薛 洋

（中海油田服务股份有限公司，广东湛江 524057）

中国南海作为我国未来重要的油气资源接替区，已探明石油地质储量约372×108t，其中70%以上蕴藏于深水。走向具备巨大油气开发潜力的深水区，是海洋油气资源勘探开发发展的大趋势。陵水17-2 项目作为我国首个自营开发的深水大气田，天然气储量超过千亿方。但深水钻井普遍面临着“下地、入海”的双重考验，不仅需要克服恶劣的海上作业环境，而且面临水下井口及隔水导管稳定性力学机制复杂、井控要求高等诸多技术难题[1-4]。同时陵水17-2 区块储层埋深较浅，上部地层欠压实，造斜困难。

本文基于陵水17-2 气田的开发需求，梳理了海上深水钻井过程中所面临的主要技术难题，从钻机能力评估、水下精准定位系统、安全避让设计、井位部署及定向井轨迹等措施进行了详细论证，针对深水井口及隔水导管稳定性、导管入泥深度校核、喷射钻进等关键技术进行了详细论述。陵水17-2 钻井总体设计及关键技术研究成果不仅为该气田的顺利开发提供了强有力的技术支持，更标志着我国油气勘探开发从浅海向深水质的飞跃。

1 主要技术难题

1.1 海上作业环境限制

陵水17-2 气田位于南海琼东南盆地北部海域，距离最近的陆上终端156 km。由于远离陆地，油气开发面临恶劣的海上环境挑战。该区域平均水深1 500 m，极端最高气温41 ℃，同时近10年间年台风平均个数为4.3 个。海域附近平均风速为7 m/s，最大风速可达23 m/s，平均浪高为3 m，最大浪高为17 m。而且水文观测数据表明琼东南海域常年存在较大能量内波流，可能会导致平台隔水管系统发生破坏，隔水管发生应急解脱等。

1.2 水下井口及隔水管稳定性力学分析复杂

通过前期采用水下机器人ROV 详细探测，获取井口附近详细地形地貌特征、障碍物等信息。确定了陵水17-2 区块海底土质主要为黏土，无坍塌滑坡特征，钻遇断层、古河道风险极低。但平均水深为1 500 m，浅层地质疏松及海底温床，使得地层破裂压力低，对水下井口及隔水导管稳定性等技术要求更加严格。

1.3 轨迹控制难度大

陵水17-2 气田目的层黄流组埋深浅，上部地层欠压实，常规定向井工具难以保证稳定3°/30 m的造斜率，轨迹控制难度较大。因此在油藏靶点确定的情况下，为减小作业难度，提高项目整体的经济性，需对定向井轨迹设计及钻具组合做出优化。

1.4 井控要求高

在深水环境下实施钻井作业，通常地层孔隙压力和破裂压力之间的窗口比较窄，加上防喷器组位于海底，压井、阻流管线较长，井控操作的难度较大。随着深海油气勘探开发工作的深入，深水钻井装备技术势必需要不断发展，相应要求也越来越高[5-6]。

2 关键技术措施

2.1 钻机能力评估

结合陵水17-2 区块周边海洋环境特征及设计的井身结构，采用HYSY981 钻井平台进行作业。作为我国最先进的半潜式钻井平台，其主要技术规格如下：最大作业水深3 000 m，井深10 000 m；顶驱提升能力906 t，最大抗风能力56 m/s；可存储燃油4 060 m3，钻井水3 000 m3；防喷器抗压等级15 000 psi，平台最大可载人数180 人。综上评估，HYSY981 平台钻机能力完全满足陵水17-2 气田所有开发井的作业要求。

2.2 高精准水下定位

深水水下定位精度要求极高，因此HYSY981平台采用HiPAP500 水下定位系统，能够同时实现LBL（长基线水下定位)和USBL（超短基线水下定位）两种水下定位技术（图1）。LBL 系统由分布于海底的发射应答器阵，组成水下长基线阵列，阵列经过校准后，任何在阵列中的目标和水面船的测距精度可以达到1～2 cm，相对定位精度可达5 cm 以内，且不受水深的限制。LBL 系统除了能够提供高精度定位外，还具备数量更多的通道，对于大型复杂的油田开发项目，能够满足多船、多ROV 同时同地施工，而不会相互干扰，同时也是唯一能够提供USBL 兼容和高速数据遥测的声学技术。

