南海高温高压勘探钻井技术现状及展望

黄熠

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

南海高温高压勘探钻井技术现状及展望

黄熠

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

南海北部莺-琼盆地高温高压区域具有巨大的天然气资源勘探潜力。但该区域具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性，对高温高压钻井工程设计和作业提出了巨大的挑战。经过三十余年的技术攻关和在该海域超过50口高温高压井的作业实践，形成了适用于南海高温高压天然气勘探的钻井关键技术体系，包括多机制地层超压预测、抗高温钻井液、压稳防窜固井、窄压力窗口安全钻井、高温高压一体化钻井与提速等关键技术，克服了南海复杂高温高压环境下的勘探钻井技术难题，实现了南海高温高压勘探钻井作业的安全和高效。这一套较为成熟完善的海上高温高压探井安全高效钻井技术体系和管理模式，为石油工业海上高温高压钻探提供了借鉴。

南海；莺-琼盆地；高温高压；勘探井；钻井技术；展望

莺歌海盆地和琼东南盆地是我国南海海域典型的高温高压型盆地，是世界海上三大高温高压地区之一。南海莺-琼盆地油气资源丰富，其中高温高压天然气资源量预计超过4万亿m3，占总体资源量的2/3，资源潜力巨大［1-2］。高温高压钻井是当今世界钻井技术难题之一，海上作业环境的限制使高温高压钻井风险更大［3］。南海莺-琼盆地高温高压地层具有压力窗口窄、压力梯度变化大、压力台阶多等复杂的地质特征，加上南海台风天气等恶劣环境的影响，如何安全、高效地开展钻完井作业成为攻关的方向。通过回顾南海高温高压钻井作业历程，笔者分析南海高温高压钻井作业复杂情况和面临的主要技术挑战，总结了通过攻关和现场实践形成的技术对策，并针对近年南海高温高压勘探的发展形势，对未来海上高温高压钻井技术的攻关方向进行了展望。

1 南海高温高压勘探钻井历程

Drilling history of HTHP exploration in the South China Sea

南海高温高压勘探主要集中于莺歌海盆地和琼东南盆地，作业时间开始于20世纪80年代初期［4］。1984年，阿科公司在南海进行了首口高温高压探井的钻井作业。截至2016年，已有阿科、雪佛龙、壳牌、中海油4家国内外作业者在南海进行了53口高温高压井的钻井作业，油气勘探的模式经历了对外合作（1984—1999年）、自营勘探（1991—2009年）、自营与对外合作并举勘探（2009年至今）3个阶段。2010年，自营探井DF1-1-14井测试出高产天然气，发现了东方13-1高温高压气田。从此，南海西部高温高压勘探进入快速发展阶段，相继探明东方13-1、东方13-2、崖城13-2、陵水25-1等多个气田。国内外公司在南海西部已钻高温高压井情况见表1。

表1 南海高温高压勘探作业历程中的关键井Table 1 Key well in the history of HTHP exploration in the South China Sea

已钻井中井深大于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。由于勘探层位及深度的不同，钻探过程中遇到的最高温度存在明显差异，井深相对浅，其温度相对较低。其中实测温度大于200 ℃的井有4口（2口超过240 ℃），180～200 ℃的井有13口，150～180 ℃的井有36口。南海已钻探的高温高压井中，钻井液密度超过2.20 g/cm3的超高温高压井有10口，不同钻井液密度的井数分布见表2。

表2 南海已钻探高温高压井压力分布情况Table 2 Pressure distribution in existing HTHP wells in the South China Sea

“十二五”期间，南海西部高温高压勘探开发进程不断加快，迄今南海西部地区已钻成高温高压井共50余口，仅“十二五”期间完成高温高压探井33口，占整个高温高压探井的62.3%。

