中国海洋石油的海上油田开发技术现状和展望

中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望
姜伟
中国海洋石油总公司
摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。

同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。

经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。

并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。

关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系
中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。

并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。

1．中国海上油气开发的概况和挑战
在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于
钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战：
首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。

北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。

第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。

第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装置周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。

中国海上油田的发展主要还是根据油田自身的油藏性质和特点，结合油田的具体特征和开发的需求，中国海油逐步形成了渤海、东海、南海东部，以及南海西部，这四个海域为主体的油田开发体系。

中国海洋石油的勘探工作自上个世纪60年代开始以来，逐步发展和成长起来了。

特别是进入80年代以后，随着对外合作和自营勘探开发的步伐的加快，我们海上油田原油产量不断攀升。

1982年原油产油不足10 万顿。

2010年我们油气产量将达到5000万顿油气当量，实现了几代石油人的追求与梦想，在我国成功的的建成了一个海上的大庆油田。

2．中国海上油气开发钻完井工程八大技术体系
在中海油近年来生产规模迅速上升的同时，在油田开发生产中也逐步的形成了油田开发中的钻完井工程技术八大技术体系，并且在海上油田开发生产中发挥了重要的作用。

2.1海洋石油优快钻完井技术体系：
优快钻井技术是中海油钻完井特色技术。

在上个世纪90年代初期，我们在学习了国外先进技术经验的基础上，结合渤海油田的具体情况，在开发油田的钻井技术上取得了重大突破，钻井速度得到大幅度的提高[1] [2]，直接产生的效果就是带动了一大批渤海边际油田的开发，使得一批勘探探明的地下储量，变成了可以投入开发产生效益的油田。

从渤海QK18-1项目开
始，逐步形成了渤海优快钻完井技术体系[3] [4]。

并且取得了很好的成绩：
1).渤海QK18-1实验项目[5]，1995年8月开钻，平均钻井井深3561m。

在该地区，原来的平均建井周期为57天，实施优快钻井技术以后，平均钻井周期为18.82天。

钻井效率比原来提高了3.3倍；
2).渤海SZ36-1-J区[6]，15口井总进尺28140m，平均井深1876m，平均建井周期3.71天，其中J11井，日进尺640m/d; J10井平均机械钻速132m/hr.
3).SZ 36-1Ⅱ期开发工程。

6座海上平台，钻井186口井总进尺349521m。

平均井深1920m，平均建井周期3.22天，钻井效率比该油田以往作业效率提高2.3-3.6倍，渤海优快钻完井工作走向了一个新的里程碑。

渤海优快钻完井，主要形成了由十大优快钻完井技术系列[7]。

其中十大钻井技术系列主要包括：
1）PDC钻头钻井技术；2）顶部驱动钻井技术；3）高频线性振动学技术；4）非钻机时间测CBL技术；5）油层保护钻井液技术；6）PDC可钻式浮箍浮鞋技术；7）大满贯测井技术；8）单级双封固井技术；9）导向马达钻井技术；10）快装井口技术；
十大完井技术系列主要包括：
1）一趟管柱多层射孔技术；2）隐形酸水基完井液技术；3)射孔管柱隔板传爆技术；
4)一趟管柱多层防砂技术；5)一变多控地面控制设备技术；6)优质梯级筛管适度防砂技术；7)陶粒压裂充填防砂技术；8)低碎屑、大孔径、高密度射孔技术；9)压裂充填防砂完井技术；10)一趟管柱多层长井段射孔技术。

具体情况见表1.
表1:渤海优快钻完井情况统计表。

渤海开展优快钻井技术研究及其应用以来，总共累计钻井660多口井，累计进尺137万多米，节约完井作业天数7773天。

按当时船舶综合日租金计算节约直接投资92亿元。

取得了显著的经济效益。

渤海优快钻完井技术，为渤海油田开发奠定了坚实的技术基础，
2.2.稠油开发钻完井技术体系
我国海上石油储量中已探明的总储量中有70%左右是稠油。

个别油田地下原油粘度达到300-1800mpas。

地面原油粘度更是高达900-2600 mpas.同时由于埋深浅，储层疏松，需要进行防砂完井。

因此通常情况下稠油油田开发中，采收率为20%左右。

经过探索和实践，形成了稠油油田开发钻完井技术体系[8]。

主要包括：1）稠油疏松砂岩油藏的储层保护技术；2）疏松砂岩钻井液完井液技术；3）水平井、枝井钻井技术；4）裸眼优质筛管完井防砂技术；5）裸眼防砂管防砂粒径及防砂筛
管的防砂间隙选择技术；6）稠油开发水平井、分枝井的井型优造技术；7）稠油开发水平井、分枝井产能预测技术；8）疏松砂岩油藏水平井和分枝井井壁稳定技术。

