南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

李中

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

李中

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

海上高温高压气田开发是一项高投入、高风险、高难度的大型海上系统工程活动。针对南海西部高温高压气田的基本特征，分析了南海西部高温高压气田开发在井筒安全、钻完井液、固井、定向井和水平井钻井、钻井综合提速、完井等方面面临的技术难点，并系统总结了目前已形成的油套管综合防腐、“五防”固井水泥浆和自修复水泥浆、超压盖层提速、储层精细保护、定向井轨迹控制以及安全完井等高温高压钻完井关键技术。随着南海高温高压勘探领域进一步拓展，当前正面临超高温高压、深水高温高压环境的巨大挑战，提出未来海上高温高压天然气开发钻完井技术应加强能适应更高温压等级的设备、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系，保障海上高温高压钻井的安全和高效。

南海；高温高压；气田开发；钻完井；关键技术；发展方向

中国南海蕴藏着大量油气资源，南海北部大陆架和中南部天然气资源量超过40万亿m3。南海处于太平洋、欧亚、印度三大板块交汇处，地质构造复杂，普遍存在高温高压的问题。海上高温高压钻完井技术水平已成为制约全球海上油气大规模勘探开发的重要瓶颈。1984—2004年，CHEVRON、BP、ARCO等石油公司在南海钻探高温高压探井近20口，复杂情况和事故频发，单井钻井周期长达半年以上，单井作业成本常常超过1亿美金。高温高压气田开发属于世界级难题，国外掌握海上高温高压开发技术并具备开发经验的只有英国、挪威、美国等少数国家，但仍存在很多技术上的弊端和不成熟，比较典型的是美国墨西哥湾深水地平线钻井平台爆炸沉没事故。此外，高温高压气田开发同样表现出建井周期长、复杂情况多和成本高昂等问题［1-3］。

近十多年以来，针对南海莺-琼盆地高温高压特点和技术难题，借助国家“863”计划、国家科技重大专项、中国海洋石油总公司重大科技专项以及自主研究等平台，中海油逐渐形成自主的海上高温高压高效钻完井技术，促使南海西部海域高温高压勘探取得重要进展，继D13-1和D13-2大中型气田后，又在大崖城区、大乐东区、陵水区等区域获得多个商业发现，探明地质储量超过2 000亿m3。2015年，中海油成功开发投产中国海上首个高温高压气田——D13-1气田，从理论和钻完井作业经验上升级形成了一套南海高温高压气田开发钻完井关键技术。实践证明，南海高温高压气田开发钻完井关键技术可为今后海上类似高温高压井钻完井作业提供经验借鉴和参考。

1 地质油藏特点

Geological and reservoir characteristics

南海莺-琼盆地区域地质分层大约为乐东组、莺歌海组、黄流组、梅山组、三亚组、陵水组等，早期开发的常规气层位于乐东组和莺歌海组，进入中深层黄流组以下后地层的温度和压力急剧上升，属于高温高压环境。

目前明确开发的D13-1和D13-2气田主要目的层为中新统黄流组，为岩性圈闭，埋深在3 000 m以内，平均温度梯度4.17 ℃/100 m，储层温度约150℃，压力系数1.91～1.97，储层物性属中孔中渗～中孔低渗。潜在开发的一些区块如L10-1、Y27-2等，目的层在4 000 m以下的梅山组、三亚组，储层温度在200 ℃以上，部分区块压力系数达到2.20，储层物性为低孔低渗～中孔中渗。

莺-琼盆地天然气普遍含CO2，不同地区含量差异极大，尚没有发现明确的H2S，但是根据国外知名石油公司分析，在高温高压环境下均要考虑潜在H2S的影响及应对措施。

2 勘探开发历程

Exploration and development history

南海高温高压勘探开发经历了与国外合作、自主勘探、自主开发等阶段［4-6］。

（1）对外合作阶段（1984—1999年）。国外一些知名石油公司进入南海进行高温高压天然气的勘探，期间共钻探11口井，包括一些超高温超高压的高难度井，如ARCO钻探的Y26-1-1井，完钻井深为5 638.8 m，最高钻井液密度2.26 g/cm3，最高地层温度249 ℃，基本上挑战了当时石油工业水平的极限。这期间由于地震资料品质较差，成藏机理认识尚不清楚，高温高压理想成藏区域未能有效识别，均未能获得好的地质发现。同时由于高温高压钻井技术和水平存在不足，作业过程中遇到的复杂问题和井下事故较多，处理时间几乎占到全井建井周期的一半，作业费用高昂，持续勘探和投入存在很大局限。

