在乌兹别克斯坦JD构造和土库曼斯坦阿姆河右岸等区块“打成、打快、打省”了一批深井超深井，形成了“高温、高压、高产、高含硫、超深、巨厚盐膏层钻完井综合配套技术。

　　如秘鲁、苏丹、委内瑞拉、哈萨克斯坦等应用电潜泵举升工艺，为产能建设提供技术支持。

　　第3阶段：2010年以来加拿大、SPC、里海非常规资源采油技术的开采推广与海洋作业技术开始起步。

　　为防止钻井过程中产生的废物对陆地及海洋造成污染，研究形成了钻井废物回收处理技术。

　　大型碳酸盐岩油藏主要采用长井段水平井开采，以中东地区伊拉克AHD、HAL、伊朗NA、SA、NA，叙利亚GBE以及阿曼DAL等油田为代表，水平段500~800m。

　　二是满足安全风险的要求，对处于地缘风险高的国家和地区或热带雨林国家，尽量缩短钻井周期、减少井下作业及油水井维修工作量；

　　四是满足低成本战略的要求，实现操作简单、维护方便、投入少，产出高、经济效益最大化；

　　在中东的阿曼、伊朗和伊拉克，美洲的委内瑞拉和加拿大，中亚的哈萨克，非洲的苏丹和阿尔及利亚等海外项目，各类水平井占总井数的13.7%，大幅度提高了油气产量，降低了吨油成本。尤其是超短半径三维丛式水平井钻井技术，重点解决加拿大浅层油砂及委内瑞拉HN4浅层稠油开采难题，实现了批钻工厂化钻井作业。

　　苏丹6区成功应用了本井气气举特色工艺。F70井应用下部高气油比油藏与上部低压油藏气举生产，日产原油600t，日产气6×104m3。FN68-1井停喷后将下部气层射开，实现了高压天然气对上部油层进行气举，获得日产液147t，日产油127t ，日产气6.7×104m3。苏丹6区利用下部AG层气举上部Bentiu层增产效果显著，单井最高产量达1780t/d。

　　哈萨克斯坦低压低渗裂缝性碳酸盐岩油藏早期采用笼统改造工艺。由于射孔段长，厚度跨度大，且动用程度低，笼统酸压工艺很难满足增产的要求。后期经过攻关研究形成分层改造工艺，有效地提高了储量的动用程度，累计施工127口，其中封隔器分层酸压10口井，投球分层酸压76口井、工具 投球分层酸压41口井, 累计增油53.6×104t，获得了显著的增产效果。

　　中国石油海外油气业务建成中亚、中东、亚太、非洲、美洲五大油气合作区，成功地完成了在全球的战略布局，为保障国家能源安全和集团公司国际化做出了重大的贡献。2011年起海外油气作业产量超过1亿吨油气当量，权益产量达到5000万吨以上，海外油气业务进入优质、高效、可持续发展的新阶段。积极推进钻采工程基础建设，坚持先进实用技术集成应用与科技创新并重，突破制约油田开发生产的“瓶颈”技术，必将极大提升中国石油海外油气田（以下简称海外油气田或海外项目）钻采工程技术水平。

　　由于海外项目不同的油气藏类型、开发特点、合同模式和投资环境，在开发策略上与国内油田存在一定差异。一般而言，国内油田的开发以最大采收率为目标，而海外项目则是在合同期内的最大收益率为宗旨。因此，对钻采工程技术提出了特殊的要求。

　　通过人工补充地层能量，提高单井产量和采收率已经成为海外项目的重要技术手段。共有13个项目52个油田实施不同程度的注水（汽、气）开发，水驱地质储量占总地质储量的39%。

　　以地层三压力分析为核心的井身结构优化技术在中亚、中东等地区应用取得显著效果。优化了井身结构，减少了事故和复杂的发生，提高了钻井速度，缩短了钻井周期。乌兹别克斯坦JD4井与JD3井相比，处理事故时间由33%降低到0，钻井周期缩短159d（见图）。

