李中

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

南海高溫高壓氣田開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)現(xiàn)狀及展望

李中

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

海上高溫高壓氣田開發(fā)是一項高投入、高風(fēng)險、高難度的大型海上系統(tǒng)工程活動。針對南海西部高溫高壓氣田的基本特征，分析了南海西部高溫高壓氣田開發(fā)在井筒安全、鉆完井液、固井、定向井和水平井鉆井、鉆井綜合提速、完井等方面面臨的技術(shù)難點，并系統(tǒng)總結(jié)了目前已形成的油套管綜合防腐、“五防”固井水泥漿和自修復(fù)水泥漿、超壓蓋層提速、儲層精細(xì)保護、定向井軌跡控制以及安全完井等高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)。隨著南海高溫高壓勘探領(lǐng)域進一步拓展，當(dāng)前正面臨超高溫高壓、深水高溫高壓環(huán)境的巨大挑戰(zhàn)，提出未來海上高溫高壓天然氣開發(fā)鉆完井技術(shù)應(yīng)加強能適應(yīng)更高溫壓等級的設(shè)備、材料、新工藝技術(shù)的研發(fā)以及完善海上應(yīng)急救援體系，保障海上高溫高壓鉆井的安全和高效。

南海；高溫高壓；氣田開發(fā)；鉆完井；關(guān)鍵技術(shù)；發(fā)展方向

中國南海蘊藏著大量油氣資源，南海北部大陸架和中南部天然氣資源量超過40萬億m3。南海處于太平洋、歐亞、印度三大板塊交匯處，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，普遍存在高溫高壓的問題。海上高溫高壓鉆完井技術(shù)水平已成為制約全球海上油氣大規(guī)?？碧介_發(fā)的重要瓶頸。1984—2004年，CHEVRON、BP、ARCO等石油公司在南海鉆探高溫高壓探井近20口，復(fù)雜情況和事故頻發(fā)，單井鉆井周期長達半年以上，單井作業(yè)成本常常超過1億美金。高溫高壓氣田開發(fā)屬于世界級難題，國外掌握海上高溫高壓開發(fā)技術(shù)并具備開發(fā)經(jīng)驗的只有英國、挪威、美國等少數(shù)國家，但仍存在很多技術(shù)上的弊端和不成熟，比較典型的是美國墨西哥灣深水地平線鉆井平臺爆炸沉沒事故。此外，高溫高壓氣田開發(fā)同樣表現(xiàn)出建井周期長、復(fù)雜情況多和成本高昂等問題［1-3］。

近十多年以來，針對南海鶯-瓊盆地高溫高壓特點和技術(shù)難題，借助國家“863”計劃、國家科技重大專項、中國海洋石油總公司重大科技專項以及自主研究等平臺，中海油逐漸形成自主的海上高溫高壓高效鉆完井技術(shù)，促使南海西部海域高溫高壓勘探取得重要進展，繼D13-1和D13-2大中型氣田后，又在大崖城區(qū)、大樂東區(qū)、陵水區(qū)等區(qū)域獲得多個商業(yè)發(fā)現(xiàn)，探明地質(zhì)儲量超過2 000億m3。2015年，中海油成功開發(fā)投產(chǎn)中國海上首個高溫高壓氣田——D13-1氣田，從理論和鉆完井作業(yè)經(jīng)驗上升級形成了一套南海高溫高壓氣田開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)。實踐證明，南海高溫高壓氣田開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)可為今后海上類似高溫高壓井鉆完井作業(yè)提供經(jīng)驗借鑒和參考。

1 地質(zhì)油藏特點

Geological and reservoir characteristics

南海鶯-瓊盆地區(qū)域地質(zhì)分層大約為樂東組、鶯歌海組、黃流組、梅山組、三亞組、陵水組等，早期開發(fā)的常規(guī)氣層位于樂東組和鶯歌海組，進入中深層黃流組以下后地層的溫度和壓力急劇上升，屬于高溫高壓環(huán)境。

