当前，我国油气对外依存度已达71%和41%以上。习近平总书记明确要求“加大油气资源勘探开发和增储上产力度”“能源的饭碗必须端在自己手里”。石油钻完井装备服务于勘探开发和钻完井工程需求，结合油气资源分布、勘探开发现状及工程技术发展，装备面临四大形势与需求：一是基于深层（深海）的勘探开发，深井超深井（9000米以深）越来越多；二是基于非常规资源的大规模勘探开发，长水平段水平井会大量增多；三是基于大量“躺井”的利用，开窗侧钻井会越来越多；四是基于人力资源的短缺和信息化的快速发展，装备的“四化”会越来越快。
 
深井超深井勘探开发增多
 
在常规总油气资源量中，深层石油、天然气占公司常规总油气资源量的比例较大，石油深层超深层资源量137.2亿吨，占比26%；天然气深层超深层资源量26.5万亿立方米，占比70%。近十年，全球油气重大发现70%来自深水，预计未来10-20年，全球油气产量一半来自海上，其中深水占35%。海上油气已成战略接替区，且井深持续突破极限。按经典干酪根生烃模式，油气主要分布在1500~3000米，但当前实验室模拟显示，原油耐受温度已突破150℃达230℃，对应井深至少1万米。
 
以塔科1井为例，其井身结构复杂，需多开次封固不同地层，面临多重风险。深井装备面临严峻挑战：深井超深井存在高温（如天湾1井地层压力171MPa）、高压、窄密度窗口（易漏易喷）、高陡地层（易斜）、地层坚硬（钻速慢）、定向难、拉力扭矩大、循环压耗高、感知难等问题，对井下工具、井控装备、垂直钻井工具、钻头、导向钻具、钻机、泥浆泵及数字化智能化装备均提出极高要求。如深地川科1井面临“七超”挑战，井深10,520米，存在超大尺寸井眼、超重负荷、超高压、超高温、超难钻地层、超难钻井液保障、超多压力系数及漏溢转换风险点等世界级难题。
 
非常规开发增加水平井数量
 
未来新增油气探明储量中，低品位资源占比达95%。石油低渗-致密储量从“十五”的68%增长到“十三五”的92%，预计未来十年占比超95%；天然气低渗-非常规储量从“十五”的72%增长到“十三五”的95%，未来十年占比也将超95%。在探明低品位储量中，非常规资源量占80%以上，将是今后勘探开发重点，非常规井数会大幅增加。根据中国石油页岩油气产量规划，页岩油、页岩气产量在“十二五”到“十五五”期间将持续增长。致密砂岩和页岩孔隙直径远小于常规砂岩，曾被视为“油气禁区”，常规钻完井技术无自然工业产量。实践证明，“长水平段水平井+大规模体积压裂”技术效果显著，一口长水平段水平井产量相当于数十口直井产量，该技术已推动美国页岩油气革命，未来我国长水平段水平井数量将大幅增加。
 
钻机技术装备的发展
 
当前钻机新度系数低，大钻机数量不足，电动化、自动化、数字化、智能化程度低，对深井超深井适应性不强、可靠性不高、能耗较高、效率不佳。从钻机类型分布看，车装、机械、液压、电动钻机数量结构有待优化，不同型号钻机匹配度也需改善。整体趋势为控制总量、调整结构，压减小钻机、增加大钻机是发展趋势。基于用电便利性及电动化优势，未来钻机将普遍采用电力驱动，加快向电动化、自动化、数字化、智能化发展。
 
具体方面如下：要升级钻机性能，配备电气化，以电机加变频器为主的变频技术可满足各类钻井工况，转盘、绞车、泥浆泵将采用交流变频电机直接驱动，液控、气控逐步向电控转变，井场控制系统集成度、数字化及智能化程度不断提高。安全环保性能要提升，大钻机司钻房配备双控制台，正副司钻分工协作；司钻控制台可监控和操作井场大部分设备（动力、提升、旋转、循环、固控、井控、井口自动化等），能根据工况优化设备使用，实现优快钻进、节能减排。管柱处理要自动化与智能化，钻机可边钻进边接卸钻具、配立柱，提升工作效率；二层平台和钻台将实现无人操作，钻具起下钻过程中可智能探伤。
 
