海洋钻井技术发展与趋势
1.1我国石油钻井技术的发展历程
海洋石油钻井技术很大程度上继承和发展路上石油钻井技术，我国钻井技术在经历整个60 年代苏联技术引进期后，在70 年代初期迎来了第一股自主创新热潮，具有代表性的是东风2 井在胜利油田超过5000 m 钻井成功。此后由于石油禁运事件的爆发，我国自主研发进入一个全新的时期，特别是进入70 年代末期，随着国外钻井技术的大量引进，国内传统的钻井技术逐步开始寻求突破，并形成了以“喷射钻井、优质轻钻井液、高效钻头”为核心的三大钻井技术，以及由此衍生而成的喷射钻井技术也广泛运用。这一技术在80 年代的前五年得到了进一步的改进，主要体现在钻井速度的大幅度提高。此外，优选参数钻井技术的研发与应用也随着喷射技术同样取得了新突破。进入90 年代以后，石油钻井技术的“五年计划”痕迹十分明显，如在第七个五年计划期间，石油钻井技术的研发重点十分明确，即以定向井、丛式井钻井及其配套技术为核心的技术攻关占据主导地位。在第八个五年计划内，以定向井、丛式井钻井为重点的技术攻关开始转向以水平井钻井及其配套技术。在第九个五年计划内，水平井钻井的研发与应用推广十分成熟，转而形成了以短半径侧钻水平井及其配套技术为核心的技术研发。自20 世纪中后期，长达50 年的石油钻井技术的研发已经取得了世人瞩目的成就，也为我国经济腾飞提供了充实的能源保障，特别是前期的研究成果为今后的技术发展提供了坚实的平台。进入21 世纪以后，针对不同地质条件所研发的钻井技术屡获突破，如以欠平衡压力钻井、大位移井钻井、分支井钻井、深井钻井为代表的钻井技术不断推陈出新。
1.2海洋钻井发展及关键技术
我国于1950年开始研究海洋石油钻井技术，虽然我国深水海域十分广阔，蕴藏
着丰富的油气资源，但是目前我国的深水钻探开发仍处于初级起步阶段。不断的在实验和实践中完善各种钻井技术，在此过程中可以发现，海洋石油钻井技术的持续发展是在旋转钻机技术不断发展的基础上的形成的。
1.2.1我国海上钻井装置的发展历程
60年代初我国海洋石油从开始勘探。
1966年建造了第一座固定式钻井平台；
1972年制造第一座自升式钻井平台“渤海一号”；
1974年我国第一条钻井船“勘探一号”在南黄海试验成功；
1978年第一艘浅海坐底式钻井船“胜利一号”在莱州湾投入 ；
1 982年中国海洋石油总公司成立后，积极参与近海石油开发，
1984第一座半潜式钻井平台“勘探三号”建成交付使用；
1988 年9 月，胜利石理局工艺研究院与上海交通大合设计完成胜利二号极浅海步行坐底式钻井平台，最大作业2o1o～01水深6．8m，最大钻井深度4500m。
1988年l0月，中国船舶工业总公司设计完成CCS级胜利三号坐底式钻井平台；
1993 第四石油机械厂开始进行海洋石油钻采设备研制和开发，并设计制造了一套
海洋修井装置以及海洋固井装置。
l997年8月，购买了法国c．F．E．M 公司设计、法国FOS—SUR—MER公司制造1982年改造的CCS级胜利七号自升式钻井平台。
2002年中国海洋石油总公司划分出综合勘探开发一体化的中海油田服务股份有限公司。
2006以来中国海洋石油总公司大力推动深水发展战略，推出“五型六船”战略，即计划建造5种型号、6艘可在水深3000米海域工作的深海工程装备，组成中国深海油气开发的“联合舰队”。其中包括1、一艘3000米深水半潜式钻井平台“海洋石油981”，作为该船队的“旗舰”；2、一艘3000米级深水铺管起重船“海洋石油201”， 3、一艘3000米12缆深水物探船，\"海洋石油720\"， 4、一艘3000米深水地质勘察船“海洋石油708”， 5、两艘3000米深水大马力三用工作船“海洋石油681”和“海洋石油682“。
1.2.2 海洋钻井关键技术。
目前，国内深海石油钻井的关键技术主要包括深水钻井设备、深水定位系统、大位移井和分支水平井钻井技术、深水双梯度钻井技术、喷射下导管技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、深水钻井液和固井工艺和深水钻井隔水管及防喷器系统。从深海石油钻井技术的发展历程来看，深水石油钻井是一项资金投入量较大、科技含量较高、研发周期较短、产品应用周期较长的工作，各种关键技术的研发是工程顺利完成的保障，如随钻环空压力监测、喷射下导管技术、随钻测井技术、动态压井钻井技术等技术。此外，钻井船、隔水管和水下防喷器等配套设备的研发也在一定程度上决定整个工程施工的成败。
2海洋钻井技术列举
2．1深水定位技术
半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海中处于飘浮状态，受风、浪、流的影响会发生纵摇、横摇运动，必须采用可靠的方法对其进行定位。动力定位是深水钻井船的主流方式。在现有的深水钻井船中，只有6艘采用常规锚链定位(额定作业水深不足1000 m)，其余27艘都采用动力定位(额定作业水深超过1000 m)。1000 m以上水深的钻井船采用的都是动力定位，在建的钻井船全部采用动力定位。动力定位系统一般采用DGPS定位和声纳定位2种系统。声纳定位系统的优点：(1)精确度高(1％一2％)、水深(最大适用水深为2500 111)；(2)信号无线传输(不需要电缆)；(3)基本不受天气条万方数据12 石油钻采工艺2008年4月(第30卷)第2期件的影响(GPS系统受天气条件的影响)；(4)，不需要依靠其他系统提供的信号。声纳定位系统的缺点：(1)易受噪声的影响，如环境噪声、推进器噪声、测试MWD等；(2)折射和阴影区；(3)信号传输时间；(4)易受其他声纳系统的干扰，如多条船在同一地方工作的情况。
2.2钻杆补偿技术
2.2.1升缩钻杆补偿
在浮船钻井的初期阶段，普遍采用的补偿方法是 在钻杆柱的钻挺上部加一根 伸缩钻杆，主要包括内筒、 外筒、圆键、密封盘根等。 内外筒可以升缩拉开，圆键传递扭矩，钻井船上下运动时，只带着升缩钻杆以上的钻杆柱 运动。而升缩钻杆柱以下的钻铤和钻头不再随船起落。 这样就可以保持一定的恒压进行钻井。但是，采用升缩钻杆存在着不少缺点：(1)司钻不能通过刹把手感井底的钻头情况，正确 判断井底钻进。(2)不管什么软硬地
