深水油气勘探开发技术发展现状与趋势.pdf

第 37 卷 第 1 期 2015 年 1 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING exploration; development; technology; status; trend 基金项目国家科技重大专项“我国油气田及煤层气勘探开发工程技术与装备发展战略” （编号2011ZX05043-03） 。 作者简介吕建中， 中国石油集团经济技术研究院副院长， 博士。电话010-62065017。E-maillvjz。 目前， 全球深水投资占海上总投资的 1/3， 深水 项目占到全球海上项目的 1/4。在全球排名前 50 的 超大项目中， 3/4 是深水项目。近 5 年来， 全球重大 油气发现中 70 来自水深超过 1 000 m 的水域。当 前， 深水油气产量大约占海上油气总产量的 30。 深水， 必然对现今以及未来的油气发展有着重要的 意义。 1 深水油气勘探开发前景广阔 近年来全球新增的油气发现量主要来自于海 上， 尤其是深水和超深水。来自深水的发现数虽然 不多， 但发现量却十分巨大， 同时表现出水深越深、 发现量越大的趋势2012 年， 全球超 1 500 m 水深 的总发现量接近 16.3 亿吨油当量（120 亿桶） ， 相当 石油钻采工艺 2015 年 1 月（第 37 卷） 第 1 期14 于陆上的 6 倍， 接近浅水的 3 倍。2011 年全球排名 前十的油气发现中， 6 个来自深水， 且全部都是亿吨 级油气发现。2012 年全球排名前十的油气发现全部 来自深水， 其中的 7 个为亿吨级重大油气发现 （表 1） 。 表 1 2012 年全球 10 大油气发现 排序国家所在盆地发现井发现井水深 /m油气类型概算储量 P2 （亿吨油当量） 1莫桑比克鲁伍马Golfinho 11 027气5.06 2莫桑比克鲁伍马Mamba Northeast 11 840气3.69 3莫桑比克鲁伍马Coral 12 261气2.4 4巴西桑托斯4-SPS-086B-SPS2 160油气1.92 5莫桑比克鲁伍马Mamba North 11 690气1.38 6巴西坎波斯1-PAODEACUCAR-RJS2 789油气1.26 7坦桑尼亚鲁伍马Mzia 11 639气1.04 8坦桑尼亚鲁伍马Jodari 11 153气0.95 9坦桑尼亚坦桑尼亚Zafarani 1/1ST2 582气0.92 10坦桑尼亚坦桑尼亚Lavani 12 400气 数据来源中国石油集团经济技术研究院2013 年国内外油气行业发展报告 。 深水产量逐年增加， 至 2013 年全球深水油气 产量已超过 5 亿吨油当量， 占全球海上油气产量的 20 以上， 并且这个比例还将逐年上升。 过去几年的高油价， 为海洋项目开启了较大的 赢利空间。据 PFC 统计， 深水盈亏平衡点为 397 美 元 /t（54 美元 / 桶） ， 一般的收益率都在 15 以上， 高 的甚至可以达到 28， 因此吸引了越来越多的公司 参与其中。埃克森美孚等 5 家国际大石油公司的勘 探开发重点正在由陆上向海上转移， 并且加快进军 深水， 海洋勘探开发投资占总投资的比例已经达到 6085， 海洋产量占比均超过 50， 其中的深水勘 探开发投资已经占到海洋总投资的 50 以上。国际 大石油公司在深水领域获得了丰厚的产量， BP 公司 的深水油气年产量已接近 5 000 万吨油当量；道达 尔的深水油气年产量已超过 3 500 万吨油当量；而 巴西国油和挪威国油则依靠深水在 1013 年的时间 里新增产量 5 000 万 t。可以说， 深水在未来油气产 量增长中占有举足轻重的地位， 是石油公司的必争 之地。 我国的深水油气资源也十分丰富。在我国南海 海域， 整个盆地群石油地质资源量在 230 亿至 300 亿 t 之间， 天然气总地质资源量约为 16 万亿 m3， 占 中国油气总资源量的 1/3， 其中 70 蕴藏于 153.7 万 km2的深水区域。