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【论文摘要】回顾了中华人民共和国建国50年来石油天然气钻井技术经历的组建时期、发展时期和科学钻井时期，以及每个时期所取得的成就，并展望21世纪我国钻井技术的发展前景将是自动化、智能化钻井。文中分析了我国与国际钻井技术存在的差距，指出中国石油天然气集团公司目前钻井技术水平将面临严重挑战，提出了21世纪钻井技术的五条技术发展措施和对策，即发展旋转导向钻井技术、超深井钻井技术、大位移钻井技术，提高老油田产量的各类型钻井技术和加强钻井基础理论研究，加强钻井装备的更新改造技术。

1　石油钻井经历了组建、发展和提高时期

　　新中国的石油钻井事业，从解放到现在50年中，取得了巨大的发展，经历了组建、发展和提高三个时期。

   1．1　石油钻井组建时期（1949年-1957年）

　　1951年新中国在新疆成立中苏石油公司，以后在甘肃玉门油矿、陕西延长油矿、四郎庙和永坪，以及青海民和地区成立了钻探大队。四川成立了西南石油勘探处。从此，我国有了专门从事钻井的机构。1953年在西安成立了石油钻探局，专门领导全国勘探、钻井工作。钻井队也有了很快的发展，由1949年的 8个队发展到1957年的205个队，钻机达到319台。当时钻井集中在玉门的老君庙、三号重力高、鸭儿峡、白杨河、永昌、文殊山、教水，陕北的七里镇、四郎庙、永坪，四川省的隆昌、龙女、合川、江油、厚坝、龙泉山、石油沟，新疆的独山子、克拉玛依、白碱滩、乌尔禾、百口泉、依希克里克。青海的民和、冷湖等地区。发现了克拉玛依、鸭儿峡油田。年钻井总进尺由1949年的0.5万米增加到1957年的52.9万米，1957年平均台年进尺4 007m，该年原油产量达到145万吨，比建国初期增长了12倍。
　　钻井装备是从前苏联、罗马尼亚引进的。3 200m的钻机有Y2－4－3、Y2－4－5、Y2－4－5Д、R3200。1 000m左右的钻机有贝乌－40、贝亚钻机等。玉门、四川解放前还买了几台美国的30型、50型、75型钻机。还引进了前苏联、罗马尼亚的套管、牙轮钻头、取心钻头、涡轮钻具、钻杆、钻铤、防喷器、水泥车、打捞工具等。
　　多数地区使用转盘钻井，只有延长油矿使用顿钻。玉门、四川地区学习前苏联还使用了涡轮钻具钻井。钻井技术也有了进步，过去40年代使用轻压、小排量、低转速钻井。1952年6月玉门的河西区钻井会议，确定推广前苏联的“重压、快转速、大排量”的钻井经验。使用的钻头多从前苏联、罗马尼亚进口。这个时期开始钻井深3 200m的井，钻速很慢，要一年多才钻一口井。1955年开始用涡轮钻具进行侧钻处理事故。同年用涡轮钻具、弯接头开始钻我国第一口定向井C—215井，1956年完井。钻井液多为细分散钻井液，使用膨润土和褐煤粉（或丹宁）烧碱配成煤碱液。套管采用324、219、146系列，1950年开始用苏制水泥车固井，用人工割水泥袋。使用的钻杆全部为细扣钻杆，易发生折断，用原油浸泡法解除卡钻。测斜使用虹吸测斜仪。还使用了钻机整体搬迁。管理上建立了生产管理工作责任制，技术管理上建立了工程师专责制。