（2）自主勘探阶段（1999—2012年）。在该阶段的前期，高温高压勘探工作的重点转向基础理论和技术研究，地质成藏理论取得突破，同时钻完井测试等工程技术也不断提升和发展。后期相继发现D13-1和D13-2大中型优质气田和其他几个潜在商业气田。

（3）自主勘探开发和对外合作并重的阶段（2012—2016年）。通过系统开展前期研究、钻前准备及现场作业，南海西部油田相继自主钻探Y27-2和L10-1等极具潜力的天然气构造，在2015年顺利投产D13-1气田，实现海上高温高压气田从勘探向开发的重大跨越。目前，D13-2气田群开发项目已进入基本设计阶段。同时，对外开放一些勘探潜力和风险并存的构造，引入外部勘探资金，降低勘探风险。例如，与壳牌公司签订3个合作区块，已完成L8-1-7井和L11-1-1井的钻探工作；与科威特石油公司在南海Y区块合作完成5口井钻探，勘探形势良好。

3 技术难点

Technical difficulties

陆地和海上条件存在很大不同，技术的适用性差别较大。海上狭窄的空间对开发技术的安全性和可靠性提出了更高的要求，在国内海上尚无经验借鉴、国外海上开发效果欠佳的大背景下，如何安全高效开发高温高压气田存在巨大挑战和风险［7-8］。

3.1 高温高压井筒构建与生产安全

HTHP wellbore construction and production safety

海上高温高压气井环空带压比例超过60%，部分地区高达90%，严重的井筒失效甚至导致井喷、着火、爆炸和人员伤亡等事故。海上高温高压气井井筒完整性失效风险极高，表现在以下5个方面：（1）高温对井筒各处及地面流程抗温性能要求更高，生产制度的改变会产生交变的温度应力，加剧破坏井筒密封性；（2）从井下到地面流程全系统都存在高的压力，安全隐患和风险完全高于常规井；（3）一定高温高压条件下，CO2等酸性气体对油套管的腐蚀严重，长期生产条件下的防腐困难；（4）高温高压高产井的气体冲蚀或出砂冲蚀在全生产流程变径处（如油嘴）极为明显，降低了生产寿命；（5）任何单一因素的影响容易解决，但高温、高压、腐蚀、冲蚀、出砂等多重因素的叠加给井筒完整性保障和生产安全带来严峻挑战。

3.2 高温高压钻完井液技术

HTHP well drilling and completion fluid technology

高温高压开发井对钻完井液提出更高要求。抗温方面，当温度超过200 ℃时，高密度钻井液聚合物发生降解，构成钻井液黏度基础的膨润土出现胶凝；性能调控方面，由于钻井液的可压缩性和可膨胀性直接与温度和压力相关，井底高温高压下钻井液密度和黏度等性能和地面不一致［9-10］，如何精细化判断并作出相应调整存在难点；储层保护方面，常规高密度钻井液存在固相含量高、滤饼厚、返排差等问题，影响高温高压开发效果；高固相带来高摩阻扭矩，在高温高压定向井和水平井钻进时较难控制井眼轨迹；甲酸铯钻完井液体系是当前国际上应用较多的无固相高密度钻完井液体系，其性能虽然优越但是存在全球来源不足且价格昂贵等缺点。

3.3 高温高压固井技术

HTHP well cementing technology

与高温高压探井相比，高温高压开发井要保障长期稳定生产，固井面临的技术难题更突出。其一，当水泥浆密度大于1.90 g/cm3时，高密度水泥浆性能不稳定，并且存在配制重复性不强的问题；其二，地层压力高，水泥浆和泥浆密度高，安全压力窗口窄，注水泥期间控制不当易发生窜、漏；其三，对于高温高压开发井而言，定向井和水平井套管难居中，导致部分环空出现窄间隙，现有冲洗液、隔离液清除滤饼效果差，影响顶替效率；另外，由于井筒安全压力窗口小，在高密度钻井液和水泥浆下，不能够高速顶替，会进一步使得顶替效率变差；其四，开采期间地层条件变化以及频繁开关井等，会引起套管-水泥环-地层系统受力状态发生改变，水泥环可能被破坏而丧失密封完整性，高压气体通过失效水泥环内部的微裂缝界面逐渐窜移至井口；其五，莺-琼盆地D13-1气田CO2含量为14.3%～72%，高温酸性环境对水泥石腐蚀严重，导致水泥石强度变低、易破碎，水泥石防腐性能存在挑战。

