海上安全就位风险识别技术在渤海油田的应用

张宝平，张吉江，徐荣强，郭 家，杨旭才

(1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452;2.中海油中联煤层气有限责任公司 神府分公司，陕西 榆林 719313)

0 引 言

随着国家能源七年行动计划的实施，海上油田勘探开发力度加大，中海油能源发展股份有限公司也在渤海油田进行大力挖潜钻探。自升式钻井平台是我国近海油气勘探开发的主要钻探设备[1]，80%以上的海上油气田都由自升式钻井平台进行开发[2]。自升式钻井平台以其工作性能佳、机动性好、适应性强的优势牢牢地占据了120 m水深以内海域的石油天然气勘探开发市场[3]。在自升式钻井平台就位前须先对海底地貌进行勘察，规避灾害性地质条件，保证就位作业安全。尽管自升式钻井平台在风暴自存工况下具有足够的抗滑移能力和抗倾覆能力[4]，但是海上钻井平台在插桩就位过程中出现平台倾斜、桩腿穿刺和拔桩困难的情况越来越多，其中穿刺事故危害较大，会导致平台结构受损，造成重大经济损失甚至人员伤亡[5]。因此，如何在识别平台安全就位风险上取得较大的进步成为平台就位受限区域勘探开发面临的重要问题。

渤海油田钻完井工程领域技术人员经过多年积累与关键技术研究，形成一套针对浅水海域自升式钻井平台安全就位风险的综合识别技术[6]，主要技术包括井场调查高分辨率数字地震探测技术、海上静力触探试验(Cone Penetration Testing，CPT)技术和海底声呐扫描技术。

1 井场调查高分辨率数字地震探测技术

该技术主要分为二维和三维高分辨率数字地震技术。二维高分辨率数字地震技术主要原理为使用气枪阵列激发地震波[7]，地震波在海底地层传播遇到敏感特征界面后发生反射，使用地震仪记录反射波在地层中的传播和返回时间。该技术具有高频成分丰富、主频高、地层穿透能力强的优点。三维高分辨率数字地震技术主要通过减小缆间距、提高时间采样、浅震源/缆深组合、宽频震源等技术改进方法提高浅层地层的分辨率和精度，通过原始数据处理精准了解浅层气的范围、深度等，在天然气水合物勘探、浅中层油田区精细勘探、油田区流体监测、地质灾害调查领域具有良好的应用前景。

1.1 技术特点

地震探测系统主要由震源系统、接收系统和数据采集系统等3部分组成。与油气勘探不同，高分辨率技术采样率高、记录长度短，大幅降低了现场技术人员和陆地数据处理人员的工作量。与常规资料对比，高精度地震资料分辨率明显提高，层位清晰，浅层气和断层都能够较好地反应出来。

二维高分辨率数字地震技术与常规勘探主要技术指标差别如表1所示。

表1 二维高分辨率数字地震技术与常规勘探主要技术指标差别

三维高分辨率数字地震技术主要通过技术改进提高浅层地质的分辨率和精度，具体措施如下：

(1)缩小缆间距。常规三维地震的缆间距在100 m左右，调整的空间较大；三维高分辨率数字地震技术的缆间距在50 m以内(见图1)。缩小缆间距可以降低空间假频并提高资料连续性和横向分辨率。

图1 三维高分辨率数字地震技术电缆分布图

(2)提高频宽和时间采样。该措施有利于提高纵、横向分辨率。

(3)采用浅源/缆组合。该措施可拓展频带。

(4)提高信噪比。尽可能提高高频能量、增加覆盖次数。

与常规勘探技术相比，三维高分辨率数字地震技术的优势如下：(1)采集技术分辨率高；(2)震源技术容量小、频带宽；(3)观测系统具有高密度的空间采样率；(4)地质目标的针对性强。

1.2 应用效果

PL15-2某预定井位位于浅层气区内部。钻井船在预定井位就位和钻井作业时，在海底以下10 m左右将遇到浅层气，从海底泥面至泥面以下约850 m都有浅层气存在，这将对自升式钻井平台就位和钻井作业造成不利影响。

根据PL15-2某井场高分辨率数字地震资料(见图2和图3)，建议调整井位。

图2 PL15-2某井场调查地质特征图

图3 PL15-2某井场调查原位置剖面图

建议将PL15-2某井位向西南方向移动684 m(见图4)，避开灾害性地质条件，满足就位和钻井作业安全需要。

图4 PL15-2某井场建议位置剖面图

2 海上CPT技术

海上CPT技术[8]是海上油田工程技术领域的一项重要的原位测试技术，是一种速度快、再现性强、连续性好、操作优势大的测试方法，随着渤海油田开发速度的加快，CPT技术在海上工程领域使用越来越普遍。通过对实时钻孔数据进行处理与解释，可获得被测试土层相关的力学性质参数，其中黏性土不排水抗剪强度估算是钻井平台基础稳定性计算和分析的重要依据之一。国外用于海上作业的CPT设备主要有海床CPT和井下CPT测试系统[9]。本文采用井下CPT测试系统。

