连续管钻完井（CT Drilling）技术格局与作业经济性研究

报告编号：OGA-S-018（S级旗舰） 所属板块：智能完井与工具 出品方：经纬智汇信息咨询有限公司 报告日期：2026年6月 保密级别：商密 · 对外交付级（客户咨询交付物） 版本：V1.0 研究范围：全球视野（国际对比＋全球趋势）＋中国本土市场专项 目标读者：管理层／决策者 · 投资方／甲方客户 · 技术人员

执行摘要

连续管钻完井（Coiled Tubing Drilling，下文统称 CTD）是石油天然气上游工程中一项"小众但高价值"的利基技术，在当前全球油气开发格局中扮演着不可替代的特殊角色。它以缠绕于卷筒上的连续、无接头柔性钢管替代常规接单根钻杆，配合井下螺杆马达驱动钻头作业，从而具备不压井带压作业、无接单根时间、连续循环、快速搬迁、占地小等常规旋转钻井无法兼得的特性。这些特性决定了 CTD 不是常规钻机的"全面替代者"，而是在老井侧钻与重入、欠平衡钻井、页岩气压后钻塞三大场景中的"经济最优解"。

本报告基于全球公开市场数据、技术标准、专利文献、企业案例与中国本土调研，系统厘清了 CTD 的技术格局与作业经济性，核心判断如下。

第一，市场规模呈"利基增长"特征，钻井细分远小于服务总盘。 全球连续管服务市场2024年约74.3亿美元（行业机构口径），其中真正的连续管钻井细分2024年超7.3亿美元、未来十年复合增速约4.2%（Global Market Insights，2024）。北美是绝对主力市场（约占全球43.8%），页岩气压后钻塞是其最大单一应用。需特别提示：不同机构对"连续管市场"给出从约29亿美元到约74亿美元的差异口径，混用将导致严重误判，本报告统一标注口径。

第二，竞争格局高度集中，国际三巨头主导服务、专用厂商主导装备。 SLB、Halliburton、Baker Hughes 三家合计约占全球连续管服务市场60%份额；计入 NOV 与 Weatherford 的前五大厂商2024年合计约58%（Global Market Insights，2024）。装备端，NOV（Hydra Rig 品牌）主导注入头、Tenaris（含 Quality Tubing）主导高端管材，形成"服务—装备—管材"三层壁垒。

第三，作业经济性是 CTD 的"硬通货"，但有清晰的适用边界。 在三大优势场景中，CTD 相对常规钻机平均节省约37%成本（区间22%–48%，SPE-223506-STU，2024）。页岩气钻塞的标杆案例显示：将2英寸连续管升级为2⅜英寸后，平均钻塞时间下降65%、单位水平段成本下降45%、半年内连续管成本下降超50%（Shell Eagle Ford，SPE-168279-MS，2014）。但当作业转向常规深井、大井眼、需大扭矩旋转、或当地存在低折旧日费钻机时，CTD 的经济性优势将不复存在。

第四，中国处于"管材已突破、钻井应用仍滞后"的关键阶段。 中国连续油管行业2024年规模约43.42亿元人民币、同比增长约3.1%（智研咨询，2025），国产管材占国内市场80%以上；宝鸡钢管2009年实现亚洲首盘CT80国产化，现已量产至全球最高强度级别的CT150（抗拉强度1160MPa）。然而真正意义上的 CTD 钻新井应用极少，主体仍停留在钻塞、冲砂、修井、拖动压裂、侧钻；四川页岩气超长水平段压后钻塞是最大刚需，而深层高温页岩气旋转导向等"卡脖子"工具仍依赖进口。

风险提示（简要）： CTD 面临连续管低周疲劳失效的技术风险、油价周期导致的上游资本开支波动风险、与低日费钻机正面竞争的市场风险、以及高强度管材供应集中的供应链风险。其中，可溶桥塞技术的成熟可能从需求侧侵蚀页岩气钻塞市场，是服务商需重点对冲的结构性风险。

