挺进深海五千米——“深海一号”二期工程的钻采之路

　　油气勘探开发正在从“资源主导”向“技术主导”转变。作为我国首个深水高压气田，“深海一号”二期工程近日开启全面施工作业。这不仅标志着我国深水油气勘探开发水平再度提升，也意味着我国已经跻身世界上极少数能自主开发深水高压气田的国家之列。

　　“深海一号”二期工程位于琼东南盆地北部海域，距离西北方向的海南省三亚市约130千米，距离东北侧的“深海一号”气田约50千米。2014年，陵水25-1气田(“深海一号”二期)与陵水17-2气田(“深海一号”一期)同时被发现，而陵水25-1因气田经济开发门槛较高被“暂弃”。

　　“深海一号”二期工程水深约975米，要想获取油气得钻穿约4074米的海水和地层，只有准确直击靶心才能引气龙为民所用。

　　气田储层压力高达69兆帕，仿若高压锅内探囊取物，行差踏错将带来毁灭性的影响。同时，“深海一号”二期的天然气产能仅为一期的37%、凝析油为一期的69%，而储层压力却超过一期的1.73倍，同时总钻井进尺更是一期的2.2倍，储层段长度达2.66倍。

　　这一串惊人的数字并没有难倒中海油研究总院深水钻采人，他们深知只有在深水领域寻求技术创新和突破才是唯一的希望，只有降本增效才能唤醒蛰伏的深水高压气龙。

　　由于二期项目产能较低，井数比一期还多一口，要想经济开发必须突破常规思维。攻关团队革命性地采取深水大位移井开发技术，减少水下生产系统中的管汇数量来降低投资。管汇的减少使得同一管汇最多需实施7口井，仿若7条互不碰撞的“贪吃蛇”从同一洞口出发寻气觅油，其难度不言而喻。

　　攻关团队充分发挥专业融合优势，在充分摸清地层“脾气秉性”后，精细刻画地层、明确各井压力剖面、聚焦压力反转、井壁强化、长水平段砾石充填等多项核心技术，一套“组合拳”助力最大水平位移高达3105米的深水大位移开发方案设计成功，仅此举就为二期工程投资节省了3.6亿元。

　　由于“深海一号”二期工程复杂的温压条件，常规井筒压力管控技术已无法满足井筒完整性要求。为了降低开采风险、保障全寿命井筒安全，设计团队冒着疫情风险于北京直赴海南联合研判。

　　2022年8月，项目组主力人员吴怡、袁俊亮及张兴全赴海南现场支持某高温高压大位移井的现场作业，最终该井非生产时间占比0%，证实了深水高压大位移井安全钻井周期评估技术的可靠性，为后续“深海一号”二期实施大位移井作业奠定了理论和实践基础。

　　经过两年的千锤百炼与精耕细作，攻关团队突破了11项关键技术，创造国内6个“首次”，成功破解深水高压气田开发的钻完井核心技术难题，高质量完成了我国首个深水高压气田——“深海一号”二期的设计，源头降本实现工期降低180余天，费用降低超过17.5亿元，为深水高压气田经济可行开发作出了重要贡献。

　　“十年磨一剑，今朝试锋芒”，中海油研究总院深水钻采团队由荔湾3-1扬帆，历经流花16-2再到如今的“深海一号”超深水大气田、“深海一号”二期深水高压大气田，持续向海洋深度极限发起挑战，誓将“深海一号”二期钻完井工程打造成全球深水新标杆。