稠油开发钻完井技术取得的详细情况见表2：
表2：BH35油田G井区部分稠油水平分支井产量及分支情况
稠油开发钻完井技术所取得的成果：
1)采用稠油开发钻完井技术，有效的卡法和动用了渤海稠油资源。

并且成功的开发了渤海原油粘度达到API 110的原油，为海上稠油开发提供了成功的经验。

2)由于采用在稠油油田开发中合理的布置水平井和水平分枝井开发，不但扩大了单井油层裸露面积，同时又减少了定向井的数量。

节约了钻完井成本，并且显著的提高了油井产量。

3)采用稠油开发钻完井技术体系以来，在油田开发中取得了显著的经济效益。

以渤海
BH35油田，按照常规方法要钻75口井，采用这套技术以后，仅钻了21口井就达到了原来配产指标。

总井数减少54口井。

比原来减少72%。

其经济效益十分可观。

2.3、海上大位移钻井技术体系
中海油总南海东部公司与美国PHILLIPS公司合作，先于1997年钻成[9]海洋石油利用大位移钻井技术钻了我国海上的第一口大位移井XJ24-3-A14井。

水平位移8062m完钻井深9238m。

垂深2985m，水垂比达到2.7[9]创当时的钻井世界记录，并且获得了日产原油1000T/d的产量。

而后在南海东部流花1-1油田，陆续又钻了5口水平位移5.6-4.8km，水垂比达到4.58的大位移水平井。

成功的开发了LH油田的周边小油田。

在渤海QK17-2油田利用大位移钻井技术，成功的在用4口大位移井（水平位移在3.5-4km左右）开发了东区的油田。

不但节约了东区开发所需要的修井、平台导管架及其海管的费用。

而且解决了钻井平台插桩的难题[10] [11].中海油大位移井数据见表3
表3:中海油大位移钻井的实钻数据表
至此，大位移钻井技术在中海油逐步形成了一套技术体系，为中国海上油气开发、生产发挥了积极的作用。

经过多年来的技术探索和实践，中海油在大位移钻井技术方面，已经逐步认识并且掌握了大位移钻井技术的关键和难点[12] [13]。

形成了中海油大位移钻井十大技术系列：
1）海上大位移钻井工程设计技术；2）海上大位移井钻机装备的能力评估及改造技术；3）海上大位移井井壁稳定及岩石力学分析技术；4）海上大位移井钻井液完井液的技术；5）大位移井钻柱力学及扭矩摩阻预测技术；6）大位移井井眼净化及水力学分析计算技术；7）大位移井套管漂浮下入技术；8）大位移井套管保护剂磨损预测技术；9）大位移井井眼经验轨迹控制技术；10）大位移井固井及完井技术。

海上大位移井所获得的技术成果：
1）XJ24-3-A14井是依托南海XJ24-1油田开发的。

即是利用目前海上平台现设备加升级改造以后，开发周边8km以远的XJ24-3油田。

具有很好的经济效益。

2）LH1-1油田利用现有海上的生产装置动用周边5km以外的地质储量。

这样可以省去建造一套海上的浮式钻采装置的昂贵的费用。

3）QK17-2油田的4口井大位移井开发东区油田节约一条海底管线，一座海上井口平台，
一座海上修井机。

同时由于采用大位移水平井钻井方式，提高了单井产量，比计划产量增加46%，
2.4．海上油田密集丛式井组整体加密井网钻井技术体系
渤海油田在90年代，海上丛式井井口间距是2m×2m。

以16口井在油层间距为350m，按反九点布井。

井控面积大约2km2。

在渤海SZ36-1油田II期开发工程中，为了节约工程造价，尽量利用平台的面积，将井口间距缩小为1.5m×1.7m。

井口平台的钻井数量由16口井增加至35口井。

每个平台控制面积增加至4km2。

这个时期定向丛式井的水平标志迈向了新的台阶。

2009年我们在海上最大的自营油田SZ36-1，实施整体调整加密井网。

进一步完善注采井网，挖掘剩余油，进一步提高采收率，整体调整井网加密的主要钻完井技术是海上石油钻完井技术在21世纪的最大挑战和难题之一。

中国海上油田密集丛式井网整体调整加密钻完井技术的主要特点是：
1）以海上油田提高采收率和提高剩余油动用程度为目的，在原本已经十分密集的350m 井距的井网中再增加一套加密井网。

