中國海油“深海一號”大氣田鉆完井關鍵技術進展及展望

李 中

（中海油研究總院有限責任公司，北京 100028）

目前，全球深水油氣累計產量為96×108t 油當量，剩余深水可采儲量為329×108t 油當量，海洋油氣開采已進入黃金時代。我國南海油氣資源總量超過300×108t，2014 年勘探發現的“深海一號”大氣田儲量超千億方[1–3]，其一期工程已于2021 年投產，年產氣量達30×108m3，二期工程于2022 年全面開工建設，預計投產后氣田總產能達到45×108m3/年。該氣田發育在瓊東南盆地底部中央峽谷內的濁積水道復合體，為條帶狀展布的孤立砂體，7 個井區各自獨立成藏，水深1252～1547 m，東西南北跨度分別為30 km×50 km。所在海域海況惡劣，工程地質環境復雜，鉆完井難度巨大，經濟開發門檻高，面臨的難題具體表現為2 方面：

1）以“深海一號”一期為代表的超深水氣田，水深最深達1500 m 以上，但儲層埋藏淺，地層承壓能力低，最低破裂壓力系數僅1.21。海床溫度僅2～4 ℃，鉆井液流變性控制和淺層固井質量面臨巨大挑戰[4–6]。高度分散的大氣田，如何優選總體布局降低開發成本，以及在滿足井筒完整性等要求的前提下，如何合理利用探井、有效防砂控水等均面臨挑戰。

2）以“深海一號”二期為代表的深水高壓氣田，水深約950 m，但地層溫壓系統復雜，最高地層壓力69 MPa 且存在壓力曲線反轉，最高地層溫度138 ℃。探井作業中井漏、溢流、阻卡等復雜情況頻發，極端復雜地質環境下存在“溢漏同層”現象，嚴重制約深水深層油氣的勘探開發進程[7–8]。

圍繞上述鉆完井難題，中國海油立足自主科技攻關，依托國家自然科學基金、國家科技重大專項等科研課題，建立了深水鉆完井關鍵技術體系。研究成果全面付諸工程實踐，設計方案與實際作業吻合度95%以上，源頭提質降本效果顯著，支撐建成了我國首個自營超深水大氣田——“深海一號”大氣田，2021 年該氣田的全面投產標志著我國海洋石油工業全面進入“超深水時代”[9–10]?；诖?，總結了中國海油“深海一號”大氣田鉆完井關鍵技術進展，并進行了技術展望，以期為未來挺進深遠海開發復雜油氣田提供技術支撐。

1 深水鉆完井關鍵技術體系

深水鉆完井關鍵技術體系集鉆完井設計關鍵技術、深水鉆完井關鍵工具裝備、高效作業及綜合提速技術于一體，如圖1 所示。其中，鉆完井設計關鍵技術和高效作業及綜合提速技術各有4 項代表技術，深水鉆完井關鍵工具裝備有4 項代表性成果。

圖1 深水鉆完井關鍵技術體系Fig. 1 Key technology system of deepwater drilling and completion

2 鉆完井設計關鍵技術

2.1 國產化深水水下井口

水下井口鉆井中心數量及位置直接影響投資規模，因此針對“深海一號”大氣田東西跨度50 km、南北跨度30 km、水深落差300 m 的復雜空間分布形態（如圖2 所示），對7 個井區分別進行了個性化設計。首創了以成本最小化為目標函數的水下井口布置綜合評估技術，綜合考慮油藏井位部署、鉆完井實現技術難度、工程設施布局、作業風險量化等多維度因素，形成了深水水下井口布置綜合評估流程及推薦做法，建立了多維度評估圖版；確立了“深海一號”大氣田“獨立井口+集中式井口”和“大串聯+小集中”結合的水下井口總體布局，與傳統單一模式相比節省成本上億元。

圖2 “深海一號”大氣田井區分布情況Fig. 2 Well map of "Deep Sea No.1" gas field

2.2 國產化深水水下采油樹

探井轉開發井有望大幅降低深水氣田的開發成本，單井降本規模達上億元。其中，油氣井的井筒完整性、產量剖面、流體組分等因素，是探井能否轉為合格生產井的關鍵，在探井設計階段難以全面考慮上述因素能否滿足安全性要求[11–13]。為此，以井筒完整性為目標，建立了深水探井轉開發井可行性評價技術，該技術以滿足油藏要求、井口情況、固井質量等3 個定性因素和套管材質、環空壓力、井筒尺寸、綜合成本等4 個定量因素為控制目標[14]，在“深海一號”大氣田優選2 口探井轉為開發井，降本效果顯著。

