中国海油深水钻井技术进展及发展展望*

李 中

(1. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028; 2. 海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028)

全球海洋油气资源44%分布在深水区。近十年来，全球重大油气发现70%来自深水，排名前50的超大油气开发项目中，75%是深水项目。走向具备巨大油气开发潜力的深水区，是海洋油气资源勘探开发发展的大趋势[1-4]。但深海油气勘探开发也面临着“入地、下海”的双重挑战，具有高技术、高风险、高投入及高回报的“四高”特点，深水钻井存在着诸多亟待攻破的技术难题[5-6]。

随着我国经济的高速发展，我国油气资源对外依存度持续走高，中国南海是未来我国油气资源的重要接替区。联合国能源署估计，中国的南海油气地质储量可能高达700亿t，70%蕴藏在深海[7]。深海油气资源勘探开发作为国家“四深”科技战略的重要组成部分，对于保障国家能源安全有着重大意义[8]。

中国海油在海洋油气勘探开发过程中，经历了跟踪学习、合作引进、自主创新3个阶段，实现了从浅水到深水、从深水到超深水、从深水勘探到开发的重大跨越。极具挑战性的深水钻井技术也取得了重大进展[9-11]。2012年至今，中国海油已在中国南海自主完成73口深井及超深井的钻完井作业，并支撑发现了5个大中型深水油气田，创造了多项作业记录。陵水17-2作为中国首个深水自营大气田，其11口井的平均作业水深超过1 200 m， 最大水深1 546 m，总体采用半潜式钻井平台批钻钻井规模化作业，水下生产系统开采的整体开发模式。目前该气田已完成全部井的非储层段钻井作业和4口井的储层段钻井及完井作业，计划2021年6月投产。目前，中国海油的深水业务已遍及全球16个作业区块，深水钻井技术初步具备完整体系，可满足大部分深海钻探开采的需求。

1 中国海油深水钻井技术发展现状

深水钻井面临着以下技术挑战：①环境挑战，离岸距离远、水深、风浪流干扰；②装备挑战，钻井浮式平台、钻井隔水管系统、水下防喷器组；③技术挑战，海底高压低温、海床不稳定性、浅层地质灾害、地层压力窗口窄。

中国海油深水钻井区块覆盖了高温高压、深层、盐层等各种复杂工况[12-14]，不仅面临深水钻井常规技术挑战，还面临着特殊的挑战：①更恶劣的环境条件，台风频繁、内波流、洋流活跃；②更复杂的地质条件，高温高压、巨厚盐层；③非常规的储层条件，碳酸盐、低渗。

针对深水钻井面临的技术挑战及困难，中国海油通过跟踪学习、合作引进、自主研发等方式，初步形成了具有海油特色的安全高效深水钻井关键技术体系，在深水钻井领域取得了显著成果。

1.1 深水钻井设计技术体系

目前，中国海油已经形成以深水钻井总体方案设计和深水钻井工艺为代表的设计研究体系，基本具备了深水油气田开发自主设计能力。

在技术能力方面，中国海油掌握了以下技术体系：深水工程地质预测评估技术体系、深水窄压力窗口钻井技术体系、深水钻完井液及固井体系、深水钻完井关键工具和装备、应急关键技术和装备、救援井技术、深水设计标准体系等。

在设计体系方面，中国海油能够完成以下分析及设计：深水井壁稳定计算与分析、隔水管力学分析与性能校核、表层导管与井口稳定性分析、深水钻井参数设计、深水井控设计、完整性管理设计等。

1.2 环境风险与地质灾害评估及控制技术

在中国南海，台风频发、浅层地质灾害问题突出。中国海油研发形成了环境风险与地质灾害评估及控制技术，为实现深水安全钻井提供了可靠手段。

1.2.1深水环境风险评估与控制技术

中国海油对中国南海近60年内的台风规律进行研究后，引入海气耦合模式，采用警戒区划分和T-time相结合的方法(图1)，首次提出了深水钻井避台策略，成功应对了所遭遇的全部19次台风，保障了南海台风期间深水钻井作业设备和人员安全。

图1 深水环境风险评估与控制技术Fig.1 Deep water environmental risk assessment and control technology

