中国海上油田开发中的钻完井技术现状和展望

中国海上油田开发中的钻完井技术现状和展望

中国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,北京100027)

[摘要] 总结了中国海洋石油总公司(简称中海油)在海上油田勘探、开发和生产中开发和采用的关键技术及其特点,介绍了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系、海上稠油油田开发钻完井技术、大位移钻井技术、海上密集丛式井组整体调整加密钻井技术、海上疏松砂岩油田储层保护技术、海上平台模块钻机装备技术、北部湾复杂地层井壁稳定及配套钻井技术、高温高压钻井技术等八大技术体系。[关键词] 海洋石油;海上油气开发;钻完井工程;关键技术体系

[中图分类号] TE242 [文献标识码] A [文章编号] 1009-1742(2011)05-0058-08

1 前言

我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,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地增加了工作的难度,其中北冰南风是面临的最大难题和挑战。

其次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是开发海上油田的一大挑战。

再次是以渤海稠油开发、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和安全风险控制是面临的第三大挑战。

我国海上油田的发展主要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需求,逐步形成了渤海、东海、南海东部以及南海西部这4个海域为主体的油田开发体系。中国海洋石油总公司(简称中海油)的勘探工作自20世纪60年代开始以来,遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路,成

功地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3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。特别是进入20世纪80年代以后,随着对外合作和自营勘探开发步伐的加快,其海上油田原油产量不断攀升。1982年原油产油不足10万,t2010年油气产量达到5000万t油气当量,实现了几代石油人的追求与梦想,在我国成功地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

中海油近年来生产规模迅速上升,在油田开发生产中也逐步形成了油田开发中钻完井工程技术等八大技术体系,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

优快钻完井技术是中海油钻完井特色技术,20世纪90年代初期,在学习国外先进技术经验的基础上,结合渤海油田的具体情况,中海油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

[1,2]

幅度的提高。产生的直接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

[收稿日期] 2011-01-26

[基金项目] 十一五 国家重大科技专项(2008ZX05057,2008ZX05024);国家 863 项目(2007AA090801)

[作者简介] 姜 伟(1955 ),男,河北宁晋县人,高级工程师,主要研究方向为海洋石油钻完井工程;E-mai:ljiangwe@

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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,并且取得了很好的成绩。

1)渤海QK18-1实验项目:1995年8月开钻,平均建井井深3561m。在该地区,原来的平均建井周期为57d,实施优快钻井技术以后,平均建井周期为18.82d,钻井效率比原来提高了3.03倍。

[6]

2)渤海SZ36-1-J区:15口井总进尺为28140m,平均井深1876m,平均建井周期为3.71d,其中J11井日进尺为640m,J10井平均机械钻速为132m/h。

3)SZ36-1 期开发工程:6座海上平台,钻井186口井总进尺为349521m,平均井深1920m,平均建井周期为3.22d,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十大优快钻完井技

[3~5]

术系列

[7]

,其中十大钻井技术系列主要包括:a.聚

晶金刚石复合片(polycrystallinediamondcompac,tPDC)钻头钻井技术;b.顶部驱动钻井技术;

c.高频线性振动学技术;d.非钻机时间水泥胶结测井(cementbondlogging,CBL)技术;e.油层保护钻井液技术;.fPDC可钻式浮箍浮鞋技术;g.大满贯测井技术;h.单级双封固井技术;.i导向马达钻井技术;.j快装井口技术。

十大完井技术系列主要包括:a.一趟管柱多层射孔技术;b.隐形酸水基完井液技术;c.射孔管柱隔板传爆技术;d.一趟管柱多层防砂技术;e.一变多控地面控制设备技术;.f优质梯级筛管适度防砂技术;g.陶粒压裂充填防砂技术;h.低碎屑、大孔径、高密度射孔技术;.i压裂充填防砂完井技术;j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

