李 中 謝仁軍 吳 怡 袁俊亮

1. 中海油研究總院有限責(zé)任公司 2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室

0 引言

我國是油氣資源消費大國，近年來油氣對外依存度持續(xù)攀升。而我國海上油氣資源豐富，目前，海上油氣生產(chǎn)已經(jīng)成為保障國家能源安全的重要增長極[1-4]，2020年我國海上油氣產(chǎn)量突破6 500×104t油氣當(dāng)量，創(chuàng)歷史新高，其中，原油產(chǎn)量同比增長240.3×104t，占國內(nèi)原油產(chǎn)量總增量的80%以上，加快海上油氣生產(chǎn)既是自身發(fā)展的需求，同時也是保障國家能源安全、建設(shè)海洋強國的戰(zhàn)略需求[5-9]。

“十三五”期間，中國海洋石油集團有限公司（以下簡稱中國海油）鉆完井技術(shù)人員堅持需求導(dǎo)向，發(fā)揮專業(yè)擔(dān)當(dāng)，通過理論創(chuàng)新和科研攻關(guān)，相繼突破了渤海中深層高效鉆完井、海上稠油規(guī)模化熱采、（超）深水油氣田開發(fā)鉆完井、南海高溫高壓鉆完井、非常規(guī)油氣增產(chǎn)、海上應(yīng)急救援等關(guān)鍵技術(shù)，打破了隨鉆測井與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)、深水鉆井表層導(dǎo)管、水下應(yīng)急封井裝置、水下井口采油樹等關(guān)鍵工具裝備的國外壟斷，助力中國海洋石油工業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展。為此，筆者重點回顧和總結(jié)了“十三五”期間中國海油鉆完井技術(shù)的研究進展，并對未來海上鉆完井重點研究方向進行了前景展望。

1 海洋石油鉆完井面臨的問題與挑戰(zhàn)

“十三五”初期，海洋石油鉆完井領(lǐng)域面對重要戰(zhàn)略機遇，也面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，關(guān)鍵核心技術(shù)積累不足，工具裝備基礎(chǔ)薄弱，難以支撐重要領(lǐng)域的優(yōu)快發(fā)展。其中，面臨的主要問題和挑戰(zhàn)體現(xiàn)在以下方面。

1.1 稠油開發(fā)挑戰(zhàn)

渤海灣稠油（地層原油黏度大于350 mPa·s）地質(zhì)儲量高，但動用程度低，地面原油黏度大于10 000 mPa·s的稠油儲量尚未得到動用。稠油冷采開發(fā)方式動用程度偏低，而熱采技術(shù)作為稠油開發(fā)的主要手段，依然面臨嚴(yán)峻的問題：如篩管損壞及出砂情況嚴(yán)重；熱采井口刺漏及套管升高的問題突出，影響到平臺及人員安全等。

1.2 深水及超深水挑戰(zhàn)

深水鉆井關(guān)鍵工具、設(shè)備和大部分服務(wù)還依靠進口，在成本和效益壓力下，降本增效迫在眉睫。深水探井作業(yè)日臻完善，但開發(fā)井鉆完井技術(shù)尚處于空白。中國海油所作業(yè)深水井的地質(zhì)條件相對簡單，未來待開發(fā)領(lǐng)域?qū)⒚媾R深水高溫高壓、巨厚鹽膏層等復(fù)雜地質(zhì)環(huán)境。此外，南海臺風(fēng)、內(nèi)波流等對深水鉆井作業(yè)的影響，目前還缺乏有效的應(yīng)對手段和措施。

1.3 高溫高壓挑戰(zhàn)

高溫高壓探井作業(yè)具備一定經(jīng)驗，但在高溫高壓開發(fā)井方面的經(jīng)驗為零。隨著鶯—瓊盆地、西湖凹陷等區(qū)域的勘探發(fā)現(xiàn)，亟需加快高溫高壓油氣的開發(fā)步伐。相對于探井而言，高溫高壓開發(fā)井存在諸多難點與挑戰(zhàn)：開發(fā)井井深和水平位移大幅提升，井身結(jié)構(gòu)、管柱防腐、隨鉆/定向等井下工具考驗嚴(yán)峻；井斜與裸眼段長度增大，鉆井液沉降、ECD控制、井控等風(fēng)險突出；產(chǎn)量高、生產(chǎn)年限長，沖蝕、腐蝕等井筒完整性問題顯著。