行动建议（核心）： 对服务商，应聚焦三大高价值场景、优先采用大直径高强度热处理连续管、避免与折旧钻机打价格战；对中国产业链，应将国产化攻关重心从"管材"前移至"旋转导向＋连续管集成、井下电缆遥测、电驱智能机组"；对投资方，应关注地热与碳封存（CCS）井干预这一占比虽小（约5%）但增速最高的新兴增长极。完整论证与分角色路径见正文第七章与第十章。

阅读导引：本报告采用"双入口"结构。决策层读完执行摘要与第十章"行动建议"即可掌握全部决策要点；技术人员可向下深读第四章"技术深度剖析"、第五章"典型案例"与第六章"作业经济性专题"。报告遵循"结论后置"原则——先铺陈数据与分析，结论集中于各章末与第十章。所有定量数据均标注来源机构与年份，机构间口径冲突处已显式提示。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

过去十五年，全球油气上游经历了两场深刻变革。其一是北美页岩革命，使"多级压裂＋长水平段"成为非常规油气开发的标准范式，由此催生了海量的"压后桥塞钻磨"作业需求；其二是全球油气资产的"老龄化"，大量主力油田进入开发中后期，老井重入、侧钻挖潜、储层保护成为提高采收率（EOR）的关键抓手。这两场变革，恰好落在了连续管钻完井技术最擅长的能力区间内。

然而，CTD 在产业认知上长期存在两种极端误读。一种是"万能论"——将其视为可全面替代常规钻机的颠覆性技术，忽视了连续管不能旋转、抗拉强度低、易疲劳、传递钻压能力受螺旋屈曲严格限制等物理约束；另一种是"边缘论"——将其简单等同于修井冲砂的辅助手段，低估了其在欠平衡钻井、页岩气钻塞中创造的巨大经济价值。两种误读都会导致错误的技术选型与投资决策。

对中国产业界而言，问题更为紧迫。一方面，四川盆地页岩气超长水平段开发对压后钻塞形成刚性需求，长庆、塔里木等老油田对侧钻重入需求旺盛；另一方面，国产连续管材虽已实现从CT80到CT150的全系列突破，但真正的 CTD 钻井应用与高端井下工具（尤其旋转导向）仍显著滞后于国际先进水平。"管材通了、应用没跟上"的结构性矛盾，是本次调研必须厘清的核心命题。

1.2 核心调研问题

本报告围绕以下五个核心问题展开：

第一，CTD 的技术本质、能力边界与成熟度究竟如何？它在哪些场景下具有不可替代的经济性，在哪些场景下不应使用？

第二，全球 CTD 市场的真实规模、增长动能与区域结构是什么？各家机构口径差异的根源何在，应如何审慎引用？

第三，全球竞争格局如何分布？国际服务巨头与专用装备厂商各自的护城河是什么？中国与国际先进水平的真实差距在哪些环节？

第四，CTD 的作业经济性如何定量刻画？相对常规钻机的成本优势有多大，适用的经济边界（决策阈值）在哪里？

第五，面向未来12–36个月乃至3–5年，CTD 的技术演进方向与商业机会是什么？中国产业链应如何卡位？

1.3 调研范围界定

地域范围：全球视野，重点对比北美、中东、欧洲北海、亚太、拉美五大区域，并设中国本土市场专项章节。

技术口径：本报告所称"CTD/连续管钻完井"，主线覆盖连续管钻井（含欠平衡钻井、微小井眼钻井、连续管侧钻）与连续管钻塞完井作业（页岩气多级压裂后桥塞钻磨）；连续管修井、冲砂、酸化等非钻完井作业仅作为背景与经济性对比，不作主线展开。

时间视角：全时间轴。历史演进上溯至连续管技术起源（20世纪40年代），现状聚焦2020–2025年，趋势展望至2030–2034年。

研究颗粒度：宏观（行业趋势、政策环境）＋中观（细分市场、产业链、竞争格局）＋微观（具体厂商、产品、技术、案例）多层次结合。

1.4 调研方法说明

本报告采用"多源信息交叉验证＋定性定量结合"的方法论。信息来源包括：行业市场研究机构报告（Global Market Insights、Mordor Intelligence、LP Information、智研咨询等）、技术标准文献（API、GB/T、SPE 论文）、企业公开披露（年报、新闻稿、技术白皮书、案例库）、专利数据库、以及中国本土行业媒体与企业官网。

