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本文版权归天然气工业杂志社所有 作者简介：李中，1972 年生，正高级工程师，博士研究生导师；主要从事海洋油气钻完井方面的研究与技术管理工作，现任中海油研究总院副总经理兼总工程师（钻完井）。地址：（100028）北京市朝阳区太阳宫南街六号院。ORCID: 0000-0002-4773-8964。 E-mail:lizhong@cnooc.com.cn 李 中1,2 谢仁军1,2 吴 怡1,2 袁俊亮1,2 1. 中海油研究总院有限责任公司 2. 海洋石油高效开发国家重点实验室 摘要:海上油气生产已经成为保障国家能源安全的重要增长极。为了破解中国海上油气生产关键核心技术积累不足、工具装备基础薄弱、难以支撑重要领域的优快发展等技术难题，中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）在“十三五”期间，立足科技自主创新，通过理论研究、关键技术攻关与试验，攻克了一系列核心技术难题。所取得的成果包括：①突破了渤海中深层高效钻完井、海上规模化稠油热采、深水油气田开发、南海高温高压钻完井、非常规油气增产、海上应急救援等关键技术，成功投产了我国首个自营超深水“ 深海一号”大气田，实现了水深由 300 到 1 500 m、由勘探到开发的跨越；②研发了随钻测井与旋转导向钻井系统、深水钻井表层导管、水下应急封井装置、水下井口采油树等关键工具装备，推进了中国海洋石油工业的高质量发展。进而提出建议，中国海油未来应加强科技自主创新，加快进军深海油气的步伐，在复杂领域的钻完井技术与装备材料持续国产化等油气增储上产关键核心技术、多气合采试开发技术体系与地热等绿色能源转型上持续攻关，以期为保障国家能源安全、建设海洋强国做出更大的贡献。 关键词:中国海洋石油集团有限公司；“十三五”；深水油气钻完井；深水油气田开发；“深海一号”大气田；高温高压；装备工具 0 引言 我国是油气资源消费大国，近年来油气对外依存度持续攀升。而我国海上油气资源丰富，目前， 海上油气生产已经成为保障国家能源安全的重要增长极[1-4]，2020 年我国海上油气产量突破6 500×104 t 油气当量，创历史新高，其中，原油产量同比增长240.3×104 t，占国内原油产量总增量的80% 以上， 加快海上油气生产既是自身发展的需求，同时也是保障国家能源安全、建设海洋强国的战略需求[5-9]。 “十三五”期间，中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）钻完井技术人员坚持需求导向，发挥专业担当，通过理论创新和科研攻关，相继突破了渤海中深层高效钻完井、海上稠油规模化热采、（超） 深水油气田开发钻完井、南海高温高压钻完井、非常规油气增产、海上应急救援等关键技术，打破了随钻测井与旋转导向钻井系统、深水钻井表层导管、水下应急封井装置、水下井口采油树等关键工具装备的国外垄断，助力中国海洋石油工业的高质量发展。为此，笔者重点回顾和总结了“十三五”期间中国海油钻完井技术的研究进展，并对未来海上钻完井重点研究方向进行了前景展望。 1 海洋石油钻完井面临的问题与挑战 “十三五”初期，海洋石油钻完井领域面对重要战略机遇，也面临严峻挑战，关键核心技术积累不足， 工具装备基础薄弱，难以支撑重要领域的优快发展。其中，面临的主要问题和挑战体现在以下方面。 1.1 稠油开发挑战 渤海湾稠油（地层原油黏度大于350 mPa·s） 地质储量高，但动用程度低，地面原油黏度大于10 000 mPa·s 的稠油储量尚未得到动用。稠油冷采开发方式动用程度偏低，而热采技术作为稠油开发的主要手段，依然面临严峻的问题：如筛管损坏及出砂情况严重；热采井口刺漏及套管升高的问题突出， 影响到平台及人员安全等。 1.2 深水及超深水挑战 深水钻井关键工具、设备和大部分服务还依靠进口，在成本和效益压力下，降本增效迫在眉睫。