南海深水钻完井技术挑战及对策

南海深水区海洋环境恶劣,台风和孤立内波频发,深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。为提高我国深水油气勘探开发技术水平,实现海上钻完井技术研发、工程设计和作业能力由浅水向深水和超深水的跨越式发展,经过十余年技术攻关和作业实践,形成了具有自主知识产权的深水钻完井关键技术体系,首次建立了深水钻完井作业指南、技术标准和规范体系,克服了南海特殊环境条件下的技术挑战和作业难题,满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求,并钻成了最大作业水深近2 500 m的第1批自营深水井,开启了我国油气勘探开发挺进深水的新征程。     

南海M深水气田完井关键技术分析

我国在深水钻完井方面处于起步阶段,中国海油围绕国家深水开发战略,积极参与南海油气风险勘探开发,在南中国海珠江口盆地M区块M深水气田完成水深1 350~1 500 m的深水气井9口,初步形成了高精度出砂预测、深水防砂设计、压裂充填工艺及流动安全保障措施等完井关键技术。结合南海M深水气田完井作业实践,对深水完井作业中的可能风险点和现场应对技术措施进行总结和梳理,为后续项目设计和作业提供参考、借鉴。     

中国海洋石油南海东部石油管理局深水工程技术中心

<正>深水工程技术中心,负责中国海洋石油南海东部石油管理局钻完修井方面的工作,整合了管理局下辖的工程技术资源,主要承担深水油气勘探开发作业任务,同时承接工程技术作业管理与技术支持服务职能。中心拥有一流的深水超深水作业管理水平、过硬的技术研发能力和丰富的作业经验,先后完成数十口深水超深水的钻完井作业,足迹遍布海外赤道几内亚、刚果(布)及南海等海域,最大作业水深达2451m,为西太平洋第一超深水井。在深水钻完井技术体系方面,近几年完成了具有自主知     

尼日利亚AKPO130油田深水钻完井实践与思考

尼日利亚OML130区块是中海油在海外投资最大的开发项目,区内开发的第一个油田(AKPO130油田)平均作业水深为1 500~1 700m,这给油田钻完井作业带来了很大的挑战。针对AKPO130油田深水钻完井作业所面临的主要问题,分析了该油田深水钻完井方案及作业特点,并对今后我国海洋钻完井作业提出了一些建议。     

南海深水钻井完井主要挑战与对策

近年来,我国深水油气资源的勘探开发不断取得突破,"海洋石油981"半潜式钻井平台的建成更是将我国深水钻井装备提升到了世界先进水平行列,但是,与国外先进水平相比,我国深水钻井完井还存在缺乏作业经验、工艺及技术水平较低、基础理论研究薄弱等问题。在介绍我国南海深水钻井完井技术研究现状的基础上,分析了南海深水钻井完井面临的技术难点,针对我国南海特殊海洋环境、特殊地质条件及离岸距离远给钻井完井带来的特殊挑战,以安全高效钻井完井为聚焦点,给出了需要进一步攻关的一系列关键技术,并提出了发展建议,以期为我国深水钻井完井技术及理论的发展提供借鉴,最终实现我国南海深水油气资源的高效安全开发。      

超深水油田开发钻完井技术及作业实践

针对低油价下超深水油田开发钻完井管理存在的挑战,本文对国外某超深水油田开发钻完井技术及良好作业实践进行了分析,主要从设计管理和现场施工管理两方面开展分析和论述,最后在分析的基础上总结出类似项目钻完井降本增效的措施和管理经验,并对中海油深水钻完井作业管理提出建议。     

我国首口超深水探井测试成功

<正>2015年12月2日,中海油成功完成了我国首口超深水探井——陵水18-1-1井的油气测试作业,这表明我国已具备海上超深水油气井钻井和测试全套能力。陵水18-1-1井是中海油南海西部石油管理局部署在琼东南盆地的一口预探井,由"海洋石油981"承钻,实际作业水深1 688.7m,实际完钻井深2 927 m。此次测试作业是中海油首次挑战高难度的超深水测试作业。     

