中石油海外钻采技术现状与未来

1、【审思】中石油海外钻采技术现状与未来文|陈曙东等中国石油海外勘探开发公司中国石油海外油气业务建成中亚、中东、亚太、非洲、美洲五大油气合作区， 成功地完成了在全球的战略布局，为保障国家能源安全和集团公司国际化做出了 重大的贡献。2011年起海外油气作业产量超过1亿吨油气当量，权益产量达到 5000万吨以上，海外油气业务进入优质、高效、可持续发展的新阶段。积极推 进钻采工程基础建设，坚持先进实用技术集成应用与科技创新并重， 突破制约油 田开发生产的“瓶颈”技术，必将极大提升中国石油海外油气田（以下简称海外 油气田或海外项目）钻采工程技术水平。1、海外油气田开发策略及要求由于海外项目不同的油气藏类型

2、、 开发特点、合同模式和投资环境，在开发 策略上与国内油田存在一定差异。 一般而言，国内油田的开发以最大采收率为目 标，而海外项目则是在合同期内的最大收益率为宗旨。因此，对钻采工程技术提出了特殊的要求。总体来说，海外钻采工程技术必须满足 6个方面的要求：一是满足油田开发策略的要求，集成创新并规模应用先进适用的钻采工程技 术；二是满足安全风险的要求，对处于地缘风险高的国家和地区或热带雨林国家， 尽量缩短钻井周期、减少井下作业及油水井维修工作量；三是满足国际行业标准的要求，钻采工程技术具有要更高的水准；四是满足低成本战略的要求，实现操作简单、维护方便、投入少，产出高、 经济效益最大化；五是满足前瞻

3、性的要求，钻采工程技术设计具有预见性，主要是考虑海外物 资采购通常按照国际惯例进行招议标，运输、清关等繁琐手续，时间长，没有国 内的便利条件；六是满足资源国环境保护的要求。2、海外钻采工程技术发展历程2.1钻井工程技术3个阶段的发展第1阶段：“十五”期间主要集中在南美、苏丹和哈萨克斯坦，钻井技术 以突出安全快速为主，通过钻头选型、钻井参数优化、钻井液性能优化、固井工 艺优化等技术的应用，不断提高钻井速度。第2阶段：“十一五”期间以获得阿姆河天然气和多个海外项目为标志， 大力推进常规水平井、稠油区块水平井技术；稳步开展欠平衡和控压钻井技术， 在伊朗、阿尔及利亚、乍得和印尼的海外油气田有效解决了低

4、压地层和复杂地层 的钻井难题，提高了钻井速度，及时发现了油气层，极大提升了深井超深井钻井 技术水平。在乌兹别克斯坦JD构造和土库曼斯坦阿姆河右岸等区块“打成、打快、打 省” 了一批深井超深井，形成了 “高温、高压、高产、高含硫、超深、巨厚盐膏 层钻完井综合配套技术。第3阶段：“十二五”期间积极推进钻井工程基础建设与科技攻关相结合， 研究和推广分支水平井钻井技术，非常规钻井技术在常规领域得到应用推广； 海洋作业田浅水领域进入了深水领域； 研发工厂化钻井作业方法，极大地提升了海 外钻井工程技术水平。2.2 采油工程技术5个阶段的发展第1阶段：1999 2001年集成技术推广应用。如秘鲁、苏丹、委内

5、瑞拉、哈萨克斯坦等应用电潜泵举升工艺，为产能建设 提供技术支持。第2阶段：2002 2010年举升方式多元化。如储层改造及气举技术为阿克纠宾项目千万吨级目标提供技术保障。第3阶段：2010年以来加拿大、SPC、里海非常规资源采油技术的开采推 广与海洋作业技术开始起步。3、海外项目油气藏特征及其对钻采工程技术的需求海外项目开发油藏类型多、储层物性差异大、油品性质复杂、多含有腐蚀性 流体、井型及完井方式多样化。因此需针对储层及流体特点，匹配先进适用的钻 采工程技术实现油气田有效开发。3.1油藏主要特征中国石油海外项目开发的油气藏可分底水块状砂岩油藏、疏松砂岩稠油油藏及高凝重质稠油油藏、非均质及酸性