3.4 高温高压定向井和水平井技术

HTHP directional well and horizontal well technology

国内外高温高压井一般很少钻探大斜度定向井和水平井，一是高温高压井井身结构通常较复杂，表层作业尺寸较大，对于海上丛式井来说难度很大；二是下部井段温度上升后对定向井和随钻测量工具的耐温要求高，工具容易受温度影响而失效；三是高温高压井钻井液高固相带来的摩阻扭矩比常规井大，井型复杂会导致地面扭矩高，难以控制轨迹，并且容易出现卡钻事故；四是压力过渡井段钻井液密度范围大，对于依靠水力作业的旋转导向等工具合理的水眼配置难度大，有时超出了定向井工具的工作范围；五是高温高压井的压力窗口窄，定向井、水平井与直井相比环空压耗更大，井眼清洁难度更大，加剧了窄压力窗口的固有矛盾，如果不能有效解决将会导致井漏、井喷等事故。此外，如果钻井液密度或ECD控制不当，水平井井控风险大。

3.5 全井高效作业与综合提速

Full-hole efficient operation and composite ROP improvement

高温高压井作业成本高，要同时兼顾安全和效率，否则将影响气田开发的经济效益。莺-琼盆地高温高压已钻探井虽然在提速提效方面取得重要进展，但部分技术并不能直接应用于开发井。例如，提速接头应用于开发井中需要考虑对井眼轨迹控制的影响；开发井表层大尺寸井眼防碰问题在探井中并不存在；开发井中各层套管下深更深，压力窗口更窄，井眼清洁更难。

3.6 高温高压完井

HTHP well completion

高温高压导致完井密封件易老化、降低火工器材及电子元器件寿命、稳定性及传输性能；受完井方式、井筒及生产条件共同影响，易形成水合物，引起堵塞；完井液易出现密度下降、结晶、腐蚀加剧、添加剂失效等情况。此外，油套管泄漏、封隔器和油嘴刺漏甚至管柱断裂等问题比较突出。

高温高压井完井难度大还体现在作业过程控制风险高，尤其是水平井裸眼完井。下部完井过程中的井控问题、中部完井时与井下的隔离问题、上部完井时的负压差带来的安全隐患等，每一步作业都对安全和技术完备性形成挑战。

3.7 海上经验和后勤保障

Offshore experience and logistics

由于海上的特殊环境和安全标准要求不同，高温高压陆地钻完井的一些经验仅可以部分借鉴，国内尚没有海上高温高压开发经验，也没有统一的技术标准供参考。海上环境条件独特，平台空间狭小，安全边界低，需要重新定义安全标准和范围来保证高温高压井的安全生产。南海每年都会遭遇台风侵扰和袭击，需要保证恶劣天气条件下井口生产的安全。平台离陆上基地较远，增加了远程支持难度，需要重新构建一套合理的应急支援体系。

4 南海高温高压开发井钻完井关键技术

Key drilling and completion technologies for HTHP development wells in South China Sea

基于以上技术难点，经过“十一五”、“十二五”期间的技术攻关，形成了一套适合南海莺-琼盆地高温高压天然气优质高效开发的钻完井技术体系［7］。

4.1 油套管综合防腐技术

Composite tubing and casing anti-corrosion technology

南海高温高压气田面临高温、高压、高含CO2的“三高”问题，传统方法已不能满足要求。为此，从防腐级别、管柱强度级别、环空保护液体系以及螺纹密封能力入手，形成了海上高温高压开发井油套管综合防腐技术。

研制出模拟井下高温高压状态的可视化多相流动态腐蚀评价装置，针对D13-1气田地层流体组分，开展动态挂片实验，优选出超级13Cr、改良型13Cr和普通13Cr等3种材质。依据经济和安全边界效益最大化原则，采取组合防腐策略。

