巴西深水盐下钻完井配套技术与降本增效措施

何保生 张钦岳

（中海石油巴西有限公司 巴西里约热内卢 22100000）

巴西深水盐下钻完井配套技术与降本增效措施

何保生 张钦岳

（中海石油巴西有限公司 巴西里约热内卢 22100000）

自2006年巴西超深水海域发现巨型盐下油田以来，深水盐下钻完井技术取得了显著进步。本文总结了巴西深水盐下钻完井面临巨厚盐岩层蠕动危害大、灰岩储层漏失严重、地层可钻性差、超深水钻井装备可靠性及应急管理挑战、巨厚储层完井严重漏失等难题，阐述了盐层段安全钻井及套管设计、控制压力钻井技术、钻井工具及工艺优化提高钻速技术、深水应急专项技术、大尺寸智能完井技术等深水盐下钻完井配套技术，并梳理了深水盐下L油田降本增效举措，最后展望了超深水无隔水管钻井、完井管柱湿式解脱工具、混合式智能完井控制系统等深水盐下钻完井新技术，以期为国内深水油气田钻完井技术发展提供借鉴。

巴西；深水；盐下钻完井；技术挑战；配套技术；降本增效；L油田

巴西深水海域蕴藏着极为丰富的油气资源，自20世纪80年代开始从事深水油气田的开发生产，与墨西哥湾、西非并称深水油气田开发的“金三角”。2006年巴西国家石油公司在桑托斯盆地BM－S－11区块钻探的Tupi井获得了首个盐下灰岩储层的商业发现，从此揭开了巴西超深水海域盐下油田的大规模勘探和开发进程［1］。巴西盐下油田主要分布在桑托斯盆地和坎帕斯盆地，该类油田的典型特点包括：储层埋深较大，普遍位于海平面以下5 000～7 000 m；储层之上分布厚层盐岩盖层，盐层厚度超过2 000 m；水深约2 000 m，且离岸远（200～300 km）；储层厚度大（100～500 m），油田整装，储量大（10亿桶以上）；单井产能大，最高日产原油可达5万桶；油品佳但气油比高，溶解气高含CO2等。截至2016年底，巴西盐下油田已有11艘浮式生产储油轮投入生产，原油日产量已达120万桶［2］；巴西国家石油公司在盐下区域的钻井数已达220口，完井124口［3］。本文重点介绍了巴西深水盐下钻完井面临的技术挑战及采取的配套技术，以L油田为例介绍了巴西深水盐下钻完井降本增效措施，探讨了深水盐下钻完井新技术发展方向，以期为我国深水油气田钻完井技术发展提供借鉴。

1 巴西深水盐下钻完井技术挑战

巴西深水盐下钻完井普遍面临着恶劣海洋环境、海底低温高压、窄压力窗口、浅层地质风险、作业成本高等严峻挑战。在该区域钻探的第一口“野猫井”钻井周期达469 d，这也体现出了在该区域钻井面临的其他巨大挑战，如巨厚盐岩层蠕动危害大、储层严重漏失及储层可钻性极低等。同时，因单井产能高且需要智能完井实现选择性生产，通常需要采用φ244．475 mm套管完井。巴西深水盐下钻完井面临的技术挑战具体体现在以下几个方面。

1．1 巨厚盐岩层蠕动危害大

巴西深水盐下油田地质剖面中均包含数百米到3 000 m的厚层盐岩层，该地层大概形成在160 Ma前南美大陆与非洲大陆分离的阶段，为其下部微生物灰岩储层提供了良好的盖层。

巴西盐层的主要成分是岩盐，另外还包括硬石膏、光卤石及钾盐等，其中光卤石的蠕动性能最好，对钻完井的影响和危害也最大，而岩盐在深层温度升高时也具有一定蠕动特性。盐层蠕动导致钻进阶段极易发生憋卡事故，且随着深层温度升高，盐层的蠕动性增强。初期阶段并没有很好的模型和工具对不同盐层的蠕动速率等参数进行有效模拟和监测，导致钻井液密度的精确选取也变得非常困难。同时，盐层的蠕动对套管强度和固井质量也提出了很高的要求。