伴随着我国“建设海洋强国、 提 高海洋资源开发能力” 战略的部署， 未来我国的深水 油气勘探开发前景广阔［1-4］。 2 深水油气勘探开发面临的五大技术挑战 2.1 自然及气候条件 与浅水相比， 深水作业面临着风、 浪、 流、 冰等自 然及气候条件的挑战， 特殊的条件有可能造成巨大 的损失。历史上， 极端气候条件对海洋油气作业造 成过许多重大事故， 比如 1979 年“渤海二号” 、 2011 年俄罗斯“克拉” 号钻井平台的沉没， 都是在拖航过 程中遭遇恶劣天气所致［5］。 2.2 水深 水越深， 与水深相关的一系列问题就越明显。 比如随着隔水管的用量增加， 对钻采装置平台空间 和可变载荷的要求也更高。另外， 海水深度越深， 孔 隙压力和破裂压力之间的窗口越小（图 1） ， 钻井控 制难度就越大， 使井眼尺寸、 钻井深度都受到限制， 而且出现钻井事故的几率也大大增加［5］。 图 1 深水与浅水压力梯度窗口对比示意图 2.3 低温 海水温度一般随水深增加而降低， 1 000 m 水深 温度约为 4 ℃， 3 000 m 水深温度为 12 ℃。低温会 给钻井和开发带来一系列问题， 如钻井液流变性变 差、 水泥浆在低温情况下的流态、 低温高压情况下易 在井筒内形成水合物、 ECD控制、 油气的流动性等 ［5］ 。 2.4 浅层地质灾害 在深水钻遇浅层气和天然气水合物可能会发生 地质灾害。浅层气是指埋藏在浅部地层、 蕴藏在海 15吕建中等深水油气勘探开发技术发展现状与趋势 床面以下 800 m 范围内未胶结地层中的天然气， 通 常发生在泥线以下 2501 200 m 的超压、 未固结砂 层中。浅层气成因复杂， 预测难度大， 而高压、 小体 积以及分布分散的特性使钻遇浅层气的破坏性非常 大、 发生速度非常快、 控制难度也非常大。深水海底 高压低温的环境极易形成天然气水合物， 给深水油 气开发带来极大风险。 钻采过程易导致水合物分解， 分解后压力的释放将会造成地层承载力丧失和海底 地基沉陷， 井眼、 套管及井口装置、 防喷器等都会因 失去承载支撑而发生破坏性改变， 丧失对井内压力 的控制还有可能导致井喷［6-8］。 2.5 作业安全 作业安全一直是海洋作业重点关注的领域。根 据统计， 陆上石油开采的平均可记录伤亡率（每 20 万工时的可记录伤亡率） 低于 0.5， 而海洋钻井承包 商的平均可记录伤亡率超过 0.7， 发生人员伤害的可 能性远远高出陆上作业。比如 BP 墨西哥湾漏油事 故， 不仅造成钻井平台沉没， 人员伤亡， 还将大量原 油泄漏到海上， 给墨西哥湾沿岸造成严重环境污染、 重大经济损失， 成为一场生态灾难。 3 深水油气勘探开发技术发展现状 深水油气勘探开发涉及船舶及海洋结构设计、 海洋环境保护、 海洋钻井、 海洋探测等多个技术领 域， 集信息技术、 新材料技术、 新能源技术及多学科 于一体， 是一项多领域、 多学科、 复杂的系统工程。 深水领域的技术创新十分活跃， 总的来说正朝着以 下 4 个方向发展。 3.1 自动化 深水作业日费高昂， 半潜式钻井船平均日费高 达 40 万 /d。因此， 通过自动化提高作业效率是必然 选择。目前的深水钻井和开发平台基本都配备了高 度自动化的设备， 铁钻工、 自动排管系统、 自动送钻 系统、 电子司钻等基本成为标配。同时， 双作业钻机 的应用也是深水钻井装备提升自动化程度的代表。 3.1.1 钻井自动化装备 钻井自动化设备主要包括 多参数测量仪或综合录井仪、 顶部驱动装置、 自动排 管设备、 井口自动化设备、 自动送钻设备、 一体化司 钻控制室、 管具自动传送装置等。目前的第 6 代钻 井平台上几乎都配备了高度自动化的钻井装备， 使 深水钻井的效率和安全性大幅提升。比如 2009 年， Maersk 公司推出的 MAERSK DEVELOPER 号半潜 式钻井平台就属于第 6 代半潜式钻井平台， 额定作 业水深 3 048 m， 钻深能力 9 144 m， 配备有 NOV 公 司的双作业钻机及自动化设备， 自动化程度很高（图 2） ， 无需钻台工和井架工， 操作人员只需在一体化司 钻控制室即可完成相关作业。 