1.5 全球能源格局变迁下的 CTD 战略定位

要准确把握 CTD 的产业价值，必须将其置于全球能源格局变迁的大背景下审视。

当前全球能源正处于"油气仍是主体、低碳加速渗透"的长期过渡阶段。一方面，尽管能源转型加速，油气在可预见的未来仍将是全球能源供应的主体，尤其天然气作为相对清洁的过渡能源，需求保持韧性；另一方面，新增油气储量发现难度加大、品质下降，开发重心日益转向非常规油气（页岩、致密、深层）与存量资产挖潜。这一格局，恰好放大了 CTD 的三重战略价值。

其一，CTD 是非常规油气开发的"完井利器"。 页岩气/页岩油的"长水平段＋多级压裂"开发范式，催生了海量的压后钻塞需求，而连续管钻塞正是实现这一范式投产闭环的关键环节。非常规油气在全球能源结构中占比的持续上升，为 CTD 提供了长期的需求支撑。

其二，CTD 是存量资产挖潜的"经济抓手"。 在新增储量难寻的背景下，盘活老油田存量储量的战略价值凸显。CTD 的老井侧钻、欠平衡挖潜能力，使其成为油公司"向老井要产量"的经济抓手，在低油价、高成本压力下尤显价值。

其三，CTD 是能源转型的"潜在参与者"。 地热与碳封存井作业，为 CTD 开辟了油气之外的新应用空间。虽然当前占比仅约5%，但在全球"双碳"目标驱动下，这一方向具备长期成长性，使 CTD 有望在能源转型中找到新的价值锚点，而非随油气需求达峰而衰退。

这一战略定位分析表明，CTD 不是一项会随油气衰退而消亡的"夕阳技术"，而是一项在非常规开发、存量挖潜、能源转型三重逻辑下均能找到价值的"韧性技术"。这一判断，是本报告所有市场预判与投资建议的宏观前提。对中国而言，在油气保供与"双碳"目标并行的特殊国情下，CTD 的这三重价值尤为契合国家战略需求——这正是中国必须补齐 CTD 短板、实现自主可控的深层战略动因。

1.6 报告使用说明

本报告为对外交付级咨询成果，建议按读者角色差异化使用。决策层应重点阅读执行摘要、第六章决策阈值矩阵、第十章行动建议，以获取选型决策与战略方向的核心依据；投资方/甲方应重点关注第三章市场格局、第六章经济性、第九章风险与第十章投资建议；技术人员应深读第二章原理、第四章技术深度剖析、第五章案例与第六章经济性测算框架。报告附录提供术语表、数据来源说明与重要数据警示，建议随正文同读，尤其是附录 C 的数据警示，关乎数据引用的严谨性。

02 · 技术现状全景

2.1 技术定义与核心原理（白话版）

连续管钻完井，顾名思义，是用"连续管"来钻井和完井。所谓连续管（Coiled Tubing，CT），是一根可以缠绕在大卷筒上、长达数千米、中间没有任何接头的柔性钢管。作业时，这根管子通过一套叫"注入头"（injector head）的设备被连续地送入或拔出井筒，就像放风筝的线轴放线收线一样。

理解 CTD 的关键，是把它和我们熟悉的常规旋转钻井做对比。常规钻井用的是一根根长约9–10米的刚性钢制钻杆，每钻进一段就要停下来"接单根"——即把一根新钻杆拧到钻柱顶端，整个钻柱靠地面转盘或顶驱旋转，带动底部钻头破岩。这个过程中，"接单根"要反复停钻、卸扣、上扣，既耗时又中断了井底流体循环。