2 国内外高温高压钻井技术现状

Status of HTHP drilling technologies at home and abroad

据调查显示，未来3～5年内，海洋钻井中超过11%的井井底温度将高于175 ℃，近26%的井井底压力介于70～100 MPa，5%的井预测井底压力高于100 MPa。因此，海上高温高压钻井是今后必须面临的难题。总体来说，高温高压勘探钻井关键技术主要涉及地层压力预监测技术、钻井液技术及固井工艺、井控技术与设备等方面。

地层压力预测的准确性是决定高温高压勘探钻井成败的关键因素［5-7］。几十年来，国内外专家学者相继提出了许多压力预测的方法，传统方法主要是基于欠压实机制建立的，代表模型包括等效深度法、Eaton法等。20世纪90年代以来，地层压力预测、监测方法与技术研究成为攻关热点，加卸载方法将异常高压形成机制推到了新的高度，代表模型有Bowers法、有效应力法等。近十几年来，随着地质建模技术的成熟，通过建立三维地层压力地质模型，研究压力空间区域分布特征，构建三维压力体，实钻过程中根据实时资料更新，进行数据反演，不断校正三维压力体，消除地质信息中的不确定因素，有效提高了地层压力预测和监测精度。

在高温高压钻井液技术方面，除了使用传统的油基钻井液和合成基钻井液外，受环保、成本等因素影响，国外高温高压钻井近年来也逐渐采用抗高温水基钻井液体系［8-14］，例如：M-I公司的Duratherm体系，Baroid公司的Polynox体系，Baker Hughes公司的PYRO-DRILL体系等。这些体系具有以下特点：由无机盐NaCl或KCl、褐煤类或聚合物类降滤失剂、木质素磺酸盐类或丙烯酰胺/磺酸盐共聚物类高温稳定剂等组成；热稳定性能好，抗温最高可达260 ℃以上；抗盐抗钙污染能力强；对环境污染小。国内也在传统三磺处理剂的基础上研发出了多种新型高温稳定剂和降滤失剂产品，并形成了一系列新型抗高温水基钻井液体系，相比传统聚磺钻井液抗温性得到大幅提高。

高温高压气井环空带压的情况较为普遍［15］，在防气窜方面，国内外已开发出了各种高温防窜添加剂和水泥浆体系［16］，如哈里伯顿公司的Latex2000、Dowell公司的D600等。水泥浆体系防窜机理主要包括：增加水泥浆胶凝过程中的有效压力，减少水泥浆失重造成静压降低，降低气窜的可能性；或者增加气体的流动阻力，减少水泥浆失重过程中气体窜出。

3 南海高温高压钻探作业难点

Operational difficulties of HTHP drilling in the South China Sea

南海高温高压作业区远离后勤基地，水深65～130 m，海况恶劣，钻井作业难度大、风险高，主要表现为：地层压力窗口狭窄引起的井漏和井涌、钻具刺漏、疲劳断裂、固井和弃井水泥塞以及套管磨损问题［17-18］。南海已钻高温高压井复杂情况统计见图1。

图1 南海已钻高温高压井发生复杂情况统计Fig.1 Statistical percentage of complex situations in existing HTHP wells in the South China Sea

3.1 地层压力系统复杂，预测精度低

Complex formation pressure system and low prediction accuracy

莺-琼盆地地处区域性活动断裂交汇处，地应力各向异性强，泥底辟发育，水道砂分布广泛，高压成因机制复杂，压力台阶多，压力体系多，压力抬升快（图2），压力预测难度大，误差高达30%［19］。压力预测的偏差造成井身结构、钻井液密度、技术方案的不合理，导致钻井中频繁出现溢流、井漏、井眼垮塌、卡钻等复杂情况，严重情况下甚至导致井眼报废，严重威胁平台和人员安全。

3.2 钻井液性能控制困难

Difficult control on drilling fluid performance高密度钻井液固相含量高，自由水少，属于较稠的胶体悬浮体系，高温加大了高密度钻井液性能控制的难度。高温作用下，固相黏土分散加剧，钻井液处理剂效能降低，其黏度和切力急剧增加，甚至难以流动［20-22］。另外，莺-琼盆地高压上部盖层大套泥岩易水化，机械钻速低的情况下容易造成重复切削，加重了泥岩的水化，导致钻井液污染，使其性能更难以控制。