Table1 StatisticofmodernoptimizedfastdrillinginBohai

油田名称QK18-1

SZ36-1JQK17-3JZ9-3QK17-2SZ36-1IIQHD32-6BZ26-2QK18-2

年度199519961996 19971997 1999

19991999年1月1999年2月

20032003年4月

总井数3159462718616275

总进尺/104m平均井深/m

1.052.712.1610.46.0233.3729.081.81.74

3561

18762435229522621854184426053471

建井周期/d18.823.717.927.615.663.223.98.0215.95

钻井效率提高/%202.87231.81236.24390.51400.43282.30259.45239.20239.20

完井周期/d7.7

57.926.95.663.53.9355

完井效率提高/%263.64

180.00297.73218.84421.20300.00276.59444.00444.00

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7773d。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最高达到1800mPa s,地面原油粘度更是高于2000mPa s。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

[8]

技术体系,主要包括:a.稠油疏松砂岩油藏的储层保护技术;b.疏松砂岩钻井液完井液技术;c.水平井、分枝井钻井技术;d.裸眼优质筛管完井防砂技术;e.裸眼防砂管防砂粒径及防砂筛管的防砂间隙选择技术;.f稠油开发水平井、分枝井的井型优选技术;g.稠油开发水平井、分枝井产能预测技术;h.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。

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表2 BH35油田G井区部分稠油水平分支井产量及分支情况

Table2 HorizontalmultilateralwellsproductionanditslateralnumbersforheavyoilinGblockofBH35Oilfield

原油粘度/(mPa s)

井号A6mhA7mA9mA10m平均值B3mB12mB14mB18m平均值

主井眼长/m

441320313328320506286488300390

分支长/m

308815293215356510.6132193306314

分支数

地下

26

212.431222.3

413~740

2140~3600

南区

284

845

北区

地面

井区

产量增产倍数3.64.4

3.63.83.92.62.42.62.22.4

稠油开发钻完井技术所取得的主要成果有:1)采用稠油开发钻完井技术,有效地开发和动

用了渤海稠油资源,并且成功地开发了渤海原油粘度达到API110的原油,为海上稠油开发提供了成功的经验。

2)在稠油油田开发中合理地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,并且显著地提高了油井产量。

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油田为例,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,创造了当时的钻井世界记录,并且获得

[9]

了日产原油1000t的产量。随后在南海东部油田陆续又钻了5口水平位移4.8~5.6km、水垂比达到4.58的大位移水平井,成功地开发了LH油田的周边小油田。在渤海油田利用大位移钻井技术,成功地用4口大位移井(水平位移为3.5~4km)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

[10,11]

台插桩的难题。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

Table3 DrillingdataforERD(extendedreachdrilling)wellsofCNOOC(ChinaNationalOffshoreOilCorporation)

南海油田

参数

A2ERW1

井深/m

30"17-1/2"12-1/4"8-1/2"

完钻井深/m

井底垂深/m水平位移/m水垂比从泥线算水垂比从平台算最大井斜/( )最大狗腿/( /30m)完井方式

3991103458754925492121048025.343.97843.8

D5ERW23981073358143954359121936674.043.01803.6

A4ERW33981036456053935393121347145.233.89834.0裸眼完井

B3ERW43991036545263006300

122956346.134.5882.54.4

C1ERW53971047504159005900

123751855.604.19833.9

P3083126334604686468920263697 1.82873.48

P3183.8108934294428443020823695 1.77764.65

砾石充填完井

P32H841463413445404543

18693631 1.9493.85.69

P3383.71129348542504253

20543652 1.7886.93.56

渤海油田

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中海油在大位移钻井技术上逐步形成了一套技术体系,为我国海上油气开发、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]

一套加密井网,以有利于动用剩余油,更大程度地提高采收率。

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题和挑战。

3)调整井网在原有生产井网中整体加密,这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。

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:a.海上丛式井组的整体加密综合调整的井眼轨迹设计技术;b.密集丛式井网整体调整加密

井眼防碰和轨迹控制技术;c.海上调整井井眼稳定性分析和井壁稳定控制技术;d.海上综合调整加密井的储层保护技术;e.密集丛式井眼防碰及预警技术;.f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有:

