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       中国石化自2001年开始实施“走出去”战略以来，海外油气勘探开发业务发展迅速，截至2017年底，中国石化拥有境外油气勘探开发项目40余个，分布于全球20多个国家，年权益油气产量当量超过4 000×104 t，成为我国油气能源供应安全的重要保障。在发展海外油气勘探开发业务过程中，中国石化根据国家油气资源战略需求和国际油气资源市场形势变化，不断调整发展策略与海外油气资源结构。目前，中国石化海外油气资源类型主要包括：1)深层/海洋油气，如巴西、安哥拉、尼日利亚、喀麦隆、伊朗等国家的油气区块；2)老油田低品位油气，如阿根廷、哈萨克斯坦、哥伦比亚等国家的油气区块；3)非常规油气，如美国、加拿大、澳大利亚等国家的油气区块。

       钻井完井工程技术是提高油气开发效益的关键。美国“页岩气革命”再次证明，钻井完井工程技术的进步可以大幅度降低油气开发成本甚至改变国际能源格局，以Barnett页岩气田为例，2004年开采成本为0.177美元/m3，单井钻井周期长达110 d，以水平井钻井技术和分段压裂技术为主的技术革新导致2011年开采成本降至0.088~0.106美元/m3，钻井周期缩短至18 d。因此，有效发挥钻井完井工程技术对海外油气勘探开发的支撑作用，对于保障中国石化海外油气勘探目标的实现至关重要。路保平等人在多年前分析了中国石化海外油气勘探开发面临的工程技术难题，并提出了对策，但近几年中国石化海外油气资源类型有了较大变化——深层/海洋油气资源勘探开发的工程地质环境更加复杂，老油田低品位油气挖潜和提高采收率成为新的关注重点，非常规油气的低成本开发技术需求增强——这些都对钻井完井工程技术提出了新要求。当前国际原油市场持续低迷，通过钻井完井工程技术创新实现降本增效也显得更为迫切。

       为此，笔者总结了近年来中国石化各海外区块钻井完井工程技术的主要进展，分析了新资源格局和低油价市场形势下海外油气田钻井完井工程技术存在的问题与面临的挑战，有针对性地提出了发展建议，以保障中国石化海外油气战略的实施。

       1 技术现状

       作为大型国际石油公司，中国石化在发展过程中持续关注国际石油工程技术发展趋势，不断通过技术创新提升钻井完井技术水平, 应用新型提速工具有效提高了钻井速度，适应复杂地层和环境的能力进一步增强，钻井完井装备自动化和智能化水平不断提高，利用工程技术挖掘油气藏潜力效果明显。钻井完井工程技术创新在伊朗雅达油田的集成应用效果表明，工程技术进步对于降低油气田开发成本和提高开发效益具有重要作用。

       1.1 钻井提速技术

       一系列钻井提速工具的应用，提高了复杂地层的钻井速度和效率。如加拿大Daylight项目在Warburg地区的大位移井钻井中应用了水力振荡器，通过在钻具上产生周期性振动破坏岩屑堆积和降低滑动钻进摩阻，配合顶驱振动模式，创造了最大水平位移2 973.00 m和最快机械钻速62.20 m/h的纪录；巴西RSB项目和加拿大Daylight项目在硬地层或软硬交错地层中使用了PDC-牙轮复合钻头，实践证明，这种钻头集合了PDC钻头与牙轮钻头的特点，在硬地层、夹层和高研磨性地层的钻进中具有高破岩效率、长寿命和高稳定性的特点，巴西BM-S-11区块ϕ660.4 mm井眼采用该复合钻头，平均机械钻速提高43.60%，平均进尺增加15.70%，目标井段单位进尺成本降低27.33%；巴西RSB项目采用“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”钻进盐下高研磨性硅质碳酸盐岩地层，与普通螺杆钻具相比，涡轮钻具具有全金属、耐高温和高转速的特点；与常规PDC钻头相比，孕镶金刚石钻头具有磨损自锐、长期保持攻击性和寿命长的特点。

