南海高温高压钻完井关键技术及工程实践*

李 中 刘书杰 李炎军 谢仁军

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2.中海油研究总院 北京 100028）

南海高温高压钻完井关键技术及工程实践*

李 中1刘书杰2李炎军1谢仁军2

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2.中海油研究总院 北京 100028）

南海是全球三大海上高温高压区域之一，地质构造复杂，已钻井井底温度249℃、压力梯度2.4 MPa/100 m、CO2含量50%，该区域油气资源勘探开发长期受异常压力预测误差大、井筒泄漏及环空带压严重、测试安全风险高、成本巨高等钻完井技术瓶颈制约。全面总结了近20年南海高温高压钻完井在异常压力精确预测及控制、多级屏障井筒完整性、多因素多节点测试、优质高效作业等4个方面研究形成的关键技术及工程实践，展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向。以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导。

南海；高温高压；钻完井；关键技术；工程实践；发展方向

目前，世界能源消费仍以化石能源为主，其中油气所占比例高达56%［1］。我国经济发展对化石能源需求量持续增长，而陆地油气产量呈递减趋势，海上油气资源的勘探开发显得至关重要［2］。

南海油气资源丰富，占全国油气总资源量1/3以上，是我国能源重要接替区、国家“一带一路”战略能源保障基地。由于地处欧亚、太平洋和印澳板块交汇处，地质构造复杂，南海也是公认的世界三大海上高温高压区域之一，已钻井井底温度高达249℃，压力梯度2.4 MPa/100 m，地层压力抬升快、台阶多，钻完井作业难度大。从20世纪80年代起，SHELL、CHEVRON、BP等国际知名公司在南海莺琼盆地累计钻探15口高温高压井，受地层压力预测精度、井筒完整性、完井测试工艺等钻完井技术制约，造成近30%的井眼报废或未达地质目的，直接经济损失近50亿元，纷纷退出勘探权益。

南海高温高压钻完井技术挑战主要体现在：①受地质构造断裂交汇影响，高压成因复杂，传统压力预测方法误差大，极易造成溢流井漏甚至井喷，井眼报废率高。②高温高压环境下液体膨胀和腐蚀加剧，固井质量难以保证，井筒泄漏及环空带压严重。目前国外海上高温高压井环空带压比例平均70%，尚未有效解决。③海上平台空间受限，无法采用常规高温高压井的“一用一备”地面流程模式，高温、高产、水合物、冲蚀、震动等因素导致测试放喷和生产过程风险极高。④高温高压井钻井液密度高、稳定性差，导致钻速低、周期长、成本高、环保压力大，国际知名公司在南海钻探的15口井，平均单井工期173 d，单井费用3.3亿元。

针对以上技术挑战，中国海油自1997年开始，依托国家863计划、科技重大专项、总公司重点科研项目等，历经近20年持续攻关与实践，取得了重要技术创新，实现了南海高温高压钻完井关键技术重大突破，安全高效地实施了52口高温高压井作业，发现了7个大中型海上高温高压气田，建成了我国第一个海上高温高压东方气田群。本文主要是对南海高温高压钻完井关键技术及工程实践的总结，在此基础上展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向，以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导。

1 关键技术

1.1 异常压力精确预测及控制技术

南海莺琼盆地是典型的高温高压区，其形成和发展受欧亚板块、印度板块和太平洋板块的共同作用和影响，在其演化历史中伸展和岩石圈大幅度减薄是控制盆地演化的主要因素［3］，致使该区域的异常压力成因复杂。通过研究地质加载、卸载等多源机制成因的异常压力精确预测方法，成功研发了极窄压力窗口连续循环微压差定量控制钻井技术，大幅提高了高温高压井钻井成功率，在多源多机制成因异常压力预测方法、多参数实时联动调控微压差连续循环钻井系统、多因素控制的双向循环井身结构设计方法等方面取得了重大突破。

1.1.1 多源多机制成因异常压力预测方法

传统地层压力预测是基于欠压实理论，主要方法有声波时差、伊顿法［4］等。但南海地处欧亚、太平洋和印澳三大板块交汇处，底辟构造异常发育，使该区域异常高压受自身欠压实和外部地质运动等的耦合作用，传统压力预测模型在南海应用的误差可达30%。

