中东地区油气资源丰富，既是国际一流油公司、油服公司同台竞技的高端市场，也是油气工程技术先导试验及规模应用的核心区域。中国石油自2002年从阿曼5区勘探开发项目进入中东地区以来，在该地区5个国家获得了14个项目，其中中方作业者项目4个，开发合同模式包括矿税制、回购、技术服务及产品分成等形式。目前，该地区上述项目已钻井3 200余口，其中中方为作业者钻井1 100余口，采用了日费、大包、产品租赁等钻井合同模式。中东地区地缘政治及安全形势复杂，作业环境多样、恶劣，但钻遇地层的岩性及力学特性、钻井要求等相似，存在共性的工程技术问题及技术需求。十多年来，中国石油及多家西方石油技术服务公司在该地区开展工程技术服务及商务活动，针对该地区普遍存在的漏失、垮塌阻卡等钻井问题开展持续研究与实践，积累了丰富的经验，形成了相应的配套特色技术。笔者系统总结了十多年来中东地区碳酸盐岩钻井工程技术进展与实践成果，探讨了中东地区未来钻井工程面临的挑战及其发展趋势，以期为该地区钻井工程技术发展提供参考。

1.   中东地区碳酸盐岩钻井工程特点

1.1   地层特点

中东地区各油田通常从上到下通常分布4～7套储层，目标层埋深1 900～4 600 m，主要储层为孔隙型碳酸盐岩与砂岩，最高温度150 ℃左右，最高压力80 MPa左右，不同储层含有不同含量的H₂S（体积分数0.05%～6.00%）和CO₂（体积分数0.03%～8.00%），地层水（CaCl₂型）矿化度达到150 000～290 000 mg/L。钻遇巨厚碳酸盐岩的岩性复杂^[1]，存在多套砂泥岩、页岩、不整合面等易垮塌地层，地层软硬交错，部分油田存在高压盐膏层、异常疏松砂岩地层，局部地层分布沥青，地层强度变化大（48～213 MPa），井壁失稳问题严峻。其中，分布最多、最广、易发生井壁失稳、阻卡复杂情况的是页岩地层，如Tanuma、Nahr Umr、Zubair、Shuaiba、Ahmadi、Upper Shale、Halul、Laffan、Fiqa-Sharrgi等页岩地层 ^[1] ；高压盐膏层主要分布在哈法亚的L.Fars地层和北阿的Gachsaran地层；沥青主要分布在不同油田的Mishrif、Khasib、Nahr Umr、Kazhdumi和Khasib等地层。中东地区巨厚碳酸盐岩地层普遍发育不同尺寸、连通性较好的孔隙型、裂缝性和溶洞型单一/复合诱导裂缝、微裂缝等漏失通道，同时伴生发育弱胶结面，存在不同规模的破碎带以及高孔高渗地层及储层，这些漏失通道相互组合发育，使该地区漏失特征复杂多变，基本所有钻遇的地层都可能发生漏失，最为典型的严重漏失层地层有Damama、Hartha等。钻遇地层通常存在多套孔隙压力系统^[1]，如伊拉克哈法亚油田、伊朗北阿德扎干油田，从上到下存在2套压力系数高达1.90～2.20的高压地层；西古1、鲁迈拉、阿布扎比等油田的上部地层为正常压力体系，但下部储层通常为含高温高压高酸性气体的地层。同时，由于地层岩性变化大，漏失通道复杂，坍塌压力（1.20～1.49 kg/L）及漏失压力（1.02～1.69 kg/L）变化大。目前，大部分油田上部主力储层的地层压力下降了20%～30%，逐渐进入规模分层注采阶段，未来该地区钻遇地层及压力系统将更加复杂。

