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• 2014

中石油海外鉆采技術現狀與未來

　　中國石油海外油氣業務建成中亞、中東、亞太、非洲、美洲五大油氣合作區，成功地完成了在全球的戰略布局，為保障國家能源安全和集團公司國際化做出了重大的貢獻。2011年起海外油氣作業產量超過1億噸油氣當量，權益產量達到5000萬噸以上，海外油氣業務進入優質、高效、可持續發展的新階段。積極推進鉆采工程基礎建設，堅持先進實用技術集成應用與科技創新并重，突破制約油田開發生產的“瓶頸”技術，必將極大提升中國石油海外油氣田（以下簡稱海外油氣田或海外項目）鉆采工程技術水平。

1、海外油氣田開發策略及要求

　　由于海外項目不同的油氣藏類型、開發特點、合同模式和投資環境，在開發策略上與國內油田存在一定差異。一般而言，國內油田的開發以最大采收率為目標，而海外項目則是在合同期內的最大收益率為宗旨。因此，對鉆采工程技術提出了特殊的要求。

　　總體來說，海外鉆采工程技術必須滿足6個方面的要求：

　　一是滿足油田開發策略的要求，集成創新并規模應用先進適用的鉆采工程技術；

　　二是滿足安全風險的要求，對處于地緣風險高的國家和地區或熱帶雨林國家，盡量縮短鉆井周期、減少井下作業及油水井維修工作量；

　　三是滿足國際行業標準的要求，鉆采工程技術具有要更高的水準；

　　四是滿足低成本戰略的要求，實現操作簡單、維護方便、投入少，產出高、經濟效益最大化；

　　五是滿足前瞻性的要求，鉆采工程技術設計具有預見性，主要是考慮海外物資采購通常按照國際慣例進行招議標，運輸、清關等繁瑣手續，時間長，沒有國內的便利條件；

　　六是滿足資源國環境保護的要求。

2、海外鉆采工程技術發展歷程

2.1　鉆井工程技術3 個階段的發展

　　第1階段：“十·五”期間主要集中在南美、蘇丹和哈薩克斯坦，鉆井技術以突出安全快速為主，通過鉆頭選型、鉆井參數優化、鉆井液性能優化、固井工藝優化等技術的應用，不斷提高鉆井速度。

　　第2階段：“十一·五”期間以獲得阿姆河天然氣和多個海外項目為標志，大力推進常規水平井、稠油區塊水平井技術；穩步開展欠平衡和控壓鉆井技術，在伊朗、阿爾及利亞、乍得和印尼的海外油氣田有效解決了低壓地層和復雜地層的鉆井難題，提高了鉆井速度，及時發現了油氣層，極大提升了深井超深井鉆井技術水平。

　　在烏茲別克斯坦JD構造和土庫曼斯坦阿姆河右岸等區塊“打成、打快、打省”了一批深井超深井，形成了“高溫、高壓、高產、高含硫、超深、巨厚鹽膏層鉆完井綜合配套技術。

　　第3階段：“十二·五”期間積極推進鉆井工程基礎建設與科技攻關相結合，研究和推廣分支水平井鉆井技術，非常規鉆井技術在常規領域得到應用推廣；海洋作業田淺水領域進入了深水領域；研發工廠化鉆井作業方法，極大地提升了海外鉆井工程技術水平。

　　美國2013年石油產量增幅接近所有非歐佩克國家增幅的96%。去年非歐佩克國家產油創紀錄地接近5000萬桶/日，較上年增長120萬桶/日，為2002年以來最強增長。

　　2013年全球煉油業增幅為39萬桶/日，低于歷史平均水平，僅增長0.5%。非經合組織國家總增長量達到73萬桶/日，而經合組織國家減少34萬桶/日，這是過去9年的第七次下降。經合組織國家中僅有美國煉油量增長32萬桶/日，美國在繼續提高成品油的出口能力。

