中國(guó)石化自2001年開(kāi)始實(shí)施“走出去”戰(zhàn)略以來(lái)，海外油氣勘探開(kāi)發(fā)業(yè)務(wù)發(fā)展迅速，截至2017年底，中國(guó)石化擁有境外油氣勘探開(kāi)發(fā)項(xiàng)目40余個(gè)，分布于全球20多個(gè)國(guó)家，年權(quán)益油氣產(chǎn)量當(dāng)量超過(guò)4 000×104 t，成為我國(guó)油氣能源供應(yīng)安全的重要保障。在發(fā)展海外油氣勘探開(kāi)發(fā)業(yè)務(wù)過(guò)程中，中國(guó)石化根據(jù)國(guó)家油氣資源戰(zhàn)略需求和國(guó)際油氣資源市場(chǎng)形勢(shì)變化，不斷調(diào)整發(fā)展策略與海外油氣資源結(jié)構(gòu)。目前，中國(guó)石化海外油氣資源類(lèi)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(guó)家的油氣區(qū)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(guó)家的油氣區(qū)塊；3)非常規(guī)油氣，如美國(guó)、加拿大、澳大利亞等國(guó)家的油氣區(qū)塊。

       鉆井完井工程技術(shù)是提高油氣開(kāi)發(fā)效益的關(guān)鍵。美國(guó)“頁(yè)巖氣革命”再次證明，鉆井完井工程技術(shù)的進(jìn)步可以大幅度降低油氣開(kāi)發(fā)成本甚至改變國(guó)際能源格局，以Barnett頁(yè)巖氣田為例，2004年開(kāi)采成本為0.177美元/m3，單井鉆井周期長(zhǎng)達(dá)110 d，以水平井鉆井技術(shù)和分段壓裂技術(shù)為主的技術(shù)革新導(dǎo)致2011年開(kāi)采成本降至0.088~0.106美元/m3，鉆井周期縮短至18 d。因此，有效發(fā)揮鉆井完井工程技術(shù)對(duì)海外油氣勘探開(kāi)發(fā)的支撐作用，對(duì)于保障中國(guó)石化海外油氣勘探目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)至關(guān)重要。路保平等人在多年前分析了中國(guó)石化海外油氣勘探開(kāi)發(fā)面臨的工程技術(shù)難題，并提出了對(duì)策，但近幾年中國(guó)石化海外油氣資源類(lèi)型有了較大變化——深層/海洋油氣資源勘探開(kāi)發(fā)的工程地質(zhì)環(huán)境更加復(fù)雜，老油田低品位油氣挖潛和提高采收率成為新的關(guān)注重點(diǎn)，非常規(guī)油氣的低成本開(kāi)發(fā)技術(shù)需求增強(qiáng)——這些都對(duì)鉆井完井工程技術(shù)提出了新要求。當(dāng)前國(guó)際原油市場(chǎng)持續(xù)低迷，通過(guò)鉆井完井工程技術(shù)創(chuàng)新實(shí)現(xiàn)降本增效也顯得更為迫切。

       為此，筆者總結(jié)了近年來(lái)中國(guó)石化各海外區(qū)塊鉆井完井工程技術(shù)的主要進(jìn)展，分析了新資源格局和低油價(jià)市場(chǎng)形勢(shì)下海外油氣田鉆井完井工程技術(shù)存在的問(wèn)題與面臨的挑戰(zhàn)，有針對(duì)性地提出了發(fā)展建議，以保障中國(guó)石化海外油氣戰(zhàn)略的實(shí)施。

       1 技術(shù)現(xiàn)狀

       作為大型國(guó)際石油公司，中國(guó)石化在發(fā)展過(guò)程中持續(xù)關(guān)注國(guó)際石油工程技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)，不斷通過(guò)技術(shù)創(chuàng)新提升鉆井完井技術(shù)水平, 應(yīng)用新型提速工具有效提高了鉆井速度，適應(yīng)復(fù)雜地層和環(huán)境的能力進(jìn)一步增強(qiáng)，鉆井完井裝備自動(dòng)化和智能化水平不斷提高，利用工程技術(shù)挖掘油氣藏潛力效果明顯。鉆井完井工程技術(shù)創(chuàng)新在伊朗雅達(dá)油田的集成應(yīng)用效果表明，工程技術(shù)進(jìn)步對(duì)于降低油氣田開(kāi)發(fā)成本和提高開(kāi)發(fā)效益具有重要作用。

