黃熠

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

南海高溫高壓勘探鉆井技術現(xiàn)狀及展望

黃熠

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

南海北部鶯-瓊盆地高溫高壓區(qū)域具有巨大的天然氣資源勘探潛力。但該區(qū)域具有溫度高、壓力高、壓力臺階多、安全密度窗口窄等地質特性，對高溫高壓鉆井工程設計和作業(yè)提出了巨大的挑戰(zhàn)。經(jīng)過三十余年的技術攻關和在該海域超過50口高溫高壓井的作業(yè)實踐，形成了適用于南海高溫高壓天然氣勘探的鉆井關鍵技術體系，包括多機制地層超壓預測、抗高溫鉆井液、壓穩(wěn)防竄固井、窄壓力窗口安全鉆井、高溫高壓一體化鉆井與提速等關鍵技術，克服了南海復雜高溫高壓環(huán)境下的勘探鉆井技術難題，實現(xiàn)了南海高溫高壓勘探鉆井作業(yè)的安全和高效。這一套較為成熟完善的海上高溫高壓探井安全高效鉆井技術體系和管理模式，為石油工業(yè)海上高溫高壓鉆探提供了借鑒。

南海；鶯-瓊盆地；高溫高壓；勘探井；鉆井技術；展望

鶯歌海盆地和瓊東南盆地是我國南海海域典型的高溫高壓型盆地，是世界海上三大高溫高壓地區(qū)之一。南海鶯-瓊盆地油氣資源豐富，其中高溫高壓天然氣資源量預計超過4萬億m3，占總體資源量的2/3，資源潛力巨大［1-2］。高溫高壓鉆井是當今世界鉆井技術難題之一，海上作業(yè)環(huán)境的限制使高溫高壓鉆井風險更大［3］。南海鶯-瓊盆地高溫高壓地層具有壓力窗口窄、壓力梯度變化大、壓力臺階多等復雜的地質特征，加上南海臺風天氣等惡劣環(huán)境的影響，如何安全、高效地開展鉆完井作業(yè)成為攻關的方向。通過回顧南海高溫高壓鉆井作業(yè)歷程，筆者分析南海高溫高壓鉆井作業(yè)復雜情況和面臨的主要技術挑戰(zhàn)，總結了通過攻關和現(xiàn)場實踐形成的技術對策，并針對近年南海高溫高壓勘探的發(fā)展形勢，對未來海上高溫高壓鉆井技術的攻關方向進行了展望。

1 南海高溫高壓勘探鉆井歷程

Drilling history of HTHP exploration in the South China Sea

南海高溫高壓勘探主要集中于鶯歌海盆地和瓊東南盆地，作業(yè)時間開始于20世紀80年代初期［4］。1984年，阿科公司在南海進行了首口高溫高壓探井的鉆井作業(yè)。截至2016年，已有阿科、雪佛龍、殼牌、中海油4家國內外作業(yè)者在南海進行了53口高溫高壓井的鉆井作業(yè)，油氣勘探的模式經(jīng)歷了對外合作（1984—1999年）、自營勘探（1991—2009年）、自營與對外合作并舉勘探（2009年至今）3個階段。2010年，自營探井DF1-1-14井測試出高產天然氣，發(fā)現(xiàn)了東方13-1高溫高壓氣田。從此，南海西部高溫高壓勘探進入快速發(fā)展階段，相繼探明東方13-1、東方13-2、崖城13-2、陵水25-1等多個氣田。國內外公司在南海西部已鉆高溫高壓井情況見表1。

表1 南海高溫高壓勘探作業(yè)歷程中的關鍵井Table 1 Key well in the history of HTHP exploration in the South China Sea

已鉆井中井深大于5 000 m的有4口，井深大于4 000 m且小于5 000 m的井有15口，井深小于4 000 m的井有33口。由于勘探層位及深度的不同，鉆探過程中遇到的最高溫度存在明顯差異，井深相對淺，其溫度相對較低。其中實測溫度大于200 ℃的井有4口（2口超過240 ℃），180～200 ℃的井有13口，150～180 ℃的井有36口。南海已鉆探的高溫高壓井中，鉆井液密度超過2.20 g/cm3的超高溫高壓井有10口，不同鉆井液密度的井數(shù)分布見表2。

