深海天然氣及其水合物開發(fā)模式與鉆采技術(shù)探討

高德利

中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點實驗室

0 引言

隨著全球油氣需求量的持續(xù)增長與油氣科學(xué)技術(shù)的不斷進步，海洋油氣勘探開發(fā)正在從淺水區(qū)（水深小于300 m）向次深水區(qū)（水深介于300～500 m）、深水區(qū)（水深介于500～1 500 m）及超深水區(qū)（水深超過1 500 m）加速推進。深海油氣資源勘探開發(fā)日趨活躍，如墨西哥灣、西非、巴西、北海、澳大利亞及中國南海等深水海域。近年來，全球重大油氣發(fā)現(xiàn)大多數(shù)（約占70%）都來自海洋深水區(qū)（以下簡稱深海），深海將成為油氣資源重要的接替區(qū)之一[1]。同時，深海油氣勘探開發(fā)也面臨著“入地、下?！钡碾p重挑戰(zhàn)，具有高技術(shù)、高風(fēng)險、高投入及高回報的“四高”特點。其中的“高回報”和巨大的附加效益（如船舶技術(shù)進步、信息技術(shù)綜合應(yīng)用、海洋地質(zhì)勘測、海防劃界、軍事情報獲取等），吸引了世界相關(guān)國家及公司的持續(xù)高強度投入與大規(guī)?？碧介_發(fā)活動。由于深海油氣勘探開發(fā)具有“四高”的基本特征，出現(xiàn)任何作業(yè)事故都有可能極大地增加作業(yè)時間和成本，嚴(yán)重時還有可能導(dǎo)致災(zāi)難性的后果，因而必須對事關(guān)深海油氣勘探開發(fā)的安全高效作業(yè)模式及其技術(shù)支撐體系進行持續(xù)研究與實踐：一方面掌握其基本的科學(xué)規(guī)律與先進的勘探開發(fā)模式，另一方面力求不斷取得相關(guān)工程技術(shù)與裝備支撐體系的重大創(chuàng)新與突破。相關(guān)研究與實踐在國內(nèi)外均不斷取得新的進展[2]。

中國南海油氣資源豐富，但其中70%上以都埋藏于深水區(qū)，油氣勘探開發(fā)工作因而面臨著許多技術(shù)難題和挑戰(zhàn)。歷經(jīng)10多年的探索和實踐，我國海洋油氣鉆探的最大水深已超過2 600 m，實現(xiàn)了從淺水到超深水的跨越，同時也發(fā)現(xiàn)了豐富的深海天然氣和海域天然氣水合物（以下簡稱水合物）資源，亟待進行安全高效開發(fā)。這就對深海天然氣及其水合物的開發(fā)模式及其技術(shù)支撐體系提出了迫切的需求，需要通過創(chuàng)新驅(qū)動，積極探索相適應(yīng)的安全高效開發(fā)模式，不斷實現(xiàn)關(guān)鍵核心技術(shù)與裝備的重大突破。本文主要討論了深海天然氣及其水合物的安全高效開發(fā)模式及其技術(shù)支撐體系相關(guān)問題，以期為同行及相關(guān)企業(yè)提供有益的參考。

1 深海天然氣及其水合物開發(fā)模式探討

較之于淺水或陸地，深海天然氣工程最大的特點就是需要浮式鉆采作業(yè)、水下井口及相適應(yīng)的天然氣生產(chǎn)與集輸系統(tǒng)等。這不僅增加了工程作業(yè)的風(fēng)險及技術(shù)系統(tǒng)的復(fù)雜性，而且也大幅度增加了工程成本。因此，在深海天然氣開發(fā)工程中應(yīng)盡可能地減少水下井口及配套設(shè)施的數(shù)量，縮短浮式作業(yè)時間，并通過實施水平井或以水平井為基本特征的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井工程，大幅度提高深海天然氣田的單井天然氣產(chǎn)量以及最終采收率。為此，有必要圍繞深海天然氣田安全高效開發(fā)目標(biāo)，優(yōu)選比較適用的工程模式及其配套技術(shù)與裝備，同時積極探索更加先進適用的工程模式及其技術(shù)支撐體系。