　　截至2013年末，全球石油儲量1.688萬億桶，按目前開采速度可供全球開采53.3年。

2.2 　采油工程技術5個階段的發展

　　第1階段：1999—2001年集成技術推廣應用。

　　如秘魯、蘇丹、委內瑞拉、哈薩克斯坦等應用電潛泵舉升工藝，為產能建設提供技術支持。

　　第2階段：2002—2010年舉升方式多元化。

　　如儲層改造及氣舉技術為阿克糾賓項目千萬噸級目標提供技術保障。

　　第3階段：2010年以來加拿大、SPC、里海非常規資源采油技術的開采推廣與海洋作業技術開始起步。

　　

3、海外項目油氣藏特征及其對鉆采工程技術的需求

　　海外項目開發油藏類型多、儲層物性差異大、油品性質復雜、多含有腐蝕性流體、井型及完井方式多樣化。因此需針對儲層及流體特點，匹配先進適用的鉆采工程技術實現油氣田有效開發。

3.1　油藏主要特征

　　中國石油海外項目開發的油氣藏可分底水塊狀砂巖油藏、疏松砂巖稠油油藏及高凝重質稠油油藏、非均質及酸性碳酸鹽巖氣藏、非常規油氣藏（致密氣、油砂和煤層氣）等類型（表）。

　　埋深600~4600m；儲層滲透率由特低滲到特高滲，以中高滲為主；油層厚度由幾米薄層到巨厚層；油品性質多樣性，即有常規稀油，也有稠油、高凝油以及LNG等；部分油田含有腐蝕性流體以及200000mg/L的地層水礦化度，對鉆采工程技術應用有較大的影響。

3.2　開發現狀

　　3.2.1　鉆井井型多樣化　直井、斜井、定向井、側鉆

　　水平井及水平井多樣化的特點。有27個油田1390口井采用水平井、大斜度井、側鉆水平井、雙分支水平井鉆完井方式，占海外項目總井數的13.7%，而且有繼續加大的趨勢。

　　3.2.2　舉升方式多樣化

　　舉升工藝是項目開發生產的重要組成部分并貫穿于全過程。海外項目總井數近20000 口，有桿泵井占41 %，電潛泵井占23%，螺桿泵井占20 %，氣舉井占7%，自噴井占9%（見表）。

　　

　　電潛泵最高日產油1781t（ 蘇丹1/2/4項目），最大舉升深度3185m（伊拉克R項目），吸入口最大井斜角63°（伊朗M項目），最長免修期達1320d。哈薩克斯坦R油田整體采用濕氣氣舉，舉升深度3200m，舉升產量占油田總產量80%。螺桿泵在水平井、稠油及出砂井中應用，免修期達到481d。

　　3.2.3　增產措施多樣化

　　針對油藏類型及不同的開發階段配套多樣化的作業措施，增油量占總產油量的5%~8%，為項目上產穩產起到至關重要的作用。

　　其主要措施是包括補孔、儲層改造、轉換舉升方式、側鉆及優化工作制度等。關鍵技術是儲層動態描述及剩余油分布規律研究、產液及吸水剖面認識、增產措施的有效性及經濟性。

　　3.2.4　地層能量補充多樣化

　　通過人工補充地層能量，提高單井產量和采收率已經成為海外項目的重要技術手段。共有13個項目52個油田實施不同程度的注水（汽、氣）開發，水驅地質儲量占總地質儲量的39%。

4、海外鉆采工程關鍵技術

4.1　鉆井工程關鍵技術

　　4.1.1　井身結構優化設計技術

　　以地層三壓力分析為核心的井身結構優化技術在中亞、中東等地區應用取得顯著效果。優化了井身結構，減少了事故和復雜的發生，提高了鉆井速度，縮短了鉆井周期。烏茲別克斯坦JD4井與JD3井相比，處理事故時間由33%降低到0，鉆井周期縮短159d（見圖）。

　　

　　4.1.2　鉆頭優選及個性化鉆頭設計技術

　　通過對地層巖石力學性能及可鉆性的實驗研究，結合測井資料分析和鉆頭使用資料，優選最適合地層巖性的鉆頭以提高機械鉆速。在烏茲別克斯坦、土庫曼斯坦、尼日爾等海外油田應用取得顯著效果。在烏茲別克斯坦JD4井全井平均機械鉆速1.46m/h，JD3井的1.2m/h 提高了21.7%。在尼日爾，通過優選后使用PDC鉆頭，鉆井周期平均縮短29.88%，機械鉆速平均提高90.76%。