    1．2　石油钻井发展时期（1958年-1977年）

　　在这20年中，虽然经过1958年到1960年3年自然灾害与1966年到1976年10年文化大革命祸害，但由于石油工业部组织了11次石油大会战，即玉门、四川、大庆、胜利、大港、江汉、辽河、长庆、吉林、河南、华北会战，会战中加强了领导，集中了全国人力、物力，组织科技攻关，克服了重重困难，取得突出成果，钻井队伍有了很大发展，钻井队达570个，钻机达到942台，1977年钻井总进尺352.3万米，台年进尺7 206m，钻井取得较大进展。
1.2.1　提高了钻井速度
　　大庆会战将我国浅井（1 000m左右井）钻井水平大大提高了，1971年大庆油田1205钻井队创造年进尺12.7万米的最高记录。一个队一个月可钻5口～6口井。2 000m左右的井，胜利油田台年进尺达到18 000m，接近国际水平。1973年胜利油田3252钻井队钻2 000m左右的井，创年进尺15.1万米最高记录。3 000m左右的井，玉门、大港油田均钻了一批井，一个月钻一口井。这个时期钻超过4 000m的深井31口，其中大港的新港57井（5 127m）、胜利东风2井（5 006m）、江汉王2井（5 163m）、四川女基井（6 011.6m）均超过5 000m，但钻速很慢。
1.2.2　钻井技术有了发展
　　（1）通过四川、华北会战摸索出一套对付裂缝性碳酸盐岩和古潜山油气藏的钻井方法。四川采用先期完成，清水、空气、天然气钻开气层，中途测试，“十快、十细”动作，1958年、1965年两次会战，几十台钻机实行欠平衡钻井,边喷边钻。胜利油田形成了一套使用刮刀钻头，满眼钻具防斜，钟摆钻具纠斜，“重钻压，快转速，大排量”的快速钻进方法。江汉油田在78°地层倾角构造上，利用自然造斜规律打“中靶上环”井。
　　（2）特殊工艺井钻井技术取得进展。1960年前，玉门油田用涡轮钻具钻定向井8口，双筒井4双8口，多底井2口，空气钻井1口。四川局1963年在南充构造270号井钻成1口3个井底的多底井，1964年用空气钻成1口井；1965年钻成磨3井水平井，水平位移444.2m（井深1 685m，井斜92°)；1976年钻成1口大斜度井(巴24井)，水平位移537.7m（井深1 332m，井斜119°）。1962年大庆油田在南1－3－39井钻成我国第一口救援井，井深911.5m，井斜13.3°。1973年吉林油田钻成第二口救援井火3井，井深329m。
　　（3）钻井液技术有了发展。从细分散发展到粗分散钻井液，1962年使用羧甲基纤维素处理剂，四川使用密度小于1的油包水钻井液，使用石灰石粉加重钻井液。1964年大庆研制成功水解聚丙稀腈与木质素磺化铁铬用于深井，1973年胜利油田首先采用聚丙稀酰胺钻井液，华北、辽河、四川、大港使用水解聚丙稀酸钙钻井液，形成了低固相聚合物钻井液体系。江汉油田使用酸性羧甲基纤维素饱和盐水钻井液钻厚盐岩层。
　　（4）出现了新型钻头。大庆、胜利、大港先后研制成喷射式刮刀钻头、硬质合金刮刀钻头、聚晶金刚石三刮刀钻头。胜利油田一只刮刀钻头进尺3 135m。江汉油田试验了密封轴承牙轮钻头。
　　（5）取心工具和技术有了发展。1959年四川使用单筒取心，1961年大庆使用投砂憋泵单筒取心，玉门、四川于1963年、1964年使用双筒取心，大港研制了疏松地层取心工具，大庆、胜利、大港创造一次取心超过100m，取心收获率100%的成绩。大庆油田为获得准确的开发原始数据，研制成密闭取心工具。
　　（6）固井装备和技术。1965年大庆、胜利、大港研制成气动下灰设备，各油田使用管汇车，散装水泥库，涡轮流量计，1964年新疆使用双级注水泥成功。采用双凝水泥，加回压候凝等。
1.2.3　钻井装备有改善
　　1966年大庆油田将5Д钻机改成电驱动钻机，1971年我国自制成5 000m钻机，3 200m钻机换上了600马力钻井泵，大庆油田将贝乌40钻机改成电驱动钻机。1972年大港油田研制成功液压防喷器和万能防喷器。1974年研制成功闪光对焊钻具设备和摩擦焊机等。
1.2.4　管理方面
　　钻井队普遍建立以岗位责任制为主要内容的八项制度即岗位责任制、交接班制、巡回检查制、设备维护保养制、质量检查制、岗位练兵制、安全生产制、班组经济核算制。机关和后勤单位干部都制订岗位工作制度。这些制度促进了干部、工人的工作责任心。会战期间加强“三基”（基层建设、基础工作、基本功）工作，培养“三老四严”作风（三老是做老实人、说老实话、做老实事。四严是严格的要求、严密的组织、严明的纪律、严肃的态度），锻炼和培养了一批思想好，作风好，能打硬仗的队伍。

