探碧波千里 驱深海“气龙”——记中国海洋石油南海西部石油管理局总工程师李中

本刊记者 吴 彪 吕腾波

20世纪80年代，众多国际知名石油公司斥巨资在中国南海钻探10余口深井，并由此断言“高温高压海洋石油气无法游离成藏”。而后，仍有一代代石油人怀揣着“南海梦”砥砺行进，不负家国重托，终将梦想照入现实。

尽管人类开采石油与天然气的活动最初由大陆开始，但从19世纪末，美国加利福尼亚海边钻出第一口海上油井之后，勘探海中“气龙”便成为世界各国的频发动作。

时代发展推进了测试作业和钻井技术的革新速度。而在我国，海洋油气工程的系列研究均起步较晚，粗略算下来也不过60余年：1957年，因渔民反映海面有油苗漂浮，南海西部的油气地质勘探逐渐开始；1966年，我国第一座钻井平台于渤海顺利建成；1967年，第一口勘探井喜喷原油……尘封多年，中国海洋油气工业的序幕缓缓拉开，中国海洋石油人自此逐风破浪，于跌宕起伏的发展中劈出一条跟随、创新、引领之路。

作为从事海洋油气钻完井研究的佼佼者，身为解决多项高温高压和深水测试作业世界性难题的团队领头人，李中用20多年的时间促成了高温高压钻井关键技术、井筒完整性技术、安全控制技术和钻完井提质增效技术四大国际级首创成果。对他和他领衔的“南海高温高压钻完井关键技术及工业化应用”项目团队来说，2017年度国家科学技术进步奖一等奖的表彰固然可喜，但最为珍贵的还是将中国海洋油气钻完井技术研究推上了一个新台阶，达到了一个就经济产值、环保效益、施工人员人身安全保障而言，他人无法企及的高度。而李中和他的团队，也为国际高难度海洋油气工程开发、建设竖起了一支引领世界水平的标杆！

史无前例 难上加难

海洋蕴含着全球70%以上的油气资源。步入21世纪以来，全球的油气发现有近一半源自深海。而在中国南海，当珠江口盆地首次出现一口日产295.7立方米的高产油井，当原油从离海底2000多米的地层深处喷涌而出，它也一改往日低调，被国外专家一致视作“可能成为另一个波斯湾或北海油田”的海域。

但向前推进10年，境况却完全不同。位于欧亚、太平洋和印澳板块的交汇之地，中国南海除了目前已知的油气储量诱人，还同美国墨西哥湾、英国北海并称为全球三大海上高温高压海区。且相比其他两个区域，中国南海的温度、压力更高，勘探开采任务更为艰巨。“从地球的板块角度来讲，中国南海地处应力的集中区，地质状况极为复杂，地层最高温度接近250℃，压力系数也可能达到2.4。”李中如此说道。

最高温249℃、最高压力系数2.38，这是最新钻井资料给出的结果。并且，原国土资源部《全国油气资源动态评价》数据显示，中国南海高温高压区域蕴藏着近15万亿立方米的天然气，约占中国南海总资源量的三分之一。这也间接说明了想要海中寻宝并不是一件容易的事。“所有的数据是地质人员根据南海高温高压区域的地质构造、沉积特征等分析研究后预估出来的。”李中指出，“是否真的成藏，规模多大，具体在哪里，必须钻井证实。”

项目团队获国家科学技术进步奖

1978年3月，国家作出海洋石油对外开放的战略决策，吸引了大批国际巨头公司入驻中国南海，海洋对外合作由此迅速转入实施阶段。1982年1月，国务院颁布《中华人民共和国对外合作开采海洋石油资源条例》，规定“对外合作海洋石油资源的业务，统一由中国海洋石油总公司全面负责”。

然而，在高温高压海域钻井，风险高、成本高、失败率更高，加之中国南海海域台风频繁，地层高含CO2，实际作业的难度可想而知。前期钻探的15口高温高压井，投入近50亿美元的财力，结果却让人大跌眼镜——全部国际企业铩羽而归，陆续撤出这片被论断为“高温高压海洋石油气无法游离成藏”的海域。

中国南海高温高压区天然气勘探由此成为行业公认的世界级难题。

靶向狙击 深耕不辍

值得一提的是，虽受制于技术，国外专家过早地给中国南海油气成藏判下死刑，但中国海洋石油人对于“南海梦”的坚持和追求并未受到影响。

“储量是石油公司发展的基础，在拥有勘探权益的区域找到尽可能多的油气，是勘探从业者的职责。不管南海高温高压区的天然气勘探有多难，我们都会努力突破。”1994年，刚刚加入中国海洋石油集团有限公司湛江分公司的李中，应国家需求、受行业前辈感召，开启了新一轮的海上求索之路。