目前明確開發(fā)的D13-1和D13-2氣田主要目的層為中新統(tǒng)黃流組，為巖性圈閉，埋深在3 000 m以內(nèi)，平均溫度梯度4.17 ℃/100 m，儲層溫度約150℃，壓力系數(shù)1.91～1.97，儲層物性屬中孔中滲～中孔低滲。潛在開發(fā)的一些區(qū)塊如L10-1、Y27-2等，目的層在4 000 m以下的梅山組、三亞組，儲層溫度在200 ℃以上，部分區(qū)塊壓力系數(shù)達到2.20，儲層物性為低孔低滲～中孔中滲。

鶯-瓊盆地天然氣普遍含CO2，不同地區(qū)含量差異極大，尚沒有發(fā)現(xiàn)明確的H2S，但是根據(jù)國外知名石油公司分析，在高溫高壓環(huán)境下均要考慮潛在H2S的影響及應(yīng)對措施。

2 勘探開發(fā)歷程

Exploration and development history

南海高溫高壓勘探開發(fā)經(jīng)歷了與國外合作、自主勘探、自主開發(fā)等階段［4-6］。

（1）對外合作階段（1984—1999年）。國外一些知名石油公司進入南海進行高溫高壓天然氣的勘探，期間共鉆探11口井，包括一些超高溫超高壓的高難度井，如ARCO鉆探的Y26-1-1井，完鉆井深為5 638.8 m，最高鉆井液密度2.26 g/cm3，最高地層溫度249 ℃，基本上挑戰(zhàn)了當(dāng)時石油工業(yè)水平的極限。這期間由于地震資料品質(zhì)較差，成藏機理認(rèn)識尚不清楚，高溫高壓理想成藏區(qū)域未能有效識別，均未能獲得好的地質(zhì)發(fā)現(xiàn)。同時由于高溫高壓鉆井技術(shù)和水平存在不足，作業(yè)過程中遇到的復(fù)雜問題和井下事故較多，處理時間幾乎占到全井建井周期的一半，作業(yè)費用高昂，持續(xù)勘探和投入存在很大局限。

（2）自主勘探階段（1999—2012年）。在該階段的前期，高溫高壓勘探工作的重點轉(zhuǎn)向基礎(chǔ)理論和技術(shù)研究，地質(zhì)成藏理論取得突破，同時鉆完井測試等工程技術(shù)也不斷提升和發(fā)展。后期相繼發(fā)現(xiàn)D13-1和D13-2大中型優(yōu)質(zhì)氣田和其他幾個潛在商業(yè)氣田。

（3）自主勘探開發(fā)和對外合作并重的階段（2012—2016年）。通過系統(tǒng)開展前期研究、鉆前準(zhǔn)備及現(xiàn)場作業(yè)，南海西部油田相繼自主鉆探Y(jié)27-2和L10-1等極具潛力的天然氣構(gòu)造，在2015年順利投產(chǎn)D13-1氣田，實現(xiàn)海上高溫高壓氣田從勘探向開發(fā)的重大跨越。目前，D13-2氣田群開發(fā)項目已進入基本設(shè)計階段。同時，對外開放一些勘探潛力和風(fēng)險并存的構(gòu)造，引入外部勘探資金，降低勘探風(fēng)險。例如，與殼牌公司簽訂3個合作區(qū)塊，已完成L8-1-7井和L11-1-1井的鉆探工作；與科威特石油公司在南海Y區(qū)塊合作完成5口井鉆探，勘探形勢良好。

3 技術(shù)難點

Technical difficulties

陸地和海上條件存在很大不同，技術(shù)的適用性差別較大。海上狹窄的空間對開發(fā)技術(shù)的安全性和可靠性提出了更高的要求，在國內(nèi)海上尚無經(jīng)驗借鑒、國外海上開發(fā)效果欠佳的大背景下，如何安全高效開發(fā)高溫高壓氣田存在巨大挑戰(zhàn)和風(fēng)險［7-8］。