2.1 技术参数

贯入速率：20 mm/s，匀速。

CPT探头和专用触探杆：标准10 cm2电子式圆锥探头，触探杆直径为36 mm，每根探杆长度为1 m。

CPT探头性能：锥尖阻力为0～100 MPa，最大误差为0.25%；侧摩阻力为0～0.75 MPa，最大误差为0.5%；孔隙压力为0～1.0/2.5/5.0 MPa，最大误差为0.5%；倾斜度为0～15°，最大误差为0.5°。

CPT测试结果如图5所示。

图5 CPT测试结果

黏性土的不排水抗剪强度可根据图5进行估算。利用式(1)可确定CPT结果与由实验室强度试验所得出的不排水抗剪强度之间的相关性，进而达到根据CPT结果估算黏性土不排水抗剪强度的目的。

(1)

式中：Cu为不排水抗剪强度；qt为校正后的CPT锥尖阻力；σv0为总上覆压力(包括静水压力)；Nkt为锥头系数；qnet为净锥尖阻力。

2.2 应用效果

CPT结果通常用于土质类型确定、土质分层确定、土质状况解释和土质特性分析，具体应用实例如表2所示。

表2 CPT钻孔测试井位应用情况

钻孔取样间隔：0～15 m深度，每1.0 m取1个样；15～30 m深度，每1.5 m取1个样；30.0 m深度以下，每3.0 m取1个样。

采用CPT技术时，每贯入2 cm记录1个原位测试数据，避免取样带来的土样扰动，可获得连续的土层剖面，有效弥补取样间隔大和取样收率低带来的土质信息缺失，更为精准地识别软弱薄层或薄的硬层，为土质参数选取提供更可靠的土质信息，避免突然贯入的风险。

3 海底声呐扫描技术

自升式钻井平台在已建平台就位，由于已建平台附近复杂的地质条件，如海底管缆众多且走向复杂、海底地貌因作业产生变化等，水下情况越来越复杂，严重影响自升式钻井平台就位作业安全和大型设施安全。根据海上对接就位作业的特点和范围引进海底声呐扫描技术，其高精度、全覆盖及高效性的近平台地貌调查特点有效地解决了常规物探调查实现难、精度低等缺点，适用于近平台钻井船就位区域海底管缆和海底地形地貌精细调查，为障碍物进一步打捞提供位置参考信息，为以后近平台钻井船就位区域地貌精细调查项目实施提供指导和参考。

目前海上近生产平台海底地貌扫测主要使用MS1000旋转扫描声呐系统。

3.1 技术特点

MS1000旋转扫描声呐系统主要包括声呐操作系统、声呐控制系统、声呐探头、高分辨率波束、通信电缆，其组成及连接方式如图6所示。

图6 MS1000扫描声呐系统组成及连接方式

旋转扫描声呐工作原理如下：MS1000扫描声呐系统扫描宽度为7.2°～360°，步长为7.2°，声脉冲为675 kHz，波束角为0.9°×30°(见图7)，声波发射后遇到海底物体会形成反射回波，声呐接收器接收反射回波，根据信号时延不同和强度差异形成图像。声呐探头再次按照一定的角度、步长旋转，发射声波和接收回波，并进行重复，经过360°旋转形成完整的海底影像，通过机器和技术人员判断并标识障碍物。MS1000扫描声呐波束组成如图8所示。

图7 MS1000扫描声呐波束角度示例

图8 MS1000扫描声呐波束组成

3.2 应用效果

(1)SZ36-1某平台位于中国渤海湾北部，水深在30 m左右。自升式钻井平台在平台东南方向进行初就位和精就位，为确保大型设施安全，对初就位位置和精就位200 m×200 m区域进行地貌精细调查并对障碍物进行潜水打捞。就位区域扫测图如图9所示，成功规避海底管线和电缆。

单位：m图9 SZ36-1某平台就位区域调查图

(2)BZ25-1某平台位于中国渤海湾南部，水深在18 m左右。自升式钻井平台在平台东南方向进行初就位和精就位，对初就位位置和精就位200 m×200 m区域进行地貌精细调查并对障碍物进行潜水打捞。就位区域扫测图如图10所示，成功规避海底管线和电缆。

单位：m图10 BZ25-1某平台就位区域调查图

4 结 论

利用高分辨率数字地震探测技术、CPT技术、海底声呐扫描技术等综合识别技术解决了钻井平台就位风险识别和安全就位难题。通过在渤海油田浅层气活跃区域的PL15-2某井成功避开浅层气，以及生产平台SZ36-1、BZ25-1等油田矿区就位时成功规避海底管线和电缆，充分验证新技术综合识别就位风险的准确性，不仅解决了钻井平台的就位难题、顺利实施勘探计划、缩短了拖航就位时间、节约了勘探费用、取得了良好的经济效益，而且为钻井平台插桩受限区域的风险识别和安全就位作业提供强有力的技术支持和借鉴经验，具有广阔的推广应用前景。