1.1 深海常規(guī)天然氣開發(fā)模式

通過浮式鉆完井作業(yè)建立水下井口與井眼系統(tǒng)，在此基礎(chǔ)上建立水下天然氣生產(chǎn)與集輸處理控制系統(tǒng)，以及實施海底天然氣管道建設(shè)工程，最終形成“浮式鉆完井+水下生產(chǎn)與集輸系統(tǒng)+管道外輸”的深海常規(guī)天然氣工程模式。在美國墨西哥灣、中國南海等深水海域的油氣開發(fā)中，均采用了這種工程模式。例如，2006年發(fā)現(xiàn)的南海荔灣3-1天然氣田，其發(fā)現(xiàn)井LW3-1-1探井（水深1 480 m）位于深水海域，是典型的深海天然氣田，其開發(fā)就是采用了上述工程模式——一方面通過浮式鉆完井等作業(yè)建成了多口天然氣生產(chǎn)井及水下生產(chǎn)系統(tǒng)，另一方面通過深水管道工程建成了海底管道設(shè)施將產(chǎn)出的天然氣輸送到珠海上岸，并在該管線爬坡至陸坡邊緣處（水深約200 m）建立了一個中心處理平臺[3]。

另一種開發(fā)模式則屬于完全的浮式作業(yè)模式，即在深海油氣工程作業(yè)過程中均采用浮式作業(yè)模式，在國內(nèi)外的海洋油氣開發(fā)中已被大規(guī)模的推廣應(yīng)用。如巴西、西非等深水海域的石油開發(fā)工程模式，在我國南海石油開發(fā)中也采用了這種工程模式，如南海流花11-1油田，就是最早采用這種工程模式進行高效開發(fā)的次深水油田[4]。流花11-1油田位于南海東部24/09區(qū)塊及香港特別行政區(qū)東南方向240 km處，所在海域水深為311 m，于1987年發(fā)現(xiàn)，1996年3月29日建成投產(chǎn)，是國內(nèi)第一個采用上述浮式鉆采模式進行水平井開發(fā)的次深水稠油油田。該油田開發(fā)通過浮式鉆完井作業(yè)建設(shè)了水下井口和水平井井網(wǎng)系統(tǒng)，使用半潛式浮式生產(chǎn)系統(tǒng)及懸掛柔性立管系統(tǒng)控制原油生產(chǎn)，再經(jīng)過浮式生產(chǎn)儲卸裝置進行船運外輸。當(dāng)然，就深海天然氣工程而言，對浮式鉆采模式提出了更高的要求，必須對浮式生產(chǎn)的天然氣進行必要的液化處理，以便于高效船運外輸，相應(yīng)的工程模式應(yīng)為“浮式鉆完井+水下鉆采系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)與天然氣液化處理系統(tǒng)+船運外輸”。這種工程模式，不依賴于海底管道輸送設(shè)施，可能更適用于深遠海天然氣田安全高效開發(fā)的實際需求。為此，今后在關(guān)注一般多功能浮式鉆采作業(yè)裝備的同時，還應(yīng)該特別關(guān)注海上浮式液化天然氣（Floating Lique fied Natural Gas，簡稱“FLNG”）的加工與運輸裝備（特種船舶）。

另外，如果在深海常規(guī)天然氣生產(chǎn)中伴有凝析油流出，就必須進行天然氣與凝析油的分離處理。如果能夠進行水下分離與集輸處理，當(dāng)然是一種比較理想的高效開發(fā)模式——這樣可以使天然氣直接通過海底管道系統(tǒng)輸送，使少量凝析油通過立管浮式生產(chǎn)與儲卸并通過船運外輸。如果采用浮式生產(chǎn)與分離、集輸處理等技術(shù)，則是一種比較成熟的開發(fā)模式——這樣分離出的少量凝析油可通過船運外輸，而大量的天然氣一方面可以進入海底管道系統(tǒng)進行輸送，另一方面也可以根據(jù)實際約束條件原地進行浮式液化處理并船運外輸。