3.1 高溫高壓井筒構(gòu)建與生產(chǎn)安全

HTHP wellbore construction and production safety

海上高溫高壓氣井環(huán)空帶壓比例超過60%，部分地區(qū)高達90%，嚴(yán)重的井筒失效甚至導(dǎo)致井噴、著火、爆炸和人員傷亡等事故。海上高溫高壓氣井井筒完整性失效風(fēng)險極高，表現(xiàn)在以下5個方面：（1）高溫對井筒各處及地面流程抗溫性能要求更高，生產(chǎn)制度的改變會產(chǎn)生交變的溫度應(yīng)力，加劇破壞井筒密封性；（2）從井下到地面流程全系統(tǒng)都存在高的壓力，安全隱患和風(fēng)險完全高于常規(guī)井；（3）一定高溫高壓條件下，CO2等酸性氣體對油套管的腐蝕嚴(yán)重，長期生產(chǎn)條件下的防腐困難；（4）高溫高壓高產(chǎn)井的氣體沖蝕或出砂沖蝕在全生產(chǎn)流程變徑處（如油嘴）極為明顯，降低了生產(chǎn)壽命；（5）任何單一因素的影響容易解決，但高溫、高壓、腐蝕、沖蝕、出砂等多重因素的疊加給井筒完整性保障和生產(chǎn)安全帶來嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

3.2 高溫高壓鉆完井液技術(shù)

HTHP well drilling and completion fluid technology

高溫高壓開發(fā)井對鉆完井液提出更高要求?？箿胤矫妫?dāng)溫度超過200 ℃時，高密度鉆井液聚合物發(fā)生降解，構(gòu)成鉆井液黏度基礎(chǔ)的膨潤土出現(xiàn)膠凝；性能調(diào)控方面，由于鉆井液的可壓縮性和可膨脹性直接與溫度和壓力相關(guān)，井底高溫高壓下鉆井液密度和黏度等性能和地面不一致［9-10］，如何精細(xì)化判斷并作出相應(yīng)調(diào)整存在難點；儲層保護方面，常規(guī)高密度鉆井液存在固相含量高、濾餅厚、返排差等問題，影響高溫高壓開發(fā)效果；高固相帶來高摩阻扭矩，在高溫高壓定向井和水平井鉆進時較難控制井眼軌跡；甲酸銫鉆完井液體系是當(dāng)前國際上應(yīng)用較多的無固相高密度鉆完井液體系，其性能雖然優(yōu)越但是存在全球來源不足且價格昂貴等缺點。

3.3 高溫高壓固井技術(shù)

HTHP well cementing technology

與高溫高壓探井相比，高溫高壓開發(fā)井要保障長期穩(wěn)定生產(chǎn)，固井面臨的技術(shù)難題更突出。其一，當(dāng)水泥漿密度大于1.90 g/cm3時，高密度水泥漿性能不穩(wěn)定，并且存在配制重復(fù)性不強的問題；其二，地層壓力高，水泥漿和泥漿密度高，安全壓力窗口窄，注水泥期間控制不當(dāng)易發(fā)生竄、漏；其三，對于高溫高壓開發(fā)井而言，定向井和水平井套管難居中，導(dǎo)致部分環(huán)空出現(xiàn)窄間隙，現(xiàn)有沖洗液、隔離液清除濾餅效果差，影響頂替效率；另外，由于井筒安全壓力窗口小，在高密度鉆井液和水泥漿下，不能夠高速頂替，會進一步使得頂替效率變差；其四，開采期間地層條件變化以及頻繁開關(guān)井等，會引起套管-水泥環(huán)-地層系統(tǒng)受力狀態(tài)發(fā)生改變，水泥環(huán)可能被破壞而喪失密封完整性，高壓氣體通過失效水泥環(huán)內(nèi)部的微裂縫界面逐漸竄移至井口；其五，鶯-瓊盆地D13-1氣田CO2含量為14.3%～72%，高溫酸性環(huán)境對水泥石腐蝕嚴(yán)重，導(dǎo)致水泥石強度變低、易破碎，水泥石防腐性能存在挑戰(zhàn)。

3.4 高溫高壓定向井和水平井技術(shù)

HTHP directional well and horizontal well technology

國內(nèi)外高溫高壓井一般很少鉆探大斜度定向井和水平井，一是高溫高壓井井身結(jié)構(gòu)通常較復(fù)雜，表層作業(yè)尺寸較大，對于海上叢式井來說難度很大；二是下部井段溫度上升后對定向井和隨鉆測量工具的耐溫要求高，工具容易受溫度影響而失效；三是高溫高壓井鉆井液高固相帶來的摩阻扭矩比常規(guī)井大，井型復(fù)雜會導(dǎo)致地面扭矩高，難以控制軌跡，并且容易出現(xiàn)卡鉆事故；四是壓力過渡井段鉆井液密度范圍大，對于依靠水力作業(yè)的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向等工具合理的水眼配置難度大，有時超出了定向井工具的工作范圍；五是高溫高壓井的壓力窗口窄，定向井、水平井與直井相比環(huán)空壓耗更大，井眼清潔難度更大，加劇了窄壓力窗口的固有矛盾，如果不能有效解決將會導(dǎo)致井漏、井噴等事故。此外，如果鉆井液密度或ECD控制不當(dāng)，水平井井控風(fēng)險大。