通过对三维构造应力场地质模型及声波测井数据、密度测井数据分析，发现了自源和他源成因的关系，揭示了南海高压形成机理（图1），一部分是自源成因高压：由于欠压实沉积造成地质加载而形成的高压，此部分压力可用传统方法计算；另一部分是他源成因高压：由于地质加载和卸载运动造成，包括地质构造运动挤压、裂缝充注、水道砂冲击、底劈上拱、高温热流体膨胀等因素［4］。据此创建了多源多机制地层压力预测新方法，如式（1）所示。

式（1）中：pp为地层孔隙压力，MPa；p1为自源成因压力（可基于传统欠压实理论获得），MPa；p2为他源成因压力，MPa；σf为卸载起点有效应力，MPa；σa为卸载终点有效应力，MPa。

图1 多源异常高压成因机理Fig.1 Mechanism of muti-source abnormal high pressure

多源多机制地层压力预测方法的创建使南海异常地层压力预测精度由传统方法的70%提高到95%（图2），解决了高温高压钻井复杂事故多发的根源问题。

图2 南海某井地层压力预测新方法与传统方法效果对比Fig.2 Comparison of new method and traditional method of formation pressure prediction of one well in South China Sea

1.1.2 多参数实时联动调控微压差连续循环钻井系统

由于高温高压井钻井液安全密度窗口窄，采用钻井液密度附加一定安全余量来控制井筒压力的常规钻井技术存在钻井液循环当量密度（ECD）过高、激动及抽吸压力大等问题，容易引起井漏、井涌等复杂情况。

为保证窄密度窗口安全钻进，结合海上设备与工具特点，基于PWD监测、直流钻井液泵、快速混浆装置、连续循环短节等工具设备特点，研发了具有井下ECD实时监测、地面排量、转速、钻井液密度等多参数实时联动调控微压差连续循环钻井系统（图3）。该系统的主要特点和功能为：①相对于传统钻井，该系统增加了井下PWD工具、连续循环短节工具和微压差控制系统；与压力控制钻井（MPD）系统相比，其主要优势是设备简单、占地面积小、成本低、控制精度高。②基于井下PWD工具实时监测井底ECD数据并传输至控制中心，与提前预测的最大和最小允许ECD值进行比对后自动发出调整指令，输出排量、转速、钻井液密度等推荐值，依靠司钻房操作直流钻井液泵、快速混浆装置等设备实现正常钻进。③连续循环短节是该系统的核心工具。在接单根时，钻柱被卡瓦固定，关闭连续循环短节连接器上下闸板，在其压力腔中充入钻井液平衡钻柱内外压力，再卸开钻柱公螺纹和母螺纹，关闭位于连接器中部的盲板，从而分成上下2个压力腔。上部压力腔压力被释放，移走公螺纹；同时，钻井液经过管汇，通过下压力腔进入钻杆而使钻井液循环。新钻杆接头被顶驱送入连接器的上压力腔后关闭上闸板，密封腔重新充压，当中部盲板打开时，上下钻井液压力达到平衡，对扣、连接好钻具后释放连接器压力腔中的压力，再打开连接器的上下密封闸板，钻进过程再次开始。这样，流向钻柱的钻井液从未停止过，压力和流量一直处在连续的控制中。在连接过程中，压力腔的卸压、加压都通过连接器上旁路管汇和阀门进行控制，回流的钻井液通过管路进入钻井液池，避免了钻井液的损失和浪费。④该系统实现了高压储层段钻进、循环、接单根等工况下ECD恒定高于地层压力0.01～0.02 g/cm3的微压差定量精确控制，使井下事故复杂时效由65%降至5%以下。

图3 微压差连续循环钻井系统原理Fig.3 Micro differential pressure continuous circulation drilling system