图 2 MAERSK DEVELOPER 号半潜式钻井平台 近年来， 基于信息技术的远程决策中心在海上 也逐渐获得推广应用。壳牌国际油公司、 哈里伯顿、 贝克休斯等大服务公司都建立了覆盖全球的远程实 时作业中心， 以充分发挥多学科专家团队的作用， 进 行远程实时分析和钻井决策支持。远程作业中心集 成了一体化共享地学平台、 实时地质建模、 油井三维 可视化、 实时水力模拟、 随钻测量、 井眼轨迹控制、 旋 转地质导向等地质方法和工程技术， 借助虚拟容错 计算机主机服务器、 IP 通讯技术、 视频监测和分析技 术以及图形化桌面共享等先进的信息技术， 实现了 远程实时井场支持。 3.1.2 双作业钻机 双作业钻机可以大幅提升深 水钻井效率， 通过 2 部井架的设计， 使钻井和组装、 拆卸隔水管柱等辅助作业可以同时进行。1995 年 Transocean 公司获得了双作业钻井方法的专利。此 后， 双作业钻机迅速在新建半潜式平台和深水钻井 船上得到推广。目前， 双作业钻机主要有 3 种类型 离线钻机、 双井架双作业钻机、 多功能箱式钻塔。 离线钻机又称“一个半井架钻机” ， 有主、 辅 2 个井架主井架较高， 用于钻井作业；辅井架较低， 用于钻井辅助作业是脱离开主井架的， 又称为一个 半井架双作业钻机。辅井架的作业是脱离开主井架 的， 称为“脱机” 作业或“离线” 作业。中海油的 “海 洋石油 981 号” 深水半潜式钻井平台配备的就是挪 威 Aker Solutions 公司的一个半井架钻机。 双井架双作业钻机的“双井架” 并不是指在平 台甲板上安装 2 个独立的井架， 而是将二者融为一 体， 一个用作主井架， 另一个用作辅井架， 各有一套提 升系统、 顶部驱动装置、 管子操作系统；“双作业” 是 指在进行正常钻进的同时， 可以并行完成组装、 拆卸 钻柱， 下放隔水管柱、 套管柱， 以及下放与回收水下器 具等脱机作业。到目前为止， 国外已有 Transocean 公 司、 挪威 Aker Solutions 公司、 美国国民油井华高公司 （NOV） 、 新加坡 Keppel 集团公司和 SembCorp 海洋公 石油钻采工艺 2015 年 1 月（第 37 卷） 第 1 期16 司等推出了双井架双作业钻机（图 3） 。 图 3 双井架双作业钻机 荷兰 Huisman 设备公司为深水浮式钻井装置 （半潜式钻井平台和钻井船） 设计的多功能箱式钻塔 如图 4 所示， 是一种交流变频电驱动钻机， 额定钻深 能力为 12 190 m（水面以下） 。钻塔左右两侧各有 1 个回转式管架和 1 套提升能力为 11 118 kN 的提升 系统前侧为主提升系统， 用于钻进；后侧为辅提 升系统， 用于在钻表层井眼期间完成防喷器和隔水 管的安装， 还可用于在钻井作业期间将钻杆单根连 接成钻杆立柱， 以及用于安装大型水下设备， 比如水 下采油树等。塔架内装有两台绞车， 绞车配备主动 式升沉补偿系统和被动式升沉补偿系统， 主绞车的 功率为 4 600 kW， 辅绞车的功率为 2 300 kW， 顶驱 功率为 860 kW。钻塔 4 个角各配备 1 台排管机， 用 于操作钻杆立柱。钻塔消除了 V 形门的限制， 钻杆 立柱和其他设备可以无障碍地进出钻台， 改变了防 喷器和水下采油树的安装方法， 大大降低了钻塔底 座的高度（钻台距主甲板的高度仅 4.9 m） 。从而可 降低浮式钻井装置的重心， 增强其稳定性， 减小其尺 寸， 提高承重 / 排水比。 图 4 Huisman 设备公司的多功能箱式钻塔 经过十多年的发展， 双作业钻机在深水半潜式 钻井平台和钻井船上得到推广应用， 目前已成为第 6 代深水浮式钻井装置的主流配置， 在建和拟建的深 水浮式钻井装置配置的几乎都是双作业钻机。