南海高溫高壓鉆完井關鍵技術及工程實踐*

李 中 劉書杰 李炎軍 謝仁軍

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2.中海油研究總院 北京 100028）

南海高溫高壓鉆完井關鍵技術及工程實踐*

李 中1劉書杰2李炎軍1謝仁軍2

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2.中海油研究總院 北京 100028）

南海是全球三大海上高溫高壓區域之一，地質構造復雜，已鉆井井底溫度249℃、壓力梯度2.4 MPa/100 m、CO2含量50%，該區域油氣資源勘探開發長期受異常壓力預測誤差大、井筒泄漏及環空帶壓嚴重、測試安全風險高、成本巨高等鉆完井技術瓶頸制約。全面總結了近20年南海高溫高壓鉆完井在異常壓力精確預測及控制、多級屏障井筒完整性、多因素多節點測試、優質高效作業等4個方面研究形成的關鍵技術及工程實踐，展望了南海高溫高壓鉆完井技術未來發展方向。以期為進一步加快南海及其他地區類似高溫高壓區塊油氣資源高效可持續勘探開發提供指導。

南海；高溫高壓；鉆完井；關鍵技術；工程實踐；發展方向

目前，世界能源消費仍以化石能源為主，其中油氣所占比例高達56%［1］。我國經濟發展對化石能源需求量持續增長，而陸地油氣產量呈遞減趨勢，海上油氣資源的勘探開發顯得至關重要［2］。

南海油氣資源豐富，占全國油氣總資源量1/3以上，是我國能源重要接替區、國家“一帶一路”戰略能源保障基地。由于地處歐亞、太平洋和印澳板塊交匯處，地質構造復雜，南海也是公認的世界三大海上高溫高壓區域之一，已鉆井井底溫度高達249℃，壓力梯度2.4 MPa/100 m，地層壓力抬升快、臺階多，鉆完井作業難度大。從20世紀80年代起，SHELL、CHEVRON、BP等國際知名公司在南海鶯瓊盆地累計鉆探15口高溫高壓井，受地層壓力預測精度、井筒完整性、完井測試工藝等鉆完井技術制約，造成近30%的井眼報廢或未達地質目的，直接經濟損失近50億元，紛紛退出勘探權益。

南海高溫高壓鉆完井技術挑戰主要體現在：①受地質構造斷裂交匯影響，高壓成因復雜，傳統壓力預測方法誤差大，極易造成溢流井漏甚至井噴，井眼報廢率高。②高溫高壓環境下液體膨脹和腐蝕加劇，固井質量難以保證，井筒泄漏及環空帶壓嚴重。目前國外海上高溫高壓井環空帶壓比例平均70%，尚未有效解決。③海上平臺空間受限，無法采用常規高溫高壓井的“一用一備”地面流程模式，高溫、高產、水合物、沖蝕、震動等因素導致測試放噴和生產過程風險極高。④高溫高壓井鉆井液密度高、穩定性差，導致鉆速低、周期長、成本高、環保壓力大，國際知名公司在南海鉆探的15口井，平均單井工期173 d，單井費用3.3億元。

針對以上技術挑戰，中國海油自1997年開始，依托國家863計劃、科技重大專項、總公司重點科研項目等，歷經近20年持續攻關與實踐，取得了重要技術創新，實現了南海高溫高壓鉆完井關鍵技術重大突破，安全高效地實施了52口高溫高壓井作業，發現了7個大中型海上高溫高壓氣田，建成了我國第一個海上高溫高壓東方氣田群。本文主要是對南海高溫高壓鉆完井關鍵技術及工程實踐的總結，在此基礎上展望了南海高溫高壓鉆完井技術未來發展方向，以期為進一步加快南海及其他地區類似高溫高壓區塊油氣資源高效可持續勘探開發提供指導。