1.2   钻井工程特点及复杂情况

中东地区油田的油藏类型复杂，横向上同一油藏通常采用直井、定向井、水平井和分支井等多种井型组合开发，纵向上形成不同井型的立体井网^[1]。主要采用三开至五开的井身结构；丛式定向井钻井，靶前位移300～2 000 m；水平井水平段长800～4 500 m，进尺3 500～7 800 m；钻井时主要采用KCl聚合物钻井液和油基钻井液（阿布扎比），并配合防漏、防塌、储层保护等配套技术措施，主要采用小间隙长井段易漏地层固井技术和高压盐膏层固井技术进行固井。该地区典型的钻井复杂情况为不同复杂井筒条件下钻完井过程中的漏失、垮塌、阻卡问题，如哈法亚油田已钻井 505口，漏失井占42.8%，总漏失量为80 441 m³，卡钻次数占比27.1%；艾哈代布油田已钻井404口，漏失井占12.9%；鲁迈拉油田120口总包井中，漏失井占85.8%，严重漏失和失返性漏失井占64.2%；西古1项目斯伦贝谢公司承担的30口大包井中，WQ1-500井的漏失量达到6 508 m³，其他29口井的平均漏失量达到448 m³。由于地层横向及纵向非均质性强，钻井复杂情况还表现出一定的突发性与偶然性。

总之，中方和西方钻井服务公司通过多年来在中东地区的钻井实践，持续进行技术优化与迭代，基于各自特点形成了相应的钻井工程配套技术，满足了各油田的作业要求。但是，仍需提高严重失返性漏失井的一次堵漏成功率、易漏井段的固井及固井质量、大斜度长井段漏/垮同层井段的井壁稳定性，以及安全钻井、水平定向井钻井技术。

2022年，中国石油在中东地区主要项目的主要钻井KPI指标见表1。其中，哈法亚为中方作业者项目，尽管非生产作业时间（NPT）总体较低，但钻井周期长；其他非作业者项目，尽管非生产作业时间较长（主要因为漏失），但钻井周期短，钻速快，主要是因为这些项目全井使用各类旋转导向（RSS）、随钻测井及连续地质导向技术，如StethoScope（随钻地层压力测量）、MicroScope（微电阻率成像）、PeriScope（随钻方位地层边界测量）、Voltex等，用随钻测井替代水平井裸眼电缆测井，简化了工艺；应用钻井实时跟踪决策系统，完善的大数据收集、管理及处理系统，标准化规范管理；钻井液性能优良，减少了起下钻操作等，提高了钻井效率。

表  1  2022年中东地区主要项目的主要钻井KPI指标

Table  1.  Main drilling KPIs of key projects in the Middle East in 2022

项目	合同模式	井身结构	平均井深/m	钻井承包商	平均钻井 周期/d	钻井速度/ （m∙d−1）	平均非生产作业 时间（NPT），%
鲁迈拉	大包/日费	三开（直井/定向井）	2 167	大庆/中曼	19.2	112.9	14.00
哈法亚	日费	四开（定向井）/五开（水平井）	3 283	大庆/渤钻/ 安东	38.6	85.1	5.75
西古尔纳-1	大包	三开（定向井）/四开（水平井）	4 810	SLB	34.1	141.1	14.80
阿曼五区	日费	三开（定向井）/四开（水平井）	2 312	长城	15.5	149.2	3.70
阿布扎比（2021）	日费	五开（水平井/分支井）	5 285	ADNOC Drilling	70.5	75.0	4.50

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2.   中东地区碳酸盐岩钻井关键技术

2.1   防漏堵漏关键技术

2.1.1   防漏堵漏钻井液关键技术

中东地区碳酸盐岩地层的漏失归纳起来主要有孔隙/溶孔型地层漏失、闭合微裂纹型地层漏失、高角度微裂缝性地层漏失、溶孔–裂缝性地层漏失和孔洞型漏失等5种类型。防漏堵漏时，主要采取积极的“防”和针对性的“堵”，形成了“预防为主、防堵结合、塌漏同治”的技术思路。以随钻堵漏、高强堵漏材料提高地层承压能力为核心，采取随钻堵漏、静止堵漏或水泥塞堵漏等不同堵漏方式，形成了针对不同漏失程度的防漏堵漏方案^[2–6]。同时，为满足丛式井钻井要求，通常在钻井工具上配备可多次开关的PBL和Well Commander等随钻堵漏工具，以消除定向钻具对堵漏材料及其浓度的限制，泵入高浓度堵漏浆实现随钻堵漏。