1.2 海域水合物鉆采模式

天然氣水合物俗稱“可燃冰”，是一種可以被開發(fā)利用的非常規(guī)天然氣資源，在儲層中的相態(tài)呈現(xiàn)為一種“固態(tài)”。深水海底附近的高壓低溫環(huán)境有利于水合物的形成與儲存，超過90%的水合物都位于水深超過800 m的深水海域，鉆采難度很大。針對水合物的鉆采難題，國內(nèi)外盡管已經(jīng)提出了降壓、熱采、注入化學(xué)劑、CO2置換等多種開采方法，并且在某些海域?qū)嵤┝私祲涸嚥晒こ蹋駷橹股形磳崿F(xiàn)商業(yè)化開發(fā)目標(biāo)，仍面臨著重大的技術(shù)挑戰(zhàn)[5]，需要深入開展創(chuàng)新研究與現(xiàn)場試驗，力爭在海域水合物安全高效開發(fā)工程方面實現(xiàn)重大技術(shù)突破。為此，有必要積極探索與試驗“水平井或復(fù)雜結(jié)構(gòu)井浮式鉆完井+水合物原位分解開采+水下或浮式生產(chǎn)與集輸處理系統(tǒng)+管道或船運外輸”的安全高效開發(fā)模式及其技術(shù)支撐體系，推進中國南海水合物向商業(yè)化開發(fā)目標(biāo)加快發(fā)展。其中，以水平井或以水平井為基本特征的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井，被認(rèn)為是高效開發(fā)海域水合物的先進井型技術(shù)，相應(yīng)的鉆采工程技術(shù)也極具挑戰(zhàn)性，相關(guān)研究已經(jīng)取得了重要的進展[6-8]。

另外，如果海域水合物來源于其下部的深層常規(guī)天然氣藏，則有必要探討上、下共采的立體化綜合開發(fā)模式。試想，這里的深層常規(guī)天然氣儲層處于高溫高壓地質(zhì)環(huán)境中，而淺層水合物儲層則處于低溫和次高壓環(huán)境中，基于先進井型技術(shù)來控制利用上、下兩類儲層的溫壓效應(yīng)，可望同時鉆采深海天然氣及其水合物資源，實現(xiàn)其立體化高效開發(fā)的目標(biāo)。

1.3 深水大位移井鉆采模式

較之于淺水和陸地，海洋深水鉆采工程特別昂貴，主要原因是深水鉆采工程依賴于浮式作業(yè)平臺，并且需要建立和使用水下井口及生產(chǎn)系統(tǒng)。在客觀條件具備的情況下，有可能在淺水區(qū)建立固定的鉆采作業(yè)平臺并實施超大位移井工程[9]，如圖1所示。從淺水區(qū)定向鉆采深水區(qū)油氣藏，既不需要租用浮式作業(yè)平臺，也無須建立水下井口及相應(yīng)的浮式鉆采系統(tǒng)，由此不僅可以大幅度的降低工程成本和風(fēng)險，而且還特別有利于安全環(huán)保及后續(xù)的生產(chǎn)與集輸處理、防護與維修等工程作業(yè)。目前，大位移井技術(shù)已經(jīng)取得了重要的進展[10]。

圖1 深水靶向大位移井及其安全鉆井壓力窗口示意圖

另外，由于海域水合物在泥線以下埋藏較淺，要通過實施水平井或復(fù)雜結(jié)構(gòu)井工程進行高效開發(fā)，其工程作業(yè)風(fēng)險較大。因此，有可能基于大位移井技術(shù)優(yōu)選水下井口的位置（井位），以便規(guī)避深水條件下淺層水合物水平井或復(fù)雜結(jié)構(gòu)井高效開發(fā)的鉆采作業(yè)風(fēng)險并降低施工難度，相關(guān)的工程設(shè)計控制技術(shù)有待于深入研究與試驗。

2 “U”形井開發(fā)模式與連通控制方法

“U”形井技術(shù)，就是采用定向鉆井技術(shù)，使地面相距數(shù)百米甚至更遠的兩口井或多口井，在地下數(shù)百米甚至數(shù)千米的目的層處定向連通對接[8]。采用“U”形井技術(shù)高效熱采稠油、水合物等非常規(guī)油氣資源，是一種原位改性高效開發(fā)模式。除此以外，“U”形井技術(shù)還被應(yīng)用于鹽礦、堿礦、地下煤層氣化、地?zé)岬茹@采工程，以及油氣管道的穿越工程中。按連通對接兩口井的類型可將“U”形井分為3種：水平井與直井連通、定向井與水平井連通、水平井與水平井連通。其中，第一種井型被稱為連通井或?qū)泳?，在實際工程中應(yīng)用較多，技術(shù)也比較成熟；后兩種井型統(tǒng)稱為“U”形水平井，國內(nèi)外報道較少。