　　长井段水平井连续油管拖动定点酸化和变速拖动酸化技术在伊拉克AHD、HAL、伊朗NA、阿曼DAL油田和叙利亚GBE等油田进行了应用，配套清洁转向酸液体系来达到分段均匀布酸的目的，有效地解除长井段水平井污染恢复自然产能，酸化后的试井解释表明储层表皮因数得到明显改善。

　　抗高温高压、抗盐、抗硫化氢高密度钻井液适用于井深6000m以上，井底温度140℃以上，地层富含盐、高压盐水和石膏，抗高温（140℃）、高压（144MPa）、高密度（2.45g/cm3）、抗盐（30%）的饱和氯化钠盐水钻井液体系，在乍得、苏丹6区、乌兹别克斯坦费尔甘纳等项目应用，抑制防塌胺基钻井液技术较好地解决了伊蒙混层为主，且混层比较高的泥页岩井壁稳定难题。可循环微泡沫钻井液技术在伊朗百年老油田M油田的成功应用，解决了超低压裂缝性碳酸盐岩油藏的钻完井难题。

　　五是满足前瞻性的要求，钻采工程技术设计具有预见性，主要是考虑海外物资采购通常按照国际惯例进行招议标，运输、清关等繁琐手续，时间长，没有国内的便利条件；

　　第1阶段：“十·五”期间主要集中在南美、苏丹和哈萨克斯坦，钻井技术以突出安全快速为主，通过钻头选型、钻井参数优化、钻井液性能优化、固井工艺优化等技术的应用，不断提高钻井速度。

　　埋深600~4600m；储层渗透率由特低渗到特高渗，以中高渗为主；油层厚度由几米薄层到巨厚层；油品性质多样性，即有常规稀油，也有稠油、高凝油以及LNG等；部分油田含有腐蚀性流体以及200000mg/L的地层水矿化度，对钻采工程技术应用有较大的影响。

　　优选欠平衡钻井模式和循环介质，优化井底压力及欠压值计算模块，形成了欠平衡钻井工艺和设备配套技术。在乍得H区块B盆地花岗岩潜山实施了欠平衡钻井作业，进一步证实了花岗岩潜山的含油前景。

　　控压钻井能够消除开停泵和循环压耗对井底压力的影响，有效控制井底压力在窄窗口范围内，快速调节井下环空压力，避免井下复杂，大幅度提高水平段延伸能力。在印尼JB 区块应用精细控压钻井技术，钻进过程中成功实现了控压欠平衡（点火）钻进、控压起下钻、重浆驱替和溢流监控等工艺，减少了井下复杂，缩短非生产时间20%~30%，避免了储层污染，及时发现油气层，取得了良好的效果。

　　哈萨克斯坦R油田主体采用气举工艺，气举井产量占油田总产量88%。随着气举规模的不断扩大，需要对气举系统进行米博体育 米博平台整体优化。系统优化配气技术打破了以往仅仅以单井为对象的优化配气模式，以区块最大产量为目标，以整个气举区块所有气举井为对象进行系统优化配气，建立了系统优化配气数学模型，成功求取有限气源约束条件下，区块产量最大化时的各单井配气量。

　　适用于深井超深井的抗高温（180℃）、长封固段（5155m）、大温差（125℃）、超高密度（2.45g/cm3）水泥浆固井技术，在乌兹别克斯坦费尔甘纳等项目应用获得良好的应用效果，固井质量优良。JD3井Ø244.5mm 技术套管固井一次封固段长4300 m，上下温差近100℃ ；JD4井Ø244.5mm 技术套管固井封固段长5155.7m，上下温差120℃以上；JD4井Ø177.8mm 尾管固井水泥浆密度2.45g/cm3，优选铁矿粉为加重剂的隔离液密度达2.35~2.40g/cm3，冲洗、稀释、隔离及缓冲作用较好。

　　水平井及水平井多样化的特点。有27个油田1390口井采用水平井、大斜度井、侧钻水平井、双分支水平井钻完井方式，占海外项目总井数的13.7%，而且有继续加大的趋势。