图1 深水高精度水下定位系统Fig.1 High-precision underwater positioning system in deep-water

2.3 安全避让距离设计

作业期间，考虑钻完井与工程的交叉作业，为确保作业安全，需对避让距离进行专门的设计分析。计算式见式（1）：

式中：L为安全避让距离，m；H为作业水深，m；θ为应急解脱角度；°；A为平台一半长度，m；K为安全系数。

由式（1）可知，平台安全距离与作业环境及平台设备能力有关。参考陵水17-2 气田作业平均水深1 500 m，角度参考前期探井为8°，HYSY981平台长116.6 m，安全系数200%。计算结果得出HYSY981 平台避让距离为668.87 m。期间综合考虑海域环境、供应船支持半径及作业安全等因素，要求避让距离半径不低于1 km（图2）。

图2 陵水17-2 气田安全避让距离示意图Fig.2 Schematic diagram of the safe avoidance distance of LS17-2 gas field

2.4 定向井轨迹设计

通过前期勘探资料，陵水17-2 气田储层埋深较浅，浅部地层欠压实，常规定向井工具难以保证稳定3°/30 m 的造斜率，轨迹控制难度较大。目前国外深水开发井浅部地层普遍采用小于3°/30 m的造斜率，因此设计上部井段轨迹平均造斜率2.5°/30 m，同时将Φ444.5 mm 井眼调整为Φ406.4 mm井眼，造斜工具采用指向式旋转导向，并在上部增加双柔性短节。实际作业期间，工具实际造斜率与本区块类似的深水开发井对比，最大造斜率从初期的2.1°/30 m 提升至4.5°/30 m，提升效果明显。

2.5 隔水管及水下井口稳定性分析

为确保隔水管顺利下入及水下井口稳定性，利用有限元分析软件ANSYS 建立隔水管系统力学计算模型。采用的高、低压井口头及表层导管几何性能参数数据见表1。

表1 井口性能需求数据表Table 1 Wellhead performance requirements data

以陵水17-2 区块平均水深1 500 m 为基本计算条件，井位附近环境载荷安全系数选取如下：最大浪高17 m，风速22 m/s，平均波周期4 s，表层流速0.3 m/s，波浪载荷依据司托克斯五阶波理论进行计算，利用以上数据获取确定最终弯矩能力分析的输入值[7-9]。同时根据钻井平台相对于水平方向的不同偏移量，Φ914 mm 表层导管固井水泥浆返至泥线的工况下，对水下高、低压井口头和表层导管的最大等效应力和弯矩进行校核分析（表2），按最大5%偏移，安全系数分别为1.6、1.5、1.2，均满足承载要求。

表2 钻井工况下导管弯矩及应力分析数据表Table 2 Conduit bending moment and stress analysis data under drilling conditions

利用ANSYS 软件模拟，分别提取表2中高、低压井口头和表层导管最大弯矩值，表层套管固井水泥浆返至泥线附近的工况为基本条件。当陵水17-2 区块7 个井区水下井口倾斜0°、1°、2°时，平台的最大偏移量统计见表3。

表3 钻井工况条件下井口倾斜角分析数据表Table 3 Wellhead inclination angle analysis data under drilling conditions

通过以上统计数据，陵水17-2 不同井区开发井作业过程控制平台偏移量在水深的3.12%～4.91%，可确保平台作业安全。

2.6 表层导管入泥深度校核

为确定表层导管合适入泥深度，以基于窗口最大化隔水管顶张力理论依据。通过输入井口、导管、送入管柱重量及地层不排水抗剪强度等，采用解脱静止时间工况及固井危险工况确定对喷射导管入泥深度及导管沉浸时间的分析，模拟喷射钻进中逐渐增加钻压及排量不超过泥线以下导管及BHA 浮重的80%[10-11]。最终得出陵水17-2 区块导管平均入泥深度73 m，沉浸时间不少于2.5 h。