1 關鍵技術

1.1 異常壓力精確預測及控制技術

南海鶯瓊盆地是典型的高溫高壓區，其形成和發展受歐亞板塊、印度板塊和太平洋板塊的共同作用和影響，在其演化歷史中伸展和巖石圈大幅度減薄是控制盆地演化的主要因素［3］，致使該區域的異常壓力成因復雜。通過研究地質加載、卸載等多源機制成因的異常壓力精確預測方法，成功研發了極窄壓力窗口連續循環微壓差定量控制鉆井技術，大幅提高了高溫高壓井鉆井成功率，在多源多機制成因異常壓力預測方法、多參數實時聯動調控微壓差連續循環鉆井系統、多因素控制的雙向循環井身結構設計方法等方面取得了重大突破。

1.1.1 多源多機制成因異常壓力預測方法

傳統地層壓力預測是基于欠壓實理論，主要方法有聲波時差、伊頓法［4］等。但南海地處歐亞、太平洋和印澳三大板塊交匯處，底辟構造異常發育，使該區域異常高壓受自身欠壓實和外部地質運動等的耦合作用，傳統壓力預測模型在南海應用的誤差可達30%。

通過對三維構造應力場地質模型及聲波測井數據、密度測井數據分析，發現了自源和他源成因的關系，揭示了南海高壓形成機理（圖1），一部分是自源成因高壓：由于欠壓實沉積造成地質加載而形成的高壓，此部分壓力可用傳統方法計算；另一部分是他源成因高壓：由于地質加載和卸載運動造成，包括地質構造運動擠壓、裂縫充注、水道砂沖擊、底劈上拱、高溫熱流體膨脹等因素［4］。據此創建了多源多機制地層壓力預測新方法，如式（1）所示。

式（1）中：pp為地層孔隙壓力，MPa；p1為自源成因壓力（可基于傳統欠壓實理論獲得），MPa；p2為他源成因壓力，MPa；σf為卸載起點有效應力，MPa；σa為卸載終點有效應力，MPa。

圖1 多源異常高壓成因機理Fig.1 Mechanism of muti-source abnormal high pressure

多源多機制地層壓力預測方法的創建使南海異常地層壓力預測精度由傳統方法的70%提高到95%（圖2），解決了高溫高壓鉆井復雜事故多發的根源問題。

圖2 南海某井地層壓力預測新方法與傳統方法效果對比Fig.2 Comparison of new method and traditional method of formation pressure prediction of one well in South China Sea

1.1.2 多參數實時聯動調控微壓差連續循環鉆井系統

由于高溫高壓井鉆井液安全密度窗口窄，采用鉆井液密度附加一定安全余量來控制井筒壓力的常規鉆井技術存在鉆井液循環當量密度（ECD）過高、激動及抽吸壓力大等問題，容易引起井漏、井涌等復雜情況。

為保證窄密度窗口安全鉆進，結合海上設備與工具特點，基于PWD監測、直流鉆井液泵、快速混漿裝置、連續循環短節等工具設備特點，研發了具有井下ECD實時監測、地面排量、轉速、鉆井液密度等多參數實時聯動調控微壓差連續循環鉆井系統（圖3）。該系統的主要特點和功能為：①相對于傳統鉆井，該系統增加了井下PWD工具、連續循環短節工具和微壓差控制系統；與壓力控制鉆井（MPD）系統相比，其主要優勢是設備簡單、占地面積小、成本低、控制精度高。②基于井下PWD工具實時監測井底ECD數據并傳輸至控制中心，與提前預測的最大和最小允許ECD值進行比對后自動發出調整指令，輸出排量、轉速、鉆井液密度等推薦值，依靠司鉆房操作直流鉆井液泵、快速混漿裝置等設備實現正常鉆進。③連續循環短節是該系統的核心工具。在接單根時，鉆柱被卡瓦固定，關閉連續循環短節連接器上下閘板，在其壓力腔中充入鉆井液平衡鉆柱內外壓力，再卸開鉆柱公螺紋和母螺紋，關閉位于連接器中部的盲板，從而分成上下2個壓力腔。上部壓力腔壓力被釋放，移走公螺紋；同時，鉆井液經過管匯，通過下壓力腔進入鉆桿而使鉆井液循環。新鉆桿接頭被頂驅送入連接器的上壓力腔后關閉上閘板，密封腔重新充壓，當中部盲板打開時，上下鉆井液壓力達到平衡，對扣、連接好鉆具后釋放連接器壓力腔中的壓力，再打開連接器的上下密封閘板，鉆進過程再次開始。這樣，流向鉆柱的鉆井液從未停止過，壓力和流量一直處在連續的控制中。在連接過程中，壓力腔的卸壓、加壓都通過連接器上旁路管匯和閥門進行控制，回流的鉆井液通過管路進入鉆井液池，避免了鉆井液的損失和浪費。④該系統實現了高壓儲層段鉆進、循環、接單根等工況下ECD恒定高于地層壓力0.01～0.02 g/cm3的微壓差定量精確控制，使井下事故復雜時效由65%降至5%以下。