1.2.2深水海底复杂井场(滑坡区)钻井

超深水海床由于存在未固结的松软沉积物或存在软弱结构面的岩石，表层土体在重力作用下沿斜坡会发生快速滑动，对深水钻井作业的安全带来巨大威胁。

目前，通过二维、三维地震资料分析初步识别海床土质，并结合井场调查进一步探明井场周围土壤稳定情况，在多角度、多方法计算边坡稳定性之后，优选钻井井位，提前制定出防滑坡的应急预案。开钻之前，海上钻井平台会利用ROV(水下机器人)对钻井井位周边情况进行勘探，提前下钻具在井位周边下压，探明滑动情况。在滑坡潜在风险区域，钻井将采用高抗弯强度井口，设置井口合理出泥高度，并在ROV上配备冲洗工具。在管柱下到海床之前，尽量不扰动附近地层。

1.2.3浅层气地质灾害评估及分级控制技术

浅层气地质灾害对深水钻井危害巨大，中国海油通过对浅层气/浅水流喷发速度、喷发高度、喷发时间与其压力、体积的变化规律研究，建立了 “钻导眼、主动放喷、移井位” 风险分级控制技术。该项技术可以实现多领眼浅层气可控性放喷、浅层随钻探明含气性、复合浆柱结构完成表层固井。

1.3 深水表层高效钻井技术

中国海油在深水表层钻井的研究和实践中，形成了以隔水管力学分析、喷射法下表层导管、表层批钻等为代表的深水表层高效钻井技术。

1.3.1深水隔水管及井口稳定性分析技术

在国内率先突破深水钻井隔水管系列关键技术，结合深水特殊工况，建立了基于窗口最大化隔水管顶张力优化方法、隔水管-井口系统一体化设计技术，形成了一套深水钻井隔水管分析和作业技术，包括隔水管及井口系统力学分析、深水钻井隔水管优化设计、隔水管安全作业及风险控制技术(图2)等。

图2 深水隔水管安全作业及风险控制Fig.2 Safe operation and risk control of deepwater riser

1.3.2喷射法下表层导管技术

针对深水表层钻井作业面临的浅层土质疏松、破裂压力低和海底低温等难题，中国海油研究形成了集原理、设计方法、作业控制及硬件于一体化的喷射法下表层导管技术体系(图3)，掌握了全套的设计和作业技术，在海上应用效果良好。

图3 深水喷射下入隔水导管Fig.3 Jetting conductor in deepwater

基于对区域地层强度的深刻认识，喷射法下表层导管技术通过优化钻头伸出量和喷射参数，将钻头伸出量由101.6～152.4 mm增加至127.0～177.8 mm、排量最大由4 100 L/min提高至5 000 L/min，从而大幅度提高了作业效率。LW21-1-1井表层导管喷射入泥深度达99.44 m，LW22-1-1井表层导管喷射入泥100.1 m。其中，LW22-1-1井表层导管喷射作业用时2.25 h，纯钻时间1.34 h，平均机械钻速达74.70 m/h，创超深水记录。

1.3.3深水钻井隔水管批试压技术

根据深水钻井试压的特点，以隔水管的下放回收时间及接头密封可靠性为基础，以安全期望值为准则，采用稳态遗传算法对隔水管下放试压单元进行群体随机寻优(图4)，建立了隔水管下放试压优化模型，确定了隔水管试压单元最优单根数及排列顺序。经过优化，隔水管试压频率由原来5根一试减小至15根一试；2 500 m水深情况下，隔水管试压由原来的21次减少为7次。同时，采用固井泵和水下试压泵同时试压的方法，试压时间由原来的6 h/次缩短为1.5 h/次。

图4 深水隔水管下放试验目标收敛曲线Fig.4 Target convergence curve of deepwater riser lowering test

1.3.4拖拽隔水管移位深水表层批钻技术

根据钻井平台移位、起下防喷器(BOP)组及前期准备所需时间，分析悬挂BOP航行的最低经济航速，并对最低经济航速条件下隔水管的极限强度及平台稳定性进行分析，建立了表层批钻适应性决策模型，并在南海深水钻井全面推广应用。

1.4 深水极窄压力窗口安全钻井技术

中国海油已在南海涉足多口深水高温高压井，针对海底低温、储层高温、极窄压力窗口钻井作业技术挑战，研发形成了多项安全钻井技术。

1.4.1动态井身结构设计技术

深水钻井前，海底地质不确定性高、安全风险大，通过总结多年深海钻井经验，制定了“井身结构实时决策树”。在实钻过程，“井身结构实时决策树”能够根据钻井的关键节点来监测作业窗口，提高决策效率。

1.4.2井壁强化技术

研发了自适应预交联凝胶颗粒(图5)，形成配套的井壁强化技术，提高地层承压能力，有效预防井漏。其作用机理为：架桥堵塞、骨架支撑、膨胀压实、化学胶结、返排容易。通过对比陵水深水区块相同井深邻井地层资料，井壁增强技术可提高地层承压值1.8 MPa以上，有效拓宽了安全作业窗口。