层，钻压不能随时调节。(3)很容易卡死和损坏。(4)井涌关井时，防喷器芯子抱住钻柱发生摩擦， 极易损坏。(5) 不能满足更加复杂的工艺操作要求，如下套管 作业，取心、测井、试油等。正因为采用升缩钻杆存在上述缺点，所以近年来采 用较少。而用钻柱升沉补偿装置取代。
3.2.2钻柱升沉补偿的类型
主要有三种补偿方法：
(1) 游动滑车与大钩间装设升沉补偿装置。这种装 置是在游动滑车与大钩之间装设
升沉补偿液缸。大钩上 的载荷由液缸中的液体压力承受。此种方法有两种类 型。一种为活塞杆受拉的升沉补偿装置，以美国维高公司（Vetco)产品为代表。升沉补偿装置的下横梁、活塞、 活塞杆与大钩相连，上横梁、液缸本体与游动滑车相连。这样，当游动滑车随井架及船体上下升沉时，只带 动液缸的缸体上下周期地运动，而液缸中的活塞和活塞杆、下横梁以及大钩基本保持不动，载荷也基本不受影 响(影响的大小是随气压的大小和气瓶的多少来决定 的）。从而实现升沉补偿。
(2) 另一种类型为活塞杆受压的升沉补偿装置。美国 NL公司生产的产品最为典型。
这种装置大钩与下支架 连接，下支架上部安装有链条，绕过安装在活塞杆顶端 的滑轮装置与上支架连接，上支架与缸体固定在一起， 上支架与游动滑车相连。当游 动滑车上下周期性运动时，活 塞缸上下运动，而下支架、大 钩却保持基本不动。由于是动 滑轮，因此活塞杆的行程仅为 钻井船升沉的一半。
(3) 天车上装升沉补偿装置。天车型补偿装置是把升沉补 偿装置装到天车上。它的
工作原理比较简单。当 船体上升时，天车相对与井架，沿轨道向下运动,并压缩 主气缸。
当船下沉时，天车相 对与井架向上运动，主气缸气 体膨胀，起气动弹簧作用。这 种形式的补偿装置的优点是占用钻井船的甲板面积和空间小;不需要两条活动的高压，管线短。缺点是需要特制井架，特制天车，钻井船重心高，维修也不太方便。死绳上装设升沉补偿装置。这种形式较前两种 方式为少，曾在钻井船上使用过。这种装置是通过调节 游动系统上钢丝绳的有效长度来补偿在波浪作用下游动 滑车与大钩随船体升沉的位移，从而实现保持和调节井 底钻压的目的。这种方式的升沉补偿装置 不占井架上的空间，维修和保养均在下面，所以比较方 便。但是它要装设一套可感应游动系统钢丝绳上拉力变 化的电动系统，另外，钢丝绳寿命也会降低。上面所述装设升沉补偿装置的三种方法有各自的优 缺点，均有可取之处。但从现在世界各国实际使用情况来看，在游动滑车和大钩之间装设升沉补偿装置较多。
2．3大位移井和分支水平井钻井技术
大位移井是在定向井之后又出现的一种特殊工艺井，英文名称为ＥＲＷ （Ｅｘｔｅｎｄｅｄ ＲｅａｃｈＷｅｌｌ），大位移钻井技术称为ＥＲＤ（Ｅｘｔｅｎｄｅｄ ＲｅａｃｈＤｒｉｌｌｉｎｇ）。大位移井具有很大的水平位移和很长的高井斜稳斜井段。２０世纪９０年代是国际大位移井钻井技术起步并迅速发展的１０年。它的技术基础是先进的井下动力钻具、ＰＤＣ钻头、ＭＷＤ和ＬＷＤ技术，以及遥控、井下闭环自控方式的先进导向工具。这些先进的单项技术的综合，促进了大位移井的发展，使水平位移由３０００ｍ左右提高到１００００ｍ以上，也使水平位移与垂深的比例由２提高到５以上。到１９９８年，大位移井水平位移世界纪录已超过１００００ｍ。钻大位移井主要是出于经济目的，如挪威北海油田，采用大位移井技术，节约成本约１．２亿美元；西Ｓｌｅｉｐｎｅｒ油田，采用大位移井技术代替原开发方案，节约成本约１０亿美元；英格兰南海岸的Ｗｙｔｃｈ Ｆａｒｍ 油田，采用大位移井技术，比原方案节约成本１．５亿美元；美国加州南部近海的Ｐｅｄｅｒｎａｌｅｓ油田，采用大位移井技术，节约成本约１亿美元。多年来，
大位移井水平位移世界纪录不断刷新，１９９８年英国ＢＰ公司在威奇法姆井场钻成口水平位移为１０１１４ｍ、最大“水垂比”为６．１３的大位移井。我国海岸线长，滩海面积大，在海上已探明油气田和含油气构造中相当一部分地质储量是在１０００×１０４ｔ以下，属于边际油田，如何开发这些海上边际油田是面临的重要课题。１９９７年，石油公司作为作业者，在南海珠江口盆地西江２４－３油田钻成了西江２４－３－Ａ１４井，这口井创造了当时８０００ｍ水平位移的世界记录。胜利油田滩海地域辽阔，漫长的海岸线西起四女寺河口，东至潍河口，全长４１４ｋｍ，胜利油田为实施海油陆采工程，在孤东、五号桩、桩西滩涂地区建起了数十公里的海堤。随着大位移井钻井水平的提高和钻进速度的加快、勘探开发面积的扩展，大位移井的经济效益和社会效益，这些先进技术在装备方面主要包括可控马达及与之配套的近钻头定向地层传感器。在钻头向地层钻进时，近钻头传感器可及时检测井斜与地层性质，从而使司钻能够在维持最佳井眼轨迹方面及时做出决定。由于水平井产量高，所以在国外海上油气田的开发中已经得到了广泛的应用。目前，国外单井总水平位移最大已经达1 1 000 m。分支水平井钻井技术是国际上海洋油气田开发广泛使用的技术，近年来发展很快。利用分支井主要是为了适应海上需要，减少开发油藏所需平台数量及平台尺寸(有时平台成本占开发成本一半还多)。具体做法是从一个平台(基础)钻一口主干井，然后从主干井上急剧拐弯钻一些分支井，以期控制较大的泄油面积，或者钻达多个油气层。
2.4欠平衡钻井技术
近年来，持续深化欠平衡钻井在钻井提速、应对井漏等复杂情况方面的应用，特别是推井气体钻在深井提速中的应用，提升气体钻井装备能力，拓展气体钻井应用范围。全过程欠平衡钻井技术得到广泛推进应用，与水平井技术相结合，最大限度发现和保护油气藏，提高单井产量。国外能成熟运用新一代欠平衡钻井技术，即在钻进、接单根、换钻头、起下钻等全部作业过程中保持井下循环系统中流体的静水压力小于目标油气层压力。
国内，欠平衡钻井技术越来越多地与水平井多分支井及小井眼钻井技术相结合，开发了一些新老油田，应用范围日益广泛。欠平衡钻井技术发展方向是钻井模型分析、更有效的钻井液、更有效的井底导向系统与马达。这有利于新的钻井液井控与地面分离系统的发展，集成化是大趋势。欠平衡钻井技术将进一步朝安全、简便和适用的方向发展。这项技术对于保护油层和提高钻井速度具有重要意义，将广泛用于低压、低渗透油田。
2．5喷射下导管技术
海上浅水区的表层套管作业通常采用钻孔、下套管然后固井的作业方式。在深水区，由于海底浅部地层比较松软，常规的钻孔／下套管／固井方式常常比较困难，作业时间较长，对于日费高昂的深水钻井作业显然不合适。目前国外深水导管钻井作业通常采用“Jetting in”的方式。常规做法是在导管柱内下入钻具，利用导管柱和钻具(钻铤)的重量，边开泵冲洗边下人导管。