6、碳酸盐岩气藏、非常规油气藏（致密气、油 砂和煤层气）等类型（表）。埋深6004600m ;储层渗透率由特低渗到特高渗，以中高渗为主；油层厚 度由几米薄层到巨厚层；油品性质多样性，即有常规稀油，也有稠油、高凝油以 及LNG等；部分油田含有腐蚀性流体以及 200000mg/L的地层水矿化度，对钻采工程技术应用有较大的影响。3.2开发现状321钻井井型多样化直井、斜井、定向井、侧钻水平井及水平井多样化的特点。有 27个油田1390 口井采用水平井、大斜 度井、侧钻水平井、双分支水平井钻完井方式，占海外项目总井数的13.7%，而且有继续加大的趋势。举升方式多样化举升工艺是项目开发生产的重要组成部分并贯

7、穿于全过程。 海外项目总井数 近20000 口，有杆泵井占41 %，电潜泵井占23%，螺杆泵井占20 %，气举井 占7%，自喷井占9% （见表）。电潜泵最高日产油1781t（苏丹1/2/4项目），最大举升深度3185m （伊 拉克R项目），吸入口最大井斜角63 ° （伊朗M项目），最长免修期达1320d。 哈萨克斯坦R油田整体采用湿气气举，举升深度 3200m，举升产量占油田总产 量80%。螺杆泵在水平井、稠油及出砂井中应用，免修期达到 481d。增产措施多样化针对油藏类型及不同的开发阶段配套多样化的作业措施，增油量占总产油量的5%8%，为项目上产稳产起到至关重要的作用。其主要措施是

8、包括补孔、储层改造、转换举升方式、侧钻及优化工作制度等。关键技术是储层动态描述及剩余油分布规律研究、产液及吸水剖面认识、增产措 施的有效性及经济性。地层能量补充多样化通过人工补充地层能量，提高单井产量和采收率已经成为海外项目的重要技 术手段。共有13个项目52个油田实施不同程度的注水（汽、气）开发，水驱 地质储量占总地质储量的39%。4、海外钻采工程关键技术4.1钻井工程关键技术井身结构优化设计技术以地层三压力分析为核心的井身结构优化技术在中亚、中东等地区应用取得 显著效果。优化了井身结构，减少了事故和复杂的发生，提高了钻井速度，缩短 了钻井周期。乌兹别克斯坦JD4井与JD3井相比，处理事故时

9、间由33%降低到 0，钻井周期缩短159d （见图）。钻头优选及个性化钻头设计技术通过对地层岩石力学性能及可钻性的实验研究，结合测井资料分析和钻头使 用资料，优选最适合地层岩性的钻头以提高机械钻速。在乌兹别克斯坦、土库曼 斯坦、尼日尔等海外油田应用取得显著效果。在乌兹别克斯坦JD4井全井平均机械钻速1.46m/h，JD3井的1.2m/h提高了 21.7%。在尼日尔，通过优选后 使用PDC钻头，钻井周期平均缩短29.88%，机械钻速平均提高90.76%。复杂地质条件下钻井液技术抗高温高压、抗盐、抗硫化氢高密度钻井液适用于井深6000m以上，井底温度140 C以上，地层富含盐、高压盐水和石膏，抗高

10、温（140 C）、高压（144MPa ）、 高密度（2.45g/cm 3）、抗盐（30% ）的饱和氯化钠盐水钻井液体系，在乍得、 苏丹6区、乌兹别克斯坦费尔甘纳等项目应用，抑制防塌胺基钻井液技术较好地 解决了伊蒙混层为主，且混层比较高的泥页岩井壁稳定难题。 可循环微泡沫钻井液技术在伊朗百年老油田M油田的成功应用，解决了超低压裂缝性碳酸盐岩油 藏的钻完井难题。深井复杂井固井技术适用于深井超深井的抗高温（180 C）、长封固段（5155m ）、大温差（125 C）、 超高密度（2.45g/cm 3、水泥浆固井技术，在乌兹别克斯坦费尔甘纳等项目应用 获得良好的应用效果，固井质量优良。JD3井？244