“U”形井技術(shù)，對于深海特種油氣藏的高效開發(fā)具有獨特的作用。例如，在海域水合物的高效開發(fā)中，“U”形井技術(shù)具有先進性與廣闊的應(yīng)用前景。由定性分析可知，“U”形連通井或水平井不僅具有水平井的特征，而且有兩個井口，便于對海域水合物原位分解形成的氣（天然氣）、液（水）、固（砂）三相流進行高效分離與處理，其中一個井口專門用于生產(chǎn)天然氣，而另一個井口則可以用來排水和除砂，從而實現(xiàn)海域水合物的安全高效開采?！癠”形井連通對接階段的井眼軌跡控制方法，是“U”形井工程的關(guān)鍵技術(shù)之一，主要存在著以下3項技術(shù)難點：

1）中靶精度要求高。在水平井與直井連通中，靶點為直井底部約為500 mm的洞穴；在定向井（或水平井）與水平井連通中，靶點即為目標(biāo)井待連通的水平段井眼軌跡，其直徑通常為216 mm。

2）井眼軌跡控制技術(shù)要求高。在水平井與直井連通中，如果井眼軌跡控制不當(dāng)，錯過水平井與洞穴的連通，則需要回填后再側(cè)鉆進行下一次嘗試；在定向井或水平井與水平井連通中，如果不能實現(xiàn)一次性連通，則需要將垂深抬高后再進行下一次嘗試。此外，由于要實現(xiàn)定向井（或水平井）與水平井的精確連通，在后續(xù)的施工中一般要求在對接連通處下入套管，所以兩口井的連通夾角要小于4°。

3）磁導(dǎo)向鉆具組合的近鉆頭磁短節(jié)對井眼軌跡控制的影響較大。由于在鉆頭后面安裝有長度為0.5 m左右的磁短節(jié)，因而難以準(zhǔn)確預(yù)測造斜工具的造斜率，同時造斜工具的造斜能力也會受到影響。另外，磁短節(jié)的安裝也會影響到導(dǎo)向鉆具組合工具面的擺放與控制。

2.1 水平井與直井連通控制方法

已有不少學(xué)者對于水平井與直井連通的井眼軌跡控制進行了研究。筆者基于前人的研究成果，建立了一種新的井眼軌跡控制模型，相應(yīng)的坐標(biāo)系如圖2所示。其中O—NED表示大地坐標(biāo)系，O表示原點并選在直井井口，N軸指向正北方向，E軸指向正東方向，D軸鉛垂向下指向地心；以當(dāng)前井底p為原點，建立井底右手直角坐標(biāo)系p—xyz，z軸指向鉆頭鉆進方向，x軸指向井眼高邊方向，y軸按右手法則確定；測點m表示探管所在位置，其在坐標(biāo)系p—xyz中的矢量表示r的球坐標(biāo)形式為（r,θ0,φ0），可以由磁導(dǎo)向鉆井測距工具精確測得；連通點t表示直井洞穴所在的位置，其在坐標(biāo)系p—xyz中的矢量表示r1的球坐標(biāo)形式為（r1,θ1,φ1），可以通過計算獲得。

圖2 水平井與直井連通的坐標(biāo)系

該井眼軌跡控制模型設(shè)計的基本思路為：首先測得測點m相對于鉆頭的位置，然后計算出連通點t相對于鉆頭的位置，接著調(diào)整工具面角，最后通過“斜面圓弧+切線段”來進行待鉆軌道的優(yōu)化設(shè)計。使用該模型進行一次井眼軌跡控制后，就免得在以后的每次測量時都再來調(diào)整一次，只有在后續(xù)的井眼軌跡偏差較大的情況下，才有必要再次使用。這可以使得水平井與直井的連通對接過程變得相對簡單一些。