深水探井作业日臻完善，但开发井钻完井技术尚处于空白。中国海油所作业深水井的地质条件相对简单， 未来待开发领域将面临深水高温高压、巨厚盐膏层等复杂地质环境。此外，南海台风、内波流等对深水钻井作业的影响，目前还缺乏有效的应对手段和措施。 1.3 高温高压挑战 高温高压探井作业具备一定经验，但在高温高压开发井方面的经验为零。随着莺—琼盆地、西湖凹陷等区域的勘探发现，亟需加快高温高压油气的开发步伐。相对于探井而言，高温高压开发井存在诸多难点与挑战：开发井井深和水平位移大幅提升， 井身结构、管柱防腐、随钻/ 定向等井下工具考验严峻；井斜与裸眼段长度增大，钻井液沉降、ECD 控制、井控等风险突出；产量高、生产年限长，冲蚀、腐蚀等井筒完整性问题显著。 1.4 关键工具装备挑战 以随钻测井和旋转导向钻井系统为代表的部分关键钻采工具装备起步较晚，基本处于跟踪和追赶国外中、低端装备的水平，相对于国外已形成的体系化、系列化产品存在的差距，主要体现在：已有设备尺寸单一，无法满足全部井段的随钻测井和高难度井、水平井作业需求；缺乏高端随钻测井和旋转导向钻井装备；随钻测井资料处理和解释技术滞后，缺乏相应解释软件。此外，在完井及防砂工具、水下井口采油树、深海钻井机具等方面与国际先进水平也存在较大差距，不能完全满足勘探开发与技术发展的需求。 2 海洋石油钻完井技术的主要进展 “十三五”期间，中国海油钻完井始终瞄准关键问题挑战，产学研用协同创新，相继突破了渤海中深层高效钻完井、海上稠油规模化热采、超深水油气田开发、南海高温高压钻完井等关键技术。打破了随钻测井与旋转导向钻井系统、深水钻井表层导管等一批关键工具装备的国外垄断。所取得的主要进展如下。 2.1 海上中深层高效钻完井技术 随着中浅层勘探成熟度提高，进军海上中深层势在必行[10]。其中渤海中深层钻完井存在以下难点：①潜山卡层难：地震精度不足，地层界面精准卡层难度大；②可钻性差：孔店组砂砾岩、潜山花岗片麻岩抗压强度高达18 000 ～ 40 000 psi（1 psi=6.89 kPa，下同），可钻性极差；③地层压力复杂：安全密度窗口窄，井身结构复杂，潜山裂缝储层保护难度大；④测试风险高：高温、腐蚀性流体、裂缝性地层测试安全控制难度大。针对上述挑战，中国海油研发形成了中深层高效钻完井技术体系，取得显著成效，支撑渤中19-6大型凝析气田发现，试验性开发已投产。 地质工程一体化团队基于潜山上覆地层元素变化规律、潜山界面指征元素及矿物变化规律，创建了岩性判别的元素—矿物图版法，精准卡取潜山顶界面，钻后深度误差小于5 m。基于录井有效性评价指数及测井声波幅度、成像等多因子，创建了裂缝储层录/测一体化随钻评价技术，首次实现国内裂缝型储层取样。 研发了适用于潜山地层的横向均匀高频冲击扭力冲击器（图1），并配合忍者齿PDC钻头，建立了深部潜山硬地层钻井提速技术[11]，高研磨性地层机械钻速比常规马达＋PDC钻头分别提高135%，实现了一个井段一趟钻。最终5 000 m当量井深钻井周期最高降低62%，创造了我国海上钻井新纪录。 基于已钻井地震数据与目标井地震数据之间的映射关系，考虑地层的映射关系和压实程度差异，利用已钻井测/录/钻井信息，推演目标井的虚拟测/录井数据，实现钻头前100 m范围内压力剖面的随钻精确预监测，技术应用于渤中多口高风险探井现场作业，精度达到90%以上。 基于井下真实腐蚀环境及腐蚀理论，针对不同等级防腐管材，开展大量室内腐蚀模拟实验，科学筛选油套管防腐等级，将生产套管与油管的材质由双相不锈钢优化为超级13Cr，在防腐材质方面降本幅度达35%。 2.2 海上稠油规模化热采技术 相比陆地稠油热采相比，海上稠油规模化热采技术主要表现为：①平台空间受限，陆地常规热采设备及技术无法照搬；②安全环保要求严，井下及井口安全控制更严格；③海上日费高，对作业时效和井筒长效寿命要求更高。