    1．3　科学钻井时期（1978年到现在，也是钻井提高时期）

　　1978年，中国石油钻井进入科学钻井时期，科学钻井就是主要靠先进设备、工具、测量仪器、计算机以及先进钻井理论和技术，进行设计、施工的钻井工程。科学钻井时期，无论从完成的钻井工作量、经济技术指标、钻井技术和装备达到的水平，均超过以往任何时期，不少钻井技术赶上和接近国际水平。
1.3.1　完成的钻井工作量大，技术经济指标高
　　每年钻井总进尺由1977年（石油部）的322万米，提高到1997年（中国石油天然气总公司）的1 749万米，每年交井口数由1977年的1 693口增加到1997年的10 908口（见表1），台年进尺增长快（见表2）。

表1

表2

2　我国与世界钻井技术的差距与对策

　　我国陆上钻井虽然取得很大成就，但当前国际竞争激烈，世界钻井技术发展很快，我国今后面临的形势仍很严峻，如不加快发展，已经缩小的差距，仍有拉大的可能，事实上，钻井技术的一些领域，差距已经加大了。

    2．1　世界钻井技术的发展与我们的差距

　　这些年国外油公司和技术服务，兼并很多，总的趋势是越兼并规模越大。油公司和油公司合并，技术服务公司之间合并，越合并钻井技术越得到发展，钻井技术服务项目越多、越配套，更利于竞争。
　　21世纪世界钻井发展的趋势是向自动化、智能化钻井发展。这个时期特点：一是将钻井、电测、信息采集、传输，控制技术紧密结合；二是从地面人工控制发展为地下全自动闭环控制，从地面为主的间断信息采集发展为地下直接连续的信息采集，能随钻及时发现油气藏，减少油气层损害。因此，必须知道近期国外钻井的关键技术。

    2．1．1　老油田多种类型井，有利于提高采收率
　　大力发展重钻井（Reentry），就是在老井加深，老井内侧钻，钻水平井等。在老油田中针对不同类型油气藏特点，选择钻多底井、侧钻水平井、径向水平井、水平井、小井眼井等，老油田通过钻这些井，提高了单井产量，节省了投资，提高了采收率。中国石油天然气集团总公司在老油田钻了一些老井侧钻井与水平井，但数量少。其他类型井基本上未钻，还未将钻以上类型井作为老油田提高采收率的一种有效手段。

    2．1．2　旋转导向钻井技术
　　这是迈向自动化、智能化钻井的重要标志，国外在水平井、大位移井、大斜度井、三维多目标井中推广应用旋转导向钻井技术，既提高了钻井速度，减少了事故，也降低了钻井成本。我们目前只应用了初级导向钻井技术，对地面人工控制的导向钻井与井下全自动闭环控制的旋转导向钻井尚未应用。

    2．1．3　超深井钻井技术
　　国外新区第一口超深井（6 000m）一般一年钻一口，而我们一般两年钻一口，花费0.8～1亿元。

    2．1．4　大位移钻井技术
　　国外钻大位移井在海上和滩海地区见到了好的效果，海上可少建人工岛和平台，节省大量投资。滩海地区可从陆上钻大位移井，可代替修堤和钻井平台，目前国外钻10km水平位移的大位移井技术已完全掌握，我们陆上滩海尚未钻过3km以上位移的大位移井。