1．2 灰岩储层严重漏失

钻井液漏失是钻井作业中常见的挑战之一，但巴西盐下灰岩储层由于天然发育的裂缝及孔洞结构，自钻探盐下第一口井开始就受到严重漏失甚至是完全漏失的困扰。据粗略统计，该地域至少1／3的井存在漏失或严重漏失的问题。例如，2016年L油田完成的某井在使用控压钻井装置的情况下仍在储层钻进期间漏失超过2万桶油基钻井液，该井在利用常规堵漏方式无效的情况下最终采取了在储层裸眼段全封水泥再钻开的方法。2013年桑托斯盆地某井钻探储层期间漏失油基钻井液超过7 150 m3，仅用于堵漏作业的时间超过2 d；深水盐下区块钻探初期某些井因为严重漏失且堵漏无效不得不临时弃井，须待相关钻井技术成熟后再重入井眼。

储层严重漏失同时给生产套管的固井带来很大挑战，如何保证管外水泥达到设计返高和固井质量成为难题。严重漏失带来的典型负面影响包括钻井成本因钻井液损失而升高、钻机作业时间延长、储层污染、影响层间封隔效果及增加井控风险等，更严重的可能会导致井眼报废。

1．3 地层可钻性差

巴西深水盐下储层段的岩性主要是灰岩，其中根据区块的不同分布有微生物灰岩和介壳灰岩等，两者的可钻性均比较差且研磨性强，平均机械钻速在1～2 m／h，若采用常规钻头则需要多趟钻才能钻至设计完钻深度。另外，近几年在盐下桑托斯盆地发现较多火山岩分布，如L油田目前已钻井中有半数以上在盐底或储层中出现火山岩，该类岩石的可钻性也非常有挑战性。

地层可钻性差的挑战还出现在盐上地层的钻进中。以L油田为例，多口井在二开无隔水管钻进φ711．2 mm井眼时出现严重的憋卡、井壁不稳，无法钻达设计井段深度，不得不启用备用扩眼井段即φ463．55 mm×φ558．8 mm 井眼和备用φ457．2 mm尾管。部分盐上地层处于较老的白垩系，且存在频繁的砂泥岩互层，研磨性强且可钻性差，进行扩眼作业的挑战同样很大，在如此大尺寸井眼中扩眼作业常导致井下工具震动严重甚至工具失效等。如L油田某井仅此一扩眼井段使用了8趟扩眼钻具、尝试了业内各种扩眼器效果并不理想，最终导致此单一井段钻进耗时长达70 d。

1．4 超深水钻井装备可靠性及应急管理挑战

1．4．1 超深水钻井装备可靠性挑战

巴西深水盐下区块平均水深普遍在1 900～2 400 m左右的超深水范围，这就要求在该区域的钻完井作业需使用业内最高端的第六代深水平台及少数第五代深水平台来进行，尤其是在深水盐下油田发现的初期，这对钻完井装备资源可靠性及作业团队的管理水平均提出了严峻挑战。巴西深水盐下一系列巨型油田的陆续发现，也掀起了全球深水钻井装备建造业的新一轮狂潮。根据ODS－Petrodata钻机数据库资料，2013年底全球具备8 000 ft（1 ft＝0．304 8 m）水深以上作业能力的深水浮式钻机数量为106台，其中在巴西海域作业的达到29台，这29台中绝大多数都在深水盐下区块作业。

2014年底L油田某井使用一超深水DP3动力定位钻井船钻井期间，在钻进储层井段时平台突然出现部分断电，6 min后全船失电，平台定位系统完全失去控制，平台开始在风、浪、海流的自然力推动下自由漂移。平台全船失电8 min后，平台漂移至DP红圈警戒线，触发应急解脱，防喷器下剪切闸板成功剪切井内φ149．225 mm钻杆，同时防喷器上部隔水管总成解脱成功。但是该事故发生后5 h平台才恢复动力，至此平台已漂移超过9 km。值得庆幸的是，事故发生时平台附近海域并无其他生产设施或其他平台作业，否则后果不堪设想。该事故处理耗时超过22 d，损失费用近2 000万美元。通过此事故发现了该平台电力管理系统存在的部分逻辑缺陷，同时操船人员在应急情况下对故障的识别及处置能力也有欠缺。

1．4．2 深水钻井井控应急管理挑战

巴西深水盐下储层具有厚度大、物性好的特点，同时储层流体气油比较高，储层压力系数约为1．2，油井初期均采用自喷生产且产能高，一旦发生井喷失控，结果将是灾难性的。以L油田为例，如果发生井喷失控，在敞喷条件下每天喷出原油超过30万桶，如果被迫采用救援井压井方案，则需要2口救援井同时压井作业，因此做好一级井控是巴西深水盐下钻井作业的关键。目前巴西国家石油公司的救援井设计主要考虑救援井的井身轨迹、与事故井的探测及联通点选择、压井模拟计算等3部分，相关的救援井资源及装备均由巴西国家石油公司整体策划。1．5 巨厚储层完井漏失严重