2.2 定向井/水平井與水平井連通對接控制方法

這樣的“U”形水平井連通對接方法，包括井眼的軌跡扭方位控制和軌道修正優(yōu)化設(shè)計。

因為基于磁導(dǎo)向鉆井測距工具的測點只是實鉆水平井上的一個測點，而非目標(biāo)點，所以現(xiàn)有的限定井眼方向三維軌道設(shè)計方法不適用于定向井/水平井與水平井的連通設(shè)計。要實現(xiàn)定向井/水平井與水平井的精確連通，勢必對井眼軌跡控制提出更高的要求。因此，筆者團隊采用穩(wěn)斜扭方位模式建立了定向井/水平井與水平井連通過程中的井眼軌跡控制計算模型，其建立在水平井著陸與飛機降落時的情形十分相似的基礎(chǔ)之上。在上述類比中，鉆頭就好比飛機，已鉆水平井的水平段就好比飛機所要降落的滑行跑道，要想使鉆頭準(zhǔn)確平穩(wěn)地進入已鉆水平井的水平段，就要保證在進行最后連通時，正鉆井的井眼軌跡處于已鉆水平井的水平段所處的鉛垂面內(nèi)，進而通過“起降式”完成最后的連通。坐標(biāo)系和井眼軌跡控制計算模型分別如圖3、4所示[11]。

圖3 定向井/水平井與水平井連通的坐標(biāo)系

圖4 定向井/水平井與水平井連通的軌跡控制模型圖

在圖3中，O—NED表示大地坐標(biāo)系，O為原點，N軸指向正北方向，E軸指向正東方向，D軸鉛垂向下指向地心。以當(dāng)前井底p為原點，建立井底右手直角坐標(biāo)系p—xyz，z軸指向軌道的前進方向，x軸指向井眼高邊方向，y軸按右手法則確定。其他符號及其說明與圖2相同。

在圖4中，點m表示已完鉆水平井上的一個測點，其所在水平段所處的鉛垂面記為V；n為鉛垂面V的單位法向矢量，水平面H與鉛垂面V相交于點t表示目標(biāo)連通點。由待鉆點p（當(dāng)前井底）至鉛垂面V上點d的軌道剖面由4段組成，即：。三段圓弧全部采用穩(wěn)斜扭方位模式完成，并且點b處的軌跡切線所在鉛垂面與V面平行，點c到V面的距離等于點b到V面的一半。此外，為軌道剖面在水平面H上的水平投影圖。其他符號及其說明與圖2相同。

該模型的約束條件為軌道剖面結(jié)束點處于鉛垂面V上，并且結(jié)束點d處的井眼方位與鉛垂面V的方位相同。該模型比以前的方法更適用于定向井/水平井與水平井連通過程中的井眼軌跡控制，可以有效提高“U”形水平井連通對接的成功率。

3 深水鉆井技術(shù)研究

深水鉆井技術(shù)是深海油氣勘探開發(fā)不可或缺的關(guān)鍵核心技術(shù)之一，有關(guān)研究與實踐在國內(nèi)外備受關(guān)注。深水鉆井作業(yè)主要包括深水導(dǎo)管安裝、表層套管井段鉆井、水下防噴器組及隔水管安裝、后續(xù)鉆井等4個主要作業(yè)環(huán)節(jié)。其中“后續(xù)鉆井”的技術(shù)難度取決于油氣藏特性與埋深、不同的井型技術(shù)要求（直井、水平井、復(fù)雜結(jié)構(gòu)井等）和所鉆地層的復(fù)雜性。深水鉆井導(dǎo)管和隔水管安裝作業(yè)特征如圖 5所示[12]。

近10多年來，筆者帶領(lǐng)團隊與相關(guān)企業(yè)密切合作，針對深水鉆井工程力學(xué)與關(guān)鍵技術(shù)問題開展了大量的科學(xué)研究與工程實踐，主要取得了以下研究進展[2,12-13]：

1）深水井身結(jié)構(gòu)與井筒完整性。綜合考慮深水鉆井的客觀約束條件和作業(yè)工藝特點，提出了適用于深水井身結(jié)構(gòu)設(shè)計的不同作業(yè)安全系數(shù)選取方法及套管柱強度設(shè)計的推薦做法，并給出了一套先進的深水井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計流程。針對深水鉆井作業(yè)的特點，綜合考慮隔水管段井筒傳熱、鉆井液增注、套管及其環(huán)空溫壓效應(yīng)等諸多因素的影響，建立了深水鉆井套管環(huán)空循環(huán)溫度預(yù)測計算模型，以及由溫度效應(yīng)導(dǎo)致的環(huán)空增壓計算模型，并闡明了相關(guān)因素的影響規(guī)律，提出了深水井筒完整性設(shè)計控制新方法。