表2 南海已鉆探高溫高壓井壓力分布情況Table 2 Pressure distribution in existing HTHP wells in the South China Sea

“十二五”期間，南海西部高溫高壓勘探開發(fā)進程不斷加快，迄今南海西部地區(qū)已鉆成高溫高壓井共50余口，僅“十二五”期間完成高溫高壓探井33口，占整個高溫高壓探井的62.3%。

2 國內外高溫高壓鉆井技術現(xiàn)狀

Status of HTHP drilling technologies at home and abroad

據(jù)調查顯示，未來3～5年內，海洋鉆井中超過11%的井井底溫度將高于175 ℃，近26%的井井底壓力介于70～100 MPa，5%的井預測井底壓力高于100 MPa。因此，海上高溫高壓鉆井是今后必須面臨的難題?？傮w來說，高溫高壓勘探鉆井關鍵技術主要涉及地層壓力預監(jiān)測技術、鉆井液技術及固井工藝、井控技術與設備等方面。

地層壓力預測的準確性是決定高溫高壓勘探鉆井成敗的關鍵因素［5-7］。幾十年來，國內外專家學者相繼提出了許多壓力預測的方法，傳統(tǒng)方法主要是基于欠壓實機制建立的，代表模型包括等效深度法、Eaton法等。20世紀90年代以來，地層壓力預測、監(jiān)測方法與技術研究成為攻關熱點，加卸載方法將異常高壓形成機制推到了新的高度，代表模型有Bowers法、有效應力法等。近十幾年來，隨著地質建模技術的成熟，通過建立三維地層壓力地質模型，研究壓力空間區(qū)域分布特征，構建三維壓力體，實鉆過程中根據(jù)實時資料更新，進行數(shù)據(jù)反演，不斷校正三維壓力體，消除地質信息中的不確定因素，有效提高了地層壓力預測和監(jiān)測精度。

在高溫高壓鉆井液技術方面，除了使用傳統(tǒng)的油基鉆井液和合成基鉆井液外，受環(huán)保、成本等因素影響，國外高溫高壓鉆井近年來也逐漸采用抗高溫水基鉆井液體系［8-14］，例如：M-I公司的Duratherm體系，Baroid公司的Polynox體系，Baker Hughes公司的PYRO-DRILL體系等。這些體系具有以下特點：由無機鹽NaCl或KCl、褐煤類或聚合物類降濾失劑、木質素磺酸鹽類或丙烯酰胺/磺酸鹽共聚物類高溫穩(wěn)定劑等組成；熱穩(wěn)定性能好，抗溫最高可達260 ℃以上；抗鹽抗鈣污染能力強；對環(huán)境污染小。國內也在傳統(tǒng)三磺處理劑的基礎上研發(fā)出了多種新型高溫穩(wěn)定劑和降濾失劑產品，并形成了一系列新型抗高溫水基鉆井液體系，相比傳統(tǒng)聚磺鉆井液抗溫性得到大幅提高。

高溫高壓氣井環(huán)空帶壓的情況較為普遍［15］，在防氣竄方面，國內外已開發(fā)出了各種高溫防竄添加劑和水泥漿體系［16］，如哈里伯頓公司的Latex2000、Dowell公司的D600等。水泥漿體系防竄機理主要包括：增加水泥漿膠凝過程中的有效壓力，減少水泥漿失重造成靜壓降低，降低氣竄的可能性；或者增加氣體的流動阻力，減少水泥漿失重過程中氣體竄出。

3 南海高溫高壓鉆探作業(yè)難點

Operational difficulties of HTHP drilling in the South China Sea

南海高溫高壓作業(yè)區(qū)遠離后勤基地，水深65～130 m，海況惡劣，鉆井作業(yè)難度大、風險高，主要表現(xiàn)為：地層壓力窗口狹窄引起的井漏和井涌、鉆具刺漏、疲勞斷裂、固井和棄井水泥塞以及套管磨損問題［17-18］。南海已鉆高溫高壓井復雜情況統(tǒng)計見圖1。

圖1 南海已鉆高溫高壓井發(fā)生復雜情況統(tǒng)計Fig.1 Statistical percentage of complex situations in existing HTHP wells in the South China Sea