圖3 微壓差連續循環鉆井系統原理Fig.3 Micro differential pressure continuous circulation drilling system

1.1.3 多因素控制的雙向循環井身結構設計方法

南海高溫高壓井存在安全壓力窗口窄、下部地層壓力不確定等復雜地質條件，采用常規方法無法設計出合理和安全的井身結構，而采用非常規井身結構易帶來井下復雜情況多、時效低、成本高的問題。通過地質條件下地層壓力不確定性分析和考慮溫度效應的井壁穩定性分析，提出了四大因素控制的雙向循環井身結構設計方法，將從上往下和從下往上方法結合，同時進行雙向迭代設計。這4個控制因素包括：①套管下入能力評估。利用專業軟件計算套管最大懸重，評估補償器提升能力（浮式平臺）和鉆機提升能力，并結合井眼曲率確定套管最大允許下深和最大允許全角變化率。②ECD評估。通過模擬不同工況條件下全井眼ECD和ESD，評估套管鞋處地層是否滿足承壓要求。③井控評估。井控設計基于高溫高壓井控原則：立足一級井控、及時控制二級井控、杜絕三級井控，從井控角度評估套管下深是否合理。評估內容主要為最大關井套壓不超過上層套管鞋處破裂壓力。④固井評估。固井評估主要是從固井注水泥時，最大ECD不超過地層薄弱點破裂壓力或存在漏失層的漏失壓力。

以鶯歌海盆地東方區中深層為例，按照高溫高壓井一般思路，完成鉆井作業任務需要考慮使用非常規尺寸井眼和套管。結合該地區地層巖性、物性及穩定性，依據該套方法設計出的常規井身結構方案是可行的。該合理方案為：在盡量下深φ508 mm套管的情況下，將φ339.725 mm套管下至2 300 m以后的鶯歌海組二段T29與T30地震反射界面，φ244.475 mm套管下至黃流組目的層以上，φ149.225 mm井眼備用，非目的層使用較低密度鉆井液。

1.2 海上高溫高壓多級屏障井筒完整性技術

高溫高壓井受固井質量、腐蝕等因素影響，井筒泄漏風險點多，井筒完整性保障困難，國外海上高溫高壓井環空帶壓高達70%。因此，控制井筒環空帶壓問題是高效開發高溫高壓氣田的關鍵。成功研發的海上高溫高壓高含CO2氣井多級屏障全壽命井筒完整性技術包括2項內容：“五防”及“自修復”高溫高壓固井水鉆井液體系、多級屏障井筒完整性技術［5］，實現了南海所有高溫高壓井鉆完井作業和生產期間“零”環空帶壓的突破。

