当今世界油气勘探开发正面对着自然环境恶化、资源品质劣化、油气目标复杂化、安全环保严格化和能源结构多元化的严峻挑战，越来越多的人们把油气资源的发现和产量的增加寄希望于技术的革命，特别是页岩气、致密油等非常规油气资源以及深水资源的勘探开发，使新技术、新方法、新装备、新工具得到急速发展，讦多高端技术如雨后春笋般涌现出来，出现的一些前沿技术令人感叹。

1、LPG无水压裂技术​​

美国页岩气的大规模开发，引发了公众对水力压裂技术在水资源利用及环境保护方面越来越多的不满和质疑，这一问题已经成为制约页岩气等非常规油气资源开发的瓶颈。为此，加拿大Casfrac能源服务公司推出一项无水压裂技术—液化石油气( LPG)压裂技术，以解决人们的疑虑。该技术在2011年世界页岩气大会上获得首次设立的年度“世界页岩气奖”之后，2012年又获得美国《勘探与生产》(E&P)杂志评选的增产技术创新奖。​​

LPC无水压裂技术主要是应用丙烷混合物替代水作为压裂液进行压裂作业，它是将丙烷压缩到凝胶状态，与支撑剂一起压人岩石裂缝;这项技术具有有效裂缝长、支撑剂悬浮能力强、油藏类型适应范围广、无污染、零二氧化碳排放、可实现闭环循环、能够100%回收利用等诸多优势。

​​在延长有效裂缝长度方面，常规水力压裂在实际生产中只有20%-50%的裂缝长度对生产有贡献，而LPG压裂产生的裂缝全部为有效长度，因此，可以获得更高的产量，可将最终采收率提高20% - 30%(图)。在提高支撑剂悬浮能力方面，LPC以较高的黏度使支撑剂完全悬浮，避免了普通压裂液由于黏度较低造成的支撑剂沉积现象，使产层打开更加完全，从而达到更好的压裂效果。

在环保方面，与水力压裂液相比，LPG压裂液具有低表面张力、低黏度和密度，以及能与储层中的烃类物质相溶合、可再利用等多项优良属性，从而获得更多的有效裂缝、更大的初始产量、更优的环保效果和更长的油气生产寿命(表)。在节约用水方面，LPG压裂无需耗水，平均每口井可节省压裂用水( 1.14- 4.54)×104m3。​

自2006年开始，Gasfrae公司应用LPG进行压裂作业总计达1200多次，其中在加拿大有700多口井，在美国已相继在得克萨斯、宾夕法尼亚、科罗拉多、俄克拉荷马和新墨西哥等州开始试验井的应用。最近，在纽约泰奥加县，由200多户居民组成的土地拥有者小组同意在其546kmz的土地上实施LPG无水压裂技术。

到目前为止，LPG技术的最大作业记录为水平段长度1188.72m的水平井10级压裂支撑剂用量453.59t;最大作业压力为13050psi;最大泵速为50bhj/min.支撑剂的浓度0.96g/cm。在作业的45个不同的油藏、气藏及凝析气藏中，最大垂深达4008.12m，地层温度分布在15-135℃范围内。LPG无水压裂技术已经得到雪佛龙、赫斯基、EOG、戴文能源、尼克森、Paramount、加拿大自然资源等超过50家公司的应用。​​

作为一项发展中的新技术，LPG无水压裂技术的推广应用正茌逐渐由部分单井向大盆地或区块发展，并有可能成为众多石油公司的优选方案。即便不能完全主导压裂开发市场，它也将在有特定需求的油气区块发挥重要作用。正如油基压裂液成本高出水基压裂液20倍，但一直持续应用至今，该技术对特殊地层的应用效果是不可替代的。​​

2、纳米材料压裂技术​​

纳米材料压裂技术是指用纳米压裂球替代常规压裂球进行多级压裂作业的技术，它有助于在恶劣条件下经济有效的开发石油资源，降低压裂成本。目前，很多石油公司和技术服务公司实施了纳米技术研发计划，如贝克休斯、康菲、壳牌、沙特阿美、雪佛龙等。​​

在多级水力压裂中，当投球速度由44.7m/s突变为0时，尼龙等材料制成的压裂球会发生变形，卡在滑套中，造成产量下降;当水平井段长度达到1828.8m以上或压裂达到20级以上时，压裂球的取出或清除变得困难，如果不能快速清理，会降低井的生产能力。​​

In-Tallic纳米压裂球解决了这些问题，这种压裂球由镁、铝、镍等合金材料制成，相对密度小、强度高，可以在井中随流体运移，打开滑套时能够承受多重因素的影响，当压裂作业完成后还可以自动溶解消失(图)。这种球虽然制造成本稍高，但与不良作业造成的油气井产量损失相比，其费用要低得多。

贝克休斯公司已应用第一代纳米技术开发了In-TalliC18mon压裂球，目前每周可以坐产1500个，已商业化用于FraCPoint'rM水平井多级压裂系统中。​​纳米技术除了用于压裂作业外，未来还可以用于配制新型钻井液，提高钻具冷却效果;用于生产碳纳米管，取代制造水下电缆的铜导线，具有更高的电能传递效果;还可以用于强化采油的化学剂等方面。​​

3、井下气体压缩技术​​

气井开采一般采用地面压缩技术，地面压缩技术要求压缩机必须靠近气井，但是对于海上的气井来说，这是很难达到的，而且对于深海气井，压缩机性能要求较高，即使功率、压缩能力等能达到海上气井的要求，压缩机的安置运行、设备维护等方面的投资也比较大。于是，人们开发了一项新的提高气井生产能力的人工举升技术—井下气体压缩技术( DownholeGaSCompressor)。​

井下气体压缩技术的工作流程与一般的人工举升泵基本相同，其不同之处是完井的时候就在井下放置了气体压缩机。这种办法尤其适用于海卜和深海环境的气井。该技术是由CoarCGroup提出，Geary、Tullio等人研制了适合高温高压环境的井下气体压缩机(图)。科廷大学的MDMofazzal Hossain等人提出了井下气体压缩技术的理论背景，并研究了影响该技术开发效果的主要影响因素。