巴西深水盐下完井最大的挑战仍然是射孔后或裸眼完井的储层严重漏失问题，井内泵入大量的堵漏材料及完井液漏失或多或少会对储层造成损害，而且在有些井中常规的堵漏方法无法起到预期效果，在严重漏失的井中下入完井管柱实际操作难度很大，且需承担较高的井控风险。

盐下油田储层普遍厚度大，如L油田某井储层净厚度超过400 m，且储层连续、物性好、单井产能大，很多情况下需要使用φ168．275 mm或φ139．7 mm油管进行生产。同时为了控制厚储层生产期间的注入气／水锥进，维持油藏压力，提高油田最终采收率，需进行分层开采和气／水注入。为了降低超深水盐下油田修井作业数量和频率，完井设备的可靠性及具备远程控制每层流动的能力至关重要。

另外，巴西深水盐下储层普遍含有CO2等酸性气体。以L油田为例，其地层流体中含有体积约44%的CO2和一定量的H2S，这对生产油、套管材质都提出了很大挑战，模拟选材研究表明仅有超级双相不锈钢这种特殊材质才能满足生产要求。而全球能生产此材质油套管的厂家非常少，交货周期也通常长达一年半之久。

2 巴西深水盐下钻完井配套技术

为解决上述提到的深水盐下钻完井技术挑战，巴西国家石油公司投入大量的科研人力、资金与业界研发机构、科研院所陆续开展了多项专题研究，并不断总结钻完井作业过程中的经验教训。另外，该公司在2011年和2013年上半年分别启动了PROINV和PRC Poco专项课题以优化深水盐下井的建井周期和费用，时至今日已取得良好效果。截至2016年，部分盐下油田的钻井及完井周期已分别比勘探初期降低约47%和61%。

2．1 盐层段安全钻井及套管设计

为准确模拟不同深度、温度情况下盐层的蠕动规律，巴西国家石油公司研究院经过不断摸索研究，开发出1套基于有限元分析方法的专用软件，以识别地震剖面中的蠕动盐层垂向分布情况，并模拟蠕动速率、井眼稳定情况等，最终根据蠕动速率给出具体井段的安全作业时间窗口。同时该公司与当地INTELIE数据分析公司合作开发出专门模块PROJESAL，通过综合地层压力剖面等信息提出建议使用的准确钻井液密度，这在很大程度上避免了仅依赖钻井设计人员经验方法预估钻井液密度导致出现大量钻井非生产时间的问题。

在盐下油田钻探初期出现了多起因盐层蠕动将套管挤毁的事故案例，通过选择非常规壁厚套管、提高套管抗挤安全系数等措施进行改善。为减少盐层蠕动速率，防止钻具被卡，钻进中一般选取较高的钻井液密度。以L油田某井为例，虽然盐层段的孔隙压力当量密度仅为1．06 g／cm3，但钻进阶段的钻井液密度高达1．46 g／cm3，已非常接近下部灰岩储层段的地层破裂压力。另外，水泥浆体系的选择也非常关键，需避免固井后自由水的析出导致固井质量不合格。且固井前需要将钻井液体系的性能调整好，以降低钻井液切力，避免固井阶段压漏已经打开的储层段。

2．2 控制压力钻井技术

IADC欠平衡和控制压力钻井委员会定义控制压力钻井［4］是一种用于精确地控制整个井眼环空压力剖面的自适应钻井程序，目的在于调节环空压力剖面，从而达到精确控制井底压力。控压钻井实现方法包括：井底恒压钻井、双梯度钻井、泥浆帽钻井、回流控制等多种钻井技术和方法。

为了解决深水盐下频繁出现的严重漏失问题，巴西国家石油公司将控制压力钻井（Managed Pressure Drilling，MPD）技术引入到了该国家超深水钻井领域，并取得了非常成功的应用效果。

对于钻机装备结构而言，在超深水盐下动力定位平台使用控压钻井与常规钻井方式的最大差别是将钻井液开路循环系统改为闭路循环，在隔水管系统中增加旋转防喷器并在地面返出系统中采用自动化精确控制的节流系统，通过控制井口回压实现动态环空压力剖面控制，从而使整个井底的压力维持在安全钻井窗口内，实现近平衡钻井，并在复杂的地层环境下有效控制钻井液漏失、地层流体侵入等多种钻井问题的发生几率，适用于钻井窗口狭窄的深水钻井。

