭矩大。自流井组及须家河组地层软硬交错，可钻性差，钻井扭矩大。
雷口坡至嘉陵江含大段石膏层，易缩径卡钻。茅口组至灯影组地层，龙潭、分乡组、南津关岩性泥质重、塑性强，PDC钻头难以吃入，机械钻速低。沧浪铺上部、灯四中下部和灯三及部分井的高台，地层石英含量重、研磨性特别强，钻头磨损严重，寿命短。潭组泥页岩易发生应力垮塌，掉快多。笨竹寺至灯四段压力差异大，地层压力系数相差0.8以上，界而确定不准，用高密度钻井液进入灯四顶部后，压漏地层发生严重井漏。栖霞至灯影组地层井漏严重，可钻性差，小井眼单只钻头进尺短，机械钻速低。采用复合钻具、小钻具，易发生井漏、垮塌卡钻、上叶下泻等，风险大，处理事故复杂难度高。
1.1.1.3 大庆徐深[6]
徐深气田位于黑龙江省大庆-安达境内，南北长约45km，东西宽约10km，区域构造上处于松辽盆地北部深层徐家围子断陷区中部，从南向北由兴城、昌德、升平、汪家屯4个区块构成，储集层分布在下白至统营城组一段和三段，以酸性喷发岩为主。目前，已具千亿方天然气储量规模，其中火山岩储集层储量占89.8%，是大庆油田天然气开发的主要领域。徐深气田位置图见图1.5。
图1.5 徐深气田位置图
徐家围子地区火山岩储层深度在3000~5000m[7]，岩性类型多样，包括凝灰岩、安山岩、玄武岩、流纹岩等。火山岩储集物性受火山岩喷发时的岩性、岩相及后期改造作用影响较大。强烈的构造运动，使得非常致密的火山岩产生形态各异的天然裂缝，这些天然裂缝与地层中的原生孔隙、次生孔隙、溶洞进行空间组合，形成千变万化的复杂孔隙介质地层。储层类型比较丰富，在深层各个层位存在着不同的五大类储层类型，分别为砂岩、砂砾岩、火山岩、花岗岩及变质岩等。不同类型的储层，结构特征、渗流特征也不一样。同一类型的储层，地层物性、产量等也存在很大差别。储层含气性差异大，横向非均质性强。不同的火山岩储集空间组合，归结为裂缝、孔隙及复合型3种。孔隙度较低(一般为0%~12%)，泥质含量平均为10.8%。
1.1.1.4 南海莺歌海
南海北部边缘盆地广阔，主要分布有北部湾、莺歌海、琼东南、珠江口及台西南等5大盆地，海域水深在50~3000m之间。其中，陆架浅水盆地(水深500m)展布规模大体相当。油气勘探表明，南海北部边缘盆地具有巨大的油气资源潜力及勘探前景。通过半个世纪的油气勘探，尤其是近20多年的对外合作与自营油气勘探，迄今在陆架浅水盆地已发现多个大中型油气田，且大部分已投入开发，目前该区年产天然气和原油分别为60×108m3和1700×108t，其油气(当量)产量已占中国近海陆架盆地一半以上[8]。
图1.6南海北部大陆边缘主要沉积盆地分布
东方13-2气田是近期在莺歌海盆地发现的超压大气田[9]，己探明天然气地质储量近700×108m3。产层黄流组一段是邻近莺西斜坡的盆内坡折带所控制的重力流海底扇沉积，发育向东方1-1底辟构造翼部上超尖灭的构造弓含性圈闭，水道砂分布广、厚度大、物性优，岩心平均孔隙度17.3%，平均渗透率42.3mD，为高温超压弹性边水大气藏，天然气组分优良。
1.1.2 深层油气井钻井难点
陆上油气勘探开发正向着超深层领域发展，钻遇的超深井普遍存在着压力系统复杂、地层岩性复杂、储层流体复杂、工程力学复杂等工程地质特征。钻井工程面临着设计优化难、施工风险大、钻井速度慢、工程质量控制难度大等技术问题。在钻井施工中表现为钻井周期长、复杂情况和故障多、工程投资大，甚至有些井难以钻达目的层。根据我国深层油气藏分布及地质情况，我国深层油气藏钻井难点有以下方面：