结合高温高压气井特点，研究了多封隔器加载、封闭空间热力加载、模拟温度的管柱磨损、模拟井下高温高压复杂工况的材料评价等技术，优化封隔器位置和完井管柱设计。同时，研发了新型高密度抗温环空隔离液体系，解决了环空静置的固相沉淀问题，也使油套管长期腐蚀速率降低到0.064 mm/a。

油套管丝扣技术方面，通过分析接触应力、接触宽度、接触能量等密封机理，优选出满足要求的螺纹密封结构，并严格按照ISO 13679—2011标准进行试验。现场下套管过程中加强上扣扭矩监测和操作保护，降低油套管最薄弱的螺纹密封泄漏风险。

4.2 固井技术

Cementing technology

为解决高密度水泥浆性能不稳定和配制重复性不强的问题，以大量有效水泥浆配方实验数据为基础，筛选出不同类型、不同粒径的加重材料，基于神经元理论，编制数据库软件，快速给出符合要求的固井水泥浆配方，提高了颗粒级配质量，也提高了水泥石的密实程度。

为满足全套管封固的要求以及避免压漏地层，开发出低密度高强度水泥浆体系作为首浆使用，其密度范围1.4～1.8 g/cm3，能适应90 ℃温差变化。

针对直接与高温高压气层接触的井段，开发了“五防”固井水泥浆体系。该体系具有以下特点：（1）防气窜能力强，尤其是早期胶凝强度高，稠化过渡时间控制在3 min以内，防气窜系数（SPN）值可以控制在0.5以下；（2）堵漏效果好，针对窄压力窗口固井过程易漏失的情况而开发了新型耐碱矿纤和石英砂等组合堵漏材料，使整个体系能提高地层承压达5 MPa；（3）大大延缓CO2腐蚀，已经过实验研究证实该体系腐蚀速度只有常规体系的1/8；（4）抗温变和应变能力强，满足提高生产制度状态下的水泥石抗剪切能力，有利于减少微裂缝和微间隙的产生。针对某些特殊井段固井，开发了“自修复”固井水泥浆体系，具有在微裂缝和微间隙产生后遇到油气发生二次反应再次弥合的特性。

此外，配套开发了固井双作用隔离液技术、提高顶替效率的技术和动态模拟软件，从而形成了体系开发、理论模拟、实践操作三位一体的高温高压固井技术。

4.3 超压盖层提速技术

Overpressure cap rock ROP improvement technology

南海莺歌海盆地中深部地层尤其是高压层的盖层厚度400～800 m，普遍具有黏弹性和塑性，不但磨损钻头，而且机械钻速极慢。通过大量实验，掌握了地层特性，设计了小倒角复合布齿的PDC钻头，通过专业力学分析，改进旋转导向设计参数，引入了水力射流提速短节和超级马达配合旋转导向作业，从而形成了专利钻头、提速短节、旋转导向、超级马达、钻井液优化等多因素组合的系统提速集成技术，使整体速度提高了一倍。

4.4 储层精细保护技术

Fine reservoir protection technology

南海高温高压储层以中孔中低渗和低孔低渗为主要特征，传统粗放型储层保护技术不能完全适应要求，如何精细化做好储层保护至关重要。从影响储层保护效果的钻井液和工艺措施入手，实施了定量储层保护技术。开发了抗高温高密度有机盐和超微重晶石复配的储层钻开液体系，相比传统聚磺体系，其固相含量可降低20%、滤饼厚度降低60%、渗透率恢复值提高了10%。综合区域地震、实钻探井和测井资料，建立目标区地层压力三维精细描述模型，对开发井单井井位进行精细压力预测，通过有效调整ECD实现储层微压差定量控制，既能保证高温高压井作业安全，又显著提高了储层保护效果。

4.5 定向井轨迹控制技术

Direction well trajectory control technology

高温高压定向井和水平井作业有其独特性，限制高温高压定向井和水平井轨迹控制的难点较多。例如，浅层大尺寸井眼作业碰撞风险极高；定向井工具需要满足抗高温要求，以及满足密度跨度极大情况下的水力参数设计标准；高固相含量的冲蚀、高摩阻、高扭矩；窄压力窗口下能够承受的激动压力低，对定向井工具指令发送带来影响。为此，实施了大尺寸井眼一趟多功能管柱技术、降摩阻扭矩综合技术。同时，优选定向工具及随钻工具，在Ø660.4 mm、Ø444.5 mm以及Ø311.15 mm井段尽量优选大排量的工具，保障钻具排量、释放ROP。在Ø215.9 mm和Ø149.23 mm高温高压井段尽量优选排量限制小且抗高温的工具，保证轨迹的高效和精确控制。