1.4 關(guān)鍵工具裝備挑戰(zhàn)

以隨鉆測井和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)為代表的部分關(guān)鍵鉆采工具裝備起步較晚，基本處于跟蹤和追趕國外中、低端裝備的水平，相對于國外已形成的體系化、系列化產(chǎn)品存在的差距，主要體現(xiàn)在：已有設(shè)備尺寸單一，無法滿足全部井段的隨鉆測井和高難度井、水平井作業(yè)需求；缺乏高端隨鉆測井和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井裝備；隨鉆測井資料處理和解釋技術(shù)滯后，缺乏相應(yīng)解釋軟件。此外，在完井及防砂工具、水下井口采油樹、深海鉆井機具等方面與國際先進水平也存在較大差距，不能完全滿足勘探開發(fā)與技術(shù)發(fā)展的需求。

2 海洋石油鉆完井技術(shù)的主要進展

“十三五”期間，中國海油鉆完井始終瞄準(zhǔn)關(guān)鍵問題挑戰(zhàn)，產(chǎn)學(xué)研用協(xié)同創(chuàng)新，相繼突破了渤海中深層高效鉆完井、海上稠油規(guī)模化熱采、超深水油氣田開發(fā)、南海高溫高壓鉆完井等關(guān)鍵技術(shù)。打破了隨鉆測井與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)、深水鉆井表層導(dǎo)管等一批關(guān)鍵工具裝備的國外壟斷。所取得的主要進展如下。

2.1 海上中深層高效鉆完井技術(shù)

隨著中淺層勘探成熟度提高，進軍海上中深層勢在必行[10]。其中渤海中深層鉆完井存在以下難點：①潛山卡層難：地震精度不足，地層界面精準(zhǔn)卡層難度大；②可鉆性差：孔店組砂礫巖、潛山花崗片麻巖抗壓強度高達18 000～40 000 psi（1 psi=6.89 kPa，下同），可鉆性極差；③地層壓力復(fù)雜：安全密度窗口窄，井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，潛山裂縫儲層保護難度大；④測試風(fēng)險高：高溫、腐蝕性流體、裂縫性地層測試安全控制難度大。針對上述挑戰(zhàn)，中國海油研發(fā)形成了中深層高效鉆完井技術(shù)體系，取得顯著成效，支撐渤中19-6大型凝析氣田發(fā)現(xiàn)，試驗性開發(fā)已投產(chǎn)。

2.1.1 深埋潛山精準(zhǔn)卡取及評價技術(shù)

地質(zhì)工程一體化團隊基于潛山上覆地層元素變化規(guī)律、潛山界面指征元素及礦物變化規(guī)律，創(chuàng)建了巖性判別的元素—礦物圖版法，精準(zhǔn)卡取潛山頂界面，鉆后深度誤差小于5 m。基于錄井有效性評價指數(shù)及測井聲波幅度、成像等多因子，創(chuàng)建了裂縫儲層錄/測一體化隨鉆評價技術(shù)，首次實現(xiàn)國內(nèi)裂縫型儲層取樣。

2.1.2 深部潛山硬地層鉆井提速技術(shù)

研發(fā)了適用于潛山地層的橫向均勻高頻沖擊扭力沖擊器（圖1），并配合忍者齒PDC鉆頭，建立了深部潛山硬地層鉆井提速技術(shù)[11]，高研磨性地層機械鉆速比常規(guī)馬達＋PDC鉆頭分別提高135%，實現(xiàn)了一個井段一趟鉆。最終5 000 m當(dāng)量井深鉆井周期最高降低62%，創(chuàng)造了我國海上鉆井新紀(jì)錄。

圖1 橫向均勻高頻沖擊扭力沖擊器結(jié)構(gòu)圖

2.1.3 中深層地層壓力隨鉆預(yù)監(jiān)測技術(shù)

基于已鉆井地震數(shù)據(jù)與目標(biāo)井地震數(shù)據(jù)之間的映射關(guān)系，考慮地層的映射關(guān)系和壓實程度差異，利用已鉆井測/錄/鉆井信息，推演目標(biāo)井的虛擬測/錄井?dāng)?shù)據(jù)，實現(xiàn)鉆頭前100 m范圍內(nèi)壓力剖面的隨鉆精確預(yù)監(jiān)測，技術(shù)應(yīng)用于渤中多口高風(fēng)險探井現(xiàn)場作業(yè)，精度達到90%以上。