2．6动态压井钻井技术(DKD)
动态压井技术是深水表层建井工艺中的关键技术。深水钻表层时，由于还未安装隔水管，无法建立井下到平台的循环通道．动态压井技术就是针对在未建立正常循环的深水浅层井段控制浅层气及浅层水井涌等复杂情况的钻井技术．
其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似。根据作业需要，可随时将预先配制好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液通过一台可自动控制密度的混浆装置调解到所需密度的钻井液，并可直接供泥浆泵向井内连续泵送，代替常规的海水钻进和稠泥浆替入的钻进与替入方法。在钻进作业期间，只要ROV监测到井下地层有异常高压，即可通过人为输入工作指令，该装置立即就可泵送出所需要的高密度钻井液，使得井眼压力在地层
空隙压力和破裂压力之间，真正意义上实现边钻进边加重的动态压井钻井作业。动态压井系统主要由混合装置和控制系统组成。混合装置类似于固井泵的混浆装置，其作用是实现钻井液密度的快速转变。该装置配有2根进液管线、l根出液管线，其中一根进液管线连接海水管线，另一根连接重钻井液池，出口管线连接到循环池，从循环池直接将压井液泵入井内。动态压井钻井技术需要的主要设备包括球形阀、电磁流量计、混合舱(嚣)、剪切泵等：另外还需要配套预先设计软件和实时监测软件系统。
2．7随钻环空压力监测(APWD)
由于深水海域的特殊性，与浅水和陆地钻井相比，部分的上覆岩层被水代替，相同井深上覆岩层压力降低，使得地层孔隙隙压力和破裂压力之间的压力窗口变得很窄，随着水深的增加，钻井越来越困难。据统计，在墨西哥湾深水钻井中，出现的一系列问题，如井控事故、大量漏失、卡钻等都与环空压力监测有关。随钻环空压力测量原理是主要靠压力传感器进行环空压力测量，可实时监测井下压力参数的变化。它可以向工程师发出环空压力增加的危险报警，在不破坏地层的情况下，提供预防措施使井眼保持清洁。主要应用于实时井涌监测和ECD监控、井眼净化状况监控、钻井液性能调整等，是深水钻井作业过程中不可缺少的数据采集工具。
2．8 随钻测井技术(LWDI／MWDI／SWD)
深水测井技术主要是指钻井作业过程中的有关井筒及地层参数测量技术，包括LWD、MWD和SWD测井技术。由于深水钻井作业受到高作业风险及昂贵的钻机日租费的影响，迫使作业者对钻井测量技术提出了多参数、高采集频率和精度及至少同时采用2套
不同数据采集方式的现场实时数据采集和测量系统，并且具有专家智能分析判断功能
的高标准要求。目前最常用的定向测量方式是MWD数据测量方式，这种方式通常只能测量井眼轨迹的有关参数，如井斜角、方位角、工具面。LWD是在MWD基础上发展起来的具有地层数据采集的随钻测量系统，较常规的MWD增加了用于地层评价的电阻率、自然伽马、中子密度等地层参数。具有地质导向功能的LWD系统可通过近钻头伽马射线确定井眼上下2侧的地层岩性变化情况，以判断井眼轨迹在储层中的相对位置；利用近钻头电阻率确定钻头处地层的岩性及地层流体特性以及利用近钻头井斜参数预测井眼轨迹的发展趋势，以便及时做出调整，避免钻人底水、顶部盖层或断裂带地层。随钻地震(SWD)技术是在传统的地面地震勘探方法和现有的垂直地震剖面的基础上结合钻井工程发展起来的一项交叉学科的新技术。其原理是利用钻进过程中旋转钻头的振动作为井下震源，在钻杆的顶部、井眼附近的海床埋置检波器，分别接收经钻杆、地层传输的钻头振动的信号。利用互相关技术将钻杆信号和地面检波器信号进行互相关处理，得到井眼地震波信息。也就是说，在牙轮钻头连续钻进过程中，能够连续采集得到直达波和反射波信息。
2．9深水钻井液和固井工艺
随着水深度的加大，钻井环境的温度也将越来越低，温度降低将会给钻井以及采油作业带来很多问题。比如说在低温情况下，钻井液的流变性会发生较大变化，具体表现在黏、切力大幅度上升，而且还可能出现显著的胶凝现象，再有就是增加形成天然气水合物的可能性。目前主要是在管汇外加绝缘层。这样可以在停止生产期间保持生产设备的热度，从而防止因温度降低而形成水合物。表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海底的低温影响是最主要的因素。另外由于低的破裂压力梯度，常常要求使用低密度水泥浆。深水钻井的昂贵日费又要求水泥浆能在较短的时间内具有较高的强度。
2．10深水钻井隔水管及防喷器系统
深水钻井的隔水管主要指从海底防喷器到月池一段的管柱，主要功能是隔离海水、引导钻具、循环钻井液、起下海底防喷器组、系附压井、放喷、增压管线等作用。在深水钻井当中，隔水管柱上通常配有伸缩、柔性连接接头和悬挂张力器。在深水中，比较有代表性的是笳33．4 mm钻井隔水管，平均每根长度为15．2～27．4 m。为减小由于钻井隔水管结构
需要和自身重量对钻井船所造成的负荷，在钻井隔水管外部还装有浮力块。这种浮力块是用塑料和类似塑料材料制成的，内部充以空气。在钻井隔水管外部，还有直径处于50～100 mm范围的多根附属管线。在深水钻井作业过程中，位于泥线以上的主要工作构件从下向上分别是：井口装置、防喷器组、隔水管底部组件、隔水管柱、伸缩短节、转喷器及钻井装置，井口装置通常由作业者提供。
2.11连续管钻井技术
美国和加拿大是目前连续管钻井最活跃的国家，约占全世界连 续管钻井的80％左右。美国是目前应用连续管钻井最多且技术领先的国家，世界几大主要连续管和连续管作业机制造商均集中在美国。近两年连续管技术进展主要表现在：连续管的材料、尺寸、增产技术；连续管在欠平衡、小井眼及侧钻中的应用；电动井底钻具总成的研制与完善；数字化控制和自动连续管系统。目前，已研制出高强度大直径3V，in(郝8．9mm)或5in(妒127mm)连续、小直径螺杆钻具及高扭矩定向钻井工具等连续管钻井井下钻具组合；针对海底油气输送管道的用途，制造成功西1 68．275mm连续；Halliburdon和NOV公司开发了高强度连续管(屈服值大于1 25000psi)，能够在北海中部HTHP(300。F，1 0000psi)环境下一趟钻对长1700fl井段进行负压射孔作业；Halliburdon和Chevron公司联合开发了一种新型合金材料QT一800，用在连续内部，能够防止连续在高温井中被酸蚀，尤其是在利用高浓度盐酸进行酸化作业时保持连续的完整性。AnTech公司研
