Key Drilling Technologies for Exploratory Wells in Deep Mesozoic Volcanic Rocks in Bohai Oilfield
-
摘要:
针对渤海油田中生界火山岩地层存在异常压力圈闭、裂缝发育和易漏失等地质难点,以及使用无固相钻井液保护储层的特殊要求,在深入分析渤海深部中生界火山岩探井钻井过程中面临漏失风险高、耐高温无固相钻井液耐温性能差、地层硬度高导致机械钻速低和非均质性强易发生井斜等技术难点的基础上,通过研究防漏堵漏技术、耐高温高密度无固相钻井液、钻井提速技术和动力防斜钻具组合,形成了渤海深部中生界火山岩探井钻井关键技术。渤海油田的2口深部中生界火山岩探井应用了该关键技术,显著提高了钻井效率,降低了钻井成本,并且这2口井测试获得了高产。研究和现场应用表明,渤海深部中生界火山岩探井钻井关键技术可以解决渤海深部中生界火山岩探井的钻井技术难题,为渤海油田中生界火山岩地层的后续勘探开发提供了技术支持,对类似复杂地质条件下的油气勘探也具有参考价值。
Abstract:Mesozoic volcanic rock formations in Bohai Oilfield have geological characteristics, such as abnormal pressure traps, well-developed fractures, and frequent lost circulation, etc. Based on the special requirements for protecting the reservoir using solid-free drilling fluids, an in-depth analysis of the high risk of lost circulation faced during the drilling process of exploratory wells in deep Mesozoic volcanic rocks in Bohai Oilfield was conducted, as well as the technical difficulties such as poor temperature resistance of high temperature-resistant solid-free drilling fluid, low rate of penetration due to high formation hardness, and well deviation caused by strong heterogeneity. By studying the lost circulation prevention and control technologies, solid-free drilling fluid with high temperature-resistant and high-density, drilling speeding-up technologies, and dynamic deviation prevention bottom hole assembly (BHA), the key drilling technologies for exploratory wells in deep Mesozoic volcanic rocks in Bohai Oilfield were formed. The technologies were applied in two exploratory wells in deep Mesozoic volcanic rocks in Bohai Oilfield, significantly improving the drilling efficiency, reducing the drilling cost, and yielded high production rate during testing. Research and field applications show that the developed key drilling technologies can solve the technical difficulties of drilling exploratory wells in deep Mesozoic volcanic rocks in Bohai Oilfield. They can also provide technical support for the subsequent exploration and development of Mesozoic volcanic rock formations in Bohai Oilfield and has important reference value for oil and gas exploration under similar complex geological conditions.