1.2.1 “五防”及“自修復”高溫高壓固井水泥漿體系

基于樹脂、纖維材料與水泥發生化學反應形成密實空間網狀結構可有效阻止氣體滲入、提高耐溫及韌性的原理，首創了具有防氣竄、防腐蝕、防堵漏、抗溫變和抗應變能力的“五防”水泥漿體系。該體系基本框架為鐵礦粉顆粒級配+樹脂+防竄劑+膨脹劑+耐堿纖維。采用的主要功能材料及特點如下：①鐵礦粉顆粒級配，江漢200目-江漢1200目鐵礦粉復配體系強度最高，最佳比例為江漢200目∶江漢1200目=30%∶70%。②樹脂本身具有活性環氧官能團，在堿性環境中官能團會打開，并發生分子間聚合，從而形成大分子樹脂，進一步降低滲透率和防腐蝕。③防竄劑PC-GS12L可以與水泥水化產生的二氧化鈣反應，形成更多的具有膠結作用的C-SH硅鈣膠凝體，阻礙流體通道，而且水泥石滲透率低，具有較好防竄、防腐及高強效果。④PC-B10S、PC-B20膨脹劑具有微膨脹效果，具有較好防竄功能。⑤耐堿玻纖PC-B62作為增韌堵漏劑，其外觀為灰白色礦物纖維，長度約0.5 cm，直徑為15～18μm，主要依靠混雜纖維的阻裂和增韌特性。

利用高分子基體引入親油（氣）性基團可使水泥環產生遇油氣溶漲的化學原理，研發了親油（氣）性高分子材料，首創了具有“自修復”功能的耐高溫水泥漿體系。通過對高分子氫化苯乙烯嵌段共聚物自修復材料表面改性，增加親水性和顆粒密度，使得在配水泥漿時自修復材料均勻分散到水泥漿中，從而實現與水泥混溶。該體系的核心材料為氫化苯乙烯嵌段共聚物，通過消除高分子鏈段上易發生高溫降解的“雙鍵”并在共聚物中添加抗氧劑，進一步提高高分子材料的耐溫性。從密閉裝置向試件注入可燃氣體，通過在出口處是否可點燃的方式來檢驗其修復效果。

“五防”及“自修復”高溫高壓固井水泥漿體系已在南海高溫高壓生產井中成功應用，固井優良率達100%，解決了傳統水泥漿在高溫高壓環境下易產生微間隙導致環空帶壓的復雜難題。

1.2.2 多級屏障井筒完整性技術

基于研發的“五防”及“自修復”水泥漿及創新工藝，首創了“尾管五防水泥固井+尾管頂部封隔器+回接插入密封+回接管柱頂部封隔器+五防自修復水泥固井+井口”的6級屏障井筒完整性模型，通過構建多道防護屏障從本質上杜絕環空帶壓現象。該技術有效解決了高溫高壓高含CO2氣井容易環空帶壓的世界級難題，實現了南海所有高溫高壓氣井環空“零”帶壓。

1.3 海上高溫高壓多因素多節點測試技術

受海上平臺空間狹小、設備緊湊、人機距離短等因素制約，高溫高壓井測試作業風險高、成功率低［6］。研發了全流程多因素多節點監控海上高溫高壓測試系統［7］和環空保護液壓力自動平衡控制裝置，實現了海上平臺狹小空間下的高溫高壓高產氣井安全測試作業，創造了海上單層877×104m3/d無阻流量測試作業記錄，成功完成了我國第一個海上高溫高壓氣田清噴投產。

1.3.1 全流程多因素多節點監控海上高溫高壓測試系統

全流程多因素多節點監控海上高溫高壓測試系統的主體思路是：在測試設計階段，根據擬測試的地層條件與海況條件，基于對“井下、水下、水上”全流程的測試仿真模擬，識別出可能發生的風險點及其級別。主要風險點包括：井下水合物冰堵、測試管柱強度不足、出砂、結構件震動損壞、火炬臂熱輻射、應急關斷失效等風險。在作業階段，依據評估結果對每一個風險點進行監測和控制，形成了海上高溫高壓井8大因素全流程測試系統（圖4）。

圖4 全流程多因素多節點監控海上高溫高壓測試系統Fig.4 Full-flow/multi-factor/multi-node monitoring test system of offshore HPHT wells