发了电缆式连续管4个最新元件，显著提高了连续管测井和射孔的作业效率。这些新技术的开发和应用，大大加快了连续管钻井的应用推广。目前应用范围涉及软地层小井眼直井、定向井和水平井、老井加深、侧钻、过钻井、产层取心、完井等，利用连续管可以进行固井、射孔和压裂一体化作业。但连续管钻井技术在使用中也暴露出不少问题，包括连续管的屈曲摩阻、挤毁及疲劳破坏等。
2.12双梯度钻井技术以及无隔水管海洋钻井技术
双梯度钻井技术是国外近年来提出的一种深水钻井技术新概念, 已开发了相关设备和工艺, 并开始进入工业应用。20世纪80年代中期以来, 随着技术的进步和世界各国对能源需求的增长, 以及陆上和海上浅水区油气田发现难度的增大, 深水区已逐渐成为世界上油气勘探最活跃的区域之一[ 1 ] 。我国深水油气资源勘探开发起步较晚, 缺乏拥有自主知识产权的关键技术, 因此深水钻井面临着用常规钻井装备和常规钻井工艺难以克服的技术难题。这些难题中,地层孔隙压力和破裂压力之间的余量较小, 而隔水导管中的泥浆柱重量(即隔水管余量)很大, 将给钻井工艺带来一系列的问题, 这也是深水钻井所面临的主要问题之一。
如果深水钻井所用的泥浆密度太小, 泥浆柱压力小于地层孔隙压力, 将导致地层流体侵入井筒, 从而带来一系列的井控问题; 如果泥浆密度太大, 泥浆柱压力超过地层破裂压力, 将导致地层断裂、坍塌, 从而出现卡钻、井径扩大、泥浆漏失、洗井困难等钻井问题, 使钻井作业十分困难。20世纪90年代在国外发展起来的双梯度钻井技术很好地解决了上述难题。所谓双梯度钻井技术( DGD技术), 就是采取一定的措施使隔水导管内的流体密度与海水密度接近(所有压力均以海底为参考点), 使地层破裂压力和孔隙压力之间的余量相对增大, 从而使有关深水钻井的问题迎刃而解。双梯度钻井技术具有以下主要优点:
(1) 可使破裂压力和孔隙压力间的余量相对增大, 解决了深水钻井工艺中的部分技术难题, 使钻井作业中的井涌和井漏事故大大减少, 从而节省了处理钻井事故的时间和成本。( 2) 与常规深水钻井技术相比, 双梯度钻井技术可减少套管层数, 节省了套管及下套管的时间和固井时间, 从而缩短了建井周期, 提高了操作效率,节约了钻井成本。据有关资料统计, 采用双梯度钻井技术可以将建井周期缩短约65% , 每口井可节约钻井成本500万~ 1 500万美元。( 3) 可使隔水导管内、外受力平衡, 并且可避免泥浆通过隔水导管内的环空, 降低了环空流动摩阻,进而解决了泥浆在隔水导管内返速过低和岩屑携带方面的问题等。( 4) 可降低深水钻井作业对钻井平台和钻机等钻井装备的要求。与常规钻井技术相比, 可以用更小、更便宜的钻井设备钻更深的深水井, 可以采用3D 钻井系统作业。( 5) 可减小隔水管余量, 平台紧急撤离时更为安全, 出现井喷等较大事故的可能性及对海洋环境污染的可能性也大大降低; 同时可减少泥浆的用量,使成本降低。 (6) 从理论上讲, 双梯度钻井技术对水深没有, 能够在任何水深中进行钻探。
其中无隔水管海洋钻井技术作为一种双梯度钻井技术的实现方式，2001年，挪威AGR 公司在其钻屑输送系统 基础上成功研制无隔水管钻井液回收钻井技术。2003年，该技术在里海首次进行商业应用。目前，RMR技术已经从最初的浅水RMR技术发展到深水、超深水RMR技术¨ 。同时，AGR公司与其工业项目组在无隔水管钻井液回收钻井技术上成功研制控制钻井液压力钻井技术一 ，与RMR技术衔接，形成一套完整的深水钻井技术。在原理上，无隔水管钻井液回收钻井技术是双梯度钻井技术的一种实现方法 ，即从海面到海底泥线之间为海水，从泥线到井底之间为钻井液柱，井底压力为海水静压力和钻井液柱压力之和。无隔水管钻井液回收钻井技术最初仅仅用于浅水油气开采，主要用来解决复杂海底条件和浅层风险等钻井难题，保证顶部井眼的顺利钻探 。与传统海洋钻井技术相比较，RMR技术的特点是表层井眼钻进时不使用隔水管，钻杆直接暴漏在海水中，使用小直径管线代替大直径海洋隔水管连接海底井口和海面钻井船，作为钻井液返回到海面钻井船的通道。井眼返回钻井液由安装在海底井口头的钻井液吸入模块进入海底钻井液举升泵，继而
通过小直径管线被泵送回海面钻井船，经海面钻井液处理装置处理后循环使用。与传统海洋钻井技术相比较，无隔水管泥浆回收钻井技术在具有自身特点的同时还拥有双梯度钻井技术优点，可以解决深水隔水管、顶部地层不稳定、浅层风险等潜在深水钻井难题。能够以更低的成本、更快的钻井速度、更安全的作业方式以及更小的环境影响程度钻探深水顶部井眼。RMR技术不仅可以安全钻探复杂海底表层井眼，而且可以延伸表层套管下入深度。减少套管数量，优化井身机构。实践表明，理想状况下，RMR技术还可以钻探更深井眼段。控制钻井液压力钻井技术与RMR技术形成一套完整的深水钻井技术，在实现双梯度钻井的同时进行控压钻井操作，具有诸多明显的技术优势，有利于进一步推进RMR技术的完善和应用。同时，随着海洋深水油气钻采的迅速发展、海洋环境保护力度的加强以及该技术的不断成熟，RMR技术必将在世界范围内得到更加广泛的应用。
2.13套管钻井技术
套管钻井是指使用特定的套管代替钻杆,并对钻头施加扭矩和钻压来实现钻头旋转与钻进。钻井过程不再使用钻杆、钻铤等，钻头是利用钢丝绳投捞，在套管内实现钻头的升降，即实现不提钻更换钻头，一个作业过程实现了钻进和下套管两方面工作。 一种是使用地面驱动机械做动力源，来带动套管旋转钻进，扭矩通过套管传递给钻头。这种方式就要求套管及其螺纹要有极高的连接强度；另一种是采用井下动力钻具进行钻进，这种方式使套管的受力状况有所改善。 优点有：⑴缩短了起下钻时间⑵节省了钻杆和钻铤的采购、运输、维护和更换的费用 ⑶起下钻杆时对井筒内的抽汲作用和压力脉动被井筒内的套管消除了 ⑷用钢丝绳提起井下钻头时，减弱了钻屑的聚集，并保持了泥浆的连续循环。在很大程度上控制了井涌的发生 ⑸提高了水力参数、环空上返速度及清洗井筒的时间 ⑹钻机结构得到了简化 套管钻井的关键设备：套管钻井的钻头是装在套管鞋上的，与传统聚晶金刚石复合片钻头的作用一样，有刀翼、有水眼、有聚晶金刚石复合片或金刚石复合片的镶嵌作为钻井用的切削齿，但由于是安装在套管鞋位置，取代套管鞋的，因此叫钻鞋。 钻鞋