11、.5mm 技术套管固井一次封 固段长4300 m，上下温差近100 C ； JD4井?244.5mm 技术套管固井封固 段长5155.7m，上下温差120 C以上；JD4井？177.8mm 尾管固井水泥浆密 度2.45g/cm 3,优选铁矿粉为加重剂的隔离液密度达2.352.40g/cm 3,冲洗、稀释、隔离及缓冲作用较好。水平井多分支井钻井技术在中东的阿曼、伊朗和伊拉克，美洲的委内瑞拉和加拿大，中亚的哈萨克， 非洲的苏丹和阿尔及利亚等海外项目，各类水平井占总井数的13.7%，大幅度提高了油气产量，降低了吨油成本。尤其是超短半径三维丛式水平井钻井技术， 重点解决加拿大浅层油砂及委内瑞拉 HN4

12、浅层稠油开采难题，实现了批钻工厂 化钻井作业。欠平衡钻井技术优选欠平衡钻井模式和循环介质，优化井底压力及欠压值计算模块，形成了 欠平衡钻井工艺和设备配套技术。在乍得 H区块B盆地花岗岩潜山实施了欠平 衡钻井作业，进一步证实了花岗岩潜山的含油前景。精细控压钻井技术控压钻井能够消除开停泵和循环压耗对井底压力的影响，有效控制井底压力 在窄窗口范围内，快速调节井下环空压力，避免井下复杂，大幅度提高水平段延 伸能力。在印尼JB区块应用精细控压钻井技术，钻进过程中成功实现了控压欠 平衡（点火）钻进、控压起下钻、重浆驱替和溢流监控等工艺，减少了井下复杂， 缩短非生产时间20%30%，避免了储层污染，及时发现

13、油气层，取得了良好 的效果。钻井废物回收技术为防止钻井过程中产生的废物对陆地及海洋造成污染，研究形成了钻井废物 回收处理技术。4.2采油工程关键技术大型碳酸盐岩油藏水平井分段完井技术大型碳酸盐岩油藏主要采用长井段水平井开采，以中东地区伊拉克 AHD、 HAL、伊朗NA、SA、NA，叙利亚GBE以及阿曼DAL等油田为代表，水平段 500800m 。结合开发后期出水或增产措施的需要，采用管外遇油膨胀封隔器35段的分段完井方式（见图）。遇油膨胀封隔器长度320m，耐压103MPa，耐温普通型160 C,热采井 耐温302 C。伊拉克AHD及HAL油田现场应用48 口井，现场应用规模将逐步 扩大。（1

14、 ）气举系统优化调整技术开采。哈萨克斯坦R油田主体采用气举工艺，气举井产量占油田总产量 88%。随 着气举规模的不断扩大，需要对气举系统进行整体优化。系统优化配气技术打破 了以往仅仅以单井为对象的优化配气模式， 以区块最大产量为目标，以整个气举 区块所有气举井为对象进行系统优化配气， 建立了系统优化配气数学模型，成功 求取有限气源约束条件下，区块产量最大化时的各单井配气量。气举系统优化及低压低效井综合调整技术在R油田现场优化和综合调整337 口井，取得了节约注气量和增油的双重效果。 其中，系统优化配气技术应用 了南北区30个配气间240 口井，有效井202 口井，有效率84%，累计增油38.0

15、 xi04t/d，节约气量 1.4 X108m3/d。(2 )湿气气举工艺。在增加干气供气能力有限的条件下进行湿气气举中硫化氢腐蚀和水合物冻 堵的“瓶颈”技术研究，形成了以区块最大产量为目标的湿气气举配套技术，包 括湿气气举优化设计、防腐蚀气举工艺流程设计以及地面流程改造、设备配套、 防水合物冻堵、防腐气举工具研发、湿气气举井日常维护管理等。成功实现了哈 萨克斯坦R油田湿气气举工艺，确保气举规模迅速扩大，油井增产效果明显。(3)本井气气举工艺。苏丹6区成功应用了本井气气举特色工艺。F70井应用下部高气油比油藏与 上部低压油藏气举生产，日产原油 600t，日产气6Xl04m3。FN68-1井停喷

