中國石化自2001年開始實施“走出去”戰略以來，海外油氣勘探開發業務發展迅速，截至2017年底，中國石化擁有境外油氣勘探開發項目40餘個，分佈於全球20多個國家，年權益油氣產量當量超過4 000×104 t，成爲我國油氣能源供應安全的重要保障。在發展海外油氣勘探開發業務過程中，中國石化根據國家油氣資源戰略需求和國際油氣資源市場形勢變化，不斷調整發展策略與海外油氣資源結構。目前，中國石化海外油氣資源類型主要包括：1)深層/海洋油氣，如巴西、安哥拉、尼日利亞、喀麥隆、伊朗等國家的油氣區塊；2)老油田低品位油氣，如阿根廷、哈薩克斯坦、哥倫比亞等國家的油氣區塊；3)非常規油氣，如美國、加拿大、澳大利亞等國家的油氣區塊。

鑽井完井工程技術是提高油氣開發效益的關鍵。美國“頁岩氣革命”再次證明，鑽井完井工程技術的進步可以大幅度降低油氣開發成本甚至改變國際能源格局，以Barnett頁岩氣田爲例，2004年開採成本爲0.177美元/m3，單井鑽井週期長達110 d，以水平井鑽井技術和分段壓裂技術爲主的技術革新導致2011年開採成本降至0.088~0.106美元/m3，鑽井週期縮短至18 d。因此，有效發揮鑽井完井工程技術對海外油氣勘探開發的支撐作用，對於保障中國石化海外油氣勘探目標的實現至關重要。路保平等人在多年前分析了中國石化海外油氣勘探開發面臨的工程技術難題，並提出了對策，但近幾年中國石化海外油氣資源類型有了較大變化——深層/海洋油氣資源勘探開發的工程地質環境更加複雜，老油田低品位油氣挖潛和提高採收率成爲新的關注重點，非常規油氣的低成本開發技術需求增強——這些都對鑽井完井工程技術提出了新要求。當前國際原油市場持續低迷，通過鑽井完井工程技術創新實現降本增效也顯得更爲迫切。

爲此，筆者總結了近年來中國石化各海外區塊鑽井完井工程技術的主要進展，分析了新資源格局和低油價市場形勢下海外油氣田鑽井完井工程技術存在的問題與面臨的挑戰，有針對性地提出了發展建議，以保障中國石化海外油氣戰略的實施。

1 技術現狀

作爲大型國際石油公司，中國石化在發展過程中持續關注國際石油工程技術發展趨勢，不斷通過技術創新提升鑽井完井技術水平, 應用新型提速工具有效提高了鑽井速度，適應複雜地層和環境的能力進一步增強，鑽井完井裝備自動化和智能化水平不斷提高，利用工程技術挖掘油氣藏潛力效果明顯。鑽井完井工程技術創新在伊朗雅達油田的集成應用效果表明，工程技術進步對於降低油氣田開發成本和提高開發效益具有重要作用。

1.1 鑽井提速技術

一系列鑽井提速工具的應用，提高了複雜地層的鑽井速度和效率。如加拿大Daylight項目在Warburg地區的大位移井鑽井中應用了水力振盪器，通過在鑽具上產生週期性振動破壞岩屑堆積和降低滑動鑽進摩阻，配合頂驅振動模式，創造了最大水平位移2 973.00 m和最快機械鑽速62.20 m/h的紀錄；巴西RSB項目和加拿大Daylight項目在硬地層或軟硬交錯地層中使用了PDC-牙輪複合鑽頭，實踐證明，這種鑽頭集合了PDC鑽頭與牙輪鑽頭的特點，在硬地層、夾層和高研磨性地層的鑽進中具有高破巖效率、長壽命和高穩定性的特點，巴西BM-S-11區塊ϕ660.4 mm井眼採用該複合鑽頭，平均機械鑽速提高43.60%，平均進尺增加15.70%，目標井段單位進尺成本降低27.33%；巴西RSB項目採用“渦輪鑽具+孕鑲金剛石鑽頭”鑽進鹽下高研磨性硅質碳酸鹽巖地層，與普通螺桿鑽具相比，渦輪鑽具具有全金屬、耐高溫和高轉速的特點；與常規PDC鑽頭相比，孕鑲金剛石鑽頭具有磨損自銳、長期保持攻擊性和壽命長的特點。

