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技术创新

我国南海油气勘探开发再添利器

字体: 放大字体  缩小字体 发布日期:2020-04-24  浏览次数:87

  中国海油/供图

 

  日前,中国海油旗下南海西部石油管理局在海南省三亚市西南110公里处成功完成一口超高温高压探井——乐东10-2-1井测试作业,显示出良好储量前景,进一步印证了我国海上超高温高压钻完井系列关键技术的有效性和先进性,攻克了超高温高压油气开发世界级难题,对勘探开发我国南海深层油气、推进南海万亿大气区体系建设具有重要意义。

  20年持续攻关破解世界级难题

  “海上高温高压钻井作业,相当于在‘火山口’上打井,地层具有超大的能量,一旦控制不好,油气就会喷发出来,造成各种事故。”中国海油高温高压首席工程师李炎军说。对于海洋石油勘探开发而言,高温高压“猛于虎”。

  中国南海地处欧亚、太平洋和印澳三大板块交汇处,与美国墨西哥湾、英国北海并称全球三大海上高温高压海区。但相比其他两个区,中国南海的温度、压力更高,南海高温高压钻完井是公认的世界级难题。

  按照国际石油业对高温高压的界定,以温度指标150℃、175℃、200℃、260℃和压力指标69兆帕、103兆帕、138兆帕、207兆帕分别对应四个区间,其中175℃至200℃、103兆帕至138兆帕属超高温高压区间。

  “本次钻探作业位于我国南海北部莺歌海盆地,井温接近200℃,压力系数2.28,井底压力接近1000个大气压,属于超高温高压。它的成功钻探使我国海上高温高压钻完井技术体系跻身世界前列,突破了超高温高压油气勘探禁区。”中国海油南海西部石油管理局总工程师李中介绍。

  资料显示,中国南海地层最高温249℃,压力系数2.38,相当于1.25万吨的重物压在1平方米的面积,地层高含二氧化碳,是一个名副其实的“大炼炉”。

  然而,就在这个复杂的“大炼炉”下蕴含着丰富的油气资源。根据国土资源部《全国油气资源动态评价》数据显示,中国南海高温高压区域蕴藏着近15万亿立方米的天然气,约占南海总资源量的1/3。

  我国海上高温高压天然气开发起步较晚,上世纪80年代,6家外国石油公司曾开展了长达近10年的勘探,但均未获得商业发现,最终纷纷退出。外国石油公司离开后,中国海油全力攻坚,以国家重大科研专项为依托,携手国内石油院校和企业共同攻关,通过10年的努力,创新发展了高温高压天然气成藏理论,推翻了“莺琼盆地高温高压无法游离成藏”的定论,明确了莺琼盆地的高温高压领域确实有着丰富的天然气藏。

  随后,经过20多年的反复研究和实践,2010年迎来了高温高压钻完井关键技术的突破,创建基于多源多机制压力精确预测的海上高温高压安全钻井等全套技术,突破了异常压力预测及控制、多级屏障井筒完整性、多因素节点测试、优质高效作业四大技术瓶颈,一举攻克了高温高压世界级难题。

  向世界输出“中国方案”

  海上高温高压世界级难题的突破使得南海莺琼盆地中深层迎来了勘探的“春天”,中国海油先后于2010年、2012年、2015年发现了东方13-1、东方13-2、乐东10-1等5个高温高压气田,揭开了南海北部莺歌海盆地高温高压领域丰富的油气资源的神秘面纱,打开了一扇通往南海油气“宝藏”的大门。我国也由此成为继美国之后全球第二个具备独立开发海上高温高压油气能力的国家。

  从全球范围看,高温高压油气资源分布广泛,随着常规环境油气日趋稀少,高温高压将成为油气勘探开发的重要领域之一。近年来,全球重大油气发现近三分之一来自高温高压领域,成为世界诸多国家关注的热点。

  中国海油高温高压钻完井关键技术的成功,使我国海洋石油工业从浅海走向深水的步伐悄然加快。南海高温高压钻井完井技术体系的应用,不仅大幅降低了单井费用,还使得平均单井钻井周期缩减近3倍。受益于这套技术,中国海油还高效开发投产了我国首个高温高压气田东方13-1,钻井工期较设计提前40%,节省费用1.3亿元,投产后产能超预期。

  值得一提的是,我国海上高温高压勘探从最初的无技术、无人才,全盘引进外国石油公司的技术勘探南海,如今却反向输出技术,向世界提供了一份完整的高温高压区天然气开发的“中国方案”与“中国智慧”。

  斯伦贝谢、壳牌等公司首席专家认为:中国海油在中国南海高温高压井压力预测、井筒完整性、作业效率等方面已处于行业领先地位。

  记者从中国海油获悉,目前该技术在国外高温高压区块48口井中应用成功,其中美国墨西哥湾8口、英国北海7口、伊拉克米桑18口。这套技术在国内外的全面应用,实现直接经济效益216亿元,间接经济效益3565亿元。

 
 
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