       1.1 鉆井提速技術(shù)

       一系列鉆井提速工具的應(yīng)用，提高了復(fù)雜地層的鉆井速度和效率。如加拿大Daylight項(xiàng)目在Warburg地區(qū)的大位移井鉆井中應(yīng)用了水力振蕩器，通過(guò)在鉆具上產(chǎn)生周期性振動(dòng)破壞巖屑堆積和降低滑動(dòng)鉆進(jìn)摩阻，配合頂驅(qū)振動(dòng)模式，創(chuàng)造了最大水平位移2 973.00 m和最快機(jī)械鉆速62.20 m/h的紀(jì)錄；巴西RSB項(xiàng)目和加拿大Daylight項(xiàng)目在硬地層或軟硬交錯(cuò)地層中使用了PDC-牙輪復(fù)合鉆頭，實(shí)踐證明，這種鉆頭集合了PDC鉆頭與牙輪鉆頭的特點(diǎn)，在硬地層、夾層和高研磨性地層的鉆進(jìn)中具有高破巖效率、長(zhǎng)壽命和高穩(wěn)定性的特點(diǎn)，巴西BM-S-11區(qū)塊?660.4 mm井眼采用該復(fù)合鉆頭，平均機(jī)械鉆速提高43.60%，平均進(jìn)尺增加15.70%，目標(biāo)井段單位進(jìn)尺成本降低27.33%；巴西RSB項(xiàng)目采用“渦輪鉆具+孕鑲金剛石鉆頭”鉆進(jìn)鹽下高研磨性硅質(zhì)碳酸鹽巖地層，與普通螺桿鉆具相比，渦輪鉆具具有全金屬、耐高溫和高轉(zhuǎn)速的特點(diǎn)；與常規(guī)PDC鉆頭相比，孕鑲金剛石鉆頭具有磨損自銳、長(zhǎng)期保持攻擊性和壽命長(zhǎng)的特點(diǎn)。

       1.2 復(fù)雜地層和復(fù)雜環(huán)境鉆井技術(shù)

       海外許多區(qū)塊鉆井液密度窗口窄，因此，確保鉆井安全尤為重要。尼日利亞、喀麥隆和安哥拉的海上項(xiàng)目普遍應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)應(yīng)對(duì)窄密度窗口鉆井難題；伊朗雅達(dá)油田應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)，精確控制應(yīng)力敏感地層井底壓力，應(yīng)對(duì)巨厚活躍瀝青層鉆井難題，如S03井應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)，瀝青層作業(yè)時(shí)間縮短至25 d，與鄰井相比節(jié)約鉆井液2 200 m3，鉆井成本降低400萬(wàn)美元。為提高鉆井機(jī)械鉆速、改善井眼質(zhì)量和提高儲(chǔ)層鉆遇率，海上項(xiàng)目中的定向井和大位移井鉆井普遍應(yīng)用了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)，喀麥隆項(xiàng)目在?152.4 mm井眼中應(yīng)用?120.7 mm小尺寸旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)，成功鉆進(jìn)了167.00 m長(zhǎng)的水平段。埃及Apache項(xiàng)目應(yīng)用套管鉆井技術(shù)，降低了漏失量，建井成本降低8~17萬(wàn)美元。巴西和安第斯項(xiàng)目采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(yīng)用非滲透防塌鉆井液，提高了泥頁(yè)巖抑制能力，井徑擴(kuò)大率由40%降至5%，鉆井周期縮短15%，單井鉆井成本降低16%。尼日利亞、喀麥隆和巴西RSB海上油田普遍應(yīng)用合成基鉆井液技術(shù)，該鉆井液具有優(yōu)良的抑制性、潤(rùn)滑性、安全性、低溫穩(wěn)定性和環(huán)保特點(diǎn)。美國(guó)MLJV項(xiàng)目在MISSI-LIME地層成功實(shí)施多分支井鉆井，雙分支井鉆井完井成本較常規(guī)方式降低26%，三分支井鉆井完井成本較常規(guī)方式降低44%，使原來(lái)不具備商業(yè)開(kāi)采價(jià)值的土地單元具有了開(kāi)發(fā)價(jià)值。