3.5 全井高效作業(yè)與綜合提速

Full-hole efficient operation and composite ROP improvement

高溫高壓井作業(yè)成本高，要同時兼顧安全和效率，否則將影響氣田開發(fā)的經(jīng)濟效益。鶯-瓊盆地高溫高壓已鉆探井雖然在提速提效方面取得重要進展，但部分技術(shù)并不能直接應(yīng)用于開發(fā)井。例如，提速接頭應(yīng)用于開發(fā)井中需要考慮對井眼軌跡控制的影響；開發(fā)井表層大尺寸井眼防碰問題在探井中并不存在；開發(fā)井中各層套管下深更深，壓力窗口更窄，井眼清潔更難。

3.6 高溫高壓完井

HTHP well completion

高溫高壓導(dǎo)致完井密封件易老化、降低火工器材及電子元器件壽命、穩(wěn)定性及傳輸性能；受完井方式、井筒及生產(chǎn)條件共同影響，易形成水合物，引起堵塞；完井液易出現(xiàn)密度下降、結(jié)晶、腐蝕加劇、添加劑失效等情況。此外，油套管泄漏、封隔器和油嘴刺漏甚至管柱斷裂等問題比較突出。

高溫高壓井完井難度大還體現(xiàn)在作業(yè)過程控制風(fēng)險高，尤其是水平井裸眼完井。下部完井過程中的井控問題、中部完井時與井下的隔離問題、上部完井時的負(fù)壓差帶來的安全隱患等，每一步作業(yè)都對安全和技術(shù)完備性形成挑戰(zhàn)。

3.7 海上經(jīng)驗和后勤保障

Offshore experience and logistics

由于海上的特殊環(huán)境和安全標(biāo)準(zhǔn)要求不同，高溫高壓陸地鉆完井的一些經(jīng)驗僅可以部分借鑒，國內(nèi)尚沒有海上高溫高壓開發(fā)經(jīng)驗，也沒有統(tǒng)一的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)供參考。海上環(huán)境條件獨特，平臺空間狹小，安全邊界低，需要重新定義安全標(biāo)準(zhǔn)和范圍來保證高溫高壓井的安全生產(chǎn)。南海每年都會遭遇臺風(fēng)侵?jǐn)_和襲擊，需要保證惡劣天氣條件下井口生產(chǎn)的安全。平臺離陸上基地較遠，增加了遠程支持難度，需要重新構(gòu)建一套合理的應(yīng)急支援體系。

4 南海高溫高壓開發(fā)井鉆完井關(guān)鍵技術(shù)

Key drilling and completion technologies for HTHP development wells in South China Sea

基于以上技術(shù)難點，經(jīng)過“十一五”、“十二五”期間的技術(shù)攻關(guān)，形成了一套適合南海鶯-瓊盆地高溫高壓天然氣優(yōu)質(zhì)高效開發(fā)的鉆完井技術(shù)體系［7］。

4.1 油套管綜合防腐技術(shù)

Composite tubing and casing anti-corrosion technology

南海高溫高壓氣田面臨高溫、高壓、高含CO2的“三高”問題，傳統(tǒng)方法已不能滿足要求。為此，從防腐級別、管柱強度級別、環(huán)空保護液體系以及螺紋密封能力入手，形成了海上高溫高壓開發(fā)井油套管綜合防腐技術(shù)。

研制出模擬井下高溫高壓狀態(tài)的可視化多相流動態(tài)腐蝕評價裝置，針對D13-1氣田地層流體組分，開展動態(tài)掛片實驗，優(yōu)選出超級13Cr、改良型13Cr和普通13Cr等3種材質(zhì)。依據(jù)經(jīng)濟和安全邊界效益最大化原則，采取組合防腐策略。