中国海油历经十余年海上热采研究和探索试验，“十三五”期间在渤海多个稠油油田热采规模性开发项目上创造了新纪录，基本形成350 ℃、5～8个轮次、一体化注采管柱钻采设计和作业技术能力。 针对海洋特殊环境条件，通过导管涂层隔热、预应力固井、隔热油管、环空注氮等工艺，结合研发的地锚、热应力补偿器、热采专用套管头等装备，形成一套热采井井口抬升防控技术。 针对350 ℃蒸汽吞吐使用环境条件，开展了系列长效防砂模拟和耐蚀性能等试验，采用金属网布复合筛管+热伸缩补偿器等组合防砂技术实现热采井长效防砂，已在渤海某稠油油田成功多轮次验证。 为解决海上热采井井筒安全问题，中国海油研制了热采井系列完井工具，整体耐温等级达到350 ℃、耐压等级达到21 MPa，形成满足海上热采井高温井下安全控制系统，已在渤海某稠油油田成功应用。 结合射流泵管柱特点及海上平台安全要求，开展了工具研制及相关试验（图2），目前渤海油田同心管射流泵注采一体化已在现场试运行并初步取得成功。 2.3 深水油气田开发钻完井技术 “十三五”期间，中国海油进入深水实现油气资源开发领域，掌握了（超）深水开发钻采设计能力，具备了1 500 m（超）深水油气田开发钻完井作业能力，支撑了我国首个自营超深水大气田——“深海一号”成功投产（图3），实现了水深由300 m到1 500 m、由勘探到开发的跨越。同时成功尝试深水高温高压钻井和测试作业，创西太平洋第一水深2 619 m钻井纪录。 形成了以深水钻完井总体方案设计、深水钻完井工艺为代表的研究设计技术体系，基本具备了深水油气田开发自主设计能力，完成了以“深海一号”自营超深水气田为代表的多个水下油气田开发方案设计，并成功实施作业投产。 针对南海台风频发、浅层地质灾害发育等技术挑战，研发形成了环境风险与地质灾害评估及控制技术，包括深水环境风险评估与控制技术、深水海底复杂井场钻井、浅层地质灾害评估及分级控制技术等， 为实现深水安全钻井提供了可靠手段[12]。 深水钻井事故60% 来自于浅层钻井，针对深水表层钻井难点，中国海油研究形成了表层导管喷射、浅层破裂压力预测等深水浅层高效钻井技术。基于不同土质沉积环境，考虑超孔隙压力特点，建立了深水浅部地层破裂压力模型，应用于多个深水油气田的钻探过程中，预测精度由70% 提高至90%。形成的喷射下导管技术体系，实现了一趟管柱完成两开井眼钻进作业，已在国内外数十口井深水井成功应用， 作业成功率100%[13-14]。 深水钻井井控风险高，一旦发生事故，损失难以估量，中国海油持续重视深水钻井井控及安全应急技术体系建设，形成了深水井控软件及快速决策系统、井口安全监控及井喷智能预警系统等多项关键技术。构建了现场数据与井控软件快速计算系统， 实现了专家在线系统的数据快速提取，提高了井控应急救援的时效性与准确性。针对深水长隔水管段对井控的影响，研发了“井下+ 水下+ 水上”三位一体多源信息融合的气侵早期智能预警系统，实现“侵入即发现”。 2.4 海上高温高压钻完井技术 南海是世界三大海上高温高压区域之一，由于地处欧亚、太平洋和印澳板块交汇处，地质构造复杂。目前钻遇的井底温度最高纪录达249 ℃（图4），井底压力达142 MPa，压力梯度2.4 MPa/100 m，南海高温高压钻完井是公认的世界级难题，开发难度巨大。 “十三五”期间，我国海上高温高压钻完井团队经历了从合作起步，自主攻关，到掌握全套钻完井核心技术的过程，相继发现了5 个大中型海上高温高压气田，形成了具有自主知识产权的海上高温高压钻完井关键技术体系，目前正在走向深水高温高压和超高温高压开发领域[15-17]。 创建了多源多机制成因的异常压力预测方法，将异常地层压力预测精度由传统方法的70%提高至95%。研发的双向动态循环井身结构设计方法，将井身结构层次由7层降至5层。研发了多参数实时联动调控微压差连续循环钻井系统，使井下事故复杂时效由65%降至5%，大幅提高了高温高压井钻井的成功率。 