2.1.4 高含腐蝕性氣體油套管防腐技術(shù)

基于井下真實腐蝕環(huán)境及腐蝕理論，針對不同等級防腐管材，開展大量室內(nèi)腐蝕模擬實驗，科學(xué)篩選油套管防腐等級，將生產(chǎn)套管與油管的材質(zhì)由雙相不銹鋼優(yōu)化為超級13Cr，在防腐材質(zhì)方面降本幅度達35%。

2.2 海上稠油規(guī)模化熱采技術(shù)

相比陸地稠油熱采相比，海上稠油規(guī)?；療岵杉夹g(shù)主要表現(xiàn)為：①平臺空間受限，陸地常規(guī)熱采設(shè)備及技術(shù)無法照搬；②安全環(huán)保要求嚴(yán)，井下及井口安全控制更嚴(yán)格；③海上日費高，對作業(yè)時效和井筒長效壽命要求更高。中國海油歷經(jīng)十余年海上熱采研究和探索試驗，“十三五”期間在渤海多個稠油油田熱采規(guī)模性開發(fā)項目上創(chuàng)造了新紀(jì)錄，基本形成350 ℃、5～8個輪次、一體化注采管柱鉆采設(shè)計和作業(yè)技術(shù)能力。

2.2.1 熱采井套損及井口抬升防控技術(shù)

針對海洋特殊環(huán)境條件，通過導(dǎo)管涂層隔熱、預(yù)應(yīng)力固井、隔熱油管、環(huán)空注氮等工藝，結(jié)合研發(fā)的地錨、熱應(yīng)力補償器、熱采專用套管頭等裝備，形成一套熱采井井口抬升防控技術(shù)。

2.2.2 熱采井長效防砂技術(shù)

針對350 ℃蒸汽吞吐使用環(huán)境條件，開展了系列長效防砂模擬和耐蝕性能等試驗，采用金屬網(wǎng)布復(fù)合篩管+熱伸縮補償器等組合防砂技術(shù)實現(xiàn)熱采井長效防砂，已在渤海某稠油油田成功多輪次驗證。

2.2.3 熱采井高溫井下安全控制系統(tǒng)

為解決海上熱采井井筒安全問題，中國海油研制了熱采井系列完井工具，整體耐溫等級達到350 ℃、耐壓等級達到21 MPa，形成滿足海上熱采井高溫井下安全控制系統(tǒng)，已在渤海某稠油油田成功應(yīng)用。

2.2.4 熱采井注采管柱一體化技術(shù)

結(jié)合射流泵管柱特點及海上平臺安全要求，開展了工具研制及相關(guān)試驗（圖2），目前渤海油田同心管射流泵注采一體化已在現(xiàn)場試運行并初步取得成功。

圖2 熱采井同心管射流泵注采一體化管柱圖

2.3 深水油氣田開發(fā)鉆完井技術(shù)

“十三五”期間，中國海油進入深水實現(xiàn)油氣資源開發(fā)領(lǐng)域，掌握了（超）深水開發(fā)鉆采設(shè)計能力，具備了1 500 m（超）深水油氣田開發(fā)鉆完井作業(yè)能力，支撐了我國首個自營超深水大氣田——“深海一號”成功投產(chǎn)（圖3），實現(xiàn)了水深由300 m到1 500 m、由勘探到開發(fā)的跨越。同時成功嘗試深水高溫高壓鉆井和測試作業(yè)，創(chuàng)西太平洋第一水深2 619 m鉆井紀(jì)錄。

圖3 “深海一號”氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)示意圖

2.3.1 深水鉆完井設(shè)計技術(shù)體系構(gòu)建

形成了以深水鉆完井總體方案設(shè)計、深水鉆完井工藝為代表的研究設(shè)計技術(shù)體系，基本具備了深水油氣田開發(fā)自主設(shè)計能力，完成了以“深海一號”自營超深水氣田為代表的多個水下油氣田開發(fā)方案設(shè)計，并成功實施作業(yè)投產(chǎn)。

2.3.2 環(huán)境風(fēng)險與地質(zhì)災(zāi)害評估控制技術(shù)

