我国南部海域，
欧亚板块、太平洋板块、印度洋板块
在此交汇，
复杂的地质作用和演化过程
催生了数目众多、类型各异的沉积盆地，
孕育出了350亿吨油气资源，
约占我国油气资源总量的1/3。
然而，
这里蕴含“宝藏”的同时，
也为“寻宝者”设置了道道屏障。
它就像一个“大熔炉”，
与美国墨西哥湾、英国北海并称
全球三大海上高温高压
油气开发作业难度最高的海区。
nload="this.removeAttribute('width'); this.removeAttribute('height'); this.removeAttribute('onload');" />
制图数据参考自《Bathymetry and Stratigraphy of the Gulf of Mexico》《Encyclopedia of Marine Geosciences》《全球海洋与海域边界》等
与此同时，
这片平均水深超过1000米的海域
还会遭受
台风侵袭、腐蚀侵害、暗流涌动，
一度被业界认为是
海洋油气工业的“禁区”。
数十年来，
我国油气工程师与这片海斗智斗勇，
不断打破“禁区魔咒”，
探获海底“宝藏”。
nload="this.removeAttribute('width'); this.removeAttribute('height'); this.removeAttribute('onload');" />
油气开发的“炼狱模式”
在地球的神秘深处，
封印着一种令人敬畏的地质奇观
——火山
它宛如一条沉睡的巨龙，
潜藏着无尽的能量，
一旦苏醒，
高温高压的熔岩便会喷涌而出，
开启自然界的“炼狱模式”。
在油气勘探的广阔领域，
也存在着这样一片
如同火山般的挑战之地，
那就是高温高压油气藏。
按国际通用概念，
地层温度高于150℃、
地层压力大于70MPa
被归类为高温高压油气藏，
地层温度高于175℃、
地层压力大于105MPa
则被视为超高温高压油气藏。
这是什么概念呢？
以我国南部海域的莺琼盆地为例，
地层最高温度可达249℃，
宛如一个“大熔炉”。
在如此极端的高温环境下，
钻杆就像煮熟的面条一样极难控制。
作为钻井的“血液”，
钻井液需同时承受海水“低温”
与地层“高温”的双重考验，
一旦发生失稳沉降，
将可能引发严重后果！
nload="this.removeAttribute('width'); this.removeAttribute('height'); this.removeAttribute('onload');" />
与此同时，
莺琼盆地地层结构复杂、压力体系多变，
不同地区、不同深度的地层，
压力变化剧烈，
宛如地下世界的“压力迷宫”。
勘探数据显示，
莺琼盆地地层压力系数最高达2.38，
相当于一艘大型舰艇
压在一个办公桌大小的面积上。
这种超压就像埋在地下的“火山口”，
让穿透地层时的钻井作业
成为“极限挑战”。
nload="this.removeAttribute('width'); this.removeAttribute('height'); this.removeAttribute('onload');" />
不仅如此，
莺琼盆地高温高压气藏
还普遍含有高浓度的CO₂（二氧化碳），
这种酸性气体易腐蚀固井所用的水泥。
加之高温高压环境下
钻井井身结构的复杂性，
进一步影响了固井的质量。
这些因素相互交织，
极大地增加了钻井井筒发生意外的风险，
使得井筒长期完整性保障变得困难。
因此，
在如此高的温度、复杂多变的压力体系
以及腐蚀性气体的多重作用下，
这里就像活动中的“火山口”，
任何一个环节出现问题，
都可能导致整个勘探项目功亏一篑。
上世纪60年代，莺歌海海洋地震勘探资料分析场景
nload="this.removeAttribute('width'); this.removeAttribute('height'); this.removeAttribute('onload');" />
位于莺琼盆地的我国海上最大高温高压气田——东方13-2气田
莺琼盆地天然气资源量
高达15万亿立方米，
约占我国南部海域总资源量的三分之一。
上个世纪80年代，
为了开发莺琼盆地的高温高压天然气资源，
中国海油引进了6家国际知名石油公司，
最终均落寞退场。
在那之后的很长一段时间里，
由于钻完井工程风险极高、作业成功率低，
莺琼盆地鲜有新的储量发现，