結(jié)合高溫高壓氣井特點，研究了多封隔器加載、封閉空間熱力加載、模擬溫度的管柱磨損、模擬井下高溫高壓復(fù)雜工況的材料評價等技術(shù)，優(yōu)化封隔器位置和完井管柱設(shè)計。同時，研發(fā)了新型高密度抗溫環(huán)空隔離液體系，解決了環(huán)空靜置的固相沉淀問題，也使油套管長期腐蝕速率降低到0.064 mm/a。

油套管絲扣技術(shù)方面，通過分析接觸應(yīng)力、接觸寬度、接觸能量等密封機理，優(yōu)選出滿足要求的螺紋密封結(jié)構(gòu)，并嚴(yán)格按照ISO 13679—2011標(biāo)準(zhǔn)進行試驗?，F(xiàn)場下套管過程中加強上扣扭矩監(jiān)測和操作保護，降低油套管最薄弱的螺紋密封泄漏風(fēng)險。

4.2 固井技術(shù)

Cementing technology

為解決高密度水泥漿性能不穩(wěn)定和配制重復(fù)性不強的問題，以大量有效水泥漿配方實驗數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，篩選出不同類型、不同粒徑的加重材料，基于神經(jīng)元理論，編制數(shù)據(jù)庫軟件，快速給出符合要求的固井水泥漿配方，提高了顆粒級配質(zhì)量，也提高了水泥石的密實程度。

為滿足全套管封固的要求以及避免壓漏地層，開發(fā)出低密度高強度水泥漿體系作為首漿使用，其密度范圍1.4～1.8 g/cm3，能適應(yīng)90 ℃溫差變化。

針對直接與高溫高壓氣層接觸的井段，開發(fā)了“五防”固井水泥漿體系。該體系具有以下特點：（1）防氣竄能力強，尤其是早期膠凝強度高，稠化過渡時間控制在3 min以內(nèi)，防氣竄系數(shù)（SPN）值可以控制在0.5以下；（2）堵漏效果好，針對窄壓力窗口固井過程易漏失的情況而開發(fā)了新型耐堿礦纖和石英砂等組合堵漏材料，使整個體系能提高地層承壓達5 MPa；（3）大大延緩CO2腐蝕，已經(jīng)過實驗研究證實該體系腐蝕速度只有常規(guī)體系的1/8；（4）抗溫變和應(yīng)變能力強，滿足提高生產(chǎn)制度狀態(tài)下的水泥石抗剪切能力，有利于減少微裂縫和微間隙的產(chǎn)生。針對某些特殊井段固井，開發(fā)了“自修復(fù)”固井水泥漿體系，具有在微裂縫和微間隙產(chǎn)生后遇到油氣發(fā)生二次反應(yīng)再次彌合的特性。

此外，配套開發(fā)了固井雙作用隔離液技術(shù)、提高頂替效率的技術(shù)和動態(tài)模擬軟件，從而形成了體系開發(fā)、理論模擬、實踐操作三位一體的高溫高壓固井技術(shù)。

4.3 超壓蓋層提速技術(shù)

Overpressure cap rock ROP improvement technology

南海鶯歌海盆地中深部地層尤其是高壓層的蓋層厚度400～800 m，普遍具有黏彈性和塑性，不但磨損鉆頭，而且機械鉆速極慢。通過大量實驗，掌握了地層特性，設(shè)計了小倒角復(fù)合布齒的PDC鉆頭，通過專業(yè)力學(xué)分析，改進旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向設(shè)計參數(shù)，引入了水力射流提速短節(jié)和超級馬達配合旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向作業(yè)，從而形成了專利鉆頭、提速短節(jié)、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、超級馬達、鉆井液優(yōu)化等多因素組合的系統(tǒng)提速集成技術(shù)，使整體速度提高了一倍。

4.4 儲層精細(xì)保護技術(shù)