2.3 深水大位移井安全鉆井周期預測技術

基于深水深部高壓地層彈性參數和力學特征，根據巖石長期強度實驗規律，建立了深水大位移井安全鉆井周期預測方法，修正了傳統力–化耦合模型中的誤差，圍繞地應力笛卡爾坐標系進行柱坐標轉換，建立了定向井坍塌壓力隨井眼鉆開時間的變化規律（如圖3 所示），準確預測了大位移井長裸眼段的安全鉆井周期，支撐深水開發井的水平位移延伸長度達到3000 m，為井身結構減次、優化套管下深等奠定了理論基礎。同時，開發了深水高壓井鉆進井筒壓力實時監控軟件系統，從設計與作業雙重角度，解決了深水復雜地層的安全鉆井問題。

圖3 深水開發井坍塌壓力隨井眼鉆開時間的變化規律Fig. 3 Variation of collapse pressure with hole drilling time in deepwater development well

2.4 深水氣井智能完井技術

“深海一號”大氣田底水發育，能量充足，未來氣井生產過程中存在見水風險，控水難度大。為滿足邊底水氣田生產管理及后期生產調整的需求，創新設計了深水智能完井技術方案（如圖4 所示）：對比液控與電控2 種滑套控制方式，從技術可靠性角度出發，推薦使用3 條液控管線控制2 個滑套的方案；由于“深海一號”氣田為礫石充填防砂，無需將控制閥安裝在產層段，因此推薦使用帶環空外套的井下流量控制閥布置形式。該技術方案實現了雙層井下流量監測和調整，同時滿足了底水氣藏的智能控制。

圖4 “深海一號”智能完井管柱設計結果Fig. 4 Design of intelligent completion string in "Deep Sea No.1" gas field

深水智能完井技術方案在滿足技術可行性的基礎上，兼顧了深水作業流程造成的儲層保護和井控安全，考慮了后期施工作業風險、生產后期起管柱時效，減少了FIV 的開啟風險等，最終形成了滿足深水完井工藝整個生命周期可靠性的智能完井技術。

3 深水鉆完井關鍵工具裝備

3.1 國產化深水水下井口

目前國際主流深水水下井口性能為：額定工作壓力69～103 MPa，額定溫度U 級（?18～121 ℃），材料等級DD—HH，產品規范等級PSL-3 或PSL-3G；針對不同深水環境，各廠商也推出了各自針對性的井口設計，如GE 公司的高溫高壓井口MS700、FMC 公司的138 MPa 高壓井口和FMC 公司的小尺寸套管用水下井口等[15]。

中國海油依托工信部創新專項，研制了深水水下井口系統及配套工具。其中，高壓井口額定工作壓力103 MPa，額定溫度U?18～121 ℃，材料等級HH 級，產品規范等級PSL-3。通過了功能測試、壓力循環試驗、溫度循環測試和總裝測試等各項檢驗，并完成了海試。海試環節包括：鉆一開次井眼，下表層導管及井口頭；鉆二開次井眼，下表層套管，進行BOP 試壓，回收抗磨補心；送入?339.7 mm套掛密封總成、?339.7 mm 抗磨補心及其試壓杯，送入?244.5 mm 套管掛密封總成，進行試壓、固井循環作業、固井膠塞測試，以及回收密封總成等。

深水水下井口國產化研究取得突破，將會改變我國在深水水下井口依賴于國外公司的現狀，保障我國深水鉆井作業自主控制和安全實施，提升在復雜國際形勢下我國能源領域的抗風險能力。

3.2 國產化深水水下采油樹

水下采油樹技術一直被TechnipFMC、OneSubsea、Baker Hughes 和Aker Solutions 等4 家歐美公司所壟斷，這4 家公司占據國際水下采油樹市場的90%，導致設備采辦周期長、價格高、維修保養難，長期制約著我國海洋石油自主邁向深水的步伐。

中國海油依托工信部創新專項，牽頭整合國內百余家公司產業鏈，研制出我國首臺套500 m 級國產化深水水下采油樹，質量55 t，設計壽命20 年，額定工作壓力69 MPa，額定溫度?18～121 ℃，突破了高壓密封、防腐、精密加工、深水濕式電氣連接等一系列技術瓶頸，已取得權威第三方認證。目前該裝備已在鶯歌海海域的東方1-1 氣田成功投用，標志著我國已具備深水下采油樹整體研發、制造、測試和應用的核心技術能力。

3.3 深水早期溢流監測技術與裝置

針對深水油氣田開發環境的特點和地質條件的復雜性，充分利用深水防噴器與隔水管段的安全屏障，研發了深水水下隔水管氣侵早期監測預警系統，創新引入水聲通訊無線傳輸系統，實現了該預警系統的安全高效安裝與操控。將深水井溢流侵入井筒的流體控制在水下防噴器以下，實現早發現、早報告、早管控，有效防止井噴、平臺著火、爆炸等重大事故[16–17]。

