中国海油旗下的有限公司湛江分公司正在对南海一口高温高压探井进行测井作业。该井2017年10月21日开钻,12月19日顺利完钻,是中国海油在南海安全实施的第54口高温高压井。
    南海高温高压区域天然气资源丰富,但勘探开发风险大、成本高,属世界级难题。中国海油20余年持续攻坚,形成针对性技术,支撑发现了南海5个高温高压气田。1月8日,“南海高温高压钻完井关键技术及工业化应用”获2017年度国家科学技术进步奖一等奖。
    不过,许多人疑问:高温高压油气勘探风险、成本极高,低油价时期,值得攻关吗?发现的高温高压储量,能变成经济产量吗?目前的技术究竟咋样?记者就此进行了深入采访。
    勘探无禁区 油气在哪里我们就会到哪里
    “储量是石油公司发展的基础,在拥有勘探权益的区域找到尽可能多的油气,是勘探从业者的职责,”有限公司湛江分公司总工程师李中说,“油气在哪里,我们就会到哪里,不管南海高温高压区的天然气勘探有多难,我们都会努力突破。”
    他介绍,南海高温高压区的天然气资源量高达15万亿立方米,约占南海总资源量的1/3。但这里所说的资源量,是有关部门根据南海高温高压区域的地质构造、沉积特征等,分析研究后预估出来的,是否真的成藏,规模多大,具体在哪里,必须钻井证实。
    在高温高压区域钻井,风险确实很大,成本也很高。上世纪80年代,外方曾斥巨资在南海钻15口高温高压井,结果全部失利。即使是近年,国外在高温高压区域的钻井作业依然事故不断。成本方面,钻一口高温高压井,动辄上亿元。
    “但我们不能因为难,就不去探索,”李中说,“国家需要天然气,南海需要我们去开发。上世纪90年代开始,我们就针对该区的钻完井难题,自主攻关。”
    考虑到这是一项庞大的系统工程,湛江分公司以国家863研究项目、国家重大专项为依托,联合中国海油内外相关单位共同攻关。经过20多年的努力,最终掌握了四大核心技术,即基于多源多机制压力精确预测的海上高温高压安全钻井技术、多级屏障井筒完整性技术、多因素多节点测试技术、综合提速和储层保护技术。这套技术整体国际先进,多项技术国际领先。一系列技术创新,保证了南海54口高温高压井的安全、高效钻探,发现了东方13-1、东方13-2、乐东10-1等5个高温高压气田。
    开发“牛刀初试”东方13-1高效投产东方13-2投产在即
    高温高压勘探难,开发更难。“相比勘探,高温高压气田开发除了钻完井难,又多了两重大山:气藏高温高压及高含二氧化碳,对开发材料与设备的抗高温高压、抗腐蚀及密封性提出更高要求;近年又逢低油价,需严控开发成本。”李中说。
    但开发是勘探的价值实现,如果储量不能及时变成产量,勘探阶段投入的人力、物力、财力就可能浪费。由此,2010年东方13-1高温高压气田发现后,湛江分公司2012年就着手开发。
不过,气田“个性”不同,开发挑战也不同。东方13-1地层局部破碎,易造成钻井井漏等复杂情况;温度、压力高,井控难度大;目的层气水关系复杂,给固井、井筒安全带来巨大隐患。
    在已掌握的四大核心技术基础上,湛江分公司进一步针对性攻关:钻井方面,细化钻完井方案,精细现场操作;工程建设方面,实现了大口径高性能软管、超高压阀门等关键材料与设备的国产化;生产方面,向井底注入甲醇防止冰堵。多项创新使得东方13-1气田7口高温高压开发井钻井工期较设计提前40%,平台、管线等工程建设安全优质完成,总投资较计划降低10%。气田顺利投产,天然气实际日产能超过配产62%。
    “东方13-1是我国首个投产的海上高温高压气田。它的高效投产,表明我们已形成一套完整的高温高压气田开发技术体系,拥有一支素质过硬的团队。”李中说。
    东方13-1气田之后,还有东方13-2气田的开发。尽管东方13-2气田目的层温度、压力与东方13-1气田相当,但东方13-2气田动用的储量规模、工程量更大,是我国首次进行的大规模海上高温高压气田开发项目,开发风险更大。以钻完井为例,东方13-2项目需要钻4000~5000米的高温高压大位移井和水平井,而这类钻井在全球尚属首次,难度极高。对此,湛江分公司同样在四大核心技术基础上进一步攻关,目前已形成了高温高压条件下大位移高深度水平井安全高效钻进技术。
    为降低开发成本,气田开发前,湛江分公司联合研究总院已对ODP进行了多轮优化,开发投资降低60.9%。同时推行上下游一体化开发模式,促进气田经济开发。
    目前,东方13-2气田开发项目正高效推进中,工程建设基本完成,即将进行钻井作业。
    新起点新突破 瞄准瓶颈持续攻关
    李中还介绍,近年钻探的高温高压井,温度压力不断走高,达到超高温高压水平,而且还面临深水、低渗透等挑战。即便如此,四大核心技术仍显示出极强的适用性。
    石油行业通常将温度达200℃以上、压力系数大于2.0称为超高温高压。2017年10月湛江分公司钻探的乐东10-1-3井,就属于此类井。该井地层温度近200℃,地层压力系数2.36。这是近年钻遇的温度、压力最高的一口探井。近200℃的高温,达到井下工具耐温极限的98%,储层压力超过13000psi,达到了工具耐压等级的87%,近9000psi的压差,接近了工具的极限。如此高温高压,国外尚无钻井、测试成功先例。
    面对诸多挑战,湛江分公司充分利用已掌握的技术体系,小心应战。
    精细钻井作业,重晶石加量按分钟计量,确保井筒安全,录井、司钻、监督多方监控参数变化,严防异常情况发生;优选钻头,应用水力脉冲技术,优化泥浆性能,全面提速;目的层井段使用较为成熟的抗高温体系钻井液,有效保护储层;分析测试全过程的井筒温度场和压力场分布及变化规律,建立了测试管柱风险评估及生产安全控制模型,使用多点应急关断及应急放喷流程,解决了海上平台空间受限难题。
    在先进技术的指引下,各个环节的工作人员精益求精,最终使乐东10-1-3井安全完钻,成功点火测试。
    “我们在高温高压领域的技术研究虽然取得了成绩,但技术进步无止境,亟待更大突破,”李中同时指出,“南海莺琼盆地压力成因异常复杂,区域整体规律研究还有待加强。”
    “此外,适应高效作业的非常规井身结构优化设计、复杂地层的堵漏防漏工艺等,还有很大提升空间。”
    为此,湛江分公司还将依托中国海油“十三五”重大专项,深入开展科研攻关。
    除此之外,湛江分公司还将进一步开展超高温高压地层地质研究。在2017年年初的工作会上,有限公司高级副总裁、湛江分公司总经理张国华强调,重点围绕莺琼盆地超压成因、“高压包”空间分布特征等核心关键问题,加大攻关,推动南海超高温高压勘探取得更大突破。