中國石化自2001年開始實施“走出去”戰(zhàn)略以來，海外油氣勘探開發(fā)業(yè)務(wù)發(fā)展迅速，截至2017年底，中國石化擁有境外油氣勘探開發(fā)項目40余個，分布于全球20多個國家，年權(quán)益油氣產(chǎn)量當量超過4 000×104 t，成為我國油氣能源供應(yīng)安全的重要保障。在發(fā)展海外油氣勘探開發(fā)業(yè)務(wù)過程中，中國石化根據(jù)國家油氣資源戰(zhàn)略需求和國際油氣資源市場形勢變化，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(qū)塊；2)老油田低品位油氣，如阿根廷、哈薩克斯坦、哥倫比亞等國家的油氣區(qū)塊；3)非常規(guī)油氣，如美國、加拿大、澳大利亞等國家的油氣區(qū)塊。

       鉆井完井工程技術(shù)是提高油氣開發(fā)效益的關(guān)鍵。美國“頁巖氣革命”再次證明，鉆井完井工程技術(shù)的進步可以大幅度降低油氣開發(fā)成本甚至改變國際能源格局，以Barnett頁巖氣田為例，2004年開采成本為0.177美元/m3，單井鉆井周期長達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)對海外油氣勘探開發(fā)的支撐作用，對于保障中國石化海外油氣勘探目標的實現(xiàn)至關(guān)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(fā)面臨的工程技術(shù)難題，并提出了對策，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(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，非常規(guī)油氣的低成本開發(fā)技術(shù)需求增強——這些都對鉆井完井工程技術(shù)提出了新要求。當前國際原油市場持續(xù)低迷，通過鉆井完井工程技術(shù)創(chuàng)新實現(xiàn)降本增效也顯得更為迫切。

       為此，筆者總結(jié)了近年來中國石化各海外區(qū)塊鉆井完井工程技術(shù)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鉆井完井工程技術(shù)存在的問題與面臨的挑戰(zhàn)，有針對性地提出了發(fā)展建議，以保障中國石化海外油氣戰(zhàn)略的實施。

       1 技術(shù)現(xiàn)狀

       作為大型國際石油公司，中國石化在發(fā)展過程中持續(xù)關(guān)注國際石油工程技術(shù)發(fā)展趨勢，不斷通過技術(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)境的能力進一步增強，鉆井完井裝備自動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)新在伊朗雅達油田的集成應(yīng)用效果表明，工程技術(shù)進步對于降低油氣田開發(fā)成本和提高開發(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，通過在鉆具上產(chǎn)生周期性振動破壞巖屑堆積和降低滑動鉆進摩阻，配合頂驅(qū)振動模式，創(chuàng)造了最大水平位移2 973.00 m和最快機械鉆速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-牙輪復(fù)合鉆頭，實踐證明，這種鉆頭集合了PDC鉆頭與牙輪鉆頭的特點，在硬地層、夾層和高研磨性地層的鉆進中具有高破巖效率、長壽命和高穩(wěn)定性的特點，巴西BM-S-11區(qū)塊?660.4 mm井眼采用該復(fù)合鉆頭，平均機械鉆速提高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項目采用“渦輪鉆具+孕鑲金剛石鉆頭”鉆進鹽下高研磨性硅質(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；與常規(guī)PDC鉆頭相比，孕鑲金剛石鉆頭具有磨損自銳、長期保持攻擊性和壽命長的特點。

       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目普遍應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)應(yīng)對窄密度窗口鉆井難題；伊朗雅達油田應(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400萬美元。為提高鉆井機械鉆速、改善井眼質(zhì)量和提高儲層鉆遇率，海上項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)，成功鉆進了167.00 m長的水平段。埃及Apache項目應(yīng)用套管鉆井技術(shù)，降低了漏失量，建井成本降低8~17萬美元。巴西和安第斯項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，提高了泥頁巖抑制能力，井徑擴大率由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、潤滑性、安全性、低溫穩(wěn)定性和環(huán)保特點。美國MLJV項目在MISSI-LIME地層成功實施多分支井鉆井，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%，使原來不具備商業(yè)開采價值的土地單元具有了開發(fā)價值。

       1.3 智能化鉆井完井技術(shù)