油气井钻完井作业碳减排发展方向与建议

钻完井作为油气勘探开发中主要的碳排放阶段,是实现净零排放的重要环节。总结了油气全产业链碳排放足迹及主要油田技术服务公司碳减排的动向,分析了钻完井作业碳减排的发展方向,认为其主要包括升级改造钻机与压裂泵车动力系统、提升装备动力管理自动化水平、加大储能技术在钻完井中的应用力度、推广钻完井自动化与远程决策系统、探索钻完井作业与海洋新能源耦合等,结合国家和油气企业碳达峰、碳中和目标以及钻完井技术水平,提出了实现钻完井作业过程碳减排的建议,即聚焦油气勘探开发碳排放足迹,强化钻完井全过程碳排放管理、推进钻完井全过程低碳化转型、提升钻完井作业效率、探索海洋新能源利用。研究结果与建议对加快推进钻完井作业过程碳减排、实现我国低碳转型承诺具有重要意义。      

中海油南海自营深水勘探再获天然气发现

<正>中海油有限公司近日宣布,在我国南海海域自营勘探再获中型以上深水天然气发现。新发现的陵水25-1构造位于南海琼东南盆地乐东凹陷东北部,平均水深约980 m。发现井陵水25-1-1共钻遇约73 m厚的油气层,完钻井深约4 000 m。经测试,该井平均日产天然气约3 560万立方英尺,日产原油约395桶。陵水25-1是中海油有限公司继陵水17-2后获得的又一个自营深水中型以上天然气发现。这一发现不仅开辟了南海北部深水区油气勘探新领域,而且进一步展示了琼东南盆地深水区良好的勘探前景。     

南海高温高压钻完井关键技术及工程实践

南海是全球三大海上高温高压区域之一,地质构造复杂,已钻井井底温度249℃、压力梯度2.4 MPa/100 m、CO_2含量50%,该区域油气资源勘探开发长期受异常压力预测误差大、井筒泄漏及环空带压严重、测试安全风险高、成本巨高等钻完井技术瓶颈制约。全面总结了近20年南海高温高压钻完井在异常压力精确预测及控制、多级屏障井筒完整性、多因素多节点测试、优质高效作业等4个方面研究形成的关键技术及工程实践,展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向。以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导。     

中国海洋石油集团有限公司深水钻完井技术进展及展望

近年来，深水区域成为油气资源重要的潜力区与增长极。中国海洋石油集团有限公司（中国海油）在深水领域从跟踪学习、对外合作到自主创新，目前在西非、巴西、墨西哥湾均拥有深水权益区块，已安全高效完成40余口深水井钻完井作业，正在稳步推进中国首个自营深水气田的开发作业。中国海油已经掌握了深水钻完井系列技术，在深水隔水管、深水浅层安全高效钻井、深水测试和完井、深水井控及应急救援等方面形成了技术体系。面向未来，中国海油将聚焦深水高温高压、超深水、深水深井、深海天然气水合物等领域，进一步发展作业风险控制及安全应急技术，着力实现信息化、智能化、国产化，助推中国海洋石油工业走向更深、更远。     

南海北部自营深水天然气勘探重大突破及其启示

2014年9月15日中海油宣布,该公司在南海北部LS17-2-1井测试获得160×104 m3/d的高产油气流,这是我国发现的第一个自营勘探的深水高产气田。该区的勘探经历了3个阶段:1在普查勘探阶段(2002年以前)受技术的限制主要勘探工作集中在浅水区;2对外合作勘探阶段(2002年—2012年),由于勘探发现储量规模小、开发无经济性,合作伙伴相继放弃了南海西部深水勘探权益,但证实了南海深水区发育优质烃源岩和储层,揭开了南海深水区油气勘探的面纱;3自营勘探阶段(2013年至今),中海石油(中国)有限公司湛江分公司依托国家科技重大专项和自身生产科研能力,先后开展了深水地震资料采集和处理、深水优质储层分布、深水区油气成藏关键因素等多项科研攻关,优选并确定了钻探的首选目标——陵水17-2构造,取得了天然气勘探的重大突破。陵水17-2构造位于中央峡谷乐东—陵水段内,主要目的层新近系上中新统黄流组总厚度超过150m,砂岩占比为75.4%,单层最大厚度可达52m,孔隙度介于30.0%~33.7%,平均为31.5%,渗透率介于293~2 512mD,平均为633mD,为特高孔、高—特高渗储层。陵水17-2气田的勘探突破,展现了该深水区域油气勘探的巨大潜力。     

南海琼东南深水海区地质灾害类型与特征

南海琼东南深水海区是南中国海石油天然气资源潜在储量较为丰富的地区,油气勘探开发的力度正日益加大.但是,该海区处于南海大陆坡与西沙海槽区域,海底水深大,地形变化剧烈,水体动力环境和海底地质条件复杂,引发地质灾害的触发机制丰富,稍有疏忽,将给石油钻井平台带来巨大损失.在收集有关资料的基础上,对海底的地质环境条件作了研究,发...     