研究发现，压缩比是影响井下压缩机运行的关键参数。气井生产能力提高值受压缩机压缩比和运行功率的影响。安装井下压缩机的气井，生产规律受气藏供应能力、气藏压力、油管直径、井深、井口压力、压缩比等参数的影响显著。井下压缩机的放置位置影响整个气井的开发特征，放置到较低深度或者靠近中间射位置有利于获得较高的生产速度。井下压缩机最优的放置位置需要同时考虑生产能力、操作需要、射孔限制条件及压缩比等参数的影响。​​

井下气体压缩技术可以提高气体产能30%，解决大量的多相流问题，可用于提高湿气藏、干气藏的开发效果和采收率，并可通过最小化流动压力梯度，实现气藏生产系统的优化。​​

4、天然气水合物开采技术​​

天然气水合物(可燃冰)是一种地球上尚未商业化开采的新能源，资源量十分丰富，据估算全球资源总量约为2.1×106m3，相当于全球已探明传统化石能源总量的2倍左右，主要分布在美国阿拉斯加北坡、加拿大北极、墨西哥湾北部、日本南海海槽和中国南海等区域。

目前已有30多个国家和地区开展了天然气水合物的开发研究。2012年美国、日本等国合作在阿拉斯加北坡进行了水合物开采试验。2013年3月日本在其近海海域的水合物开采试验采用降压法和二氧化碳置换法取得成功。

降压法是利用储层与井筒之间的压力梯度驱动可动流体从储层流向井筒，赝力降迅速传遍整个储层，使天然气水合物在局部区域内失去稳定条件，导致天然气水合物分解为天然气和水;二氧化碳置换法是通过向天然气水合物沉积层中注入二氧化碳置换出天然气，在释放天然气的同时，以水合物的形式埋存二氧化碳。在日本爱知县和三重县近海海域的开采经过3个阶段的生产试验成功采出12×106m3天然气。试验取得成功，这意味着天然气水合物的开采迈出了重要的一步。

天然气水合物开发前景广阔，全球众多国家积极投入相关研究。2013年2月，美国能源部宣布投资500万美元资助13个单位开展7个针对天然气水合物的研究项目。加拿大、日本、韩国、中国、印度、德国、新西兰等国家也都制订了天然气水合物研究计划，组织开展了资源调查、钻探、试验开采及环境影响评价等一系列研究。

美国和日本分别计划在2015年和2018年实现商业化开采。美国国家石油委员会预测，美国将在2050年前实现墨西哥湾等海上天然气水合物的大规模开采。但是，与常规油气资源相比，天然气水合物的开发依然面临着技术、成本和环境等多方面的难题与挑战。​​

5、建立海底工厂技术​​

海洋油气资源，特别是深水油气资源是未来能源的主要来源之一，现已成为世界各国争相开发的重要领域。建立海底工厂系统将在其中扮演着重要角色。

海底工厂主要由四部分组成：海底增压系统、海底气体压缩系统、海底分离与产出水回注系统、未净化海水输送系统(图)。其中最前沿和最核心的技术是油气井采出流体的海底增压和分离技术，其成功实施能够提高油气最终采收率，减少海面处理设备昀投入，减少对环境的破坏，在海底进行水和砂的处理，从而提高海洋油气田的经济效益。​​

挪威北海Asgard油气田首次商业化部署了海底天然气压缩系统，包括气体冷却器、气液分离器、增压机和水下管汇等，可将油气田采出流体经相同管线输送至50km外的海洋平台，预期可大幅提高气藏最终采收率，新增产量约2.8×108bhl油当量。挪威国家石油公司的远程控制带压开孔封堵技术是在不停输情况下，通过遥控装置在管道上进行T型焊接，然后远程控制打孔机在输送管道上打孔，对管线压力和流量不产生任何影响。该技术获得了2013年OTC聚焦新技术奖。挪威国家石油公司的海底工厂计划将在2015年一季度竣工并投入使用。

​​安哥拉Pazflor油田部署了多品级合采海底分离系统，利用世界首创的大型海底设施来分离天然气和凝析油(油和水)，从4个独立的储藏中生产出两种不同黏度的油产品。该系统采用管式分离器，这是整个油井产出物多相分离技术的创新性突破，可以使一些采用常规海底生产系统无法开采的油藏变得经济可采。​​巴西坎坡斯盆地Marlim油田部署r世界上第一个用于分离深水海底重质油与水的系统，柯破了浮式生产装置的瓶颈，可以在水深近900m处分离重质油、气体、砂屑和水，产出水经净化处理后被重新注入油藏。​​

海底工厂可以节约更多的能源，提高了能源效率，是深水和恶劣环境下油气田开发技术的一个重大突破，将成为北极等恶劣环境、深水卫星油田开发的有效手段。

6、宽频地震勘探技术​​

宽频地震勘探技术是实现高精度地震勘探的重要方法之一，能够获得薄层和小型沉积圈闭的高分辨率图像，并实现深部目标体的清晰显示，提供更多的地层结构及细节信息，提高地震资料的解释水平，同时提供更加稳定的反演结果，有利于更快、更准确地自动拾取层位，甚至可以用来指导岩性和流体的直接检测。西方地球物理公司、CGC等多家公司相继推出宽频地震采集与处理技术，并已经在全球很多地区进行了应用。​​

要获得宽频谱的地震信息，可以在震源激发时尽可能产生较宽的频谱，还可以在接收和数据处理过程中尽量保持宽频信息。在陆上地震数据采集中，对于可控震源进行适当设计，定制扫描，激发低频信号，利用检波器能够记录低于2Hz的低频信息。在海上数据采集中，可通过对拖缆的不同布设方式，如变缆深采集、上缆与下缆采集方法获得宽频信息。

变缆深拖缆采集技术的拖缆深度是一个变量，由浅到深，随着偏移距的增大而增加，通常缆深变化范围在5~ 50m内，以优化地震信号的带宽(图)。变缆深采集的地震数据频谱范围为2.5 - 150Hz，比常规数据频谱宽很多。