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,同时还要新建2座海上井口平台,这在海上油田属于首次。

2)将采用自主研制的定向井井眼防碰和预警技术系统,有效地防止还在钻井的井眼里的钻头损坏邻井正在生产井的套管,保证作业安全。

3)按照这套技术方案全部实施以后,可以使该油田平均提高采收率5%以上,累计增油约170万t。2.5 疏松砂岩的油藏储层保护技术体系

在渤海油田开发疏松砂岩的油藏储层保护技术中,面临三大主要挑战性的问题,第一是疏松砂岩稠油油藏高孔高渗地层在钻完井过程中本身就极易受到伤害;第二是孔隙压力低于原始地层压力以后(低于正常水柱压力),如何有效地在钻完井过程中实施储层保护;第三是在满足储层保护的同时,还要满足快速钻井的要求。

渤海湾大油田均属疏松砂岩稠油油藏,其主要特点是:油藏埋藏浅,储层基本为泥质胶结,岩性疏松,孔隙度和渗透率高,非均质性严重;油藏属于正常的温度、压力系统;原油属稠油,其中胶质、沥青质含量高;储层粘土矿物含量大,以蒙脱石、高岭石、伊

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,形成了中海油大位移

钻井十大技术系列:a.海上大位移钻井工程设计技术;b.海上大位移井钻机装备的能力评估及改造技术;c.海上大位移井井壁稳定及岩石力学分析技术;d.海上大位移井钻井液完井液的技术;e.大位移井钻柱力学及扭矩摩阻预测技术;.f大位移井井眼净化及水力学分析计算技术;g.大位移井套管漂浮下入技术;h.大位移井套管保护及磨损预测技术;.i大位移井井眼轨迹控制技术;.j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有:

1)NH24-3-A14井是依托南海油田开发的,即利用目前海上平台现有设备加升级改造以后开发周边8km以远的油田,具有很好的经济效益。

2)1-1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浮式钻采装置所需的昂贵费用。

3)17-2油田的4口大位移井开发东区油田节约1条海底管线,1座海上井口平台,1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

在20世纪90年代,渤海油田海上丛式井井口间距是2m 2m。以16口井在油层间距为350m为例,按反九点布井,井控面积大约为2km。在渤海BH36-1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4km,标志着这个时期定向丛式井的水平迈上了新的台阶。

2009年中海油在海上最大的自营油田BH36-1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,我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井网中再增加

2

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中国海上油田开发中的钻完井技术现状和展望

蒙混层和伊利石居多。

通过研究认为:钻井液固相颗粒的堵塞是造成高孔高渗储层伤害的首要原因,然后是粘土膨胀等其他的问题,在这里还有一个低孔隙压力的客观环境条件,主要采取的技术措施是:强化钻完井液的封堵效果问题

[6]

[5]

量达到131m/d,达到整体开发方案(overalldevel opmentplan,ODP)配产的1~1.7倍著降低了完井液的费用。

2.6 海上平台模块钻机装备技术体系

海上油田在勘探开发和生产阶段都需要有钻机或修井机来进行作业。通常情况下采用可移动式钻修井装置或固定式的钻修井装置来满足作业的需求。近年来,由于油价的原因,可移动钻修井装置价格持续走高,而且资源有限,还不能完全满足数量上的需求。从20世纪80年代初期到1999年以前,我国海上的7部修井机和2003年以前的14部海洋模块钻机均是由外国公司设计和建造的。中海油在海上油田开发和生产中,对固定式钻修井机的需求随着开发和生产规模的扩大而不断增加。2003年以后,中海油在自主技术创新和油田开发结合实际需求以及在掌握了海上钻修机的关键设计和制造技术的基础上,对海上平台钻修井机技术进行集成和再创新,逐步形成了一套不但能满足海上油田开发生产需求,而且又具有中海油特色的海上模块钻修井机的特色技术。

海上平台模块钻修井机装备三大技术系列为:1)海上平台模块钻修井机设计技术系列。根据海上平台开发和生产的需求,设计出可以满足修井、钻调整井作业的需要,根据生产情况需要可以实行纵横两个方向的移动,覆盖整个井口区域的海上模块钻修机。

2)海上平台模块钻修井机建造技术系列。按照模块化钻修机设计,形成了一套满足海上钻修机模块的建造技术,不但有一套技术标准和质量控制体系,同时还有模块钻修机的建造技术方法,实现了海上模块钻修机的建造和装配,在此基础上形成了模块钻修井机建造技术系列。