建立了基于井筒精细描述的井筒压力温度耦合预测方法，形成了考虑腐蚀、温度、磨损等因素的套管柱强度设计，研发了“五防”“自修复”水泥浆体系，提高固井质量优良率至95%，创建了高温高压高含CO2气井多级屏障井筒完整性技术，解决了环空带压问题。 形成了高温高压天然气不同井型溢流及压井期间井控模拟技术，建立了水平井微过平衡钻井工艺技术，保障了窄压力窗口钻井作业安全；构建了双封隔器复合管柱的力学分析方法，通过“双封隔器”射孔生产联作管柱，简化工序同时保障完井管柱安全。 研发了高温高压环保型水基双效钻完井液体系及耐高温综合提速工具，提高机械钻速160%以上，创建了高温高压丛式井防碰井段“三效一体”作业技术，单井工期节省2.5 d，实现了海上高温高压井优质高效作业。 2.5 非常规油气增产技术 自20世纪初中国海油开始涉足非常规领域，2006年首次开展了海上压裂作业，经过十余年发展，截至2020年底共计完成52井次海上压裂作业，已形成了一系列针对非常规煤层气、致密气和海上低渗透储层的压裂改造技术，可满足中国海油开发及生产的需求。 中国海油在国内拥有32个陆上煤层气区块，主要分布于沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等，地质条件复杂，割理裂缝发育，具有低压、低渗、低饱和度的特性。为应对以上技术难题，形成了一套适用于不同煤层特征的压裂增产技术体系，包括活性水压裂，泡沫压裂、清洁压裂液压裂、同步压裂等技术。 中国海油在国内拥有致密气资源量约5 000×108 m3，集中在鄂尔多斯盆地东缘的临兴—神府区块，主力目标层孔隙度约10%、渗透率约1 mD。目前已形成直井/定向井分层压裂技术、水平井分段压裂技术，并在临兴—神府致密气区块进行应用。 建立了海上低渗油气田开发技术体系并形成企业标准，在前期甜点选择、开发井网优化部署、压裂方案优化及效果评估、压裂充填防砂等方面，形成了具有海油特色的关键技术，并建成一艘专业压裂作业船——海油石油640，可以满足中小规模海上压裂改造作业，截至2020年中国海油实施海上压裂52井次。 海洋油气开发中，部分核心钻采装备长期依赖进口，为此中国海油持续加强“三新三化”建设，力争逐步推进核心设备的国产化。“十三五”期间，钻采领域工具装备国产化取得实质性进展，以国产随钻测井及旋转导向钻井系统为典型代表，深水钻井表层导管、水下应急封井装置、水下井口及采油树等成功试验或应用。 中海油服成功自主研发了我国首套Drilog随钻测井系统与Welleader旋转导向钻井系统（图5），使我国成为全球第2个拥有这两项核心技术的国家。 其中Drilog系统攻克了随钻声波、随钻测压、随钻探边3项高端功能，高速率脉冲遥传技术传输速率同比提升24倍；Welleader系统增加了垂直造斜、高造斜率、近钻头测量、垂直钻井等功能，钻井时效同比提高20%，截至2020年底，已在国内成功完成520井次的作业，累计钻进50×104 m。 牵头研发制造了深水钻井表层导管（图6），性能得到充分验证，可完全替代国外同类产品，已应用于陵水等深水、超深水区域8口井现场钻井作业，取得了良好的应用效果。单井节约材料费40万元，节约钻机时间约3 h，合计单井节约综合成本100万元。 牵头研发制造了水下应急封井装置（图7），通径480 mm，压力等级105 MPa，最大流量16 000 m3/d，温度等级U 级，工作水深3 000 m，其中关键零部件的国产化率已达到了90%，技术指标达到国际同类产品先进水平，使我国成为极少数能够生产水下应急封井装置的国家。 深水方面，研发了10 000 psi 级水下井口及适应500 m 水深的水下采油树（图8），具备相应的结构设计、机械设计、仪表设计、控制系统界面设计能力以及加工制造能力，目前正在进行产业化产品的开发、加工和制造。浅水方面，研发了我国首套浅水水下井口及采油树系统并在渤海完成海试，验证系统的可靠性、安全性和功能性。 