巴西国家石油公司在超深水盐下作业中引入控压钻井的初衷是应对因严重漏失问题用常规钻井方法无法钻达设计深度，采用的钻井工艺是压力泥浆帽钻井［5］（Pressurized Mud Cap Drilling，简称 PMCD），它是在环空间断性的注入低密度钻井液，同时通过钻杆向井内泵入海水钻进，钻进期间没有任何钻井液及岩屑返出地面。通过钻杆泵入的海水、环空注入的低密度钻井液及地层岩屑均被挤入目的层的裂隙中，井底压力通过环空低密度泥浆帽液柱及地面附加的环空背压控制，保持井底压力稳定。因此，PMCD方法的适用条件是裂缝发育良好且接纳注入的钻井液、岩屑能力强的漏失层钻进，这也是目前巴西深水盐下区域应对钻井液完全失返和非常严重漏失的最有效措施。

2．3 钻井工具及工艺优化提高钻速技术

为应对盐下油田钻进过程中的可钻性挑战，巴西国家石油公司进行了各种工具及工艺改进尝试。首先进行的是钻头方面的改进，除针对不同地层特点优化常规牙轮、PDC钻头外，还大胆尝试了不同公司的新钻头技术，比如贝克休斯公司的Kymera牙轮／PDC混合式钻头、斯伦贝谢公司的带中央锥形齿的PDC钻头和用于表层钻进的双牙轮钻头、不同公司的天然孕镶金刚石钻头等，取得了不错的效果。其中，通过综合经济性比较，在大段灰岩储层段使用涡轮钻具配合天然孕镶金刚石钻头是一个不错的选择。同时为了及时、准确了解井下工具工作状况及钻头附近的实际钻井参数，提升作业效率并减少钻井风险，多数钻井工具组合中加入了如贝克休斯公司Copilot类似的钻井动态监测工具，它可以实时传输钻头处的实际钻压、扭矩、转速、钻柱内／环空压力及井下工具弯矩、振动情况等到地面或陆地办公室作业中心，为关键井段的实时决策提供宝贵依据。

另外，为了尽量在盐上地层避免使用备用井段、进行大尺寸井段扩眼，L油田的工程师已完成相关调研，计划短期内将深水钻井中应对浅层气用的Pump ＆Dump技术用到盐上不稳定地层的钻井作业中。该技术的优势是通过在无隔水管井段中用高密度、抑制性强的盐水代替原来使用的海水提高地层稳定性，在理论上可以四开完钻的井中尽量将表层套管下深。

2．4 深水应急专项技术

深水钻完井作业风险极高，尤其是在2010年4月美国墨西哥湾发生BP公司Macondo井井喷失控导致钻井船沉没、船上11人死亡、环境污染严重的重大事故后，深水作业中如防喷器等关键设备的可靠性及应急管理越来越受到各大石油公司关注。

为确保深水盐下作业中应急解脱的可靠性和成功率，巴西国家石油公司专门开发了名为SEEDS的软件模块，该模块可以将钻完井作业具体步骤与应急解脱系统EDS同步，根据不同作业阶段、行业及公司标准自动选择不同的EDS模式。利用该软件可以定量判断和减少应急解脱情况下井眼暴露的风险，同时还可以协助为特定的井选取匹配的钻机，提升钻机编队的使用合理性，并减少井喷失控等恶性事故的发生几率。

巴西深水盐下油田的整体产量不断突破新高，且已具备平均单井产量约2．5万桶的高产能，若出现类似墨西哥湾的井喷事故将影响巨大。为了检验应急团队的应变能力／效率及应急设备等资源的调配情况，2015年底巴西国家石油公司在桑托斯盐下综合作业中心举行了公司成立以来最大规模的井喷溢油模拟演练，模拟了深水盐下某井钻井期间发生井喷失控溢油事故的应急处置。现场演习参与人数超过200人，共划分为水下溢油源控制、作业管理、计划、后勤协调、环境保护、财务等团队。通过演习检验了其事故管理系统ICS（Incident Command System）的运行情况、作业团队应急协调／资源调配、OSRL等溢油公司响应及公众媒体应对等能力。期间共动用了3架飞机（模拟喷洒消油剂）、10艘溢油回收／供应船、移动式应急控制车等资源，同时演习中邀请了巴西其他大型油公司、政府环保机构、海事局等多方现场观摩，以便通过此演习进一步查找应对大型事故时在管理和技术方面的不足。