图2 莺-琼盆地典型压力分布规律曲线Fig.2 Curve of typical pressure distribution law in the Ying-Qiong Basin

3.3 固井难度高，封固质量差

High-difficulty cementing and poor sealing and cementing quality

地层压力窗口窄、环空间隙小、高压气层与低压易漏失层的多压力层系往往处于一次预封固的井段中，施工过程中易出现漏、涌并存的现象［23-24］。高温易引起水泥的早凝，影响水泥石性能，对固井材料的抗温性能以及高密度水泥浆的综合性能要求更高。此外，高压气井气窜问题严重，是影响固井质量的重要因素。

3.4 压力窗口窄，井控风险大

Narrow pressure window and high-risk well control

随着南海高温高压探井钻井深度的加大，地层压力窗口也逐渐收窄，由此引起的钻井问题也越来越突出［25-26］。南海已钻高温高压探井地层压力窗口窄的井仅为0.3左右，钻进期间存在高密度钻井液易井漏、涌漏同层的井下复杂情况，而且窄压力窗口也使常规套管程序不能满足施工要求，是严重制约高温高压深探井钻井作业的技术瓶颈。

3.5 地层可钻性差

Poor formation drillability

进入高压地层后，高密度钻井液的液柱压力以及循环压耗带来的压持效应愈加明显，泥岩地层在高密度钻井液液柱效应的影响下塑性增强，钻头难以有效吃入地层，以上因素的综合作用导致钻高压盖层时机械钻速变慢［27-28］。

4 南海高温高压勘探钻井技术对策

Drilling technology countermeasure for HTHP exploration in the South China Sea为克服高温高压井勘探作业中钻井技术的挑战，经过调研、攻关和探索，形成了适合南海高温高压探井的钻井关键技术和管理措施，包括地层压力预测、井身结构设计、钻井液、固井、窄压力窗口钻进、一体化钻井与提速工具等。

4.1 地层压力预测及井身结构设计

Formation pressure prediction and casing program design

通过分析微电阻率井周成像资料得到地层主应力，依据高精度钻井地质模型，进行变形介质强度赋值和应力模拟，构建三维构造应力，形成三维地层压力体，并耦合温度作用，提出地层三压力计算模型，为钻前设计提供多维度压力剖面与超压参数，形成了较高精度的地层孔隙压力预测方法，与仅考虑欠压实作用下地层压力预测方法相比，相对误差可控制在5%以内，三压力预测精度从70%提高到95%。

基于此形成了双向动态循环井身结构设计技术，将井身结构由常规的7层优化为5层（图3）。提高表层套管承压能力，通常将该层套管下至1 000 m左右，这样可以节省掉以往的Ø406.4 mm的技术套管。根据表层套管地漏实验和下部井段地层压力系数情况决定中间技术套管的下深，Ø339.7 mm技术套管下至莺二段厚层泥岩中，可省去Ø298.5 mm非常规套管。为避免揭开目的层以上砂体，设计Ø244.5 mm套管下至目的层以上的厚层泥岩盖层中，下深约4 000 m左右，封固压力过渡带，保证打开储层时具有良好的承压能力。根据管鞋处的破裂压力以及目的层压力系数，通常采用一个井段完成所有目的层。与原有井身结构相比，Ø244.5 mm套管下深增加，相应缩短了Ø215.9 mm井段的长度，降低了深部高温高压地层的固井难度，为后续储层钻井提供了良好的井筒环境，降低了施工难度。据估算，井身结构设计优化后，非常规套管使用率由2010年以前的58.82%下降至4.54%，作业效率大幅提高，建井周期缩短15%，成本降低20%。