       隨鉆測量、隨鉆測井技術(shù)在海上作業(yè)中廣泛應(yīng)用。安第斯項目采用主動隨鉆測井技術(shù)，保證儲層鉆遇率為100%；采用Well Commander循環(huán)旁通閥技術(shù)配合隨鉆測壓，通過投球激活和關(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項目采用BlackBox隨鉆記憶存儲裝置實時記錄鉆頭振動和粘滑信息，實現(xiàn)了鉆頭優(yōu)選和鉆井參數(shù)優(yōu)化；該項目“井工廠”技術(shù)應(yīng)用成熟，單井場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，搬遷費用降低40%。智能完井技術(shù)通過分布式數(shù)據(jù)采集、傳輸、油井生產(chǎn)狀態(tài)自動分析與診斷和遠程自動調(diào)節(jié)井下流量控制閥，實現(xiàn)油藏實時注采自動管理。Addax尼日利亞項目通過智能分段完井技術(shù)實現(xiàn)3個儲層同時開采，降低了鉆井完井作業(yè)成本，提高了采收率。哥倫比亞NGEC項目通過遠程實時傳輸技術(shù)，實現(xiàn)了北京—波哥大—鉆井現(xiàn)場實時監(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)

       針對海外各區(qū)塊的地質(zhì)特點，應(yīng)用了先進的石油工程技術(shù)提高油氣產(chǎn)量。哥倫比亞圣湖能源項目采用優(yōu)化泡沫調(diào)剖工藝(優(yōu)化了注入時機、方式和流程)，平均單井產(chǎn)量提高了150%；加拿大Daylight項目的致密砂巖油氣水平井引入“井工廠”技術(shù)，實現(xiàn)了單井場8口井叢式井組同步壓裂，分段壓裂級數(shù)最高達到40級，單井產(chǎn)量提高近1倍，作業(yè)成本比同類井常規(guī)壓裂降低30%；喀麥隆項目引進同心環(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目采用了油基鉆井液，鉆井液密度控制在0.84~0.95 kg/L，實現(xiàn)了儲層超近平衡壓力鉆井，減少了儲層污染；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)碳酸鹽巖儲層長水平段均勻酸化的問題，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發(fā)成本和提高開發(fā)效益的重要途徑。以伊朗雅達油田為例，該油田是中國石化海外第一個自主設(shè)計、建設(shè)和運營的千萬噸級大型整裝油田，自2010年開始鉆井施工以來，該油田通過井身結(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)時間縮短31.7%，累積節(jié)約投資8 940萬美元。

       2 存在的問題及面臨的挑戰(zhàn)

       中國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)競爭力不強等問題。持續(xù)低迷的原油市場、日益嚴苛的國際投資環(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、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)，主要原因為：

       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)可以滿足鉆探和開發(fā)需求；或受到資源國市場整體技術(shù)水平限制，先進技術(shù)引進困難或成本高，不利于油氣資源經(jīng)濟開發(fā)。

       2) 部分海外區(qū)塊鉆井完井工程技術(shù)力量薄弱，項目收購后未進行科學(xué)、詳細的工程技術(shù)適應(yīng)性評價，而是沿用收購前的工程技術(shù)方案，先進有效的技術(shù)沒有得到應(yīng)用，導(dǎo)致施工效率低下、投資成本較高。

       3) 海外區(qū)塊間信息共享機制不成熟，成功經(jīng)驗無法實現(xiàn)快速共享、評價和移植，無法發(fā)揮一體化信息資源優(yōu)勢。如加拿大Daylight項目采用水力振蕩器、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井和一趟鉆技術(shù)等進行水平井鉆井，平均機械鉆速達15.0 m/h，可通過技術(shù)移植實現(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項目采用PDC-牙輪復(fù)合鉆頭鉆進軟硬交錯地層，對哈薩克斯坦KOA軟硬交錯地層鉆井提速和延長鉆頭使用壽命具有借鑒意義。鉆井信息實時跟蹤技術(shù)已經(jīng)在主要海上區(qū)塊和加拿大、安第斯等項目應(yīng)用，而其他區(qū)塊鉆井信息化水平相對較低，不利于數(shù)據(jù)驅(qū)動下的作業(yè)效率管理和提升。北美頁巖氣“井工廠”和自動化鉆機等技術(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 中國石化自主研發(fā)技術(shù)競爭力不強

       中國石化海外項目涉及的國家和地區(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，但與國際大型油氣技術(shù)服務(wù)公司相比競爭力依然不強。海外區(qū)塊目前應(yīng)用的中國石化自主研發(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、海上精細控壓鉆井和智能完井等技術(shù)主要掌握在國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。隨著中國石化海外勘探開發(fā)逐步進入深層、深水和非常規(guī)等資源動用難度大的領(lǐng)域，對鉆井完井工程技術(shù)水平的要求越來越高，國際大型油氣技術(shù)服務(wù)公司的技術(shù)壟斷導(dǎo)致服務(wù)費用高，不利于降低作業(yè)成本。