3)海上平台模块钻井机搬迁、安装技术系列。模块化钻修机可以实现在海上搬迁和安装过程中模块化的化整为零的拆卸和装配,有利于在海上组织施工安装,方便了海上的安装和调试,在此基础上形成了模块钻修井机搬迁、安装技术系列。

海上平台模块钻井机装备技术所取得的成果有:

1)成功地应用于海上油田的开发和生产。目前已组建成国产化钻修井模块钻机49部。应用于30多个油气田,用了5年多时间,已经全部实现了国产化,并且已经形成了模块钻修机的企业系列技

[16]

3

,同时还显

,以此来解决疏松砂岩中固相颗粒堵塞的

,也用这种措施减少高孔高渗地层的固相和

液相的渗透半径和侵入深度,粘土的水化膨胀问题主要是通过钻井液的抑制性来解决。

在开发阶段该油田过去钻过200多口生产井

[7,8]

,采用的是小阳离子体系的钻井液。这种钻

井液体系由于具有流变性容易控制,操作维护相对

简单,成本相对低廉,同时更重要的是具有较好的储层保护效果

[14,15]

,因此,在原来的水基泥浆体系

BHJFC上进行了改进和强化,主要特点是:

1)与传统小阳离子泥浆体系相比,改进后的钻井液体系失水更小。

2)改型的小阳离子体系有更强的承压能力,一般情况下都在14MPa以上。

3)选择了新型的钻井液体系和配方,同时又在实验室做了岩心渗透率恢复值的评价,使用5.8cm的岩心在室内评价,其渗透率恢复值在未切片的情况下达到87.3%。

4)考虑到在该油田开发阶段采用的是负压射孔管内砾石充填的方式,因此在完井液中加入封堵剂,同时使破胶时间可调,既防止了漏失又保证炮眼具有很好的渗透性。

疏松砂岩的油藏储层保护技术取得的成果有:

1)采用钻完井储层保护技术以后最显著的特点之一就是钻井速度很快,在该油田应用以后取得了很好的效果。

2)12-1/4"井段机械钻速可达到120m/h,并且在L1井实现了用一只钻头钻穿馆陶地层然后一直钻进至完钻,在该地区实现了12-1/4"一只钻头进尺1545m的最长纪录,该井段纯钻18.75h,平均机械钻速达到82.4m/h,是该平台的最好纪录。3)该平台12口井,其中6口井要绕障,属于三维定向井,平均井深1928m,平均建井周期5.48d,其中最快的是L1井,建井周期3.6d,取得了钻井速度和效率的好成绩。

4)采用了储层保护技术以后,与过去在该地区的完井液相比,漏失量减少近1/2,封堵效果很好。油井投产表现出了很好的生产能力,L平台平均产

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术规范和标准。

2)有效地解决了海上钻修机资源紧张的问题。可移动式的钻机资源用于钻开发井、勘探井。而固定式平台模块钻修机则主要用于补充钻井和修井机资源的不足。

3)海上平台模块钻修机已经在中海油形成了设计和建造的系列技术,节省了费用且提高了效率,取得了显著的社会和经济效益。

海上平台模块钻修机由于实现了模块化,还有利于海上平台钻修井机资源的共享。可以实现一部模块钻修机几座海上生产平台钻修井共用的模式,形成了海上开发生产的一种高效、低成本的有效模式。

2.7 南海北部湾油田井壁稳定及配套钻井技术体系

南海北部湾油田断层破碎带多,地质构造复杂。在钻井过程中极易造成井壁垮塌,卡钻事故频繁。同时由于地层水敏性很强,用常规的泥页岩抑制和稳定技术难以见到明显的效果。20世纪90年代,该油田钻井事故屡有发生,井下情况复杂,钻井事故率平均达到40%,并且直接导致了钻井效率的降低,加大了钻井成本。