該套系統功能主要包括：①遠程油嘴控制，設置在油嘴管匯之前，當流程管線壓力過高時，現場操作人員可遠程液壓控制油嘴開啟、關閉及開度大小，以調整合理的井口壓力。②出砂監測與處理，該含砂監測裝置工作原理是基于電阻的變化，在插入流程管線內部的探頭上裝有防化學腐蝕的金屬薄片，當固體顆粒撞擊薄片時，薄片厚度隨之減小，其電阻增大，將這一電阻信號轉換為固體顆粒的產量，就可適時得到出砂量，再根據出砂量大小進行測試參數的調整。③震動監控，采用HG8900WD震動監測系統對管線進行監測，在放噴流程上安裝耐高溫防爆型加速度傳感器，在控制箱內安裝安全柵，再連接HG8900WD多通道震動監測系統，加速度信號經HG8900WD多通道震動監測系統進行硬件積分轉換成速度值，讀取振動的時域和頻域參數，再根據報警狀態進行測試參數調整控制。④水合物防治，在地面油嘴管匯之前，采用高壓大排量化學注入泵注入乙二醇來防治水合物。⑤智能應急關斷，包括應急關斷閥和地面安全閥，通過設置流程的自動安全控制，當油嘴刺漏、油嘴堵塞，水合物冰堵、管線漏壓、下游設備泄漏或堵塞等情況發生時，流程管線壓力變化超過設定值時，安全控制裝置會自動工作，關閉采油樹安全閥或地面安全閥。同時這兩級安全閥還設有傳統的手動控制按鈕，可進行人工控制。⑥備用應急放噴，設置在油嘴管匯和加熱器之間，采用自動控制。應急放噴流將過高的流程壓力直接釋放到燃燒頭，保護放噴設備。⑦熱輻射監測和噴淋系統，通過熱輻射模擬計算合理布局溫度監測設備及配套的噴淋系統，以確保放噴燃燒時平臺和人員安全。該套系統的特點是：當任意1個監測點或控制點超過預設的閾值，控制系統自動智能識別后可調整測試參數（如油嘴開度、時間等）或啟用應急關斷系統；當系統本身出現問題時，可直接自動啟動應急關斷系統，從源頭上控制風險的發生。比如關斷井下安全閥、應急解脫水下測試樹等。

1.3.2 環空保護液壓力自動平衡控制裝置

環空保護液壓力自動平衡控制裝置用于解決測試期間油套環空因溫度變化引起的壓力變化問題［8］，主要由自動灌注泵、高壓管線、儲液罐、自動泄壓閥組成（圖5）。該套裝置通過高壓管線與套管四通翼閥相連，其工作原理是：①井筒溫度升高，環空流體膨脹，當壓力達到最高閾值時，油套環空中的完井液經套管翼閥、自動泄壓閥進入儲液罐對環空進行泄壓；②井筒溫度降低，環空流體收縮，當壓力達到最低閾值時，自動灌注泵抽取儲液罐中的液體補充至環空儲液罐流體流入環空。從而保證了測試期間環空壓力處于安全范圍值。

圖5 環空保護液壓力自動平衡控制裝置Fig.5 Automatic pressure balance control system for annular protection

1.4 海上高溫高壓優質高效作業技術

受工具和工藝技術條件制約，國內外可借鑒經驗少，以往南海高溫高壓鉆完井周期長、成本高，因此需要深入開展針對高溫高壓井提質增效技術攻關。研發了高溫高壓環保型水基雙效鉆完井液體系及耐高溫綜合提速工具，創建了高溫高壓叢式井防碰井段“三效一體”作業技術，實現了海上高溫高壓井優質高效作業。

1.4.1 抗高溫、高密度水基雙效鉆完井液體系

高溫高密度無固相鉆完井液體系價格高達10萬元/m3，傳統高溫高密度有固相體系由于泥餅厚、儲保效果差無法滿足海上配產要求。為經濟有效開發海上高溫高壓氣藏，采用高密度有機鹽和超微重晶石復配技術并優化體系配方［9］，研發了抗溫高密度低固相雙效鉆完井液體系，其典型配方為：1%海水土漿+0.5%燒堿+0.2%純堿+0.6%PFPAC LV+1.2%HT-FL+3%PFSMP+3%PFSPNH+2%LSF+50%COOK+復合重晶石加重（API重晶石∶1250超微重晶石∶3000超微重晶石=7.0∶1.5∶1.5）。該體系代替了傳統油基鉆井液和銫鹽完井液體系，解決了環保難題，滲透率恢復值由70%提高到90%以上，由于一套體系兼顧了鉆井和完井作用，相比國際上采用甲酸銫完井液體系單井成本節約4 800萬元。

