云顶集团·(中国)官方网站十大石油工程技术锻造“四提”新引擎

　　云顶集团·(中国)官方网站十大石油工程技术锻造“四提”新引擎近年来，中国石化石油工程公司聚焦油气增储上产降本和工程提速需求，发挥全产业链一体化优势，坚持问题导向，持续推进创新，加快科技成果转化和现场应用，形成了旋转地质导向等10大工程提质、提速、提效、提产（“四提”）技术，为油气勘探突破和商业发现提供了强有力的支撑与保障。

　　本版文图除署名外由 李泰豫 成 海 赵春国 吴丽萍 蒋琳琳 王 力 邵云丽 宋荣荣 焦致涵 庄 伟 曹继飞 刘文磊 丁 静 刘忠松 顾珍时 李 晴 高 婷 孙文常 陈 浩 曹 明 提供

　　旋转导向技术是一项尖端自动化钻井新技术，主要由井下旋转自动导向钻井系统、地面监控系统和双向通信技术组成，具有钻进时摩阻与扭阻小、钻速高、成本低、建井周期短、井眼轨迹平滑、易调控并可延长水平段长度等特点。

　　旋转地质导向钻井系统作为油气勘探开发工程保障的核心利器，被誉为石油工程钻井技术“皇冠上的明珠”，长期被国外公司垄断。经纬公司经过多年自主攻关，目前已研发形成系列产品并成功应用于钻井作业，推动高端钻井技术装备实现了跨越式发展。

　　经纬公司以需求为导向，围绕轨迹控制、通信效率、地质测量、可靠性等难题，攻关形成了大推靠力高精度动态测量和矢量控制、高稳定强兼容电源载波总线和系统通信、高可靠长寿命系统结构和耐高温电路、全工况主动式旋转地质导向等四大成果、九大核心技术，实现了全产业链自主可控和工业化规模应用。2022年11月，该成果通过集团公司科技部认定，整体达到国际先进水平，其中导向头工具面测量精度、方位电阻率测量精度达到国际领先水平。

　　截至目前，经纬领航旋转地质导向钻井系统累计应用219口井，进尺26.9万米，工作时间超3万小时，其中50余口井实现了水平段“一趟钻”，创高指标新纪录30余项，并在国内首次实现了胜利济阳页岩油、川渝页岩气、西北碎屑岩、老区挖潜、海上油田等不同工区的全场景应用，国产替代率、储层钻遇率大幅提升，有效降低了工程成本。

　　全过程套管钻井技术颠覆了传统钻井作业流程，将钻进和下套管两个原本独立的步骤合并为单一连续的操作。套管不仅作为井壁支撑结构，而且直接承担了钻杆的角色。该技术可简化常规钻井作业工序，大幅缩短中完作业周期、压减钻井成本，实现中浅层油气藏“一趟钻”快速高效建井。

　　6月25日，国内首口全过程套管钻井陈23-更27井顺利完钻。该井一开采用可钻式钻头，完钻井深421米，平均机械钻速42.10米/小时，实钻周期0.75天；二开采用不可回收式套管钻井技术，完钻井深1363米，平均机械钻速50.75米/小时，实钻周期1.33天。

　　近年来，胜利石油工程钻井院高质量推进套管钻井技术研究，构建了“一趟钻”套管钻井技术体系，实现了全过程套管钻井技术新突破，同时研制出表层一体式可钻钻头、套管钻井专用套管、新型脉冲器阀筒及导向引鞋等工具，首创上坐键式随钻测量模式，打造了具有胜利特色的先进技术装备。

　　在东部老区，胜利石油工程钻井院自主研发的套管柱驱动工具成功替代套管夹持器进行一开接单根和钻进，有效降低了钻井成本，革新了传统套管钻井作业模式。同时，他们创新实施不停注条件下“注水井减压+控压”双控制模式，实现了生产开发不停顿，有力支撑原油稳产，并首次成功开展“随钻仪器+伽马探管”应用，为提升老区目的层岩性识别能力、固井质量及开发效益提供了保障。

