石油壹号网消息        近日，我国海上首个高温高压气田开发项目——中国海油东方1-1一期调整首批钻完井工作顺利完成。作业安全、高效，产能超过预期，这标志着我国攻克海上高温高压气田勘探开发世界级难题，中国南海向大气区的建成迈出关键一步。

天然气又称“蓝金”，位于南海西北部的莺琼盆地是典型的高温高压盆地，盆地3000米中深层，“蓝金”资源丰富，但盆地中深层普遍属于高温高压地层，勘探开发均属世界级难题。据业内专家证实，之前中国尚没有在海上成功开发高温高压天然气的经验，此次南海作业的成功，填补了国内海上高温高压天然气开发的空白。从开发效果看，该气田高效作业和技术创新领先国际水平。

高温高压“局中局”，不得不破解的棋

据中国海油南海西部石油管理局局长谢玉洪介绍，东方1-1气田2003投产，当时是我国海上最大的自营气田。开发的是埋深海底之下1700米的常温常压气藏，随后南海西部石油管理局在气田所在区域继续勘探，发现埋深海底3000多米处的高温高压领域。且在东方1-1气田附近，还发现了东方13-1、东方13-2两大气田。因两个气田叠置毗邻，南海西部石油管理局统称东方13区。

“东方1-1一期调整，就是为了动用东方1-1中深层及东方13气田储量。”按照规划，一期调整完成后，南海西部石油管理局还将全面开发东方13气田，以把东方区域内的所有气田连接起来，实现东方区域开发，加速“南海大气区”建设。

动用高温高压“蓝金”，属世界级难题

目前国内外在高温高压油气田开发方面都处于起步发展的阶段，对国内外石油企业都是一个巨大的挑战。位于北海挪威一侧海域的古德龙高温高压气田，1975年发现后长时间搁置，一直到近几年才投入开发，2014年4月才正式生产。

随着世界油气勘探走向深海，越来越多的海上高温高压油气田将被发现，这片新兴“处女地”也将成为各国比拼实力、展示技术的大舞台。

谢玉洪介绍，“相比陆地，海上高温高压气田受平台空间等多重因素限制，开发难度更大。海上常规气田的压力系数在1.0之间，而东方13区气藏的压力系数达到1.8-2.1，井底温度近150℃，可见开发难度之大。因此，如何动用好莺歌海盆地高温高压气藏，考验我们的技术实力与智慧。”

海油十年攻关，揭开高温高压神秘面纱

莺琼盆地高温高压气藏勘探开发之难，难在两方面。一是成藏认识难，二是钻完井等工程技术难。上世纪90年代，中外双方为勘探莺琼盆地的崖城21-1构造，5年投入5亿元人民币，实施4口探井，勘探成功率却为零。原因是1井、2井因工程复杂无法完成钻井作业；3井、4井钻井作业虽然完成，但因成藏认识偏差，也没有发现油气。

而在整个莺琼盆地，1984年至2004年，中外双方共投入42亿人民币钻20口探井，也未获任何商业发现。

按照国外一些专家相关理论，莺琼盆地压力梯度、温度如此之高，即使发育天然气，也会是水溶气，无法游离成藏。南海西部石油管理局不迷信，局长谢玉洪亲自挂帅，启动相关理论研究。他提出了“三个从基础开始”，即从基础实验/试验开始、从基础理论开始、从基础手段开始，组织国内科研院所和企业进行联合攻关。创新了高温高压天然气成藏理论，构建了构造活动型走滑-伸展盆地重力流沉积模式，及高温高压地层压力预监测技术，提出了“动态生气-耦合成藏-近源聚集”生烃-成藏观点，为东方13等气田的发现奠定了理论基础；研发集成了高温超压地层的压力钻前预测、随钻监测和钻后评价的技术，为高温超压领域探井的优质高效钻探发挥了重要作用。

地质认识的突破加上钻井难题的攻克，使得曾被国外经典成藏理论判“死刑”的莺琼盆地高温高压领域，迎来了勘探的“春天”：探井钻井周期由最初的200天缩短为40天左右，成本大幅下降，在东方发现了东方13大气田，在崖城和陵水区发现了高温高压气田。

“蓝金”喷涌，南海高温高压气田前景广阔

发现储量是大气区建设的前提，但是要把储量变成产量、尤其是要把高温高压天然气从埋深超过3000米的地层中“拿”出来则考验着我们攀登珠峰的能力，如果成功，将预示着我国海上高温高压天然气实现了从勘探向开发的历史性跨越，为大气区的建成走出关键一步。

作为中国海上首个高温高压开发项目，东方1-1一期调整面临诸多挑战。

南海西部石油管理局工程技术作业中心总经理李中介绍，东方1-1一期调整的工程难度很高，井底高温高压，地层安全窗口窄，井控风险很大；高温高压天然气是“气老虎”，拥有来自地层的巨大能量，只有建立了安全有保障的完整井筒才能够真正降伏这只老虎，而这些都是世界级的难题。

此外，南海西部石油管理局在考虑更深层次的问题，技术突破是为了解放生产力，降低开发成本、提升气田开发效益，为大气区建设探路才是他们真正的目的。

针对难题，南海西部石油管理局因地制宜，系统性开展三大技术平台建设：即基于系统思维的全井综合提速技术、基于井生命周期的井筒完整性技术和基于储层保护的目的层精细钻井技术。

2014年下半年首口井开钻。“作业时，系统性的全井综合提速技术打破了传统提速技术单一的局限，起到了1+1大于2的效果。”李中说，“我们首创丛式井超大尺寸井眼高效预斜和一趟钻技术，不但提高了作业效率，还化解了丛式井防碰安全风险。全生命周期的井筒完整性技术是我们提出的一个全新概念和思考方式，就是从作业开始，未雨绸缪，为井筒安全打造坚固铁甲。”

钻至高温高压储层段时，既是储层保护的关键，也是钻完井难度汇聚的焦点，南海西部石油管理局更是如履薄冰，精耕细作，减少钻具静止时间；开泵时，缓慢增加泵速，防止压漏地层。特别是针对泥浆，全方位监测，比重、粘度15分钟测量一次。

最终，经过近6个月的作业，首批调整井安全高效完钻：平均作业时效远高于国外高温高压钻井时效；相比设计，节省工期121天，节省费用1.3亿，实际产量超过预期。

“海油首个高温高压开发项目的成功，表明我国已形成一套完整的高温高压气田开发技术体系，拥有了一支素质过硬的团队。南海更多的高温高压气藏，将得到解放。”谢玉洪说。