1）漏速小于1.59 m³/h时，采取“随钻堵漏+钻井参数控制”的防漏策略，优化钻井液密度、流变性及润滑性等，优化钻具组合与钻井参数，适当控制泵排量、机械钻速和井底当量循环密度，避免诱导性漏失的发生；随钻堵漏选用细小粒径的堵漏材料及纤维材料填充孔隙、微裂缝，以有效降低地层渗透性，在井壁上形成笼箍效应，强化井筒承压能力，并在易漏井段提前增加随钻堵漏材料的浓度，以预防井漏的发生。西古1、鲁迈拉等油田还采用随钻压力监测工具，实时监测当量循环密度，进一步降低漏失风险，该措施起到了很好的降低漏失风险的效果。

2）漏速不大于7.59 m³/h时，首先加强“随钻堵漏+钻井参数控制”的防漏措施，选择能在漏层内起到“膨胀填充+内部挤紧压实”双重作用的堵漏材料；进入漏层前，补充刚性高强度堵漏材料、纤维类架桥材料、水化膨胀材料、弹性石墨等复合堵漏材料，或在桥堵材料中复配特种凝胶材料，利用凝胶黏弹性高、流动阻力大、进入漏层后自适应能力强，无需与地层裂缝尺寸匹配等技术优势进行堵漏，提高一次堵漏成功率。西古1项目引入Form-A-Block凝胶堵漏技术后，提高了Dammam和Hartha地层漏速小于5.00 m³/h情形下的堵漏效率。

3）漏速大于7.59 m³/h时，一旦以上技术措施未达到预期堵漏效果而发生恶性漏失或失返性漏失，采用高滤失成塞、强滞塞、可固化桥浆以及“凝胶+水泥浆”等进行堵漏。其中，最为典型的是西古1、鲁迈拉等油田Dammam和Hartha地层失返性漏失的堵漏，斯伦贝谢、哈里伯顿、BP等公司在该地区进行多年的实践，配套了水泥塞堵漏技术：漏速不大于15.90 m³/h时，选用密度为1.44 kg/L的高黏、高屈服值、高流变性促凝早强膨润土水泥浆进行堵漏；漏速大于15.90 m³/h时，选用密度为1.75 kg/L的韧性促凝早强触变水泥浆进行堵漏，水泥塞长度在失返性漏层以上150 m。目前，堵漏成功率由之前平均需要5～10个水泥塞降至需要1～3个水泥塞。图1为Ru-434井水泥塞堵漏前后的FMI和UBI成像测井结果。对比水泥塞堵漏前后的测井结果，发现水泥塞封堵了地层孔洞，阻止了漏失的进一步发生。此外，格拉夫油田应用长城钻探公司的智能凝胶技术后，单井平均漏失量从150 m³降至34 m³；大庆钻探工程公司在鲁迈拉项目采用可膨胀桥接堵漏技术、可固化桥浆堵漏技术和“凝胶+水泥浆”堵漏技术堵漏50余次，成功率达到80%以上。

图  1  Ru-434井水泥塞堵漏前后FMI和UBI成像测井结果对比

Figure  1.  Comparison of FMI and UBI imaging logging data before and after lost circulation remedy with cement plug in Well Ru-434

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2.1.2   钻前漏失风险预测技术

针对碳酸盐岩地层横向、纵向非均质性强，发生漏失的规律性不强，具有偶然性和随机性等特点，在哈法亚、鲁迈拉等油田都开展了钻前漏失风险预测研究^[7–10]。通过在哈法亚油田研究地震属性体与漏失数据及测井数据之间的响应关系，利用机器学习智能算法，建立了基于典型地震属性的、涵盖不同深度和不同漏失特征的碳酸盐岩钻前漏失风险预测模型；利用漏失井的数据不断进行训练与验证，获得了具有标准地震数据格式（SGY）的三维漏失风险概率模型，实现了区域漏失风险的预测，明确了哈法亚油田不同地层区域上的漏失概率分布规律（见图2），实现了新井部署及钻井设计阶段的漏失风险预测。

图  2  哈法亚油田三维漏失风险预测模型及预测结果

Figure  2.  3D lost circulation risk prediction model and prediction results for Hafaya Oilfield