　　在陈23-斜更29井创国内首口全过程套管定向钻井、控压套管钻井井深最深（1394米）纪录，在2-4-斜更300井创国内首口沙河街组套管定向钻井、套管钻井井斜最录，在2-3-斜222井创国内套管定向钻井水平位移最大、井深最深纪录……亮眼的数据充分体现了新技术的优越性，推动了中国石化套管钻井技术快速发展。

　　长筒取芯是指钻进中途要接单根的取芯，在保证岩芯收获率较高的前提下，尽可能提高取芯的单筒进尺，以大幅提高取芯收获率、降低取芯成本。

　　为缩短取芯作业周期，胜利石油工程钻井院成功研制出适用于硬质地层的长筒取芯工具，在内筒内表面涂层，优化岩芯爪及缩颈套短节结构，并配套长筒专用出芯工具，同时对取芯钻头从切削元件选型、布齿结构、抗回旋等方面进行设计优化，开发出少刀翼高效取芯钻头，机械钻速较常规取芯钻头提高73.4%~233%，且专用外筒扶正器可连续取芯200米不通井。截至目前，长筒取芯工艺已在胜利、西南、西北等工区实现了大规模应用云顶集团公司，累计取芯超1.2万米，平均岩芯收获率95.62%，平均单筒进尺达18.17米，平均作业时效提高到11.35米/天。

　　胜利济阳页岩油示范区页岩厚度大，其中，渤南洼陷为400~1250米，资料井单井取芯进尺在400~700米，应用长筒取芯工艺后，累计缩短钻井周期1450天。其中，丰深斜102井仅用30天就在井段3630~4323.9米连续取芯693.9米，平均单筒进尺38.55米，平均机械钻速5.64米/小时，岩芯收获率99.38%，综合取芯日效达22.68米，刷新取芯平均单筒进尺最长、页岩油取芯综合时效最高等多项国内纪录。

　　在西南工区焦页区块，焦页66-检5井压后地层取芯项目尝试使用长筒取芯工艺，整井取芯进尺240.2米，岩芯收获率99.86%，最长单趟取芯进尺53.7米，收获率100%，创下国内水平井连续取芯进尺最长、单趟次取芯进尺最长两项纪录，为取全取准涪陵页岩气田压后裂缝区地质资料作出了贡献。

　　控压钻井技术是一种可有效控制井口压力的技术，通过安装控制设备，对钻井液进行监测和控制，保持井口压力在安全范围内，避免井喷，是保障井控安全的有益补充。

　　随着油气勘探开发逐步向深层发展，深井、超深井钻井作业也面临越来越多的漏、喷等复杂工程难题，而精细控压钻井在减少钻井液漏失、提高钻井时效、实现地质目标等方面发挥了重要作用。

　　胜利石油工程钻井院于2012年自主研发了中国石化第一套电控液驱精细控压钻井系统，2022年又完成了国内首套一体式全电驱精细控压钻井管汇系统。与常规系统相比，精细控压钻井管汇系统具有多功能高集成、高精度、高响应、高可靠性等优势，系统响应速度＜500毫秒，压力控制精度±0.1兆帕，稳定重复精度±0.01兆帕，整体达到国际先进水平。

　　在胜利济阳页岩油国家级示范区牛页一区的施工中，12口全过程精细控压钻井三开平均钻井周期27.57天。其中，牛页1-3-501HF井和牛页1-3-603HF井三开“一趟钻”、牛页1-3-501HF井创胜利工区内钻完井周期最短（29.5天）纪录、牛页1-3-302HF井创国内控压下套管最长（5100米）纪录，为页岩油效益开发提供了有力支撑。

　　截至目前，胜利石油工程钻井院累计完成控压钻井施工243井次，其中精细控压钻井累计施工34井次，形成了钻进、接立柱、循环、起下钻、下套管、固井等钻完井全过程精细控压工艺，控制压力最高9.3兆帕，实现了“打得成云顶集团公司、打得快、打得省、打得优、打得安全”的提速提效目标，为油气安全绿色开采提供了更高效的技术支持。