-
在全球能源结构转型加速与常规油气资源接替紧张相叠加的背景下,向地球深部要资源已成为保障国家能源安全的战略选择。在全球新增探明油气储量中,深层油气资源占据了主导地位。目前,我国深层和超深层油气资源总量达到671×108 t油当量,占油气资源总量的34%,其中约39%的剩余石油和57%的剩余天然气资源分布在深部地层[1–4]。这种深层化、高温化、致密化的资源赋存特征,使传统钻井技术体系在破岩效率、井筒完整性、测控精度等方面面临系统性挑战,倒逼钻井理论与装备迭代升级。
近年来国际能源巨头聚焦“地球极限工程”,在智能钻具、仿生破岩、数字孪生等方向取得突破性进展,而我国深海钻井仍存在高温碎岩机理不清、长筒取心效率低下和导向控制失准等技术短板。基于此,笔者立足国家能源接替战略需求,系统分析了国内外海洋深层钻井领域核心文献与典型工程案例,深入解构了“三超”(超深、超硬、超高温)环境下的钻井技术瓶颈,旨在建立海洋深层钻井技术发展图谱,提出涵盖破岩理论革新、智能钻具研发、工程系统集成的技术突破路径,为构建自主可控的深海钻井技术体系提供理论支撑与决策参考。
1. 海洋深层钻井面临的问题与挑战
1)储层埋深过大、温度过高。在海洋深层钻井中,据统计的实钻数据,储层温度可能高达200 ℃以上,甚至超过260 ℃。高温会导致钻井设备的电子元件、仪器仪表及井底动力钻具材料损坏,现有钻井设备和传感器无法在高温环境下长期稳定工作。为预测深部高温成因和深入认识主控因素,给深部钻井工程顺利实施提供基础性理论指导,需要从机理上进一步认识深层和超深层高温成因机制和温度场分布规律,建立精确的温度预测模型。
2)高温硬岩地层钻进速度低。海洋深部地层地质条件复杂多变,常常钻遇特殊岩性地层,导致机械钻速显著降低。例如,钻遇塑性泥岩时钻头易出现堵塞,而厚层砂砾岩则加剧了钻头磨损;火成岩的钻进难度更大,不仅易发生井壁垮塌和液体失控,而且其可钻性极差。复杂的地层结构进一步加大了井壁失稳风险,钻井过程中不得不频繁停钻和下钻,极大地延长了钻井周期。在高温硬岩地层中,钻头的碎岩机理会发生显著变化,井底高温高压条件会造成岩石强度指标降低、塑性增强,钻头切削性能发生较大变化。在坚硬岩层中,常规PDC钻头的寿命往往较短,导致钻进效率低下,而金刚石钻头的钻速甚至可能低于0.50 m/h[5],严重影响钻井效率,并明显增加作业成本。
3)硬岩地层取心效率低。深井高温、高地应力、高压环境下,岩石非线性特点突出,导致钻具易腐蚀、磨损、失效及取心效率低。深部地层岩性坚硬致密,可钻性差,钻头磨损快,机械钻速慢;深井裸眼段长,复杂情况多,高温井筒井壁易掉块且出现卡钻情况,受井身结构限制,取心工具易出现运转不平稳的问题;钻具振动或者钻齿对岩心表面的切削破坏作用大,容易造成裂缝发育地层岩心破碎,导致堵心、磨心等复杂情况发生,取心效率低;极高温硬岩地层环境下井底动力取心工艺参数与地层匹配性研究不足。
4)井眼轨迹控制与钻井提速难度大。随着井深增加,地质构造由简单变复杂,钻井难度不断增大,特别是在大倾角、陡构造、断层发育和地应力异常地层,钻直井成为了技术难题。为了控制井眼轨迹,常使用塔式钻具组合、满眼钻具组合、钟摆钻具组合和高陡防斜钻具组合(螺杆钻具+PDC钻头)进行作业,防斜、纠斜时通常采用轻压吊打来保证打直,严重制约了破岩速度。
2. 海洋深层钻井关键理论与技术现状
2.1 地温场及井筒温度场预测技术
地温场是地球内部热能通过不同导热率的岩石时在地壳上的表现。目前,地温场的刻画主要包括地温梯度、大地热流和深部温度分布特征等方面[6]。国际上对地温场预测的理论研究起步较早,形成了岩石热物性与地热水化学共同约束下的地温场预测方法。在地热系统中,水溶液和矿物趋于平衡状态,利用该特性可以预测深部热储的温度,该方法称地热温标法。基于化学热力学理论的化学平衡计算模拟研究被广泛应用于热储温度研究中,包括多矿物平衡图解法[7]、Na−K−Mg三角图解法[8] 等图解方法,以及阳离子地温计[9]等化学计算法。大地热流是地球内部热能在地表的综合反映,可以有效反映区域内的地温场特征。众多学者开展了大量资料汇编工作,汇总了全球或区域尺度的大地热流分布情况,并根据高密度热流数据体推断深度−温度曲线,以指导地热资源勘探工作[10]。
近年来,众多学者在松辽盆地、塔里木盆地、莺歌海盆地对深层、超深层叠合盆地热演化恢复、地温场预测进行了研究,形成了井温测试、岩石热物性参数测量、地温分布预测和地温场演化机制的研究方法。渤海湾盆地是我国东部主要的高热含油气盆地,前人对该盆地地温场性质及分布的相关研究建立在大量钻井和地热数据资料的基础上,主要包括稳态测温数据[11]、多种地热温标法计算热储温度[12]、大地热流值分布情况的估算[13],以及利用一维稳态热传导方程计算不同深度段的地温梯度[14]。总体来看,渤海湾盆地现今大地热流值约在60.8~65.8 mW/m2,区域大地热流值在33.5~84.0 mW/m2,地温梯度平均为3.6 ℃/100m[11]。但是,目前对于该盆地地温场的研究手段较为单一,对于地温场的认识仅限于获取岩心的层位及地区,当区域内实测数据较少时,少量钻孔的低温信息往往无法代表区域内的热状态[15];对于超过钻孔测量深度的温度分布,传统的一维稳态热传导方程无法反映三维空间上的热传递及热物性变化的影响,尤其是在地质条件复杂区域。因此,对于深部地温场的认识程度仍然较低。如何满足复杂地质条件下的深层—超深层地温场分布预测,是亟待解决的关键问题。