　　4.1.3　復雜地質條件下鉆井液技術

　　抗高溫高壓、抗鹽、抗硫化氫高密度鉆井液適用于井深6000m以上，井底溫度140℃以上，地層富含鹽、高壓鹽水和石膏，抗高溫（140℃）、高壓（144MPa）、高密度（2.45g/cm3）、抗鹽（30%）的飽和氯化鈉鹽水鉆井液體系，在乍得、蘇丹6區、烏茲別克斯坦費爾甘納等項目應用，抑制防塌胺基鉆井液技術較好地解決了伊蒙混層為主，且混層比較高的泥頁巖井壁穩定難題。可循環微泡沫鉆井液技術在伊朗百年老油田M油田的成功應用，解決了超低壓裂縫性碳酸鹽巖油藏的鉆完井難題。

　　4.1.4　深井復雜井固井技術

　　適用于深井超深井的抗高溫（180℃）、長封固段（5155m）、大溫差（125℃）、超高密度（2.45g/cm3）水泥漿固井技術，在烏茲別克斯坦費爾甘納等項目應用獲得良好的應用效果，固井質量優良。JD3井?244.5mm 技術套管固井一次封固段長4300 m，上下溫差近100℃ ；JD4井?244.5mm 技術套管固井封固段長5155.7m，上下溫差120℃以上；JD4井?177.8mm 尾管固井水泥漿密度2.45g/cm3，優選鐵礦粉為加重劑的隔離液密度達2.35~2.40g/cm3，沖洗、稀釋、隔離及緩沖作用較好。

　　4.1.5　水平井多分支井鉆井技術

　　在中東的阿曼、伊朗和伊拉克，美洲的委內瑞拉和加拿大，中亞的哈薩克，非洲的蘇丹和阿爾及利亞等海外項目，各類水平井占總井數的13.7%，大幅度提高了油氣產量，降低了噸油成本。尤其是超短半徑三維叢式水平井鉆井技術，重點解決加拿大淺層油砂及委內瑞拉HN4淺層稠油開采難題，實現了批鉆工廠化鉆井作業。

　　4.1.6　欠平衡鉆井技術

　　優選欠平衡鉆井模式和循環介質，優化井底壓力及欠壓值計算模塊，形成了欠平衡鉆井工藝和設備配套技術。在乍得H區塊B盆地花崗巖潛山實施了欠平衡鉆井作業，進一步證實了花崗巖潛山的含油前景。

　　4.1.7　精細控壓鉆井技術

　　控壓鉆井能夠消除開停泵和循環壓耗對井底壓力的影響，有效控制井底壓力在窄窗口范圍內，快速調節井下環空壓力，避免井下復雜，大幅度提高水平段延伸能力。在印尼JB 區塊應用精細控壓鉆井技術，鉆進過程中成功實現了控壓欠平衡（點火）鉆進、控壓起下鉆、重漿驅替和溢流監控等工藝，減少了井下復雜，縮短非生產時間20%~30%，避免了儲層污染，及時發現油氣層，取得了良好的效果。

　　4.1.8　鉆井廢物回收技術

　　為防止鉆井過程中產生的廢物對陸地及海洋造成污染，研究形成了鉆井廢物回收處理技術。

4.2　采油工程關鍵技術

　　4.2.1　大型碳酸鹽巖油藏水平井分段完井技術

　　大型碳酸鹽巖油藏主要采用長井段水平井開采，以中東地區伊拉克AHD、HAL、伊朗NA、SA、NA，敘利亞GBE以及阿曼DAL等油田為代表，水平段500~800m。

　　結合開發后期出水或增產措施的需要，采用管外遇油膨脹封隔器3~5 段的分段完井方式（見圖）。

　　

　　遇油膨脹封隔器長度3~20m，耐壓103MPa，耐溫普通型160℃，熱采井耐溫302℃。伊拉克AHD及HAL油田現場應用48口井，現場應用規模將逐步擴大。

　　4.2.2　低壓油藏氣舉系統優化、濕氣氣舉及綜合調整技術

　　（1）氣舉系統優化調整技術開采。

　　哈薩克斯坦R油田主體采用氣舉工藝，氣舉井產量占油田總產量88%。隨著氣舉規模的不斷擴大，需要對氣舉系統進行整體優化。系統優化配氣技術打破了以往僅僅以單井為對象的優化配氣模式，以區塊最大產量為目標，以整個氣舉區塊所有氣舉井為對象進行系統優化配氣，建立了系統優化配氣數學模型，成功求取有限氣源約束條件下，區塊產量最大化時的各單井配氣量。