ION、TCS等公司开发了宽频数据处理技术，通过数据处理拓宽常规拖缆数据的频谱。采集技术的拖缆深度是一个变量，由浅到深，随着偏移距的增大而增加，通常缆深变化范围在5~ 50m内，以优化地震信号的带宽。变缆深采集的地震数据频谱范围为2.5 - 150Hz。比常规数据频谱宽很多。ION、TCS等公司开发了宽频数据处理技术，通过数据处理拓宽常规拖缆数据的频谱。​​

宽频地震技术从设备、采集设计、处理、反演各个方面进行研究，在各种情况下，低频端和高频端频谱的拓宽均显著提高了地震资料品质，尤其改进了对盐下、玄武岩下深部地质环境的穿透力和照明，为地震资料解释提供依据，提高了地震资料的解释水平。

图为墨西哥湾BroadSeis二维地震数据成像结果与常规拖缆数据结果对比，从图中可以看出，宽频数据明显提高了深部目标成像质量。

图为在澳大利亚西北部进行的BroadSeis宽频勘探，由于没有子波旁瓣的干扰，获得波峰更尖的子波，提高了成像分辨率，能够更真实地反演地层，并且对一些微小构造也能清晰成像，提供了详细的深部目标层层位描述。目前，国外先进的宽频地震技术采用单点激发、单点接收、室内组合处理的方式，形成了采集一处理一解释一体化的宽频地震勘探技术方案，应用范围涉及海上、陆上、海底。

尽管在陆上宽频信息激发与接收、海上变缆深宽频地震数据的处理方面仍面临重大挑战，但宽频地震技术能有效提高深部复杂目标的成像质量，改善反演结果，指示地下含油气属性，国外公司仍在不断对其完善，未来应用前景广阔。​​

7、百万道地震采集技术​​

为更好地勘探更深、更复杂、更致密的岩石系统中的储层，油气公司一直期盼地震数据质量有更大的跨越。地震勘探逐渐向着更高密度、更多道数发展，尤其陆上地震勘探，开发百万道陆上地震采集系统，实现大道数地震数据采集是未来地震采集的主要发展方向和重大目标。​​

Sercel公司在2013年SEC年会上发布了508XT地震采集系统。该系统具有实时百万道数据记录能力，能够实现超高分辨率的地震成像，508系统以X -Tec-h新一代交叉技术架构为基础，使用了智能网络技术，实时存取数据，实现零停工期。特有的局部数据存储、自动重选路由及质量控制等性能，使508系统能够实现不间断生产。

该系统使用新一代MEMS技术的高性能数字传感器，记录数据的噪声水平将降低3倍，系统重量大幅减少，能耗相对较低，对检波器的兼容性也更强，可兼容单分量或多分量模拟与数字榆波器，可进行电缆和无缆联合采集。 ​壳牌公司正在开发的新一代百万道地震采集系统有两种，分别为光纤地震采集系统和无缆采集系统，这两套系统都具有系统重量轻、带道能力高、能够接受宽频信号的优势，低频端能够记录IHz甚至低于IHz的信息，能大大提高作业效率，降低勘探成本。壳牌采用PCS公司光纤传感技术，开发用于陆上的光纤地震采集系统(图)。这套接收系统的电缆将利用自动化车载工具通过线圈滚动进行布设，适用于较平坦的地形，可降低成本，提高效率。该系统不需要电源及电子装置，可以埋藏地下用于永久油藏监测，稳定好性。

另外，壳牌公司采用惠普公司的MEMS传感器和网络技术，开发新一代百万道接收系统(图)，能够接收低于2Hz的超低频信息，是一套无缆、超灵敏、百万信道的传感器系统，布设灵活，带道能力更强，将促进高密度、宽频地震采集技术进一步发展。​​​

无论是常规资源还是非常规资源，无论是老油田还是复杂的勘探新领域，面对深层复杂地质目标成像、非常规资源甜点识别、陆上永久油藏监测等陆上地震数据采集面临的重大挑战，开发新一代百万道地震采集系统，可降低勘探成本，提高作业效率，解决深层地震资料反射能量弱、信噪比低、偏移成像难等一系列问题。

尽管百万道采集系统尚未实现商业化应用，但其记录能力是目前行业内所独有的，将成为推动陆上地震革命性进展的利器;同时，也在实现宽频、高密度、宽方位采集中发挥关键作用，能够优化油田开发方案，提高最终采收率。​​

8、全波形反演技术​​

全波形反演方法利用叠前地震波场的运动学和动力学信息重建地下速度结构，具有揭示复杂地质背景下构造与岩性细节信息的潜力。随着油气勘探复杂程度的加深，全波形反演技术将成为改善成像效果、完善速度模型的主要手段，为区域深部构造成像及演化分析、浅表层环境调查、宏观速度场建模与成像、岩性参数反演提供有力支撑，但由于其计算量大、算法不稳定等因素，给实际应用带来了许多困难，一直未能广泛投入商业化应用。​​

近年来，随着计算机计算能力的不断提高，全波形反演技术应用也不断发展，多家公司都在进行全波形反演的研究与试验，特别是声波全波形反演在实际中得以应用。已经有许多实例证明全波形反演利用地震波场的全部信息，能够获得质量好的高分辨率速度模型，改进了成像质量，可用于精细地质解释。

CGG公司分别对大偏移距、全方位、宽频海上拖缆数据、海底电缆数据采集、常规拖缆采集及BroadSeis宽频数据进行了全波形反演，验证了不用数据进行全波形反演技术的优势。在墨西哥湾采集了大偏移距、全方位、宽频数据，利用全波形反演建立精确速度模型，进行更详细的地质解释，描述了不同的地质构造。图对比了全波形反演箭后的地质模型，如图所示，通过全波形反演建立的速度模型清晰描绘了断层及盐岩顶部构造，并探测到碳酸盐岩和页岩构造，相对应的叠前深度偏移成像质量明显改善。​