南海深水钻井作业面临的挑战和对策

深海油气开采是高风险、高投资、高技术、高回报的行业。我国南海海域石油储量巨大,属于世界四大海洋油气富集区之一,其中70%储藏于深水区。南海深水钻井面临的主要挑战是:浅层气和浅层流、深水低温、深水井控技术、缺乏深水作业经验和南海的灾害环境,在分析这些挑战可能造成的危害的基础上,从浅层流控制措施、钻井液优选、水泥浆优选、深水钻井井控措施、建立台风应急预案等方面,给出了技术对策。以2006年在南海钻成的作业水深1 481 m的LW3-1-1井为例,详细介绍了深水钻井施工情况。      

世界深水油气勘探形势分析及对我国深水油气勘探的启示

为了了解及借鉴世界深水油气勘探开发的技术、经验,从而对我国正在开展的深水油气勘探开发有所启示,对当前世界深水油气勘探开发形势、面临问题及发展趋势等进行了广泛调研,并进行了较深入分析。全球深水海域油气资源丰富,已成为当前热门的油气勘探领域。深水油气产量及所占比重不断增长,全球深水油气产量从1996年的不足2×108bbl油当量增长到2005年的14×108bbl油当量,全球深水油气产量占海洋油气总产量的比重分别由2004年的10%和7%,将增长至2015年的25%和12%。与此同时,随着深水油气勘探的逐渐深入,也面临着越来越多的难题,如油藏规模越来越小、油藏流体越来越复杂、作业海域环境越来越恶劣以及对技术的要求越来越高等。为了解决这些问题,高分辨率3D地震技术、4C/4D地震技术、大位移水平井及分支井技术、智能完井技术、各种深水作业平台以及越来越智能化的海底生产系统等,正日益广泛应用于深水油气的勘探开发中。全球深水油气勘探开发形势表明,深水油气勘探开发虽然面临各种难题与挑战,但因其丰厚的投资回报以及相关技术的快速进步,使得其在世界各深水海域得以迅猛推进,尤其在大西洋两侧的西非沿岸、巴西近海和墨西哥湾深水区,并不断取得重大发现,成为全球油气储量增长的重要一极。我国南海北部陆坡深水盆地具有与大西洋两侧盆地群类似的被动大陆边缘背景,亦应具有良好的油气前景,最新的荔湾3-1-1井取得的重大发现亦证实了此点。南海南部周边国家在南部深水区已取得的众多油气发现亦表明我国南海南部深水区具有良好的油气勘探前景。因此,应加快勘探开发的步伐,充分利用深水区丰富的油气资源。     

南海东部白云深水区复杂地层精细岩石物理分析

白云A探区位于南海东部深水区白云凹陷西南部,具有形成大型油气田的地质基础,是珠江口盆地南海深水最重要的天然气探区。该区白云A井钻前预测将钻遇极具价值的砂岩储层,预测结果乐观,实钻结果与预期严重不符,为泥质-粉砂质浊积砂岩,这一结果使勘探该区的信心严重受挫。为探明该区勘探潜力,针对目的层开展精细岩石物理分析并研发相关技术,形成了以岩石物理分析、岩石物理建模、流体替换、岩性分类预测等组合技术系列,可客观有效地认识该区储层岩石物理特征,为后续储层预测、烃类检测及岩性预测工作指明了方向。     

南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望

海上高温高压气田开发是一项高投入、高风险、高难度的大型海上系统工程活动。针对南海西部高温高压气田的基本特征,分析了南海西部高温高压气田开发在井筒安全、钻完井液、固井、定向井和水平井钻井、钻井综合提速、完井等方面面临的技术难点,并系统总结了目前已形成的油套管综合防腐、“五防”固井水泥浆和自修复水泥浆、超压盖层提速、储层精细保护、定向井轨迹控制以及安全完井等高温高压钻完井关键技术。随着南海高温高压勘探领域进一步拓展,当前正面临超高温高压、深水高温高压环境的巨大挑战,提出未来海上高温高压天然气开发钻完井技术应加强能适应更高温压等级的设备、材料、新工艺技术的研发以及完善海上应急救援体系,保障海上高温高压钻井的安全和高效。