中海油服油田生产事业部完井中心 天津市 300459
摘要：当前，我国的海洋油田开采技术在快速发展，并在海洋的开采作业中广泛应用。本文分析了钻、完井技术、在油层保护中的具体应用以及海洋完井技术的发展展望，希望能够对读者提供一些借鉴和参考。
1.前言
海洋的油田储备丰富，通过有效的开采技术能够提高油田的作业效率，提高石油公司的产能，也为企业创造更大的经济效益。
2.技术原理
为了在钻井和完井过程中保护储层，必须首先正确选择钻井和完井液系统，然后采取一系列工程和技术措施。同时，油田的保护是有针对性的，不同油田的破坏机理也大不相同。根据遇到的储层特征，应该研究解决储层保护问题的钻井和完井液技术。
2.1储层室内评价分析
储层岩心分析：岩石物理性质分析，岩石结构和矿物分析，储层敏感性评估：速度敏感性，水敏感性，盐敏感性，碱敏感性，酸敏感性，应力敏感性和温度敏感性评估，储层流体分析和评估。化学，光谱学，色谱法，高压物理性质分析，它主要是敏感性评估，是研究保护油藏的措施和制定合理的采油技术的重要基础。
2.2储层保护钻完井液技术
根据遇到的储层特征，它被用于非分散流体系统，分散流体系统，无固体流体系统，水包油流体系统，氯化钙流体系统。临时插入屏蔽层，广谱屏蔽层，广谱“油膜”屏蔽层和超低渗透性保护油层技术。这些储层保护技术在钻井和完井过程中对储层的保护起着积极的作用，收到了良好的储层保护作用。
（1）屏蔽暂堵技术
该技术主要用于解决在开口处设有多个压力层的储层保护技术问题。防护罩的临时插入技术靠近蓄水池的人工裸露表面。结果，钻井液和完井液的固体颗粒形成“内部滤饼”作为保护环。具体地将桥接颗粒，填充颗粒和变形颗粒添加到钻孔颗粒。三个颗粒在井壁表面的桥接作用形成了一个临时的屏蔽环，该屏蔽环可防止钻井液的固相和液相进入存储装置。完井后，采用钻井方法和制造压力差来抬起保护环，恢复渗透率，有效保护油藏。
（2）广谱屏蔽暂堵技术
与传统的屏蔽式临时插入技术相比，该技术可以更好地解决非均质油层保护的技术问题。广域屏蔽临时插入技术是一种改进的屏蔽临时插入保护性储层技术。Smith等人的结果表明，储层的大口径对渗透率的贡献很大，而一些小口径对渗透率的贡献很小。该方法基于储层50的直径和最大流孔喉的直径来确定各个可渗透部分中的临时堵塞颗粒的直径。
3.完井过程油层保护技术的研究与应用
3.1储层敏感性评价研究
首先，利用X射线衍射分析了某油田达到66％，粘土的绝对含量达到14.1％。根据水库标准，这种类型的水库是劣质水库。随后的敏感性实验评估表明，这种稀油储层主要表现出中等的水敏感性，最高为0.68，平均水敏感性指数为0.39。
3.2完井液、清洗剂、防膨剂优选、优化及评价实验
射孔完井液，清洁剂和薄油层抗溶胀剂，以确保储层与储层的相容性并进一步提高新注入的第二和第三注入井的开发效率经过优化评估。首先，优化了对油田使用的不同类型保护剂应用岩心保护率和破坏率27的方法，并确定了用于贫油层的保护液系统。在实验中，增效剂和破乳剂的加入降低了保护液体系的界面张力，降低了岩心破坏率，最后，从界面张力和岩心破坏率两个方面对优化结果进行了评价。
（1）界面张力测定
不同溶液的界面张力测量表明，去污剂体系的界面张力为1.51mNm，而抗溶胀剂体系的界面张力为0.54mNm。这是一种保护性液体系统，大大低于标准盐水17.73mN/m。经过优化后，它不仅可以防止膨胀，还可以降低毛细管阻力并降低位移压力。
（2）岩心伤害率测定
为了验证优化的抗溶胀剂体系的保护效果，进行了芯损伤率评估实验。
