中国海洋石油的海上油田开发技术现状和展望

中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望姜伟中国海洋石油总公司摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。

同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。

经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。

并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。

关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。

并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。

1．中国海上油气开发的概况和挑战在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战：首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。

北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。

第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。

第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装置周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。

中国海上油田的发展主要还是根据油田自身的油藏性质和特点，结合油田的具体特征和开发的需求，中国海油逐步形成了渤海、东海、南海东部，以及南海西部，这四个海域为主体的油田开发体系。

中国海洋石油的勘探工作自上个世纪60年代开始以来，逐步发展和成长起来了。

特别是进入80年代以后，随着对外合作和自营勘探开发的步伐的加快，我们海上油田原油产量不断攀升。

1982年原油产油不足10 万顿。

2010年我们油气产量将达到5000万顿油气当量，实现了几代石油人的追求与梦想，在我国成功的的建成了一个海上的大庆油田。

2．中国海上油气开发钻完井工程八大技术体系在中海油近年来生产规模迅速上升的同时，在油田开发生产中也逐步的形成了油田开发中的钻完井工程技术八大技术体系，并且在海上油田开发生产中发挥了重要的作用。

2.1海洋石油优快钻完井技术体系：优快钻井技术是中海油钻完井特色技术。

在上个世纪90年代初期，我们在学习了国外先进技术经验的基础上，结合渤海油田的具体情况，在开发油田的钻井技术上取得了重大突破，钻井速度得到大幅度的提高[1] [2]，直接产生的效果就是带动了一大批渤海边际油田的开发，使得一批勘探探明的地下储量，变成了可以投入开发产生效益的油田。

从渤海QK18-1项目开始，逐步形成了渤海优快钻完井技术体系[3] [4]。

并且取得了很好的成绩：1).渤海QK18-1实验项目[5]，1995年8月开钻，平均钻井井深3561m。

在该地区，原来的平均建井周期为57天，实施优快钻井技术以后，平均钻井周期为18.82天。

钻井效率比原来提高了3.3倍；2).渤海SZ36-1-J区[6]，15口井总进尺28140m，平均井深1876m，平均建井周期3.71天，其中J11井，日进尺640m/d; J10井平均机械钻速132m/hr.3).SZ 36-1Ⅱ期开发工程。

6座海上平台，钻井186口井总进尺349521m。

平均井深1920m，平均建井周期3.22天，钻井效率比该油田以往作业效率提高2.3-3.6倍，渤海优快钻完井工作走向了一个新的里程碑。

渤海优快钻完井，主要形成了由十大优快钻完井技术系列[7]。

其中十大钻井技术系列主要包括：1）PDC钻头钻井技术；2）顶部驱动钻井技术；3）高频线性振动学技术；4）非钻机时间测CBL技术；5）油层保护钻井液技术；6）PDC可钻式浮箍浮鞋技术；7）大满贯测井技术；8）单级双封固井技术；9）导向马达钻井技术；10）快装井口技术；十大完井技术系列主要包括：1）一趟管柱多层射孔技术；2）隐形酸水基完井液技术；3)射孔管柱隔板传爆技术；4)一趟管柱多层防砂技术；5)一变多控地面控制设备技术；6)优质梯级筛管适度防砂技术；7)陶粒压裂充填防砂技术；8)低碎屑、大孔径、高密度射孔技术；9)压裂充填防砂完井技术；10)一趟管柱多层长井段射孔技术。

具体情况见表1.表1:渤海优快钻完井情况统计表。

渤海开展优快钻井技术研究及其应用以来，总共累计钻井660多口井，累计进尺137万多米，节约完井作业天数7773天。

按当时船舶综合日租金计算节约直接投资92亿元。

取得了显著的经济效益。

渤海优快钻完井技术，为渤海油田开发奠定了坚实的技术基础，2.2.稠油开发钻完井技术体系我国海上石油储量中已探明的总储量中有70%左右是稠油。

个别油田地下原油粘度达到300-1800mpas。

地面原油粘度更是高达900-2600 mpas.同时由于埋深浅，储层疏松，需要进行防砂完井。

因此通常情况下稠油油田开发中，采收率为20%左右。

经过探索和实践，形成了稠油油田开发钻完井技术体系[8]。

主要包括：1）稠油疏松砂岩油藏的储层保护技术；2）疏松砂岩钻井液完井液技术；3）水平井、枝井钻井技术；4）裸眼优质筛管完井防砂技术；5）裸眼防砂管防砂粒径及防砂筛管的防砂间隙选择技术；6）稠油开发水平井、分枝井的井型优造技术；7）稠油开发水平井、分枝井产能预测技术；8）疏松砂岩油藏水平井和分枝井井壁稳定技术。

稠油开发钻完井技术取得的详细情况见表2：表2：BH35油田G井区部分稠油水平分支井产量及分支情况稠油开发钻完井技术所取得的成果：1)采用稠油开发钻完井技术，有效的卡法和动用了渤海稠油资源。