​在巴伦支海挪威海域Samson穹隆区域采集了窄方位数据，利用全波形反演建立浅层速度模型，增加了速度场的波数信息，改善了复杂地质构造成像质量。此外，速度模型的改进也为后面的构造解释打下良好基础。图显示了初始速度模型和全波形反演速度模型的叠前深度偏移成像结果，成像质量明显改善。

目前全波形反演技术的研究主要集中在如何利用大偏移距数据全波形反演改善深部构造成像、如何利用低频数据进行全波形反演，如何进行弹性波和声波信号的全波形反演，如何去掉全波形反演中的多次波和绕射波，以及对于全波形反演的一阶近似如何快速收敛等方面。随着计算机计算能力的不断提高，该技术应用将不断拓展。​​

9、光纤地震采集技术​​

对于大型油藏，应用四维地震进行永久性测量是直接提供油藏流体及油藏体积连通性图像的重要途光纤采集系统，现已完成野外试验。用四维地震监测油藏，光纤地震系统不仅具有成本和性能优势，而且解决了电子系统的不稳定运行等问题，更适用于大型排列的永久性海底油藏监测。与拖缆、海底电缆、海底节点等技术相比，用光纤系统进行永久油藏监测具有更好的耦合效果，降低噪声，减少声波在水中的单程旅行路径;受天气、水流影响小，灵活性更高;只需动用一次地震船，有效降低重复勘探成本等。

光纤地震传感系统的重要特征主要包括：在传感点无电子部件或无电力需求;通过遥感技术控制方向;长距离、多路解码技术令地震数据可以进行模拟传输;传感器性能极好、可靠性高。常规地震测量系统的电缆非常厚重，标准电缆的重量在水中时为3.0kg/m，而光缆的重量在水中时仅为0.3kg/m。光纤检波器及光缆重量减小，使得测量系统的安装方式更灵活，安装费用更低。

光纤传感和传输的固有优势促进了它在地震勘探领域的应用。光纤地震系统永久油藏监测是通过小型船只将光缆滚筒下到海床上，然后用水下机器人(ROV)将光缆铺设到挖好的电缆沟内，或用挖掘式ROV将光缆定位埋设到海床下。

目前，主要有CGG、PGS、TGS这3家公司拥有利用光纤系统进行海底油藏监测服务的能力，CGG公司OptoWave系统最大应用水深为500m，PGS公司OptoSeis系统和TGS公司Stingray系统最大应用水深为3000m，适用于深水永久油藏监测(图)。另外，壳牌与PGS合作也成功开发了陆上光纤采集系统，现已完成野外试验。​​​

光纤传感系统的采用象征着从数字传输到光学模拟传输的发展，光学高频载波将提供从传感点到导向仪器的极好模拟传输，更容易转换成供数据存储和处理的数据格式。光纤测量系统适用于恶劣作业环境，具有高可靠性和耐用性，是今后地震勘探的有力竞争产品，采用光纤系统进行永久油藏监测具有非常大的发展潜力，是一项有发展前景的技术。​​

10、海底节点地震勘探技术​​

目前海底地震数据采集主要有海底电缆(OBC)采集、海底节点(OBN)采集两种方式，其中海底电缆数据采集作业受到海底地形限制，海底节点地震系统则具有较高的灵活性，系统布设、回收更加方便，并能够获得全方位保真数据，提高地震成像质量，提高四维勘探的可重复性，改善油藏监测结果，受到石油公司的高度重视。

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海底节点地震观测方法就是将地震仪通过水下机器人(ROV)直接布放在海底，地震仪自备电池供电，震源船单独承担震源激发任务。当震源船完成所有震源点激发后，ROV回收海底地震仪，下载数据并进行处理与解释(图)。

目前市场上主要有CCG公司Trilobit系统、FirefieldNodal公司2700系统和23000系统、OYO公司CBX泵统等，最大应用水深可达3000m(图)。海底节点地震数据采集已经进行了大量应用，尤其在油藏监测领域应用效果显著。道达尔公司在安哥拉海上Dalia油田、雪佛龙公司在英国西设得兰群岛都进行了海底节点勘探。壳牌在墨西哥湾布设了1000套节点系统进行水驱油藏监测。从最后一个节点回收完毕，到第一次数据处理结果完成，共历时2个月，有效指导了水驱开发方案。

壳牌在短周期内进行油藏监测，有3个关键因素：

一是获得高品质海底节点数据;

二是利用海底节点技术进行数据采集具有较高灵活性，可根据需求选择节点数量;

三是利用单船进行震源排列和节点布设，大大减少了采集脚印。

这种方法大大缩短了作业周期，降低了勘探开发成本。​​​​

目前，多家公司都在研发新型海底节点采集装备。SeabeDCeosoultion公司正在开发的SpiceRack海底节点项目，主要研究海底节点自动化地震数据采集装备及技术方法，以提高采集精度、降低采集成本、减少作业时间为目标，预计这一研究成果对海底地震勘探技术的进步和发展有着重要的影响。

壳牌公司正在研发的FlyinGNode新一代海底节点地震装备，采用GoScience公司专有的环形水下自动运载装备，将检波器布设到设计好的位置，采集完数据后回到船上进行数据回收(图)，克服了节点装备采用水下机器人进行节点布设的速度慢等难题。

FairFieldNodal公司正在研发的Z100系统(图)，是一款用于浅水地震数据采集的节点系统，应用水深为0-100m，系统体积小、重量轻，能够连续记录30d，并在每天数据下载后自动进行全系统质量控制测试。因此，新一代海底节点技术将推动海底地震勘探取得重大突破。

11、岩性扫描测井技术

现今油藏复杂性不断增加，要求准确了解地层组分和矿物含量，特别是非常规油气藏，定量测量矿物和有机碳含量对资源评价至关重要。岩性扫描仪器是一种新的地球化学能谱测井仪，结合了非弹性和俘获伽马能谱测量的优点，为详细描述复杂油藏提供了重要手段。