       1.3 智能化鉆井完井技術(shù)

       隨鉆測(cè)量、隨鉆測(cè)井技術(shù)在海上作業(yè)中廣泛應(yīng)用。安第斯項(xiàng)目采用主動(dòng)隨鉆測(cè)井技術(shù)，保證儲(chǔ)層鉆遇率為100%；采用Well Commander循環(huán)旁通閥技術(shù)配合隨鉆測(cè)壓，通過(guò)投球激活和關(guān)閉，泵送高濃度堵漏液、壓井液，改善了井眼清潔狀況，防止了井下復(fù)雜情況的發(fā)生。加拿大Daylight項(xiàng)目采用BlackBox隨鉆記憶存儲(chǔ)裝置實(shí)時(shí)記錄鉆頭振動(dòng)和粘滑信息，實(shí)現(xiàn)了鉆頭優(yōu)選和鉆井參數(shù)優(yōu)化；該項(xiàng)目“井工廠”技術(shù)應(yīng)用成熟，單井場(chǎng)8口井采用工廠化作業(yè)，平均井深4 600.00 m左右，鉆井周期僅25 d，搬遷費(fèi)用降低40%。智能完井技術(shù)通過(guò)分布式數(shù)據(jù)采集、傳輸、油井生產(chǎn)狀態(tài)自動(dòng)分析與診斷和遠(yuǎn)程自動(dòng)調(diào)節(jié)井下流量控制閥，實(shí)現(xiàn)油藏實(shí)時(shí)注采自動(dòng)管理。Addax尼日利亞項(xiàng)目通過(guò)智能分段完井技術(shù)實(shí)現(xiàn)3個(gè)儲(chǔ)層同時(shí)開(kāi)采，降低了鉆井完井作業(yè)成本，提高了采收率。哥倫比亞NGEC項(xiàng)目通過(guò)遠(yuǎn)程實(shí)時(shí)傳輸技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了北京—波哥大—鉆井現(xiàn)場(chǎng)實(shí)時(shí)監(jiān)控隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向作業(yè)，提高了油層鉆遇率。

       1.4 提高油氣產(chǎn)量工程技術(shù)

       針對(duì)海外各區(qū)塊的地質(zhì)特點(diǎn)，應(yīng)用了先進(jìn)的石油工程技術(shù)提高油氣產(chǎn)量。哥倫比亞圣湖能源項(xiàng)目采用優(yōu)化泡沫調(diào)剖工藝(優(yōu)化了注入時(shí)機(jī)、方式和流程)，平均單井產(chǎn)量提高了150%；加拿大Daylight項(xiàng)目的致密砂巖油氣水平井引入“井工廠”技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了單井場(chǎng)8口井叢式井組同步壓裂，分段壓裂級(jí)數(shù)最高達(dá)到40級(jí)，單井產(chǎn)量提高近1倍，作業(yè)成本比同類(lèi)井常規(guī)壓裂降低30%；喀麥隆項(xiàng)目引進(jìn)同心環(huán)空充填系統(tǒng)，礫石充填一次成功率100%，增產(chǎn)效果明顯；阿爾及利亞扎爾則項(xiàng)目采用了油基鉆井液，鉆井液密度控制在0.84~0.95 kg/L，實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層超近平衡壓力鉆井，減少了儲(chǔ)層污染；阿根廷SJ油田應(yīng)用了低傷害壓裂液，單井平均產(chǎn)量較常規(guī)壓裂技術(shù)提高25%；伊朗雅達(dá)油田應(yīng)用自轉(zhuǎn)向酸化技術(shù)，解決了非均質(zhì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層長(zhǎng)水平段均勻酸化的問(wèn)題，單井產(chǎn)量提高5.5倍。