針對南海臺風(fēng)頻發(fā)、淺層地質(zhì)災(zāi)害發(fā)育等技術(shù)挑戰(zhàn)，研發(fā)形成了環(huán)境風(fēng)險與地質(zhì)災(zāi)害評估及控制技術(shù)，包括深水環(huán)境風(fēng)險評估與控制技術(shù)、深水海底復(fù)雜井場鉆井、淺層地質(zhì)災(zāi)害評估及分級控制技術(shù)等，為實現(xiàn)深水安全鉆井提供了可靠手段[12]。

2.3.3 深水淺層高效鉆井技術(shù)

深水鉆井事故60%來自于淺層鉆井，針對深水表層鉆井難點，中國海油研究形成了表層導(dǎo)管噴射、淺層破裂壓力預(yù)測等深水淺層高效鉆井技術(shù)?；诓煌临|(zhì)沉積環(huán)境，考慮超孔隙壓力特點，建立了深水淺部地層破裂壓力模型，應(yīng)用于多個深水油氣田的鉆探過程中，預(yù)測精度由70%提高至90%。形成的噴射下導(dǎo)管技術(shù)體系，實現(xiàn)了一趟管柱完成兩開井眼鉆進作業(yè)，已在國內(nèi)外數(shù)十口井深水井成功應(yīng)用，作業(yè)成功率100%[13-14]。

2.3.4 深水井控預(yù)警關(guān)鍵技術(shù)

深水鉆井井控風(fēng)險高，一旦發(fā)生事故，損失難以估量，中國海油持續(xù)重視深水鉆井井控及安全應(yīng)急技術(shù)體系建設(shè)，形成了深水井控軟件及快速決策系統(tǒng)、井口安全監(jiān)控及井噴智能預(yù)警系統(tǒng)等多項關(guān)鍵技術(shù)。構(gòu)建了現(xiàn)場數(shù)據(jù)與井控軟件快速計算系統(tǒng)，實現(xiàn)了專家在線系統(tǒng)的數(shù)據(jù)快速提取，提高了井控應(yīng)急救援的時效性與準(zhǔn)確性。針對深水長隔水管段對井控的影響，研發(fā)了“井下+水下+水上”三位一體多源信息融合的氣侵早期智能預(yù)警系統(tǒng)，實現(xiàn)“侵入即發(fā)現(xiàn)”。

2.4 海上高溫高壓鉆完井技術(shù)

南海是世界三大海上高溫高壓區(qū)域之一，由于地處歐亞、太平洋和印澳板塊交匯處，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜。目前鉆遇的井底溫度最高紀(jì)錄達249 ℃（圖4），井底壓力達142 MPa，壓力梯度2.4 MPa/100 m，南海高溫高壓鉆完井是公認的世界級難題，開發(fā)難度巨大。

圖4 全球主要高溫高壓油氣區(qū)對比圖

“十三五”期間，我國海上高溫高壓鉆完井團隊經(jīng)歷了從合作起步，自主攻關(guān)，到掌握全套鉆完井核心技術(shù)的過程，相繼發(fā)現(xiàn)了5個大中型海上高溫高壓氣田，形成了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的海上高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)體系，目前正在走向深水高溫高壓和超高溫高壓開發(fā)領(lǐng)域[15-17]。

2.4.1 高溫高壓異常壓力精確預(yù)測及控制技術(shù)

創(chuàng)建了多源多機制成因的異常壓力預(yù)測方法，將異常地層壓力預(yù)測精度由傳統(tǒng)方法的70%提高至95%。研發(fā)的雙向動態(tài)循環(huán)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計方法，將井身結(jié)構(gòu)層次由7層降至5層。研發(fā)了多參數(shù)實時聯(lián)動調(diào)控微壓差連續(xù)循環(huán)鉆井系統(tǒng)，使井下事故復(fù)雜時效由65%降至5%，大幅提高了高溫高壓井鉆井的成功率。

2.4.2 海上高溫高壓多級屏障井筒完整性技術(shù)

建立了基于井筒精細描述的井筒壓力溫度耦合預(yù)測方法，形成了考慮腐蝕、溫度、磨損等因素的套管柱強度設(shè)計，研發(fā)了“五防”“自修復(fù)”水泥漿體系，提高固井質(zhì)量優(yōu)良率至95%，創(chuàng)建了高溫高壓高含CO2氣井多級屏障井筒完整性技術(shù)，解決了環(huán)空帶壓問題。

2.4.3 海上高溫高壓井控及完井管柱安全控制技術(shù)