1.2 複雜地層和複雜環境鑽井技術

海外許多區塊鑽井液密度窗口窄，因此，確保鑽井安全尤爲重要。尼日利亞、喀麥隆和安哥拉的海上項目普遍應用控壓鑽井技術應對窄密度窗口鑽井難題；伊朗雅達油田應用控壓鑽井技術，精確控制應力敏感地層井底壓力，應對巨厚活躍瀝青層鑽井難題，如S03井應用控壓鑽井技術，瀝青層作業時間縮短至25 d，與鄰井相比節約鑽井液2 200 m3，鑽井成本降低400萬美元。爲提高鑽井機械鑽速、改善井眼質量和提高儲層鑽遇率，海上項目中的定向井和大位移井鑽井普遍應用了旋轉導向技術，喀麥隆項目在ϕ152.4 mm井眼中應用ϕ120.7 mm小尺寸旋轉導向技術，成功鑽進了167.00 m長的水平段。埃及Apache項目應用套管鑽井技術，降低了漏失量，建井成本降低8~17萬美元。巴西和安第斯項目採用可膨脹尾管懸掛器，解決了定向深井尾管下入和封隔器坐封難題。阿根廷SJ油田應用非滲透防塌鑽井液，提高了泥頁岩抑制能力，井徑擴大率由40%降至5%，鑽井週期縮短15%，單井鑽井成本降低16%。尼日利亞、喀麥隆和巴西RSB海上油田普遍應用合成基鑽井液技術，該鑽井液具有優良的抑制性、潤滑性、安全性、低溫穩定性和環保特點。美國MLJV項目在MISSI-LIME地層成功實施多分支井鑽井，雙分支井鑽井完井成本較常規方式降低26%，三分支井鑽井完井成本較常規方式降低44%，使原來不具備商業開採價值的土地單元具有了開發價值。

1.3 智能化鑽井完井技術

隨鑽測量、隨鑽測井技術在海上作業中廣泛應用。安第斯項目採用主動隨鑽測井技術，保證儲層鑽遇率爲100%；採用Well Commander循環旁通閥技術配合隨鑽測壓，通過投球激活和關閉，泵送高濃度堵漏液、壓井液，改善了井眼清潔狀況，防止了井下複雜情況的發生。加拿大Daylight項目採用BlackBox隨鑽記憶存儲裝置實時記錄鑽頭振動和粘滑信息，實現了鑽頭優選和鑽井參數優化；該項目“井工廠”技術應用成熟，單井場8口井採用工廠化作業，平均井深4 600.00 m左右，鑽井週期僅25 d，搬遷費用降低40%。智能完井技術通過分佈式數據採集、傳輸、油井生產狀態自動分析與診斷和遠程自動調節井下流量控制閥，實現油藏實時注採自動管理。Addax尼日利亞項目通過智能分段完井技術實現3個儲層同時開採，降低了鑽井完井作業成本，提高了採收率。哥倫比亞NGEC項目通過遠程實時傳輸技術，實現了北京—波哥大—鑽井現場實時監控隨鑽地質導向作業，提高了油層鑽遇率。

1.4 提高油氣產量工程技術

針對海外各區塊的地質特點，應用了先進的石油工程技術提高油氣產量。哥倫比亞聖湖能源項目採用優化泡沫調剖工藝(優化了注入時機、方式和流程)，平均單井產量提高了150%；加拿大Daylight項目的緻密砂岩油氣水平井引入“井工廠”技術，實現了單井場8口井叢式井組同步壓裂，分段壓裂級數最高達到40級，單井產量提高近1倍，作業成本比同類井常規壓裂降低30%；喀麥隆項目引進同心環空充填系統，礫石充填一次成功率100%，增產效果明顯；阿爾及利亞扎爾則項目採用了油基鑽井液，鑽井液密度控制在0.84~0.95 kg/L，實現了儲層超近平衡壓力鑽井，減少了儲層污染；阿根廷SJ油田應用了低傷害壓裂液，單井平均產量較常規壓裂技術提高25%；伊朗雅達油田應用自轉向酸化技術，解決了非均質碳酸鹽巖儲層長水平段均勻酸化的問題，單井產量提高5.5倍。

1.5 技術創新集成應用效果

技術創新集成應用是降低油氣田整體開發成本和提高開發效益的重要途徑。以伊朗雅達油田爲例，該油田是中國石化海外第一個自主設計、建設和運營的千萬噸級大型整裝油田，自2010年開始鑽井施工以來，該油田通過井身結構優化、高效破巖工具應用、鑽井液體系優化、瀝青層鑽井技術攻關等，建井週期較前期縮短63.0%，平均非生產時間縮短31.7%，累積節約投資8 940萬美元。

2 存在的問題及面臨的挑戰

中國石化海外油氣田鑽井完井技術提質增效效果明顯，但是依然存在區塊間技術發展水平不均衡、自主技術競爭力不強等問題。持續低迷的原油市場、日益嚴苛的國際投資環境、新資源結構下複雜的工程地質環境和迫切的技術創新需求，都給中國石化海外油氣田鑽井完井技術提出了挑戰。