       1.5 技術(shù)創(chuàng)新集成應(yīng)用效果

       技術(shù)創(chuàng)新集成應(yīng)用是降低油氣田整體開(kāi)發(fā)成本和提高開(kāi)發(fā)效益的重要途徑。以伊朗雅達(dá)油田為例，該油田是中國(guó)石化海外第一個(gè)自主設(shè)計(jì)、建設(shè)和運(yùn)營(yíng)的千萬(wàn)噸級(jí)大型整裝油田，自2010年開(kāi)始鉆井施工以來(lái)，該油田通過(guò)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、高效破巖工具應(yīng)用、鉆井液體系優(yōu)化、瀝青層鉆井技術(shù)攻關(guān)等，建井周期較前期縮短63.0%，平均非生產(chǎn)時(shí)間縮短31.7%，累積節(jié)約投資8 940萬(wàn)美元。

       2 存在的問(wèn)題及面臨的挑戰(zhàn)

       中國(guó)石化海外油氣田鉆井完井技術(shù)提質(zhì)增效效果明顯，但是依然存在區(qū)塊間技術(shù)發(fā)展水平不均衡、自主技術(shù)競(jìng)爭(zhēng)力不強(qiáng)等問(wèn)題。持續(xù)低迷的原油市場(chǎng)、日益嚴(yán)苛的國(guó)際投資環(huán)境、新資源結(jié)構(gòu)下復(fù)雜的工程地質(zhì)環(huán)境和迫切的技術(shù)創(chuàng)新需求，都給中國(guó)石化海外油氣田鉆井完井技術(shù)提出了挑戰(zhàn)。

       2.1 存在的問(wèn)題

       2.1.1 海外區(qū)塊間技術(shù)發(fā)展水平不均衡

       盡管一系列先進(jìn)、高效鉆井完井工程技術(shù)的應(yīng)用產(chǎn)生了巨大的降本增效效果，但部分海外區(qū)塊仍較多地采用常規(guī)的鉆井完井技術(shù)，主要原因?yàn)椋?/p>

       1) 部分海外區(qū)塊地質(zhì)條件良好，鉆井完井技術(shù)挑戰(zhàn)不大，常規(guī)工程技術(shù)可以滿(mǎn)足鉆探和開(kāi)發(fā)需求；或受到資源國(guó)市場(chǎng)整體技術(shù)水平限制，先進(jìn)技術(shù)引進(jìn)困難或成本高，不利于油氣資源經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)。

       2) 部分海外區(qū)塊鉆井完井工程技術(shù)力量薄弱，項(xiàng)目收購(gòu)后未進(jìn)行科學(xué)、詳細(xì)的工程技術(shù)適應(yīng)性評(píng)價(jià)，而是沿用收購(gòu)前的工程技術(shù)方案，先進(jìn)有效的技術(shù)沒(méi)有得到應(yīng)用，導(dǎo)致施工效率低下、投資成本較高。

       3) 海外區(qū)塊間信息共享機(jī)制不成熟，成功經(jīng)驗(yàn)無(wú)法實(shí)現(xiàn)快速共享、評(píng)價(jià)和移植，無(wú)法發(fā)揮一體化信息資源優(yōu)勢(shì)。如加拿大Daylight項(xiàng)目采用水力振蕩器、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井和一趟鉆技術(shù)等進(jìn)行水平井鉆井，平均機(jī)械鉆速達(dá)15.0 m/h，可通過(guò)技術(shù)移植實(shí)現(xiàn)其他海外油氣田水平井鉆井提質(zhì)增效；巴西RSB和加拿大Daylight項(xiàng)目采用PDC-牙輪復(fù)合鉆頭鉆進(jìn)軟硬交錯(cuò)地層，對(duì)哈薩克斯坦KOA軟硬交錯(cuò)地層鉆井提速和延長(zhǎng)鉆頭使用壽命具有借鑒意義。鉆井信息實(shí)時(shí)跟蹤技術(shù)已經(jīng)在主要海上區(qū)塊和加拿大、安第斯等項(xiàng)目應(yīng)用，而其他區(qū)塊鉆井信息化水平相對(duì)較低，不利于數(shù)據(jù)驅(qū)動(dòng)下的作業(yè)效率管理和提升。北美頁(yè)巖氣“井工廠”和自動(dòng)化鉆機(jī)等技術(shù)也具有應(yīng)用于其他常規(guī)油氣田提高作業(yè)效率和降低成本的潛力。