形成了高溫高壓天然氣不同井型溢流及壓井期間井控模擬技術(shù)，建立了水平井微過平衡鉆井工藝技術(shù)，保障了窄壓力窗口鉆井作業(yè)安全；構(gòu)建了雙封隔器復(fù)合管柱的力學(xué)分析方法，通過“雙封隔器”射孔生產(chǎn)聯(lián)作管柱，簡化工序同時保障完井管柱安全。

2.4.4 海上高溫高壓優(yōu)質(zhì)高效作業(yè)技術(shù)

研發(fā)了高溫高壓環(huán)保型水基雙效鉆完井液體系及耐高溫綜合提速工具，提高機械鉆速160%以上，創(chuàng)建了高溫高壓叢式井防碰井段“三效一體”作業(yè)技術(shù)，單井工期節(jié)省2.5 d，實現(xiàn)了海上高溫高壓井優(yōu)質(zhì)高效作業(yè)。

2.5 非常規(guī)油氣增產(chǎn)技術(shù)

自20世紀(jì)初中國海油開始涉足非常規(guī)領(lǐng)域，2006年首次開展了海上壓裂作業(yè)，經(jīng)過十余年發(fā)展，截至2020年底共計完成52井次海上壓裂作業(yè)，已形成了一系列針對非常規(guī)煤層氣、致密氣和海上低滲透儲層的壓裂改造技術(shù)，可滿足中國海油開發(fā)及生產(chǎn)的需求。

2.5.1 陸上煤層氣

中國海油在國內(nèi)擁有32個陸上煤層氣區(qū)塊，主要分布于沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣等，地質(zhì)條件復(fù)雜，割理裂縫發(fā)育，具有低壓、低滲、低飽和度的特性。為應(yīng)對以上技術(shù)難題，形成了一套適用于不同煤層特征的壓裂增產(chǎn)技術(shù)體系，包括活性水壓裂，泡沫壓裂、清潔壓裂液壓裂、同步壓裂等技術(shù)。

2.5.2 陸上致密氣

中國海油在國內(nèi)擁有致密氣資源量約5 000×108m3，集中在鄂爾多斯盆地東緣的臨興—神府區(qū)塊，主力目標(biāo)層孔隙度約10%、滲透率約1 mD。目前已形成直井/定向井分層壓裂技術(shù)、水平井分段壓裂技術(shù)，并在臨興—神府致密氣區(qū)塊進行應(yīng)用。

2.5.3 海上壓裂增產(chǎn)技術(shù)

建立了海上低滲油氣田開發(fā)技術(shù)體系并形成企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，在前期甜點選擇、開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化部署、壓裂方案優(yōu)化及效果評估、壓裂充填防砂等方面，形成了具有海油特色的關(guān)鍵技術(shù)，并建成一艘專業(yè)壓裂作業(yè)船——海油石油640，可以滿足中小規(guī)模海上壓裂改造作業(yè)，截至2020年中國海油實施海上壓裂52井次。

2.6 國產(chǎn)化鉆采工具裝備研發(fā)

海洋油氣開發(fā)中，部分核心鉆采裝備長期依賴進口，為此中國海油持續(xù)加強“三新三化”建設(shè)，力爭逐步推進核心設(shè)備的國產(chǎn)化?！笆濉逼陂g，鉆采領(lǐng)域工具裝備國產(chǎn)化取得實質(zhì)性進展，以國產(chǎn)隨鉆測井及旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)為典型代表，深水鉆井表層導(dǎo)管、水下應(yīng)急封井裝置、水下井口及采油樹等成功試驗或應(yīng)用。

2.6.1 隨鉆測井及旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)

中海油服成功自主研發(fā)了我國首套Drilog隨鉆測井系統(tǒng)與Welleader旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)（圖5），使我國成為全球第2個擁有這兩項核心技術(shù)的國家。

圖5 國產(chǎn)Welleader旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)示意圖

其中Drilog系統(tǒng)攻克了隨鉆聲波、隨鉆測壓、隨鉆探邊3項高端功能，高速率脈沖遙傳技術(shù)傳輸速率同比提升24倍；Welleader系統(tǒng)增加了垂直造斜、高造斜率、近鉆頭測量、垂直鉆井等功能，鉆井時效同比提高20%，截至2020年底，已在國內(nèi)成功完成520井次的作業(yè)，累計鉆進50×104m。