4.2 高温高压钻井液技术

HTHP drilling fluid technology

针对高温环境下高密度钻井液流变性控制困难、易沉降、电测易遇阻等问题，结合区域地层特征，通过室内研究，引入有机盐抑制剂，优选磺化材料和抗温稳定剂，增强体系的抑制性，采用经过表面活化的超细重晶石，形成了抗温达200 ℃，密度2.20 g/cm3的水基改良型钻井液体系，保护了海洋环境。

图3 井身结构优化Fig.3 Casing program optimization

超细重晶石的应用显著改善了高密度钻井液流变性与沉降稳定性之间的矛盾。超细重晶石粒径相对普通重晶石小，平均粒径在5 μm左右。由于超细重晶石经过改性之后，颗粒之间表现为弹性的碰撞和接触，较普通重晶石颗粒之间的刚性碰撞和接触，显著降低了高密度钻井液固相之间的内摩擦阻力，使得超细重晶石高密度钻井液具有较低的黏度。另一方面，超细重晶石颗粒之间的静电斥力显著大于普通重晶石，使得超细重晶石高密度钻井液分散更均匀。如在南海西部某口高温高压井目的层钻进，井底温度195 ℃，钻进至4 057 m时，钻遇异常高压，加重过程中，现场用普通重晶石从2.17 g/cm3加重至2.19 g/cm3，发现重晶石加量是计算量加量的一倍，从图4可以看出，随着密度的提高钻井液黏度持续上升，加大补充浆量也难以控制。改用超细重晶石加重后，随着钻井液密度提高，黏度基本没有变化，得到了很好的控制。超细重晶石加重水基改良型钻井液体系具备良好高温流变性和沉降稳定性，在莺-琼盆地多口高温高压井得到成功应用。

4.3 压稳防窜固井技术

Pressure stabilization and channeling prevention cementing technology

在南海西部高温高压井固井作业中，做到压力平衡固井十分困难，一方面是由于地层压力高，压力体系较复杂，要准确预测各地层压力较为困难；另一方面，水泥在初凝阶段会发生失重，而此时水泥浆如果防气窜阻力不够，一旦地层的高压气体较为活跃时，就会引起气窜。

为解决海上高温高压固井作业面临的易窜、易漏、固井质量合格率低的难题，根据非规则颗粒级配理念和神经元理论，结合实验数据，优选出高质量水泥外掺料，开发出水泥浆颗粒级配数据库。通过优选抗高温防漏材料、防窜材料，研发出了防窜、防漏、防温变的新型水泥浆体系。该体系由填充材料与水泥共同构建了堆积紧密的结构，流动度大，自由液小，滤失量小，流变性能好，强化了防窜效果；在水泥浆中引入纤维质，在井底的裂缝处形成网状桥堵，有助于产生所需的滤网和相应滤饼，增强防漏效果；水泥浆加入胶乳，水泥浆失重时，胶乳颗粒存在水泥浆孔隙溶液及吸附在水泥水化产物上，增加水泥浆空隙的密实性，具有一定防窜作用，另一方面，胶乳在硬化的水泥石中相互交联成膜，形成互穿网络结构，提高水泥石的抗拉强度和抗折强度，宏观上表现为增加水泥石的韧性。

图4 现场钻井液黏度和密度曲线Fig.4 Viscosity and density of drilling fluid in place

为解决水泥石产生的裂缝问题，通过分子设计等手段，在修复剂中嵌入对油气刺激能自发响应的集团，开发出油气响应型自修复水泥浆，配套研制了动态缝宽堵漏评价仪和半尺寸水泥浆温变、应变评价装置，开展模拟工况的水泥浆堵漏、防应变和防温变能力的评价。为提高尾管段固井质量，配合使用旋转尾管挂技术，尾管固井期间通过适当旋转，进一步提高固井质量。该项技术已在现场高温高压探井进行了推广应用，高温高压井段套管下入异常事故率为0，胶结固井质量测井结果表明水泥环质量合格率接近100%。