在实际喷射钻进过程中，前26 m 不超过100%导管浮重，以后不超过80%全部浮重，确保入泥前20 多米的导管尽量保持垂直状态。最后10 m，在喷射较为困难的情况下，将钻压提高到90%全部浮重，喷射速度降低后，可通过适当活动钻具方式降低摩阻。导管喷射到位后利用地层的黏附力和摩擦力使导管获得足够的承载力，静置观察2.50 h 以上无下移，以满足井口承载力要求。其中A2 井实际入泥深度与设计对比见图3，可知两者相差不大。科学合理的隔水管力学设计，确保了深水水下井口及隔水导管的稳定性。

图3 A2 井导管入泥深度曲线和设计对比Fig.3 Well A2 conduit mud depth curve and design comparison

2.7 喷射法下表层导管技术

基于对陵水17-2 区块地层强度的区域认识及隔水管力学分析可知，提高喷射排量，可以有效提高喷射效率，但导管承载力降低，为平衡两者之间关系建立了基于“水力破土能力、导管承载力”双因素约束的喷射排量新型设计方法[12-13]。基本设计原则如下：（1）根据海底浅层地质分析，确立喷射下入导管可行性。陵水17-2 区块浅层土质以黏土为主，不排水抗剪强度低于200 kPa，适合采用喷射下导管；（2）通过水力破土能力，确定最小喷射排量；（3）根据导管入泥深度校核确定最大喷射排量。

11 口井表层导管采用该技术下入过程无遇阻现象，平均下入深度73.5 m，静止解脱2.5 h 后没有下沉。以A2 井为例，喷射钻具到达海底泥面后，小排量打通正常后停泵，导管加压至20～25 kN，使钻具入泥0.5～1 m 左右，检查牛眼读数小于0.5°后开始喷射作业。前26 m，排量从0.2 m3/min逐步提高至4.5 m3/min。期间ROV 密切关注导管入泥处是否有窜流出现，如无窜流可根据喷射速度需要尽快提高排量。喷射结束前3～5 m 开始，逐步降低排量至2.5 m3/min，避免过度冲刷地层，以提高导管的承载力。该井喷射下导管时的实际排量与设计排量如图4所示。

图4 A2 井喷射下导管的实际排量与设计排量Fig.4 Actual and design flow of Jet conductor in Well A2

从图4可看出，在实际作业过程中，排量和理论设计相符合，同时通过优化钻头伸出量和喷射参数，将钻头伸出量由152.4 mm 增加至177.8 mm，排量最大由4.1 m3/min 提高至4.8 m3/min。平均机械钻速达到了 74.7 m/h，喷射作业时效创深水之最。

3 现场应用

陵水17-2 气田东西跨度超过49.5 km，历时421 天顺利完成11 口井全部钻完井作业，是我国采用典型深水开发模式实现在1 500 m 水深安全钻井开发的自营气田。统计显示，11 口井通过周密的钻井技术措施指导施工，各项技术指标均达到国际标准，作业安全效率100%，其钻井工程质量控制标准与国际对比见表4。

表4 陵水17-2 项目工程质量控制标准对比数据Table 4 Comparative data of engineering quality control standards for LS17-2 project

4 结论与建议

（1）陵水17-2 项目作为我国自营开发的深水气田，在开发之初面临诸多困难，通过对隔水导管及水下井口稳定性分析、表层导管入泥深度校核、喷射钻进下表层导管等关键技术攻关，覆盖地质调查、井位优选、轨迹设计等，顺利完成该深水气田的开发。说明我国经过多年不断探索，已形成了应对各种复杂情况的中国特色深水钻井技术，实现了从浅海向深水油气田勘探开发质的飞跃。

（2）由于深水钻井工程指标通常高于行业规范标准，在总结陵水17-2 气田开发经验的基础上，有必要进一步完善海上深水钻井工程施工标准，为后续深水及超深水高效、安全钻井提供科学依据和技术保障。