中海 油“海洋石油 981” 深水半潜式钻井平台是国内首 次配备了双作业钻机的海上钻井平台。与普通海洋 钻机相比， 双作业钻机可提高钻井效率 20， 降低钻 井成本 20 以上。 3.2 海底化 将作业或生产设施布设在海底可以消除风、 浪、 流、 冰等恶劣海洋环境对钻井作业的影响， 还能起到 降低成本的作用。 3.2.1 海底地震 海底地震就是利用海面地震船的 气枪震源在水中激发地震波， 利用布设在海底的检 波器采集地震信号（图 5） 。这种把检波器布设在海 底的新方式与传统的拖缆地震采集相比， 具有数据 观测点位置准确、 减少环境的干扰、 采集的可重复性 强、 易于消除鬼波干扰等优点， 尤其是可以在钻井平 台密集或有其他障碍物的地方实施采集［9］。 图 5 海底节点地震采集技术示意图 海底地震采集的主要缺点是成本高， 但是随着 技术进步， 其成本正在迅速降低。20 世纪 90 年代 海底采集成本是拖缆采集成本的 510 倍， 而现在成 本最低仅为拖缆采集的 1.52.0 倍， 预计海底采集成 本还会进一步降低。近年来， CGG、 斯伦贝谢、 壳牌、 BP、 道达尔、 RXT 等公司都非常看好海底地震勘探 市场的前景， 世界上越来越多的区块开始实行海底 勘探， 海底地震勘探装备供不应求， 海底地震服务市 场从 2006 年的 2.2 亿美元快速上升到 2013 年的 9.1 亿美元。 3.2.2 海底钻机 19971999 年， 壳牌公司曾组织 开展过海底钻井的初步可行性研究和概念设计， 提 出了一种海底自升式钻井平台的设想。 2003年4月， 英国 Maris 国际公司完成了海底钻机的初步可行性 研究， 也提出了海底钻机的设想。20012007 年， 壳 牌公司、 BP 公司和英国贸工部资助英国 Pipistrelle 公司开展了海底钻井的前期研究， 主要研究了海底 钻井的技术可行性， 并提出了初步设计方案。2006 年美国海底钻机公司提出了一种海底钻井舱设计方 案。挪威机器人钻井系统公司计划基于开发中的机 器人钻井系统开发海底钻机（图 6） 。 目前， 为配合美国大洋钻探计划， 美国 Gregg Marine 公司已经推出了一种机器人海底取样钻机， 其最大作业水深 3 000 m， 可钻取 150 m 深的岩心。 17吕建中等深水油气勘探开发技术发展现状与趋势 3.2.3 海底工厂 在一些情况下， 海底油气开采比 陆上具有更大的经济优势， 在深水中这种优势有时 更加明显。除了比较成熟的水下生产系统外， 海底 增压、 海底油气水分离、 水下油气处理等工艺也逐渐 成熟， 海上油气开采正在向着海底化发展， 甚至有公 司提出了抛弃海上平台的“全海底模式” 。 2012 年， 挪威国家石油公司提出“海底工厂” 的概念是用于开采天然气的全海底生产模式（图 7） ， 计划2020年安装在北海的Asgard油田。“海底工厂” 概念主要包括海底增压系统、 海底气体压缩系统、 海 底分离与产出水回注系统、 未净化海水输送系统 4 部分。海底压缩是整个系统的关键， 压缩气体的作 用有 2 个一是通过气体压缩， 补充气体向海面运 送的能量；二是通过气体压缩形成生产压差， 有利 于提高采收率。压缩机安装在海底， 不但成本比安 装在平台上低， 而且效果更好。海底增压技术是将 海底采出油气泵送到海上平台。海底分离系统是在 海底实现气液分离。产出水回注和未净化海水输送 系统则是为严格的海洋环保要求而研制的。 ［10-11］ 图 7 挪威国家石油公司海底工厂概念图 3.3 多功能化 深水技术和装备更多地体现出多学科技术的融 合， 出现了众多多功能化的深水装备。 3.3.1 浮式 LNG 浮式 LNG（或 FLNG， 见图 8） 是 一种多功能的浮式生产装置， 集开采、 处理、 液化、 储 存和装卸天然气的功能于一身， 并通过与液化天然 气（LNG） 船搭配使用， 实现海上天然气田的开采和 天然气运输， 克服了海上开采天然气通过管道输送 到陆上液化厂进行液化， 或是至管道终端将天然气 储存再与陆上管道相接外输的传统资源开发方式的 局限性。