并且成功的开发了渤海原油粘度达到API 110的原油，为海上稠油开发提供了成功的经验。

2)由于采用在稠油油田开发中合理的布置水平井和水平分枝井开发，不但扩大了单井油层裸露面积，同时又减少了定向井的数量。

节约了钻完井成本，并且显著的提高了油井产量。

3)采用稠油开发钻完井技术体系以来，在油田开发中取得了显著的经济效益。

以渤海BH35油田，按照常规方法要钻75口井，采用这套技术以后，仅钻了21口井就达到了原来配产指标。

总井数减少54口井。

比原来减少72%。

其经济效益十分可观。

2.3、海上大位移钻井技术体系中海油总南海东部公司与美国PHILLIPS公司合作，先于1997年钻成[9]海洋石油利用大位移钻井技术钻了我国海上的第一口大位移井XJ24-3-A14井。

水平位移8062m完钻井深9238m。

垂深2985m，水垂比达到2.7[9]创当时的钻井世界记录，并且获得了日产原油1000T/d的产量。

而后在南海东部流花1-1油田，陆续又钻了5口水平位移5.6-4.8km，水垂比达到4.58的大位移水平井。

成功的开发了LH油田的周边小油田。

在渤海QK17-2油田利用大位移钻井技术，成功的在用4口大位移井（水平位移在3.5-4km左右）开发了东区的油田。

不但节约了东区开发所需要的修井、平台导管架及其海管的费用。

而且解决了钻井平台插桩的难题[10] [11].中海油大位移井数据见表3表3:中海油大位移钻井的实钻数据表至此，大位移钻井技术在中海油逐步形成了一套技术体系，为中国海上油气开发、生产发挥了积极的作用。

经过多年来的技术探索和实践，中海油在大位移钻井技术方面，已经逐步认识并且掌握了大位移钻井技术的关键和难点[12] [13]。

形成了中海油大位移钻井十大技术系列：1）海上大位移钻井工程设计技术；2）海上大位移井钻机装备的能力评估及改造技术；3）海上大位移井井壁稳定及岩石力学分析技术；4）海上大位移井钻井液完井液的技术；5）大位移井钻柱力学及扭矩摩阻预测技术；6）大位移井井眼净化及水力学分析计算技术；7）大位移井套管漂浮下入技术；8）大位移井套管保护剂磨损预测技术；9）大位移井井眼经验轨迹控制技术；10）大位移井固井及完井技术。

海上大位移井所获得的技术成果：1）XJ24-3-A14井是依托南海XJ24-1油田开发的。

即是利用目前海上平台现设备加升级改造以后，开发周边8km以远的XJ24-3油田。

具有很好的经济效益。

2）LH1-1油田利用现有海上的生产装置动用周边5km以外的地质储量。

这样可以省去建造一套海上的浮式钻采装置的昂贵的费用。

3）QK17-2油田的4口井大位移井开发东区油田节约一条海底管线，一座海上井口平台，一座海上修井机。

同时由于采用大位移水平井钻井方式，提高了单井产量，比计划产量增加46%，2.4．海上油田密集丛式井组整体加密井网钻井技术体系渤海油田在90年代，海上丛式井井口间距是2m×2m。

以16口井在油层间距为350m，按反九点布井。

井控面积大约2km2。

在渤海SZ36-1油田II期开发工程中，为了节约工程造价，尽量利用平台的面积，将井口间距缩小为1.5m×1.7m。

井口平台的钻井数量由16口井增加至35口井。

每个平台控制面积增加至4km2。

这个时期定向丛式井的水平标志迈向了新的台阶。

2009年我们在海上最大的自营油田SZ36-1，实施整体调整加密井网。

进一步完善注采井网，挖掘剩余油，进一步提高采收率，整体调整井网加密的主要钻完井技术是海上石油钻完井技术在21世纪的最大挑战和难题之一。

中国海上油田密集丛式井网整体调整加密钻完井技术的主要特点是：1）以海上油田提高采收率和提高剩余油动用程度为目的，在原本已经十分密集的350m 井距的井网中再增加一套加密井网。

以有利于动用剩余油，更大程度上提高采收率。

2）在目前的井网中，加密另一套井网是定向井防碰及轨迹控制上最大的难度和挑战。

3）调整井网在原有生产井网中整体加密。

意味着在技术上要提升到一个更高的水平。

井眼轨迹要求准确控制，不能与原井网相碰撞，在钻进的井眼不能损坏正在生产的套管井筒。

海上密集丛式井整体加密钻完井技术体系：在渤海SZ36-1油田的整体加密结合调整方案的设计及其实施过程中，中海油已经逐步形成并掌握了海上密集丛式井整体加密井网的钻井完井六大技术系列：1）海上丛式井组的整体加密综合调整的井眼轨迹设计技术；2）密集丛式井网整体调整加密井眼防碰和轨迹控制技术；3）海上调整井井眼稳定性分析和井壁稳定控制技术；4）海上综合调整加密井的储层保护技术；5）密集丛式井眼防碰及预警技术；6)密集丛式井加密调整井的井壁稳定及合理生产压差的控制技术；海上密集丛式井组整体加密调整完井技术所取得的创新及其成果：1）在渤海SZ36-1油田I期工程中，新钻48口整体加密井，全部采用整体加密井网钻完井技术。