　　鱼骨状水平分支井是指在单一井眼的水平段中钻出多个分支井眼，且分支井眼均在同一油层中穿行。该技术可有效增大泄油面积、提高单井产量、实现少井多产。

　　为进一步突破超浅薄层稠油开发瓶颈，胜利石油工程钻井院与中国石化新疆新春石油开发有限公司联合攻关，创新形成了“分支井眼快速分离+分支水平井高效悬空侧钻+分支井眼丢筛管完井工艺”等超浅层分支水平井技术系列，有助于增大泄油面积和注汽面积、增强注汽效果，有效提高了单井产量。

　　CB26B-ZP1井是中国石化首口鱼骨状分支水平井，四分支井眼总进尺515.71米，于2006年10月投产，初期日产油达100吨，是邻井的2.5倍。2022年，CB208区块采用筛管完井鱼骨状分支井专用工具完成了4口分支井，提产效果显著，其中CB208B-ZP1井累产突破3万吨。

　　在西部车排子、阿拉德区块，鱼骨状水平分支井技术累计应用10口井，产量较邻近常规水平井提高1.5~3倍。不仅如此，常规方式施工1个分支钻井周期需2~3天，而胜利石油工程钻井院采用主分支井眼快速分离方法，1个分支裸眼完井钻井周期仅需0.5天，下筛管完井仅需1.5天，实现了“快打快完”，有效保护了储层，取得了较好的经济效益。P614-P13井采用三分支水平井技术，与邻井相比，同等注汽强度下单井产量翻番，周期多产油309吨；P634-P46井采用双分支水平井技术，投产后平均日产油11.1吨，与周围常规水平井相比，周期多产油641吨；P612-P101井采用四分支水平井技术，创造了中国石化垂深最浅筛管分支井钻井纪录。

　　重建井筒重复压裂技术是针对前期产量相对较低的老井，通过井筒重建，在原有套管中下入尺寸更小的套管，封堵原改造层段，精准挖潜段簇间剩余储量，提高单井采收率的压裂工艺技术，能有效提高储量动用率和气藏采收率。

　　我国页岩气大规模开发已有10多年，一些早期开发的页岩气井产量已不复当初。由于早期压裂工艺的不足，涪陵页岩气田留下了较大的挖潜空间，沿井筒方向仍有较多未动用资源，绝大多数气井具备重复压裂增产潜力。

　　为了把潜力变成产量，江汉石油工程井下测试公司历时两年，自主研发了重建井筒重复压裂技术，能有效解决投球封堵次序和位置不准确、液体走向规律不明确等问题，提高储量动用率，让老井“重获新生”。

　　我国首口采用全自主化工艺技术和工具材料的重建井筒重复压裂气井——焦页5-1HF井测试产量14.2万立方米/日，恢复到初产的75.1%，达到北美先进水平。随后，该技术陆续在低效区和复杂区块推广应用，成效明显：焦页29-1HF井获得测试产量13.27万立方米/日；复杂构造区评价井焦页21-3HF井获得测试产量11.2万立方米/日，施工周期缩短12天，工程提速达37.5%，为页岩气井“套中固套”重建井筒技术在涪陵工区规模化推广应用奠定了基础。

　　江汉石油工程创新提出“先暂堵、后重建、再固井”的标准化施工流程，形成了全自主化国产替代的重建井筒关键完井工艺，提高了重建井筒施工效率。特别是在焦页36-3HF井首次成功实施套损井重建井筒施工，固井质量整体以“好”为主，测试产量17.6万立方米/日。焦页36-3HF井、56-3HF井的成功实施，既为采用重建井筒进行套变套损井治理提供了新思路，又为规模化推广奠定了基础。

　　针对涪陵页岩气田特点，江汉石油工程选择了与国外不同的工艺方向，开发了以“高性能树脂+碳纤维+硅化物”为材料主体、具有自主知识产权的“SSC-直翼式树脂套管扶正器”等关键工具，质量优于国外产品，解决了长期依赖国外产品的“卡脖子”难题，全面保障了重建井筒下管柱的安全性和稳定性。

　　连续油管侧钻技术是通过连续油管设备代替传统钻杆进行钻井、侧钻作业的技术，广泛应用于老井侧钻、小井眼直井钻井、水平井钻井、空间受限的井场钻井、海上平台作业等多个领域。