随着研究的深入,越来越多的学者利用数值模拟[16]、机器学习[17]、人工神经网络[18]等方法与实测数据相结合,实现了大地热流、深层—超深层地层温度的预测及多场耦合条件下地热−地质模型的建立。程小桂[17]建立了基于机器学习的一维稳态热传导方程算法优化模型,使用遗传算法和梯度下降法进行参数优化,平均温度的误差值由8.3 ℃下降至5.5 ℃;Bai Lige等人[19]提出了一种用于松辽盆地大地热流预测的深度神经网络模型,利用全球4 000多个热流点和23个地质地球物理参数作为训练的参考约束,得到平均热流值67.1 mW/m2,与实测数据误差为10.64%。在实际工作中,不同区域的地热地质条件往往对于地热系统内传热、控热等关键过程具有重要的影响。传统的地热数值模拟研究方法大多是建立在概念模型的基础上,先建立传热过程的数学模型,再选用模拟软件进行离散化求解[20],且热传导模型中只考虑岩性及大地热流对地温场的影响[21]。因此,概念模型无法精确还原地质体的真实形态、构造特征及内部属性,导致复杂地质条件下地温场预测模型的预测精度大大降低。目前,CMG、TOUGH2、COMSOL Multiphysics等数值模拟软件受到学者们的广泛关注,其本质是通过求解偏微分方程组(多场)来模拟真实物理场景,除了具有专门问题的集成模块以外,还可以自定义偏微分方程(PDE)对其进行二次开发,在多物理场耦合求解中具有显著优势。例如,陈金龙等人[22]在实测地球物理勘探数据基础上建立了涿鹿盆地多裂隙三维地质模型,后利用COMSOL Multiphysics设置计算边界条件,采用达西定律模块与多孔介质传热模块进行多物理场耦合稳态求解,建立了考虑地下水流动的盆地内地温场分布。韩昀[23]将数学模型进一步细化,将岩石孔渗性、上覆地层等因素考虑引入多孔介质,选用达西定律(多孔介质中的流体)、非等温管道流(井筒)和多孔介质传热(地层)3个物理场进行耦合,模拟了渤海湾盆地南部清丰地区地层流体运移、整体地层温度、断层温度及地热生产井温度。
2.2 高温碎岩及坚硬岩层钻井提速技术
在常温硬岩地层中,PDC钻头以切削和剪切破坏岩石为主,孕镶金刚石钻头的碎岩机制则表现为金属胎体包裹的金刚石出刃后压入、刻划和破碎岩石。牙轮钻头多依靠冲击、压碎和剪切破碎岩石,而在硬岩中牙轮齿很难“吃入”地层,只能依靠硬磨来钻进,因此工作寿命短、效率低[24]。
相比常温环境,高温硬岩地层中钻头的碎岩机理会发生显著变化。高温环境下岩石内部成分和结构特性的变化是其物理力学性能与破碎机制发生显著变化的内因。通常,井底高温高压环境会造成岩石内部矿物晶间胶结物活化性能增加,导致岩石抗拉强度、抗压强度和弹性模量等指标降低,塑性增强,切削性能发生较大变化[25–26]。
此外,高温环境对PDC钻头和孕镶金刚石钻头的钻进性能也会产生显著影响。陈浩等人[27]通过开展高温钻进试验,发现花岗岩存在使自身力学特性发生较大变化的临界温度(200~300 ℃之间),花岗岩温度超过该临界温度时,切削效率和切削生热将发生显著变化;当花岗岩温度低于其临界温度时,可显著提高PDC钻头的破岩效率。伍开松等人[28]利用数值模拟也发现,PDC单齿破岩过程中,PDC齿的温度变化与单齿切深及PDC齿线速度密切相关,且存在让PDC齿温度急剧上升的临界切深和临界切削线速度。另一方面,吴海东[29]的研究表明,高温会加剧孕镶金刚石钻头磨损。由于高温下金属材料的热膨胀系数要远大于金刚石,导致聚晶层热应力急剧上升,弱化甚至破坏金刚石微小颗粒之间的连接键,导致钻进时金刚石微小颗粒很容易发生磨损并脱落。虽然目前已经有学者对高温碎岩过程开展了初步研究,但高温下钻头的碎岩机理仍不明确,仍然缺乏可靠有效的实验结果,难以充分认识高温对地层破岩效率及钻头寿命的影响。
目前,已形成共识的是,高效钻井是降低深部油气资源和非常规天然气资源勘探开发成本的有效途径之一,降低每米钻井进尺费用和提高钻井速度是未来需要重点发展方向。高效、长寿命的破岩钻头是提高钻井效率、减少钻井故障、缩短钻井周期和降低钻井成本的关键技术之一。
贝克休斯公司采用热等静压工艺来提高孕镶齿的抗冲击韧性,相对普通烧结工艺,采用该工艺的钻头其性能明显优于国内产品。史密斯公司推出的新型混合式钻头兼具剪切和研磨2种破岩方式,钻进时首先由PDC切削齿剪切破碎岩石,严重磨损后,采用金刚石混合孕镶块高转速研磨破碎岩石继续钻进。贝克休斯公司推出的iRevTM孕镶金刚石钻头采用全新结构设计,更好地平衡了工作载荷,可承受更大的钻压,有效利用井下高速马达系统的强劲动力和扭矩,切削岩石更快而本身磨损更小,适用于极硬和研磨性极高地层。