       1.2 复杂地层和复杂环境钻井技术

       海外许多区块钻井液密度窗口窄，因此，确保钻井安全尤为重要。尼日利亚、喀麦隆和安哥拉的海上项目普遍应用控压钻井技术应对窄密度窗口钻井难题；伊朗雅达油田应用控压钻井技术，精确控制应力敏感地层井底压力，应对巨厚活跃沥青层钻井难题，如S03井应用控压钻井技术，沥青层作业时间缩短至25 d，与邻井相比节约钻井液2 200 m3，钻井成本降低400万美元。为提高钻井机械钻速、改善井眼质量和提高储层钻遇率，海上项目中的定向井和大位移井钻井普遍应用了旋转导向技术，喀麦隆项目在ϕ152.4 mm井眼中应用ϕ120.7 mm小尺寸旋转导向技术，成功钻进了167.00 m长的水平段。埃及Apache项目应用套管钻井技术，降低了漏失量，建井成本降低8~17万美元。巴西和安第斯项目采用可膨胀尾管悬挂器，解决了定向深井尾管下入和封隔器坐封难题。阿根廷SJ油田应用非渗透防塌钻井液，提高了泥页岩抑制能力，井径扩大率由40%降至5%，钻井周期缩短15%，单井钻井成本降低16%。尼日利亚、喀麦隆和巴西RSB海上油田普遍应用合成基钻井液技术，该钻井液具有优良的抑制性、润滑性、安全性、低温稳定性和环保特点。美国MLJV项目在MISSI-LIME地层成功实施多分支井钻井，双分支井钻井完井成本较常规方式降低26%，三分支井钻井完井成本较常规方式降低44%，使原来不具备商业开采价值的土地单元具有了开发价值。

       1.3 智能化钻井完井技术

       随钻测量、随钻测井技术在海上作业中广泛应用。安第斯项目采用主动随钻测井技术，保证储层钻遇率为100%；采用Well Commander循环旁通阀技术配合随钻测压，通过投球激活和关闭，泵送高浓度堵漏液、压井液，改善了井眼清洁状况，防止了井下复杂情况的发生。加拿大Daylight项目采用BlackBox随钻记忆存储装置实时记录钻头振动和粘滑信息，实现了钻头优选和钻井参数优化；该项目“井工厂”技术应用成熟，单井场8口井采用工厂化作业，平均井深4 600.00 m左右，钻井周期仅25 d，搬迁费用降低40%。智能完井技术通过分布式数据采集、传输、油井生产状态自动分析与诊断和远程自动调节井下流量控制阀，实现油藏实时注采自动管理。Addax尼日利亚项目通过智能分段完井技术实现3个储层同时开采，降低了钻井完井作业成本，提高了采收率。哥伦比亚NGEC项目通过远程实时传输技术，实现了北京—波哥大—钻井现场实时监控随钻地质导向作业，提高了油层钻遇率。

       1.4 提高油气产量工程技术

       针对海外各区块的地质特点，应用了先进的石油工程技术提高油气产量。哥伦比亚圣湖能源项目采用优化泡沫调剖工艺(优化了注入时机、方式和流程)，平均单井产量提高了150%；加拿大Daylight项目的致密砂岩油气水平井引入“井工厂”技术，实现了单井场8口井丛式井组同步压裂，分段压裂级数最高达到40级，单井产量提高近1倍，作业成本比同类井常规压裂降低30%；喀麦隆项目引进同心环空充填系统，砾石充填一次成功率100%，增产效果明显；阿尔及利亚扎尔则项目采用了油基钻井液，钻井液密度控制在0.84~0.95 kg/L，实现了储层超近平衡压力钻井，减少了储层污染；阿根廷SJ油田应用了低伤害压裂液，单井平均产量较常规压裂技术提高25%；伊朗雅达油田应用自转向酸化技术，解决了非均质碳酸盐岩储层长水平段均匀酸化的问题，单井产量提高5.5倍。

       1.5 技术创新集成应用效果

       技术创新集成应用是降低油气田整体开发成本和提高开发效益的重要途径。以伊朗雅达油田为例，该油田是中国石化海外第一个自主设计、建设和运营的千万吨级大型整装油田，自2010年开始钻井施工以来，该油田通过井身结构优化、高效破岩工具应用、钻井液体系优化、沥青层钻井技术攻关等，建井周期较前期缩短63.0%，平均非生产时间缩短31.7%，累积节约投资8 940万美元。

       2 存在的问题及面临的挑战

       中国石化海外油气田钻井完井技术提质增效效果明显，但是依然存在区块间技术发展水平不均衡、自主技术竞争力不强等问题。持续低迷的原油市场、日益严苛的国际投资环境、新资源结构下复杂的工程地质环境和迫切的技术创新需求，都给中国石化海外油气田钻井完井技术提出了挑战。