的结构及特点：
钻井的套管柱中，接有固井用的浮箍，其目的有2个：其一是钻井过程中起到一个单流阀的作用，这样可以在接单根套管时，防止泥浆倒灌，堵塞套管鞋上钻头水眼；其二是固井时起到单流阀的作用，这样固完井以后不致因环空液柱压力等方面的问题致使水泥浆倒灌，保证了水泥在灌完压后能静止稳定的候凝。 2)钻进时，扭矩是由顶部驱动的驱动套管捞矛传递的，而套管捞矛则是依靠卡在套管内壁上的卡瓦而传递扭矩。套管钻井技术能与已有的钻进技术结合，如旋转导向钻井、随钻测量等，实现水平井等大位移井的钻进
2.14“一开双眼”钻井技术
由于海洋钻井费用很高，国内外目前使用较多的半潜式钻井平台综合费用达200万元/d,自升式钻井平台约150万元/d。因此工程技术人员一直在寻求各种方法来提高钻井时效以降低钻井成本。 “一开双眼”钻井技术是利用一套钻具组合、一趟钻， 达到钻成大小两个井眼的目的，能够在一定程度上 代替常规钻井中的一开和二开作业，从而提高钻井时效，降低钻井成本。 “一开双眼”省去了一次起钻、一次下钻、一次下套管和一次固井。除了可以节省时间，由于半潜式平台“一开双眼”可以提前建立井口和安装防喷器，因此还可以提 前进行录井，有利于浅层气的防控。常规钻井中，隔水套管下人深度一般不超过泥面以下50 m，而“一开双眼”套管的下人深度经常超 过泥面以下200 m，因此“一开双眼”还有利于封隔 浅层脆弱地层，防止二开发生井漏。 “一开双眼”技术最先应用于涠洲某井，但由于经验不足，660. 0 mm扩眼器的水眼被堵而造成钻井液不能正常循环到井底，从而钻具被埋，导致井眼报废，应用实败。后在分析失败原因的基础上，通过不断的摸索实践，积累了一系列经验，在现场得以成 功应用。 “一开双眼”钻井技术在南海西部油田得到了广 泛应用，利用该技术后，钻井时间明显缩短。应用“一开双眼”钻井 技术后，不论是半潜式平台还是自升式平台，各井作业时间均有较大幅度的缩短，半潜式平
台作业缩短 得更为明显，但套管费用无明显变化；自升式平台的 作业时间只有较小幅度的缩短，但套管费用节省 较多。
2.15分支井钻井技术
20世纪90年代以来，钻井技术迅速发展。为了实现高效益、低成本地开发海洋、稠油和超稠油的特殊油藏，促进了包括多分支井技术在内的特殊工艺水平井技术的诞生和发展。所谓多 分支井也称为多底井，是指在一口主井眼中钻出两口或多口进入油气藏的分支井眼。主井眼可以是直井，也可 以是水平井。主井眼为直井的分支井能有效地开采多层 段的油藏。而主井眼为水平井的分支井，则极大地提高了油藏的裸露程度，增加了油藏的泄油面积，进而提高 原油产量和采收率。近几年来钻多分支井的好处已成为人们的共识。与 常规直井相比，分支井的一个显著特点是享有共同的井 口和上部井段，因而可以缩短钻井时间，降低钻井成 本。除此之外，分支井还具有以下优点：(1) 可以有效地开采多产层油藏；(2)以较少的井开采形状不规则的油藏；(3)可以减少海上平台的井槽数量，进而缩减平台的数量和尺寸；(4) 可以降低地面采油和集输设备，海上钻井隔水 管及井口等材料成本；(5) 可以减少对环境的影响；(6) 提高了边界油田的经济效益。
2.16顶驱钻井技术
海洋石油钻机及顶驱在海洋石油钻井平台上配备的钻机能力一般都大于陆地上同样钻深能力的钻机。我国现有的平台一般都配备了钻井深度在6000米左右的钻机；有的平台也配备了钻井深度在7620米的钻机。世界上有些新建和升级改造的平台大都配备了钻井能力在7620米和9000米钻机，泥浆泵大都 为 2 台和 3 台有些新建的钻井船配备2组4 x 2200 马力（泥浆泵。随着海洋石油钻井和采油向深水推移，提升能力和 钻深能力更大的钻机已经配备，并投入使用，如“塞德 柯快捷号”，“卡江快捷号”，工作水深近2590
米，分别 装备了绞车功率4.85兆瓦、5.15兆瓦的钻机，其钻探能力分别达10700米和11000米。今后，为了适应深海的 需要，钻机的能力必然更强，功率更大，性能更加先进。顶部驱动系统，简称顶驱 (TDS)。自顶驱问世以来，现在钻井平台几乎都配备了顶驱装置。顶驱是将动力通过垂直的转轴驱动顶部的装置 (水龙头之下）以驱动钻柱胃旋转，而不是用传统的动力通过传动箱，使转盘转动驱动方钻杆旋转。顶驱有以下优点：(1)可显著降低钻井辅助时间，提高钻井效率。由于顶驱(TTOS)是由动力水龙头直接驱动钻柱旋转，因此，钻完一'根立根后可直接填加另一^根立根钻井。而常 规转盘钻机以转盘驱动方钻杆钻井时，只能在每次钻完一1 根方钻杆的行程后，提起方钻杆，将水龙头和方钻杆一起 插入鼠洞，填加一根单根钻杆后，再将水龙头和方钻杆从 鼠洞移回，开动转盘钻井，每钻完一立根，需要重复以上 动作3次。不难看出，用TDS系统每钻完一立根，要比常规转盘钻机钻完一立根，节约三分之二以上的辅助时间，仅此一项，即可提髙钻井效率15% ~ 20%。(2) 可避免或易于排除卡钻、埋钻等孔内事故以及钻 遇油气层时在提钻时易产生的井涌，井喷事故，大大提高 了钻井的安全性。因为可以随时划眼，特别是倒划眼。(3) 特别适用于钻定向井、水平井，显著提高其钻 定向井、水平井的钻井能力和降低其钻井费用。对于钻大斜度井和水平井，可以大大减少提钻时的 摩擦阻力，由于在提钻时边提边转，因此变静摩擦力为 动摩擦力，摩擦系数可成倍降低，所以钻深能力较常规 转盘钻井成倍提高。(4) 易于创造和提供理想长度的过钻能力，进一步 节约辅助时间和增加钻孔施工的安全性。(5)可以获得更长的、连续取样的岩心样品，同样 道理岩心长虔是常规钻井的2 ~ 3倍。(6)减少钻台上的旋转，传动部件，特别是转盘旋 转使操作更加安全。综上所述，自旋转钻井设备问世以来，顶驱已经成 为其最显眼、最重大的技术进步。顶驱已有20年的历史,前期完全用于海上。1982年 Varco公司第一次在自升式平台上成功使用顶驱。1993 年，已有一半海上钻井平台配备了顶驱。近两年平台日租 费成倍上涨，钻井效率已成关键，不配备顶驱的大概是绝 无仅有了。我国近来也配备了大量的顶驱并有厂家生产。顶驱不断“更新换代”，结构性能不断改进，Varco 公司以及其他公司已生产多种型号顶驱。 随着技术的成熟和市场的需求，必将促使研发生产 出更新型的顶驱。