16、后 将下部气层射开，实现了高压天然气对上部油层进行气举，获得日产液147t，日产油127t，日产气6.7 X104m3。苏丹6区利用下部AG层气举上部Bentiu 层增产效果显著，单井最高产量达 1780t/d 。423碳酸盐岩油藏水平井连续油管拖动酸化技术及直井多级分层酸压技术压裂酸化改造增产增注工艺技术经过多年攻关研究、现场试验、推广应用， 形成了多项压裂酸化配套工艺和多套酸化配方体系，在哈萨克斯坦阿克纠宾、伊 拉克AHD以及阿曼DAL等项目碳酸盐岩及砂岩油藏开发生产中现场累计施工 768井次，平均单井增油 60t/d 。（1）长井段水平井连续油管拖动酸化工艺。长井段水平井连续油管拖动定点

17、酸化和变速拖动酸化技术在伊拉克 AHD、 HAL、伊朗NA、阿曼DAL油田和叙利亚GBE等油田进行了应用，配套清洁转 向酸液体系来达到分段均匀布酸的目的，有效地解除长井段水平井污染恢复自然 产能，酸化后的试井解释表明储层表皮因数得到明显改善。（2 ）低渗非均质碳酸盐岩分层酸压工艺。哈萨克斯坦低压低渗裂缝性碳酸盐岩油藏早期采用笼统改造工艺。由于射孔段长，厚度跨度大，且动用程度低，笼统酸压工艺很难满足增产的要求。后期经 过攻关研究形成分层改造工艺，有效地提高了储量的动用程度，累计施工127口，其中封隔器分层酸压10 口井，投球分层酸压76 口井、工具+投球分层酸 压41 口井,累计增油53.6 X

18、104t，获得了显著的增产效果。（3 ）加砂压裂工艺。加砂压裂工艺主要应用于哈萨克斯坦让那若尔油田、阿塞拜疆K油田，厄瓜多尔、秘鲁、阿尔及利亚350区块也使用过，取得了增产效果。哈萨克斯坦肯基亚克盐上和 NB油田储层埋藏浅，地层疏松易出砂，地下原 油黏度在50300mPa s,最初采用冷采方式开采，后期局部采用热采方式接替， 疏松砂岩防砂技术的成功应用为油田开发提供了技术保障。通过室内试验研究及出砂指标判识认为，浅层稠油油藏出砂机理主要为拉伸破坏， 完井方式采用割缝 筛管“防大放小”的原则，现场应用了包括筛管砾石充填防砂+加深尾管+大排 量高效螺杆（柱塞）泵等工艺。肯基亚克盐上16 口井生产动

19、态分析砾石充填防砂大大减轻了出砂量，每天 沉砂高度由原来的0.5m下降到0.08m，检泵周期延长由39d延至194d，修井 次数明显减少（由9.2次/年下降到1.85次/年），年节约作业费用42.9万美元。 砾石充填防砂后单井平均累计生产时间由原来的150d增至581d，井组增产油0.51 Xl04t。稠油出砂冷采的螺杆泵采油技术海外稠油油藏普遍应用螺杆泵举升工艺， 主要应用于苏丹6区油田，肯基亚 克盐上油田和乍得H区块的K油藏。其中苏丹6区F油藏是典型的浅层疏松砂 岩稠油油藏，在F3井的生产过程中发现不防砂的采油指数是防砂采油指数的10倍，产油量大幅度提高。通过机理研究和生产试验认为，大量出

20、砂形成“蚯蚓洞” 网络、稳定的泡沫油流动、大幅度地提高油层孔隙度和渗透率。苏丹6区2004年前20 口油井先期采用SRP举升方式单井日产油25t，后 期采用螺杆泵出砂冷采举升方式单井日产油提高到85t，全年增产原油24.5 X104t并达到规模应用。酸性气田老井完井修复关键技术阿姆河项目是西气东输境外最重要的资源气田群，其中 S气田1986年12 月有26 口生产井投产，平均单井日产气 39 Xl04m3,由于特殊原因1993年4 月全面停产。通过对钻新井和修复老井进行经济与技术可行性评价，对老井进行修复作业 后投产，以缩短生产建设周期，降低产能作业费用。(1)老井修复井筒评价方法。由于气体中