CTD 则完全不同。第一，它的管子是连续的，不需要接单根，可以一口气下到底，省掉了大量的接单根时间；第二，连续管本身不旋转，钻头的旋转动力来自井下的螺杆马达（Positive Displacement Motor，PDM）——简单说，就是把高压钻井液泵入连续管，驱动井下的马达转动，再带动钻头破岩；第三，因为管子始终连续，钻进过程中流体可以不间断循环，这对保护储层、携带岩屑非常有利；第四，配合特殊的井口密封设备（防喷盒，stripper），CTD 可以在井筒带压、甚至带液流动的状态下作业，即所谓"带压作业"或"欠平衡作业"，这是常规钻机难以做到的。

当然，这些优势是有代价的。连续管不能旋转，意味着它无法像刚性钻杆那样靠旋转来传递大扭矩、克服摩阻；它的抗拉强度相对较低，下压钻头的"钻压"主要靠管子自重和注入头的推力来提供，在水平井中很容易出现"螺旋屈曲"（管子像弹簧一样在井里盘起来），从而无法继续往前推进；而且连续管要反复经历"弯曲—矫直"的循环，会产生疲劳损伤，存在寿命限制。这些物理约束，决定了 CTD 的能力边界，也是后续技术演进要突破的核心方向。

*图2-1 CTD 与常规旋转钻井工作原理对比示意图*

2.2 系统组成与关键参数

一套完整的连续管钻完井系统，由地面设备、井口设备与井下工具三大部分构成。

地面设备方面，核心是卷筒（reel，缠绕连续管，容量决定可作业深度）、注入头（injector head，通过型廓夹持块夹持连续管，由双液压马达驱动链条实现起下，是整个系统的"心脏"）、鹅颈导向器（gooseneck，半径通常54–98英寸，引导连续管从卷筒平滑过渡到垂直注入头，弯曲半径直接影响疲劳寿命）、动力舱与控制舱（提供液压动力，并实时监控管柱重量、井口压力、循环压力、扭矩等关键参数）、以及循环泵系统。

井口设备方面，核心是防喷器组（BOP）与防喷盒（stripper）——后者是实现带压作业的关键，通过动密封元件在连续管起下时仍能保持井口密封。

井下工具方面，核心是底部钻具组合（BHA），包括井下螺杆马达（PDM）、定向工具（弯接头或旋转导向系统）、随钻测量仪器（MWD/LWD）、以及作业工具（钻头、磨鞋、铣锥、清洗工具等）。

下表汇总了 CTD 系统的关键技术参数区间，供技术选型参考。

*图2-2 连续管钻完井系统总成结构图*

2.3 三种核心作业模式的技术原理

CTD 在不同场景下衍生出三种核心作业模式，技术原理各有侧重。

模式一：欠平衡连续管钻井（UBCTD）。 其核心思想是让钻井液的井底压力低于储层压力，从而在钻进的同时让储层流体自然流入井筒。这样做有两大好处：一是最大限度避免钻井液侵入储层造成的"储层伤害"，保护渗透率；二是可以在钻进过程中实时监测产能，据此动态调整井眼轨迹，让水平段精准穿行于储层"甜点"，从而提高单井净现值（NPV）。井控不再依赖钻井液的静液柱压力，而是改用"流量＋压力"的动态控制，配合旋转控制头与节流管汇实现。UBCTD 自2008年前后成为成熟的开发策略，但通常仅用于储层段，水平段一般不超过5,000英尺，且高含硫化氢（H₂S）井需配套闭环固控系统以控制排放。

模式二：连续管侧钻与微小井眼钻井。 利用连续管"可不动井口、不压井"的特性，从老井的套管开窗侧钻出一口新的分支井眼，去钻遇被绕过的剩余油气。连续管可处理6英寸以下的小井眼，造斜率可达30°/100英尺，水平泄油段在钻压允许范围内可达4,000–5,000英尺。微小井眼钻井（孔径1⅜–2⅜英寸）则进一步降低单井成本，适合浅层、薄层、边际油气藏的低成本开发，美国洛斯阿拉莫斯国家实验室（LANL）于1994年提出并完成现场试验。