1.4.2 耐高溫復合沖擊提速工具和射吸鉆頭

通過巖石特性實驗，揭示了超壓致密蓋層巖石黏塑性變強、可鉆性下降的變化規律，基于巖石在高溫高壓條件下的黏塑性變化規律及破巖機理，研制了具有旋轉、軸向高頻沖擊力特點的復合沖擊器提速工具。該工具的主要特點是：鉆井液水馬力提供動力，軸向和周向振動頻率可達750～1 500次/min，采用金屬密封，耐溫級別可達300℃。

創新研制了具有底部射流、反向射吸雙流體通道的新型提速射吸鉆頭（圖6），該鉆頭工作原理是：鉆井液經過濾片分流，一部分經鉆頭原始噴嘴流出帶動巖屑上返，一部分經射吸噴嘴形成高速低壓的動力液，將部分帶有巖屑的鉆井液吸入喉管充分混合，進行動量與質量的交換。在喉管的末端，巖屑及鉆井液仍具有很高的流速（動能），進入環空后流速降低，部分動能轉換成壓能，與帶有巖屑的另一部分鉆井液一起上返到地面。由于射吸噴嘴噴出的鉆井液壓力較低，井底的巖屑和鉆井液被吸入喉管并即時上返，使井底的壓力始終處于較低的狀態，實現降壓的目的。實踐應用表明，新型鉆頭可使高溫高壓井段機械鉆速提高162%。

圖6 射吸鉆頭工作原理Fig.6 Work principle of jet suction of BIT

1.4.3 “鉆進、預斜、防碰”一趟鉆高效鉆井技術

針對高溫高壓叢式井表層尺寸大、井間距小、防碰風險高等難題，研制了領眼鉆頭及塔式切削擴眼裝置、撓性預斜擴眼鉆具組合［10］，開發出導眼預斜鉆進與多級擴眼一體化鉆井技術，鉆具組合為：φ660.4 mm牙輪鉆頭+φ241.3 mm馬達（1.2°，帶φ654.05 mm扶正器）+配合接頭（631×730）+φ657.225 mm扶正器+配合接頭（731×630）+φ203.2 mm無磁鉆鋌1根+MWD+φ203.2 mm無磁鉆鋌1根+φ203.2 mm定向接頭+φ203.2 mm鉆鋌3根+φ203.2 mm震擊器（帶撓性接頭）+配合接頭（631×XT57）+φ149.225 mm加重鉆桿+φ149.225 mm鉆桿。該技術實現了叢式井大尺寸井眼鉆進、預斜、防碰“三效一體”作業模式，在降低防碰風險的同時提高了作業時效，單井工期節約2.5 d。

2 工程實踐

南海高溫高壓鉆完井關鍵技術研究成果已經在南海高溫高壓勘探開發中得到廣泛應用，整體技術及單項技術在南海52口高溫高壓井中成功實踐，支撐發現了東方、陵水等7個大中型海上高溫高壓氣田，建成了我國第一個海上高溫高壓東方氣田群，為加快南海油氣資源勘探開發奠定了堅實基礎。同時，相關技術成果已推廣至中國東海、印尼、緬甸、伊拉克、墨西哥灣等地區，取得了顯著的社會經濟效益。表1為南海高溫高壓鉆完井關鍵技術指標對比。

表1 南海高溫高壓鉆完井關鍵技術指標對比Table 1 Comparison of the key technique targets of HPHT wells drilling and completion in South China Sea