       2.2 面臨的挑戰(zhàn)

       2.2.1 國際油價低位震蕩，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、原油市場利空預(yù)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(nèi)難以實現(xiàn)高位反彈，根據(jù)美國能源信息署(EIA)2018年7月的預(yù)測，布倫特原油價格在2020年以前將大概率位于80美元/桶以下，目前大部分學(xué)者認為油價將長期低位震蕩，油氣行業(yè)的“寒冬期”短時間內(nèi)不會結(jié)束。低油價形勢下，某些鉆井完井工程技術(shù)會導(dǎo)致原油開發(fā)成本過高，甚至超過經(jīng)濟開采界限，鉆井完井技術(shù)如何配合經(jīng)營策略的調(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題。

       2.2.2 資源國法律法規(guī)、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，如何保障海外項目在較短的時間內(nèi)實現(xiàn)投資效益的最大化是鉆井完井工程技術(shù)需要解決的問題。安全生產(chǎn)、綠色環(huán)保也已經(jīng)成為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鉆井液、鉆屑、廢水等“零排放”；為了保護飲用水資源不受污染，美國一些州相繼立法禁止采用水力壓裂技術(shù)開采天然氣；阿根廷為保護森林資源，井位審批日益嚴格。

       2.2.3 復(fù)雜地質(zhì)環(huán)境下鉆井周期長、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。鉆井過程中漏、噴問題嚴重，導(dǎo)致非生產(chǎn)時間長，井控風險大、鉆井周期長，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井鉆井過程中漏失鉆井液約12 000 m3，單井非生產(chǎn)時間達841 h，鉆井成本增加6 000萬美元。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井段進行靜態(tài)流動測試時出現(xiàn)溢流，壓井時又發(fā)生漏失，非生產(chǎn)時間占比高達32.0%。

       2) 復(fù)雜地層鉆井周期長、成本高。高溫高壓環(huán)境下作業(yè)困難、硬地層/軟硬交錯地層鉆速低、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№椖縉gosso區(qū)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井鉆井過程中發(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)計周期長22.71 d，鉆井費用超支2 050萬美元。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，導(dǎo)致機械鉆速低，井斜控制難度大，且坍塌、漏失情況頻發(fā)，非生產(chǎn)時間占比達到11.8%。

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

       2.2.4 特殊儲層油氣資源動用難度大

       1) 非常規(guī)油氣儲層識別困難。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，儲層的強非均質(zhì)性和各向異性導(dǎo)致地球物理響應(yīng)多解性更強，“甜點”識別更加困難。如美國SDA項目的主要目的層為Mississippi層，采用水平井分段壓裂開發(fā)，但在開采初期含水率即達到80%以上，儲層“甜點”識別不準確、油水分布規(guī)律認識不清楚等問題導(dǎo)致開發(fā)效果不理想，需要基于綜合地球物理技術(shù)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(chǎn)量主要來自開發(fā)中后期油田，“雙高”(高采出程度、高含水率)現(xiàn)象突出，部分油田可采儲量的采出程度高于80%，含水率高于80%。同國內(nèi)老油田開發(fā)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(nèi)技術(shù)移植提高效益的較大潛力。如何利用工程技術(shù)實現(xiàn)穩(wěn)油控水、提高單井產(chǎn)量，成為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(qū)塊普遍存在，阻礙了油氣通道暢通和產(chǎn)量目標的實現(xiàn)。哈薩克斯坦FIOC區(qū)塊地層疏松、出砂嚴重，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個月)、單井產(chǎn)量低(1~5 t/d)，開發(fā)效果差；哥倫比亞圣湖能源Moriche和Jazmin稠油油田砂巖儲層埋藏淺(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項目采用大量注入甲醇的方法抑制生產(chǎn)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(chǎn)管柱，PDA井生產(chǎn)過程中天然氣水合物堵塞4次，其中2次導(dǎo)致氣井停產(chǎn)；伊朗雅達油田以Fahliyan儲層為目的層的生產(chǎn)井完井測試時原油中的瀝青質(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)過程中嚴重結(jié)垢造成生產(chǎn)管柱被卡、腐蝕，結(jié)垢井段甚至長達200.00~300.00 m，采用分段擠酸清洗和套銑，單井作業(yè)成本達80~100萬美元。