国外的贝克休斯、哈里伯顿、斯伦贝谢等公司垄断了PDC钻头的高端市场,主要体现在钻头结构的优化设计、PDC异形齿设计、PDC齿的耐热性及抗冲击性提升等方面,即使在坚硬、高研磨性地层,仍然能表现出较高的钻进效率和较长的钻头寿命。国内各研究机构及钻头厂家也在PDC齿材料设计、结构设计和钻头整体设计方面开展了相关研究,取得了较好的效果,例如:四方达、海明润等多家超硬材料公司的PDC齿以高性价比进入油气钻井市场,且市场占有率较高;吉林大学研发的仿生PDC齿在西南油气田也进行了相关钻井测试,获得了较好的效果。
2.3 硬岩地层长筒取心技术
长筒取心是基于长钻具管体动态屈曲理论基础,以取心钻具单筒为基本结构,通过合理优化管径级配、管体连接、内外多支点扶正结构、长岩心卡取与承托机构、多筒钻具井口安全快速组装与长岩心出筒、井底动力钻具配套等参数,结合钻井施工类型、钻井配套设备、地层情况、井身结构、钻进工艺及取心要求,综合各影响因素及条件,因地制宜实施的一种高效取心技术。长筒取心钻具基本结构如图1所示。
长筒取心技术已在大陆科学钻探及陆上油气钻井中广泛应用。在松科2井超长井段连续取心钻进中,使用了井底动力驱动长筒硬岩取心钻进技术体系,采用井底动力螺杆钻、涡轮钻或液动锤,驱动KT型长筒取心钻具,配套金刚石钻进工艺,利用金刚石钻头的高强度与长寿命特性,大幅提高了硬地层、致密地层超长井段取心综合钻探效率[30],实现了4 500 m井深ϕ311.1 mm井底动力驱动单回次30 m长筒同径取心、4 800 m井深ϕ215.9 mm井底动力驱动单回次41 m长筒取心、7 018 m井深ϕ152.4 mm井底单回次31 m长筒取心,井底温度已超240°。长筒取心技术综合钻探效率对比如图2所示[31](回次米钻时=回次进尺/回次总钻时),实践表明,长筒取心技术可减少起下钻次数,缩短取心周期,减轻工人劳动强度和设备耗损,降低能耗,节约钻井成本,尤其对于深井及超深井取心具有重要作用。
中国石油集团西部钻探工程有限公司引入松科2井长筒取心技术,在玛湖区域玛页1井首次进行了油气井井底动力驱动长筒取心,在钻速普遍较低的硬且致密的白云岩地层,实现了4 900 m井深ϕ215.9 mm井底动力螺杆钻具驱动单回次取心进尺41 m的纪录,为该区域难钻地层长井段高效取心开辟了新的技术途径[32–33]。
海洋油气钻进中也应用了长筒取心技术。中国石化在亚极地海域SW5井应用了哈里伯顿公司的新型长筒取心技术,在3 100 m井深可钻性较好的砂泥岩地层单回次取心进尺54.8 m[34];中国海油在某区块半潜式平台3 000 m以浅井段采用地表驱动长筒,单回次取心进尺28 m[35]。在高温深层硬岩中的长筒取心,目前尚无相关报道。
2.4 超高温垂直导向钻井技术发展现状
深层及高陡构造地层钻直井时,防斜、纠斜是一大难点。德国KTB先导孔钻井中进行了3次纠斜[36],中国大陆科学钻探工程CCSD−1井钻井中进行了2次侧钻纠斜[37]。而对于防斜而言,传统塔式钻具、钟摆钻具、满眼钻具等被动防斜技术已逐渐不能满足超深钻探的要求[38],采用自动垂直钻井系统[39]的主动防斜技术成为未来发展的必由之路。
A. Lubinski等人[40]最早提出了井斜问题,并建立了钻柱弯曲计算模型,为研究钟摆钻具防斜技术奠定了理论基础。随后,R. Hoch[41]提出双稳防斜理论,主要考虑由于钻柱受井眼尺寸限制,在承受一定的钻压作用下会产生纵向弯曲,提出了满眼钻具防斜技术。后来发展出的滑动导向钻井技术,在深井、超深井中防斜效果依然不佳,机械钻速低。德国KTB钻探工程[36,42]研发的自动垂直钻井系统(VDS),可以很好地解决高陡构造地层的井斜问题。其后,又出现了贝克休斯公司的VertiTrak系统[43],斯伦贝谢公司的Power V系列[44],哈里伯顿公司的Geo-Pilot系统[45]等。截至目前,可以商业化应用的自动垂直钻井工具(系统)有10余种,主要分为静态推靠钻头式,动态推靠钻头式和指向钻头式等3类。但是,这些工具(系统)大多带有昂贵且敏感的电子元件。
电控式垂直钻井系统由于受电子元器件的限制,其耐温能力很难超过200 ℃,在深井、超深井等高温条件下无法使用。近年来,经济、安全、可靠的纯机械式自动垂直钻井系统逐渐受到关注[46–47],这类系统耐温能力可达300 ℃ [47],是超高温条件下主动防斜打直的唯一选择。其纠斜原理如图3所示:当钻具倾斜时,重力式井斜测控机构(简称偏重平台)在重力作用下转向井眼低边,带动上盘阀稳定在预期位置,下盘阀跟随孔底钻具一起旋转,其3个阀孔中的某一个转至上盘阀孔时,接通相应液压流道,在钻井液内外压差作用下将导向翼肋推靠到井眼高边,持续旋转一定角度后关闭,下一个接通,如此循环,实现了全旋转式动态纠斜。
基于以上原理,哈里伯顿公司研发了VertiSteer自动垂直钻井工具(见图4),该工具能在高温232 ℃下工作,在高陡构造地层中能够将井斜角控制在1.76°以内。