       2.1.2 中國(guó)石化自主研發(fā)技術(shù)競(jìng)爭(zhēng)力不強(qiáng)

       中國(guó)石化海外項(xiàng)目涉及的國(guó)家和地區(qū)多，技術(shù)應(yīng)用水平參差不齊，這些年雖然注重自主研發(fā)技術(shù)的推廣和應(yīng)用，但與國(guó)際大型油氣技術(shù)服務(wù)公司相比競(jìng)爭(zhēng)力依然不強(qiáng)。海外區(qū)塊目前應(yīng)用的中國(guó)石化自主研發(fā)技術(shù)主要為常規(guī)鉆井完井工具和化學(xué)助劑(如PDC鉆頭、螺桿鉆具、尾管懸掛器和套管附件、鉆井液和水泥漿添加劑等)，高附加值技術(shù)和綜合配套技術(shù)應(yīng)用較少。隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向、套管鉆井、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井、海上精細(xì)控壓鉆井和智能完井等技術(shù)主要掌握在國(guó)際大型石油公司或技術(shù)服務(wù)公司手中，如Shell公司、Schlumberger公司、Halliburton公司等。隨著中國(guó)石化海外勘探開(kāi)發(fā)逐步進(jìn)入深層、深水和非常規(guī)等資源動(dòng)用難度大的領(lǐng)域，對(duì)鉆井完井工程技術(shù)水平的要求越來(lái)越高，國(guó)際大型油氣技術(shù)服務(wù)公司的技術(shù)壟斷導(dǎo)致服務(wù)費(fèi)用高，不利于降低作業(yè)成本。

       2.2 面臨的挑戰(zhàn)

       2.2.1 國(guó)際油價(jià)低位震蕩，降本增效壓力依然較大

       在原油產(chǎn)量持續(xù)上升、供大于求、原油市場(chǎng)利空預(yù)期和國(guó)際地緣政治等因素的影響下，國(guó)際原油價(jià)格在短期內(nèi)難以實(shí)現(xiàn)高位反彈，根據(jù)美國(guó)能源信息署(EIA)2018年7月的預(yù)測(cè)，布倫特原油價(jià)格在2020年以前將大概率位于80美元/桶以下，目前大部分學(xué)者認(rèn)為油價(jià)將長(zhǎng)期低位震蕩，油氣行業(yè)的“寒冬期”短時(shí)間內(nèi)不會(huì)結(jié)束。低油價(jià)形勢(shì)下，某些鉆井完井工程技術(shù)會(huì)導(dǎo)致原油開(kāi)發(fā)成本過(guò)高，甚至超過(guò)經(jīng)濟(jì)開(kāi)采界限，鉆井完井技術(shù)如何配合經(jīng)營(yíng)策略的調(diào)整快速降低工程成本和提高油氣產(chǎn)量, 成為迫切需要解決的問(wèn)題。

       2.2.2 資源國(guó)法律法規(guī)、合同條款要求苛刻

       國(guó)際油氣資源合作項(xiàng)目的合同模式日趨苛刻。以回購(gòu)合同為例，石油公司需要在較短的合同期限內(nèi)回收成本，如何保障海外項(xiàng)目在較短的時(shí)間內(nèi)實(shí)現(xiàn)投資效益的最大化是鉆井完井工程技術(shù)需要解決的問(wèn)題。安全生產(chǎn)、綠色環(huán)保也已經(jīng)成為國(guó)際油氣合作最基本的和重要的要求，如俄羅斯薩哈林等項(xiàng)目要求鉆井液、鉆屑、廢水等“零排放”；為了保護(hù)飲用水資源不受污染，美國(guó)一些州相繼立法禁止采用水力壓裂技術(shù)開(kāi)采天然氣；阿根廷為保護(hù)森林資源，井位審批日益嚴(yán)格。