2.17小井眼钻井技术
小井眼钻井技术出现于1S»42年，迄今已有50年的 历史。最早用于采矿工业，然后才传到石油工业。关于小井眼的定义，目前尚不统一。比较普遍的看 法是：90%的井身直径小于177.8毫米或70%的井身直 径小于127毫米的井为小井眼。小井眼可用于勘探井、 生产井、加深钻井、开窗侧钻井、水平钻井以及多分支 井。由于小井眼具有投资费用少、钻进速度高等优点, 与常规井相比，小井眼可降低成本25%〜75%。小井眼钻井系统有：转盘钻进、井下马达钻进、连 续取心钻进。
3钻井实例
3.1渤海BZ 25-1油田欠平衡钻井案列
3. 1.1油藏地质条件与前期钻井资料分析
本实例中，欠平衡钻井的主要目的是解决 钻井过程中的井涌和井漏问题。该油田主力层位于 沙河街油层组，井眼深度大，地层压力系统复杂；目 标储层为泥岩与细砂岩互层，最大埋深3 550 m,压 力系数在1.40〜1.59之间。前期的钻井资料显示 储层胶结较好，钻井过程中未出现井壁坍塌现象。 井眼稳定性分析表明，该区块目的层的地质条件可 以满足欠平衡钻井的基本要求。此外，该目标区块 的地层压力系数较高，可以采用纯液相钻井液来达 到“**衡”或欠平衡条件。
在BZ 25-1油田前期钻井过程中，井涌和井漏 是钻井作业中的主要问题：泥浆密度稍低一些井口 就出现溢流现象，提高泥浆密度后地层又发生漏失。 实际钴井过程中井涌和井漏现象反复出现，而且还 发生了一次卡钻，给现场作业带来较大的困难和风 险。通
过对邻井资料的处理和拟合，发现目的层的 孔隙压力和地层破裂压力非常接近，分析认为这是 引起现场反复出现井涌和井漏等复杂情况的主要原 因。因此，在欠平衡钻井过程中，必须进行施工参数 优化，很好地控制钻井液密度和排量，以减少井下复 杂情况的发生，达到预期的效果。
3.1.2设计基本思路与基础数据
针对BZ 25-1油田前期钻井中出现的井下复杂 情况，欠平衡钻井首先要解决井涌和井漏问题，其次 是更好地保护储层，提高油井产能，同时减少压差卡 钻发生的几率。结合海上钻井的特殊要求，设计的 基本思路如下：
(1) 欠平衡钻井液采用水基泥浆，适当降低泥浆 密度，不采用充气泥浆。
(2) 钻进过程中保持**衡状态，尽量做到井 筒不涌不漏。
(3) 停钻时略欠平衡，控制地下流体产出量，流 体产出量不超过地面设备处理能力，
确保安全。
(4) 引进欠平衡钻井新型工具即井下套管阀， 以实现钻完井全过程的欠平衡状态控
制，提高作业 效率，降低安全风险。
3.2.3设备选择与流程设计
BZ 25-1油田欠平衡钻井作业需要增加的地面设 备主要包括旋转防喷器系统、高压阻流管汇、分离器和储油罐;井下工具主要是井下套管阀和单流阀。旋转防喷器是欠平衡钻井作业的关键设备，考虑到BZ 25-1油田地层压力较高，因此选用Willims 7100型旋转防
喷器，最大工作压力可达到35 MPa,静止压力可 达到70 MPa;为节省平台空间，分离器选用立式两相 分离器。为满足海洋环保的要求，油层段的泥浆和钻 屑全部回收。具体设备流如图1所示。
3.2.4工艺设计与产能预测
根据前述欠平衡钻井设计基本思路，在欠平衡 井段钻进期间，为了尽量减少地面流体处理量，并避 免发生井漏，应将井底循环压力控制在略尚于孔隙 压力，同时低于地层破裂压力的理想区间内（图2)。由于地层孔隙压力和破裂压力 比较接近，因此现场对施工参数和作业程序要严格 细化才能避免产生井漏。
为实现压力控制，利用欠平衡钻井专用设计软件，对欠平衡钻井施工参数进行了优选和设计。 理想钻井液排量应控制在1 800〜2 000 L/miii，这样既可以满足井眼净化要求，也可以控制在地面 设备能力允许范围之内；钻井液密度应控制在51 〜1. 53 g/cm3，以维持井底**衡状态，达到钻井过 程中不涌不漏的目的。
计算结果显示，采用欠平衡钻井技术，将泥浆密 度由原来的1. 58 g/cm3减小为1. 53 g/cm3，既可以较好地解决井涌和井漏问题，减少处理复杂情况时
间，又可以减轻储层损害，降低油井表皮系数（3〜5 左右），初步估计油井产能可提高近2〇%。钴进过 程中采取**衡钻井策略，可合理控制地下流体产 出量，因此在降低储层损害的基础上，可大大减少地 面流体处理量,较好地解决海上平台作业空间 问题。上述研究成果进一步表明，对于地质条件较 好的海上油田，欠平衡钻井是一项非常有潜力的解 决方案。
3.2.5安全措施与风险分析
海上欠平衡钻井作业的关键是井底压力的控 制。在设计中利用软件计算出了钻井液的合理密度 和排量，从而实现对井底压力的预想控制。实际作 业过程中，根据现场情况，除了调节钻井液密度和排 量之外，还可以通过调节井口回压来控制井底压力 和流体产出。如果压力差别较小，可以通过增加排 量或者加大回压来进行微调；如果欠平衡压差过大， 可以通过提高钻井液密度来控制井底压力，保障作 业的安全。除了前面提到的从设备和人员两方面做 好充分准备之外，针对现场钻井作业的具体工序，进 行了潜在风险评估并制订了相应的应急措施（在此 不做具体论述）。
欠平衡钻井的风险从大的分类来说，主要包括
以下几个方面：
(1) 期指标；
地质风险，主要是指油藏选择错误，所选油 藏不适合欠平衡钻井或者达不到预
(2) 设计风险，包括计算错误、作业程序不合 理、数据不全或错误、设备尺寸选择
有误、估计过于 乐观等；
(3) 作业风险，包括设备故障、作业事故和火 灾、钻井工期或停工时间过长等；
(4) 环保风险，未考虑环境危害等；
(5) 管理风险，人员缺乏经验、项目管理混乱、 安全体系不健全等；
(6) 经济风险，成本超出预算、价格变动、未实现 预期收益等。
本研究实例中，作业风险和管理风险是主要的， 因此建立健全海上欠平衡钻井安全管理体系、加强相关技术和管理人员的专业培训是非常重要的。海 上欠平衡钻井作业是一个系统工程，任何一个环节 出现问题都将影响整个项目的成功。因此，从人员、 设备、前期研究和项目管理等各个方面都应该做好 充足的准备，才能确保整个项目顺利实施。
欠平衡钻井在国内外陆地油田已得到了广泛推 广和应用，在国外海上也有上百口井成功的先例。 随着新型设备、工具的开发和技术的不断改进，在周 密细致的前期研究和严谨合理的工艺设计基础上， 通过系统完善的项目组织、管理与实施，我国海上欠平衡钻井不但可行，而且潜力可观。