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利用鲁迈拉油田地震数据体中相邻道之间地震信号的相似性，来描述地层及岩性的横向、纵向的非均质性，对严重漏失地层Hartha和Dammam可能发生严重漏失或失返性漏失的区域进行辨识，并结合实际钻井作业中的漏失数据对预测结果进行修正，预测漏失风险区域。鲁迈拉油田Hartha地层的漏失风险预测结果如图3所示。

图  3  鲁迈拉油田Hartha层基于地震特征的漏失风险预测结果

Figure  3.  Prediction of lost circulation risk based on seismic characteristics in Hartha formation of Rumaila Oilfield

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2.2   典型薄弱地层防塌关键技术

钻进中东地区碳酸盐岩地层过程中发生的塌、垮、阻、卡问题主要有以下几种类型：1）由复杂岩性及复合岩性界面坍塌引起的坍塌卡钻、砂桥卡钻；2）由于高压层、低压层、虚滤饼及严重漏失等原因引起的压差卡钻；3）由于地层漏失诱导井壁垮塌导致的坍塌卡钻、砂桥卡钻，以及井眼不规则、钻具或测井工具组合复杂、人为失误等原因引起的卡钻等，但以复杂薄弱地层引起的井筒阻卡问题最为突出，典型的如页岩、复合盐膏层和地层沥青等。

2.2.1   页岩层防塌关键技术

从矿物化学特征看，中东地区页岩层的活性与其埋藏深度有关，如BP公司针对鲁迈拉油田页岩层的研究表明，页岩层的活性随埋藏深度增加而降低。图4为中东地区典型页岩层的化学活性测试结果。由图4可以看出：Tanuma组页岩的活性最高；Ahmadi组、Nahr Umr组和Upper Shale组页岩的活性中等；Nahr Umr组、Shuaiba组和Zubair组页岩的活性较低。XRD测试结果显示，浅层Tanuma组页岩的石英含量低，黏土矿物主要以伊/蒙混层、高岭石为主。层理分析表明，层理明显、裂缝发育度较高。中东地区页岩层全应力–应变曲线也显示其具有极强的脆性和扩容性，微观分析显示其内部层理及微裂隙发育（见图5），揭示了其层状页岩的硬脆性特征^[11–13]。

图  4  中东地区典型页岩层的化学活性特征

Figure  4.  Chemical activity characteristics of typical shale layers in the Middle East

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图  5  Nahr Umr页岩层矿物特征及孔缝发育情况

Figure  5.  Mineral characteristics and pore/fracture development of Nahr Umr shale formation

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根据页岩层井壁失稳机理，在哈法亚油田，综合考虑岩石应力损伤和钻井液浸泡双重影响作用，建立了以扩容强度为准则的硬脆性泥页岩井壁稳定性分析模型；以各向异性扩容强度为坍塌压力计算准则，建立了适用于硬脆性泥页岩坍塌压力的计算方法及井壁失稳判断方法，确定了页岩在不同井斜角下的坍塌压力。同时，考虑钻井过程中钻井液对地层强度的影响及井周附近地层孔隙压力随井眼钻开时间的变化，建立了井壁稳定坍塌周期计算模型。以 Nahr Umr B水平井为例，采用密度1.29 kg/L的钻井液沿最小水平主应力方向钻井，井壁坍塌周期约6.75 d，随着井眼裸露时间延长，井壁失稳风险增大，需要提高钻井液密度（1.42 kg/L左右），才能维持页岩层井壁的稳定性，因此应尽量缩短井眼裸露时间。

基于“抑制微观–封堵细观–支护宏观”多尺度控制岩石强度弱化的理念，以力学支撑、化学抑制、物理封堵为主的“多元协同”井壁稳定对策，形成了以强抑制、微封堵及高浓度Cl⁻为主的KCl防塌聚合物钻井液技术，引入聚合醇（乙二醇）、胺基聚合物、钾氨基聚磺聚合物等强抑制剂，并配合弹性微球或纳微米堵漏材料等封堵剂，取得了较好的效果^[14–18]。阿布扎比海上大位移井钻井中推广应用了油基钻井液，防止了页岩层的坍塌，降低了大位移井的摩阻；定向轨道设计时采取“灰岩层增斜，页岩段稳斜”的原则，优化钻井参数，提高井眼净化能力。同时，尽量简化钻具组合及测井工具组合或采用随钻测井技术，从而缩短起下钻和裸眼时间，降低页岩失稳风险。