       2.2.3 復(fù)雜地質(zhì)環(huán)境下鉆井周期長(zhǎng)、成本高

       1) 海上窄密度窗口鉆井壓力控制困難。海上區(qū)塊儲(chǔ)層孔隙壓力普遍較高且海水產(chǎn)生的上覆壓力低，導(dǎo)致淺部地層易破裂。海上區(qū)塊普遍存在窄密度窗口難題，深水區(qū)塊更加突出。鉆井過(guò)程中漏、噴問(wèn)題嚴(yán)重，導(dǎo)致非生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，井控風(fēng)險(xiǎn)大、鉆井周期長(zhǎng)，工程成本高。巴西PDA深水區(qū)塊(水深2 600.00~3 000.00 m)鹽下灰?guī)r地層裂縫、溶洞發(fā)育，安全密度窗口窄(0.02~0.05 kg/L)，PDA-1井鉆井過(guò)程中漏失鉆井液約12 000 m3，單井非生產(chǎn)時(shí)間達(dá)841 h，鉆井成本增加6 000萬(wàn)美元。尼日利亞近海Addax OML137區(qū)塊(水深65.00~496.00 m)的Asanga-2井?165.1 mm井段進(jìn)行靜態(tài)流動(dòng)測(cè)試時(shí)出現(xiàn)溢流，壓井時(shí)又發(fā)生漏失，非生產(chǎn)時(shí)間占比高達(dá)32.0%。

       2) 復(fù)雜地層鉆井周期長(zhǎng)、成本高。高溫高壓環(huán)境下作業(yè)困難、硬地層/軟硬交錯(cuò)地層鉆速低、井漏、井壁失穩(wěn)等傳統(tǒng)鉆井難題在部分海外區(qū)塊依然存在?？溌№?xiàng)目Ngosso區(qū)塊平均水深2.00~3.00 m，儲(chǔ)層孔隙壓力當(dāng)量密度達(dá)1.94~2.08 kg/L，井底溫度高達(dá)196 ℃，AZOBE-1X井鉆井過(guò)程中發(fā)生溢流、漏失、井壁坍塌等復(fù)雜情況，導(dǎo)致鉆井周期比設(shè)計(jì)周期長(zhǎng)22.71 d，鉆井費(fèi)用超支2 050萬(wàn)美元。哈薩克斯坦KOA油田完鉆井深3 000.00~3 200.00 m，平均鉆井周期達(dá)110 d左右，鉆遇地層多為礫石層、鹽層、巨厚鹽膏層、塑性泥巖、泥板巖和碳酸鹽巖，部分地層研磨性強(qiáng)，導(dǎo)致機(jī)械鉆速低，井斜控制難度大，且坍塌、漏失情況頻發(fā)，非生產(chǎn)時(shí)間占比達(dá)到11.8%。

       3) 高強(qiáng)度、高研磨性地層機(jī)械鉆速低。一些強(qiáng)度和研磨性極高的地層機(jī)械鉆速低，導(dǎo)致作業(yè)周期增長(zhǎng)，鉆井提速的挑戰(zhàn)性巨大。尤其在作業(yè)日費(fèi)高昂的深水區(qū)塊，作業(yè)時(shí)間增長(zhǎng)導(dǎo)致作業(yè)成本迅速增加。巴西RSB項(xiàng)目鹽下儲(chǔ)層中下部為堅(jiān)硬的硅化碳酸鹽巖，伴有燧石和頁(yè)巖，單軸抗壓強(qiáng)度達(dá)240 MPa，PDA構(gòu)造3口井的實(shí)鉆數(shù)據(jù)表明，平均單只鉆頭進(jìn)尺45.00 m，平均機(jī)械鉆速僅為1.29 m/h。