4.6 安全完井技术

Safe well completion technology

东方中深层高温高压地层出砂评价没有出砂风险，水平井裸眼完井采用下打孔管支撑井壁的形式，定向井则全面采用尾管固井后射孔完井，不进行井下筛管等防砂作业。根据生产周期内的产能预测，充分考虑排液、延长管柱生产周期的原则，综合气体携液能力、气体冲蚀等要求优化油管尺寸。开展防腐蚀研究，选择合适的油管材料和强度级别。优化完井管柱的结构，提高完井管柱的密封可靠性，优化封隔器的下入深度和相对位置，避免受温度影响圈闭压力升高导致管柱挤毁，优化封隔器橡胶件材质，确保满足井下极端温压条件。有选择性设计井口采气树的材质尤其是关键密封件的材质。

海上平台空间十分狭窄，安全界面比较紧密，因此安全控制的等级和要求更高。完井过程中的安全清喷流程是投产前的重要环节。为了保证清喷安全，设计了多节点安全控制点，进行了振动监测与预防、出砂监测与预防、冲蚀防治、水合物防治、热辐射防治、环空套压自动补偿、应急关断系统等，保障了全部井完井作业的安全并顺利转入投产。

5 应用实例

Application case

D13-1气田是中国海油在海上发现的第1个高温高压气田，压力系数高达1.97，温度达到150 ℃，储层埋深约3 000 m，是一个以岩性圈闭为主的气藏。开发方案设计7口井，其中6口定向井、1口水平井，生产周期约25年。经过近9个月的钻完井作业，圆满实现了气田投产，单井产能超过设计配产。该气田生产以来运行平稳，未出现环空带压情况，井筒完整性良好。

D13-2气田总体开发方案目前已经完成，设计了2个较大的平台进行开发，共27口井。虽然温度和压力级别比D13-1略低，但是以大规模水平井开发为主。如前所述的开发钻完井技术已逐步应用到该气田的总体开发方案设计中，在后续基本设计和详细设计中会进一步细化和完善。

中海油其他海域和海外陆续也有一些高温高压井投入开发，如中海油在印尼海上的BD气田，其兼具高温高压和H2S的特点，南海莺歌海的高温高压气田开发钻完井技术也能够为其提供参考，尤其是实施方面可以提供直接经验。

6 技术发展方向

Technological development direction

南海莺歌海盆地中深层以高温高压为基本特征，分布范围广，影响大。随着南海高温高压勘探领域的拓展，Y27-2和L10-1等区块面临着温压更高、埋深更深、压力结构更复杂的地质条件。同时，深水领域的高温高压井的勘探（例如L25-1区块）难度凸显。从全球来看，部分石油公司也在向深层油气领域拓展，逐步挑战一些温压极高的井，推动着高温高压钻完井技术的进步。总体而言，未来海上高温高压天然气开发钻完井技术发展方向主要有以下几个方面［11-12］。

（1）随着浅层油气探明程度的增加，油气勘探开发向纵深发展是必然趋势，前景比较广阔。当前主要开发的海上高温高压气田的压力为69 MPa、温度超过150 ℃。针对温度和压力等级更高的井，尤其是当压力达到103.5 MPa、138 MPa，温度超过200℃、250 ℃，作业难度快速上升，亟需从井身结构设计、套管强度及选材、井控能力、安全控制、应急救援等方面开展系统研究，做好技术储备。

（2）具有一定的安全密度窗口是实现安全顺利钻井的前提。可能需要开展8层次甚至更多层次的井身结构及相应水力参数设计方法的研究［13］。套管选择上要考虑140钢级以上的管材。

（3）随着地层温压条件的进一步严苛，完井测试工具压力等级需要提升到138 MPa，防喷器、阻流管汇及控制系统也要推广使用138 MPa以上等级。在安全控制方面要更强调系统性、全局性。随着作业风险的增加和事故后果的严重，需要发展成熟的应急救援技术和海上应急救援快速反应装备。

（4）油气勘探开发的纵深发展也包括水深的增加。深水钻井面临环境更为恶劣、隔水管井段长、海底低温和压力窗口窄等问题，在深水区钻探高温高压井需要克服深水和高温高压井特征叠加的影响。