　　氣舉系統優化及低壓低效井綜合調整技術在R油田現場優化和綜合調整337口井，取得了節約注氣量和增油的雙重效果。其中，系統優化配氣技術應用了南北區30個配氣間240 口井，有效井202口井，有效率84%，累計增油38.0×104t/d，節約氣量1.4×108m3/d。

　　（2）濕氣氣舉工藝。

　　在增加干氣供氣能力有限的條件下進行濕氣氣舉中硫化氫腐蝕和水合物凍堵的“瓶頸”技術研究，形成了以區塊最大產量為目標的濕氣氣舉配套技術，包括濕氣氣舉優化設計、防腐蝕氣舉工藝流程設計以及地面流程改造、設備配套、防水合物凍堵、防腐氣舉工具研發、濕氣氣舉井日常維護管理等。成功實現了哈薩克斯坦R油田濕氣氣舉工藝，確保氣舉規模迅速擴大，油井增產效果明顯。

　　（3）本井氣氣舉工藝。

　　蘇丹6區成功應用了本井氣氣舉特色工藝。F70井應用下部高氣油比油藏與上部低壓油藏氣舉生產，日產原油600t，日產氣6×104m3。FN68-1井停噴后將下部氣層射開，實現了高壓天然氣對上部油層進行氣舉，獲得日產液147t，日產油127t ，日產氣6.7×104m3。蘇丹6區利用下部AG層氣舉上部Bentiu層增產效果顯著，單井最高產量達1780t/d。

　　4.2.3　碳酸鹽巖油藏水平井連續油管拖動酸化技術及直井多級分層酸壓技術

　　壓裂酸化改造增產增注工藝技術經過多年攻關研究、現場試驗、推廣應用，形成了多項壓裂酸化配套工藝和多套酸化配方體系，在哈薩克斯坦阿克糾賓、伊拉克AHD以及阿曼DAL 等項目碳酸鹽巖及砂巖油藏開發生產中現場累計施工768井次，平均單井增油60t/d。

　　（1）長井段水平井連續油管拖動酸化工藝。

　　長井段水平井連續油管拖動定點酸化和變速拖動酸化技術在伊拉克AHD、HAL、伊朗NA、阿曼DAL油田和敘利亞GBE等油田進行了應用，配套清潔轉向酸液體系來達到分段均勻布酸的目的，有效地解除長井段水平井污染恢復自然產能，酸化后的試井解釋表明儲層表皮因數得到明顯改善。

　　（2）低滲非均質碳酸鹽巖分層酸壓工藝。

　　哈薩克斯坦低壓低滲裂縫性碳酸鹽巖油藏早期采用籠統改造工藝。由于射孔段長，厚度跨度大，且動用程度低，籠統酸壓工藝很難滿足增產的要求。后期經過攻關研究形成分層改造工藝，有效地提高了儲量的動用程度，累計施工127口，其中封隔器分層酸壓10口井，投球分層酸壓76口井、工具+ 投球分層酸壓41口井, 累計增油53.6×104t，獲得了顯著的增產效果。

　　（3）加砂壓裂工藝。

　　加砂壓裂工藝主要應用于哈薩克斯坦讓那若爾油田、阿塞拜疆K油田，厄瓜多爾、秘魯、阿爾及利亞350區塊也使用過，取得了增產效果。

　　4.2.4　淺層疏松砂巖油藏防砂技術

　　哈薩克斯坦肯基亞克鹽上和NB油田儲層埋藏淺，地層疏松易出砂，地下原油黏度在50~300mPa·s，最初采用冷采方式開采，后期局部采用熱采方式接替，疏松砂巖防砂技術的成功應用為油田開發提供了技術保障。通過室內試驗研究及出砂指標判識認為，淺層稠油油藏出砂機理主要為拉伸破壞，完井方式采用割縫篩管“防大放小”的原則，現場應用了包括篩管礫石充填防砂＋加深尾管＋大排量高效螺桿（柱塞）泵等工藝。