1.1.3 多因素控制的双向循环井身结构设计方法

南海高温高压井存在安全压力窗口窄、下部地层压力不确定等复杂地质条件，采用常规方法无法设计出合理和安全的井身结构，而采用非常规井身结构易带来井下复杂情况多、时效低、成本高的问题。通过地质条件下地层压力不确定性分析和考虑温度效应的井壁稳定性分析，提出了四大因素控制的双向循环井身结构设计方法，将从上往下和从下往上方法结合，同时进行双向迭代设计。这4个控制因素包括：①套管下入能力评估。利用专业软件计算套管最大悬重，评估补偿器提升能力（浮式平台）和钻机提升能力，并结合井眼曲率确定套管最大允许下深和最大允许全角变化率。②ECD评估。通过模拟不同工况条件下全井眼ECD和ESD，评估套管鞋处地层是否满足承压要求。③井控评估。井控设计基于高温高压井控原则：立足一级井控、及时控制二级井控、杜绝三级井控，从井控角度评估套管下深是否合理。评估内容主要为最大关井套压不超过上层套管鞋处破裂压力。④固井评估。固井评估主要是从固井注水泥时，最大ECD不超过地层薄弱点破裂压力或存在漏失层的漏失压力。

以莺歌海盆地东方区中深层为例，按照高温高压井一般思路，完成钻井作业任务需要考虑使用非常规尺寸井眼和套管。结合该地区地层岩性、物性及稳定性，依据该套方法设计出的常规井身结构方案是可行的。该合理方案为：在尽量下深φ508 mm套管的情况下，将φ339.725 mm套管下至2 300 m以后的莺歌海组二段T29与T30地震反射界面，φ244.475 mm套管下至黄流组目的层以上，φ149.225 mm井眼备用，非目的层使用较低密度钻井液。

1.2 海上高温高压多级屏障井筒完整性技术

高温高压井受固井质量、腐蚀等因素影响，井筒泄漏风险点多，井筒完整性保障困难，国外海上高温高压井环空带压高达70%。因此，控制井筒环空带压问题是高效开发高温高压气田的关键。成功研发的海上高温高压高含CO2气井多级屏障全寿命井筒完整性技术包括2项内容：“五防”及“自修复”高温高压固井水钻井液体系、多级屏障井筒完整性技术［5］，实现了南海所有高温高压井钻完井作业和生产期间“零”环空带压的突破。

1.2.1 “五防”及“自修复”高温高压固井水泥浆体系

基于树脂、纤维材料与水泥发生化学反应形成密实空间网状结构可有效阻止气体渗入、提高耐温及韧性的原理，首创了具有防气窜、防腐蚀、防堵漏、抗温变和抗应变能力的“五防”水泥浆体系。该体系基本框架为铁矿粉颗粒级配+树脂+防窜剂+膨胀剂+耐碱纤维。采用的主要功能材料及特点如下：①铁矿粉颗粒级配，江汉200目-江汉1200目铁矿粉复配体系强度最高，最佳比例为江汉200目∶江汉1200目=30%∶70%。②树脂本身具有活性环氧官能团，在碱性环境中官能团会打开，并发生分子间聚合，从而形成大分子树脂，进一步降低渗透率和防腐蚀。③防窜剂PC-GS12L可以与水泥水化产生的二氧化钙反应，形成更多的具有胶结作用的C-SH硅钙胶凝体，阻碍流体通道，而且水泥石渗透率低，具有较好防窜、防腐及高强效果。④PC-B10S、PC-B20膨胀剂具有微膨胀效果，具有较好防窜功能。⑤耐碱玻纤PC-B62作为增韧堵漏剂，其外观为灰白色矿物纤维，长度约0.5 cm，直径为15～18μm，主要依靠混杂纤维的阻裂和增韧特性。

利用高分子基体引入亲油（气）性基团可使水泥环产生遇油气溶涨的化学原理，研发了亲油（气）性高分子材料，首创了具有“自修复”功能的耐高温水泥浆体系。通过对高分子氢化苯乙烯嵌段共聚物自修复材料表面改性，增加亲水性和颗粒密度，使得在配水泥浆时自修复材料均匀分散到水泥浆中，从而实现与水泥混溶。该体系的核心材料为氢化苯乙烯嵌段共聚物，通过消除高分子链段上易发生高温降解的“双键”并在共聚物中添加抗氧剂，进一步提高高分子材料的耐温性。从密闭装置向试件注入可燃气体，通过在出口处是否可点燃的方式来检验其修复效果。

“五防”及“自修复”高温高压固井水泥浆体系已在南海高温高压生产井中成功应用，固井优良率达100%，解决了传统水泥浆在高温高压环境下易产生微间隙导致环空带压的复杂难题。