　　随着油藏勘探开发不断深入，长停井、低产低效井的数量也越来越多。在保证产能的基础上，常规侧钻技术降本增效的空间已非常有限，而连续油管侧钻技术凭借独特优势，成为解决难题的有效手段。

　　2018年，胜利石油工程井下作业公司依托集团公司连续油管侧钻技术研究项目，成功攻克了井内导斜、动力选型、信息传输、井下定向、侧钻工具等关键技术难题，并通过一系列先导试验和现场应用，验证了连续油管侧钻技术的可行性和技术优势。

　　2020年10月，井下作业公司在GO4-19N18井完成了中国石化首口连续油管侧钻试验井施工，开窗进尺3.35米、耗时8.5小时（含修窗），较常规侧钻开窗提速33%，裸眼井段平均钻进速度达到5米/小时。该井投产后获得较好产能恢复，日产油达到4.8吨。

　　随后，该公司又在GO3-13-36、GO6-24-2394等多口井进行连续油管侧钻试验施工，进一步优化调整了入井工具串和施工参数控制，均收到了良好效果。

　　此外，该公司还自主设计了电控液驱型连续油管侧钻井下测控工具及液压式连续油管开窗工具，具有工作扭矩大、工具面调整快捷准确等优势，目前已完成现场试验6井次，连续油管侧钻测控工具入井工作约380小时，平均机械钻速6米/小时，累计完成裸眼段钻进1759.76米，最长单井裸眼长度达到422.14米，主要技术指标不断提升，整体技术达到国内先进水平。

　　高温高压测井技术是在深层超深层高温高压复杂环境下进行油气勘探开发的关键技术，对于千米之下油气信息采集、评价，油气藏的勘探发现、建设产能等有着决定性意义。

　　为满足深层特深层、非常规页岩油气勘探开发对测井技术的需求，经纬公司地质测控技术研究院全力开展系列高温高压测井仪器研发，成功突破了超高温高压结构设计、高效隔热、超高温高精度采集等一系列关键技术瓶颈，攻关形成了高温高压仪器设计技术、低功耗集成电路开发技术等七大核心测井技术，具备了较为完备的高温高压测井技术体系。

　　随着测井技术的突破，经纬公司不断总结SHMLS-900型等直推存储式测井系统经验，成功打造了MVLog高温高压测井系统平台，形成了200摄氏度 、230摄氏度 、260摄氏度高温系列化测井仪器，以及172兆帕、206兆帕高压系列电缆、过钻头、直推等系列测井技术与工艺，构建了“声波远探测测井+”技术平台，实现了百米范围全方位探测与成像表征，并成功研制出200摄氏度/172兆帕电缆/直推双模电成像仪器，可直观精细刻画深地复杂储层。

　　现场施工是检验技术成果的试金石。经纬公司采用“高温直推存储常规+成像测井”的“一趟快测”技术，测井时效提高35%，采集率达到95%，一次成功率达到97%以上。“深地一号”顺北工区目的层测井资料获取率由2019年的75%提升到2023年的93.5%，实现了不同钻井液条件下的资料采集和精细评价。

　　同时，针对井旁地质异常体评价难题，经纬公司制造了175摄氏度/140兆帕电缆声波远探测测井仪器，实现了井旁80米地质异常体准确探测，已在西南、西北等工区推广应用30余口井，其中在顺北9X井首次探测到8000米以深的异常体信息，测井精准度大幅提升。

　　二氧化碳混相破岩增能压裂技术是针对页岩油储层压裂破岩效率低、渗吸置换差、压裂产量低等问题，形成的以二氧化碳破岩扩缝、增压补能为核心的新技术。

　　页岩油要实现低成本效益开发，离不开关键核心技术的加持。胜利石油工程井下作业公司针对胜利页岩油埋藏深、厚度大、断裂系统复杂等特点，联合科研院所和生产企业聚焦降低储层伤害、压裂参数设计、装备配套等一系列技术难题，创新形成了二氧化碳混相破岩增能压裂技术体系，为胜利页岩油勘探开发提供了坚实的技术支撑。

　　压裂改造是致密砂岩、页岩等非常规油气藏的重要增产措施，但常规水力压裂存在改造体积小、压裂液不易返排等问题。二氧化碳混相破岩增能压裂技术与常规水力压裂相比，具有造缝效果好、给地层增能、储层伤害小、压裂液返排迅速、单井产能高等显著优势。