“经过第一轮对外合作，国内钻井装备基本实现跟进，基础研究队伍和作业队伍也随之组建起来。另外在合作期间，国内面向钻井工艺的技术、程序、方法也有了进一步的提升。”在李中看来，国外企业纷纷撤出中国南海勘探权益，看似陷入了僵局，但对中国本土海洋石油人而言，是挑战也是机遇。“我们不断琢磨、反思，问题到底出在哪里。最后发现制约勘探的最主要原因，其实还是钻井工艺。”李中指出，自1984年首次在中国南海莺琼盆地钻高温高压探井以来，一直鲜有储量发现的一个重要原因就是钻井技术不够先进，而高温高压的环境要求钻井装备具有较强的抗高温高压及密封性能。

参加2017年度国家科学技术奖励大会

为此，以李中为代表的中国海洋石油集团有限公司湛江分公司依托原国家“863”计划、国家重大专项及“十二五”规划等，联合中海油研究总院、中海油田服务股份有限公司、中国石油大学（北京)、中海油能源发展股份有限公司、长江大学、西南石油大学、中国石油大学（华东)、深圳新速通石油工具有限公司等十几家高新技术单位，历经20余年攻关研发集成了一系列针对南海莺琼盆地高温高压区域的、具有自主知识产权的钻完井技术体系。利用该体系中针对高温高压钻井安全性、井筒完整性和钻完井的提质增效等问题的四大关键技术，他们成功解决了南海莺琼盆地高温高压领域钻完井的世界性难题，建成了国内首个海上高温高压气田。

在填补国内领域空白之际，李中项目团队还发现了5个大中型气田，实现直接经济效益近200亿元，快速促成了我国迈入海上高温高压天然气钻完井技术领域的国际先进行列 。

技术在宇 信念于心

2010年，南海莺琼盆地中深层步入了勘探的“春天”。

短短两年时间，东方13-1、东方13-2相继被发现，而陵水、乐东系列油气田也在紧随的几年内加入待开发行列。一时间，国内外媒体将镜头迅速聚焦南海莺琼盆地，纷纷加入跟踪报道之列。

被世界的目光锁定，李中和一大批技术人员齐心协力，撬动耸立在高温高压钻井技术面前的大山。“在高温高压区域钻井，主要难在作业安全与成本两方面。”李中指出，高温高压对钻具、钻井液、固井水泥浆的性能以及作业方案、人员能力等都提出很大挑战，作业时极易诱发井壁失稳、漏失、井喷甚至船毁人亡等事故。钻井成本很高，动辄数亿元。

“从20世纪90年代中期开始，我们陆续将测试、钻井工作揽过来自行摸索。过程中交了不少‘学费’，但经过十几年的沉淀，技术体系建起来了，也成功发现几个高温高压油气田。”李中回忆道。

长久以来，南海海域高压成因复杂，钻前压力预测并不准确，直接导致井身结构设计无法“量体裁衣”。与此同时，工程作业时地层压力窗口狭窄、控制难度高，极易造成溢流井漏甚至井喷。“受地层高含量CO2腐蚀影响，固井质量差，井筒泄漏风险及环空带压比例高，一不小心可能给钻井平台造成毁灭性的灾难。并且探井完钻，即使发现良好油气显示，也因海上平台空间狭小，又受台风、天然气水合物、冲蚀、震动等影响，测试作业风险高，成功率低。”在多家官方媒体的报道中，此类评述屡见不鲜。

“莺琼盆地压力系数为2.38，相当于1.25万吨的重物压在1平方米的面积上。”李中表示，相比勘探，开发过程除了钻完井难还需要应对气藏高温高压及高含CO2等境况，这便使得开发材料与设备的抵抗性、密封性必须符合高标准。

在明确钻井难点及要求之后，在分析前人的理论研究和实践开发经验之后，李中所在团队克服重重阻碍，圆满完成东方13-1、东方13-2、乐东10-1、乐东10-2等气田的开发任务，保证了南海54口高温高压井的安全和高效钻探；并在此过程中，基于超高温高压钻井技术需求形成了数项安全控制技术、优质作业技术和高效作业技术，不但保障了工程人员的生命权益，还极大地降低了经济成本、提升了作业效率。

四大技术 引领国际

在2018年中国海洋石油集团有限公司的科技工作报告会上，李中作为代表阐述了技术创新成果及成果转化相关情况。随着一张张幻灯片的切换，文字和数据所呈现的不再是单一的研究结论，而是实际生产可见的经济指标优越性、应用系统1+1＞2的平台效应。