1.2.2 多级屏障井筒完整性技术

基于研发的“五防”及“自修复”水泥浆及创新工艺，首创了“尾管五防水泥固井+尾管顶部封隔器+回接插入密封+回接管柱顶部封隔器+五防自修复水泥固井+井口”的6级屏障井筒完整性模型，通过构建多道防护屏障从本质上杜绝环空带压现象。该技术有效解决了高温高压高含CO2气井容易环空带压的世界级难题，实现了南海所有高温高压气井环空“零”带压。

1.3 海上高温高压多因素多节点测试技术

受海上平台空间狭小、设备紧凑、人机距离短等因素制约，高温高压井测试作业风险高、成功率低［6］。研发了全流程多因素多节点监控海上高温高压测试系统［7］和环空保护液压力自动平衡控制装置，实现了海上平台狭小空间下的高温高压高产气井安全测试作业，创造了海上单层877×104m3/d无阻流量测试作业记录，成功完成了我国第一个海上高温高压气田清喷投产。

1.3.1 全流程多因素多节点监控海上高温高压测试系统

全流程多因素多节点监控海上高温高压测试系统的主体思路是：在测试设计阶段，根据拟测试的地层条件与海况条件，基于对“井下、水下、水上”全流程的测试仿真模拟，识别出可能发生的风险点及其级别。主要风险点包括：井下水合物冰堵、测试管柱强度不足、出砂、结构件震动损坏、火炬臂热辐射、应急关断失效等风险。在作业阶段，依据评估结果对每一个风险点进行监测和控制，形成了海上高温高压井8大因素全流程测试系统（图4）。

图4 全流程多因素多节点监控海上高温高压测试系统Fig.4 Full-flow/multi-factor/multi-node monitoring test system of offshore HPHT wells

该套系统功能主要包括：①远程油嘴控制，设置在油嘴管汇之前，当流程管线压力过高时，现场操作人员可远程液压控制油嘴开启、关闭及开度大小，以调整合理的井口压力。②出砂监测与处理，该含砂监测装置工作原理是基于电阻的变化，在插入流程管线内部的探头上装有防化学腐蚀的金属薄片，当固体颗粒撞击薄片时，薄片厚度随之减小，其电阻增大，将这一电阻信号转换为固体颗粒的产量，就可适时得到出砂量，再根据出砂量大小进行测试参数的调整。③震动监控，采用HG8900WD震动监测系统对管线进行监测，在放喷流程上安装耐高温防爆型加速度传感器，在控制箱内安装安全栅，再连接HG8900WD多通道震动监测系统，加速度信号经HG8900WD多通道震动监测系统进行硬件积分转换成速度值，读取振动的时域和频域参数，再根据报警状态进行测试参数调整控制。④水合物防治，在地面油嘴管汇之前，采用高压大排量化学注入泵注入乙二醇来防治水合物。⑤智能应急关断，包括应急关断阀和地面安全阀，通过设置流程的自动安全控制，当油嘴刺漏、油嘴堵塞，水合物冰堵、管线漏压、下游设备泄漏或堵塞等情况发生时，流程管线压力变化超过设定值时，安全控制装置会自动工作，关闭采油树安全阀或地面安全阀。同时这两级安全阀还设有传统的手动控制按钮，可进行人工控制。⑥备用应急放喷，设置在油嘴管汇和加热器之间，采用自动控制。应急放喷流将过高的流程压力直接释放到燃烧头，保护放喷设备。⑦热辐射监测和喷淋系统，通过热辐射模拟计算合理布局温度监测设备及配套的喷淋系统，以确保放喷燃烧时平台和人员安全。该套系统的特点是：当任意1个监测点或控制点超过预设的阈值，控制系统自动智能识别后可调整测试参数（如油嘴开度、时间等）或启用应急关断系统；当系统本身出现问题时，可直接自动启动应急关断系统，从源头上控制风险的发生。比如关断井下安全阀、应急解脱水下测试树等。