2）深水導(dǎo)管入泥深度設(shè)計與噴射安裝控制研究。相關(guān)研究成果揭示了深水導(dǎo)管與海底土體相互作用的機理，提出了綜合海洋環(huán)境、鉆井動載等多因素的導(dǎo)管與土體相互作用本構(gòu)關(guān)系；采用不同的樁土接觸面模型，對深水鉆井導(dǎo)管的承載能力進行了計算分析，揭示了深水導(dǎo)管作為“循環(huán)通道”和“持力結(jié)構(gòu)”兩大功能的動態(tài)力學(xué)特性，建立了深水導(dǎo)管噴射法入泥深度預(yù)測模型。該模型考慮了深水海底淺層土中黏性土和砂性土的土力學(xué)性質(zhì)和海底分層土側(cè)向摩擦力的影響；同時，考慮了深水環(huán)境載荷及無隔水管作業(yè)工況的特點，以軸向靜載荷為主進行設(shè)計，形成了深水無隔水管送入管柱的強度靜力設(shè)計與動力校核方法，并根據(jù)校核結(jié)果控制深水導(dǎo)管噴射安裝作業(yè)過程中鉆壓等關(guān)鍵操作參數(shù)。

圖5 深水鉆井導(dǎo)管和隔水管安裝作業(yè)示意圖

3）深水鉆井隔水管力學(xué)行為研究?？紤]到深水鉆井隔水管安裝過程中特殊的邊界條件，建立了深水鉆井隔水管安裝過程中多種動力學(xué)行為分析模型及控制方程，揭示了控制深水鉆井隔水管安裝過程力學(xué)行為的關(guān)鍵參數(shù)，并獲得了相應(yīng)的安全作業(yè)窗口；采用傳遞矩陣和譜分析方法，對深水鉆井隔水管的頂張力進行了優(yōu)化分析，得到了不同作業(yè)參數(shù)下的頂張力的最優(yōu)值；還對深水鉆井隔水管緊急脫離時的力學(xué)行為進行了深入研究[14]。

4）通過多年的校企協(xié)同攻關(guān)，取得了以“海洋深水鉆探關(guān)鍵技術(shù)創(chuàng)新及產(chǎn)業(yè)化”項目為代表的重要成果，并由筆者牽頭獲得了2017年度“北京市科學(xué)技術(shù)獎一等獎”。該項成果的主要創(chuàng)新內(nèi)容包括：①通過攻克海洋深水區(qū)的淺部地層壓力預(yù)測、井身結(jié)構(gòu)與套管優(yōu)化設(shè)計、救援井工程設(shè)計與壓井、超壓致密蓋層綜合提速及淺層土力學(xué)參數(shù)隨鉆測量等諸多理論和技術(shù)難題，掌握了深水鉆探工程全套設(shè)計要素和方法，制定了我國深水鉆探設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)、作業(yè)規(guī)程和技術(shù)指南；②形成了深水表層導(dǎo)管入泥深度預(yù)測與控制方法，以及深水隔水管綜合力學(xué)分析與安全作業(yè)窗口預(yù)測方法，為深水鉆探工程安全高效作業(yè)提供了重要的技術(shù)支持；③建立了深海油氣工程科技創(chuàng)新與人才培養(yǎng)基地，自主研發(fā)了深水鉆井力學(xué)模擬實驗裝置，形成了“產(chǎn)、學(xué)、研、用”一體化的創(chuàng)新平臺條件。該項成果在我國南海及海外多個深水或超深水鉆探區(qū)塊得以成功應(yīng)用，有力地推動了海洋深水鉆探行業(yè)的科技進步，助推了我國海洋深水鉆探工程從淺水區(qū)到超深水區(qū)歷史性跨越的實現(xiàn)。