图5 自适应预交联凝胶颗粒Fig.5 Adaptive pre-crosslinking gel particles

1.4.3深水高温高压井极窄窗口压井技术

LS25-1-3井的φ311.15 mm井眼在4 067.5 m钻遇异常高压层(进入砂岩0.69 m)，发生井涌(设计钻井液密度1.47 g/cm3，实际1.78 g/cm3以上)，但上层套管鞋处承压仅1.70 g/cm3，导致上部漏失、下部井涌的严峻险情。通过循环提高钻井液密度，泵入堵漏钻井液提高地层承压能力，控压打捞放射源，负压力窗口回填，成功实现了深水领域极窄窗口下的压井作业。

1.5 深水井控及应急救援关键技术

深水钻井的井控风险高，一旦发生事故，将造成不可承受的巨大损失。由于深海作业环境、海床地质特点、井控装备等的不同，深水钻井井控及应急救援更加复杂，同时也带来了很多技术难点问题，主要包括：地层承压低导致的地层压力窗口窄，早期溢流和井涌难以被有效监测和发现，隔水管和阻流管线长，压井难度大，存在形成水合物风险等[15]。中国海油一直重视深水钻井井控及安全应急技术体系建设，结合南海的深水作业经验，深入分析深水井控面临的问题，统筹海上应急救援力量，形成了多项深水井控及应急救援关键技术。

1.5.1深水井控软件及快速决策系统

中国海油建立了一系列非常规压井及压井参数设计方法，形成了复杂工况下深水钻井井喷控制技术；通过实时采集现场数据，建立井控软件快速计算系统，实现了专家在线系统数据的快速准确提取，提高了井控应急救援的时效性与准确性。

1.5.2井口安全监控及井喷智能预警系统

针对深水长隔水管段对井控影响，首次提出“井下+水下+水上”三位一体多源信息融合的气侵早期智能预警系统，实现“侵入即发现” 。

1.5.3动态压井钻进(DKD)装备

建立了无隔水管钻井井筒压力的精确预测方法，研制的动态压井钻进(DKD)装备(图6)，已全面列装于我国“奋进号”“海洋深水982”等深水钻井平台，成为深水表层钻井的标配。

图6 动态压井系统控制回路示意图Fig.6 Control circuit diagram of dynamic well killing system

1.5.4深水应急救援方案策划及设计能力

基于井喷失控情景构建和风险评价，进行深水应急救援灭火作业模拟分析，编制针对性的应急工程技术方案，包括应急救援船就位方式、灭火、清障、井口重建和压井等应急处理方案，形成我国海洋首个不同井喷失控场景的应急工程技术方案，大幅提高了中国海油应急救援能力。

1.5.5深水救援井技术

针对被救援井实际作业条件，建立了救援井井位优选方法，救援井连通技术和救援井动态压井技术等，形成一套技术可行、经济高效的中国海油自有的救援井探测定位技术(图7)。研制出具有完全自主知识产权的救援井探测定位工具，并开展了相关的室内实验和井下试验，井下探测距离达到23 m。

图7 深水救援井探测定位示意图Fig.7 Schematic diagram of detection and positioning of deepwater rescue well

1.6 深水关键技术及装备国产化

1.6.1深水钻井液及固井水泥浆体系

基于关键材料国产化理念，中国海油建立了国内先进的钻井液及固井水泥浆实验室，研发了3套深水钻井液及2套深水水泥浆体系，首次实现了体系国产化，形成了完整的产业链，应用成功率100%。

1.6.2深水水下井口及采油树

相继研发了68.95 MPa(10 000 psi)级水下井口及适应500 m水深的水下采油树，具备相应的结构设计、机械设计、仪表设计、界面设计、控制系统界面设计等能力以及装置加工制造能力，目前正在进行工程化、产业化产品的开发、加工和制造。

1.6.3深水智能完井工具

中国海油已经完成深水智能完井工具井下及地面控制系统的试制。该系统技术指标：适用于φ244.475 mm以上套管井径；温度等级100 ℃；压力等级35 MPa；3根液压管线可以实现最多6个生产层位的流量控制，可实现4级流量控制。目前，该系统已在南海浅水井成功应用。

1.6.4水下应急封井装置

中国海油牵头制造的应急封井装置，通径480 mm，压力等级105 MPa，最大流量16 000 m3/d，温度等级U级，工作水深3 000 m，各项技术指标达到国际先进水平。目前，该装置已在烟台码头完成下水实验，挪威船级社全程见证，是国内首套水下应急封井装置，具有完全自主知识产权，国产化率达90.26%。