　　新技术在丰页1HF井27段压裂施工中成功应用。全井前置二氧化碳3250吨，加砂6062立方米、用液72270立方米，压后获得初产峰值210吨/日的高产。随后，在丰页1-1HF井压裂施工中，该技术再次大显身手，共泵入前置二氧化碳3250吨，加砂5519立方米、用液75550立方米，累计产油3.83万吨，峰值日产油262.8吨，创国内页岩油单井日产最高纪录。

　　井下作业公司坚持自主研发、自主设计、自主施工，创新提出“增大砂量保增产、提升砂比控液量、优化配置降成本”的工艺思路，打造数智化模拟分析、个性化方案定制、动态化参数调整等相融合的立体化施工模板，配套拥有自主知识产权的“增产者”系列稠化剂和“旋风”系列井下作业工具，为解决页岩油商业效益开发、成熟敏感储层压裂改造难题提供了“胜利井下方案”。

　　油气层测试是向有油气显示的油气层下入专门的测试管柱和测试工具，通过定性分析和定量计算，对不同测试层位进行产油气能力、流体性质和油气层特征的测定与试验，是计算地下油气储量的重要环节，是确定一口井合理工作制度的基础，是制定油气田开发方案时确定单井生产能力的依据。

　　我国深层超深层油气资源构造复杂，储层埋藏深、地层压力高、温度高，对油气测试工程技术提出了更苛刻的要求。石油工程公司围绕深层超深层油气测试、超高温高压井下工具和地面测试等技术进行研究，攻关研制出高温高压测试等四大类30余种完井测试工具，推广使用了自动化采集和多级节流降压的超高压地面计量技术，满足了105兆帕/232摄氏度深井特深井完井测试和140兆帕超高压地面计量需求，完成了100余口8000米以深油气井的测试施工，初步形成了“深地工程”油气测试关键技术及配套装备，有力支撑了深层超深层油气资源的勘探开发。

　　针对顺北油气田储层埋藏深、温度高、压力高、缝洞尺寸大等地质特点，江汉石油工程持续开展攻关，形成了超深层油气井测试、改造、完井一体化技术等满足“深地一号”工程需求的油气测试系列关键技术，助力发现26口千吨井，为顺北油气田完成百万吨级产能建设提供了高效、安全、有力的工程技术支撑。

　　在四川盆地，为破解储层埋藏深、温度高、压力高、低孔、低渗和高含硫等难题，中原石油工程和西南石油工程持续开展关键工具攻关和技术迭代升级，形成了超深高酸性油气藏联作测试和超深长水平段水平井滑套分流完井试气等关键技术，助力发现了普光、元坝、彭州等多个整装气田，连续创造了亚洲行业最高测试温度（221摄氏度）和中国石化四川盆地测试最深（8806米）等多项纪录。

　　围绕油气测试工具可靠性保障、测试制度优化、测试资料录取质量提升和测试资料精细解释评价等方面，胜利石油工程潜心攻关，构建了APR耐高温高压测试（适用于高渗透储层）和HSE高温高压测试（适用于高渗透储层）两大类技术测试管柱。2020年以来，该系列技术在准噶尔盆地完成64井次测试，助力哈山5井在风城组获高产油气，首次在准噶尔盆地山前逆掩带下取得重大突破。

　　随着全球能源需求的增长与资源开采难度的加剧，石油工程技术正站在一个前所未有的变革节点。面对“深、高、长、漏、溢、变”的复杂地质挑战，未来，石油工程技术将是多学科交叉融合、技术创新与智能化升级的综合体现，以实现更高效的能源开采与环境保护的双重目标。

　　钻完井技术正向高性能、自动化、智能化和一体化迈进。装备的模块化、自动化和智能化升级，旨在提升作业效率、降低成本并增强安全性。井下流体技术的发展注重环保与功能性，强调耐温耐压特性及智能材料的应用。技术工艺趋向“钻测录控”一体化，实现多单元的智能互联、远程实时监控与控制。井下仪器与工具则追求更高的性能、实时数据传输能力和智能化水平，以减少非生产时间、提高作业可靠性。