具体而言，二层台配备机械手自动排管，钻台配备智能铁钻工、智能卡瓦、智能吊卡和智能扶手实现无内外钳工操作，场地配备自动猫道、多功能机具完成管具处理，避免“人拉肩扛”。操作可视化与数智化，实现智能钻井，通过智能化钻井软件与机器人技术结合，使钻机与井下工具一体化运作；绞车可自动识别、刹车、送钻，钻机能在无人干预下自动钻进、循环、起下钻；借助司钻导航仪，结合井下情况和远程指令进行综合决策，及时处理异常情况。
 
同时，泥浆循环系统配套智能设备，自动检测泥浆参数和溢漏情况，调整钻井液性能，保持井筒稳定和压力平衡；智能控压系统与泥浆循环系统协同，通过调整排量、泥浆密度和井口回压，使井底液柱压力与地层压力自动适应，减少井涌、井漏、卡钻、井塌等问题。
 
顶驱、精细控压钻井和井口自动化装备成为深井超深井钻机标配，除专用设备外，其他设备与钻机配套装备共用。为适应工厂化钻井，钻机运移性将提升，配套设施更易拆装，井架与底座、井控系统、泥浆循环系统、井场钻具系统在轻量化、撬装化、可移动性和软连接方面持续改进。
 
研发特深井井架，随着井口自动化成熟，针对井深超万米、钻机负荷增大的情况，需研发特深井重载钻机井架，考虑采用双立柱结构，取消天车、游车、绞车、大钩、钢丝绳，采用双根作业模式，钻具在地面连接成双根，通过管柱机械臂、猫道、铁钻工和顶驱自动化运移、接卸，且绝大部分设备采用交流变频驱动。海洋钻完井装备要继续攻关突破。国内陆上装备可自主生产，但海上国产钻完井高端装备配套率低，存在“卡脖子”问题。水下装备方面，国外140MPa水下井口系统性能先进，可灵活调节匹配复杂套管组合，密封总成能在高温高压下悬挂锁定大载荷；水下采油设备方面，国外企业技术实力强，产品类型多、应用广泛。未来需从维修入手，逐步推进制造、配套和成套，重点攻关深水导管送入工具、深水钻井隔水管、水下井口装置、水下BOP、水下采油树等高端产品，形成新质生产力和战略新兴产业。
 
持续攻关压裂技术装备
 
美国压裂车组输出水马力高于国内，如北美页岩油2500型压裂车输出水马力1800HHP，6000/7000型电驱输出水马力3800HHP，而国内吉木萨尔2500型压裂车输出1710HHP、6000/7000型电驱输出2560HHP；且美国阀体等主要易损件寿命是国内的7~10倍，北美页岩油液力端平均寿命1200小时、维保周期100小时，国内大庆古龙页岩油液力端平均寿命500小时、维保周期20小时。压裂效率方面也要实现突破。美国压裂施工效率高，以二叠纪盆地为例，单机组年均泵注液量375万方，是大庆古龙最高（114万方）的3.3倍，单机组年泵注时间4500小时，是大庆古龙最高（1500小时）的3倍，单机组日均泵注时间18小时，是吉木萨尔最高（10小时）的1.8倍。
 
同步压裂也有技术差距。美国为提高效率、效果，降低成本，同步压裂快速发展，占比超20%，每天压裂约18小时，哈里伯顿、EWS等公司转向双井或三井同步压裂模式，4口井一个作业周期可完成8段压裂；国内同步压裂应用较少，仍以拉链式压裂为主（4口井一个作业周期完成4段压裂）。要重视AI融合。美国AI在智能感知、智能优化算法、装备智能管控平台应用领先，采用人工智能拟合和GPU超算技术提升计算速度和准确度，用于预测地质参数、优化压裂参数设计、实时诊断与调控；压裂实现“快、准、省”，地面装备自动化程度高实现提速，采用分布式光纤、微地震、压力诊断等监测技术实现精准压裂，构建智能中枢调控系统。
 
正视旋转导向的差距并持续研发
 
我国水平井钻井80%采用滑动导向，其钻具组合为“钻头+单弯螺杆+稳定器+无磁(M/LWD)+钻铤+加重钻杆+钻杆”。定向或调整井眼轨迹时需固定工具面，导向过程中仅钻头及上方短接头转动，其余钻具不转动，钻压通过钻具沿井壁滑动产生，导致摩阻扭矩大、钻进托压、反扭角、钻遇率低、井眼质量差、工艺复杂、钻速慢、周期长、成本高。虽采取措施缓解，但未解决根本问题。国内外水平井钻井差距大。
 