Fine reservoir protection technology

南海高溫高壓儲層以中孔中低滲和低孔低滲為主要特征，傳統(tǒng)粗放型儲層保護技術(shù)不能完全適應(yīng)要求，如何精細(xì)化做好儲層保護至關(guān)重要。從影響儲層保護效果的鉆井液和工藝措施入手，實施了定量儲層保護技術(shù)。開發(fā)了抗高溫高密度有機鹽和超微重晶石復(fù)配的儲層鉆開液體系，相比傳統(tǒng)聚磺體系，其固相含量可降低20%、濾餅厚度降低60%、滲透率恢復(fù)值提高了10%。綜合區(qū)域地震、實鉆探井和測井資料，建立目標(biāo)區(qū)地層壓力三維精細(xì)描述模型，對開發(fā)井單井井位進行精細(xì)壓力預(yù)測，通過有效調(diào)整ECD實現(xiàn)儲層微壓差定量控制，既能保證高溫高壓井作業(yè)安全，又顯著提高了儲層保護效果。

4.5 定向井軌跡控制技術(shù)

Direction well trajectory control technology

高溫高壓定向井和水平井作業(yè)有其獨特性，限制高溫高壓定向井和水平井軌跡控制的難點較多。例如，淺層大尺寸井眼作業(yè)碰撞風(fēng)險極高；定向井工具需要滿足抗高溫要求，以及滿足密度跨度極大情況下的水力參數(shù)設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)；高固相含量的沖蝕、高摩阻、高扭矩；窄壓力窗口下能夠承受的激動壓力低，對定向井工具指令發(fā)送帶來影響。為此，實施了大尺寸井眼一趟多功能管柱技術(shù)、降摩阻扭矩綜合技術(shù)。同時，優(yōu)選定向工具及隨鉆工具，在?660.4 mm、?444.5 mm以及?311.15 mm井段盡量優(yōu)選大排量的工具，保障鉆具排量、釋放ROP。在?215.9 mm和?149.23 mm高溫高壓井段盡量優(yōu)選排量限制小且抗高溫的工具，保證軌跡的高效和精確控制。

4.6 安全完井技術(shù)

Safe well completion technology

東方中深層高溫高壓地層出砂評價沒有出砂風(fēng)險，水平井裸眼完井采用下打孔管支撐井壁的形式，定向井則全面采用尾管固井后射孔完井，不進行井下篩管等防砂作業(yè)。根據(jù)生產(chǎn)周期內(nèi)的產(chǎn)能預(yù)測，充分考慮排液、延長管柱生產(chǎn)周期的原則，綜合氣體攜液能力、氣體沖蝕等要求優(yōu)化油管尺寸。開展防腐蝕研究，選擇合適的油管材料和強度級別。優(yōu)化完井管柱的結(jié)構(gòu)，提高完井管柱的密封可靠性，優(yōu)化封隔器的下入深度和相對位置，避免受溫度影響圈閉壓力升高導(dǎo)致管柱擠毀，優(yōu)化封隔器橡膠件材質(zhì)，確保滿足井下極端溫壓條件。有選擇性設(shè)計井口采氣樹的材質(zhì)尤其是關(guān)鍵密封件的材質(zhì)。

海上平臺空間十分狹窄，安全界面比較緊密，因此安全控制的等級和要求更高。完井過程中的安全清噴流程是投產(chǎn)前的重要環(huán)節(jié)。為了保證清噴安全，設(shè)計了多節(jié)點安全控制點，進行了振動監(jiān)測與預(yù)防、出砂監(jiān)測與預(yù)防、沖蝕防治、水合物防治、熱輻射防治、環(huán)空套壓自動補償、應(yīng)急關(guān)斷系統(tǒng)等，保障了全部井完井作業(yè)的安全并順利轉(zhuǎn)入投產(chǎn)。

5 應(yīng)用實例

Application case

D13-1氣田是中國海油在海上發(fā)現(xiàn)的第1個高溫高壓氣田，壓力系數(shù)高達1.97，溫度達到150 ℃，儲層埋深約3 000 m，是一個以巖性圈閉為主的氣藏。開發(fā)方案設(shè)計7口井，其中6口定向井、1口水平井，生產(chǎn)周期約25年。經(jīng)過近9個月的鉆完井作業(yè)，圓滿實現(xiàn)了氣田投產(chǎn)，單井產(chǎn)能超過設(shè)計配產(chǎn)。該氣田生產(chǎn)以來運行平穩(wěn)，未出現(xiàn)環(huán)空帶壓情況，井筒完整性良好。