与前一代能谱仪器相比，岩性扫描仪器测量地层元素的精度更高，还能独立定量确定总有机碳含量(TOC)，使得TOC测井成为现实，对非常规油气和常规油气的评价具有非常重要的作用。仪器结合了现代闪烁探测器、高输出脉冲中子发生器和非常快速的脉冲处理系统，极大地提高了能谱测井质量。 仪器采用了大型铈掺杂溴化镧(LaBr3:Ce)伽马射线探测器及先进的耐高温光电倍增管。LaBr3:Ce是一种非常快速的闪烁器，具有如下优异性能：光输出量大，对于每个入射光子，能够比其他材料产生更多的光，比NaI高约50%，提高了光谱分辨率;高温性能优异，200℃时光输出和分辨率只有少量降低;光衰减时间比NaI和BGO要快一个数量级(表)，计数率非常高，能够提高测量精度和测速。LaBr3:Ce在高温下仍具有较高性能，仪器耐温175℃，无需采取热保护措施，可延长作业时间。

仪器采用了新一代脉冲中子发生器(d-T PNG)，每秒至少能产生3亿个中子，是放射性同位素源的8倍。如此高的中子产额利于仪器结合利用LaBr3:Ce闪烁器，提供非常高的计数率。为了优化非弹性和俘获伽马测量时序，使俘获测量不受非弹性伽马的影响，要求中子脉冲形状是可重复的，且边界清晰。为此，PNG利用热阴极微型中子管，产生脉冲的宽度为8μs，上升和下降时间不到400ns。这种脉冲的时序稳定、可预测，便于在非常靠近脉冲时开始采集俘获能谱，使计数率最大化。

仪器采用的专用电子元件具有优良的光谱性能和出色的堆积抑制能力，限制因近同步伽马射线造成的能谱失真。脉冲高度分析系统可以完成这些工作。LaBr3:Ce闪烁器探测到的伽马射线被耦合到光电倍增管进行预放大，然后送入积分器，对数字化的积分信号进行处理，得到脉冲高度，最后生成脉冲高度图谱。

早期现场测试说明，新仪器的测量结果及应用潜力是已有仪器或仪器组合无法实现的：镁和硫元素的测量精度使得仪器能够在标准电缆测井速度下求解碳酸盐岩的矿物成分;钠和钾等元素测量精度的提高及锰元素的定量测量，可以更全面和准确地解释矿物成分;提供连续的TOC测井曲线，避免了常规模型引入的偏差和等待实验室岩心分析结果的时间延误。在操作性方面，测速更高、更安全，可以用电缆、钻杆或牵引器传送仪器，在小井眼中使用，可以与多数电缆裸眼井仪器组合使用。

12、三维流体采样和压力测试技术

对于低渗、未压实、含高黏度流体的地层或流体饱和压力接近储层压力的地层，地层压力测试与流体采样面临着诸多技术挑战。斯伦贝谢公司新推出的三维流体采样和压力测试器解决了上述难题。该仪器不仅能够在极低渗透率地层完成压力测试和流体采样，还大幅降低了压力测试和流体采样时间，降低了作业风险和成本。

三维流体采样和测试器采用4个椭圆形探头，探头分布在仪器四周，间隔90°，这种排列有助于从井眼四周抽取流体，而不像传统探头那样只有一个流体抽取点(图)。每个探头的表面流动面积都是1.28m2，4个探头总的流动面积5.12m2，是传统标准探头的500倍。

三维流体采样和压力测试技术的创新点在于：

(1)采用4个椭圆形探头抽取地层流体，实现井周地层流体的三维流动，利于快速清除钻井液滤液和抽取未被伤害的地层流体，更好地表征地层的非均质性。

(2)探头的表面流动面积更大，有助于诱发并保持低渗、未固结和稠油油藏中流体的流动。当流度接近10mD/(mPa•s)时，普通的超大直径探头无法完成压力测试，而新探头在流度低到0.01mD/(mPa•s)时仍能完成有效的压力测试，在流度低至0.03mD/(mPa•s)时能够采集流体样品。

(3)探头吸附在井壁上，实现自密封，无需封隔器，直接抽取地层流体。

(4)机械弹簧系统具有较大的累计闭合力，可以保证探头回收，大幅降低作业风险。

Saturn三维探头已经在未固结砂岩地层、低流动碳酸盐岩含油层等地层中进行了流体采样和压力测试，取得了很好的效果。

13、示踪剂智能化技术

在当今恶劣的作业环境及复杂井眼条件下，用常规测井方法获取油藏监测信息的风险大、成本高，有时甚至无法获取油藏信息。挪威RESMAN公司研发的RESMAN无线油井产液剖面监测技术，可以在这些环境下有效获取产液信息，无任何风险。该项技术获得2013年世界石油最佳生产技术提名奖。

RESMAN技术利用合成化合物(智能示踪剂)识别各层段产出流体的类型，量化各层段产出的油和水量，从而获得产液剖面。RESMAN技术优势包括无需井下作业、成本低、风险低、只需对完井设备做很小的改动、示踪剂寿命长(数年)、对于特定的完井设备可获得产量剖面。RESMAN公司目前已生产出80个独特的RESMAN体系(40个油敏体系、40个水敏体系)。水敏示踪剂和油敏示踪剂一起使用，可以确定水突破的位置和时间。

示踪剂通常被封装在智能示踪剂棒中(图)，完井时将含有不同示踪剂的智能示踪剂棒置于不同井段的完井设备中(比如防砂网或特别设计的载体)。当示踪剂棒与储层流体接触时，示踪剂释放到流体中，在地面对产出流体进行采样，进行实验分析，即可获得油(水)相关信息，确定油(水)产出位置及对产量的贡献。分析结果显示为示踪剂浓度与产量图。

如图、图所示，高产层段示踪剂的浓度高(层段7和层段8)，下降速度快;低产层段示踪剂浓度低，下降速度慢。通过智能示踪剂对一口井进行了流量分布分析，结果显示大概有一半的产量来自这两个层段，另两个低产层段产量只占3%。