2.1 存在的問題

2.1.1 海外區塊間技術發展水平不均衡

儘管一系列先進、高效鑽井完井工程技術的應用產生了巨大的降本增效效果，但部分海外區塊仍較多地採用常規的鑽井完井技術，主要原因爲：

1) 部分海外區塊地質條件良好，鑽井完井技術挑戰不大，常規工程技術可以滿足鑽探和開發需求；或受到資源國市場整體技術水平限制，先進技術引進困難或成本高，不利於油氣資源經濟開發。

2) 部分海外區塊鑽井完井工程技術力量薄弱，項目收購後未進行科學、詳細的工程技術適應性評價，而是沿用收購前的工程技術方案，先進有效的技術沒有得到應用，導致施工效率低下、投資成本較高。

3) 海外區塊間信息共享機制不成熟，成功經驗無法實現快速共享、評價和移植，無法發揮一體化信息資源優勢。如加拿大Daylight項目採用水力振盪器、旋轉導向鑽井和一趟鑽技術等進行水平井鑽井，平均機械鑽速達15.0 m/h，可通過技術移植實現其他海外油氣田水平井鑽井提質增效；巴西RSB和加拿大Daylight項目採用PDC-牙輪複合鑽頭鑽進軟硬交錯地層，對哈薩克斯坦KOA軟硬交錯地層鑽井提速和延長鑽頭使用壽命具有借鑑意義。鑽井信息實時跟蹤技術已經在主要海上區塊和加拿大、安第斯等項目應用，而其他區塊鑽井信息化水平相對較低，不利於數據驅動下的作業效率管理和提升。北美頁岩氣“井工廠”和自動化鑽機等技術也具有應用於其他常規油氣田提高作業效率和降低成本的潛力。

2.1.2 中國石化自主研發技術競爭力不強

中國石化海外項目涉及的國家和地區多，技術應用水平參差不齊，這些年雖然注重自主研發技術的推廣和應用，但與國際大型油氣技術服務公司相比競爭力依然不強。海外區塊目前應用的中國石化自主研發技術主要爲常規鑽井完井工具和化學助劑(如PDC鑽頭、螺桿鑽具、尾管懸掛器和套管附件、鑽井液和水泥漿添加劑等)，高附加值技術和綜合配套技術應用較少。隨鑽地質導向、套管鑽井、旋轉導向鑽井、海上精細控壓鑽井和智能完井等技術主要掌握在國際大型石油公司或技術服務公司手中，如Shell公司、Schlumberger公司、Halliburton公司等。隨着中國石化海外勘探開發逐步進入深層、深水和非常規等資源動用難度大的領域，對鑽井完井工程技術水平的要求越來越高，國際大型油氣技術服務公司的技術壟斷導致服務費用高，不利於降低作業成本。

2.2 面臨的挑戰

2.2.1 國際油價低位震盪，降本增效壓力依然較大

在原油產量持續上升、供大於求、原油市場利空預期和國際地緣政治等因素的影響下，國際原油價格在短期內難以實現高位反彈，根據美國能源信息署(EIA)2018年7月的預測，布倫特原油價格在2020年以前將大概率位於80美元/桶以下，目前大部分學者認爲油價將長期低位震盪，油氣行業的“寒冬期”短時間內不會結束。低油價形勢下，某些鑽井完井工程技術會導致原油開發成本過高，甚至超過經濟開採界限，鑽井完井技術如何配合經營策略的調整快速降低工程成本和提高油氣產量, 成爲迫切需要解決的問題。

2.2.2 資源國法律法規、合同條款要求苛刻

國際油氣資源合作項目的合同模式日趨苛刻。以回購合同爲例，石油公司需要在較短的合同期限內回收成本，如何保障海外項目在較短的時間內實現投資效益的最大化是鑽井完井工程技術需要解決的問題。安全生產、綠色環保也已經成爲國際油氣合作最基本的和重要的要求，如俄羅斯薩哈林等項目要求鑽井液、鑽屑、廢水等“零排放”；爲了保護飲用水資源不受污染，美國一些州相繼立法禁止採用水力壓裂技術開採天然氣；阿根廷爲保護森林資源，井位審批日益嚴格。

2.2.3 複雜地質環境下鑽井週期長、成本高

1) 海上窄密度窗口鑽井壓力控制困難。海上區塊儲層孔隙壓力普遍較高且海水產生的上覆壓力低，導致淺部地層易破裂。海上區塊普遍存在窄密度窗口難題，深水區塊更加突出。鑽井過程中漏、噴問題嚴重，導致非生產時間長，井控風險大、鑽井週期長，工程成本高。巴西PDA深水區塊(水深2 600.00~3 000.00 m)鹽下灰巖地層裂縫、溶洞發育，安全密度窗口窄(0.02~0.05 kg/L)，PDA-1井鑽井過程中漏失鑽井液約12 000 m3，單井非生產時間達841 h，鑽井成本增加6 000萬美元。尼日利亞近海Addax OML137區塊(水深65.00~496.00 m)的Asanga-2井ϕ165.1 mm井段進行靜態流動測試時出現溢流，壓井時又發生漏失，非生產時間佔比高達32.0%。