我国南部海域高温高压油气资源
也因此被业界视为
钻探领域的“炼狱模式”。
思想与技术的多重较量
在“火山口”上反复试探，
需要勇气更需要智慧！
数十年来积累的经验教训，
让中国海油钻完井团队
沉淀了一整套和高温高压油气资源
打交道的方法，
实现“火山口”上更加安全高效的
钻完井作业 。
nload="this.removeAttribute('width'); this.removeAttribute('height'); this.removeAttribute('onload');" />
01
从“盲人摸象”到精准画像
攻克难题的前提是认清问题本身，首口探井作业前，只能依靠地震资料认识地层设计方案。由于高压成因复杂且压力变化大，以往压力预测误差较大，导致开钻后意料之外的复杂情况频发，井眼报废率一度高达30%。
为此，中国海油专家团队推动钻完井专业与地质专业深度融合，构建了高温高压异常压力预测及控制技术，引入地震属性、岩石物性、钻井参数等多源数据 ，并运用神经网络，实现井下风险精准预测与动态监测，让钻完井作业从更多依靠感觉和经验到科学精准识别和规避风险。应用这项技术成果，我国高温高压井钻井成功率达100%，井下复杂情况发生率由65%降至5%以下。
驯服“火山口”的气龙
02
探井打好后，为了测试储层产量，需要有控制地将地下流体引至钻井平台，然而海底地下“火山口”引出的这股“岩浆”携带大量砂砾，能量巨大，稍有不慎可能导致设备损坏、测试失败，甚至会给作业人员带来巨大风险。
为了更好地驾驭这条“气龙”，钻完井团队研发出有远程动力控制、出砂监测、振动监控等8大因素98个控制节点的安全测试系统，并“打包”为高度集成化的测试模块，在恶劣的海洋环境下，能够快速安装抓住作业窗口，我国南部海域高温高压气井测试成功率因此由56%提高到100%。
03
打造安全可靠的海底油气“高速路”
海上油气井就像一条通向海底火山口的油气“高速路”，这条路需要支撑十数年乃至数十年。高温高压、海洋高湿环境以及油气流体中的腐蚀性物质无时无刻不在考验着这条路的耐力。
为了解决高温高压井完整性保障问题，中国海油团队研发了能适应井下恶劣环境的“五防自修复”水泥浆体系，一旦“路面”出现裂缝，其中的某些特殊材料能够膨胀填塞裂缝。与水泥浆一同发挥作用的，还有另外五道“关卡”，共同建立起六级屏障井筒完整性保障模式，为海底油气“高速路”长年健康工作打下坚实基础。
除了以上具体的技术体系，
为实现高温高压气田钻完井开发提质增效，
中国海油钻完井团队在全生命周期
推动钻井液、钻井工具、作业技术等
优化升级，
钻井速度提高162%，
实现我国南部海域高温高压井作业工期
由175天降至52天，
费用降低70%。
得益于这套技术的积累成熟，
曾经被判“死刑”的莺琼盆地中深层
迎来了勘探的“春天”，
2010年后，
中国海油在此发现了7个高温高压气田。
2015年，
在无国内外成熟经验参照的情况下，
我国海上首个高温高压气田投产；
2017年，
超高温高压探井乐东10-1-3完钻，
钻遇优质气层；
2020年11月，
我国海上最大高温高压气田
东方13-2气田投产。
夜幕下的东方13-2气田
经过三十余年的
跟跑、攻关、沉淀、厚积薄发，
中国海油打造了适用于我国南部海域
高温高压天然气勘探的关键技术体系，
让我国在海洋高温高压钻完井领域
抢占了世界技术制高点。
向更深更远的“火山口”进发
技术发展的道路上，
现实的考验往往结伴而来。
在高温高压钻完井技术体系
处于摸索阶段时，
两个“不合时宜”的气田浮出水面。
2014年和2015年，
陵水17-2气田和陵水25-1气田
先后被发现，
两个区块本应协同开发，
后者却因高压叠加深水的
巨大开发难度被搁置，
它们就是后来的“深海一号”
和“深海一号”二期。
目前，我国首个自营超深水大气田“深海一号”累计生产天然气超100亿立方米，生产凝析油超100万立方米
与高温高压领域相比，
深水油气钻探难度同样是世界级的。
受水深及海底地质条件影响，
钻完井作业面临着
海床低温、地层破裂压力低
井控风险大等技术难点。
例如，在深水高温高压钻井作业时，
位于海底的井口温度很低，
钻井液受低温影响流动性变差，
一旦钻到目的层，
温度会迅速升高至100~200℃，
极易导致钻井液失稳沉降。
钻井平台正在某深水井位进行下防喷器作业，为后续深水钻井安全筑造防线
温度骤变对于油气流体同样是个考验，
当高温流体从井下向上运移