3.1 地層壓力系統(tǒng)復雜，預測精度低

Complex formation pressure system and low prediction accuracy

鶯-瓊盆地地處區(qū)域性活動斷裂交匯處，地應力各向異性強，泥底辟發(fā)育，水道砂分布廣泛，高壓成因機制復雜，壓力臺階多，壓力體系多，壓力抬升快（圖2），壓力預測難度大，誤差高達30%［19］。壓力預測的偏差造成井身結構、鉆井液密度、技術方案的不合理，導致鉆井中頻繁出現(xiàn)溢流、井漏、井眼垮塌、卡鉆等復雜情況，嚴重情況下甚至導致井眼報廢，嚴重威脅平臺和人員安全。

3.2 鉆井液性能控制困難

Difficult control on drilling fluid performance高密度鉆井液固相含量高，自由水少，屬于較稠的膠體懸浮體系，高溫加大了高密度鉆井液性能控制的難度。高溫作用下，固相黏土分散加劇，鉆井液處理劑效能降低，其黏度和切力急劇增加，甚至難以流動［20-22］。另外，鶯-瓊盆地高壓上部蓋層大套泥巖易水化，機械鉆速低的情況下容易造成重復切削，加重了泥巖的水化，導致鉆井液污染，使其性能更難以控制。

圖2 鶯-瓊盆地典型壓力分布規(guī)律曲線Fig.2 Curve of typical pressure distribution law in the Ying-Qiong Basin

3.3 固井難度高，封固質量差

High-difficulty cementing and poor sealing and cementing quality

地層壓力窗口窄、環(huán)空間隙小、高壓氣層與低壓易漏失層的多壓力層系往往處于一次預封固的井段中，施工過程中易出現(xiàn)漏、涌并存的現(xiàn)象［23-24］。高溫易引起水泥的早凝，影響水泥石性能，對固井材料的抗溫性能以及高密度水泥漿的綜合性能要求更高。此外，高壓氣井氣竄問題嚴重，是影響固井質量的重要因素。

3.4 壓力窗口窄，井控風險大

Narrow pressure window and high-risk well control

隨著南海高溫高壓探井鉆井深度的加大，地層壓力窗口也逐漸收窄，由此引起的鉆井問題也越來越突出［25-26］。南海已鉆高溫高壓探井地層壓力窗口窄的井僅為0.3左右，鉆進期間存在高密度鉆井液易井漏、涌漏同層的井下復雜情況，而且窄壓力窗口也使常規(guī)套管程序不能滿足施工要求，是嚴重制約高溫高壓深探井鉆井作業(yè)的技術瓶頸。

3.5 地層可鉆性差

Poor formation drillability

進入高壓地層后，高密度鉆井液的液柱壓力以及循環(huán)壓耗帶來的壓持效應愈加明顯，泥巖地層在高密度鉆井液液柱效應的影響下塑性增強，鉆頭難以有效吃入地層，以上因素的綜合作用導致鉆高壓蓋層時機械鉆速變慢［27-28］。

4 南海高溫高壓勘探鉆井技術對策

Drilling technology countermeasure for HTHP exploration in the South China Sea為克服高溫高壓井勘探作業(yè)中鉆井技術的挑戰(zhàn)，經(jīng)過調研、攻關和探索，形成了適合南海高溫高壓探井的鉆井關鍵技術和管理措施，包括地層壓力預測、井身結構設計、鉆井液、固井、窄壓力窗口鉆進、一體化鉆井與提速工具等。

4.1 地層壓力預測及井身結構設計

Formation pressure prediction and casing program design

通過分析微電阻率井周成像資料得到地層主應力，依據(jù)高精度鉆井地質模型，進行變形介質強度賦值和應力模擬，構建三維構造應力，形成三維地層壓力體，并耦合溫度作用，提出地層三壓力計算模型，為鉆前設計提供多維度壓力剖面與超壓參數(shù)，形成了較高精度的地層孔隙壓力預測方法，與僅考慮欠壓實作用下地層壓力預測方法相比，相對誤差可控制在5%以內，三壓力預測精度從70%提高到95%。