2.7 海上应急救援技术体系 中国海油依托国家科技重大专项、国家重点研发计划等科研项目，针对应急防控救援井技术难题， 开展了10 余年的技术攻关[18]，创新形成了海上钻井井喷失控井喷参数估算方法、海上救援井设计技术、救援井与事故井井眼连通关键技术、救援井非常规压井等技术体系。 开展了海上钻井井喷失控多相流井喷失控试验， 建立了井喷参数与井喷高度的关系模型，建立了钻井井喷失控条件下的井喷地层压力估算方法，建立了水下井口钻井井喷失控地层参数反演算法。 创建了适合海上的救援井设计流程及设计方法， 形成了中海油救援井复杂性评估方法、救援井井位迭代优选方法、Bypass 轨迹设计及连通等关键设计技术，首次形成国内海上救援井设计技术体系和设计指南。 开展了救援井探测定位系统研究分析，构建救援井电磁探测定位工具理论模型，形成救援井探测定位工具优选方案，形成救援井井口位置及连通点选择基本原则，首次提出四阶段的救援井轨道设计方法，建立救援井与事故井连通前测距定位方案。 建立了救援井不同连通方式下的救援井压井模型，首次开展室内实验得到了救援井连通点处零表观液速流型转化准则，创建考虑流型转化的救援井全井段压力计算模型。 3 海洋石油钻完井技术发展前景展望 目前全球已有100多个国家和地区在海上进行油气勘探活动，40多个国家和地区在150多个海上油气田进行开采。海上原油日产量已超过100×104 t，约占世界总量的25%，并日益增加，全球海上油气生产已经成为重要的能源增长极[19]。未来，在海洋油气勘探开发过程中仍面临新的挑战[20-21]，亟需相关技术攻关与储备，详述于下。 3.1 复杂领域钻完井技术 超高温高压、超稠油开发、深水深层等复杂领域是世界范围油气发展的热点方向，同时也是技术难度高峰[21]。未来技术发展应紧扣安全和提效主题，主要发展方向包括工程地质精准识别、超稠油多轮次吞吐低成本钻完井及注采、窄窗口控压钻井及固井技术、深部复杂地层储层保护技术等。 3.2 装备材料持续国产化 目前深水水下井口及采油/采气树、深水防喷器、耐超高温井下工具，以及高规格防腐管材、高密度无固相完井液等部分关键装备材料尚依赖进口，价格居高不下，采办周期长，制约着部分油气田的开发效益。未来，加大国内油气勘探开发力度，需要持续加强上述关键装备、材料的基础性研究与国产化应用。 3.3 交叉学科人才培养 创新是发展的不竭动力，学科交叉与跨学科交流则是创新的源泉。未来需要在石油工程与地质力学、地球物理学、信息技术、人工智能等交叉学科加强人才培养[22]，在油气行业与航空航天、水利水电、船舶工业、电子科技等行业，增进跨领域交流。 3.4 数字化与智能化 中国海油初步建立了E-drilling系统，未来将在以下领域持续加强数字化建设。智能钻井方面：智能钻机、井下实时大容量信道通讯、基于Python大数据的钻井溢流预警、深水应急救援、海上平台关键区域“天眼”监控等。智能完井方面：智能井下控制、自动监测井下数据、数据分析和自动干预系统等。 3.5 绿色能源转型 开展天然气水合物资源评价及开采技术攻关，聚焦先导示范区，加大取样评价力度、突破高效开发和流动安全技术，建立多气合采试开发技术体系，形成天然气水合物试采方案设计和现场实施能力。探索发展地热能开发关键技术，发展地热资源勘查与评价技术，研究储备干热岩钻井关键技术，支持建设地热资源开发利用示范区。为“碳达峰、碳中和”目标贡献海油力量。 4 结论与建议 “十三五”期间，中国海油立足科技自主创新，攻克多项关键核心技术，相继突破了渤海中深层高效钻完井、海上稠油规模化热采、（超）深水油气田开发、南海高温高压钻完井、非常规油气增产、海上应急救援等关键技术，打破了随钻测井与旋转导向钻井系统、深水钻井表层导管、水下应急封井装置、水下井口采油树等关键装备工具的国外垄断，助力实现中国海洋石油工业的高质量发展。未来中国海油将加强科技自主创新，加快进军深海步伐，在油气增储上产、关键技术攻关、绿色能源转型上锐意进取，为建设海洋强国不懈奋斗。 |
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