“我们不是为了研究而研究”，李中对于技术落地解决国家油气开采重大问题的初衷分外强调。而在勘探及钻井作业中，因地质环境多变所致，没有任何两个油气工程开发是完全相似的。每一次作业除了面对高温高压、高CO2等问题，还需应对接连出现的各种新施工阻碍。因此，经过几十年技术累积，具有海、陆油气工程作业广泛应用价值的四大首创先进技术体系格外复杂、引人注目。

在海上高温高压井安全钻井技术方面，李中率团队基于理论层面认识，首创了多源压力成因的高压地层孔隙压力预测技术和双向动态循环井身结构设计技术，建立了耦合温度作用的地层破裂压力和坍塌压力计算模型。“相比传统三压力剖面预测精度、井身结构设计，我们把预测精度由70%提高到95%。常规的7层井身结构也被优化为5层。”李中表示，钻井之于压力预测的精准度要求十分严格，分毫之差带来的极有可能是一场人财两失的灾难。为了能够出拳准打“气老虎”，他们开发了高温高压窄压力窗口下井筒压力场精确计算、ECD精准控制及水平井井控技术，利用构建的海上高温高压安全钻井技术，将井漏、溢流等事故造成的井眼报废率由30%降低至0。

与此同时，作为一项综合运用技术、操作和组织管理的油气田开发解决方案，井筒完整性对在全生命周期内，降低油气井地层流体不可控泄漏风险具有重要作用。它是目前国际油公司普遍采用的管理方式，通过测试、监控、风险评估、管理制度等形式达到预防和减少油气井事故的目的。高温高压高含CO2气井井筒完整性技术，是李中及其团队为实现油气井安全生产程序化、标准化和科学化目标，针对南海恶劣的作业环境自主研发的一项卓越技术体系。“基于非规则颗粒级配理念和发明的实验评价装置，我们自主研发了‘五防’‘自修复’固井水泥浆体系，发明了复杂多相流体腐蚀评价装置，创建了CO2分压27.9MPa条件下组合防腐技术……”在2017年度国家科学技术进步奖一等奖的项目申请书中，一项项创新技术被展出。而这些文字背后则关乎着国家油气开采的财政投入、深水测试作业的时间耗费，以及海上作业人员的生命安全权益。构建完成的全寿命6级屏障井筒完整性技术，实现了高温高压气田生产期间环空“零”带压的突破。换言之，这些技术的应用可以使一口钻探井节约1～2亿元的资金，将原本几个月的施工期大幅度缩短，并在一定程度上填补了国际该技术领域的长期空白。

李中说，前期大量基础工程资料调研对于多项技术的发展具有保障作用，而彻底要将测试工作风险性降至最低，还需依靠完善成熟的安全测试体系。考虑到高温高压、腐蚀磨损环境的特殊性，他建立了生产条件下双封隔器密闭空间环空压力计算模型，研制了生产管柱安全评价装置。而后，运用创新的双封隔器射孔生产联作管柱工艺，以及自主研发的环空保护液自动补偿系统，解决了海上台风等极端工况及无人平台的生产管柱安全难题。“经过20多年的研发，我们从生产实践中总结经验，推出了一套多节点检测及全流程控制技术体系。”李中补充介绍，该套技术基于水合物、冲蚀、震动、热辐射多因素条件下风险评估及生产安全控制模型建立，已成功应对20余次强台风肆虐，完成了10余口高温高压井测试，实现了技术作业零事故。

现场办公

从油气田出产油气的效率和品质考量，李中率领团队还研制了塔式切削扩眼装置，开发出导眼钻进与多级扩眼一体化钻井技术，形成了丛式井大尺寸井眼浅层钻进、预斜、防碰三效一体的作业模式。基于高温高压条件下岩石具有粘塑性等特征，新型钻头及提速工具能够将钻井速度提高350%，钻完井液费用降低90%。据不完全统计，相比海外作业团队，李中团队利用相应技术在同一区域可将平均单井工期由176.29天缩短为47.93天，单井费用降低至1亿元，为国家节省经济资源数百亿元。

随着国家一带一路倡议的推进，李中和他的团队不再局限于带动国内领域专业研究发展。“本来我们的核心团队有30多人，但经过分派统筹，大部分既懂管理又懂技术的精锐陆陆续续被‘借’出去了。”李中表示，他们要“走出去”的不单是技术还有国际化的专业服务队伍，现已同东南亚及中东地区、俄罗斯和南美墨西哥湾海域开展起频繁的合作。

对于海洋石油人而言，钻井作业一旦开始，昼夜不休地反复跟踪、分析、评估几乎是家常便饭。了解到如此庞大的作业量，媒体曾问李中：“如果有一次重新选择的机会是否还会投身海上油气研发领域？”他的回答是肯定的，是毫不犹豫的。在李中看来，人生的意义、个人的价值本就体现在勇于挑战，而他更热衷搏击海浪，向独一无二的难题发起进攻。