基于此形成了雙向動態(tài)循環(huán)井身結構設計技術，將井身結構由常規(guī)的7層優(yōu)化為5層（圖3）。提高表層套管承壓能力，通常將該層套管下至1 000 m左右，這樣可以節(jié)省掉以往的?406.4 mm的技術套管。根據(jù)表層套管地漏實驗和下部井段地層壓力系數(shù)情況決定中間技術套管的下深，?339.7 mm技術套管下至鶯二段厚層泥巖中，可省去?298.5 mm非常規(guī)套管。為避免揭開目的層以上砂體，設計?244.5 mm套管下至目的層以上的厚層泥巖蓋層中，下深約4 000 m左右，封固壓力過渡帶，保證打開儲層時具有良好的承壓能力。根據(jù)管鞋處的破裂壓力以及目的層壓力系數(shù)，通常采用一個井段完成所有目的層。與原有井身結構相比，?244.5 mm套管下深增加，相應縮短了?215.9 mm井段的長度，降低了深部高溫高壓地層的固井難度，為后續(xù)儲層鉆井提供了良好的井筒環(huán)境，降低了施工難度。據(jù)估算，井身結構設計優(yōu)化后，非常規(guī)套管使用率由2010年以前的58.82%下降至4.54%，作業(yè)效率大幅提高，建井周期縮短15%，成本降低20%。

4.2 高溫高壓鉆井液技術

HTHP drilling fluid technology

針對高溫環(huán)境下高密度鉆井液流變性控制困難、易沉降、電測易遇阻等問題，結合區(qū)域地層特征，通過室內研究，引入有機鹽抑制劑，優(yōu)選磺化材料和抗溫穩(wěn)定劑，增強體系的抑制性，采用經(jīng)過表面活化的超細重晶石，形成了抗溫達200 ℃，密度2.20 g/cm3的水基改良型鉆井液體系，保護了海洋環(huán)境。

圖3 井身結構優(yōu)化Fig.3 Casing program optimization

超細重晶石的應用顯著改善了高密度鉆井液流變性與沉降穩(wěn)定性之間的矛盾。超細重晶石粒徑相對普通重晶石小，平均粒徑在5 μm左右。由于超細重晶石經(jīng)過改性之后，顆粒之間表現(xiàn)為彈性的碰撞和接觸，較普通重晶石顆粒之間的剛性碰撞和接觸，顯著降低了高密度鉆井液固相之間的內摩擦阻力，使得超細重晶石高密度鉆井液具有較低的黏度。另一方面，超細重晶石顆粒之間的靜電斥力顯著大于普通重晶石，使得超細重晶石高密度鉆井液分散更均勻。如在南海西部某口高溫高壓井目的層鉆進，井底溫度195 ℃，鉆進至4 057 m時，鉆遇異常高壓，加重過程中，現(xiàn)場用普通重晶石從2.17 g/cm3加重至2.19 g/cm3，發(fā)現(xiàn)重晶石加量是計算量加量的一倍，從圖4可以看出，隨著密度的提高鉆井液黏度持續(xù)上升，加大補充漿量也難以控制。改用超細重晶石加重后，隨著鉆井液密度提高，黏度基本沒有變化，得到了很好的控制。超細重晶石加重水基改良型鉆井液體系具備良好高溫流變性和沉降穩(wěn)定性，在鶯-瓊盆地多口高溫高壓井得到成功應用。

4.3 壓穩(wěn)防竄固井技術

Pressure stabilization and channeling prevention cementing technology

在南海西部高溫高壓井固井作業(yè)中，做到壓力平衡固井十分困難，一方面是由于地層壓力高，壓力體系較復雜，要準確預測各地層壓力較為困難；另一方面，水泥在初凝階段會發(fā)生失重，而此時水泥漿如果防氣竄阻力不夠，一旦地層的高壓氣體較為活躍時，就會引起氣竄。

為解決海上高溫高壓固井作業(yè)面臨的易竄、易漏、固井質量合格率低的難題，根據(jù)非規(guī)則顆粒級配理念和神經(jīng)元理論，結合實驗數(shù)據(jù)，優(yōu)選出高質量水泥外摻料，開發(fā)出水泥漿顆粒級配數(shù)據(jù)庫。通過優(yōu)選抗高溫防漏材料、防竄材料，研發(fā)出了防竄、防漏、防溫變的新型水泥漿體系。該體系由填充材料與水泥共同構建了堆積緊密的結構，流動度大，自由液小，濾失量小，流變性能好，強化了防竄效果；在水泥漿中引入纖維質，在井底的裂縫處形成網(wǎng)狀橋堵，有助于產生所需的濾網(wǎng)和相應濾餅，增強防漏效果；水泥漿加入膠乳，水泥漿失重時，膠乳顆粒存在水泥漿孔隙溶液及吸附在水泥水化產物上，增加水泥漿空隙的密實性，具有一定防竄作用，另一方面，膠乳在硬化的水泥石中相互交聯(lián)成膜，形成互穿網(wǎng)絡結構，提高水泥石的抗拉強度和抗折強度，宏觀上表現(xiàn)為增加水泥石的韌性。