3 未來發展方向

由于南海面積分布廣、地質構造差異性大、流體性質不確定、淺水深水并存，為進一步拓展該項技術研究成果在南海油氣勘探開發中的應用，持續保持安全、低成本、高效作業，仍需在超高溫高壓及深水高溫高壓方面進行深入研究［11-12］。

1）超高溫高壓。隨著淺層油氣探明程度的增加，油氣勘探開發向縱深發展是必然趨勢，前景比較廣闊。針對溫度和壓力等級更高的井，尤其是當溫度超過250℃，作業難度大幅上升，亟需從井身結構設計、套管強度及選材、井控能力、安全控制、應急救援等方面開展系統研究，做好技術儲備。

2）深水高溫高壓。深水領域油氣勘探開發已上升為國家戰略，南海是我國深水作業主戰場，但是南海在進入深水區后依然存在高溫高壓環境。深水高溫高壓既具有深水作業難點、也具有高溫高壓作業難點，兩者耦合作用后會形成上部超低溫和下部超高溫的疊加影響，鉆井液安全密度窗口進一步變窄。深水高溫高壓井對鉆井液技術、固井技術、井身結構設計和套管選材技術等方面帶來巨大挑戰。因此，針對深水高溫高壓井尚需要在現有技術基礎上進一步加強理論和工程技術研究，更好地指導深水高溫高壓井鉆完井作業。

［1］ 周大地.我國“十三五”能源發展戰略問題思考［J］.石油科技論壇，2016（5）：1-8.ZHOU Dadi.Opinions on energy development strategy of China’s 13th Five-Year Plan［J］.Oil Technology Forum，2016（5）：1-8.

［2］ 周守為.海上油田高效開發技術探索與實踐［J］.中國工程科學，2009，11（10）：55-60.ZHOU Shouwei.Exploration and practice of offshore oilfield effective development technology［J］.Engineering Science，2009，11（10）：55-60.

［3］ 謝玉洪，李緒深，童傳新，等.鶯歌海盆地中央底辟帶高溫高壓天然氣富集條件、分布規律和成藏模式［J］.中國海上油氣，2015，27（4）：1-12.XIE Yuhong，LI Xushen，TONG Chuanxin，et al.High temperature and high pressure gas enrichment condition，distribution law and accumlation model in central diapir zone of Yinggehai basin［J］.China Offshore and Gas，2015，27（4）：1-12.

［4］ 楊進，李貴川，李慶彤.高溫高壓氣井地層壓力隨鉆監測方法研究［J］.石油鉆采工藝，2005，27（3）：18-19，21.YANG Jin，LI Guichuan，LI Qingtong.Research of inspecting while drilling in high-temperature and high-pressure formation［J］.Oil Drilling＆Production Technology，2005，27（3）：18-19，21.

［5］ 李炎軍，張萬棟，楊仲涵，等.東方13-1高溫高壓氣田全壽命多級屏障井筒完整性設計［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：776-781.LI Yanjun，ZHANG Wandong，YANG Zhonghan，et al.Design of life-cycle multi-barrier wellbore integrity in Dongfang 13-1 HTHP gas field［J］.Oil Drilling＆Production Technology，2016，38（6）：776-781.

［6］ 董星亮.南海西部高溫高壓井測試技術現狀及展望［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：723-729，736.DONG Xingliang.Status and prospect of testing technologies for HTHP wells in Western South China Sea［J］.Oil Drilling＆Production Technology，2016，38（6）：723-729，736.

［7］ 顏幫川，李祝軍，魏安超，等.海上高溫高壓井測試流程安全控制技術［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：791-795.YAN Bangchuan，LI Zhujun，WEI Anchao，et al.Safety control technology for the testing process of offshore HTHP wells［J］.Oil Drilling＆Production Technology，2016，38（6）：791-795.

［8］ 董星亮，劉書杰，謝仁軍，等.套管封固段變形對高溫高壓井環空圈閉壓力影響規律［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：782-786.DONG Xingliang，LIU Shujie，XIE Renjun，et al.Casing deformation of cemented portions effect on the annular pressure buildup for hthp gas wells［J］.Oil Drilling＆Production Technology，2016，38（6）：782-786.

