李 中 谢仁军 袁俊亮

中海油研究总院有限责任公司

0 引言

南海西部莺琼盆地属于新生代大型走滑盆地，位于印澳—欧亚—太平洋三大板块交界处[1-2]。该盆地油气资源丰富，储层发育区面积近2×104km2，并且70%的资源量都蕴含于深水区，部分储层具有高温高压特点，如古近系黄流组二段储层，该储层段埋深在4 000 m左右，地层温度超过200 ℃，地层压力系数超过2.25。1984年，阿科石油公司（ARCO）在黄流组二段钻探了第1口高温高压井，在之后的20余年里，CHEVRON、BP、SHELL等多家国际石油公司先后钻探了15口高温高压井，由于受到当时设备和技术条件的限制，大多数探井未成功钻达地质目标[3-5]。从20世纪90年代开始，中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）依托国家科技重大专项、总公司重大科技专项等科研项目，形成了具有自主知识产权的海上高温高压钻完井关键技术。截至2020年7月，中国海油在莺琼盆地已累计完成深水高温高压井钻井作业十余口[6-7]，使国内首个深水高温高压气田——陵水25-1气田得以发现。随着油气勘探开发向“双深”（深水、深层）领域挺进，钻井作业将面临更大的挑战。

针对深水高温高压气井安全钻井压力窗口窄的问题，为了提升钻井安全性，以莺琼盆地某高温高压气田黄流组实测地层孔隙压力和破裂压力为样本，分析数据分布特征，然后基于Mode-C模型建立地层孔隙压力、破裂压力当量密度的概率密度函数，进而确定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地层的钻井安全概率，以期为未来深水高温高压油气田的安全高效开发提供技术支撑。……