4.4 窄压力窗口钻井技术

Drilling technology of narrow pressure window

常规井可以忽略井筒温度场、压力场的变化，将钻井液当量密度作为常量来处理，但在高温高压井中，温度、压力变化范围较大，会给钻井液密度的计算带来较大误差。以往高温高压对钻井液密度的影响认识不清楚，钻井液密度的常规确定方法是根据地层孔隙压力和破裂压力值再加一个附加值，但是附加值较高，容易导致井漏等复杂事故。

为了解决高温高压窄压力窗口地层钻进期间易井漏、井控风险大的难题，基于储层压力三维精细描述和井筒压力分布的实时计算，将井筒温度、压力与钻井液物性参数耦合，结合南海西部高温高压井钻井液数据分析，提出一套全新的高温高压钻井液密度经验预测模型。克服了传统经验预测模型偏重于温度的影响，而忽视了压力影响的二次项，以及压力和温度的交互影响。在此基础上，同时研究了排量、转速、起下钻速度、下套管速度、加重速度等对当量循环密度（ECD）影响规律，建立了全井眼ECD精确预测模型，结果如图5所示。

图5 不同因素下全井眼ECD精确预测模型Fig.5 Full-hole ECD accurate prediction model under the effect of different factors

根据预测模型，充分考虑不同钻具组合如随钻钻具组合、光钻杆、常规钻具组合在钻进、循环、短起下、起下钻过程中对井底压力的影响，以及在下Ø244.5 mm套管过程中对套管串下入速度的控制，形成了一套基于精确水力学计算及“恒微过平衡”井底压力安全控制的钻井技术。根据随钻测压技术实时监测井下ECD，通过调节排量、泵压及转速，控制ECD介于孔隙压力和漏失压力之间，使井底压力始终处于安全密度窗口范围内。在莺-琼盆地高温高压窄压力窗口钻井作业期间，实施井底压力始终高于地层压力0.01 g/cm3的精细控制，高温高压井井漏、溢流等复杂情况大幅降低。

4.5 高温高压一体化钻井与提速技术

HTHP integrated drilling and ROP improvement technology

为提高南海高温高压致密盖层机械钻速低的问题，通过大量室内实验研究了高温高压对岩石黏塑性变化特征的影响规律，发现高温高压条件下岩石黏塑性增强，可钻性下降。通过对南海高温高压难钻地层分布规律及岩性特征的研究，结合钻头破岩机理分析，研制了适合该地层特征的新型高效PDC钻头，并采用抗高温水力脉冲空化射流提速工具，优化钻具组合。水力脉冲工具在钻头喷嘴出口形成脉冲射流，在井底产生压力脉动，提高射流清岩破岩能力，并在井底有限区域形成低压区，减少环空液柱压力对井底岩石的压持效应，其机理相当于欠平衡钻井，降低井底岩石的破碎强度，并且促进岩屑及时脱离井底。通过水力学计算软件，分析满足井眼清洁的排量，保证钻井液具有良好的携砂效果，降低高密度钻井液的压持效应。通过分析钻井速度与钻压、排量等重要钻井参数的关系，指导钻井作业中制定合理的钻井参数，以满足安全钻进的前提下尽可能实现较高的机械钻速。综合以上措施，有效提高了高温高压难钻地层的钻井效率，使机械钻速较应用前提高350%。

5 技术展望

Technological prospect

按照中国海油公司规划，“十三五”期间天然气勘探是完成储量任务的重要保障，高温高压天然气资源勘探将是南海西部地区天然气勘探的重要领域［29］。高温高压目标气田的勘探发现和评价，标志着中国海油掌握了高温高压钻井技术，随着高温高压勘探的深入，勘探区域将不断扩展，由以往较为成熟的东方区域扩展到乐东区、崖城区、陵水区，高温高压井的勘探呈现出新的特点和挑战，表现为：水深更深（150～1 000 m）、完钻井深更深（平均井深4 500 m）、温压环境更为复杂（温度高于200 ℃、地层压力系数2.3左右）、压力窗口变窄（作业窗口小于0.1 g/cm3甚至更低）的趋势，作业难度进一步加大。对于高温高压勘探钻井而言南海高温高压勘探钻井主要围绕以下难题开展工作。