通过对该地区地质构造和破碎断裂带地应力分布规律及其特征的研究,应用构造应力数据方法和数值模拟分析技术,结合现场数据进行反演,并且从钻井工艺、泥浆工艺上,在化学和力学耦合作用条件下的井壁稳定力学研究方面,基本上形成了从理论认识到数值模拟的北部湾油田井壁稳定及配套的四大钻井技术系列。

1)以北部湾地应力场的测试数据为基础,利用地质建模的手段建立了实用的三维钻井地质模型技术系列,为钻井作业直接提供了数据,对于分析判断钻井井下情况提供了很好的指导。

2)井壁稳定与储层保护技术系列。针对微裂缝和破碎带发育的情况,研制的防漏和储层保护功能的抗压封堵泥浆体系形成了防漏和良好储层保护功能的钻井液技术体系,不但保证了安全钻井,同时还有很好的储层保护效果。

3)地球物理、岩石力学、钻井工程相结合的综合地质建模及其应用技术系列。该技术是一个集多学科为一体的综合技术体系,通过地震测井、岩芯资料为基础,建立以地应力为主导的地质模型的框架及钻井工程井壁稳定实用的三维地质模型,指导钻

井工作。

4)以三维井壁稳定地质模型和井壁稳定分析为基础的,以定向井井眼轨迹技术为依据的,海上平台位置优选技术的综合配套技术系列。

北部湾油田井壁稳定及钻井配套技术体系所取得的成果有:

1)形成了一套北部湾地区行之有效的钻井井壁稳定性分析及其控制技术,极大地提高了钻井的安全性并且同时还极大地提高了储层保护的效果,改善了开发效果。

2)在钻井过程中把地震、测井、岩石力学、井壁稳定以及钻井过程中的储层保护等诸多问题综合集成,形成了一套钻井技术集成,攻克了北部湾钻井的技术难题。

3)该技术体系在北部湾成功应用,在后续开发的钻井过程中,事故率逐步降低,由最初的40%降至28%,最后在涠洲11-4D的调整井项目中,事故率为零,取得了显著的效果。2.8 高温高压钻井技术体系

南海地区中深层普遍存在着高温高压的钻井问题,该地区个别井井温超过200 ,井底当量密度超过2.0g/cm,达到超高温和高压的水平,同时也是钻完井技术上的一大挑战。南海地区的高温高压钻井技术面临的困难和挑战有:

1)双高两深:即高温高压深井深海域。在该地区地温梯度往往高达5.5 /100m,地层压力高,在高压区钻井泥浆比重达到2.14g/cm,同时这些地区井比较深,大约为5000m。此处海域水深也较深,多用半潜式平台钻井,因此给作业带来了很大的技术和管理上的难度。

2)地层压力难以准确地预测。到目前为止,中海油在该地区做了大量的压力预测工作,取得了一定的进展,但是还不能完全满足钻井工程的需要。

3)高温高压井的测试工作。由于高温和高压带来的问题往往是高产带来的高温问题,高温对测试管柱、套管以及井口的安全承压都有一系列的安全控制工作上的挑战。

中海油在20世纪就与外国公司合作探索南海高温高压钻井技术问题。经过10多年的不断工作,钻了19口高温高压井,取得了宝贵的实践经验。初步形成了一套南海地区高温高压钻井技术体系。

1)一套严格而科学的地层压力预测技术系列。由于该地区特殊的沉积地理环境,因此中海油结合

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该地区的具体情况,研究了地质沉积规律和油气运移的特点,提出并建立了一套地层压力的预测方法。并且经过10多年的实践和运用,逐步形成了一套适用于该地区的高温高压井的压力预测技术。

2)一套适合于该地区的高温高压钻井液技术系列。特别是在高温条件下,该钻井液体系具有很好的热稳定性,完全满足了钻进作业过程中的不同工况和要求,同时还具有储层保护的功能和对环境保护友好的功能。

3)高温高压的固井技术系列。固井技术很好地解决了水泥矿石的封固。层间的防气窜以及双作用隔离液等技术问题较好地适应了该地区水泥浆比重最高达2.35g/cm、井下温度190 的固井工作任务。