2) 複雜地層鑽井週期長、成本高。高溫高壓環境下作業困難、硬地層/軟硬交錯地層鑽速低、井漏、井壁失穩等傳統鑽井難題在部分海外區塊依然存在。喀麥隆項目Ngosso區塊平均水深2.00~3.00 m，儲層孔隙壓力當量密度達1.94~2.08 kg/L，井底溫度高達196 ℃，AZOBE-1X井鑽井過程中發生溢流、漏失、井壁坍塌等複雜情況，導致鑽井週期比設計週期長22.71 d，鑽井費用超支2 050萬美元。哈薩克斯坦KOA油田完鑽井深3 000.00~3 200.00 m，平均鑽井週期達110 d左右，鑽遇地層多爲礫石層、鹽層、巨厚鹽膏層、塑性泥岩、泥板岩和碳酸鹽巖，部分地層研磨性強，導致機械鑽速低，井斜控制難度大，且坍塌、漏失情況頻發，非生產時間佔比達到11.8%。

3) 高強度、高研磨性地層機械鑽速低。一些強度和研磨性極高的地層機械鑽速低，導致作業週期增長，鑽井提速的挑戰性巨大。尤其在作業日費高昂的深水區塊，作業時間增長導致作業成本迅速增加。巴西RSB項目鹽下儲層中下部爲堅硬的硅化碳酸鹽巖，伴有燧石和頁岩，單軸抗壓強度達240 MPa，PDA構造3口井的實鑽數據表明，平均單隻鑽頭進尺45.00 m，平均機械鑽速僅爲1.29 m/h。

2.2.4 特殊儲層油氣資源動用難度大

1) 非常規油氣儲層識別困難。與常規油氣相比，非常規油氣的巖性特徵和成藏條件更加複雜，儲層的強非均質性和各向異性導致地球物理響應多解性更強，“甜點”識別更加困難。如美國SDA項目的主要目的層爲Mississippi層，採用水平井分段壓裂開發，但在開採初期含水率即達到80%以上，儲層“甜點”識別不準確、油水分佈規律認識不清楚等問題導致開發效果不理想，需要基於綜合地球物理技術對儲層進行精細評價。

2) 老油田油井效益提升空間大。中國石化海外油氣產量主要來自開發中後期油田，“雙高”(高採出程度、高含水率)現象突出，部分油田可採儲量的採出程度高於80%，含水率高於80%。同國內老油田開發實踐相比，海外油田精細化管理程度相對較低，普遍沒有形成體系化的綜合治理措施，具有通過國內技術移植提高效益的較大潛力。如何利用工程技術實現穩油控水、提高單井產量，成爲迫切需要解決的問題。

3) 完井井筒流動保障困難。出砂、深水天然氣水合物、瀝青和蠟析出等流動保障問題在海外區塊普遍存在，阻礙了油氣通道暢通和產量目標的實現。哈薩克斯坦FIOC區塊地層疏鬆、出砂嚴重，主要採用套管射孔完井(部分井採用篩管完井)，防砂作業井修井週期短(6~12個月)、單井產量低(1~5 t/d)，開發效果差；哥倫比亞聖湖能源Moriche和Jazmin稠油油田砂岩儲層埋藏淺(400.00~600.00 m)、中高滲、膠結差，原油黏度高，蒸汽吞吐熱採生產出砂嚴重，防砂週期短、難度大、效果差，甚至發生割縫篩管堵塞變形現象；巴西RSB項目採用大量注入甲醇的方法抑制生產過程中天然氣水合物的形成，依然無法阻止天然氣水合物形成堵塞生產管柱，PDA井生產過程中天然氣水合物堵塞4次，其中2次導致氣井停產；伊朗雅達油田以Fahliyan儲層爲目的層的生產井完井測試時原油中的瀝青質析出並附着在油管內壁上，導致鋼絲作業時工具下入遇阻，5口井由於油管內瀝青析出沉積導致井下堵塞器取出困難；阿根廷SJ油田MEN區塊瀝青質和CO2含量高，生產壓差大，生產過程中嚴重結垢造成生產管柱被卡、腐蝕，結垢井段甚至長達200.00~300.00 m，採用分段擠酸清洗和套銑，單井作業成本達80~100萬美元。