与传统方式相比， FLNG 使投资减少 20， 建设工期缩短 25。 图 8 壳牌公司建造的全球第 1 座 FLNG 目前， 全球已有 2 个海上天然气田项目确定采 用 FLNG 方式进行开采， 至少有 12 个 FLNG 项目处 在筹划或招标阶段， 还有数 10 个海上天然气项目计 划采用 FLNG。 3.3.2 FDPSO FDPSO 是集钻井、 生产、 储卸油一 体的平台， 即在浮式生产储油缷油（FPSO） 的基础上 增加钻井、 修井功能。通过模块化设计， 实现钻井功 能和开采功能的灵活转换。这种一体化设计节约了 钻井平台的使用， 经济性非常好。 2009 年 1 月新加坡 Keppel 公司为 Murphy 石 油公司建造世界上第 1 艘具有钻井功能的浮式生产 储油卸油装置Azurite 号 FDPSO（图 9） ， 服役于 刚果共和国水深 1 400 m 的 Azurite 油田。 图 9 Azurite 号 FDPSO 3.4 革新性 深水是革新技术的发源地， 很多高新技术都是 从深水开始的。 3.4.1 无隔水管钻井 隔水管的使用既占用平台空 间， 又增加平台重量和作业时间， 很多公司都在尝试 不用隔水管的钻井技术。其中， 泥线泵是研究最多 的一种无隔水管方案， 主要是利用海底泵进行钻井 液的分离与回收， 从而取消钻井隔水管的使用， 将作 业的压力基准从海面移至海底。该系统由海底吸入 模块、 海底泵、 控制系统和上返管线组成。较早开展 试验的是挪威 AGR 强化钻井公司的 RMRTM无隔水 图 6 挪威机器人钻井系统公司设想中的海底钻机示意图 石油钻采工艺 2015 年 1 月（第 37 卷） 第 1 期18 管泥浆回收系统。 3.4.2 Reelwell 钻井技术 挪威 Reelwell 公司无隔 水管钻井技术（图 10） ， 是另一种利用管中管钻杆消 除隔水管使用的技术。该技术利用管中管双壁钻杆 的机构实现钻井流体从两管环空到内管的反循环， 并通过安装在钻杆上的活塞， 利用液压力推进钻杆 前进， 施加钻压， 延长水平井位移。 由于采用了特殊的管中管结构， 管中管的内管 外壁经过绝缘处理后可充当同轴电缆， 向井下供电 并实现数据的高速双向通讯， 数据传输速率高达 6.4 万位 /s；管中管结构形成了闭环的流体通道， 更易 于实现控压钻井；由于消除了压力梯度和压力窗口 的影响， 使钻井位移可以大幅提升；可实现无隔水 管钻井， 不用隔水管而减少了浮式钻井装置的承重， 即使应用第 3 代或第 4 代半潜式钻井平台也能在 3 000 m 的深水区钻井。此外， 该技术可以使井壁更加 清洁， 有利于减少井下复杂情况、 使井底压力和 ECD 控制更容易、 减少钻柱屈曲、 通过额外施加的钻压大 幅提升水平井和大位移井的延伸能力。 目前， 壳牌、 道达尔、 巴西国家石油公司、 挪威研 究委员会等正在联合资助 20 km 超大位移井试验项 目的开展。如果证实其可行， 将是对现有钻井方式 的一次革命性改变。 图 10 Reelwell 无隔水管钻井 4 深水油气勘探开发的前景展望 深水技术装备不断向自动化、 海底化、 多功能 化、 革新性发展， 深水勘探开发的环境适应能力、 经 济性、 安全性都将不断增强。未来 10 年， 勘探开发 水域从近海向远海拓展， 作业水深纪录将突破 4 000 m， 甚至有望突破 5 000 m。技术创新与突破将逐步 颠覆传统的勘探开发方式， 大幅度降低深水油气勘 探开发的成本和风险， 并推动陆上油气勘探开发技 术的突破与飞跃。深水油气产量有望占全球海上油 气产量的 30 以上， 成为日益重要的战略接替区。 参考文献 ［1］ 孙贤胜， 连建家， 钱兴坤， 等 .2012 年国内外油气行业发 展报告［R］. 北京中国石油经济技术研究院， 2013. ［2］ INFIELD SYSTEMS LTD. 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