2.2.2   复合盐膏层防塌关键技术

中东地区钻遇的典型高压盐膏层Lower Fars和Gashasan具有盐–泥岩–硬石膏频繁互层特征，岩性变化剧烈，井壁失稳风险高。从盐膏层矿物化学和蠕变特征看^[19]，硬石膏层强度高，蠕变与水化极弱。盐岩含少量硬石膏和黏土矿物，强度较低，在井下地应力和温度条件下，蠕变速率较低。泥岩含蒙脱石及少量石盐和硬石膏，具有明显的水化特性。考虑盐膏层的力学特性与钻井液的化学耦合作用，建立了井周复杂岩体三维力学变形破坏规律分析模型，分析了复合盐膏层井眼的变形特征。结果表明：复合盐膏层井眼缩径主要发生在泥岩段，最小水平主应力方位井眼缩径比最大水平主应力方位严重，泥岩层顶部和底部的缩径比泥岩中部严重，即岩性交界面更容易缩径，缩径泥岩在钻井过程中容易被破坏导致井壁坍塌，甚至拖拽上下硬石膏和盐岩坍塌，导致井壁形成键槽，引起井壁垮塌阻卡等复杂情况；泥岩段的井眼缩径率随着井斜角增大而增大，大于临界井斜角45°后，井眼变形量急剧升高（见图6，钻井液密度2.25 kg/L，浸泡24 h）；随着井眼裸露时间增长，在同一井斜角下需要提高钻井液密度，才能维持井壁稳定（见图7）。研究结果揭示了维持复合盐膏层井壁稳定的关键是控制泥岩层的坍塌，打破了盐膏层岩盐蠕变缩径是井壁失稳主控因素的传统认识。

图  6  钻井液密度一定条件下最小水平主应力方向井径随井斜角的变化规律

Figure  6.  Variation law of well diameter in the direction of minimum horizontal principal stress with well inclination angle when drilling fluid density is set

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图  7  不同钻井液密度条件下井斜角随井眼钻开时间的变化规律

Figure  7.  Variation law of wellbore inclination angle with drilling time under different drilling fluid densities

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复合盐膏层防塌钻井液技术^[20–24] ，其关键是选用了在高密度高固相饱和盐水条件下具有很好的分散性能的聚胺抑制剂和新型聚合物稀释剂；优选复合加重剂的种类、粒度分布及配比，形成了密度为2.30～2.40 kg/L的强抑制高性能饱和盐水钻井液；定向钻井方面，将造斜点上移，在盐膏层以上增斜，在盐膏层稳斜，将井斜角控制在45°以内，造斜率控制在（2.5°～4.5°）/30m；钻井过程中采取勤划眼和控制起下钻速率、泵排量等措施，解决了L. Fars高压盐膏层定向钻井时的严重垮阻卡复杂问题，JK油藏完成了60多口定向井钻井，支撑了油藏的高效开发。

2.2.3   地层沥青防塌关键技术

地层沥青是中东地区钻遇的另一套薄弱地层，目前不同油田对地层沥青的分布及特性认识尚未完全清楚，故钻遇地层沥青存在较大的偶然性。哈法亚不同井钻遇地层沥青的理化分析结构表明：地层沥青性能差异大，地层沥青越软、软化点越低、流动性越好、活性越高，越容易污染钻井液，压差卡钻现象越明显，越容易导致严重且难处理的钻井复杂问题，这个为活性沥青；反之，软化点越高、沥青越硬、流动性及活性越差，可称之为碳化沥青，该类沥青对钻井液性能及钻井的影响较小，但易垮塌、易漏失。分析目前钻遇地层沥青的特征，发现西古1、伊朗雅达等油田钻遇地层沥青的活性较高，哈法亚钻遇地层沥青既有活性沥青也有碳化沥青，艾哈代布主要钻遇碳化沥青。模拟结果表明，地层沥青侵入井筒是受上覆岩层压力驱动和重力置换驱动双重作用导致的^[25]。