2 中国海油深水钻井技术未来发展展望

中国海油在世界范围内参与深水区块16个，国内3个，海外13个(作业者4个，非作业9个)。涉及中国南海、西非、北海、巴西和墨西哥湾等世界主要深水区域。未来深水油气勘探开发技术需求依然迫切，深水钻井仍面临严峻挑战。

2.1 未来需求

南海深水环境条件恶劣(台风/内波流)、地质条件复杂(高温高压、深层花岗岩、极窄压力窗口)，海外深水盐层钻井困难(盐层蠕变造成缩径，盐溶致水泥浆性能变化大，固井难，易漏失)。未来主要技术需求：①复杂深水井、超深水井日趋增多，现有技术尚无法满足要求，事故多发复杂开发井作业经验为零；②高昂的深水钻完井及后期修井成本是制约经济开发的关键因素之一，高效钻完井及轻型低成本修井技术是深水油气勘探开发的持续需求；③安全应急保障能力是确保深水钻完井本质安全的关键，亟需持续加强深水安全应急救援能力建设；④关键核心装备是制约完全自主实施深水油气勘探开发的核心关键，必须长期坚持国产化道路；⑤智能化、数字化是技术发展的主流趋势，借助新兴技术助力深水油气田安全高效开发是可能的有效途径。

2.2 技术发展重点

未来技术发展的重点是攻克深水钻完井关键核心工具装备，突破复杂条件深水钻完井关键技术，提升深水应急救援技术能力，通过5～15年的持续攻关与工程实践，系统建立深水钻完修井及应急救援技术体系，实现深水油气勘探开发全面自主作业，支撑产业目标的顺利实现。

2.3 关键技术发展展望

2.3.1深水精细控压钻井技术

随着深水勘探开发走向深部高温高压等复杂地层，控压钻井技术成为新技术发展的重点，其相关成果也受到了业界的极大关注。未来的控压钻井技术将向自动化、智能化方向发展。

2.3.2深水轻型修井

第一代轻型修井装备出现于2000年，由国外公司推出并在2003年成功应用在深水钻井船上。2004年，轻型修井装备开始配备在轻型工程船上为欧洲北海油田、墨西哥湾提供轻型修井服务，技术也逐渐发展成熟。

深水轻型修井能够提高修井作业的机动性，降低深水修井成本，通过高效低成本的修井增产措施，提高油气采收率和开发的经济效益，具备明显的技术优势。

2.3.3深水深层钻井技术

深水(水深≥500 m)、深层(埋深≥3 500 m)区域勘探开发已经逐渐成为未来油气领域的热点，针对“双深井”作业难点与关键技术，开展研究攻关，建立一套“双深井”钻井关键技术，解决“双深井”实际生产技术难题，为安全高效实施“双深井” 作业提供技术支持。

2.3.4深水高温高压开发钻井技术

深水高温高压是中国海油迈向深海面临的重要技术挑战，对勘探开发而言，难度非常大。通常，深水高温高压井的地层压力预测精度低，破裂压力更低，分布规律认识不清。窄压力窗口作业安全挑战更大；早期溢流监测困难，井控难度更大。

从目前的研究技术方向而言，深水高温高压井压力预测方法、窄压力窗口安全作业技术、井控技术和控压钻井工艺、环空压力管理技术等方面的研究，都非常关键。

2.3.5智能化深水钻井技术

未来，智能化是深水钻井技术的主要发展方向之一。基于大数据分析的钻井风险监测及识别技术，如早期溢流监测、井下风险识别、E-drilling智能决策等，将进一步完善。

无钻机钻井技术和智能钻井技术等，如无隔水管钻井、海底钻机钻井和无钻机钻井，将成为未来海上钻井的主要形式；智能完井技术，如自动监测井下数据、自动数据处理和自动干预等，将为油田长效可持续开发提供保障。

3 结束语

中国海油的深水钻井技术历经10余年的发展，通过不断自主创新，形成了可以应对深水高温高压、深层、盐层等各种复杂情况的中国特色深水钻井技术，实现了中国海洋钻井技术由深水向超深水的跨越。随着中国海油对深海油气资源开发的深入，深水钻井面临着更为复杂的作业挑战，钻井技术的完善与突破，深水钻井设备的国产化等问题亟待解决。在低油价与后疫情时代，中国石油工业任重道远，努力实现中国深海油气可持续的高效开发，为国家的能源安全保驾护航。