5.1 地层压力精细预测技术

Fine formation pressure prediction technology

经过多年的实践证明，传统地层压力预测方法虽然取得了重大进展和成果，但是在部分地区（尤其是新区）压力预测误差教大。例如，莺歌海盆地凹陷斜坡带水道砂超压储层压力预测误差大以及砂泥岩互层承压能力不足对该区域探井钻井作业安全和作业时效造成了极大的影响。主要原因为南海西部受多重因素影响下的异常高压成因机制多样，孔隙压力差异性变化大，压力注入方式多样。目的层砂岩体分布广，横向和纵向变化大，彼此间连续性、连通性不好辨别，且压力过渡带薄，破裂压力预测难度高。同时，高温高压地层的孔隙压力与破裂压力非常接近，密度窗口狭窄对压力预测的精度要求高。

目前，在异常高压的预测方面，亟待解决的问题包括渗透性地层超压成因机制的识别以及不同岩性地层的破裂压力精细解释。因此，需要对已有沉积、构造、成藏等地质成果进行系统梳理、再认识，研究沉积压实、构造挤压、油气运移成藏等地质作用对异常高压的影响，系统认识勘探新区目标地层异常高压的成因机制。针对高温高压地层复杂的地质特点，研究高温高压井地层压力预测及监测的方法，建立基于地质、测井、地震等多元信息的地层孔隙压力钻前预测技术。根据随钻实时信息，实时更新钻前压力预测模型，对真实地下压力情况做出正确判断，确保施工安全。

5.2 非常规井身结构设计及配套技术

Design and supporting technology of unconventional casing program

高温高压区域勘探复杂的钻井地质条件决定了井身结构设计的复杂性。除此之外，从全球视野来看，具有抗高温能力的地质取资料设备难以适应小井眼作业，一定程度限制了传统井身结构设计的底部延伸，需要开拓能够满足取全取准地质资料的合理井身结构，而目前非常规井身结构的设计理论和实践尚存在欠缺，配套工艺和技术尚待进一步研究，以获得作业成效和成本时效的双重控制。

针对莺-琼盆地地质特征，研究高温高压地质环境对套管载荷的影响，研究综合考虑温度、磨损、套管制造偏差等因素对套管强度的影响，找出适合于该区域安全钻井的套管性能指标参数范围，建立适合于高温高压井的套管柱设计方法，提出套管选材方案，形成适合于高温高压井的套管柱设计方法、套管选材技术规范以及非常规井深结构设计标准。

5.3 窄压力窗口钻井配套工艺

Supporting technology for narrow pressure window drilling

目前，窄压力窗口的复杂高温高压井钻完井液工艺技术储备不足。窄压力窗口条件下，对高温高压钻井液的流变性要求高。但随着温度的增加，高密度钻井液的各种性能都随之发生改变。目前，在温度达到200 ℃、密度达到2.2 g/cm3，流变性控制难度大大增加，而在高温高密度条件下，钻井液中各关键组分（重晶石、处理剂等）的质量控制直接关系到体系性能稳定性，目前还没有高温高压钻井液关键组分的质量指标这方面的研究。窄压力窗口钻井容易出现漏失复杂情况，现有高温高密度条件下的堵漏技术不成熟。适用于高温高压井的体系众多，在体系优选和评价方面还需要进一步研究。此外，由于高密度钻井液固相和滤失量相对较高，储层保护难度大。因此，需要开展以下工作。

针对莺-琼盆地常用的高温高压钻井液，开展PVT实验。结合实验数据，对高温高压钻井过程中的井筒温度场进行分析研究，建立适用于莺-琼盆地高温高压井的环空ECD计算模型和评估方法，实现ECD精细化控制，降低窄压力窗口地层井漏风险和溢流风险，确保安全钻进。