    2．2　集团公司今后应采用的技术和对策

 　　东部老油田油藏类型多，多进入开发中、后期，含水高，残余油多。西部为储量接替地区，油藏埋藏深。东部滩海地区要进行勘探、开发。长庆、新疆、青海、四川等地区要加快发展天然气。根据以上地区勘探开发要求，为赶上国际水平，集团公司应采用以下关键技术和对策。

    2．2．1　发展旋转导向钻井技术
　　导向钻井系统（steeralle drilling system ）就是用一种最优的下部钻具组合，用它能增斜、降斜，后又发展能稳斜。导向钻井系统最初只用在定向井、丛式井。随着油田类型的增多以及开发的要求，需要钻大斜度井、水平井、三维多目标井、大位移井等。因此导向钻井有了相应的发展，导向钻井发展可分为三个阶段：初级导向钻井、地面人工控制的导向钻井以及全自动的井下闭环旋转导向钻井。
　　（1）初级导向钻井。
　　就是用弯外壳螺杆钻具（斜度0.8°～1°），用这套钻具造斜、降斜，旋转钻具时也可稳斜。也就是用这套钻具在造斜段、降斜段实行滑动钻进，在稳斜段实行旋转钻进。辽河、大港、胜利等油田已大量使用这项技术。
　　（2）地面人工控制的导向钻井。
　　这种导向钻井系统就是使用变径稳定器加螺杆钻具，用于造斜、降斜。变径稳定器加在上部，当处于最小直径时，靠近钻头稳定器起支撑作用，使井眼增斜；当变径稳定器处于最大直径时，井底钻具组合两端受支撑，井眼可稳斜或降斜。一般稳斜或增斜，取决于地层性质。变径稳定器直径大小靠钻压调节，靠排量锁定。变径稳定器是由3个螺旋状翼片组成，翼片上装有6个活塞，钻具加压，活塞伸出翼片表面，稳定器直径增加。第二阶段的地面控制的导向钻井比第一阶段的初级导向钻井的优点是变径稳定器直径可以调节，造斜率高。但这两个阶段的导向钻井共同的缺点是造斜段、降斜段均需滑动钻进。滑动钻进时机械钻速低，携岩能力差，井眼不够清洁，易发生粘吸卡钻。
　　（3）全自动的井下闭环旋转导向钻井。
　　这个系统是从地面人工控制的导向钻井系统发展成全自动控制的导向钻井系统，这个系统可实施井下自动测量、辨别、处理、控制、传输。已经拥有这个系统的公司有德国的VDS系统（VDS₁、VDS₃、VDS₅），美国Baker Hughes 的SDD系统，又发展 Auto Trak即 RCLS系统，美国 Hallilurton的 TRACS系统以及英国 Camco公司的 SRD系统。这个系统的优点是造斜、降斜、稳斜段均能实行旋转钻进，有利于提高机械钻速、携岩能力好，减少压差卡钻。可进行 LWD（随钻电测）、 MWD（随钻测量），实行中子密度，补偿双向电阻率、伽玛，近钻头电阻率测井，实行地质导向，FEWD（随钻地层评价）。这个系统的主要结构是在下部钻具有一个非旋转的筒形外套，中间有一个旋转轴，旋转轴上边接钻具，下边接钻头。中间轴可用螺杆钻具旋转，也可用转盘旋转。非旋转的筒形外套上装有井斜、方位测量传感器，可测量出井斜、方位、工具面角，并将数据传到微处理器中，微处理器接到信息，经过辨别、比较，然后给执行机构发出指令，执行机构按指令控制驱动装置，操纵液压阀、驱动活塞，控制三个棱块伸出高度，达到设计要求。MWD将井下信息及时输送到地面。