美国80%水平井使用旋转导向，2023年钻井10,203口，水平井占比98%，平均水平段长3,056米，近十年水平段长度年均增加114米，部分井水平段超6,000米，钻井周期短、单井产量高。如马塞勒斯区块的DAHNTAHN4H井，水平段长6,205.7米，钻井周期仅6天，单井最高月产量1,634.6万方。而我国水平井平均水平段长度约1,800米，钻速慢，主要因旋转导向研发应用不足，导致装备短缺、服务成本高。技术存在代差。
 
国外智能导向技术已发展到第三代，如贝克休斯Lucida系统、斯伦贝谢NeoSteerCLx系统、哈里伯顿iCruise系统，具备高温、高造斜率、多参数、智能化、闭环钻井等特点；我国2023年时基本处于第一代，以静态推靠式为主，如中海油Welleader®、中石化SINOMACSATS、川庆钻探CGSTEER等，仅少数企业产品投入应用，部分仍处于研发或样机试验阶段。正视核心技术与性能差距。国外在井下闭环控制、地面系统噪音处理、随钻测量数据处理等基础理论研究更深入；工具尺寸、温度系列化，可满足4"~171/2"不同井眼及更高耐温需求；工具可靠性、稳定性显著高于国内；随钻测量参数多，环视半径和前探距离达30米以上，正向随钻测量和随钻地层评价发展，国内工具随钻测量参数较少；国外导向机构方式多样，国内仅有推靠式；国外数据传输速率达30bt以上，国内仅3bt左右；国外工具智能化程度高，国内刚起步。
 
攻关旋转导向技术装备的方向
 
攻关优选偏置方式：国外旋导执行机构有液压系统推靠井壁、分时接触（拍打）井壁、偏心环组合控制导向轴、最新一代导向钻头（NeoSteerCLxABSS）四种方式，需对比研究优选，指向式相比推靠式优势更显著，应重点关注。攻关优选测量控制方式：测控平台分静态（测控机构支撑井壁不旋转，测量控制稳定，控制运算简单，多数公司采用）和动态（测控机构与钻柱同速率反方向转动，与大地相对静止，控制需精确同步，难度大，斯伦贝谢采用），需结合实际需求攻关优选。攻关全姿态稳定控制平台方法：该平台可实现旋转状态下姿态测量，随钻柱同步旋转，优化反方向转动机构，减少动力消耗，连续测量井斜，节约钻井时间。需开展捷联式测量平台多源动态姿态测量方法和全姿态稳定控制平台导向控制方法研究，研制基于该平台的旋转导向系统。
 
攻关随钻测量和测井系列：在LWD基础上，攻关伽马、电阻率、孔隙度、中子、密度、声波等测量短节，实现部分信息实时上传满足随钻导向，部分信息井下存储起钻后回放满足完井评价，替代有污染、不安全、费时间的完井电缆测井项目。重点攻关随钻电阻率电磁波测井，使钻头具备环视（周边30米以上）和前视（前方30米以远）功能，改变盲钻现状；加强钻头工况（钻压、转速、扭矩、震动）和环空参数（温度、压力、气体组分）测量，精准掌握井下状态。攻关双向通讯传输技术：随钻工程测量、伽玛、电阻率、岩石密度、中子孔隙度、声速、随钻地层压力测试等对传输速率需求不同，合计需3.17Mbps。需攻克连续波、钻杆、光纤等传播方式，满足旋转地质导向信息上传速率需求。攻关井下动力源驱动方式：当前井下动力源驱动方式包括井下发电机驱动、蓄电池驱动、高压钻井液驱动（钻柱内外压差）、复合驱动及其他方式，需结合旋转导向工具需求，攻关高效、稳定、长寿命的动力源驱动技术。攻关满足工程地质需求的软件：实现井下闭环、地面监控、远程支持，“三环”高速畅联、端边云协同、智能决策，需多专业协作，研发完善钻速快、钻遇率高、高产稳产的智能旋转地质导向软件。（本文根据中国石油科协副主席、中国石油原石油工程公司首席专家秦永和在第三届中国深井超深井论坛发言内容整理。）