通过实验室试验及现场实践得知，钻遇地层沥青时可采取提高钻井液密度、降低钻井液滤失量、混入柴油及适合的乳化剂（如吐温88、咪唑啉季胺盐类沥青乳化剂）、辅以降黏剂等措施。出现溢流、漏失等复杂情况时，应采取封堵破碎性漏失地层的思路，选用超细碳酸钙以及裂缝暂堵剂、醇类和沥青类等可变形软化粒子暂堵剂封堵地层沥青侵入通道，阻缓地层沥青侵入；如钻遇软化点较低的沥青，钻井液黏度迅速增大、沥青包裹钻杆，则应重点加入沥青固化剂，通过聚合、缩合作用将沥青中的芳香烃、胶质转变成大分子，起到提高沥青软化点、降低沥青流动度的作用^[26–28]。当上述技术措施效果不明显或措施失效时，需进行侧钻或提前完钻。

2.3   定向钻井关键技术

中方主导项目主要选用井下螺杆钻具+MWD，但总体机械钻速较低（小于10 m/h）。其他项目，如西古1、阿布扎比陆上陆海等项目，已经广泛采用旋转导向钻具，并根据不同地层特点和作业要求，选择应用推靠式、指向式、附加动力式及混合式旋转导向钻具^[29–32]。西古1项目中，水平段主要采用推靠式旋转导向钻具；阿布扎比陆上项目中，造斜段主要采用混合式旋转导向钻具。全程旋转钻进的井眼轨迹比螺杆钻进的更平滑，可以大幅降低井下摩阻扭矩，使钻压更有效地传输到钻头，不仅可单趟完钻复杂的三维水平井，延长水平段长度，还可以在井眼任意位置完成裸眼侧钻作业，降低机械卡钻和压差卡钻的风险。以阿布扎比陆地和滩海项目为例，过去5年平均钻井260口、年平均进尺达117 km、年平均动用钻机33.5台套，平均完井周期34 d、建井周期41 d。2021年，DY-X井完钻井深9 845 m，BB-X井完成最长ϕ152.4 mm水平段（4 605 m），并成功下入限流筛管及膨胀封隔器完井管柱。目前，中东地区在广泛应用传统旋转导向钻具后，还逐步推广钻头导向系统，该系统由一体化的导向与切削结构组成，其水力推动活塞位于近切削结构的本体或切削结构上，极大地缩短了推动活塞与切削结构的距离，进而获得了较高的定向能力；测井方面，采用近钻头随钻测井技术、高分辨率成像技术（自然伽马成像、密度成像、电阻率成像等）、超深电阻率多边界探测技术及随钻测试取样技术等技术，其中高分辨率电阻率成像技术可提供随钻方位自然伽马曲线及钻头电阻率、钻井液电阻率、近钻头井斜和浅–中–深–超深等4条高分辨率电阻率曲线，不仅极大地降低了钻出储层的风险，在特定情况下还可取代传统的电缆FMI测井，实现钻测一趟钻，其结果广泛用于储层评价、地质导向、裂缝评价和单井地质建模，更好地诠释了地质工程一体化。

3.   中东地区碳酸盐岩钻井挑战与发展趋势

中东地区碳酸盐岩油气藏开发，正从前期购置新项目—快速投产建产逐渐过渡到规模分层注采开发阶段，进入动用低渗/非常规储层、深部储层，以及进行老井修复、钻加密调整井提高老井老油藏利用阶段，钻遇地层、压力系统及井眼轨迹更加复杂。简言之，中东未来钻井面临新的形势与挑战^[33–39]，并将由此形成新的发展趋势。

1）中国石油在中东地区面临与西方公司同台竞技的局面，为获得主动，需要提高整体钻井水平，在智能化钻井、数字化生产指挥及远程决策系统构建、新技术应用、石油工程管理模式等方面，缩短与西方公司的差距^[34–36]。目前，西古1项目和鲁迈拉项目分别引入了Symphony和Decision Space实时钻井跟踪决策系统，大大降低了钻井风险，提高了钻井效率；阿布扎比项目积极推广RTOC（钻井服务一体化作业模式）系统，提高了钻井工程技术管理与决策水平，2021年的钻井时效与2020年相比，总体提高了18.3%。