　　肯基亞克鹽上16口井生產動態分析礫石充填防砂大大減輕了出砂量，每天沉砂高度由原來的0.5m 下降到0.08m，檢泵周期延長由39d 延至194d，修井次數明顯減少（由9.2次/年下降到1.85次/年），年節約作業費用42.9萬美元。礫石充填防砂后單井平均累計生產時間由原來的150d增至581d，井組增產油0.51×104t。

　　4.2.5　稠油出砂冷采的螺桿泵采油技術

　　海外稠油油藏普遍應用螺桿泵舉升工藝，主要應用于蘇丹6區油田，肯基亞克鹽上油田和乍得H區塊的K油藏。其中蘇丹6區F油藏是典型的淺層疏松砂巖稠油油藏，在F3井的生產過程中發現不防砂的采油指數是防砂采油指數的10倍，產油量大幅度提高。通過機理研究和生產試驗認為，大量出砂形成“蚯蚓洞”網絡、穩定的泡沫油流動、大幅度地提高油層孔隙度和滲透率。

　　蘇丹6區2004年前20口油井先期采用SRP舉升方式單井日產油25t，后期采用螺桿泵出砂冷采舉升方式單井日產油提高到85t，全年增產原油24.5×104t 并達到規模應用。

　　4.2.6　酸性氣田老井完井修復關鍵技術

　　阿姆河項目是西氣東輸境外最重要的資源氣田群，其中S氣田1986年12月有26口生產井投產，平均單井日產氣39×104m3，由于特殊原因1993年4月全面停產。

　　通過對鉆新井和修復老井進行經濟與技術可行性評價，對老井進行修復作業后投產，以縮短生產建設周期，降低產能作業費用。

　　（1）老井修復井筒評價方法。

　　由于氣體中高含H2S（摩爾分數2.988）及CO（2摩爾分數3.91）腐蝕性物質，長期停產后井下管柱和井口遭受嚴重的腐蝕。

　　在老井修復作業前采用分級箍聲波成像測井、MIT多臂井徑成像測井、MTT磁定位成像測井、井筒分級承壓試驗評價及RBT/VDL成像測井固井質量評價，保證井下作業全過程的安全。

　　（2）老井修復與井下特殊工具處理工藝。

　　本著“安全第一、先易后難，總體部署，分批（類）實施”的老井修復原則，針對修復井的特點和難點制定修復工藝。采用先打撈井下落物，如封隔器、管柱等；

　　其次對腐蝕井段進行套管貼補，保證試壓等級；

　　再對井下狀況非常復雜且目前工藝方法難于保證在安全條件下修復的井，暫做封堵處理的處理方法。

　　（3）老井修復完井管柱及效果評價。

　　阿姆河項目S氣田完成修復老井25口并下完井管柱投產，通過儲層改造后平均單井產氣83.8×104m3/d，恢復年產能60.0×108m3并節省上億元的鉆新井費用。

　　4.2.7　復合轉型采油技術

　　雙管分層采油技術、雙電潛泵分層采油技術、工廠化采集平臺等復合型采油在印度尼西亞（雙管分層自噴）、厄瓜多爾AD油田（雙管分層氣舉）和M油田（同心管雙電潛泵分層開采）等得到了有效的應用。

5、海外鉆采工程技術未來展望

　　通過海外項目鉆采工程技術分析評價認為，隨著海外業務的持續發展，海外鉆井技術面臨著油藏地質條件越來越復雜，多壓力體系、高溫高壓深井、特殊工藝水平井、叢式井、定向井等高難度井比例越來越大，鉆井施工處理復雜事故時間變長，鉆井速度慢，鉆井周期長，鉆井成本高的問題。

　　海外采油則面臨大型碳酸鹽巖油藏高速開發后的穩產技術難度越來越大；早期開發的砂巖油藏進入中高含水開發階段，上產穩產的難度越來越大；非常規油氣田對采油工程新技術的要求越來越高的情況。