圖4 現(xiàn)場鉆井液黏度和密度曲線Fig.4 Viscosity and density of drilling fluid in place

為解決水泥石產生的裂縫問題，通過分子設計等手段，在修復劑中嵌入對油氣刺激能自發(fā)響應的集團，開發(fā)出油氣響應型自修復水泥漿，配套研制了動態(tài)縫寬堵漏評價儀和半尺寸水泥漿溫變、應變評價裝置，開展模擬工況的水泥漿堵漏、防應變和防溫變能力的評價。為提高尾管段固井質量，配合使用旋轉尾管掛技術，尾管固井期間通過適當旋轉，進一步提高固井質量。該項技術已在現(xiàn)場高溫高壓探井進行了推廣應用，高溫高壓井段套管下入異常事故率為0，膠結固井質量測井結果表明水泥環(huán)質量合格率接近100%。

4.4 窄壓力窗口鉆井技術

Drilling technology of narrow pressure window

常規(guī)井可以忽略井筒溫度場、壓力場的變化，將鉆井液當量密度作為常量來處理，但在高溫高壓井中，溫度、壓力變化范圍較大，會給鉆井液密度的計算帶來較大誤差。以往高溫高壓對鉆井液密度的影響認識不清楚，鉆井液密度的常規(guī)確定方法是根據(jù)地層孔隙壓力和破裂壓力值再加一個附加值，但是附加值較高，容易導致井漏等復雜事故。

為了解決高溫高壓窄壓力窗口地層鉆進期間易井漏、井控風險大的難題，基于儲層壓力三維精細描述和井筒壓力分布的實時計算，將井筒溫度、壓力與鉆井液物性參數(shù)耦合，結合南海西部高溫高壓井鉆井液數(shù)據(jù)分析，提出一套全新的高溫高壓鉆井液密度經(jīng)驗預測模型?？朔藗鹘y(tǒng)經(jīng)驗預測模型偏重于溫度的影響，而忽視了壓力影響的二次項，以及壓力和溫度的交互影響。在此基礎上，同時研究了排量、轉速、起下鉆速度、下套管速度、加重速度等對當量循環(huán)密度（ECD）影響規(guī)律，建立了全井眼ECD精確預測模型，結果如圖5所示。

圖5 不同因素下全井眼ECD精確預測模型Fig.5 Full-hole ECD accurate prediction model under the effect of different factors

根據(jù)預測模型，充分考慮不同鉆具組合如隨鉆鉆具組合、光鉆桿、常規(guī)鉆具組合在鉆進、循環(huán)、短起下、起下鉆過程中對井底壓力的影響，以及在下?244.5 mm套管過程中對套管串下入速度的控制，形成了一套基于精確水力學計算及“恒微過平衡”井底壓力安全控制的鉆井技術。根據(jù)隨鉆測壓技術實時監(jiān)測井下ECD，通過調節(jié)排量、泵壓及轉速，控制ECD介于孔隙壓力和漏失壓力之間，使井底壓力始終處于安全密度窗口范圍內。在鶯-瓊盆地高溫高壓窄壓力窗口鉆井作業(yè)期間，實施井底壓力始終高于地層壓力0.01 g/cm3的精細控制，高溫高壓井井漏、溢流等復雜情況大幅降低。