       2.1 存在的问题

       2.1.1 海外区块间技术发展水平不均衡

       尽管一系列先进、高效钻井完井工程技术的应用产生了巨大的降本增效效果，但部分海外区块仍较多地采用常规的钻井完井技术，主要原因为：

       1) 部分海外区块地质条件良好，钻井完井技术挑战不大，常规工程技术可以满足钻探和开发需求；或受到资源国市场整体技术水平限制，先进技术引进困难或成本高，不利于油气资源经济开发。

       2) 部分海外区块钻井完井工程技术力量薄弱，项目收购后未进行科学、详细的工程技术适应性评价，而是沿用收购前的工程技术方案，先进有效的技术没有得到应用，导致施工效率低下、投资成本较高。

       3) 海外区块间信息共享机制不成熟，成功经验无法实现快速共享、评价和移植，无法发挥一体化信息资源优势。如加拿大Daylight项目采用水力振荡器、旋转导向钻井和一趟钻技术等进行水平井钻井，平均机械钻速达15.0 m/h，可通过技术移植实现其他海外油气田水平井钻井提质增效；巴西RSB和加拿大Daylight项目采用PDC-牙轮复合钻头钻进软硬交错地层，对哈萨克斯坦KOA软硬交错地层钻井提速和延长钻头使用寿命具有借鉴意义。钻井信息实时跟踪技术已经在主要海上区块和加拿大、安第斯等项目应用，而其他区块钻井信息化水平相对较低，不利于数据驱动下的作业效率管理和提升。北美页岩气“井工厂”和自动化钻机等技术也具有应用于其他常规油气田提高作业效率和降低成本的潜力。

       2.1.2 中国石化自主研发技术竞争力不强

       中国石化海外项目涉及的国家和地区多，技术应用水平参差不齐，这些年虽然注重自主研发技术的推广和应用，但与国际大型油气技术服务公司相比竞争力依然不强。海外区块目前应用的中国石化自主研发技术主要为常规钻井完井工具和化学助剂(如PDC钻头、螺杆钻具、尾管悬挂器和套管附件、钻井液和水泥浆添加剂等)，高附加值技术和综合配套技术应用较少。随钻地质导向、套管钻井、旋转导向钻井、海上精细控压钻井和智能完井等技术主要掌握在国际大型石油公司或技术服务公司手中，如Shell公司、Schlumberger公司、Halliburton公司等。随着中国石化海外勘探开发逐步进入深层、深水和非常规等资源动用难度大的领域，对钻井完井工程技术水平的要求越来越高，国际大型油气技术服务公司的技术垄断导致服务费用高，不利于降低作业成本。

       2.2 面临的挑战

       2.2.1 国际油价低位震荡，降本增效压力依然较大

       在原油产量持续上升、供大于求、原油市场利空预期和国际地缘政治等因素的影响下，国际原油价格在短期内难以实现高位反弹，根据美国能源信息署(EIA)2018年7月的预测，布伦特原油价格在2020年以前将大概率位于80美元/桶以下，目前大部分学者认为油价将长期低位震荡，油气行业的“寒冬期”短时间内不会结束。低油价形势下，某些钻井完井工程技术会导致原油开发成本过高，甚至超过经济开采界限，钻井完井技术如何配合经营策略的调整快速降低工程成本和提高油气产量, 成为迫切需要解决的问题。

       2.2.2 资源国法律法规、合同条款要求苛刻

       国际油气资源合作项目的合同模式日趋苛刻。以回购合同为例，石油公司需要在较短的合同期限内回收成本，如何保障海外项目在较短的时间内实现投资效益的最大化是钻井完井工程技术需要解决的问题。安全生产、绿色环保也已经成为国际油气合作最基本的和重要的要求，如俄罗斯萨哈林等项目要求钻井液、钻屑、废水等“零排放”；为了保护饮用水资源不受污染，美国一些州相继立法禁止采用水力压裂技术开采天然气；阿根廷为保护森林资源，井位审批日益严格。

       2.2.3 复杂地质环境下钻井周期长、成本高

       1) 海上窄密度窗口钻井压力控制困难。海上区块储层孔隙压力普遍较高且海水产生的上覆压力低，导致浅部地层易破裂。海上区块普遍存在窄密度窗口难题，深水区块更加突出。钻井过程中漏、喷问题严重，导致非生产时间长，井控风险大、钻井周期长，工程成本高。巴西PDA深水区块(水深2 600.00~3 000.00 m)盐下灰岩地层裂缝、溶洞发育，安全密度窗口窄(0.02~0.05 kg/L)，PDA-1井钻井过程中漏失钻井液约12 000 m3，单井非生产时间达841 h，钻井成本增加6 000万美元。尼日利亚近海Addax OML137区块(水深65.00~496.00 m)的Asanga-2井ϕ165.1 mm井段进行静态流动测试时出现溢流，压井时又发生漏失，非生产时间占比高达32.0%。