D13-2氣田總體開發(fā)方案目前已經(jīng)完成，設(shè)計了2個較大的平臺進行開發(fā)，共27口井。雖然溫度和壓力級別比D13-1略低，但是以大規(guī)模水平井開發(fā)為主。如前所述的開發(fā)鉆完井技術(shù)已逐步應(yīng)用到該氣田的總體開發(fā)方案設(shè)計中，在后續(xù)基本設(shè)計和詳細(xì)設(shè)計中會進一步細(xì)化和完善。

中海油其他海域和海外陸續(xù)也有一些高溫高壓井投入開發(fā)，如中海油在印尼海上的BD氣田，其兼具高溫高壓和H2S的特點，南海鶯歌海的高溫高壓氣田開發(fā)鉆完井技術(shù)也能夠為其提供參考，尤其是實施方面可以提供直接經(jīng)驗。

6 技術(shù)發(fā)展方向

Technological development direction

南海鶯歌海盆地中深層以高溫高壓為基本特征，分布范圍廣，影響大。隨著南海高溫高壓勘探領(lǐng)域的拓展，Y27-2和L10-1等區(qū)塊面臨著溫壓更高、埋深更深、壓力結(jié)構(gòu)更復(fù)雜的地質(zhì)條件。同時，深水領(lǐng)域的高溫高壓井的勘探（例如L25-1區(qū)塊）難度凸顯。從全球來看，部分石油公司也在向深層油氣領(lǐng)域拓展，逐步挑戰(zhàn)一些溫壓極高的井，推動著高溫高壓鉆完井技術(shù)的進步?？傮w而言，未來海上高溫高壓天然氣開發(fā)鉆完井技術(shù)發(fā)展方向主要有以下幾個方面［11-12］。

（1）隨著淺層油氣探明程度的增加，油氣勘探開發(fā)向縱深發(fā)展是必然趨勢，前景比較廣闊。當(dāng)前主要開發(fā)的海上高溫高壓氣田的壓力為69 MPa、溫度超過150 ℃。針對溫度和壓力等級更高的井，尤其是當(dāng)壓力達到103.5 MPa、138 MPa，溫度超過200℃、250 ℃，作業(yè)難度快速上升，亟需從井身結(jié)構(gòu)設(shè)計、套管強度及選材、井控能力、安全控制、應(yīng)急救援等方面開展系統(tǒng)研究，做好技術(shù)儲備。

（2）具有一定的安全密度窗口是實現(xiàn)安全順利鉆井的前提。可能需要開展8層次甚至更多層次的井身結(jié)構(gòu)及相應(yīng)水力參數(shù)設(shè)計方法的研究［13］。套管選擇上要考慮140鋼級以上的管材。

（3）隨著地層溫壓條件的進一步嚴(yán)苛，完井測試工具壓力等級需要提升到138 MPa，防噴器、阻流管匯及控制系統(tǒng)也要推廣使用138 MPa以上等級。在安全控制方面要更強調(diào)系統(tǒng)性、全局性。隨著作業(yè)風(fēng)險的增加和事故后果的嚴(yán)重，需要發(fā)展成熟的應(yīng)急救援技術(shù)和海上應(yīng)急救援快速反應(yīng)裝備。

（4）油氣勘探開發(fā)的縱深發(fā)展也包括水深的增加。深水鉆井面臨環(huán)境更為惡劣、隔水管井段長、海底低溫和壓力窗口窄等問題，在深水區(qū)鉆探高溫高壓井需要克服深水和高溫高壓井特征疊加的影響。

（5）窄壓力窗口的安全鉆井是一大關(guān)鍵?？刂茐毫︺@井技術(shù)（MPD）是目前國內(nèi)外應(yīng)對窄壓力窗口井普遍采用的技術(shù)［14-15］。MPD技術(shù)配合ECD監(jiān)測技術(shù)可演化為井下壓力精確控制技術(shù)，可避免高溫高壓影響下鉆井液實際密度和井底當(dāng)量密度計算存在誤差的問題。另外，連續(xù)循環(huán)鉆井技術(shù)［16］在窄壓力窗口井中也具有重要的應(yīng)用價值，它可在接立柱和起下鉆期間實現(xiàn)不間斷的鉆井液循環(huán)，維持鉆井液對井底的當(dāng)量循環(huán)附加值，有效消除停泵和開泵引起的井底壓力波動，從而有利于防止在窄壓力窗口條件下的井涌、井噴和井漏等問題。連續(xù)循環(huán)鉆井技術(shù)現(xiàn)有2種類型：一種是以鉆桿特殊連續(xù)循環(huán)接頭和配套設(shè)備組成；另一種則是以大型防噴器和井口工具配套組成，具有井口占地面積大、性能可靠、使用更加安全的特點。