4.5 高溫高壓一體化鉆井與提速技術

HTHP integrated drilling and ROP improvement technology

為提高南海高溫高壓致密蓋層機械鉆速低的問題，通過大量室內實驗研究了高溫高壓對巖石黏塑性變化特征的影響規(guī)律，發(fā)現(xiàn)高溫高壓條件下巖石黏塑性增強，可鉆性下降。通過對南海高溫高壓難鉆地層分布規(guī)律及巖性特征的研究，結合鉆頭破巖機理分析，研制了適合該地層特征的新型高效PDC鉆頭，并采用抗高溫水力脈沖空化射流提速工具，優(yōu)化鉆具組合。水力脈沖工具在鉆頭噴嘴出口形成脈沖射流，在井底產生壓力脈動，提高射流清巖破巖能力，并在井底有限區(qū)域形成低壓區(qū)，減少環(huán)空液柱壓力對井底巖石的壓持效應，其機理相當于欠平衡鉆井，降低井底巖石的破碎強度，并且促進巖屑及時脫離井底。通過水力學計算軟件，分析滿足井眼清潔的排量，保證鉆井液具有良好的攜砂效果，降低高密度鉆井液的壓持效應。通過分析鉆井速度與鉆壓、排量等重要鉆井參數(shù)的關系，指導鉆井作業(yè)中制定合理的鉆井參數(shù)，以滿足安全鉆進的前提下盡可能實現(xiàn)較高的機械鉆速。綜合以上措施，有效提高了高溫高壓難鉆地層的鉆井效率，使機械鉆速較應用前提高350%。

5 技術展望

Technological prospect

按照中國海油公司規(guī)劃，“十三五”期間天然氣勘探是完成儲量任務的重要保障，高溫高壓天然氣資源勘探將是南海西部地區(qū)天然氣勘探的重要領域［29］。高溫高壓目標氣田的勘探發(fā)現(xiàn)和評價，標志著中國海油掌握了高溫高壓鉆井技術，隨著高溫高壓勘探的深入，勘探區(qū)域將不斷擴展，由以往較為成熟的東方區(qū)域擴展到樂東區(qū)、崖城區(qū)、陵水區(qū)，高溫高壓井的勘探呈現(xiàn)出新的特點和挑戰(zhàn)，表現(xiàn)為：水深更深（150～1 000 m）、完鉆井深更深（平均井深4 500 m）、溫壓環(huán)境更為復雜（溫度高于200 ℃、地層壓力系數(shù)2.3左右）、壓力窗口變窄（作業(yè)窗口小于0.1 g/cm3甚至更低）的趨勢，作業(yè)難度進一步加大。對于高溫高壓勘探鉆井而言南海高溫高壓勘探鉆井主要圍繞以下難題開展工作。

5.1 地層壓力精細預測技術

Fine formation pressure prediction technology

經(jīng)過多年的實踐證明，傳統(tǒng)地層壓力預測方法雖然取得了重大進展和成果，但是在部分地區(qū)（尤其是新區(qū)）壓力預測誤差教大。例如，鶯歌海盆地凹陷斜坡帶水道砂超壓儲層壓力預測誤差大以及砂泥巖互層承壓能力不足對該區(qū)域探井鉆井作業(yè)安全和作業(yè)時效造成了極大的影響。主要原因為南海西部受多重因素影響下的異常高壓成因機制多樣，孔隙壓力差異性變化大，壓力注入方式多樣。目的層砂巖體分布廣，橫向和縱向變化大，彼此間連續(xù)性、連通性不好辨別，且壓力過渡帶薄，破裂壓力預測難度高。同時，高溫高壓地層的孔隙壓力與破裂壓力非常接近，密度窗口狹窄對壓力預測的精度要求高。

目前，在異常高壓的預測方面，亟待解決的問題包括滲透性地層超壓成因機制的識別以及不同巖性地層的破裂壓力精細解釋。因此，需要對已有沉積、構造、成藏等地質成果進行系統(tǒng)梳理、再認識，研究沉積壓實、構造擠壓、油氣運移成藏等地質作用對異常高壓的影響，系統(tǒng)認識勘探新區(qū)目標地層異常高壓的成因機制。針對高溫高壓地層復雜的地質特點，研究高溫高壓井地層壓力預測及監(jiān)測的方法，建立基于地質、測井、地震等多元信息的地層孔隙壓力鉆前預測技術。根據(jù)隨鉆實時信息，實時更新鉆前壓力預測模型，對真實地下壓力情況做出正確判斷，確保施工安全。