3.2•南海三口长位移大斜度井钻井案列。
3. 2.1钻井资料分析
中国海洋石油集团公司南海东部公司与美国PHILLIPS、PECTEN石油公司合作，在 珠江口合作区块，自1966年以来连续钻成三口水平位移分别为8 036 m、7 5 m、7 512 m 的长位移大斜度井，实现了开发远距离的XJ24-1油田的目标。XJ24-1油田早于1985年就已发现，当时钻了一口勘探井XJ24-1-1X, 1986年1月完 钻，井深3 853, 2 m,在2 500〜2 830 m层段发现14层油层。油层物性、原油质量均较优质。
发现井试油时，单井日产原油达1 905 m3，是个小而肥的小油田。该油田圈定面积为4. 2 km2， 估算地质储量465万m3。由于面积小、储量少，曾研究过若干开发方案，终因经济效益不佳 而暂放弃开发。海洋钻井技术的进步，国外海上大位移大斜度井成功经
验的传入，东部公司决定在已经 开发的XJ24-3号平台施工钻大位移井，开发XJ24-1号油田。XJ24-3号平台（已开发)离XJ24-1号油田达8 km。东南方向，该区水深100 m,位于珠 江口盆地珠一拗陷中惠州凹陷的西坡上。区断层下降盘上的穹隆构造，平面上呈近卵圆形, 立面上似一个直立的大油桶。其西侧、南侧至东南侧为弧形断裂带。采用大位移井钻井主要钻进层段岩性为上新世和中新世大段砂泥岩夹层，夹有0. 5〜 3 m不等厚钙质胶结砂岩硬夹层，属软-中硬岩性，研究性强。硬夹层钻速低。
3.2.2钻井工程的技术关键：
① 采用长位移大斜度钻井工程施工，水平位移达8 km，钻井工艺要经历直井段，造斜 井段、稳斜井段、降斜井段。
② 井身轨迹要避开下部的断裂带和应力破碎带，要求造斜点提髙到436 m以上。
③ 由于XJ24-1油层在2 500〜2 830 m井段，要求在大斜度稳斜钻井中靶后，要降斜钻进， 并保证(14个层段)层层中靶。整个井身设计呈S型，要求井身狗腿度不得超过3. 50/30 m,以 满足后期采油生产（下电潜泵采油）要求。④ 井壁稳定问题，在软一中硬地层、砂夹岩层中钻大斜度井，井壁稳定关系到井成功与否。⑤大扭矩、高摩阻的问题，超深、弯曲的井身遇到大扭矩高摩阻是在钻井过程中的一大 难题。⑥ 井眼的清洗与井内事做预防与处理。
第一口井XJ24-3A14井于1996年11月22日开钻，1997年5月19日钻至9 238 设 计为9 450 m)完钻，创造了当时世界大斜度井水平位移8 063 m的记录，比原探井多发现 4个油层，储油厚度由43 m增加到73. 5 m;地质储量由465万m3增加到918万m3。1999 年、2000 年又相继钻成 XJ24-3-A17、XJ24-3-A18 井。
3.2.3钻井工程中采用的高新工艺技术：
表现代高新钻井技术包括:顶部驱动、MWD/LWD随钻测量系统、导向马达、高寿命 PDC钻头、优质钻井液、盘刹配合计算机仪表监控自动化给进技术等。西江三口大位移井基本上采用了上述这些髙新技术和工艺、装备，组成了完善的钻井、 地质导向钻井系统。使钻井轨迹沿钻井设计钻进，并根据地质情况(随钻测量)及时调整，在 钻进中实现低摩阻，长时间井内钻进作业的目标。完善的导向钻井系统包括：
1.特制PDC钻头。根据XJ-24-3、XJ24-1的地层情况等由钻头厂家专门设计和特制 长寿命PDC钻头，基本满足长时间井内作业要求。
② 先进的MWD/LWD随钻量体系。由Anadill Sch umberger提供的M10型MED为 连续正弦波脉冲式传输,其传输速度达6 bps(每秒6个脉冲波），可以实时传输LWD地质 测井资料，极利于实时调整钻头工作状态。LWD包括CDR(Compensated Dunal Resistiaity)可测量伽玛、浅电阻率、深电阻率等 参数；CDN(Compensated Density Neuton Tool)，可测量中子和地层密度等参数。MWD/ LWD具有传输速度快、性能稳定、精度高、寿命长，抗干扰强特点。实钻应用诬明效果很 好。对这三口大斜度长位移井成功施工起到关键作用。
③低毒油基钻井液(Versadean System)。属于矿物油油基钻井液，对生态无害，在控 制规定之内排放不会对环境造成损害。这种钻井液具有良好的润滑性能，有效降低钻具摩 阻，对泥页岩垮塌有抑制作用，有利井壁稳定。其流变性也好,在低剪切率下具有较高的粘 度,利于清洗井眼，携带岩屑。
④ 超长导向马达。MIXL型超长导向马达具有扭矩大、排量大、寿命长特点，（液压 马
达为SX6头），弯角可调，其9H in(衫41 mm)超长导向马达井下工作时间最长达300多小时D移井中，有效地防止长裸段产生岩肩床卡钻可能性
⑥采用高强度钻杆、加重钻杆。本三口井使用钻杆为钢级S135 n型5% in钻杆和高 强度螺旋加重钻杆，对超深大斜度井防止井内事故起到很大作用
⑦ 遥控可调稳定器TRACS型。在深达6 500 m条件下通过MWD传输脉冲技术仍能 有效控制尺寸调整，成功率很高。
7 高精度双轴速率陀螺（Gyro-data公司生产）。具有漂移小，比普通单轴自由陀螺精 度高5〜10倍的特点。这种陀螺仪不要专用绞车，可直接与电测绞车电缆等相接，在地面读 取数据。其总长仅2. 4〜5. 2 m。测量速度快，可在井中连续测量。调仪器精度：井斜角 ±0. 05°;方位角 ±0, 1°。
8 水力加压器:这是一种把压差转换成钻压的液压工具。把它与井内钻具如钻井马 达、钻头组装在一起，可在较长的水平井段、稳斜井段中补偿失控的滑动钻井，保持恒定的钻 压。并且具有液压吸振作用，是施工大斜度井、水平井有效的辅助工具。
9 先进的固控系统使用五台高速线性振动筛和2台离心机。5台高速线性振动筛， 可一次性清除大颗粒钻肩（筛网180〜200目），可清除掉74〜178 pm固相颗粒。2台高速 离心机，可清除2〜74 pm固相颗粒，充分满足钻井对钻井液的要求，保持了泥浆较长时间 性能的稳定。
10套管漂浮技术：为减轻套管在斜井段（或水平井水平段）的法向重量，该井成功地应 用了套管漂浮技术。套管漂浮技术是采用一种特制的漂浮接箍装在入井套管的预定位置