　　海外項目鉆采工程技術所面臨的基本形勢決定了鉆采工程技術發展必須圍繞著研發高新鉆采工藝技術，完善配套現有的鉆采工藝技術，提高應用水平并形成規模效益。最終以油藏經營為主體，以技術發展創新為基礎，以技術集成化應用為手段，以多學科協同為特點，形成具有海外特色的鉆采工程科技發展總體格局。

　　5.1　復雜油氣田鉆井工程關鍵技術

　　針對復雜油氣田地質特點及鉆完井技術難點，需要進一步發展完善井身結構優化設計技術、鉆頭優選及個性化鉆頭設計技術、復雜地質條件下鉆井液技術、深井復雜井固井技術、水平井、欠平衡、精細控壓鉆井技術；推廣應用多分支井及重入井鉆井技術、膨脹管技術、蒸汽輔助重力泄油鉆完井技術；攻關研究和發展快速鉆井技術、深井超深井安全鉆井技術、批鉆井工藝技術，以及復雜地質條件和特殊工藝井的鉆井液、固井和完井技術，以及通過系統資源優化跨專業協同的遠程鉆井動態優化技術。

　　5.2　大型碳酸鹽巖油藏高效開發采油工程關鍵技術

　　海外大型碳酸鹽巖油藏高效開發對上產穩產有重要的作用。急需要集成創新大型碳酸鹽巖油氣藏復雜結構井采油工程技術，重點發展完善深層、多層系碳酸鹽巖油藏的智能完井、復雜結構井完井技術；開展井筒多相流流態復雜以及分支間干擾的生產系統優化技術理論研究；開展高氣油比及含有腐蝕性流體有效舉升工藝研究以及延長免修期技術研究。長井段、非均質性強儲層如何實現均勻改造和提高增產效果研究。進行進行長井段水平井分段注水及水平段吸水剖面測試技術研究。

　　5.3 　非常規油氣田鉆采工藝

　　以委內瑞拉HN4區塊為代表的超淺層重油油藏，地層疏松，膠結性差，高孔高滲，急需開展長水平段叢式三維水平井鉆完井的井眼軌跡控制、?244.5mm技術套管及?177.8mm 油層套管下入工藝以及鉆井液技術以及優選舉升工藝，增加下泵深度，提高舉升效率、延長免修期技術研究等。

　　集成創新煤層氣開采技術與特稠油SAGD開采技術，主要包括優化煤層氣改造、優選排水舉升、增加SAGD井熱利用率、降低操作成本工藝研究與應用，同時加快頁巖氣，致密油鉆采技術的研究與應用。

　　5.4　數字化采油技術

　　隨著信息化水平的提高，數字化采油技術將成為未來海外油氣田優質、高效采油的發展趨勢。

6、結論與建議

　　（1）海外油氣業務五大合作區各有不同的油氣藏類型、開發特點、合同模式和投資環境，鉆采工程技術必須集成并創新，滿足開發策略和開發方式的要求，實現合同期內的最大收益率。

　　（2）形成了適合海外油藏特點的鉆采工程技術支撐。

　　包括復雜油氣藏水平井鉆井、鉆井液、固井及分段完井技術，低壓油藏鉆完井、氣舉系統優化、濕氣氣舉及綜合調整技術，碳酸鹽巖水平井連續油管拖動酸化技術及直井多級分層酸壓技術，淺層疏松砂巖油藏鉆完井及防砂技術，稠油出砂冷采的螺桿泵采油技術，酸性氣田老井完井修復關鍵技術。

　　（3）特色鉆采工程技術在海外規模應用并獲得顯著成效，為建產穩產起到了重要的工程技術保障。

　　在中東大型碳酸鹽巖油藏及南美MP3項目整體采用水平井技術、哈薩克斯坦R油田建成亞洲陸上最大規模整裝氣舉油田，蘇丹6區規模化地應用了稠油出砂冷采的采油工程技術等。

　　（4）面對未來大型碳酸鹽巖油藏高速開發、非常規油氣業務的拓展、高含水油田持續穩產、水平井以及海上油田、低滲透油田開采等的諸多難題和挑戰，需要重點攻關研究和發展大型碳酸鹽巖復雜結構井開采技術, 高含水老油田深部調剖和控水穩油技術、長井段水平井分段注水等技術。

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