2．5 大尺寸智能完井技术

盐下油田自发现以来至2016年3月份仅在桑托斯盆地完井数量已达100口，为了保证巨厚储层单层控制效果和减少后续油田生产期间智能完井的方案得到普遍应用，2012年在卢拉油田安装了盐下油田的第1套智能完井系统，且L油田自发现之日起就把智能完井作为油田开发的基础方案。

目前在盐下油田使用最多的是在φ244．475 mm套管内的大尺寸智能完井管柱组合，其关键完井设备和特点主要包括：φ114．3 mm大尺寸流动控制阀；使用化学药剂注入阀以防止完井设备结垢等；每层安装永久式井下压力、温度计监测流动动态；井正式投产前均进行较大规模的储层酸化措施，提高井眼附近流动能力。

3 深水盐下L油田降本增效举措

近年来国际油价大幅回落，对石油行业尤其是深水油田开发提出了更高的项目经济性要求，全球各大石油公司纷纷开始思考如何降低油田开发成本，使项目在经济性方面更具有竞争力。以巴西L油田为例，该项目于2016年初正式启动了专项降本增效行动小组，目标是努力实现项目的油价盈亏平衡点降为35美元／桶。该降本增效活动开展以来，取得了丰硕的成果。

3．1 无隔水管井段使用Pump ＆Dump技术

Pump ＆Dump技术也称为动态压井技术，是深水表层建井工艺中的关键技术。该技术是一种在未建立正常循环的深水浅层井段，通过泵重浆／稠浆以压井方式控制深水钻井作业中的浅层气井涌、浅层水涌动及浅层不稳定地层等复杂情况的钻井技术。其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似，通过1台可自动控制密度的混浆装置，根据工作需要可随时将预先配好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液自动调节到所需密度的钻井液，可直接供泥浆泵向井内连续不断的泵送。

该方法自研发成功以来已被用于许多深水钻井作业中，以增加表层套管的下入深度。该方法能够降低施工船的使用量，减少压井钻井液和缓冲液的储存区，提高将套管下入井底和固井的成功率，减少套管层数，显著节约成本。以L油田为例，根据目前的模拟计算，通过使用该动态压井技术可以克服盐上不稳定地层的钻进成功几率，进一步增加表层套管下深，可以实现部分井的套管层次从5层优化为4层，单井可实现降低钻井工期约15 d。

3．2 灰岩储层段采用裸眼智能完井

L油田的灰岩储层段岩石单轴抗压强度高，井径曲线规则，钻井过程中无井壁垮塌现象，井壁稳定性好，具备采用裸眼完井的前提条件。通过优化完井方式，将套管内射孔完井变为裸眼完井，在实现完井作业费用降低的同时，还具备全井段排液、增加油井产量及减少射孔作业对储层的污染等明显优势。目前该裸眼智能完井方案已作为L油田注入井的基础方案。

4 深水盐下钻完井新技术展望

4．1 超深水无隔水管钻井

超深水作业中钻井隔水管起着建立平台与防喷器间循环通道、下入防喷器等关键作用，但因在超深水作业中下入隔水管所需的周期长、环空返速低、需要储备大量钻井液等缺点，多家公司开始研究如何在超深水作业中省略隔水管。

目前关于该课题最前沿的方案是通过使用海底旋转防喷器、海底钻井液举升泵及回流立管等配套技术代替隔水管。无隔水管钻井最大的优势就是缩短钻井周期，并有可能同时实现超深水的双梯度钻井。据初步估计，该技术在深水盐下区域投入使用后可以节约近30%钻井周期。

4．2 完井管柱湿式解脱工具

深水盐下的上部完井管柱中通常包含井下安全阀、气举阀等设备，生产期间若这些设备或上部完井管柱的油管、控制管线等出现故障，通常的修井措施需要把井内所有完井管柱起出，更换损坏的部件后再下井。这样做的劣势是起管柱时间长，管柱解封前需要压井，并且井控风险高。