［9］ 方滿宗，劉和興，劉智勤，等.南海西部深水高溫高壓鉆井液技術研究與應用［J］.中國海上油氣，2017，29（1）：89-94.DOI：10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.013.FANG Manzong，LIU Hexing，LIU Zhiqin，et al.Research and application of deep water HTHP drilling fuid in western South China Sea［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（1）：89-94.DOI：10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.013.

［10］ 李中，李炎軍，楊立平，等.南海西部高溫高壓探井隨鉆擴眼技術［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：752-756.LI Zhong，LI Yanjun，YANG Liping，et al.RWD technology for HTHP exploration wells in western South China Sea［J］.Oil Drilling＆Production Technology，2016，38（6）：752-756.

［11］ 李炎軍，吳江，黃熠，等.鶯歌海盆地中深層高溫高壓鉆井關鍵技術及其實踐效果［J］.中國海上油氣，2015，27（4）：102-106.DOI：10.11935/j.issn.1675-1506.2015.04.014.LI Yanjun，WU Jiang，HUANG Yi，et al.Key technology and application of HTHP drilling in mid-deep formations in Yinggehai basin［J］.China Offshore Oil and Gas，2015，27（4）：102-106.DOI：10.11935/j.issn.1675-1506.2015.04.014.

［12］ 李中.南海高溫高壓氣田開發鉆完井關鍵技術現狀及展望［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：730-736.LI Zhong.Status and prospect of key drilling and completion technologies for the development of HTHP gas field in South China Sea［J］.Oil Drilling＆Production Technology，2016，38（6）：730-736.

Key technology and practice of HTHP well drilling and completion in South China Sea

LI Zhong1LIU Shujie2LI Yanjun1XIE Renjun2
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Zhanjiang，Guangdong524057，China；2.CNOOC Research Institute，Beijing100028，China）

South China Sea is one of the three high-temperature and high-pressure offshore oil and gas regions in the world.The geological structure is complicated，with the bottom hole temperature being up to 249℃，the pressure gradient 2.4 MPa/100 m，and the CO2content 50%.The exploration for and development of oil and gas resources in this region have long been afflicted by difficulties in forecasting the abnormal pressure，lost circulation，serious pressure in the annulus，high risks involved in well testing，and finally the unreasonable high cost.This paper summarizes the four major technical achievements and engineering practices of high temperature and high pressure drilling in South China Sea in the last 20 years，i.e.，forecasting and control of abnormal pressure，multi-barrier wellbore integrity，multi-factor and multi-node testing，and high quality and efficiency operations.It also provides an outlook of the future development in drilling technology for South China Sea oilfields，with a view to provide guidance for further speeding up the efficient and sustainable exploitation of oil and gas resources in South China Sea and similar regions.

South China Sea；HPHT；drilling and completion；key technology；practice；development direction

李中，劉書杰，李炎軍，等.南海高溫高壓鉆完井關鍵技術及工程實踐［J］.中國海上油氣，2017，29（6）：100-107.

LI Zhong，LIU Shujie，LI Yanjun，et al.Key technology and practice of HTHP well drilling and completion in South China Sea［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：100-107.

TE21；TE25

A

1673-1506（2017）06-0100-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.013

*“十二五”國家科技重大專項“鶯瓊盆地高溫高壓天然氣成藏主控因素及勘探方向（編號：2011ZX05023-004）”、中國海洋石油總公司“十三五”科技重大項目“鶯瓊盆地高溫高壓鉆完井、測試安全技術研究（編號：CNOOC-KJ135ZDXM04）”部分研究成果。

李中，男，教授級高級工程師，1994年畢業于原江漢石油學院鉆井工程專業，現從事海洋油氣鉆完井的研究和管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區22號信箱（郵編：524057）。E-mail：lizhong＠cnooc.com.cn。

2017-08-20改回日期：2017-10-10

（編輯：孫豐成）