根据这一结果对油藏的生产特性进行重新评价，调整后续井的钻井和完井策略。了解油产量分布、水突破位置和完井设备的完整性是油藏管理决策的基础。RESMAN技术可以用于油田开发决策，优化完井设计、增产处理、注水策略及其他油藏管理。截至2013年1月底，该项技术已在世界各地130多口井中使用，用户包括壳牌、BP、雪佛龙等公司。

14、钻井远程专家支持中心

随着钻井提速、提效及安全作业的要求不断增加，综合钻井、地质、测井、录井、油藏工程等多学科基于现代信息技术和通信技术的远程专家支持中心逐渐获得推广应用。

钻井远程专家支持中心，即钻井远程作业中心，集成了一体化共享地学平台、实时地质建模、油井三维可视化、实时水力模拟、随钻测量、井眼轨迹控制、地质导向等地质方法和工程技术，借助虚拟容错计算机主机服务器、IP通信技术、视频监测和分析技术及图形化桌面共享等先进的信息技术，实现远程实时井场支持。

将采集并传输的井下和地面实时数据与庞大的数据库信息、实时更新的地质模型相结合，辅助定向钻井工程师、地质导向工程师和随钻工程师进行定向指挥和地质导向决策。一组工程师可同时指挥多口井的随钻定向和地质导向作业。除常规地质导向外，一些井场还能将随钻地震数据传送到远程实时作业中心，通过实时地层评价开展随钻地震导向，实现随钻前探。

钻井远程专家支持中心将IT技术和通信技术配合，软硬件工具、自动化系统相互融合，实现地质、钻井等多学科统一规划、统一部署、各专业专家集中会诊。通过实施不间断的远程监控优化钻井决策，更加连贯协调的作业流程，减少非生产时间，降低作业风险和综合成本。

目前，国际上大的油公司和服务公司都建立了覆盖全球的远程专家支持中心，以充分发挥多学科专家团队的作用，进行远程实时分析和钻井决策支持。哈里伯顿在全球共有50个左右的远程专家支持中心，大约有1000名员工为其工作，每年实时服务收入约为4000万美元。斯伦贝谢在全球共建有近20个远程专家支持中心，每天24h监控着分布于全球的约1000个井场的钻井作业(图23)。

壳牌最早于2002年在美国新奥尔良建立第一个实时作业中心(RTOC)，在深水和页岩气领域取得很好的应用效果，2011起将原有的实时作业中心升级为远程操作中心(DART)，在全球布置了6家，以应对日益复杂、高成本和高技术挑战的钻井业务。远程专家支持中心是钻井信息化的产物，在现代复杂环境钻井作业中正发挥着越来越重要的作用，应用范围越来越广。

壳牌、斯伦贝谢、威德福、NOV等公司正在开发更加智能的下一代自动化钻井软件包，以更好地支持自动化钻井，进一步推动钻井智能化。

15、高造斜率旋转导向钻井系统

在美国非常规油气开发中，常规导向钻井因成本相对较低而得到了广泛应用。近年来，为了提高导向精度和效率，旋转导向钻井的应用不断增加。为缩短靶前距，增加水平段长度，提高油气产量，斯伦贝谢和贝克休斯相继推出了高造斜率旋转导向钻井系统(图)，最大造斜能力达(15°～18°)/30m，实现“直井段+造斜段+水平段”一趟钻，提速、提效显著。

例如：2012年初，美国EagleForD页岩气产区的一口水平井中(一口三维水平井，造斜井段的设计造斜率为8°/30m)，应用贝克休斯公司的Φ171.45mm AutoTrak Curve系统和Φ222.25mm PDC钻头一次下井钻开表层套管的套管鞋，从801.9m 钻至总井深4019.7m，共钻进3217.8m，其中包括直井段、造斜井段和水平井段，实现了二开“一趟钻”完钻，减少了两次起下钻，共用时5.95d，平均机械钻速为27.43m/h，比邻井缩短2.5d，节省钻井费用约80000美元(图)。

再如：2013年初，EagleFord页岩气产区的一口水平井中，应用斯伦贝谢公司的Φ171.45mm PowerDriveArcher系统(长5.06m，最大造斜率为15°/30m)和该公司为页岩层定制的Φ 215.9mmSpear SDi513钢体PDC钻头，一次下井钻开表层套管的套管鞋，接着钻了直井段、造斜段和水平段，共钻进3277.8m，实现了二开“一趟钻”完钻，平均机械钻速为16.76m/h，钻井用时8d，比邻井节省4D时间(图)。

迄今为止，在美国页岩气水平井钻井中，二开直井段、造斜段和水平段各段一趟钻已司空见惯，“造斜段+水平段”一趟钻越来越多，二开“直井段+造斜段+水平段”一趟钻完钻已成为现实，尽管目前还只是个案，但因其简化井身结构、缩短钻井周期和降低钻井成本等优势深受业内青睐。

随着钻头、钻井液、旋转导向钻井等技术的不断发展，水平井二开“直井段+造斜段+水平段”一趟钻完钻将成为水平井钻井的一个重要发展方向。

16、钻井井下声波遥测网络技术

加拿大XACT井下遥测公司在壳牌和BP两大国际石油公司的支持下，成功开发了钻井井下声波遥测技术，并投入商业应用。该技术是使用压电或电磁材料产生纵波，使之沿钻柱高速传输至地面的一种信号传输技术。该技术可消除钻井液脉冲传输只能针对井下单一位置进行传输的局限，沿管柱多点测量压力、温度、扭矩、挠度、拉力、压力等数据，全程连续提供全井筒和管柱信息，可在任意环境下提供高速、实时数据传输，并实现地面与井下的双向通信，传输不受井深和水深的影响。

声波遥测网络工具(图)由信号发生系统、传输系统和接收系统组成。

信号发生系统采用压电或电磁换能器作为声波发生器，其他组成部分还包括驱动电路、信号产生电路和电源等。

传输系统的关键是克服传输过程中信号的衰减(尤其是长距离传输)。声波遥测网络采用钻柱作为传输信道，需要每隔一段距离设置一个中继器，进行信号的接收、放大和再发射。每个中继器的长度及操作与钻杆大致相同。中继器同时又是传感器，可多点测量压力、温度、扭矩、挠度、拉力、压力等管内外数据，由此构成了一个地下的测量与传输网络，从而实现全井筒测量与传输，数据传输速率最大可达33bit/s。