（5）窄压力窗口的安全钻井是一大关键。控制压力钻井技术（MPD）是目前国内外应对窄压力窗口井普遍采用的技术［14-15］。MPD技术配合ECD监测技术可演化为井下压力精确控制技术，可避免高温高压影响下钻井液实际密度和井底当量密度计算存在误差的问题。另外，连续循环钻井技术［16］在窄压力窗口井中也具有重要的应用价值，它可在接立柱和起下钻期间实现不间断的钻井液循环，维持钻井液对井底的当量循环附加值，有效消除停泵和开泵引起的井底压力波动，从而有利于防止在窄压力窗口条件下的井涌、井喷和井漏等问题。连续循环钻井技术现有2种类型：一种是以钻杆特殊连续循环接头和配套设备组成；另一种则是以大型防喷器和井口工具配套组成，具有井口占地面积大、性能可靠、使用更加安全的特点。

（6）在钻完井液方面，未来更强调高密度、抗高温钻完井液体系的研究。为提高储层保护效果，要求体系固相含量更低，并逐步在无固相体系上取得突破。从国内外现状看，目前已经具备一定的技术实力，但仍需要提高经济竞争力、降低作业成本。

（7）为应对更高的温压挑战，固井方面需要不断研制新的固井添加剂、抗高温高密度水泥浆体系和配套的固井工具。

7 结论

Conclusions

随着浅层勘探逐步向深层勘探的发展，高温高压是不可避免的世界难题。中国南海高温高压钻井历经30余年的发展，通过不断的科研攻关和钻井实践经验的积累，成功开发投产了中国海上首个高温高压气田，初步构建了一套南海高温高压高含CO2气田开发钻完井关键技术。然而，随着南海高温高压勘探领域进一步拓展，后续超高温高压、深水高温高压气田的开发将成为必然趋势，现有技术水平难以满足发展需求。各国只有大力发展高温高压钻完井技术，研发适应更高温压等级的设备、材料和新工艺技术，完善海上应急救援体系，持续推进高温高压项目团队建设，才能保障高温高压井的安全作业、降低勘探开发成本、提高勘探开发效果，为高温高压油气领域的发现奠定坚实基础。

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（修改稿收到日期 2016-10-18）

〔编辑 朱 伟〕

Status and prospect of key drilling and completion technologies for the development of HTHP gasfield in South China Sea

LI Zhong
CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

The development of offshore HTHP gas fields is the large-scale offshore system engineering with high investment,high risk and high difficulty.In this paper,the basic characteristics of HTHP gas fields in western South China Sea were investigated,and then the corresponding technical difficulties during their development were analyzed from the aspects of wellbore safety,drilling and completion fluid,cementing,directional well and horizontal well drilling,composite drilling speed improvement and well completion.The key HTHP well drilling and completion technologies which had been developed were summarized systematically,including composite anti-corrosion of tubing and casing,“five-prevention” cementing slurry and self-repairing slurry,overpressure cap rock ROP improvement,fine reservoir protection,directional well trajectory control and safe well completion.As the HTHP exploration field is expanded further in the South China Sea,huge challenges emerge in HTHP and deepwater HTHP environments.Faced with these challenges,it is proposed that the drilling and completion technologies for offshore HTHP natural gas development shall focus on the research and development of new equipments,materials and technologies that are suitable for higher temperature and pressure and the completion of offshore emergency rescue system,so as to ensure the safety and efficiency of offshore HTHP well drilling.

South China Sea;high temperature and high pressure;gasfield development;well drilling and completion;key technology;development direction

李中.南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望［J］ .石油钻采工艺，2016，38（6）：730-736.

TE52

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0730-07

10.13639/j.odpt.2016.06.003

:LI Zhong.Status and prospect of key drilling and completion technologies for the development of HTHP gasfield in South China Sea［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):730-736.

国家“十三五”重大科技专项“莺-琼盆地高温高压天然气富集规律与勘探开发关键技术”（编号：2016ZX05024-005）。

李中（1972-），教授级高级工程师，1994年毕业于江汉石油学院，现从事海洋油气钻完井的研究和管理工作。通讯地址：（524057）广东省湛江市坡头区22号信箱。电话：0759-3900608。E-mail:lizhong@cnooc.com.cn