上，作为套管内的一个临时障碍物，配合套管下部浮鞋单流阀，在套管内形成一段掏空段，漂 浮接箍上部仍可充入钻井液，使下套管过程，增加套管的浮力。据计算，漂浮段的套管法向 力可减少70%〜85%。漂浮接箍不必用专门放送或回收工具操作，在下一次开钻时，可用 PDC钻头或牙轮钻头把它同水泥塞和浮箍、浮鞋一起钻掉。漂浮接箍的使用，使下入套管 时，套管不会紧贴井眼下部，大大减少套管与井壁的摩擦阻力，使采用常规工艺无法下入井 内的套管可顺利下入井内。从上述可看出，高新技术、新工艺、新方法、新材料、新装备广泛采用，是我国海洋钻井事 业迅速发展的关键，也是赶超性界先进水平的基础。
4 海洋石油钻井新工艺技术展望
一、海洋石油钻井采油不断向深水、超深水迈进
(1)钻井工作水深(钻井平台从水面至海底的水深度)目前已突破3000米，预计将向3500米乃至更深水域推进。
(2)海底采油工作水深目前已达2741米，将至3000米或更深的水域作业。
二、海洋石油钻井采油并不断向深地层挺进
(1)钻井井深(钻井垂直深度)目前已达9210米，
突破万米大关将指日可待。
(2)海洋采油井深记录目前已突破7000米，将向7500米或更深井采油。
(3)海洋采气最深井深达7393．23米，8000米的目标将很快被突破。
三、海洋石油钻井采油井不断向大水平位移井延伸(目前已达10585米l
四、海洋钻井采油井的分支井向更多分支井发展(目前分支井已达5口)
五、海洋石油小井眼钻井越来越受重视
六、海洋石油套管钻井技术具有诱人的发展潜力以套管柱取代钻杆柱进行钻井，钻井率可提高30％以上，作业费因而相对降低；在套管钻井中，从井口到井底始终存在套管，可减少甚至避免卡钻、埋钻等事故。这种钻井技术必将成为新的发展热点。
1.2．3钻井工艺的发展阶段：
我国海上钻井工艺的发展可分三个阶段：第一阶段比较封闭， 进步较慢；第二阶段改革开放，进步较快；第三阶段走向市场， 设备升级。1980年，随着我国海洋石油开发对外开放，外国石 油公司开始在我国海区进行油气勘探，租用我国钻井平台打井，为传播世界先进钻井工艺和管理方法，起到了一定的示范 作用。1981年原地矿部石油地质海洋地质局在上海召开对外承包钻井经验介绍会，对推广国际先进钻井工艺起了很大的促 进作用。
1•第一阶段（1974〜1981)
黄海钻探和南海钻探以及东海龙井一井的钻探属于这个 阶段。在此期间，钻井工程的显著特点是套管程序的极端简化， 多采用长裸眼钻井。黄海海域各井只下508mm导管15m左 右，+324mm表层套管100m左右，以下全部裸眼。南海各井只 下762m导管15m左右， 340mm表层套管300m左右，仅一口井下了技术套管。龙井一井也只下了244mm技术 套管1700多m。这种方式虽然大大节约了钢材和水泥，但井下 事故多，
成井率低（黄海和南海都有报废井），固井作业也简单, 不用胶塞，不用扶正器。“勘探二号”在南海作业时，似62mm 导管是用柴油打桩机打入海底的，未注水泥。钻井液用的是普通淡水泥浆。处理剂包括碱、铁铬盐、CMC 等。比重一般1.15〜1.20,滤失量在7ml以下。黄海钻探中也做了一些革新：“黄海九井”使用了刮刀喷射钻头，创单只钻头进尺2002m、机械钻速20m/h、班进尺463m
的纪录。并试用了聚丙烯酸钙低固相泥浆、切割回收套管头、国 产的方钴杆旋扣器和液压大钳及机械手等。
2.第二阶段（1982〜1992)
“龙井二井”应用对外承包井经验，标志着我国海上钻井工 艺新阶段的开始。套管多层化，裸眼井段缩短，裸眼钻进时间减少，确保了 井身质量和完井测试的顺利进行，做到了打一口成一口。大致 形成的标准套管程序为：+762mm导管下深60〜80m;丨508mm 表层套管下深400m左右（近几年减至250m) ; 井而引起卡钻。“勘探三号”于1988年7月将衫44mm套管下完后撤离 “平湖四井”（避开台风季节），10月重返井位，复位和重入井口 成功。在无导向绳的情况下，靠水下电视观察和用锚机移动平 台，重新装好防喷器，然后完成五开井段的钻井作业并试油。这 在我国海上钻探史上是第一次。 3.第三阶段（1993〜1999) “勘探二号”于1992年到渤海承包钻井。“勘探三号” 1997 年到南海承包钻井，1998年到缅甸海域承包钻井（1999年8月 回东海工作）。承包钻井就要提高竞争力，需在设备、工艺和管 理上达到甲方的要求，从而促进了技术水平的提高。为了提高竞争力，中国新星石油公司投资上亿元对两个平 台进行了修理和改造。除了前述的设备升级外，1996年“勘探 三号”生活区全部翻新，还增加了水泥储罐和土粉储罐。现代海上钻探已经有了五十年的历史，我国起步晚了二十 年，现在与国外先进水平相比还有差距。随着我国经济的发展、 科技的进步和全民创新意识的提高，在新的世纪，我国海上钻 探技术将提高到一个新的水平。 作为一种先进的钻井技术，欠平衡钻井在国内外 陆地油田已得到了广泛的推广和应用，并已成为提高 油气田开发效益的有效手段。由于作业环境特殊，欠 平衡钻井技术在海上油田的应用受到，但国外已 有上百口井成功的先例，并且都取得了较好的经济效 益[1]。欠平衡钻井技术在我国海上的应用目前尚处 于探索阶段。我国虽有利用旋转控制头等欠平衡钻 井关键设备解决浅海钻井井漏问题的探索实践，但还 没有实现真正意义上的“欠平衡钻井”。随着技术工 具的进步和研究的不断深入，欠平衡钻井在我国海上 的应用有望实现实质性的突破。本文对在我国海上 实施欠平衡钻井的可行性进行了分析并针对渤海BZ 25-1油田具体实例进行了海上欠平衡钻井工艺设计。 海洋石油钻井是一项具有高科技含量、高投入和高风险的工作，其中喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、ECD控制等技术是深水钻井作业成功的关键。钻井船、隔水管和水下防喷器等设备的合理选择也是深水钻井作业成功的重要因素。另外，强有力的后勤支持和科学的作业组织管理是钻井高效和安全的重要保障。全世界末发现的海上油气储量有90％潜伏在水深超过1000 m以下的地层，所以深水钻井技术水平关系着深海油气勘探开发的步伐。对于海洋深水钻井工程而占，钻井环境条件随水深的增加变得更加复杂，容易出现常规的钻井工程难以克服的技术难题，因此深水钻井技术的发展是影响未来石油发展的重要因素。
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