中国海油“智服”超高温高压

南海莺琼盆地4000米左右地层原始压力140～240MPa，井底温度205～260℃，是全球三大超高温高压油气区之一，天然气资源丰富。为掘取这些“蓝金”，中国海油所属有限公司湛江分公司（下称湛江分公司）强化钻完井等科研攻关，加大勘探力度，近期成功实施一口探井。

“该井的成功钻探，验证了公司近年强化攻关形成的超高温高压地层钻完井等系列技术的有效性，对进一步勘探开发南海西部深层油气、推进万亿方大气区体系建设具有重要意义。”湛江分公司总工程师李中说。

超高温高压“猛于虎”

“相比墨西哥湾、北海的超高温高压，莺琼盆地4000米左右的深层地质特征更加复杂，”李中说，“莺琼盆地深层起压深度浅、压力上升快、压力窗口窄、绝对压力大。比如，近期钻探的这口井的压力，压力系数达2.25，相当于860个大气压，为家用高压锅压力的500倍。”

莺琼盆地深层温度同样上升很快，温度值高，而且该海域台风频繁。正因为如此，钻超高温高压井，对钻具、钻井液、水泥浆的性能，及作业方案、人员能力提出更高挑战。“作业时极易诱发井壁失稳、漏失、井喷甚至船毁人亡等事故。”

超高温高压井钻井成本也很高，动辄数亿元。

国外对超高温高压钻井进行过很多技术努力。比如钻井、井控方面，通过应用压力控制钻井提高井控能力；井下工具方面，开发更耐用的密封技术，提高随钻工具的耐温能力；钻井液方面，研究抗高温钻井液材料，使用油基钻井液提高耐温能力；井身结构方面，优选水力扩眼工具，增加套管层次，隔离窄压力窗口地层等。

“尽管如此，国外在超高温高压勘探开发中，依然事故不断。2010年世界最大海上钻井平台深水地平线在美国墨西哥湾沉没，就与在该海域进行超高温高压作业有关。”

系统攻关，多点“开花”

李中介绍，我国对超高温高压的认识与研究，从高温高压开始，起步晚，历经曲折。

1984-2004年间，湛江分公司与外方合作勘探莺琼盆地时就曾钻遇超高温高压地层。因技术所限，许多井无法完钻，更别提油气发现。2004年开始，湛江分公司从头研究，创新高温高压天然气成藏理论，研发了多源多机制压力预测、井筒完整性技术等配套技术，钻探发现东方13区气藏。随后又继续研发提升，成功开发位于该区的东方1-1气田一期项目。

在此基础上，湛江分公司近年边实践边开展超高温高压钻完井等科研攻关。

钻井方面，进一步开展压力预测研究，提高压力预测精度；深化窄压力窗口钻井工艺研究，形成超高温高压井内循环钻井液密度的精确预测和控制；为提高钻速，优选钻头，采用液力提速工具，创新行程高温高压系统提速技术。

钻井液、水泥浆、测井方面，研究出一套抗高温高压的高密度体系钻井液和防气窜水泥浆体系；优化小井眼电测工具，确保测井作业顺利，取全取准资料。

储层保护技术方面，开展了基于超细重晶石的泥饼改善技术研究，使用“自适应充填”理论封堵高温高压地层诱导缝和宽尺寸分布孔喉，有效降低滤失量，精细保护储层。

“如今，我们已形成6项安全控制技术、4项优质作业技术、3项高效作业技术，为超高温高压井的安全、优质、高效钻井提供了技术保障。”李中说。

研用互动“淬炼”技术

湛江分公司还将以上技术推向现场，在实践中检验并提升技术，近年先后钻探多口超高温高压井。

李中介绍，2015年完钻的乐东10-1-1，井底温度超190℃，压力系数2.23。作业时，湛江分公司充分运用上述技术，精细化操作，比如严格控制起下钻速度和泥浆比重，关键岗位安排经验丰富的技术人员，专家现场坐镇，实现该井的安全完钻，并获取丰富地质资料。也正是在这口井，自主研发的抗高温高压钻井液成功应用。

近日完钻的探井，除了超高温高压，还面临超低渗等多重挑战，湛江分公司同样运用自主研发的钻井技术进行钻井。特别是在测井作业时，该公司运用先进的耐超高温高压仪器、小井眼低渗地层取样器、中途VSP反演预测等技术，在不增加扩眼作业情况下，在目的井段顺利进行多趟测井作业，作业时效高达100%，实现了降本，并获取了丰富的地质资料。湛江分公司由此掌握了复杂条件下的超高温高压井测井技术。

这些实践，不仅检验、提升了技术，还锻炼了队伍。

瞄准瓶颈，亟待更大突破

“超高温高压领域的科研攻关取得了成绩，但亟待更大突破，”李中指出，“南海莺琼盆地压力成因异常复杂，区域整体规律研究还有待加强，压力预测可以更精确。”

“此外，适应高效作业的非常规井身结构优化设计、复杂地层的堵漏防漏工艺等，还有很大提升空间。”

为此，依托“十三五”中国石油总公司重大专项南海高温高压钻完井技术研究，湛江分公司还将深入开展4个课题的攻关，即莺琼盆地高温高压钻井关键技术研究，钻完井液、固井工艺研究与应用，完井和测试关键技术研究，钻完井、测试安全技术研究。

除了钻完井等工程技术研究，湛江分公司还将进一步开展超高温高压地层地质研究。