       2.2.4 特殊儲(chǔ)層油氣資源動(dòng)用難度大

       1) 非常規(guī)油氣儲(chǔ)層識(shí)別困難。與常規(guī)油氣相比，非常規(guī)油氣的巖性特征和成藏條件更加復(fù)雜，儲(chǔ)層的強(qiáng)非均質(zhì)性和各向異性導(dǎo)致地球物理響應(yīng)多解性更強(qiáng)，“甜點(diǎn)”識(shí)別更加困難。如美國(guó)SDA項(xiàng)目的主要目的層為Mississippi層，采用水平井分段壓裂開(kāi)發(fā)，但在開(kāi)采初期含水率即達(dá)到80%以上，儲(chǔ)層“甜點(diǎn)”識(shí)別不準(zhǔn)確、油水分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清楚等問(wèn)題導(dǎo)致開(kāi)發(fā)效果不理想，需要基于綜合地球物理技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行精細(xì)評(píng)價(jià)。

       2) 老油田油井效益提升空間大。中國(guó)石化海外油氣產(chǎn)量主要來(lái)自開(kāi)發(fā)中后期油田，“雙高”(高采出程度、高含水率)現(xiàn)象突出，部分油田可采儲(chǔ)量的采出程度高于80%，含水率高于80%。同國(guó)內(nèi)老油田開(kāi)發(fā)實(shí)踐相比，海外油田精細(xì)化管理程度相對(duì)較低，普遍沒(méi)有形成體系化的綜合治理措施，具有通過(guò)國(guó)內(nèi)技術(shù)移植提高效益的較大潛力。如何利用工程技術(shù)實(shí)現(xiàn)穩(wěn)油控水、提高單井產(chǎn)量，成為迫切需要解決的問(wèn)題。

       3) 完井井筒流動(dòng)保障困難。出砂、深水天然氣水合物、瀝青和蠟析出等流動(dòng)保障問(wèn)題在海外區(qū)塊普遍存在，阻礙了油氣通道暢通和產(chǎn)量目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。哈薩克斯坦FIOC區(qū)塊地層疏松、出砂嚴(yán)重，主要采用套管射孔完井(部分井采用篩管完井)，防砂作業(yè)井修井周期短(6~12個(gè)月)、單井產(chǎn)量低(1~5 t/d)，開(kāi)發(fā)效果差；哥倫比亞圣湖能源Moriche和Jazmin稠油油田砂巖儲(chǔ)層埋藏淺(400.00~600.00 m)、中高滲、膠結(jié)差，原油黏度高，蒸汽吞吐熱采生產(chǎn)出砂嚴(yán)重，防砂周期短、難度大、效果差，甚至發(fā)生割縫篩管堵塞變形現(xiàn)象；巴西RSB項(xiàng)目采用大量注入甲醇的方法抑制生產(chǎn)過(guò)程中天然氣水合物的形成，依然無(wú)法阻止天然氣水合物形成堵塞生產(chǎn)管柱，PDA井生產(chǎn)過(guò)程中天然氣水合物堵塞4次，其中2次導(dǎo)致氣井停產(chǎn)；伊朗雅達(dá)油田以Fahliyan儲(chǔ)層為目的層的生產(chǎn)井完井測(cè)試時(shí)原油中的瀝青質(zhì)析出并附著在油管內(nèi)壁上，導(dǎo)致鋼絲作業(yè)時(shí)工具下入遇阻，5口井由于油管內(nèi)瀝青析出沉積導(dǎo)致井下堵塞器取出困難；阿根廷SJ油田MEN區(qū)塊瀝青質(zhì)和CO2含量高，生產(chǎn)壓差大，生產(chǎn)過(guò)程中嚴(yán)重結(jié)垢造成生產(chǎn)管柱被卡、腐蝕，結(jié)垢井段甚至長(zhǎng)達(dá)200.00~300.00 m，采用分段擠酸清洗和套銑，單井作業(yè)成本達(dá)80~100萬(wàn)美元。