       2) 复杂地层钻井周期长、成本高。高温高压环境下作业困难、硬地层/软硬交错地层钻速低、井漏、井壁失稳等传统钻井难题在部分海外区块依然存在。喀麦隆项目Ngosso区块平均水深2.00~3.00 m，储层孔隙压力当量密度达1.94~2.08 kg/L，井底温度高达196 ℃，AZOBE-1X井钻井过程中发生溢流、漏失、井壁坍塌等复杂情况，导致钻井周期比设计周期长22.71 d，钻井费用超支2 050万美元。哈萨克斯坦KOA油田完钻井深3 000.00~3 200.00 m，平均钻井周期达110 d左右，钻遇地层多为砾石层、盐层、巨厚盐膏层、塑性泥岩、泥板岩和碳酸盐岩，部分地层研磨性强，导致机械钻速低，井斜控制难度大，且坍塌、漏失情况频发，非生产时间占比达到11.8%。

       3) 高强度、高研磨性地层机械钻速低。一些强度和研磨性极高的地层机械钻速低，导致作业周期增长，钻井提速的挑战性巨大。尤其在作业日费高昂的深水区块，作业时间增长导致作业成本迅速增加。巴西RSB项目盐下储层中下部为坚硬的硅化碳酸盐岩，伴有燧石和页岩，单轴抗压强度达240 MPa，PDA构造3口井的实钻数据表明，平均单只钻头进尺45.00 m，平均机械钻速仅为1.29 m/h。

       2.2.4 特殊储层油气资源动用难度大

       1) 非常规油气储层识别困难。与常规油气相比，非常规油气的岩性特征和成藏条件更加复杂，储层的强非均质性和各向异性导致地球物理响应多解性更强，“甜点”识别更加困难。如美国SDA项目的主要目的层为Mississippi层，采用水平井分段压裂开发，但在开采初期含水率即达到80%以上，储层“甜点”识别不准确、油水分布规律认识不清楚等问题导致开发效果不理想，需要基于综合地球物理技术对储层进行精细评价。

       2) 老油田油井效益提升空间大。中国石化海外油气产量主要来自开发中后期油田，“双高”(高采出程度、高含水率)现象突出，部分油田可采储量的采出程度高于80%，含水率高于80%。同国内老油田开发实践相比，海外油田精细化管理程度相对较低，普遍没有形成体系化的综合治理措施，具有通过国内技术移植提高效益的较大潜力。如何利用工程技术实现稳油控水、提高单井产量，成为迫切需要解决的问题。

       3) 完井井筒流动保障困难。出砂、深水天然气水合物、沥青和蜡析出等流动保障问题在海外区块普遍存在，阻碍了油气通道畅通和产量目标的实现。哈萨克斯坦FIOC区块地层疏松、出砂严重，主要采用套管射孔完井(部分井采用筛管完井)，防砂作业井修井周期短(6~12个月)、单井产量低(1~5 t/d)，开发效果差；哥伦比亚圣湖能源Moriche和Jazmin稠油油田砂岩储层埋藏浅(400.00~600.00 m)、中高渗、胶结差，原油黏度高，蒸汽吞吐热采生产出砂严重，防砂周期短、难度大、效果差，甚至发生割缝筛管堵塞变形现象；巴西RSB项目采用大量注入甲醇的方法抑制生产过程中天然气水合物的形成，依然无法阻止天然气水合物形成堵塞生产管柱，PDA井生产过程中天然气水合物堵塞4次，其中2次导致气井停产；伊朗雅达油田以Fahliyan储层为目的层的生产井完井测试时原油中的沥青质析出并附着在油管内壁上，导致钢丝作业时工具下入遇阻，5口井由于油管内沥青析出沉积导致井下堵塞器取出困难；阿根廷SJ油田MEN区块沥青质和CO2含量高，生产压差大，生产过程中严重结垢造成生产管柱被卡、腐蚀，结垢井段甚至长达200.00~300.00 m，采用分段挤酸清洗和套铣，单井作业成本达80~100万美元。