地面接收系统是利用安装在顶驱上的一个小型的加速度计收集和解码井下传输的声波数据流，采用无线方式传输至控制计算机，还可以通过互联网传输至远程客户。

XACT声波遥测网络技术已在北美400多口井中应用，在欠平衡钻井、空气锤钻井和长水平段水平井钻井作业中均获得良好的应用效果。

17、射频识别技术

射频识别(RFID)技术是一种非接触式的自动识别技术，通过无线电信号识别特定目标并读写存储相关数据，识别系统与特定目标之间没有机械或光学接触，无需人工干预。近30年间，RFID在物流、制造业、零售业、交通运输、医疗保健等非军事领域快速发展，目前已在国外油气行业获得了日益广泛的应用，在人员安防、资产管理和工具制造等方面发挥了重要的作用。

RFID系统由应答器和阅读器两部分组成。应答器是附着在目标上的物理电子标签，包括一个小型的射频发射器和接收器。阅读器通过天线与应答器进行无线通信，可以实现对标签识别码和内存数据的读出与写入操作。

目前，RFID技术在钻井中应用最多的是进行资产管理与质量控制。已有多家石油公司、钻井承包商和设备供应商开始了利用RFID标签追踪钻井设备的尝试。如Trailblazer钻井公司，将RFID标签嵌入钻杆和油管中，电子标签记载了该管件的ID号及其使用的相关历史数据，如使用时间、地点、管件磨损维修情况等，还包含每次作业的相关数据，如压力、温度、深度、钻井液等情况。每节钻杆或套管上都安装了3个相同的RFID标签，不管阅读器在哪个方位，都可以顺利读到这些数据。

全球最大的陆上钻井承包商，加拿大NaborS公司正在采用RFID技术来帮助维护和管理钻机设备，帮助实现发电机、钻井泵、马达等设备的信息记录与远程追踪，帮助操作人员了解每个设备的位置、检修历史等信息的实时电子记录。

RFID的另一个应用是替代投球，进行井下工具的开关控制。这是RFID技术在应用上的一个突破，为井下工具设计开辟了新思路。这项技术由威德福公司率先推出，首次应用是将射频识别技术应用于扩眼工具，推出了采用射频电子标签代替投球的RipeTide随钻扩眼工具(图)。

从钻柱内泵入射频电子标签，当标签通过扩眼工具时，向其发出激活打开命令，工具内植入的电子阅读器自动读取并接受命令，实现切削块的自动打开。所有的命令都储存在工具内的存储器中，并可以随时下载，无需投球即可实现扩眼工具切削块的多次打开和关闭，具有安全、可靠的优点。

RFID还可以用于海上钻井平台的人员安防。在北海，康菲公司已经将这套系统用于十余座海上平台的安防及演练中。每个海上平台的作业人员都佩戴存有该员工信息的RIFD标签，这种标签可以在500m以内的地区被迅速识别。

18、深水双作业钻机

深水钻井需要采用深水浮式钻井装置——深水半潜式钻井平台和深水钻井船。近几年，在高油价下，全球深水钻井活动持续升温，深水浮式钻井装置总体供应吃紧，甚至供不应求，日费高昂。为降低深水钻井成本，惟有大幅度提高钻井效率。而双作业钻机具有显著提高钻井效率的特点，因而在深水浮式钻井装置上得到了广泛应用。

目前双作业钻机主要有3种类型：一个半井架钻机、双井架钻机和多功能箱式钻塔。它们都配备钻机自动化设备，属自动化钻机。

(1)一个半井架钻机

在单井架的基础上将井架内部向一边扩展半个井架的空间，即主井架内设有一个辅井架，两井架一高一低，辅助作业不占用钻机时间，因而又称为离线钻机。中海油“981”深水半潜式钻井平台配备的就是挪威Aker SolutionS公司的一个半井架钻机(图)。

(2)双井架钻机

并不是指在平台甲板上安装两台独立的井架，而是一种联体井架，一个井架用作主井架，另一井架用作辅井架，各有一套提升系统、顶部驱动装置、管子处理系统;能够在进行正常钻进的同时，并行完成组装、拆卸钻柱，下放隔水管柱，下放与回收水下器具等脱机作业。

按驱动方式，双井架钻机分为液压驱动和电驱动两种。双井架作业钻机市场几乎被国民油井华高公司(NOV)和挪威Aker SolutionS公司所垄断，其设计制造的双井架钻机如图所示。

(3)多功能箱式钻塔

由荷兰Huisman设备公司为深水浮式钻井装置设计的结构独特的双作业钻机，井架为箱形梁结构，内装两台主动式升沉补偿型绞车。为确保安全，为绞车配备被动式升沉补偿系统。井架的提升力达1090t。井架两侧各有一个旋转式钻杆排放架，钻杆立柱高度增至41m。钻机额定钻深能力达12192m。采用该井架可减小深水浮式钻井装置的尺寸，显著提高钻井作业效率。Noble钻井公司已建造了4艘配备这种多功能箱式钻塔的深水钻井船(图)。

Huisman设备公司还设计了配备多功能箱式钻塔的深水半潜式钻井平台(图)。

双作业钻机已在深水浮式钻井装置上得到广泛应用。据统计，近几年新建成的几乎都是双作业钻机;在建的全部是双作业钻机。双作业钻机已成为深水钻井利器，成为深水浮式钻井装置的标配钻机。

19、Reelwell无隔水管钻井技术

挪威Reelwell公司研究Reelwell钻井方法已有多年，在2013年OTC会议上推出了Reelwell无隔水管钻井方法(图)，主要由公司研制的管中管、顶驱旋转接头、井下双浮阀、地面流量控制装置组成，具有如下主要特点：