抵达海底特殊的低温高压环境时，
很可能产生水合物聚集堵塞井筒。
此外，深海海洋环境恶劣，
内波流能量强大、台风频发，
且深海作业，装备、人员都远离陆地，
作业动员准备时间长、窗口窄，
瞬息万变的海上天气环境，
直接带来了更高的作业成本，
钻一口深水井的费用高达2亿至3亿元，
是常规井的4~5倍。
nload="this.removeAttribute('width'); this.removeAttribute('height'); this.removeAttribute('onload');" />
“深海一号”二期项目，
就面临着深水和高压的双重考验。
与“深海一号”相比，
二期项目面临的自然条件更加复杂，
地层最高温度达到138℃，
储层压力超过一期的1.73倍，
总钻井进尺是一期的2.2倍。
然而，
二期项目的天然气产能为一期的37%，
凝析油为一期的69%，
若采用常规开发手段势必“入不敷出”。
随着海洋油气勘探开发不断走向
深水、深层、高温高压等“深水区”，
像“深海一号”二期这样
涉及多个开发难题的项目会越来越多。
为了解决更多复合型“疑难杂症”，
中国海油在2011年成立深水钻完井团队，
借鉴高温高压钻完井技术经验，
向深水钻井难题发起攻坚。
在方案设计阶段，
团队精准刻画地层情况、匹配作业方案，
尽可能识别并规避风险。
作业过程中，
团队创新监测装置和计算模型，
构建“井下+海底+水下+水面”
风险识别系统，
提高钻井作业过程中的随钻预警能力。
nload="this.removeAttribute('width'); this.removeAttribute('height'); this.removeAttribute('onload');" />
“深海一号”二期施工现场
对于井喷失控等情况，
团队也早有准备，
作业前已制订重大风险应急预案，
应急抢险技术、救援井技术
以及自主研制的水下应急封井器，
能够给喷涌的“火山口”
加盖能完全封堵溢流的多功能“瓶盖”，
及时防止风险蔓延，
将危害降到最低。
此外针对温度巨变等深水特点研发的
全生命周期井筒完整性保障技术
和井筒流动安全保障技术，
以及针对深水作业窗口短
将测试设备橇装化，
大幅缩短作业准备和应急响应时间，
创新深水表层批量钻井技术，
大幅压缩单井平均钻井周期。
很多为深水高压难题而生的技术，
也在更广泛的领域得到应用。
“深海一号”二期首口开发井告捷
2022年12月底，
“深海一号”二期工程的12口开发井
陆续开钻，
2023年1月表层批量钻井已完成，
用时较计划缩短41%。
2024年9月，
项目成功投产，
我国深水油气勘探开发水平再登新台阶，
我国跻身为极少数能够自主开发
深水高压气田的国家之一。
目前，
中国海油深海钻井的
最大作业水深达到了2619米，
创下西太平洋作业水深纪录。
最大钻井深度超5000米，
压力超过70兆帕，
温度超过175°C，
我国深水钻井技术已经进入世界先进行列。
驶向浩瀚的星辰大海
勘探无禁区，找油无止境。
从高温高压到超高温高压，
难度不断加码，
每一项突破都书写着国内“首次”。
我国海上首个超高温高压气田导管架安装就位
从2010年钻探发现
我国海上首个高温高压气田，
到2012年发现东方13-2气田
（我国海上最大高温高压气田），
再到2015年发现乐东10-1气田
（我国第一个海上超高温高压气田），
每一次重大发现，
都是对高温高压领域的深度探索，
更是对人类科技与意志的极限挑战。
六十余载春秋，
中国海洋石油人
从莺歌海盆地起步，
走向蔚蓝大海，
不断拓展海洋油气开发的版图。
当我们望向我国南部海域，
莺歌海、琼东南、珠江口三大盆地
已累计探明天然气地质储量
超1万亿立方米。
全球首个超深水超浅层大气田陵水36-1，探明地质储量超千亿立方米
放眼全国海域，
已探明10余个亿吨级大油田和千亿方大气田，
收获了200多个油气发现，
合计探明油气地质储量超70亿吨油当量，
为国家供应油气当量超15亿吨。
这累累硕果背后，
承载着海洋石油人对能源宝藏的执着追求。
相信在未来，
随着更多海洋油气勘探开发技术的突破，
海洋石油人的征途，
将直指更加广阔的星辰大海，
迎接更高的温度挑战，
克服更强的压力极限，
探寻更多沉睡的油气宝藏。
———— / END / ————
责任编辑丨杨致刚
校对丨刘一鸣
执行主编丨刘海草 张灏然
内容来源｜中国海油