　　举升工艺是项目开发生产的重要组成部分并贯穿于全过程。海外项目总井数近20000 口，有杆泵井占41 %，电潜泵井占23%，螺杆泵井占20 %，气举井占7%，自喷井占9%（见表）。

　　结合开发后期出水或增产措施的需要，采用管外遇油膨胀封隔器3~5 段的分段完井方式（见图）。

　　遇油膨胀封隔器长度3~20m，耐压103MPa，耐温普通型160℃，热采井耐温302℃。伊拉克AHD及HAL油田现场应用48口井，现场应用规模将逐步扩大。

　　海外项目开发油藏类型多、储层物性差Байду номын сангаас大、油品性质复杂、多含有腐蚀性流体、井型及完井方式多样化。因此需针对储层及流体特点，匹配先进适用的钻采工程技术实现油气田有效开发。

　　中国石油海外项目开发的油气藏可分底水块状砂岩油藏、疏松砂岩稠油油藏及高凝重质稠油油藏、非均质及酸性碳酸盐岩气藏、非常规油气藏（致密气、油砂和煤层气）等类型（表）。

　　通过对地层岩石力学性能及可钻性的实验研究，结合测井资料分析和钻头使用资料，优选最适合地层岩性的钻头以提高机械钻速。在乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、尼日尔等海外油田应用取得显著效果。在乌兹别克斯坦JD4井全井平均机械钻速1.46m/h，JD3井的1.2m/h 提高了21.7%。在尼日米博体育平台尔，通过优选后使用PDC钻头，钻井周期平均缩短29.88%，机械钻速平均提高90.76%。

　　气举系统优化及低压低效井综合调整技术在R油田现场优化和综合调整337口井，取得了节约注气量和增油的双重效果。其中，系统优化配气技术应用了南北区30个配气间240 口井，有效井202口井，有效率84%，累计增油38.0×104t/d，节约气量1.4×108m3/d。

　　在增加干气供气能力有限的条件下进行湿气气举中硫化氢腐蚀和水合物冻堵的“瓶颈”技术研究，形成了以区块最大产量为目标的湿气气举配套技术，包括湿气气举优化设计、防腐蚀气举工艺流程设计以及地面流程改造、设备配套、防水合物冻堵、防腐气举工具研发、湿气气举井日常维护管理等。成功实现了哈萨克斯坦R油田湿气气举工艺，确保气举规模迅速扩大，油井增产效果明显。

　　第3阶段：“十二·五”期间积极推进钻井工程基础建设与科技攻关相结合，研究和推广分支水平井钻井技术，非常规钻井技术在常规领域得到应用推广；海洋作业田浅水领域进入了深水领域；研发工厂化钻井作业方法，极大地提升了海外钻井工程技术水平。

　　电潜泵最高日产油1781t（ 苏丹1/2/4项目），最大举升深度3185m（伊拉克R项目），吸入口最大井斜角63°（伊朗M项目），最长免修期达1320d。哈萨克斯坦R油田整体采用湿气气举，举升深度米博体育 米博平台3200m，举升产量占油田总产量80%。螺杆泵在水平井、稠油及出砂井中应用，免修期达到481d。

　　针对油藏类型及不同的开发阶段配套多样化的作业措施，增油量占总产油量的5%~8%，为项目上产稳产起到至关重要的作用。

　　其主要措施是包括补孔、储层改造、转换举升方式、侧钻及优化工作制度等。关键技术是储层动态描述及剩余油分布规律研究、产液及吸水剖面认识、增产措施的有效性及经济性。

　　4.2.3 碳酸盐岩油藏水平井连续油管拖动酸化技术及直井多级分层酸压技术

　　压裂酸化改造增产增注工艺技术经过多年攻关研究、现场试验、推广应用，形成了多项压裂酸化配套工艺和多套酸化配方体系，在哈萨克斯坦阿克纠宾、伊拉克AHD以及阿曼DAL 等项目碳酸盐岩及砂岩油藏开发生产中现场累计施工768井次，平均单井增油60t/d。