2.6.2 深水鉆井表層導(dǎo)管

牽頭研發(fā)制造了深水鉆井表層導(dǎo)管（圖6），性能得到充分驗證，可完全替代國外同類產(chǎn)品，已應(yīng)用于陵水等深水、超深水區(qū)域8口井現(xiàn)場鉆井作業(yè)，取得了良好的應(yīng)用效果。單井節(jié)約材料費40萬元，節(jié)約鉆機時間約3 h，合計單井節(jié)約綜合成本100萬元。

圖6 國產(chǎn)深水鉆井表層導(dǎo)管現(xiàn)場應(yīng)用照片

2.6.3 水下應(yīng)急封井裝置

牽頭研發(fā)制造了水下應(yīng)急封井裝置（圖7），通徑480 mm，壓力等級105 MPa，最大流量16 000 m3/d，溫度等級U級，工作水深3 000 m，其中關(guān)鍵零部件的國產(chǎn)化率已達到了90%，技術(shù)指標(biāo)達到國際同類產(chǎn)品先進水平，使我國成為極少數(shù)能夠生產(chǎn)水下應(yīng)急封井裝置的國家。

圖7 國產(chǎn)水下應(yīng)急封井裝置圖

2.6.4 水下井口及水下樹

深水方面，研發(fā)了10 000 psi級水下井口及適應(yīng)500 m水深的水下采油樹（圖8），具備相應(yīng)的結(jié)構(gòu)設(shè)計、機械設(shè)計、儀表設(shè)計、控制系統(tǒng)界面設(shè)計能力以及加工制造能力，目前正在進行產(chǎn)業(yè)化產(chǎn)品的開發(fā)、加工和制造。淺水方面，研發(fā)了我國首套淺水水下井口及采油樹系統(tǒng)并在渤海完成海試，驗證系統(tǒng)的可靠性、安全性和功能性。

圖8 國產(chǎn)水下井口與水下采油樹圖

2.7 海上應(yīng)急救援技術(shù)體系

中國海油依托國家科技重大專項、國家重點研發(fā)計劃等科研項目，針對應(yīng)急防控救援井技術(shù)難題，開展了10余年的技術(shù)攻關(guān)[18]，創(chuàng)新形成了海上鉆井井噴失控井噴參數(shù)估算方法、海上救援井設(shè)計技術(shù)、救援井與事故井井眼連通關(guān)鍵技術(shù)、救援井非常規(guī)壓井等技術(shù)體系。

2.7.1 海上鉆井井噴失控井噴參數(shù)估算方法

開展了海上鉆井井噴失控多相流井噴失控試驗，建立了井噴參數(shù)與井噴高度的關(guān)系模型，建立了鉆井井噴失控條件下的井噴地層壓力估算方法，建立了水下井口鉆井井噴失控地層參數(shù)反演算法。

2.7.2 海上救援井設(shè)計技術(shù)體系

創(chuàng)建了適合海上的救援井設(shè)計流程及設(shè)計方法，形成了中海油救援井復(fù)雜性評估方法、救援井井位迭代優(yōu)選方法、Bypass軌跡設(shè)計及連通等關(guān)鍵設(shè)計技術(shù)，首次形成國內(nèi)海上救援井設(shè)計技術(shù)體系和設(shè)計指南。

2.7.3 救援井與事故井井眼連通關(guān)鍵技術(shù)

開展了救援井探測定位系統(tǒng)研究分析，構(gòu)建救援井電磁探測定位工具理論模型，形成救援井探測定位工具優(yōu)選方案，形成救援井井口位置及連通點選擇基本原則，首次提出四階段的救援井軌道設(shè)計方法，建立救援井與事故井連通前測距定位方案。

2.7.4 救援井非常規(guī)壓井技術(shù)

建立了救援井不同連通方式下的救援井壓井模型，首次開展室內(nèi)實驗得到了救援井連通點處零表觀液速流型轉(zhuǎn)化準(zhǔn)則，創(chuàng)建考慮流型轉(zhuǎn)化的救援井全井段壓力計算模型。