5.2 非常規(guī)井身結構設計及配套技術

Design and supporting technology of unconventional casing program

高溫高壓區(qū)域勘探復雜的鉆井地質條件決定了井身結構設計的復雜性。除此之外，從全球視野來看，具有抗高溫能力的地質取資料設備難以適應小井眼作業(yè)，一定程度限制了傳統(tǒng)井身結構設計的底部延伸，需要開拓能夠滿足取全取準地質資料的合理井身結構，而目前非常規(guī)井身結構的設計理論和實踐尚存在欠缺，配套工藝和技術尚待進一步研究，以獲得作業(yè)成效和成本時效的雙重控制。

針對鶯-瓊盆地地質特征，研究高溫高壓地質環(huán)境對套管載荷的影響，研究綜合考慮溫度、磨損、套管制造偏差等因素對套管強度的影響，找出適合于該區(qū)域安全鉆井的套管性能指標參數(shù)范圍，建立適合于高溫高壓井的套管柱設計方法，提出套管選材方案，形成適合于高溫高壓井的套管柱設計方法、套管選材技術規(guī)范以及非常規(guī)井深結構設計標準。

5.3 窄壓力窗口鉆井配套工藝

Supporting technology for narrow pressure window drilling

目前，窄壓力窗口的復雜高溫高壓井鉆完井液工藝技術儲備不足。窄壓力窗口條件下，對高溫高壓鉆井液的流變性要求高。但隨著溫度的增加，高密度鉆井液的各種性能都隨之發(fā)生改變。目前，在溫度達到200 ℃、密度達到2.2 g/cm3，流變性控制難度大大增加，而在高溫高密度條件下，鉆井液中各關鍵組分（重晶石、處理劑等）的質量控制直接關系到體系性能穩(wěn)定性，目前還沒有高溫高壓鉆井液關鍵組分的質量指標這方面的研究。窄壓力窗口鉆井容易出現(xiàn)漏失復雜情況，現(xiàn)有高溫高密度條件下的堵漏技術不成熟。適用于高溫高壓井的體系眾多，在體系優(yōu)選和評價方面還需要進一步研究。此外，由于高密度鉆井液固相和濾失量相對較高，儲層保護難度大。因此，需要開展以下工作。

針對鶯-瓊盆地常用的高溫高壓鉆井液，開展PVT實驗。結合實驗數(shù)據(jù)，對高溫高壓鉆井過程中的井筒溫度場進行分析研究，建立適用于鶯-瓊盆地高溫高壓井的環(huán)空ECD計算模型和評估方法，實現(xiàn)ECD精細化控制，降低窄壓力窗口地層井漏風險和溢流風險，確保安全鉆進。

根據(jù)鶯-瓊盆地地質環(huán)境和海上鉆井特點，從平臺設備適應性分析和改造、控壓鉆井風險分析及控制措施方面進行研究［30-31］，為鶯-瓊盆地高溫高壓控壓鉆井技術的應用提供依據(jù)。

針對高溫高壓井井涌、井漏等復雜情況頻發(fā)，開展溢流早期綜合監(jiān)測和識別技術研究。同時，開展窄壓力窗口鉆井設計和作業(yè)技術研究，提高高溫高壓井井漏及堵漏的認識，做好堵漏技術、小井眼技術和工具適應性技術儲備。

5.4 深水高溫高壓勘探鉆井技術

Drilling technology for deepwater HTHP exploration

“十二五”期間，南海西部已順利完成2口高溫高壓深水井。隨著高溫高壓井邁入深水階段，作業(yè)環(huán)境發(fā)生巨大變化，鉆井難度呈幾何倍增。適用的技術不是高溫高壓鉆井技術和深水鉆井技術的簡單疊加，設計施工風險和現(xiàn)有技術的適應性都需要重新評估，并加以系統(tǒng)研究識別。目前，高溫高壓深水探井鉆井仍處于起步階段，需要持續(xù)發(fā)展高溫高壓深水鉆井技術，如依靠動態(tài)調節(jié)隔水管內液面，實現(xiàn)對井筒壓力控制的技術［33］等，早日形成適用于南海西部的高溫高壓深水探井鉆井技術體系。