目前有石油公司计划研制一种完井管柱的井下湿式解脱工具，当完井管柱出现上述故障时，通过该工具解脱上部完井管柱，待故障修复后重新入井回接到下部管柱，它能保证管柱密封的同时恢复智能完井控制能力，整个过程可以不动下部智能完井管柱，节约大量的钻机时间。同时在管柱解脱前可以把井下流动控制阀关闭，避免了修井期间储层井漏和溢流的风险，大大改善了作业安全性。该解脱工具在使用电潜泵的井中优势更加明显，因为电潜泵的单次入井使用寿命非常有限。

4．3 混合式智能完井控制系统

业内使用的智能完井系统主要使用直接液压控制方式，目前多家公司都在开发电、液混合控制或纯电动的智能完井控制系统。新系统的主要优势包括可控层数增加、所需的控制管线数量减少、井下流动控制阀的响应时间变短、流动控制阀的开关方向和开度不受限制等。

以3层智能完井为例，使用直接液压控制时理论上需要的控制管线数量为10（4条流动控制阀控制管线、2条井下安全阀控制管线、3条化学药剂注入管线及1条连接井下压力／温度计的电缆），但目前业内使用的水下井口油管挂穿越数量最大为9，通常需要牺牲1条化学药剂穿越管线。但若使用电－液混合控制或纯电动控制系统，则不存在此问题。

5 结束语

针对巴西深水盐下油田特殊地理环境钻完井作业中的严重漏失、巨厚盐岩层蠕动危害大、地层可钻性差等典型挑战，探讨了盐层段安全钻井及套管设计、控制压力钻井技术、钻井工具及工艺优化提高钻速技术、深水应急专项技术、大尺寸智能完井技术等深水盐下钻完井配套技术，为后续深水盐下油田的开发奠定了坚实基础。本文通过展望国外深水钻完井领域最新技术，希望能给国内海洋钻完井尤其是深水钻完井领域同行提供借鉴。

［1］ PINHEIRO R S，SANTOS A R，MARQUES M，et al．Well construction challenges in the pre－salt development projects［C］．OTC25888，2015．

［2］ PetroBras．Annnual report of PetroBras，2016［R］．PetroBras，2016．

［3］ PetroBras．Business plan of PetroBras，2017－2021［R］．Petro－Bras，2016．

［4］ GEDGE B，SINGH H K D，REFUGIO E B，et al．Managed pressure drilling：a solution for drilling the challenging and undrillable wells in Vietnam and South East Asia［R］．SPE 165775．2013．

［5］ BENNY B，HIDAYAT A M M，KARNUGROHO A，et al．Combining pressurized mud cap drilling（PMCD）and early kick detection（EKD）techniques for fractured formations overlying a high pressure reservoir in offshore Kalimantan［R］．SPE 165893，2013．

Drilling and completion matching technologies and measures for cost reduction in Brazil deep water pre－salt oilfield

HE Baosheng ZHANG Qinyue
（CNOOC Petroleum Brazil Ltd．，Rio de Janeiro 22100000，Brazil）

Deep water drilling and well completion technologies have made a significate improvement since the first giant pre－salt oilfield discovered in ultra－deepwater areas offshore Brazil in 2006．This paper summarized drilling and completion challenges of ultra－deepwater pre－salt oilfield，for example the very thick salt layer squeezing，severe losses in the carbonate reservoir section，very low ROP in carbonate formation，the reliability challenge of deep water equipment，total loss risk during well completion due to very thick carbonate reservoir etc．；Briefed safe drilling operation in salt section and casing design，manage pressure drilling technology，optimization of drilling operation and equipment enhance ROP，emergency response plan for ultra－deepwater drilling and big bore intelligent well completion solution．Finally，this paper also listed some of the well’s cost reduction initiatives in the current low oil price environment in L oilfield．In the end，given the future application prevision of some key technologies may indication for domestic deep water field drilling and completion operations．

Brazil；deep water；pre－salt drilling and completion；technical challenges；matching technologies；cost reduction；L oifield

TE242

A

何保生，张钦岳．巴西深水盐下钻完井配套技术与降本增效措施［J］．中国海上油气，2017，29（5）：96－101．

HE Baosheng，ZHANG Qinyue．Drilling and completion matching technologies and measures for cost reduction in Brazil deep water pre－salt oilfield［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：96－101．

1673－1506（2017）05－0096－06

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．013

何保生，男，教授级高级工程师，中国海洋石油总公司钻完井专家，1994年毕业于原江汉石油学院钻井工程专业，现主要从事钻完井技术和作业管理工作。E－mail：hebsh＠cnooc．com．cn。

2017－05－25

（编辑：孙丰成）