深水水下隔水管氣侵早期監測預警系統適用最大鉆井液密度達到1.6 kg/L，全套設備可離線快速安裝，不占井口作業時間，采用了深水環境水聲信號抗噪及容錯技術和基于值更模塊的自適應電源管理機制，實現了水下氣侵監測儀與水上監測主機的雙向通訊，數據傳輸速度≥500 bit/s，誤碼率小于1%，累計數據傳輸運行時長≥300 min。該系統數據儲存溫度滿足?18～82 ℃，工作溫度滿足0～60 ℃，水下工作60 d，已分別在超深水探井和“深海一號”氣田開發項目中成功應用。

3.4 國產化多流道旁通篩管

常規礫石充填過程中，礫石從攜砂液中脫出并自然沉積。深水油氣田或長水平井段礫石充填時極易發生早期砂橋現象，使部分井段不能充滿礫石，不能形成均勻穩定的礫石充填層，極大地影響了防砂效果[18]。中國海油結合深水油氣田的特點及需求，研制了國產化多流道旁通篩管，形成了完善的多流道旁通篩管礫石充填技術，可通過旁通充填功能確保充填效率，提高防砂效果和可靠性。具體而言：1）設計的多流道旁通篩管外圍旁通管圓腰“月牙形”結構、連接接頭快速連接等結構，突破了國際上同類產品的結構形式，確保了篩管過濾精度、強度及充填效果，便于現場操作及下入；2）形成了國內首套多流道旁通篩管檢測方式與檢測標準，研制了可視化多流道旁通篩管充填試驗模擬設備，驗證了多流道旁通篩管的可行性和可靠性；3）結合常規礫石充填技術及深水完井特點，研究完善了多流道旁通篩管礫石充填技術配套工藝和工具，并成功在南海深水區塊進行了應用，得出了國內首套多流道旁通篩管樣品及首項多流道旁通篩管礫石充填技術，填補了國內技術空白。

4 高效作業及綜合提速技術

4.1 深水開發井大規模表層批鉆及井間移位技術

表層批鉆技術是深水鉆井提效提速的常規技術之一，但以往的應用規模僅局限于2～3 口探井，工期節省幅度有限。針對“深海一號”氣田空間范圍廣、水深跨度大、氣藏分散的特點，以效益最大化為目標函數，綜合考慮各潛在鉆井平臺的作業能力，根據定向井與水平井2 類井型的施工工藝的差異，制定大規模表層批鉆方案，集中批量化完成表層噴射和一開鉆井作業。同時，針對不同井段的鉆井特點及南海的復雜環境條件，創新設計了分井段–分時段最佳井間移位路徑方案，施工工藝如圖5 所示?！吧詈Ｒ惶枴贝髿馓镩_發過程中，首次實現了10 口井以上的大規模深水表層批鉆技術應用[3]，大幅壓縮了深水鉆井作業工期。

圖5 分井段–分時段最佳井間移位路徑方案Fig. 5 Optimal inter-well displacement path scheme by well section and time period

深水開發井大規模表層批鉆及井間移位技術相對傳統技術方式節約井間移位及動復員工期45 d，創造了110 d 不起防噴器的世界紀錄。

4.2 極端海況深水鉆井平臺–隔水管作業安全保障

南海臺風多發，嚴重影響深水鉆井隔水管系統的安全性和深水鉆井作業的時效。例如，對于水深2500 m 的深水井，全部隔水管逐根回收再回接所需總時間為8 d。針對南海極端海況條件，通過以下3 方面技術攻關，形成了極端海況下的深水鉆井平臺–隔水管作業安全保障技術：1）首創了“鉆井平臺–隔水管–水下井口”耦合模型，揭示了極端海況下的鉆井平臺–隔水管耦合響應機理；2）系統開發了應對極端海況的深水建井安全控制技術，包括應對內波的隔水管監測預警和應急解脫技術，應對平臺限位失效后漂移的安全控制技術等；3）研制了全球首套“主動控制–被動補償”懸掛隔水管防臺裝置，通過ABS 認證，使平臺懸掛隔水管應急適用海況從一年一遇提升到百年一遇，航速由0.3 節提高至1.0 節。

深水鉆井平臺–隔水管作業安全保障技術大幅緩解了南海頻繁發生的臺風、內波等極端海況對鉆井隔水管系統帶來的巨大風險，將惡劣海況和緊急情況下的平臺應急動復員時間壓縮至8 h 以內。與國際上使用的逐根回收全部隔水管后撤離相比，單口井即可縮短工期4 d 以上。