（6）在鉆完井液方面，未來更強調(diào)高密度、抗高溫鉆完井液體系的研究。為提高儲層保護效果，要求體系固相含量更低，并逐步在無固相體系上取得突破。從國內(nèi)外現(xiàn)狀看，目前已經(jīng)具備一定的技術(shù)實力，但仍需要提高經(jīng)濟競爭力、降低作業(yè)成本。

（7）為應(yīng)對更高的溫壓挑戰(zhàn)，固井方面需要不斷研制新的固井添加劑、抗高溫高密度水泥漿體系和配套的固井工具。

7 結(jié)論

Conclusions

隨著淺層勘探逐步向深層勘探的發(fā)展，高溫高壓是不可避免的世界難題。中國南海高溫高壓鉆井歷經(jīng)30余年的發(fā)展，通過不斷的科研攻關(guān)和鉆井實踐經(jīng)驗的積累，成功開發(fā)投產(chǎn)了中國海上首個高溫高壓氣田，初步構(gòu)建了一套南海高溫高壓高含CO2氣田開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)。然而，隨著南海高溫高壓勘探領(lǐng)域進一步拓展，后續(xù)超高溫高壓、深水高溫高壓氣田的開發(fā)將成為必然趨勢，現(xiàn)有技術(shù)水平難以滿足發(fā)展需求。各國只有大力發(fā)展高溫高壓鉆完井技術(shù)，研發(fā)適應(yīng)更高溫壓等級的設(shè)備、材料和新工藝技術(shù)，完善海上應(yīng)急救援體系，持續(xù)推進高溫高壓項目團隊建設(shè)，才能保障高溫高壓井的安全作業(yè)、降低勘探開發(fā)成本、提高勘探開發(fā)效果，為高溫高壓油氣領(lǐng)域的發(fā)現(xiàn)奠定堅實基礎(chǔ)。

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（修改稿收到日期 2016-10-18）

〔編輯 朱 偉〕

Status and prospect of key drilling and completion technologies for the development of HTHP gasfield in South China Sea

LI Zhong
CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

The development of offshore HTHP gas fields is the large-scale offshore system engineering with high investment,high risk and high difficulty.In this paper,the basic characteristics of HTHP gas fields in western South China Sea were investigated,and then the corresponding technical difficulties during their development were analyzed from the aspects of wellbore safety,drilling and completion fluid,cementing,directional well and horizontal well drilling,composite drilling speed improvement and well completion.The key HTHP well drilling and completion technologies which had been developed were summarized systematically,including composite anti-corrosion of tubing and casing,“five-prevention” cementing slurry and self-repairing slurry,overpressure cap rock ROP improvement,fine reservoir protection,directional well trajectory control and safe well completion.As the HTHP exploration field is expanded further in the South China Sea,huge challenges emerge in HTHP and deepwater HTHP environments.Faced with these challenges,it is proposed that the drilling and completion technologies for offshore HTHP natural gas development shall focus on the research and development of new equipments,materials and technologies that are suitable for higher temperature and pressure and the completion of offshore emergency rescue system,so as to ensure the safety and efficiency of offshore HTHP well drilling.

South China Sea;high temperature and high pressure;gasfield development;well drilling and completion;key technology;development direction

李中.南海高溫高壓氣田開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)現(xiàn)狀及展望［J］ .石油鉆采工藝，2016，38（6）：730-736.

TE52

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0730-07

10.13639/j.odpt.2016.06.003

:LI Zhong.Status and prospect of key drilling and completion technologies for the development of HTHP gasfield in South China Sea［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):730-736.

國家“十三五”重大科技專項“鶯-瓊盆地高溫高壓天然氣富集規(guī)律與勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（編號：2016ZX05024-005）。

李中（1972-），教授級高級工程師，1994年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院，現(xiàn)從事海洋油氣鉆完井的研究和管理工作。通訊地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱。電話：0759-3900608。E-mail:lizhong@cnooc.com.cn