以有利于动用剩余油，更大程度上提高采收率。

2）在目前的井网中，加密另一套井网是定向井防碰及轨迹控制上最大的难度和挑战。

3）调整井网在原有生产井网中整体加密。

意味着在技术上要提升到一个更高的水平。

井眼轨迹要求准确控制，不能与原井网相碰撞，在钻进的井眼不能损坏正在生产的套管井筒。

海上密集丛式井整体加密钻完井技术体系：
在渤海SZ36-1油田的整体加密结合调整方案的设计及其实施过程中，中海油已经逐步形成并掌握了海上密集丛式井整体加密井网的钻井完井六大技术系列：
1）海上丛式井组的整体加密综合调整的井眼轨迹设计技术；2）密集丛式井网整体调整加密井眼防碰和轨迹控制技术；3）海上调整井井眼稳定性分析和井壁稳定控制技术；4）海
上综合调整加密井的储层保护技术；5）密集丛式井眼防碰及预警技术；6)密集丛式井加密调整井的井壁稳定及合理生产压差的控制技术；
海上密集丛式井组整体加密调整完井技术所取得的创新及其成果：
1）在渤海SZ36-1油田I期工程中，新钻48口整体加密井，全部采用整体加密井网钻完井技术。

同时还要新建两座海上井口平台。

这在海上油田属于首次；
2）将采用自主研制的定向井井眼防碰和预警技术系统。

有效的防止还在钻井的井眼里的钻头损坏邻井正在生产井的套管，保证作业安全；
3）按照这套技术方案全部实施以后，可以使该油田提高采收率15%，并且增加原油产量万吨。

2.5疏松砂岩的油藏储层保护技术体系
在渤海油田开发疏松砂岩的油藏储层保护技术中，我们面临的三大主要挑战性的问题，第是疏松岩砂稠油油藏高孔高渗地层，在钻完井过程中本身就极易受到伤害，第二是孔隙压力低于原始地层压力以后（低于正常水柱压力），如何有效的在钻完井过程中实施储层保护。

第三是在要满足储存保护的同时，还要满足快速钻井的要求。

渤海湾大油田均属疏松砂岩稠油油藏，其主要特点是：油藏埋藏浅，储层基本为泥质胶结，岩性疏松，孔隙度和渗透率高，非均质性严重；油藏属于正常的温度、压力系统；原油属稠油，其中以胶质、沥青质含量高；储层粘土矿物含量大，以蒙脱石、高岭石和伊蒙混层和伊利石居多。

通过研究我们认为，钻井液固相颗粒的堵塞是造成高孔高渗储层伤害首要原因，尔后是粘土膨胀等其他的问题，在这里我们还有一个低孔隙压力的客观环境条件，我们主要采取的技术措施是：强化钻完井液的封堵效果[5]，以此来解决疏松砂岩中的固相颗粒堵塞的问题[6]，也用这种措施减少高孔高渗地层的固相和液相的渗透半径和侵入深度，粘土的水化膨胀问题主要是
通过钻井液的抑制性来解决。

关键技术特点：在开发阶段该油田过去钻过200多口生产井[7] [8]，采用的是小阳离子体系的钻井液，这种钻井液体系由于具有流变性易控制，操作维护相对简单，成本相对低廉，同时更重要的是具有较好的储层保护效果[14] [15]，因此，在原来的水基泥浆体系BHJFC上进行了改进和强化，主要特点是：
（1）与传统小阳离子泥浆体系相比，改进后的钻井液体系失水更小；
（2）改型的小阳离子体系有更强的承压能力，一般情况下都在14MPa以上；
（3）我们选择了新型的钻井液体系和配方，同时又在实验室做了岩心渗透率恢复值的评价，使用5.8cm的岩心在室内评价，其渗透率恢复值在未切片的情况下达到87.3%。