1.3.2 环空保护液压力自动平衡控制装置

环空保护液压力自动平衡控制装置用于解决测试期间油套环空因温度变化引起的压力变化问题［8］，主要由自动灌注泵、高压管线、储液罐、自动泄压阀组成（图5）。该套装置通过高压管线与套管四通翼阀相连，其工作原理是：①井筒温度升高，环空流体膨胀，当压力达到最高阈值时，油套环空中的完井液经套管翼阀、自动泄压阀进入储液罐对环空进行泄压；②井筒温度降低，环空流体收缩，当压力达到最低阈值时，自动灌注泵抽取储液罐中的液体补充至环空储液罐流体流入环空。从而保证了测试期间环空压力处于安全范围值。

图5 环空保护液压力自动平衡控制装置Fig.5 Automatic pressure balance control system for annular protection

1.4 海上高温高压优质高效作业技术

受工具和工艺技术条件制约，国内外可借鉴经验少，以往南海高温高压钻完井周期长、成本高，因此需要深入开展针对高温高压井提质增效技术攻关。研发了高温高压环保型水基双效钻完井液体系及耐高温综合提速工具，创建了高温高压丛式井防碰井段“三效一体”作业技术，实现了海上高温高压井优质高效作业。

1.4.1 抗高温、高密度水基双效钻完井液体系

高温高密度无固相钻完井液体系价格高达10万元/m3，传统高温高密度有固相体系由于泥饼厚、储保效果差无法满足海上配产要求。为经济有效开发海上高温高压气藏，采用高密度有机盐和超微重晶石复配技术并优化体系配方［9］，研发了抗温高密度低固相双效钻完井液体系，其典型配方为：1%海水土浆+0.5%烧碱+0.2%纯碱+0.6%PFPAC LV+1.2%HT-FL+3%PFSMP+3%PFSPNH+2%LSF+50%COOK+复合重晶石加重（API重晶石∶1250超微重晶石∶3000超微重晶石=7.0∶1.5∶1.5）。该体系代替了传统油基钻井液和铯盐完井液体系，解决了环保难题，渗透率恢复值由70%提高到90%以上，由于一套体系兼顾了钻井和完井作用，相比国际上采用甲酸铯完井液体系单井成本节约4 800万元。

1.4.2 耐高温复合冲击提速工具和射吸钻头

通过岩石特性实验，揭示了超压致密盖层岩石黏塑性变强、可钻性下降的变化规律，基于岩石在高温高压条件下的黏塑性变化规律及破岩机理，研制了具有旋转、轴向高频冲击力特点的复合冲击器提速工具。该工具的主要特点是：钻井液水马力提供动力，轴向和周向振动频率可达750～1 500次/min，采用金属密封，耐温级别可达300℃。

创新研制了具有底部射流、反向射吸双流体通道的新型提速射吸钻头（图6），该钻头工作原理是：钻井液经过滤片分流，一部分经钻头原始喷嘴流出带动岩屑上返，一部分经射吸喷嘴形成高速低压的动力液，将部分带有岩屑的钻井液吸入喉管充分混合，进行动量与质量的交换。在喉管的末端，岩屑及钻井液仍具有很高的流速（动能），进入环空后流速降低，部分动能转换成压能，与带有岩屑的另一部分钻井液一起上返到地面。由于射吸喷嘴喷出的钻井液压力较低，井底的岩屑和钻井液被吸入喉管并即时上返，使井底的压力始终处于较低的状态，实现降压的目的。实践应用表明，新型钻头可使高温高压井段机械钻速提高162%。

图6 射吸钻头工作原理Fig.6 Work principle of jet suction of BIT

1.4.3 “钻进、预斜、防碰”一趟钻高效钻井技术

针对高温高压丛式井表层尺寸大、井间距小、防碰风险高等难题，研制了领眼钻头及塔式切削扩眼装置、挠性预斜扩眼钻具组合［10］，开发出导眼预斜钻进与多级扩眼一体化钻井技术，钻具组合为：φ660.4 mm牙轮钻头+φ241.3 mm马达（1.2°，带φ654.05 mm扶正器）+配合接头（631×730）+φ657.225 mm扶正器+配合接头（731×630）+φ203.2 mm无磁钻铤1根+MWD+φ203.2 mm无磁钻铤1根+φ203.2 mm定向接头+φ203.2 mm钻铤3根+φ203.2 mm震击器（带挠性接头）+配合接头（631×XT57）+φ149.225 mm加重钻杆+φ149.225 mm钻杆。该技术实现了丛式井大尺寸井眼钻进、预斜、防碰“三效一体”作业模式，在降低防碰风险的同时提高了作业时效，单井工期节约2.5 d。