1.区域地质条件极为复杂。塔里木山前地质复杂，部分地区含有CO2、H2S，地层倾角大，很多地区高达30~85°，地层压力、应力复杂，裂缝广泛发育及特殊岩性的不规则分布等问题，给工程设计与施工带来很多难度；剑门1井和龙岗地区的己钻井都表明雷口坡组-长兴组井段含有硫化氢，实测长兴组和飞仙关组的硫化氢含量大多数超过30g/m3。剑门1井长兴组的硫化氢含量为86~88g/m3，雷口坡组在钻进过程中也出现了硫化氢。长兴组储层最高压力超过100MPa，温度120℃以上，属于“三高”气井范畴[10-11]。
2.多套压力系统下的井身结构设计困难。纵向上分布压力系统多，例如，普光气田剑门关组-沙溪庙组属于正常压力地层，须家河组-龙潭组地层压力较高，其中在须二段可能会钻遇异常超高压CO2气层，嘉二段地层含有异常高压盐水层。例如，剑门1井在须二段钻遇异常超高压气层，使用钻井液最高密度为2.45g/cm3；邻区构造龙4井在嘉二段钻遇异常高压盐水层，地层压力系数为1.8~2.1。同时受低承压层、破碎带等影响，井身结构优化设计难度大；超深井上部套管尺寸较大、下深较深，套管抗挤与抗内压强度往往达不到要求[12]。
3.地层埋藏较深，岩石强度高、地层坚硬、研磨性强、可钻性差，机械钻速低。川东北元坝地区上部陆相地层自流井须家河、西北麦盖提地区开派兹雷克组玄武岩地层硬度一般在2000~5000MPa之间，可钻性级值6~10级；普光气田地层研磨性强、可钻性差。自流井组、须家河组地层岩性由页岩、细砂岩及砂砾岩组成，可钻性级值达到7级以上，地层研磨性强、可钻性差。实钻显示机械钻速非常低，单只钻头进尺少且使用寿命短。
4.高温条件下钻井液粘土分散、絮凝、钝化，超高密度钻井液体系流变性和稳定性变差，裂缝发育地层在高密度钻井液条件下易引发漏失问题；钻井液体系维护困难。塔里木目前已钻的大部分井使用的是欠饱和盐水、磺化防塌钻井液体系[13]
，主要存在以下问题：钻遇高
温高压地层时，难以兼顾失水量和流变性这两个指标；抗污染能力低，性能不稳定，维护周期短；抑制性不能满足应力性坍塌地层稳定井壁的需要；发生漏失易损害油气层。
5.天然气储层埋藏深、地层压力高、高含硫化氢和二氧化碳、纵向上分布多套压力体系，固井压稳防气窜、水泥石防腐蚀难度大。普光气田高含H2S等有毒气体，井控难度大，风险大。实钻显示雷口坡组-长兴组海相地层含有H2S，其中飞仙关组和长兴组地层H2S含量已超过30g/m3。例如，剑门1井显示长兴组H2S含量达到8087g/m3。另外，井底最高地层压力超过110MPa、温度在150℃以卜，属于油气井领域典型的“三高”气井。高温、高压及高含H2S将会给钻井液体系、钻井液高温稳定性及固井水泥浆提出了更高标准的要求；大庆油田深井产层以天然气为主，并含有CO2，其含量最高可达90%，CO2在有水或相对湿润的环境下，对套管及水泥会产生严重的腐蚀破坏作用，可导致水泥环渗透率变大、抗压强度降低，甚至会失去封隔作用。
6.井壁失稳严重。部分地层为裂缝性地层，极易发生井漏。普光1井在89~154m井段出现5次井漏，共漏失泥浆164m3。龙岗西部地区出露地层为自要系下统剑门关组，岩性以砂砾岩为主，胶结疏松，表层发生窜漏和垮塌的可能性极大。高石1、2及磨溪8井[14]实钻证实，上部侏罗系地层井壁稳定性差，地层易垮塌，产水、产油，气体钻井提速优势难以发挥(特别是沙溪庙-珍珠冲)。同时，上部侏罗系地层砂泥岩交互频繁，岩石强度与可钻性差异大，加之大尺寸井眼，在不能实施气体钻井时其钻井速度也很低。有的地区地层极易坍塌而被迫提高钻井液密度，也大大影响了钻井速度。
7.勘探发现与储层保护困难。松辽盆地火山岩气藏岩性复杂[15]，储集空间类型多样，火山岩岩性识别、岩相划分、储层流体解释等方面难度比较大；营城组火山岩、凝灰岩和角砾岩等裂缝性地层储层保护困难；莺歌海组二段到黄流组上部的泥岩段易水化[16]，易造成井眼水化膨胀、岩屑成团、成球，从而发生起钻困难等复杂情况。同时，高压目的层井段钻井液密度高，固相含量高，泥饼虚厚，易造成储层污染而影响油气发现。
1.1.3 深层油气井固井难点