6 結論

Conclusions

中國南海高溫高壓勘探井鉆井經(jīng)歷了多年的發(fā)展歷程，近年來在鶯歌海盆地優(yōu)質高效地完成了一批高溫高壓探井，積累了較為豐富的技術經(jīng)驗，初步建立了高溫高壓勘探井鉆井作業(yè)管理、施工團隊。但隨著南海高溫高壓勘探領域的拓展，“十三五”期間，高溫高壓勘探鉆井面臨新的發(fā)展形勢和更高難度的挑戰(zhàn)，已有的水平難以適應未來超高溫高壓勘探及深水高溫高壓的需求。因此，需要繼續(xù)加大海上高溫高壓勘探井鉆井投入力度，通過科技攻關和技術創(chuàng)新，加快高溫高壓勘探鉆井技術研發(fā)、項目管理和作業(yè)團隊建設進度，早日形成新的海上高溫高壓鉆井技術體系，為推動高溫高壓勘探，建設南海大氣區(qū)，助推國家海洋強國和能源戰(zhàn)略的實施，做出應有的貢獻。

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（修改稿收到日期 2016-10-16）

〔編輯 朱 偉〕

華北油田“對癥下藥”老油藏顯活力

2016年年初以來，華北油田公司開發(fā)系統(tǒng)針對油價持續(xù)低迷、產能建設投資緊張、資源接替形勢嚴峻等不利形勢，通過“三個強化”針對性、進攻性措施，加大老油田綜合調整治理力度。截至11月中旬，高陽、大王莊、蒙古林等12個公司重點油藏，通過立體調整、綜合治理，日產油由2 500多噸上升至2 700多噸，老油藏再顯活力。

強化油藏地質研究和方案論證。開發(fā)工作者量身定制針對性治理對策。以大王莊油田為例，針對這個油藏井網(wǎng)對儲量控制程度較低，井網(wǎng)完善的老區(qū)儲層非均質嚴重、層間平面矛盾突出、水驅動用程度低，新建產能區(qū)塊未能實現(xiàn)有效水驅等問題，采取重建開發(fā)井網(wǎng)、分層治理、完善注采井網(wǎng)等措施，效果凸顯。

強化經(jīng)濟效益評價和方案優(yōu)化。加強區(qū)塊整體治理方案經(jīng)濟效益評價的同時，更加重視單井措施效益論證，按照“無效益的措施不實施、低效益的措施少實施”的原則，優(yōu)化措施結構。

強化實施過程跟蹤和方案審查。區(qū)塊治理方案整體部署，重點措施分級審查、分步實施，采取“實施—評價—再優(yōu)化—再實施”的管理方式，保證了單井措施質量和油藏綜合治理效果。

通過扎實有效工作，預計12個重點治理油藏年增油近6萬噸，綜合遞減減緩8.1百分點，綜合含水率下降1.3百分點。

(編輯 石 藝)

Drilling technology for HTHP exploration in South China Sea and its prospect

HUANG Yi
CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

The HTHP (high temperature and high pressure) areas in the Ying-Qiong Basin,northern South China Sea have immense exploration potential of natural gas resources.However,these areas are geologically characterized by high temperature,high pressure,multiple pressure steps and narrow safety density window,and HTHP well drilling engineering design and operation are faced with huge challenges.Based on over 30 years’ technology research and practical operation of 50 HTHP wells in this sea area,the key drilling technologies suitable for HTHP natural gas exploration in South China Sea are developed,and they are multi-mechanism formation overpressure prediction,high-temperature drilling fluid,pressure stabilization and channeling prevention cementing,safe drilling of narrow pressure window,and HTHP integrated drilling and ROP improvement.By virtue of these technologies,the drilling difficulties of HTHP exploration in South China Sea are solved,and the drilling operation is carried out safely and efficiently.This complete set of proven safe and efficient drilling technology system and management model for offshore HTHP exploration wells provides the reference for the drilling offshore HTHP wells in petroleum industry.

South China Sea;Ying-Qiong Basin;high temperature and high pressure;exploration well;drilling technology;prospect

黃熠.南海高溫高壓勘探鉆井技術現(xiàn)狀及展望［J］ .石油鉆采工藝，2016，38（6）：737-745.

TE52

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0737-09

10.13639/j.odpt.2016.06.004

:HUANG Yi.Drilling technology for HTHP exploration in South China Sea and its prospect［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):737-745.

黃熠（1973-），高級工程師，1997年畢業(yè)于江漢石油學院，現(xiàn)從事海洋油氣鉆井的研究和管理工作。通訊地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱。電話：0759-3900597。E-mail:huangyi@cnooc.com.cn