4.3 深水非目的層段高效鉆井提速技術

深水開發井鉆遇地層95%為非目的層段，因此非目的層鉆井提速是重中之重。為此，以實現鉆井作業安全、鉆井提速和作業效率最大化為目標，從創新方案設計、優選流體體系和優化作業工藝等方面入手，開展重點攻關。首先，基于非目的層段井壁穩定性分析，綜合優化井身結構設計方案，在確保安全的前提下盡量減少開次。其次，研發和應用井壁強化鉆井液體系，提高地層承壓能力，克服深水鉆井液易漏失難題；研發和應用“表層首漿低水化熱+尾漿低溫早強體系”升級表層固井水泥漿性能，后續井段及目的層井段固井，采用防漏、防氣竄體系，保障水泥環完整性。最后，通過優選鉆頭和提速工具，合理設計深水鉆井作業參數，確保非儲層段鉆井提速效果和作業安全，實現非儲層段安全高效鉆井[19–20]。

應用非目的層段高效鉆井系列技術，極大地提高了“深海一號”大氣田開發井建井時效和鉆井效率，平均建井時效90%以上，與同等難度下國外公司的設計工期相比，9 口新鉆井非目的層段作業工期縮短41 d。

4.4 深水開發井上下部完井一體化模式

針對國際通用的完井程序“下部完井—下橋塞臨時棄井—轉至下口井—井筒重入—上部完井—清噴作業”易受平臺空間局限和關鍵裝備交貨周期長的影響，創新發展了深水開發井上下部完井一體化作業模式，形成了緊湊空間內完井裝備快速安裝技術、一體化遠程智能監測及控制技術、作業機具適應性升級技術[21]。具體包括：選擇第七代深水鉆井平臺進行深水完井適應性改造，通過緊湊空間內完井裝備快速安裝技術，進行大型完井和地面清噴流程設備模塊化升級，使完井期間地面防砂設備實現模塊化，使設備占用平臺甲板面積最小，提升了現場完井作業時效，同時利用一體化遠程智能監測及控制技術，保障作業過程安全高效。

通過應用深水開發井上下部完井一體化模式，“深海一號”大氣田完井過程中節省場地面積超過40%，無需臨時棄井和重入，降低了完井作業風險，縮短工期50 d，實現完井立即清噴，大幅縮減了儲層浸泡時間。

5 深水鉆完井技術展望

“深海一號”大氣田的成功開發及二期工程的全面開鉆，標志著我國已掌握1500 m 水深常規溫壓/高壓氣田的勘探開發鉆完井自主設計和作業能力，關鍵技術及研究模式已在陵水18-1、寶島21-1、永樂8-1/3 等開發項目中設計應用，為未來深水深層復雜油氣田的接續建設提供有力實踐支撐。同時，需要清醒地認識到，與國際先進水平相比，我國尚存在一定差距[22–23]。例如，國際上探井最大作業水深為3400 m，開發井最大作業水深2900 m，且已實現超深水高溫高壓油氣開發、復雜大位移水平井和深水巨厚鹽層下油氣開發，而國產化深水鉆完井核心工具裝備的關鍵零部件仍依賴進口，國產化率有待提高。

面向未來，隨著南海深水油氣勘探開發逐步邁向中深層，技術發展展望如下：

1）隨著深水常溫常壓鉆完井技術取得突破，未來（超）深水復雜溫壓油氣田會成為勘探熱點，與之相關的技術包括深水精細控壓鉆井技術體系及裝備、具備優質儲保效果的深水鉆井液及完井液體系、超深水淺層極窄壓力窗口鉆井技術，以及深水超大位移井和高溫高壓鉆完井技術等。

2）關鍵核心裝備的國產化是未來實現海洋科技高水平自立自強的重點，包括深水鉆井防噴器、隔水管系統、動力定位控制系統、1500 m 級深水水下井口、采油樹及配套安裝工具等關鍵核心裝備的研制，特別是部分高端零部件和元器件的研發。

3）我國南海深遠海及海外深水區塊資源勘探開發潛力巨大，未來井控應急技術能力建設至關重要，包括超深水高溫高壓鉆完井井控應急技術、深水鹽下鉆完井井控應急技術、國際井控資源合作和技術裝備研發等。

6 結束語

中國海油肩負國家能源安全使命，立足守正創新戰略，成功突破了“深海一號”大氣田鉆完井技術體系，研究了一系列鉆完井設計關鍵技術，研發了一批關鍵工具裝備，形成了深水氣田高效作業和綜合提速技術，較大程度上打破了國外技術壟斷，實現了從深水自主勘探到自主開發的里程碑式跨越，成為建設海洋強國、維護國家海洋權益的中流砥柱。未來，中國海油將積極打造原創技術策源地，勇當現代產業鏈鏈長，持續在深海油氣勘探開發、高端裝備制造等領域發揮自身優勢，持續加強科技創新，加快進軍深海步伐，為建設世界一流能源企業而不懈奮斗。