3 海洋石油鉆完井技術(shù)發(fā)展前景展望

目前全球已有100多個國家和地區(qū)在海上進行油氣勘探活動，40多個國家和地區(qū)在150多個海上油氣田進行開采。海上原油日產(chǎn)量已超過100×104t，約占世界總量的25%，并日益增加，全球海上油氣生產(chǎn)已經(jīng)成為重要的能源增長極[19]。未來，在海洋油氣勘探開發(fā)過程中仍面臨新的挑戰(zhàn)[20-21]，亟需相關(guān)技術(shù)攻關(guān)與儲備，詳述于下。

3.1 復(fù)雜領(lǐng)域鉆完井技術(shù)

超高溫高壓、超稠油開發(fā)、深水深層等復(fù)雜領(lǐng)域是世界范圍油氣發(fā)展的熱點方向，同時也是技術(shù)難度高峰[21]。未來技術(shù)發(fā)展應(yīng)緊扣安全和提效主題，主要發(fā)展方向包括工程地質(zhì)精準(zhǔn)識別、超稠油多輪次吞吐低成本鉆完井及注采、窄窗口控壓鉆井及固井技術(shù)、深部復(fù)雜地層儲層保護技術(shù)等。

3.2 裝備材料持續(xù)國產(chǎn)化

目前深水水下井口及采油/采氣樹、深水防噴器、耐超高溫井下工具，以及高規(guī)格防腐管材、高密度無固相完井液等部分關(guān)鍵裝備材料尚依賴進口，價格居高不下，采辦周期長，制約著部分油氣田的開發(fā)效益。未來，加大國內(nèi)油氣勘探開發(fā)力度，需要持續(xù)加強上述關(guān)鍵裝備、材料的基礎(chǔ)性研究與國產(chǎn)化應(yīng)用。

3.3 交叉學(xué)科人才培養(yǎng)

創(chuàng)新是發(fā)展的不竭動力，學(xué)科交叉與跨學(xué)科交流則是創(chuàng)新的源泉。未來需要在石油工程與地質(zhì)力學(xué)、地球物理學(xué)、信息技術(shù)、人工智能等交叉學(xué)科加強人才培養(yǎng)[22]，在油氣行業(yè)與航空航天、水利水電、船舶工業(yè)、電子科技等行業(yè)，增進跨領(lǐng)域交流。

3.4 數(shù)字化與智能化

中國海油初步建立了E-drilling系統(tǒng)，未來將在以下領(lǐng)域持續(xù)加強數(shù)字化建設(shè)。智能鉆井方面：智能鉆機、井下實時大容量信道通訊、基于Python大數(shù)據(jù)的鉆井溢流預(yù)警、深水應(yīng)急救援、海上平臺關(guān)鍵區(qū)域“天眼”監(jiān)控等。智能完井方面：智能井下控制、自動監(jiān)測井下數(shù)據(jù)、數(shù)據(jù)分析和自動干預(yù)系統(tǒng)等。

3.5 綠色能源轉(zhuǎn)型

開展天然氣水合物資源評價及開采技術(shù)攻關(guān)，聚焦先導(dǎo)示范區(qū)，加大取樣評價力度、突破高效開發(fā)和流動安全技術(shù)，建立多氣合采試開發(fā)技術(shù)體系，形成天然氣水合物試采方案設(shè)計和現(xiàn)場實施能力。探索發(fā)展地?zé)崮荛_發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，發(fā)展地?zé)豳Y源勘查與評價技術(shù)，研究儲備干熱巖鉆井關(guān)鍵技術(shù)，支持建設(shè)地?zé)豳Y源開發(fā)利用示范區(qū)。為“碳達峰、碳中和”目標(biāo)貢獻海油力量。

4 結(jié)論與建議

“十三五”期間，中國海油立足科技自主創(chuàng)新，攻克多項關(guān)鍵核心技術(shù)，相繼突破了渤海中深層高效鉆完井、海上稠油規(guī)模化熱采、（超）深水油氣田開發(fā)、南海高溫高壓鉆完井、非常規(guī)油氣增產(chǎn)、海上應(yīng)急救援等關(guān)鍵技術(shù)，打破了隨鉆測井與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)、深水鉆井表層導(dǎo)管、水下應(yīng)急封井裝置、水下井口采油樹等關(guān)鍵裝備工具的國外壟斷，助力實現(xiàn)中國海洋石油工業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展。未來中國海油將加強科技自主創(chuàng)新，加快進軍深海步伐，在油氣增儲上產(chǎn)、關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)、綠色能源轉(zhuǎn)型上銳意進取，為建設(shè)海洋強國不懈奮斗。