4)高温高压测试技术系列。该技术主要包括测试管柱的设计技术、测试工作液技术及其高温高压测试的安全评估技术。

5)高温高压钻井配套的工艺技术系列。包括在高温高压钻井过程中需要配套的钻完井工艺技术,从钻完井井身结构、套管设计,一直到钻完井液的优选、固井方案的设计和实施、测试方案和测试管柱结构的设计、地面流程和管柱的安全控制要求等,形成了一套高温高压钻井技术的配套技术和集成技术。

3

海洋石油工业科学发展的历程。

随着我国海洋石油工业的发展,中海油今后将在深水领域里开展更多的探索,还要更努力地学习,

积极实践,进一步提升我国深水钻采技术的作业能力和管理水平;要更加深入地研究、更积极地推动海上油田开发,提高采收率技术的发展,在非常规油气资源的开发上继续努力探索,积极实践。

参考文献

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3 结语

我国海上油田目前在油田开发上已逐步形成了海上优快钻完井技术、海上稠油田开发钻完井技术、

大位移钻井技术、海上密集丛式井组整体调整加密钻井技术、海上疏松砂岩油田储层保护技术、海上平台模块钻机装备技术、北部湾复杂地层井壁稳定及配套钻井技术、高温高压钻井技术等八大技术体系,显著提高了海上油田的开发效率和钻完井技术水平。

中海油经过40多年的海上勘探、开发工作的历程,伴随着中国改革开放的步伐,在学习国外先进技术的同时,结合油田自身的具体情况,不断地探索和实践,使海上原油产量迅速增长,公司实力也不断增强。中海油在油田开发钻完井技术中所取得的成果,一方面是源于结合生产的需求,另一方面源于学习国外的先进技术加上自主创新,充分体现了我国

中国海上油田开发中的钻完井技术现状和展望

Thepresentsituationandprospectofdrillingandcompletion

technologiesforChinaoffshoreoilfielddevelopment

JiangWei

(ChinaNationalOffshoreOilCorporation(CNOOC),Beijing100027,China)

[Abstract] ThepapersummarizedthekeytechnologyandfeaturesofCNOOCoffshoreoilfieldexploration,

drillingandproduction,andintroduced8technicalsystemsbasedonobjectivesofoffshoreoilfielddevelopmen,tsuchasmodernoptimizedfastdrillingtechnicalsystem,offshoreheavyoildrillingandcompletiontechnologies,ex tendedreachwelldrillingtechnologies,offshoredrillingtechnologiesforinfillclusteradjustmentwells,offshoreres ervoirprotectiontechnologiesforunconsolidatedsandreservoir,offshoremoduledrillingrigtechnologies,wellsta bilityanditsaffiliateddrillingtechnologiesforcomplicatedformationsinnorthgulfsea,andHTHP(hightempera tureandhighpressure)drillingtechnologies.

[Keywords] offshorepetroleum;offshoreoil&gasexplorationanddevelopmen;tdrillingandcompletionengineering;keytechnicalsystem

(上接52页)

OffshorepolymerfloodingsupportingtechnologyLiuZongzhao,LiuFuha,iYiFe,iHuangBo,

SunYanping,WangChengsheng,LiuMin

(CNOOCEnergyTechnology&Services,OilfieldTechnologyServicesCo.,Tianjin300452,China)

[Abstract] From2002to2010,after8years research,weestablished10supportingtechnologies,forex ample,indoorscreeningandevaluatingtechnologyofnewtemperature resistantanti saltpolymer,reservoirnumeri

calmodelingtechniquesforpolymerflooding,polymerinjectionequipmentandtechnologyforoffshoreplatformoper ations,largedisplacementpolymersectioninjectiontechnologyundertheconditionsofpreventingsandspiecewiseetc.ThesetechnologieswereappliedinBohaiOilfieldandshowedobviouseffectsinincreasingoilprecipitation.ThesuccessfulfieldtestsinBohaiOilfieldindicatedthatpolymerfloodingsupportingtechnologywasthebasisforthesuccessfulimplementationofpolymerflooding.Itwouldmakegreatcontributionstotheoffshoreoilfieldsdevel opmenteffectively.

[Keywords] offshoreoi;lpolymerflooding;thesupportingtechnology;increasingoilrecovery

卷第5

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