根据莺-琼盆地地质环境和海上钻井特点，从平台设备适应性分析和改造、控压钻井风险分析及控制措施方面进行研究［30-31］，为莺-琼盆地高温高压控压钻井技术的应用提供依据。

针对高温高压井井涌、井漏等复杂情况频发，开展溢流早期综合监测和识别技术研究。同时，开展窄压力窗口钻井设计和作业技术研究，提高高温高压井井漏及堵漏的认识，做好堵漏技术、小井眼技术和工具适应性技术储备。

5.4 深水高温高压勘探钻井技术

Drilling technology for deepwater HTHP exploration

“十二五”期间，南海西部已顺利完成2口高温高压深水井。随着高温高压井迈入深水阶段，作业环境发生巨大变化，钻井难度呈几何倍增。适用的技术不是高温高压钻井技术和深水钻井技术的简单叠加，设计施工风险和现有技术的适应性都需要重新评估，并加以系统研究识别。目前，高温高压深水探井钻井仍处于起步阶段，需要持续发展高温高压深水钻井技术，如依靠动态调节隔水管内液面，实现对井筒压力控制的技术［33］等，早日形成适用于南海西部的高温高压深水探井钻井技术体系。

6 结论

Conclusions

中国南海高温高压勘探井钻井经历了多年的发展历程，近年来在莺歌海盆地优质高效地完成了一批高温高压探井，积累了较为丰富的技术经验，初步建立了高温高压勘探井钻井作业管理、施工团队。但随着南海高温高压勘探领域的拓展，“十三五”期间，高温高压勘探钻井面临新的发展形势和更高难度的挑战，已有的水平难以适应未来超高温高压勘探及深水高温高压的需求。因此，需要继续加大海上高温高压勘探井钻井投入力度，通过科技攻关和技术创新，加快高温高压勘探钻井技术研发、项目管理和作业团队建设进度，早日形成新的海上高温高压钻井技术体系，为推动高温高压勘探，建设南海大气区，助推国家海洋强国和能源战略的实施，做出应有的贡献。

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（修改稿收到日期 2016-10-16）

〔编辑 朱 伟〕

华北油田“对症下药”老油藏显活力

2016年年初以来，华北油田公司开发系统针对油价持续低迷、产能建设投资紧张、资源接替形势严峻等不利形势，通过“三个强化”针对性、进攻性措施，加大老油田综合调整治理力度。截至11月中旬，高阳、大王庄、蒙古林等12个公司重点油藏，通过立体调整、综合治理，日产油由2 500多吨上升至2 700多吨，老油藏再显活力。

强化油藏地质研究和方案论证。开发工作者量身定制针对性治理对策。以大王庄油田为例，针对这个油藏井网对储量控制程度较低，井网完善的老区储层非均质严重、层间平面矛盾突出、水驱动用程度低，新建产能区块未能实现有效水驱等问题，采取重建开发井网、分层治理、完善注采井网等措施，效果凸显。

强化经济效益评价和方案优化。加强区块整体治理方案经济效益评价的同时，更加重视单井措施效益论证，按照“无效益的措施不实施、低效益的措施少实施”的原则，优化措施结构。

强化实施过程跟踪和方案审查。区块治理方案整体部署，重点措施分级审查、分步实施，采取“实施—评价—再优化—再实施”的管理方式，保证了单井措施质量和油藏综合治理效果。

通过扎实有效工作，预计12个重点治理油藏年增油近6万吨，综合递减减缓8.1百分点，综合含水率下降1.3百分点。

(编辑 石 艺)

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

黄熠.南海高温高压勘探钻井技术现状及展望［J］ .石油钻采工艺，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.

黄熠（1973-），高级工程师，1997年毕业于江汉石油学院，现从事海洋油气钻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：0759-3900597。E-mail:huangyi@cnooc.com.cn