2）随着中东地区碳酸盐岩油藏大位移井、深井和加密井数量不断增多，裸眼定向段从1 000～1 500 m增长至2 000～6 000 m，同井段易漏和易垮塌地层增多，上部多套主力储层的地层压力降低，含水率上升，同时随着井眼轨迹更加复杂，同开次漏、垮矛盾将更加突出，需要在目前较为成熟的防漏防塌技术基础上，进一步构建以钻井风险预测与井筒强化为一体的综合防漏防塌技术，完善强抑制、多级配、强封堵、化学固壁等高效随钻堵漏防塌技术；在漏失预测、多压力溶洞及多尺寸孔缝堵漏机理、强驻留可控固结材料、高承压耐高温堵漏材料、油基钻井液防漏堵漏技术、精细控压等方面开展针对性研究，提高严重漏失一次堵漏的成功率，满足大位移长井段窄密度窗口安全钻井的需求^[37]。

3）受成本及地面条件限制，未来加密井、新钻井主要利用现有平台或有限的平台钻井，钻井施工难度逐步增大，对大位移长水平段三维定向井钻井水平提出了更高要求。如西古1项目采用大平台开发Yamama油藏，每座平台部署30～50口井，都为2 000 m长水平段的水平井，与开发上部的油藏相比，钻井难度系数从3.1提高至8.5，需要研究应用三维大位移水平井分段剖面精细优化设计技术、三维水平井井眼轨迹控制技术、防碰绕障控制技术和复杂完井管柱下入技术，以保证三维大位移井的成功实施。

4）中国石油目前在中东地区拥有6个作业项目的8个低渗、特低渗致密油藏，地质储量达到25.4×10⁸ m³，是下一步产能接替的重点，需采用大位移长水平段水平井、多分支井和鱼骨井等定向钻井技术，以及配套的复杂结构完井管柱下入技术、长水平段小井眼水平井固井技术等，开发该类油藏^[38]。

5）中东地区巨厚碳酸盐岩储层的厚度达150～300 m，非均质性强，多套层系间夹厚度0.50～5.00 m的薄层，压力系统变化大，为满足储层分层注采开发要求，需要进一步弄清水泥环密封失效机理、套管内外压交变工况下固井胶结界面失效规律，开展水泥环长期封隔完整性评价技术、管外窜快速识别技术、层间封隔修补技术、管外固井填充式封窜工具及自愈性固井水泥浆等关键技术，以提高薄夹层水泥环的长期封固质量^[39]。

6）目前海外项目共有采油井26 000多口，开井率为65%～70%，亟需对关停井、低效井进行二次利用，而老井井型、井眼轨迹与井身结构复杂多样，需要应用径向钻井、超短半径侧钻井、小尺寸水平段套管开窗及裸眼侧钻等技术，满足不同井筒条件下的高效侧钻要求。

4.   结束语

海外项目受合同模式、油价、投资和资源国环境等多种因素的影响，需要建立一套兼具完整性及灵活性的技术、管理、商务服务体系，才能提升钻井综合水平。中东地区是我国未来“一带一路”在石油领域发展的主力战场，在该地区进行钻井作业，首先应明确项目开发的合同模式，根据合同模式进行钻井工程技术经济评价，研发集成适合的配套关键钻井技术；其次，应加强钻井工程技术基础研究，充分利用油公司掌握地震、测井、钻井等数据的优势，对钻井地质环境进行深入准确认识与风险评价，制定经济上可行、技术上先进、操作上易行的工程技术措施；此外，还应明确中东地区未来钻井面临的挑战及新的技术需求，继续开展攻关研究，积极引入并推广应用新技术，开展钻井实时跟踪智能决策系统建设，实现数据深度分析，制定区域钻井提速模板，缩短与西方公司作业水平的差距，继续推动中东地质工程一体化的高效运行和项目整体经济效益的最大化。