固井技术，作为钻井工程中重要的环节，主用是用于对井眼内的油层、气层和水层进行封隔，起到保护套管、延长油气井寿命和提高产量的目的。由于我国地层情况复杂，在东部地区，主要是进行老区挖潜和对深层油气田的开发，在西部，则主要是进行深井和超深井的开发，而海洋勘探也由浅海发展到深海领域，复杂的地形和井身给固井作业带来了很大的难度，从而影响了固井质量的提高。在深井、超深井固井中，超高温、超高压等诸多因素导致固井质量一直无法满足要求，深井固井还是存在着不少问题。以下对存在的问题做个简单的介绍。
1.井深且井身结构复杂，特殊井身结构存在封固段长和间隙窄的难题[17]。例如，为保证气层开发，根据完井方案的要求，普光气田要求采用特殊尺寸井身结构[18]。采用φ311.1或φ314.3mm钻头钻进，下入φ273.1mm技术套管，套管本体环空间隙只有20mm，接箍的环空间隙则不到15mm。同时由于需要封固陆相地层，套管鞋深度在3600~4600m，属于典型的窄间隙长封固段固井。在此情况下，易导致顶替效率过低和流动阻力过大。
2.地层压力大、井底温度高。大多数深井的井底温度都超过了120℃。温度严重影响着水泥浆的性能，成了固井设计中首先要考虑的因素。井越深，从井口到井底温度变化越大.水泥浆性能越不易控制，而且井下高温对水泥石强度也会产生影响。例如，大庆油田地温梯度为3.8~4.1℃/100m，井深达到5000m，最高温度可能超过200℃[19]。每级固井水泥浆上下温差65~85℃，对水泥浆的稠化时间、失水、强度等性能要求高，既要保证施工安全，又要保证水泥浆“直角”稠化。同时高温对完井工具及套管附件的抗高温性能提出了更高的要求。
3.封固段长、注替量大、施工泵压高。例如，大庆油田深层气井平均井深约4000m，采
用密度1.90g/cm3水泥浆连续双级注水泥工艺封固全井，每级封固井段长约1700~2300m[20]。即便采用重浆顶替技术，最高施工压力也高达20MPa，对固井设备和钻井循环系统的耐压性能提出了更高的要求。同时，封固段长，上部温度低，上下温差大，达50℃以上，给水泥浆设计带来困难。
4.钻遇多套复杂地层。上部存在多套压力体系，安全密度窗口极窄。井越深，钻遇复杂地层的可能性越大。特别是当同一裸眼井段存在两套或多套压力体系时，易出现上漏下涌、上涌下漏等现象，给固井施工带来了一定难度。例如，普光气田海相地层的破裂压力当量密度为1.70g/cm3，安全窗口较窄，容易发生漏失，水泥浆密度选择困难。水泥浆与钻井液密度差过小，易发生失重，使水泥浆柱不能压稳气层，发生气窜。
5.深井地层气体对套管的腐蚀问题。深井经常钻遇H2S，CO2，H2，等有害气体，不仅危害到人的生命，也会腐蚀套管而影响油井寿命，须进行抗腐蚀外加剂及水泥浆体系的研究。例如，普光气田储层的H2S含量达15%，CO2含量达8%，为典型的酸性腐蚀环境。酸性气体在潮湿环境下会腐蚀水泥环，对水泥环和套管的抗腐蚀性能要求高。由水泥环密封性降低引起的毒性气体泄漏，对气田生产安全和周围人民群众生命财产安全带来极大隐患。
6.井眼质量差，井径不规则及套管居中度低。例如，大庆油田由于火山岩属脆性地层，井壁易掉块，稳定性差。目的层井段平均井径达250.81mm，井径扩大率达16.17%。在施工压力高，顶替排量受限的情况下，给顶替效率的提高带来了很大的困难。同时水泥量不易控制，尤其是采用“淹没”式双级注水泥工艺时，洗出多余水泥浆时，会给一、二界面的泥饼及钻井液造成不同程度的污染，影响二级固井质量；套管居中困难，普光气田的开发井以定向井和水平井为主，水平位移都在1000m以上，套管在斜井段和水平段难以居中，影响了水泥浆的顶替效率。
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