中国近海高水垂比大位移钻井关键技术探究及应用.doc

中国近海高水垂比大位移钻井关键技术探究及应用完成单位：中海石油(中国)有限公司深圳分公司、中国石油大学(北京)、中海石油(中国)有限公司、中国海洋石油南海东部公司、中海油田服务股份有限公司、深圳远东石油工具有限公司 主要完成人：唐海雄、高德利、董星亮、魏宏安、罗东红、邓金根、张武辇、张新平、汪志明 本项目属于石油与天然气工程领域(采掘业)。高水垂比大位移钻井技术是挑战钻井极限的前沿技术。当大位移井水平位移与垂深之比(水垂比)≥3，且水平位移≥3000米时，该井则称为高水垂比大位移井，钻井期间所面临的主要挑战是：浅层高造斜率、大斜度长裸眼的不稳定性与可延伸极限、井下的安全作业窗口、井下摩阻扭矩的严重性与控制能力、套管下入的难度和磨损，以及钻井设备的不适应性与综合运用能力等。钻井作业主要面临着三大作业极限：裸眼的稳定延伸极限、水力工程的延伸极限、机械装备的延伸极限。 目前，海洋钻井需搭建固定式平台或租赁移动式平台，平台大小、效率和钻井工作面积却与费用成多倍率攀升，勘探开发投入高。面对沉睡多年的近海边际储量，为解决这一长期的开发难题，为寻找一种开发模式使我国相类似的边际海上含油气构造可经济地得以开发。1997年以来，中海油深圳分公司开发和钻井团队，利用大位移钻井技术在南海西江和流花两区块已实施了21口井。使两个搁置多年的边际含油构造得以有效开发，已获1422亿元的巨额新增利润。 南海西江24―1含油构造，1985年发现，海域水深约100米，构造油藏物性和原油流动性好，由于地质储量仅为465万方(少于800万方)，当时不能满足开发条件。项目最初是通过联合作业形式，依托南海已有的西江24-3中外合作生产钻采平台，组成了联合技术攻关和作业项目组，钻成的西江24-3-A14超大位移井(该井创造了井底水平位移8063米的当时世界纪录)，使西江24-1此沉睡十年的边际含油构造得以开发，揭开了我国利用大位移井开发技术开发边际含油构造的先河。同时项目组在消化吸收国外先进技术的基础上，与国内院校联合，紧密结合我国海上油田对大位移井的实际需要，逐步沉淀形成了一套具有中国海洋石油特色和国际先进水平的大位移钻井技术。 南海流花11―1油田所在海域水深达311米(1996年属深水开发领域)，油藏埋深约900米，于1996年建成投产，使用水下井口和采油系统等大型类深水高新开发设施，地质储量达2亿吨，是目前我国海上已发现的地质储量最大的类深水整装油田。1998年底油田综合含水大部分超过90％，面对投资超过50亿的高额浮式生产钻采系统和其高额的生产操作费，为了稳住油田产量和克服低油价和高操作费对油田生存的威胁，为了延长一个高投资油田的生产寿命和开发一个沉睡超过十年的边际含油构造，进入本世纪，基于已拥有的对西江大位移井技术的消化、开发和沉淀，在中海石油(中国)有限公司的直接领导下，深圳分公司项目组通过和石油大学的联合科技攻关，并在中海油田服务股份公司和深圳远东石油工具有限公司等为代表的技术服务公司的共同协作和努力下，针对流花11―1油田3井区(距主开发区4.5公里)这一已探明的小而肥边际含油构造，进行技术攻关研究，通过理论和技术的自主创新以及集成再创新，形成了有别于一般大位移井技术的，具有中海油自主技术成分的，高水垂比大位移钻井成套技术。通过独立设计和风险评估，利用海油自己的队伍和力量，在类深水、使用浮式生产钻采系统和水下井口的作业条件下，成功实施了5口高水垂比大位移井，创造了5634m水平位移、6.13水垂比(从泥线起算)及6300m开发井40天钻井周期等处于国内领先和国际先进水平的高新技术指标。 经近10年的持续研究与实践，逐步形成了一套具有中国海油特色和国际先进水平的大位移和高水垂比大位移钻井成套技术与实施准则，包括大斜度长裸眼延伸极限预测与控制、井下摩阻／扭矩预测与控制、套管磨损预测预防、井眼清洁及导向钻井控制等。这套技术成果已获得成功应用，并在《石油钻采工艺》杂志上出版专辑，组织召开两次国际专题研讨会，公开发表论文50篇，提高了我国在大位移井开发技术方面的国际地位，培养了大批国内的大位移专家、博士和硕士。 随着该项目获得2007年的国家科技进步二等奖，这种具有中国海洋石油特色和国际先进水平的大位移和高水垂比大位移成套钻井技术。已经不断在我国海上油田获得新的成功应用，同时正相继使用到中国陆地和滩海等地区的油气勘探开发中。相信随着这种可“以点带面”，既绿色又经济的油气开发技术，会同定向井和水平井一样，经过不断的发展成熟，很快会成为滩海和海上油气开发领域的主打技术之一。同时它的创新和突破一定会为油气钻井工程和相关产业带来新的革命或变革，它的发展，不但会带动高尖端电子及制导技术的发展，而且在机加工、材料加工和热处理等方面也