南海：再次纵深又获突破—中国海油30年持续攻关“智服”深海超高温高压油气藏

□ 文/特约记者 张光明 罗鸣 本刊记者 莫北

南海：再次纵深又获突破—中国海油30年持续攻关“智服”深海超高温高压油气藏

□ 文/特约记者 张光明 罗鸣 本刊记者 莫北

5月继国土资源部中国地质调查局从我国南海神狐海域水深1266米海底以下203-277米的可燃冰矿藏开采出天然气，取得天然气水合物试开采的历史性突破之后，南海莺琼盆地也传来大好消息，中国海油湛江分公司在南海莺琼盆地4000米处成功钻探一口超高温高压井，并获良好油气显示。

这口探井的突破，再次表明我国天然气勘探开发到深海深地“找气”技术取得重大突破，更加增强了中国海油加大南海西部深层超高温高压天然气勘探的信心。

湛江分公司总工程师李中说：“该井的成功钻探，验证了公司近年强化攻关形成的超高温高压地层钻完井等系列技术的有效性，对进一步勘探开发南海西部深层油气、推进万亿大气区体系建设具有重要意义。”

“智服”超高温高压“猛虎”

规模、高效动用南海油气资源，是几代海油人的梦想。

上世纪80年代，国务院原副总理、石油工业部部长康世恩曾写下诗句赠南海西部油田：“传说哪吒能闹海，吾辈如今翻海底，科学技术显神威，乌龙白龙来朝拜”，并要求“寻找万亿大气区”。

从1984年至2004年，中外双方在南海钻了20口探井，努力寻找石油和天然气这两条“乌龙白龙”，但却迟迟未获商业发现。原因何在？

据介绍，南海地处三大板块交汇处，地质构造极其复杂，是世界公认的三大海上高温高压区域之一。

高温高压领域究竟能否成藏？国外早有经典实验结论，甲烷气在蒸馏水中的溶解度随温压升高而增大，墨西哥湾就因储层温度超138℃且压力系数大于1.5，天然气处于水溶气状态不能游离成藏。而莺琼盆地地层温度普遍超过200℃，压力系数超2.0，不少国内外专家据此认为不能成藏。

湛江分公司科研人员不迷信。2004年，他们开始从头研究。

通过在本地区反复实验论证，科研人员发现在压力系数超2.0、温度从80℃增加到180℃的条件下，高含甲烷的天然气和二氧化碳在地层水中的溶解度变化不大。根据这个实验结果，他们坚信莺琼盆地可以游离成藏。

解决了成藏问题，在储层方面，科研人员又遇上与业界经典沉积模式相左的认识，靠近物源的内陆架滨岸区和陆坡下是储层发育有利区，而莺琼盆地处于两者的外浅海环境。难道此处不发育大型储集体？科研人员还是不迷信。他们聚精会神精细研究，又有了新发现—莺琼盆地发育挠曲或沉积坡折，坡下易发育重力流储集体。对此，科研人员创新高温高压天然气成藏理论，应用地震沉积学技术，果然刻画出了大型储集体，并优选出储层，部署井位。

但是，如何钻好超高温高压油气井？又一道难题横在了前面。

上世纪80年代开始，中国海油与6 家具备丰富高温高压经验的国际石油公司合作，在该区域钻井15口，由于地质条件复杂，温压环境严酷，导致钻井事故频发，外方相继退出。一时间，南海高温高压钻井几乎成了不可企及的技术禁区。

“没有老外，我们自己干，誓要拿下南海大气田”。至上世纪90年代，在充分总结外方经验教训的基础上，中国海油开始了自主勘探。但受限于技术，当时钻探一口高温高压井需要200天的漫长作战，到2010年只作业了9口井。

“十二五”开始，湛江分公司以国家863、重大专项为依托，不断总结钻完井经验并结合科研技术攻关，积淀出一套适用南海高温高压特点的钻完井技术体系。比如，首次揭示了南海异常高压的形成机理及高温对压力窗口的影响规律，创立了多源多机制压力预测方法。

与此同时，国外对超高温高压钻井进行过很多技术努力。比如钻井、井控方面，通过应用压力控制钻井提高井控能力；井下工具方面，开发更耐用的密封技术，提高随钻工具的耐温能力；钻井液方面，研究抗高温钻井液材料，使用油基钻井液提高耐温能力；井身结构方面，优选水力扩眼工具，增加套管层次，隔离窄压力窗口地层等。