（4）考虑到在该油田开发阶段我们采用的负压射孔管内砾石充填的方式，因此在完井液中加入封堵剂，同时把破胶时间可调，既防止了漏失又保证炮眼具有很好的渗透性。

疏松砂岩的油藏储层保护技术取得的成果：
（1）采用钻完井储层保护技术以后最显著的特点之一就是钻井速度很快，在该油田应用以后取得很好的效果。

（2）12 1/4”井段机械钻速可达到120m/hr，并且在L1井实现了用一只钻头钻穿馆陶地层然后一直钻进至完钻，在该地区实现了12 1/4”一只钻头进尺1545m的最长记录，该井段纯钻18.75小时，平均机械钻速达到82.4m/h，是该平台的最好记录。

（3）该平台12口井，其中6口井要绕障，属于三维定向井，平均井深1928m，平均建井周期5.48天，其中最快的是L1井，建井周期3.6天，取得了钻井速度和效率的好成绩。

(4）采用了储层保护技术以后，与过去在该地区的完井液相比，漏失量减少近1/2，封堵效果很好。

油井投产表现出了很好的生产能力，L平台平均产量达到131m3/d，达到ODP配产的1～1.7倍。

同时还显著降低了完井液的费用。

2.6．海上平台模块钻机装备技术体系
海上油田在勘探开发和生产阶段都需要有钻机或修井机来进行作业。

通常情况下我们采用可移动式的钻修井装置或固定式的钻修井装置来满足作业的需求。

近年来，由于油价的原因，可移动钻修井装置价格持续走高。

但是资源有限，还不能完全满足数量上的需求。

因此中海油在海上油田开发和生产中，对固定式的钻修井机的需求随着开发和生产规模的扩大而不断增加。

从80年代初期到1999年以前，我国海上的7部修井机2003年以前的14部海洋模块钻机均是由外国公司设计和建造的。

2003年以后，由海油在自主技术创新，油田开发结合实际需求，在掌握了海上钻修机的关键设计和制造技术的基础上，对海上平台钻修井机技术进行集成和再创新。

逐步形成了一套不但能满足海上油田开发生产需求的，同时又具有中海油特色的海上模块钻修井机的特色技术。

海上平台模块钻修井机装备三大技术系列
1）海上平台模块钻修井机设计技术系列。

根据海上平台开发和生产的需求，设计出可以满足修井、钻调整井作业的需要，根据生产情况需要可以实行纵横两个方向的移动，覆盖整个井口区域的海上模块钻修机。

2）海上平台模块钻修井机建造技术系列。

按照模块化钻修机设计，形成了一套满足海上钻修机模块的建造技术，不但有一套技术标准和质量控制体系，同时模块钻修机的建造技术方法。

实现了海上模块钻修机的建造和装配。

在此基础上形成了模块钻修井机建造技术系列。

3）海上平台模块钻修井机搬迁、安装技术系列。

模块化钻修机可以实现在海上搬迁和安装过程中的模块化的化整为零的拆卸和装配。

有利于在海上组织施工安装，方便了海上的安装和调试。

在此基础上形成了模块钻修井机搬迁、安装技术系列。

海上平台模块钻井机装备技术所取得的成果：
1）成功的应用于海上油田的开发和生产。

目前已组建成国产化钻修井模块钻机49部。

应用于30多个油气田，用了5年多时间，已经全部实现了国产化。

并且已经形成了模块钻修机的企业系列技术规范和标准。

2）有效的解决了海上钻修机资源紧张的问题，不移动式的钻机资源用于钻开发井、勘探井。

而固定式平台模块钻修机则主要用于补充钻井和修井机资源的不足。

3）海上平台模块钻修机已经在中海油形成了设计和建造的系列技术，节省了费用提高了效率。

取得了显著的社会和经济效益。

海上平台模块钻修机由于实现了模块化，还有利于海上平台钻修井机资源的共享。

可以实现一部模块钻修机，几座海上生产平台钻修井共用的模式。

形成了海上开发生产的一种高效、低成本的有效模式
2.7．南海北部湾油田井壁稳定剂配套钻井技术体系
南海北部湾油田断层破碎带多、地质构造复杂。

在钻井过程中，极易造成井壁垮塌，卡钻事故频繁。

同时由于地层水敏性很强，用常规的泥页岩抑制和稳定技术难以见到明显的效果。

上世纪90年代，该油田钻井事故屡有发生，井下情况复杂，钻井事故率平均达到40%，并且直接导致了钻井效率的降低、加大了钻井成本。

通过对该地区地质构造和破碎断裂带地应力分布规律及其特征的研究，应用构造应力数据方法和数值模拟分析技术，结合现场数据进行反演。

并且从钻井工艺，泥浆工艺上，在化学和力学耦合作用条件下的井壁稳定力学研究方面，基本上形成了从理论认识到数值模拟，形成了北部湾油田井壁稳定及配套四大钻井技术系列：
1）以北部湾地应力场的测试数据位基础，利用地质建模的手段建立了实用的三维钻井地
质模型技术系列，为钻井作业直接提供了数据，对于分析判断钻井井下情况提供了很好的指导。