2 工程实践

南海高温高压钻完井关键技术研究成果已经在南海高温高压勘探开发中得到广泛应用，整体技术及单项技术在南海52口高温高压井中成功实践，支撑发现了东方、陵水等7个大中型海上高温高压气田，建成了我国第一个海上高温高压东方气田群，为加快南海油气资源勘探开发奠定了坚实基础。同时，相关技术成果已推广至中国东海、印尼、缅甸、伊拉克、墨西哥湾等地区，取得了显著的社会经济效益。表1为南海高温高压钻完井关键技术指标对比。

表1 南海高温高压钻完井关键技术指标对比Table 1 Comparison of the key technique targets of HPHT wells drilling and completion in South China Sea

3 未来发展方向

由于南海面积分布广、地质构造差异性大、流体性质不确定、浅水深水并存，为进一步拓展该项技术研究成果在南海油气勘探开发中的应用，持续保持安全、低成本、高效作业，仍需在超高温高压及深水高温高压方面进行深入研究［11-12］。

1）超高温高压。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。针对温度和压力等级更高的井，尤其是当温度超过250℃，作业难度大幅上升，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）深水高温高压。深水领域油气勘探开发已上升为国家战略，南海是我国深水作业主战场，但是南海在进入深水区后依然存在高温高压环境。深水高温高压既具有深水作业难点、也具有高温高压作业难点，两者耦合作用后会形成上部超低温和下部超高温的叠加影响，钻井液安全密度窗口进一步变窄。深水高温高压井对钻井液技术、固井技术、井身结构设计和套管选材技术等方面带来巨大挑战。因此，针对深水高温高压井尚需要在现有技术基础上进一步加强理论和工程技术研究，更好地指导深水高温高压井钻完井作业。

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Key technology and practice of HTHP well drilling and completion in South China Sea

LI Zhong1LIU Shujie2LI Yanjun1XIE Renjun2
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Zhanjiang，Guangdong524057，China；2.CNOOC Research Institute，Beijing100028，China）

South China Sea is one of the three high-temperature and high-pressure offshore oil and gas regions in the world.The geological structure is complicated，with the bottom hole temperature being up to 249℃，the pressure gradient 2.4 MPa/100 m，and the CO2content 50%.The exploration for and development of oil and gas resources in this region have long been afflicted by difficulties in forecasting the abnormal pressure，lost circulation，serious pressure in the annulus，high risks involved in well testing，and finally the unreasonable high cost.This paper summarizes the four major technical achievements and engineering practices of high temperature and high pressure drilling in South China Sea in the last 20 years，i.e.，forecasting and control of abnormal pressure，multi-barrier wellbore integrity，multi-factor and multi-node testing，and high quality and efficiency operations.It also provides an outlook of the future development in drilling technology for South China Sea oilfields，with a view to provide guidance for further speeding up the efficient and sustainable exploitation of oil and gas resources in South China Sea and similar regions.

South China Sea；HPHT；drilling and completion；key technology；practice；development direction

李中，刘书杰，李炎军，等.南海高温高压钻完井关键技术及工程实践［J］.中国海上油气，2017，29（6）：100-107.

LI Zhong，LIU Shujie，LI Yanjun，et al.Key technology and practice of HTHP well drilling and completion in South China Sea［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：100-107.

TE21；TE25

A

1673-1506（2017）06-0100-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.013

*“十二五”国家科技重大专项“莺琼盆地高温高压天然气成藏主控因素及勘探方向（编号：2011ZX05023-004）”、中国海洋石油总公司“十三五”科技重大项目“莺琼盆地高温高压钻完井、测试安全技术研究（编号：CNOOC-KJ135ZDXM04）”部分研究成果。

李中，男，教授级高级工程师，1994年毕业于原江汉石油学院钻井工程专业，现从事海洋油气钻完井的研究和管理工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱（邮编：524057）。E-mail：lizhong＠cnooc.com.cn。

2017-08-20改回日期：2017-10-10

（编辑：孙丰成）