“尽管如此，国外在超高温高压勘探开发中，依然事故不断。2010年世界最大海上钻井平台‘深水地平线’在美国墨西哥湾沉没，就与在该海域进行超高温高压作业有关。”

“相比墨西哥湾、北海的超高温高压，莺琼盆地4000米左右的深层地质特征更加复杂。”李中说，“莺琼盆地深层起压深度浅、压力上升快、压力窗口窄、绝对压力大。比如，近期钻探的这口井的压力，压力系数达2.25，相当于860个大气压，是家用高压锅压力的500倍。”

莺琼盆地地下温度值高，地上海域又台风频频。为此，研究人员研发了安全高效钻完井技术，他们综合地层高温高压成因，建立了三维地质、多机制地层压力和岩石力学模型，解决了传统方法机制和力学属性单一的缺陷，同时首创多机制地层压力预测技术，将地层孔隙压力预测精度提高到95%，远高于业界80%的平均水平，降低了钻井风险，提高了钻井效率。

在钻井方面，进一步开展压力预测研究，提高压力预测精度；深化窄压力窗口钻井工艺研究，形成超高温高压井内循环钻井液密度的精确预测和控制；为提高钻速，优选钻头，采用液力提速工具，创新形成高温高压系统提速技术。

钻井液、水泥浆、测井方面，研究出一套抗高温高压的高密度体系钻井液和防气窜水泥浆体系；优化小井眼电测工具，确保测井作业顺利，取全取准资料。

储层保护技术方面，开展了基于超细重晶石的泥饼改善技术研究，使用“自适应充填”理论封堵高温高压地层诱导缝和宽尺寸分布孔喉，有效降低滤失量，精细保护储层。

“如今，我们已形成6项安全控制技术、4项优质作业技术、3项高效作业技术，为超高温高压井的安全、优质、高效钻井提供了技术保障。”李中说。

高效钻井“唤醒”规模气藏

成藏认识突破与钻井难题的攻克，迎来了莺琼盆地勘探的“春天”。

湛江分公司先后发现东方13-1和东方13-2气田，2014年先是陵水13-2-2井在琼东南盆地实现首个高温超压突破，紧接着钻探的崖城某井又钻遇优质气层，创造了莺琼盆地气层压力系数2.07、地温196℃的成藏温压最高纪录。2014年年底，目的层上下都是高压地层的陵水25-1-1井钻遇73米优质气层，测试获高产油气流，一举发现陵水25-1中等以上规模气田。

湛江分公司还将以上技术推向现场，在实践中检验并提升技术，近年先后钻探多口超高温高压井。

李中介绍，2015年完钻的乐东10-1-1，井底温度超190℃，压力系数2.23。作业时，湛江分公司充分运用上述技术，精细化操作，比如严格控制起下钻速度和泥浆比重，关键岗位安排经验丰富的技术人员，专家现场坐镇，实现该井的安全完钻，并取获丰富地质资料。也正是在这口井，自主研发的抗高温高压钻井液成功应用。

近日完钻的探井，除了超高温高压，还面临超低渗等多重挑战，湛江分公司同样运用自主研发的钻井技术进行钻井。特别是在测井作业时，该公司运用先进的耐超高温高压仪器、小井眼低渗地层取样器、中途VSP反演预测等技术，在不增加扩眼作业情况下，在目的井段顺利进行多趟测井作业，作业时效高达100%，实现了降本，并获取了丰富的地质资料。湛江分公司由此掌握了复杂条件下的超高温高压井测井技术。

这口井完钻深度4235米，建井周期仅为90天，生产时效98.46%，为同类井历史最好。

“虽然超高温高压领域的科研攻关取得了成绩，但亟待更大突破。”李中也指出，“南海莺琼盆地压力成因异常复杂，区域整体规律研究还有待加强，压力预测可以更精确。此外，适应高效作业的非常规井身结构优化设计、复杂地层的堵漏防漏工艺等，还有很大提升空间。”

为此，依托“十三五”中国海油重大专项“南海高温高压钻完井技术研究”，湛江分公司还将深入开展4个课题的攻关，即莺琼盆地高温高压钻井关键技术研究；钻完井液、固井工艺研究与应用；完井和测试关键技术研究；钻完井、测试安全技术研究

从浅水到中深水、再到深水，不能不说，随着石油勘探技术的进步，深水油气更成为海上油气的主要增长点和科技创新的前沿。“一旦攻克这些核心关键问题，南海深层超高温高压领域更多的油气将走向我们！”李中说。