模式三：页岩气压后钻塞（Plug Milling）。 这是当前北美连续管最大的单一应用。页岩气水平井多级压裂时，用复合桥塞将水平段分隔成数十个独立压裂段；压裂完成后，必须把这些桥塞逐个钻磨掉，井筒才能全段连通投产。作业时，连续管下入井底，配井下马达驱动磨鞋逐个钻磨桥塞，同时泵入携砂凝胶（gel sweep）把碎屑携带返排。一口长水平段井通常有20–100个桥塞（取决于水平段长度与压裂级数）。这一模式的最大技术挑战在于：深部桥塞因连续管在水平段产生螺旋屈曲而难以触及——屈曲段可占管柱总长的20%，这正是2英寸连续管在超长水平段出现"摩阻锁定"（friction lock）、必须升级为2⅜英寸更大直径管的根本原因。

*图2-3 页岩气压后钻塞作业流程与螺旋屈曲示意图*

2.4 发展脉络与关键里程碑

连续管技术的演进，是一部"从输油管线到钻完井利器"的跨越史。

起源期（1940s–1960s）： 连续柔性钢管的概念与制造，可追溯至二战期间盟军的"PLUTO"（Pipe Lines Under The Ocean）工程——为给诺曼底登陆部队输送燃油，盟军铺设了跨越英吉利海峡的海底连续输油管线，验证了连续柔性管的制造与卷绕工艺。更早的技术构想是1934年 Clyde Bannister 的美国专利（US 1,965,563，"Well Boring Machine"，可卷绕钻杆）。1962年，加州石油公司与 Bowen Tools 联合研制出首台功能完整的连续管作业机，用于冲砂解除砂桥，奠定了三大基础技术：可连续插入井筒的管柱、可带压起下的注入头、动密封防喷盒。

CTD 萌芽期（1964–1990）： 1964年 Cullen 研究所开发出首批连续管钻机；1976年加拿大 Flextube 开发出首套商业系统；管材制造工艺由 Southwestern Pipe（1969）、Quality Tubing（1976）持续改进。

商业突破期（1991–2007）： 1991年第三季度，Oryx Energy 联合连续管公司与三家定向服务商，首次尝试连续管水平钻井；1992年 ARCO 在阿拉斯加 Prudhoe Bay 油田开发出成功的开窗铣削系统并启动长期项目，成为公认的首个经济成功案例。1994年，Halliburton 与 ENSCO 成立独家全球 CTD 联盟（当时 Halliburton 已拥有120多台连续管机组）。1994年，洛斯阿拉莫斯国家实验室提出连续管微钻技术。截至2007年底，全球 CTD 钻井累计已超1万口；但若严格排除侧钻与延伸作业，真正的 CTD 新钻井仅约1,500口，鲜明反映了其利基属性。

页岩气重塑期（2008至今）： 北美页岩革命彻底改变了连续管的应用重心——从"钻新井"转向"压后钻塞"，钻塞作业一跃成为北美连续管最大的单一应用。与此同时，欠平衡连续管钻井成为成熟开发策略，大直径连续管、高强度热处理管材、连续管＋旋转导向集成等技术持续演进。

*图2-4 连续管钻完井技术发展时间轴（1934–2025）*

2.5 技术成熟度评估

采用技术成熟度（TRL）框架评估，CTD 各细分技术成熟度差异显著，呈现"基础应用全面成熟、高端集成仍在爬坡"的分层格局。

2.6 关键子系统的工程细节

要真正理解 CTD 的能力与约束，必须深入到关键子系统的工程细节。以下对注入头、防喷盒、循环系统、井下马达四个最核心的子系统作进一步剖析。

注入头的力学设计与失效模式。 注入头是整个连续管系统中受力最复杂、最关键的部件。其工作原理是通过两条（或更多）链条上的型廓夹持块对连续管施加径向夹持力，再通过链条的同步运动提供轴向起下力。这里存在一对核心矛盾：夹持力过小，连续管会在轴向载荷下打滑（尤其在深井提拉重管柱或遇卡解卡时）；夹持力过大，则会压溃管壁、加速管材损伤。因此现代注入头普遍采用液压伺服控制的"自适应夹持"——根据实时管柱重量动态调节夹持力，在防滑与防压溃之间寻找最优平衡。注入头的典型失效模式包括链条断裂、夹持块磨损、液压系统泄漏，这些都直接威胁作业安全，因此注入头的可靠性是衡量装备水平的核心指标之一。NOV Hydra Rig 凭借2,400多台的制造积累，在可靠性数据与现场经验上构筑了深厚壁垒。