　　测录井技术正朝着高精度、集成化与智能化方向演进。测量仪器通过高精度阵列化、随钻技术及微型智能传感器，实现对地层的即时检测。多源、多波、多谱测量与三维成像技术的发展提高了地层分析的精确度，而测井解释的智能化和多井综合分析则促进了地质理解更深入。

　　储层改造技术强调装备的大功率、工艺的精细化与流体的功能化。压裂工具的发展注重耐高温、可溶性与灵活性，以应对复杂地层的精细压裂需求。压裂工艺趋向高通道数、精细化操作及智能化管理，同时，压裂液的环保性和功能性亦是研发重点，包括清洁可再生压裂液、低伤害支撑剂等新型材料的应用。

　　非常规油气工程技术则侧重于规模化、工厂化和成本效益。工程技术装备的快速移动与模块化设计缩短了部署时间，工具的系列化与高性能确保了广泛的适用性和作业效率。井下流体管理注重低成本与环保，新技术的采用显著降低了水耗并促进了废弃物的循环利用。工程设计的一体化和工厂化作业模式，结合大数据分析，进一步推动了作业的高效执行与成本控制。

　　答：近几年，为满足“两深一非一老一新”油气勘探开发需求，提高油气发现率、单井产量及老油田采收率，降低油气开发成本，高性能、智能化、绿色化已成为石油工程技术装备创新的重点，并收到了明显效果。一是12000米自动化钻机、3000米深水钻井/作业平台、5000马力全电动压裂机组、230摄氏度测井仪器、200摄氏度随钻测量系统等一大批高性能技术装备研发成功，为“深地工程”“深海工程”实施提供了保障。二是自动化钻机、司钻导航仪系统、“一键式”固井系统、高分辨率随钻测量仪器、旋转导向系统、智能化钻井优化系统、智能化压裂参数系统、远程决策系统等自动化智能化技术装备不断完善升级，大幅提高了作业效率和油气藏识别精度，减轻了劳动强度。三是全电动钻机、全电动压裂车、不落地钻井液处理系统、环保型钻井流体、可降解井下工具等节能装备和绿色环保技术得到了大力推广，更好地助力节能减排和“美丽中国”建设。

　　答：石油工程新技术从试验研发到现场应用，需要经历室内研究、样品中试、工程验证、现场应用等多个流程。室内研发、样品中试是新技术研发的基础，做细、做全工程验证是现场应用的保证，要高效推进石油工程新技术成果转化和现场应用，必须加大工程验证力度。相关数据显示，未进行工程验证的科技成果在实际应用中的成功率仅在30%左右，而经过工程验证的科技成果应用成功率可达到80%以上。特别是影响现场施工安全的石油工程技术装备、工具、仪器、流体与材料等，只有通过工程验证，才能让使用者更有信心，从样品变为产品、商品，加速推动技术成果从实验室走向生产线，实现产业化。

　　答：在能源转型和科学技术进步的推动下，石油工程技术要顺势而为，向更高性能、更绿色、更智能的方向发展，努力降低吨油成本，实现能源消耗多元化、绿色化。一是在更高性能技术方面，探索攻关超深特深层、深海超深海油气钻完井工程理论方法和特深海水下“井工厂”技术装备，研制15000米重载智能化钻机、175兆帕特高压井口、超高温高压测量仪器、15000psi（磅力/平方英寸）水下防喷器等关键装备，研发适于240摄氏度/210兆帕极端工况环境的井下工具、井筒流体，构建超深特深层、深海超深海油气钻完井工程技术体系，开启人类探索地球深部油气资源的新。二是在更绿色技术方面，开展地热/干热岩、储能、氢能等工程技术研究，探索钻完井与新能源耦合利用技术、枯竭油气井转为二氧化碳封存或地热能源开发等技术，保障“双碳”目标实现和国家能源安全。三是在智能技术方面，深化石油工程AI人工智能算法研究云顶集团公司，升级智能钻完井技术，开发微井眼智能钻完井技术，探索激光钻完井、数字油藏、地下实验室等前瞻技术，持续提升石油工程技术降本提质增效的能力。