5）復(fù)雜結(jié)構(gòu)井磁導(dǎo)向鉆井技術(shù)研究。以水平井為基本特征的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井，是高效開發(fā)非常規(guī)、海洋、低滲透等復(fù)雜油氣田的先進井型技術(shù)，在國內(nèi)外備受關(guān)注。磁導(dǎo)向鉆井技術(shù)可以實現(xiàn)鄰井距離的精確探測與控制，是上述復(fù)雜結(jié)構(gòu)井與叢式井鉆井工程的關(guān)鍵技術(shù)之一。特別是在深海油氣鉆探與開發(fā)工程中，多分支井、“U”形井、救援井等復(fù)雜結(jié)構(gòu)井測距與叢式井防碰，都對磁導(dǎo)向鉆井技術(shù)提出了新的要求。根據(jù)鄰井相對空間位置關(guān)系（鄰井軌跡平行和非平行井段），利用會聚角和異面夾角來表征非平行井段的不平行程度，提出了考慮井下磁干擾、會聚角和異面夾角大小的磁導(dǎo)向鉆井隨鉆測距算法，建立了雙水平井和連通井磁導(dǎo)向鉆井糾偏控制計算模型，自主研發(fā)了鄰井距離隨鉆電磁測控系統(tǒng)軟硬件，并通過現(xiàn)場試驗與應(yīng)用驗證了其先進性[15]。相關(guān)研究成果揭示了套管周圍空間的磁場分布規(guī)律，提出了基于鄰井不同井深管柱磁場強度同步測量的隨鉆磁導(dǎo)向測距與防碰新方法，建立了相應(yīng)的計算模型。結(jié)合現(xiàn)代數(shù)據(jù)信號采集處理技術(shù)和傳統(tǒng)的隨鉆測量（MWD）技術(shù)，自主研發(fā)了隨鉆磁導(dǎo)向測距與防碰系統(tǒng)軟硬件樣機（圖6），并成功進行了被動磁測距主動防碰模擬試驗。

圖6 隨鉆磁導(dǎo)向測距與防碰系統(tǒng)及其技術(shù)原理圖

4 結(jié)束語

1）中國南海深水區(qū)天然氣及其水合物的安全高效開發(fā)面臨著許多技術(shù)挑戰(zhàn)，迫切需要建立相適應(yīng)的工程模式及其技術(shù)支撐體系，尋求“地質(zhì)—工程—市場”一體化的解決方案。對于深海常規(guī)天然氣田，應(yīng)積極試驗與建立“水平井或復(fù)雜結(jié)構(gòu)井浮式鉆完井+水下鉆采系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)、集輸與FLNG處理系統(tǒng)+船運外輸”的開發(fā)模式及其技術(shù)支撐體系；而對于鄰近淺水區(qū)的深水天然氣田，則可以考慮采用大位移水平井開發(fā)模式，將“水下井口”轉(zhuǎn)移到淺水區(qū)固定鉆采平臺上來，從而大幅度提高其綜合開發(fā)效益。

2）以實現(xiàn)海域水合物商業(yè)化開發(fā)為目標(biāo)，應(yīng)積極試驗與建立“水平井或復(fù)雜結(jié)構(gòu)井浮式鉆完井+水合物原位分解開采+水下或浮式生產(chǎn)與集輸處理系統(tǒng)+管道或船運外輸”的開發(fā)模式及其技術(shù)支撐體系。另外，由于水合物埋藏在海底以下的淺部（如南海某海域的水合物埋藏在泥線以下200～300 m之間），難以實施水平井或“U”形井等復(fù)雜結(jié)構(gòu)井工程，可考慮將井位選在水深較淺的海底，通過實施大位移井工程進行安全高效開發(fā)，或采用吸力錨技術(shù)與裝備建立水下井口。

3）通過持續(xù)的創(chuàng)新驅(qū)動，不斷提升深水鉆探、開采及儲運一體化技術(shù)體系的先進性與安全高效應(yīng)用水平。同時，在深海天然氣工程中應(yīng)高度重視安全環(huán)保問題，要特別注意防止發(fā)生井噴、泄漏等惡性事故。伴隨著信息、材料、人工智能等相關(guān)學(xué)科領(lǐng)域的科技進步，深海天然氣工程必然朝著信息化與智能化的方向加速發(fā)展。

4）國內(nèi)外普遍重視深海石油和天然氣資源的勘探開發(fā)，相關(guān)技術(shù)與裝備的研發(fā)與應(yīng)用不斷取得新的進展，若希望了解更多的相關(guān)研究與發(fā)展情況，請閱讀本文的相關(guān)參考文獻。