21、高含H2S (摩尔分数2.988 )及CO (2摩尔分数3.91 )腐蚀性 物质，长期停产后井下管柱和井口遭受严重的腐蚀。在老井修复作业前采用分级箍声波成像测井、MIT多臂井径成像测井、MTT 磁定位成像测井、井筒分级承压试验评价及RBT/VDL成像测井固井质量评价，保证井下作业全过程的安全。(2 )老井修复与井下特殊工具处理工艺。本着“安全第一、先易后难，总体部署，分批(类)实施”的老井修复原则， 针对修复井的特点和难点制定修复工艺。采用先打捞井下落物，如封隔器、管柱 等；其次对腐蚀井段进行套管贴补，保证试压等级；再对井下状况非常复杂且目前工艺方法难于保证在安全条件下修复的井，暂做封堵处理的

22、处理方法。(3)老井修复完井管柱及效果评价。阿姆河项目S气田完成修复老井25 口并下完井管柱投产，通过储层改造后 平均单井产气83.8 X104m3/d，恢复年产能60.0 X108m3并节省上亿元的钻新井费用427 复合转型采油技术双管分层采油技术、双电潜泵分层采油技术、工厂化采集平台等复合型采油 在印度尼西亚（双管分层自喷）、厄瓜多尔 AD油田（双管分层气举）和 M油 田（同心管双电潜泵分层开采）等得到了有效的应用。5、海外钻采工程技术未来展望通过海外项目钻采工程技术分析评价认为， 随着海外业务的持续发展，海外 钻井技术面临着油藏地质条件越来越复杂，多压力体系、高温高压深井、特殊工 艺水平

23、井、丛式井、定向井等高难度井比例越来越大，钻井施工处理复杂事故时 间变长，钻井速度慢，钻井周期长，钻井成本高的问题。海外采油则面临大型碳酸盐岩油藏高速开发后的稳产技术难度越来越大； 早 期开发的砂岩油藏进入中高含水开发阶段， 上产稳产的难度越来越大；非常规油 气田对采油工程新技术的要求越来越高的情况。海外项目钻采工程技术所面临的基本形势决定了钻采工程技术发展必须围绕着研发高新钻采工艺技术，完善配套现有的钻采工艺技术，提高应用水平并形 成规模效益。最终以油藏经营为主体，以技术发展创新为基础，以技术集成化应 用为手段，以多学科协同为特点，形成具有海外特色的钻采工程科技发展总体格 局。5.1复杂油气

24、田钻井工程关键技术针对复杂油气田地质特点及钻完井技术难点，需要进一步发展完善井身结构 优化设计技术、钻头优选及个性化钻头设计技术、复杂地质条件下钻井液技术、 深井复杂井固井技术、水平井、欠平衡、精细控压钻井技术；推广应用多分支井 及重入井钻井技术、膨胀管技术、蒸汽辅助重力泄油钻完井技术；攻关研究和发展快速钻井技术、深井超深井安全钻井技术、批钻井工艺技术，以及复杂地质条 件和特殊工艺井的钻井液、固井和完井技术，以及通过系统资源优化跨专业协同 的远程钻井动态优化技术。5.2大型碳酸盐岩油藏高效开发采油工程关键技术海外大型碳酸盐岩油藏高效开发对上产稳产有重要的作用。急需要集成创新 大型碳酸盐岩油气藏复杂结构井采油工程技术，重点发展完善深层、多层系碳酸 盐岩油藏的智能完井、复杂结构井完井技术；开展井筒多相流流态复杂以及分支 间干扰的生产系统优化技术理论研究；开展高气油比及含有腐蚀性流体有效举升 工艺研究以及延长免修期技术研究。 长井段、非均质性强储层如何实现均匀改造 和提高增产效果研究。进行进行长井段水平井分段注水及水平段吸水剖面测试技 术研究。5.3 非常规