另一具有代表性的是斯考特公司的纯机械式自动垂直钻井系统[46],如图5所示。该系统安装了微机电传感器,可测量并存储系统工作参数,完成施工后读取数据进行回放分析,为进一步优化系统结构提供依据。
斯考特公司的纯机械式自动垂直钻井系统已经开发至第八代,在北美地区应用多次,效果良好,井斜角可控制在1.0°以内。但相关技术对我国封锁,动力学机理等基础研究成果也未见相关报道。
我国石油天然气行业对自动垂直钻井的研究起步较早,苏义脑等人[48]较早提出井下控制工程学的概念,于20世纪90年代开始研究自动垂直钻井系统,并同李松林等人[49–50]提出了机−电−液一体化自动垂直钻井设计方案,开发了AADDS-Ⅰ型垂直钻井工具。中国石油集团西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院研制的ϕ311.1 mm垂直钻井系统[51]分别在T82066井和T82065井进行了现场应用,取得了一定效果。中国石油集团渤海钻探工程有限公司的VDT5000型自动垂直钻井系统在塔里木克深207井成功应用[52]。中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院的捷联式自动垂直钻井系统,在安顺1井取得了很好的应用效果。
2.5 井壁稳定控制技术
井壁稳定是提高海洋深层钻井工程质量与效率的前提。深部地层井壁失稳以阻卡、坍塌现象较为典型[53]。井壁失稳的原因主要有2方面,一是力学失衡,二是存在深层裂缝−微裂缝。微裂缝影响岩体稳定性,且钻井液的侵入导致岩体力学性质发生改变、裂缝扩展,从而引起地层失稳。对于海洋深层井壁稳定性控制,目前主要有井身结构优化和高封堵性能油基钻井液2项关键技术。
2.5.1 井身结构优化技术
常规海洋深层钻井采用的六开制井身结构存在层次冗余,导致建井成本过高,严重制约深层钻井的提速增效。为此,基于邻井地质资料与多源数据融合技术[54]预测得到三压力剖面,结合井控、固井当量、提速等因素开展井身结构优化,可将常规六开制井身结构优化为五开制井身结构。下面以渤中19−6区块井身结构优化为例(见图6),分析优化后五开制井身结构的优势:
1)充分分析隔水导管入泥及支撑能力等因素,考虑使用ϕ762.0 mm井眼+ϕ609.6 mm隔水导管代替ϕ762.0 mm隔水导管+ϕ508.0 mm表层套管组合,减少了一层套管,既节省了成本,又减少了作业时间。
2)为减少上部地层的井下故障复杂率,封固复杂地层,降低下开次作业难度,将第一层ϕ339.7 mm技术套管下至馆陶组上部;考虑大尺寸井眼中完深度增加,为提高钻井效率,将ϕ444.5 mm井眼优化为ϕ406.4 mm,降低了钻头单位进尺的破岩能量。
3)为减少下部地层的井下故障复杂率,通过精确的地层压力剖面预测,将第二层技术套管(ϕ244.5 mm套管)的下深增大,封隔易垮塌、漏失地层,进入东营组起压前中完。
4)ϕ177.8 mm尾管封隔沙河街和孔店组,实现太古界潜山目的层专打。
2.5.2 高封堵性能油基钻井液
相较于水基钻井液,抗高温油基/合成基钻井液在井壁稳定、润滑性、解卡防卡、抑制泥页岩水化分散、抑制地层黏土造浆及优快钻进等方面具有明显优势,成为各种高难度高温深井钻井的首要选择[55]。对于海洋深层钻井液,一方面需要选择合适的钻井液密度,保证钻井液液柱压力能够平衡地层坍塌压力;另一方面,对裂缝性坍塌层位,需强化有效封堵和提高钻井液的抑制能力,不可只依靠提高钻井液密度来防止井壁失稳。目前强化封堵能力的主要技术有添加纳米级封堵剂和改变岩石润湿性等,郭浩等人[56]以纳米SiO2、N−氨乙基−3−氨丙基三乙氧基硅烷和全氟辛基三甲氧基硅烷微原料制备了一种纳米封堵剂,用于钻井液中降低滤饼渗透率,成功应用于北部湾地区深层深井钻井,显著提高了钻井液在裂缝和孔隙中的封堵性能。倪晓骁等人[57]研究合成了用于油基钻井液的憎液性纳米封堵剂SNP−1,通过降低岩石表面自由能避免液体在岩石表面扩散润湿,同时使毛细管的吸力转变为阻力,保持了岩石表面的稳定性及抗压强度。
3. 海洋深层关键钻井技术及理论发展前景展望
3.1 全生命周期地温场与井筒温度场分布规律及预测技术
深部地层的温度预测仍然是钻井工程中的瓶颈问题。随着数值模拟、机器学习等先进方法的发展,结合更多区域的数据,能够实现更加精确的地温场预测,为钻井设计与实施提供理论支持。下一步可通过引入大数据分析的方式,通过历史实测地温数据资料,建立地温场基础数据库,结合构造、地层、流体及热源综合分析,利用多尺度多物理场耦合地质−地热预测深部地层温度,进而实现钻井全生命周期内的井筒−井周地层温度分布演化规律预测。
3.2 耐高温PDC/孕镶齿高效破岩技术
钻头在高温硬岩地层中的性能仍有很大的提升空间。未来应重点研究高温环境下钻头的碎岩机理,明确各类地层的最佳配套齿形。分析岩石抗压强度、硬度、可钻性等影响钻进的关键因素,并进行敏感性分析,建立钻进参数与钻速匹配关系模型;开发新型高效、耐高温钻头,设计新型结构,以达到钻头切削齿表面应力均匀化、接触面积减小、储液储屑等功能,实现钻头钻进效率的提高;优化金刚石表面镀层参数及烧制参数,开发能够在极端温度和高压环境下稳定工作且具有长寿命的钻头材料。