防喷盒——带压作业的"生命阀门"。 防喷盒（stripper/pack-off）是实现连续管带压作业的关键密封部件。它必须在连续管以一定速度起下的同时，对井口压力保持有效动密封——这是一个"动中求密封"的高难度工程问题。防喷盒采用可更换的弹性密封元件，通过液压施加径向密封力包裹连续管。在欠平衡或带压作业中，井口可能存在油气液多相高压流体，防喷盒的密封可靠性直接关系到井控安全与人员安全。一旦防喷盒密封失效，可能导致井口失控甚至井喷，因此其与防喷器组（BOP）共同构成 CTD 作业的多重井控屏障，受 API RP 16ST 等标准的严格规范。

循环系统与岩屑携带。 CTD 的连续循环能力是其相对常规钻井的重要优势，但在水平段也带来独特挑战——岩屑携带。在水平井段，岩屑容易在井眼底部沉积形成"岩屑床"，影响钻进效率甚至导致卡钻。CTD 通过连续循环、配合携砂凝胶清扫（gel sweep）与井下振动减阻工具（产生轴向脉动搅动岩屑），改善水平段的岩屑携带效果。这一环节的工艺优化，正是 Shell 鹰滩案例中"化学品成本下降58%–68%"的来源之一——更优的清扫工艺减少了清扫液用量。

井下马达的选型适配。 由于连续管不旋转，井下螺杆马达（PDM）是 CTD 钻头旋转动力的唯一来源，其选型直接决定钻进效率。PDM 通过高压钻井液驱动转子相对定子偏心转动，将水力能转化为机械扭矩与转速。CTD 用 PDM 需在有限的连续管内径与流量约束下，提供足够的扭矩与转速——这是一对需要精细匹配的参数。马达的扭矩、转速、压降特性必须与连续管的供液能力、钻头的破岩需求精确匹配，匹配不当将导致马达失速（stall）或钻进效率低下。中国 PDM 已基本实现国产化，但在高温、高可靠性、长寿命等高端性能上仍需提升。

2.7 三种作业模式的技术经济画像深化

为帮助决策者更精准地理解三大核心场景，下表从技术参数与经济特征两个维度，对三种作业模式作系统画像。

这一画像揭示了一个关键的战略洞察：三种模式对中国产业链的"友好度"截然不同。页岩气钻塞对技术门槛要求相对最低（主要是大直径管＋减阻工具＋工艺），是中国最现实、最能快速提效的切入点；连续管侧钻门槛中等，中国已有一定技术体系；而欠平衡连续管钻井对旋转导向、实时遥测等高端工具依赖最深，恰是中国差距最大、最需攻关的环节。这一差异化的成熟度格局，直接决定了中国产业链应"以钻塞固本、以侧钻拓展、以欠平衡攻坚"的递进策略。

第二章小结（结论后置）： 综合技术原理与成熟度分析，可得三点判断。其一，CTD 的技术本质是"以连续管＋井下马达替代旋转钻柱"，其全部优势（无接单根、连续循环、带压作业、快速搬迁）与全部约束（不能旋转、抗拉强度低、易疲劳、螺旋屈曲限制延伸）都源于这一本质，决定了它是常规钻机的"互补者"而非"替代者"。其二，从成熟度看，钻塞与欠平衡侧钻已完全商业化，是当下创造经济价值的主战场；而连续管＋旋转导向、复合材料管、电驱智能机组是决定未来竞争力的爬坡赛道。其三，技术演进的核心矛盾，始终围绕"如何在不能旋转、强度受限的物理约束下，把连续管送得更深、用得更久、控得更准"展开——这一矛盾将贯穿后续各章的市场、竞争与经济性分析。