    2．2．2　发展超深井钻井技术
　　根据“稳定东部，发展西部”的方针，西部要加快发展，找到更多的储量，就要加快西部勘探。西部油气藏埋藏深，要加快勘探就要掌握钻深井、超深井技术。我国西部塔里木、准噶尔盆地，这些年钻超深井水平有很大提高。塔里木钻5 000m、 6 000m生产井速度快。但是西部新区第一口6 000m左右探井钻井速度慢，一般两年钻一口，花费0.8～1亿元。要加快新区深探井速度应从以下几个方面解决：（1）控制探井的目的层数，一口探井目的层最好不超过两层，目的层多了，带来井身结构设计不合理。（2）设计一个合理的井身结构，对钻成一口井是非常重要的，应满足勘探开发地质及工程要求，设计套管层次应留有余地，避免同一裸眼段内出现两个以上不同压力系数地层，套管设计要充分考虑油气层特点和地层特点。（3）彻底破除钻井液密度高了，就枪毙油层的陈旧观念。应认清造成油气层损害的主要原因是井内液柱压力大于地层压力差，而不是不考虑地层压力大小，只注意钻井液密度的高低。这个压力差（△P）越大，钻井液中滤液固相越容易进入油气层，对油气层的损害也越大。不过，当钻开油气层时，如果钻井液中的固相颗粒尺寸与砂岩油气层喉道直径相配伍，这时，一定的压差有利于在井壁形成质量好的滤饼，阻挡滤液、固相进入油气层。（4）实行平衡压力钻井，选择合理的钻井液密度分几种情况：①一般情况，钻井液密度等于地层空隙压力加一个压差（△P），△P油井为1.5 MPa～3.0MPa,气井为3.0 MPa～ 5.0MPa。②遇盐岩层时，应按盐岩层蠕变曲线确定钻井液密度。③遇高压盐水层时应按盐水层压力确定密度。④遇不稳定地层，应根据地层空隙压力、坍塌压力、破碎压力确定密度。

    2.2.3　采用大位移钻井技术
　　这些年，国外大位移钻井技术发展很快，水平位移已达到10km，大位移井主要用于海上和滩海地区，钻大位移井可减少人工岛或平台数量，滩海地区可从陆上向近海钻大位移井，可节省大量投资。建议辽河、大港、冀东滩海地区尽快发展大位移井，大位移井的关键技术是：（1）为减少阻力和扭矩，使用准悬链线井身剖面及油基钻井液，用带护箍的钻杆。（2）使用高扭矩接头，高扭矩润滑油，高强度钻杆。（3）保持井眼稳定。（4）保持井眼清洁。（5）避免套管磨损，固井时部分套管悬浮，转动尾管提高固井质量。

    2.2.4　老油田应选择重钻井技术
　　在老油田如砂岩注水油田、稠油油藏、低渗透油藏、断块油藏等都不同程度存在一些死油区块、枯竭井等。在这些不同类型的老油田中，应有选择的钻重钻井（Reentry）如老井加深井，套管内侧钻井以及钻多底井（分枝井），侧钻水平井、定向井、大斜度井、大位移井（包括三维多目标大位移井即蛇形井）、径向水平井、水平井等，加上使用导向钻井技术，使这些类型井真正成为老油田提高单井产量，降低成本，提高采收率的有利手段。

    2.2.5　加强钻井基础理论研究
　　过去4个5年计划中钻井重大技术取得很大进步，是由于总公司钻井局、科技局及各油田抓了钻井重大科技攻关，重视钻井基础理论的结果，石油工程委员会还专门成立了钻井基础理论学组。今后钻井基础理论应重点研究石油钻井岩石力学、石油钻井岩石破碎力学、钻井流体力学、石油钻井化学、钻井管柱力学、钻井控制工程学等。

    2.2.6　加强钻井装备的更新改造
　　前面介绍了集团公司装备取得的成就,随着使用时间的推移,目前集团公司钻井装备新度系数低,加上国外钻井装备的进步,集团公司的装备显得不够适应,大庆Ⅰ、Ⅱ钻机传动效率低，搬迁车次多，部件寿命短。4 500m、6 000m钻机缺少电驱动钻机、顶部驱动设备。还应加强高效固井设备、随钻电测仪器（LWD）新型高效牙轮钻头、PDC钻头等的攻关和研制。由于目前的体制，钻井单位无力改造、更新设备，集团公司应研究筹措资金予以解决。