实验结果表明，保护芯的损伤率仅为8.51％。这比注入的水核破坏率低51.3个百分点，这表明优化的抗溶胀剂系统显着减少了水注入岩心的破坏并可以容纳薄油层。
3.3油层复合保护技术的研究
为了探索保护薄油层和提高薄油层的吸水能力的新方法，结合了抗溶胀剂复合技术，爆破孔临时堵漏技术和潜在酸化技术的油层复合保护剂研究已经完成。屏蔽层的临时阻挡技术被用于解决由于大的层间差异而导致的注入体积不均匀的问题。临时封闭剂首先密封高渗透性油层，然后强行转移酸性液体和保护性液体，然后注入稀薄的油层中以改善酸化和保护，由于贫油薄层的不良开发，潜在的酸性酸化技术的应用，其独特的慢速，耐腐蚀和强溶解能力，实现了贫油薄层的深度酸化，并完成了保护过程。通过对室内核心损坏率的比较评估获得了良好的结果。复合保护剂处理后的岩心损伤率是-9.13％，分别比土酸复合保护剂，原始保护剂和无保护剂的岩心保护剂低23.78、41.13和62.63％。证明了保护剂的核心损伤率低，粘土的酸化效果和抗溶胀性能好，可以有效提高目标层的吸水能力。
4.完井技术展望
全球深水油气事业正蓬勃发展、方兴未艾。目前中国海油在深水油气勘探开发过程中仍不断面临新的挑战，亟需相关技术攻关与储备。未来中国海油深水钻完井技术的发展需求主要包括5个方面的内容。
4.1深水高温高压领域
深水高温高压领域面临“深水”和“高温高压”的复合难题，如中国南海陵水Ｘ区块水深约1000ｍ，钻遇储层温度超过180℃，地层压力系数超过2.0，属于较为极端的深水高温高压区块，在地层压力预测、窄压力窗口安全钻井、井控风险等方面都带来了突出的挑战。深水高温高压区块所需的技术攻关方向包括深水高温高压井压力预测方法、深水高温高压井窄压力窗口安全作业技术、深水高温高压井井控技术和控压钻井工艺，以及深水高温高压井环空压力管理技术等。
4.2超深水领域
目前，世界范围内探井最大水深约3400ｍ，开发井最大水深约2900ｍ。中国海油目前在南海有2个超深水勘探区块，水深均超过2500ｍ，在海外的待评价和开发油田，最大水深达3950ｍ。在超深水领域，目前需要的技术储备包括：超深水钻机及安全评价，超深水钻井隔水管设计、控制和安全监测，双梯度钻井和控压钻井等压力控制技术，以及超深水水下举升和水下分离装置等。
4.3“深水深井”
“双深井”是目前世界范围内油气发展的热点方向。基于深水海域、深部储层开发中面临的钻完井作业难题，需求的技术方向应紧扣安全和提效主题，包含窄压力窗口控压钻井和双梯度钻井技术、深部复杂地层井壁稳定性及提速新技术、深部地层储层保护技术等。
4.4深海天然气水合物
2017年5月，中国海油在南海成功实施了海洋非成岩天然气水合物固态流化试采。未来在深海天然气水合物开发领域，钻完井依然面临巨大挑战，主要表现为：储层埋深超浅，水平井可行性差；水合物分解带来的固井和井筒流动安全问题；储层存在极细粒度泥砂，无法防砂；水合物分解采出后，存在井口坍塌的风险等。
4.5信息化、智能化
目前中国海油已经建立了智能系统，初步实现了基于钻井大数据分析的风险监测及识别，这也是未来深水钻井领域的重点课题。此外，发展方向还包括：以无隔水管钻井、海底钻机钻井为代表的智能钻井技术，及以自动监测井下数据、自动数据处理和自动干预为代表的智能完井技术。
5.结束语
总之，中国海油通过自主创新，突破深水钻完井关键技术，实现了中国海洋钻井技术由浅水向超深水的跨跃，打破了国外垄断，为开发中国南海深水油气资源、维护国家海洋权益做出了实质性贡献。
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