3.3 长井筒高效取心技术及其在深部地层的应用
长筒取心是一种高效取心技术,但目前在长井段连续取心工程实践中并未普及。在油气钻井领域,不同类型的长筒取心工具均采用多节单筒钻具的机械连接,因缺乏取心钻具长筒管柱理论支撑,在工艺方法配套上未形成可参考的标准依据,长筒取心技术应用中未开展针对性的技术升级或结合单井工况的深度优化。下一步需开展长筒取心钻关键机构磨损失效机理研究,结合工程应用数据,形成长筒取心规范标准,进一步建立油气钻井井底动力驱动硬岩长筒取心技术体系。优化取心钻具分流及环隙水力参数,支撑海洋深层长筒取心技术的推广应用。
3.4 极高温环境下防斜打直自动轨迹控制技术
自动垂直钻井技术将是未来深层钻探中不可或缺的技术,尤其在复杂地质条件下,自动控制井眼轨迹对于提高钻井效率、降低成本至关重要。针对海洋深层钻探,还需深入揭示其高温地层井斜机理,设计低盘阀摩阻、高纠斜精度的机械式耐高温防斜打直工具及技术,形成满足深部高温高压地层现场使用要求的防斜打直自动轨迹控制工艺技术规范,指导深层钻井施工。
3.5 井壁稳定控制关键技术
结合智能优化井身结构,引入大数据分析、人工智能和机器学习等先进技术及算法,对海洋深层钻井井身结构设计时的技术挑战进行提炼分析,从而提出更有针对性的井身结构设计方案。此外,智能化技术还可应用于钻井过程中实时监测和分析井身结构的最优解,通过随钻测量反馈数据进行井身结构的实时优化,指导钻井工艺。
还应研发与海洋深层钻井液配伍性好的高性能防堵材料。目前,针对常规页岩和陆上常规深井的高性能防堵材料研发已趋于成熟,还需探究这些新材料与海洋深层所用油基钻井液的配伍性,结合海洋深层钻井的特点进行防堵材料及其配伍性研究。
4. 结束语
海洋深层油气资源开发是保障国家能源安全、推动绿色低碳转型的战略制高点,其技术突破将重塑全球能源开发格局。当前,深海钻探已步入“超深、超硬、超高温”的工程极限挑战区,需从基础理论创新、核心装备突破、系统集成优化等3个维度构建新一代技术体系。面向未来,建议以国家重大需求为导向,聚焦3大战略方向:一是深化高温高压硬岩碎岩机理研究,建立多场耦合条件下的岩石力学响应模型,为智能钻探装备研发提供理论支撑;二是发展复合能量破岩技术与智能感知钻具,研发具有自适应能力的仿生钻头、长寿命耐高温取心系统以及数字孪生导向系统,突破“钻得深、取得全、控得准”的技术瓶颈;三是构建深海地质−工程−环境多源信息融合平台,利用人工智能和大数据技术实现地层可钻性实时评估与风险预警,形成“地质透明化、装备智能化、作业自主化”的深海钻探新模式。通过多学科交叉创新和全链条技术攻关,推动我国海洋深层油气开发实现跨越式发展,为全球能源转型贡献中国智慧。
-
表 1 EZFLOW/HSD钻井液的基本性能
Table 1 Performances of EZFLOW/HSD drilling fluid
钻井液 温度/℃ 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 黏度计读数 静切力/Pa API滤失量/mL ϕ6 ϕ3 初切 终切 EZFLOW 80 29 15 14 13 10 6.0 8.0 5.0 130 14 11 3 1 1 1.0 1.5 16.0 HSD 80 32 18 14 10 8 3.0 5.0 3.2 210 5 5 0 0 0 0 0 表 2 耐高温高密度无固相钻井液在不同温度下老化后的性能
Table 2 Performance of high temperature-resistant, high-density, and solid-free drilling fluid after aging at different temperatures
老化温度/℃ 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 动塑比 黏度计读数 API滤失量/mL ϕ6 ϕ3 25 62 37 25 0.68 6 5 2.6 180 57 36 21 0.58 5 4 2.8 190 56 36 20 0.56 5 4 3.1 200 56 35 21 0.60 4 4 3.2 注:流变性测量温度50 ℃。 -
[1] BENYAMIN B. Facies distribution approach from log and seismic to identification hydrocarbon distribution in volcanic fracture[C]//The Ninth Formation Evaluation Symposium of Japan September 25-26, 2003, JNOC-TRC, Chiba, Japan.
