攻克世界级难题——我海上高温高压钻完井技术体系跻身世界前列解析

2018年1月8日上午，中共中央、国务院在北京隆重举行国家科学技术奖励大会。中国海油等多家单位完成的“南海高温高压钻完井关键技术及工业化应用”获2017年度国家科学技术进步奖一等奖。这是中国海油时隔20年再次获得技术开发类的国家科技进步奖一等奖。

这套跻身世界前列的高精尖技术，不仅在国内广泛应用，支撑发现了5个气田，还应用到美国、英国、印尼、缅甸等多个国家的高温高压油气区。

这套技术经济价值极大，全面应用后仅直接经济效益就高达216亿元。

“整体水平国际先进，多项技术国际领先！”2016年成果鉴定会上，9位院士作出评价。

是“大炼炉”也是“聚宝盆”，世界级难度倒逼技术创新

地处欧亚、太平洋和印澳三大板块交汇处的南中国海，与美国墨西哥湾、英国北海并称全球三大海上高温高压海区。但相比其他两个区，南中国海的温度、压力更高。钻井资料显示，南中国海地层最高温249℃，压力系数2.38。

“压力系数2.38，相当于1.25万吨的重物压在1平方米的面积上，”中国海油湛江分公司（下称湛江分公司）总工程师李中说，“而且南中国海台风频繁，地层高含CO2。可以说，南中国海高温高压区是一个名副其实的‘大炼炉’。”

但这里同时也是“聚宝盆”。国土资源部《全国油气资源动态评价》数据显示，南中国海高温高压区域蕴藏着近15万亿立方米的天然气，约占南中国海总资源量的1/3。

我国对南中国海高温高压的认识与勘探起步晚。上世纪80年代，由于缺乏相关技术、人才，不得已引进6家国际石油公司前来“探宝”。他们耗资49.5亿元钻了15口高温高压探井，结果全部失利，并退出勘探权益。南中国海高温高压区天然气勘探由此成为行业公认的世界级难题。

“在高温高压区域钻井，主要难在作业安全与成本两方面，”李中说，“高温高压对钻具、钻井液、固井水泥浆的性能以及作业方案、人员能力等都提出很大挑战，作业时极易诱发井壁失稳、漏失、井喷甚至船毁人亡等事故。钻井成本很高，动辄数亿元。”

勘探权益回归后，中国海油总结外方经验和失利教训，继续深入探索，很快发现，南中国海高温高压钻井之难具体表现在以下四个方面：

——高压成因复杂，钻前压力预测误差大，钻前的井身结构设计无法“量体裁衣”。再加上作业时地层压力窗口窄、控制难，极易造成溢流井漏甚至井喷，井眼报废率高达30%。

——受地层高含量CO2腐蚀影响，固井质量差，井筒泄漏风险及环空带压比例高，一不小心可能给钻井平台造成毁灭性的灾难。

——探井完钻，即使发现良好油气显示，也因海上平台空间狭小，又受台风、天然气水合物、冲蚀、震动等影响，测试作业风险高，成功率低。

——海况恶劣、地层复杂，高温高压钻井作业周期长、成本高。

要彻底解放南中国海高温高压区域的天然气，必须攻克这四大难题。

“合纵连横”聚力，“看靶射箭”攻关，“四路挥师”终突破

攻克四大世界级难题，且是一项庞大的科研工程，单打独斗绝不可能完成。对此，中国海油加强顶层设计，由旗下的湛江分公司、研究总院、中海油服、海油发展等系统内单位纵向联合，同时横向携手国内石油院校、相关企业，共同攻关。

具体研究中，以国家863研究项目、国家重大专项等项目为依托，湛江分公司充分统筹引领，各单位既密切协作又精细分工，针对四大难题“看靶射箭”深攻关。经过20多年的反复研究、实践、再研究、再实践，2010年前后，陆续形成四大创新成果：

——创建了基于多源多机制压力精确预测的海上高温高压安全钻井技术，可以精准识别地层异常压力预测和有效控制。

——首创了海上高温高压高含CO2气井多级屏障井筒完整性技术，解决了环空带压难题。

——首创了海上多因素多节点高温高压测试技术，解决了平台狭小空间内安全测试难题。——创新形成了海上高温高压钻井综合提速和储层保护技术，可以有效提高钻井效率，大幅降低作业成本。