2）井壁稳定与储层保护技术系列。

针对微裂缝和破碎带发育的情况，研制的防漏和储层保护功能的抗压封堵泥浆体系形成了防漏和良好储层保护功能的钻井液技术体系。

不但保证了安全钻井，同时还有很好的储层保护效果。

3）地球物理、岩石力学、钻井工程现结合的综合地质建模及其应用技术系列。

该技术是一个集多科学为一体的综合技术体系，通过地震测井、岩芯资料为基础，建立以地应力为主导的地址模型的框架及钻井工程井壁稳定实用的三维地质模型，指导钻井工作。

4）以三维井壁稳定地质模型和井壁稳定分析为基础的，以定向井井眼轨迹技术为依据的、海上平台位置优选技术综合配套技术系列。

北部湾油田井壁稳定及钻井配套技术体系所取得的成果：
1）形成了一套北部湾地区行之有效的钻井井壁稳定性分析及其控制技术，极大的提高了钻井的安全性并且同时还极大的提高了储层保护的效果，改善了开发效果。

2）在钻井过程中把地震、测井、岩石力学、井壁稳定以及钻井过程中的储层保护等诸多问题，综合集成。

形成了一套需用钻井技术集成，攻克了北部湾钻井的技术难题。

3）本技术体系在北部湾成功应用，在后续开发的钻井过程中，事故率逐步降低，由最初的40%降至28%，最后在涠洲11-4D的调整井项目中，事故率为零.取得了显著的效果。

2.8.高温高压钻井技术体系
南海和莺琼盆地中深层，普遍存在着高温高压的钻井问题，该地区个别井井温超过200℃，井底当量密度超过2.0SG，达到超高温和高压的水平。

同时也是钻完井技术上的一大挑战。

南海地区的高温高压钻井技术面临的困难和挑战是：
1）双高两深：即高温高压地区，往往在莺琼盆地具备地湿梯度高达5.5℃/100m,同时还
带来地层压力高，我们在面临高低区钻井泥浆比重达到2.14SG，同时这些地区井也比较深，大致都在5000m左右，此处海域水深也较深，多用半潜式平台钻井，因此给作业带来了很大的技术和管理上的难度。

2）地层压力难以准确的预测，到目前为止，在南海莺琼盆地的压力预测，中海油做了大量的工作，取得了一定的进展，但是还不能完全满足钻井工程上的需要。

3）高温高压井的测试工作，由于高温和高压，往往带来的问题是高产带来的高温问题，高温对测试管柱，对于套管以及井口的安全承压都有一系列的安全控制工作上的挑战。

高温高压钻井工程五大技术系列：
中海油在上世纪，就与外国公司合作探索南海高温高压钻井技术问题。

经过10多年的不断工作，钻了19口高温高压井，取得了宝贵的实践经验。

初步形成了一套南海地区高温高压钻井技术体系，
1）一套严格而科学的地层压力预测技术系列。

由于莺琼盆地特殊的沉积地理环境，因此中海油结合该地区的具体情况，研究了地质沉积规律和油气运移的特点，提出并建立了一套地层压力的预测方法，并且经过10多年的实践和运用，逐步形成了一套实用的该地区的高温高压井的压力预测技术。

2）一套适合于南海莺琼盆地的高温高压钻井液技术系列。

特别是在高温条件下，该钻井液体系具有很好的热稳定性。

完全满足了钻进作业过程中的不同工况和要求。

同时还具有储层保护的功能和对环境保护友好的功能。

3）高温高压的固井技术系列。

固井技术中很好的解决了水泥矿石的封固。

层间的防气窜以及双作用隔离液等技术问题，较好的适应了莺琼盆地水泥浆比重最高用到2.35SG，井下温度190℃的固井工作任务。

4）高温高压测试技术系列。

该技术主要包括测试管柱的设计技术，测试工作液技术及其。