(1)钻井液在管中管内反循环，实现无隔水管钻井

这种管中管既充当钻柱，又充当隔水管。钻井液通过顶驱和顶驱旋转接头向下泵入管中管的环形空间，从钻头喷嘴喷出，带着岩屑向上流入底部钻具组合与井壁之间的环形空间。因防喷器上方装有旋转控制头，将管中管与井壁之间的环形空间封死，上返的钻井液连同岩屑只得通过双浮阀进入管中管的内管，上返至地面。

(2)管中管充当电力和数据传输通道

值得关注的是，管中管的内管外壁经过绝缘处理(图)，充当同轴电缆，可以向井下供电，还能实现数据的高速、大容量双向传输，数据传输速率高达6.4×104bit/s。

(3)实现全过程控压钻井

井筒环空充满清洁流体，与管中管内的钻井液具有不同密度，实现双梯度钻井，可通过地面流量控制装置实现控压钻井，更好地解决窄密度窗口问题，减少非生产时间，提高作业安全性。

该方法的主要优势是：

一是不用隔水管，可减少浮式钻井装置的承重，省去隔水管相关操作，即使应用未配备双作业钻机的第三代或第四代半潜式钻井平台，也能在3000m的超深水区高效钻井，明显降低了深水钻井成本。

二是钻井液在管内循环，大大减少了钻井液用量，并始终保持井筒清洁，有利于减少井下复杂情况，更好地保护储层。

三是无需使用海底钻进液回收系统，就可实现无隔水管钻井，大大简化了钻井作业，更适用于深水和超深水钻井。

四是实施全过程控压钻井，提高作业安全性。

五是通过管中管向井下供电，解决井下仪器和工具的用电问题。

六是数据传输速率高，双向通信更畅通。

Reelwell无隔水管钻井同样存在一些不足，主要包括：

一是管中管比常规钻杆重，刚性比常规钻杆大(钻杆外径为168.275mm，内管外径为88.9mm、内径为76.2mm)，不利于定向钻井，也会影响钻机的钻深能力;

二是内管的绝缘层和密封件的可靠性和耐久性是个潜在问题;

三是钻井液在管内反循环，需增加流动阻力。

Reelwell无隔水管钻井技术的研究得到了多家国际石油公司和国家石油公司的支持。该技术还有待通过大量的现场试验进行验证，一旦验证成功并投入商业应用，无疑将给深水钻井带来一次革命，大幅度降低深水钻井成本。

20、大型浮式液化天然气储卸装置(FLNG)

浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)是一种用于海上天然气田开发的浮式生产装置，通过系泊系统定位于海上，具有开采、处理、液化、储存和装卸天然气的功能，并通过与液化天然气(LNG)船搭配使用，实现海上天然气田的开采和天然气运输，克服了海上天然气通过天然气管道输送到陆上的液化厂进行液化、或是至管道终端将天然气储存、再与陆上管道相接外输的传统资源开发方式的局限性。经过近几十年的发展，解决了液化、储存、卸载、安全等一系列技术难题，目前FLNG已从概念设计进入实际建造阶段。

在液化技术方面，FLNG装置要求工艺流程紧凑，符合岸上液化天然气工厂的流程一般不能满足此需求，而且在设计液化工艺时，需考虑海上运动环境(如海上风浪等)对分离过程等的影响，一般必须增加材料设计强度，减少设备占用空间。目前的LNG液化工艺中，单循环混合制冷剂工艺(SMR)和双循环混合制冷剂工艺(DMR)均具有较好的浮式条件适用性。

在储存技术方面，由于FLNG装置在船上，机械设备要求高度集成化，设备模块化，以增加灵活性和可靠性。FLNG仍可应用岸上和运输船所用的液化天然气储罐型式。

为了节约甲板空间，壳牌FLNG项目将储罐设计在处理装置的下方，这些储罐可储存22×104m3LNG、9×104m3LPG、12.6×104m3冷凝液，同时创新性地抽取深海低温海水冷却天然气，节约冷却装置空间，每小时可抽取5000×104L海水。

海上卸载系统是 FLNG的一个非常关键的部分，也是FLNG技术链的薄弱环节。目前，不同公司提出了多种卸载概念，主要分装载臂式和软管式两类，其中适用于深海的软管式卸载方式被证实可用于FLNG。另外，壳牌与FMC共同开发海上装载吊臂OLAF和铰链式纵列海上装载设备ATOL，可满足严苛的海上条件。

FLNG除须遵循岸上液化天然气安全技术原则外，还要高度关注装置所处的海洋运动环境。壳牌FLNG在荷兰以1∶55的比例进行模型测试，确认极端天气条件下系泊及转塔的承载，评估并排卸载方案，确认其支撑系泊系统、立管及控制管缆，旋转的接头允许流体从海底系统输送到顶部，可以抵抗极端天气条件，同时有效降低了晃动对货仓造成的影响，以使FLNG设施抵御最猛烈的五级飓风袭击。

与其他海洋工程装备类似，FLNG的设计工作一般分为基本设计、工程设计和详细设计3类，其中，基本设计难度最大，也最具创新能力。法国Technip公司在FLNG设计上独占鳌头，新型FLNG设计不断涌现。FLNG建造方面，韩国企业优势明显，韩国三星重工、现代重工、大宇造船海洋和STX造船海洋等几家船厂占据了主导地位。

利用FLNG进行海上气田开发，可结束海上气田只能采用管道运输上岸的单一模式，节约运输成本，且不占用陆上空间。FLNG可二次使用，经济性较好。与相同规模的岸上液化天然气工厂相比，FLNG投资减少20%，建设工期缩短25%。

2011年5月，壳牌公司同法国Technip及三星重工签署了全球第一艘年产350×104t天然气的超大型FLNG建造合同(图37)，预计2017年交付使用。目前，全球已有两个海上天然气田项目确定采用FLNG方式进行开采，至少有12个FLNG项目处在筹划或招标阶段，还有数十个海上天然气项目计划采用FLNG进行开采，未来5年全球将产生4～7艘FLNG订单。FLNG一系列创新成果对推动海上天然气资源的开发具有重要作用。