这四大创新成果互相支撑，组合形成南海高温高压钻井完井技术体系。应用这套技术体系，高温高压井钻井成功率100%，测试成功率100%，平均单井钻井周期由以前的175天降至52天，成本降低50%。

对标国际，这套技术体系中的许多技术优于国际同行。

例如，首个创新成果——基于多源多机制压力精确预测的海上高温高压安全钻井技术中，就有3项技术优于国际同行：中国海油压力预测精度达95%以上，国际同行平均只有70%；中国海油设计的井身结构为5层，国际同行为7~8层；中国海油的微压差连续循环定量控制系统，能实现0.01 g/cm3~ 0.02 g/cm3压差控制，国际同行只能实现0.05 g/cm3~0.08 g/cm3的控制压差。

再比如，海上高温高压高含CO2气井多级屏障井筒完整性技术中，中国海油的固井水泥浆体系及配套固井添加剂，能使固井优良率达100%，而国外知名油服企业在南海高温高压区域提供服务，固井优良率低于60%；中国海油首创的海上6级屏障井筒完整性技术，环空带压为零，国际同行只有2级屏障，环空带压比例达50%~70%。

测试技术方面，中国海油能实现8大因素、98个安全控制节点，外方测试流程只考虑6大因素，安全节点少。钻井综合提速和储层保护方面，中国海油基于岩石粘塑性变化特征的钻井提速工具和钻头，平均机械钻速5.32 m/h，同区块外方只有2.03 m/h；中国海油钻完井液体系储层保护效果好，单井费用200万元，外方效果相对欠缺，单井费用高达5 000万元。得益于此，在南海相邻区域钻高温高压井的费用仅为外方的四分之一。

如今，这套技术体系已获专利122件，专著5部、论文169篇、软件著作权34项。

全面应用建功南海，反向输出“花香”国外

掌握了技术利剑，中国海油对钻高温高压井有了自信，同时也取得了丰硕的勘探成果。

应用这套技术体系，湛江分公司已安全钻探了54口高温高压井，支撑发现了5个高温高压气田：2010年、2012年，先后发现东方13-1与东方13-2两个大气田，近年又先后发现了陵水13-2、乐东10-1等气田。

“相比以前，近年我们实施的探井井底温度、压力明显上了台阶。”李中说，“例如，今年10月完钻的乐东10-1-3井，温度接近200℃，储层压力13 000 psi。”

近200℃的高温，达到了井下工具耐温极限的98%，储层压力超过13 000 psi，达到了工具耐压极限的87%，近9 000 psi的压差，也接近了工具的极限。但应用这套技术体系，乐东10-1-3井最终顺利完钻并成功测试，发现了乐东10-1气田。

近年实施的南海高温高压探井还面临深水、低渗等难题，例如2015年实施的陵水25-1-1井，水深近千米；同年实施的乐东10-1-1井，储层超低渗。正是应用这套技术体系，这两口井成功实施，并发现了我国首个深水高温高压气田陵水25-1。

受益于这套技术，中国海油还高效开发投产了我国首个高温高压气田东方13-1，钻井工期较设计提前40%，节省费用1.3亿元。投产后产能超预期。

这套技术体系的适应性很强，不仅适用于高温高压井，在常规探井中也能有效应用，而且体系中的单项技术均实现推广应用，仅固井技术就已应用于600口井。

不只是湛江分公司，其他参与技术攻关的单位从这套技术体系也获得了可观的“红利”：中海油服通过技术服务和产品销售，累计创效28.67亿元；海油发展通过设计技术和配套工具技术服务，累计创效7.84亿元；深圳一公司创新的技术和产品，已创效2.11亿元。

这套技术体系还走出国门，在国外高温高压区块48口井中成功应用，其中美国墨西哥湾8口、英国北海7口、伊拉克米桑18口。“最初我们无技术、无人才，只能全盘引进外国石油公司的技术勘探南海，如今反向输出技术，我们很自豪。”湛江分公司技术研发人员李炎军说。