[2] CERA A, PIERDOMENICO M, SODO A, et al. Spatial distribution of microplastics in volcanic lake water and sediments: relationships with depth and sediment grain size[J]. Science of the Total Environment, 2022, 829: 154659. doi: 10.1016/j.scitotenv.2022.154659
[3] TAN Fengqi, LI Hongqi, SUN Zhongchun, et al. Identification of natural gas fractured volcanic formation by using numerical inversion method[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, 108: 172–179. doi: 10.1016/j.petrol.2013.02.004
[4] 陈树民. 中国东、西部火山岩油气藏运聚成藏机理[J]. 天然气工业,2015,35(4):16–24. CHEN Shumin. Hydrocarbon migration and accumulation mechanism of volcanic reservoirs in eastern and western China[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(4): 16–24.
[5] 徐长贵. 双碳背景下中国海油三个万亿大气区勘探战略思考[J]. 中国海上油气,2023,35(6):1–12. XU Changgui. Strategic thinking on exploration of three trillion cubic meters gas provinces of CNOOC under the dual carbon target background[J]. China Offshore Oil and Gas, 2023, 35(6): 1–12.
[6] 徐长贵,周家雄,杨海风,等. 渤海海域油气勘探新领域、新类型及资源潜力[J]. 石油学报,2024,45(1):163–182. XU Changgui, ZHOU Jiaxiong, YANG Haifeng, et al. New fields, new types and resource potentials of oil-gas exploration in Bohai Sea[J]. Acta Petrolei Sinica, 2024, 45(1): 163–182.
[7] 许廷生. 渤海湾盆地岩浆侵入活动与油气成藏特征[J]. 特种油气藏,2021,28(1):81–85. XU Tingsheng. Research on the magmatic intrusion and oil and gas reservoir forming characteristics in Bohai Bay Basin[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2021, 28(1): 81–85.
[8] 薛德栋,郭沛文,张成富,等. 渤海油田高效投捞无缆分注工艺研究及应用[J]. 石油机械,2024,50(10):132–137. XUE Dedong, GUO Peiwen, ZHANG Chengfu, et al. Research and application of efficient dropping-fishing cableless separate zone injection technology in Bohai Oilfield[J]. China Petroleum Machinery, 2024, 50(10): 132–137.
[9] 冯青,张凡,王博,等. 生物纳米增注技术在渤海油田中低渗储层的应用[J]. 断块油气田,2025,32(1):153–158. FENG Qing, ZHANG Fan, WANG Bo, et al. Application of bio-nano increasing injection technology in medium and low permeability reservoirs of Bohai Oilfield[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2025, 32(1): 153–158.
[10] 施和生,王清斌,王军,等. 渤中凹陷深层渤中19−6构造大型凝析气田的发现及勘探意义[J]. 中国石油勘探,2019,24(1):36–45. SHI Hesheng, WANG Qingbin, WANG Jun, et al. Discovery and exploration significance of large condensate gas fields in BZ19−6 Structure in deep Bozhong Sag[J]. China Petroleum Exploration, 2019, 24(1): 36–45.
[11] 徐长贵,于海波,王军,等. 渤海海域渤中19−6大型凝析气田形成条件与成藏特征[J]. 石油勘探与开发,2019,46(1):25–38. XU Changgui, YU Haibo, WANG Jun, et al. Formation conditions and accumulation characteristics of Bozhong 19−6 large condensate gas field in offshore Bohai Bay Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 46(1): 25–38.
[12] 施和生,牛成民,侯明才,等. 渤中13−2双层结构太古宇潜山成藏条件分析与勘探发现[J]. 中国石油勘探,2021,26(2):12–20. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.02.002 SHI Hesheng, NIU Chengmin, HOU Mingcai, et al. Analysis of hydrocarbon accumulation conditions of double-layered Archaeozoic buried hill and major discovery of Bozhong 13−2 Oil and Gasfield, Bohai Sea area[J]. China Petroleum Exploration, 2021, 26(2): 12–20. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.02.002
[13] 胡贺伟,李慧勇,于海波,等. 渤中21−22构造区断裂演化及其对油气的控制作用[J]. 东北石油大学学报,2016,40(2):36–46. HU Hewei, LI Huiyong, YU Haibo, et al. Fracture evolution of Bozhong 21−22 Structure Area and their control on hydrocarbons[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2016, 40(2): 36–46.
[14] 周家雄,杨海风,官大勇,等. 渤海湾盆地渤中26−6变质岩潜山大油田发现与认识创新[J]. 中国海上油气,2023,35(4):1–11. ZHOU Jiaxiong, YANG Haifeng, GUAN Dayong, et al. Discovery of BZ26−6 metamorphic rock buried hill oilfield in Bohai Bay Basin and understanding innovation[J]. China Offshore Oil and Gas, 2023, 35(4): 1–11.
[15] 徐长贵,周家雄,杨海风,等. 渤海湾盆地大型变质岩潜山油田勘探发现及地质意义[J]. 石油学报,2023,44(10):1587–1598. XU Changgui, ZHOU Jiaxiong, YANG Haifeng, et al. Discovery of large-scale metamorphic buried-hill oilfield in Bohai Bay Basin and its geological significance[J]. Acta Petrolei Sinica, 2023, 44(10): 1587–1598.
[16] 马英文,刘小刚. 抗高温无固相储层保护钻井液体系[J]. 石油钻采工艺,2018,40(6):726–729. MA Yingwen, LIU Xiaogang. A high-temperature & solid-free drilling fluid system with the property of reservoir protection[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2018, 40(6): 726–729.
[17] 向雄,杨洪烈,刘喜亮,等. 南海西部超浅层气田水平井EZFLOW无固相弱凝胶钻井液研究与应用[J]. 石油钻探技术,2018,46(2):38–43. XIANG Xiong, YANG Honglie, LIU Xiliang, et al. Research and application of EZFLOW solid-free weak gel drilling fluid in horizontal wells in shallow gas fields in the western South China Sea[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(2): 38–43.
[18] 蔡冬梅,叶涛,鲁凤婷,等. 渤海海域中生界火山岩岩相特征及其识别方法[J]. 岩性油气藏,2018,30(1):112–120. CAI Dongmei, YE Tao, LU Fengting, et al. Lithofacies characteristics and identification methods of Mesozoic volcanic rocks in Bohai Sea[J]. Lithologic Reservoirs, 2018, 30(1): 112–120.
[19] 叶涛,韦阿娟,黄志,等. 基于主成分分析法与Bayes判别法组合应用的火山岩岩性定量识别:以渤海海域中生界为例[J]. 吉林大学学报(地球科学版),2019,49(3):873–880. YE Tao, WEI Ajuan, HUANG Zhi, et al. Quantitative identification of volcanic lithology based on comprehensive principal component analysis and Bayes discriminant method: a case study of Mesozoic in Bohai Bay[J]. Journal of Jilin University(Earth Science Edition), 2019, 49(3): 873–880.
[20] ZHANG He, DI Qinfeng, WANG Wenchang, et al. Lateral vibration analysis of pre-bent pendulum bottom hole assembly used in air drilling[J]. Journal of Vibration and Control, 2018, 24(22): 5213–5224. doi: 10.1177/1077546317747778
[21] 狄勤丰,胡菲菲,周波,等. 气体钻井预弯曲钟摆钻具控斜的动力学行为[J]. 天然气工业,2019,39(7):94–98. DI Qinfeng, HU Feifei, ZHOU Bo, et al. Dynamic behaviors of deviation control of the prebent pendulum BHA in gas drilling[J]. Natural Gas Industry, 2019, 39(7): 94–98.
[22] 刘宝生,杨进,刘小刚,等. 渤海油田探井非常规井眼防斜打快组合技术[J]. 石油钻采工艺,2018,40(3):293–296. LIU Baosheng, YANG Jin, LIU Xiaogang, et al. Combination technology of deviation prevention and quick drilling for exploratory wells in Bohai Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2018, 40(3): 293–296.
[23] 李磊,杨进,刘宝生,等. 渤海渤中区域深井井身结构优化[J]. 石油钻采工艺,2020,42(5):569–572. LI Lei, YANG Jin, LIU Baosheng, et al. Casing program optimization of deep wells in the central Bohai Area[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(5): 569–572.
[24] 李战奎,吴立伟,郭明宇,等. 渤中凹陷深层高压井地质工程一体化技术研究与应用[J]. 石油钻探技术,2024,52(4):193–201. LI Zhankui, WU Liwei, GUO Mingyu, et al. Research and application of integrated geological engineering technology for deep high-pressure wells in the Bozhong Sag[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2024, 52(4): 193–201.
[25] 王虎,迟焕鹏,王胜建,等. 黔西地区石炭系页岩气钻井工程难点与对策[J]. 断块油气田,2024,31(5):909–915. WANG Hu, CHI Huanpeng, WANG Shengjian, et al. Difficulties and countermeasures of Carboniferous shale gas drilling engineering in western Guizhou[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2024, 31(5): 909–915.
[26] 史配铭,倪华峰,贺会锋. 鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井水平段安全钻井关键技术[J]. 石油钻探技术,2025,53(1):17–23. SHI Peiming, NI Huafeng, HE Huifeng, et al. Key technologies for safe drilling in horizontal section of deep coal rock gas horizontal well in Ordos Basin[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2025, 53(1): 17–23.