重磅！渤海千亿方大气田官宣投产

11月14日，中国海油发布消息，我国渤海首个千亿方大气田——渤中19-6气田Ⅰ期开发项目成功投产， 标志着我国海上深层复杂潜山油气藏开发迈入新阶段， 对保障国家能源安全、优化能源结构具有重要意义。

01. 日 产超5000吨！

渤中19-6气田位于渤海中部海域，区域平均水深约20米，目前已探明天然气地质储量超2000亿立方米、探明凝析油地质储量超2亿立方米，是我国东部第一个大型、整装的千亿方大气田。 该项目主要生产设施包括新建1座中心处理平台、3座无人井口平台和1座天然气处理终端，计划投产开发井65口，高峰日产油气超5000吨油当量。

“作为国家天然气产供储销体系建设重点项目，渤中19-6气田的正式投产，对后续深层油田的安全高效开发具有良好的实践意义， 将为渤海油田2025年实现上产4000万吨目标提供重要保障， 进一步推动当地经济高质量发展。”中国海油天津分公司总经理阎洪涛介绍说。

凝析气是石油在高温高压条件下溶解在天然气中形成的混合物，一旦开采，又会因为外部条件改变逆凝结为轻质油，对气田的开发生产带来极大的挑战。 渤中19-6气田的凝析气埋藏在深度超5000米的潜山储层，储层裂缝像蜘蛛网一样密集交织，气藏分布广阔但类型复杂，油气开发面对的地层比铜金属还要硬，设计超过6000米的超深井多达17口，井下最高温度达到204℃。

02. 钻越近 40座珠 峰 ！

中国海油天津分公司工程技术作业中心副总经理刘宝生介绍，“面对渤中19-6气田的复杂地层，我们创新践行地质工程一体化理念，坚持‘一井一策’管理模式，在渤海海域首次尝试精细控压技术，推进精细化钻井， Ⅰ期开发项目总进尺超350000米，相当于钻越近40座珠穆朗玛峰。目前，项目提速超20%， 为千亿方大气田的优质开发保驾护航。”

渤中19-6气田Ⅰ期开发项目完全由我国自主设计、建造、安装及生产运营，可实现超高压循环注气、油气综合处理、绿色岸电、中控远程操控等先进功能，多项技术突破填补了国内海上油气田开发技术空白。其中， 渤中19-6电力动力平台是我国规模最大的海上油田群岸电应用工程项目，可同时为十多个平台提供稳定绿色动力。此外，项目65口生产井全部采用远程智能控制， 实现设备设施运行状态实时监控、生产动态数据采集和智能分析，确保无人平台全天候、全过程、全空间安全生产管控。

中国海油首席执行官及总裁周心怀表示， 该项目是渤海湾依托渤中-垦利油田群岸电项目投产的首个千亿方凝析气田， 将为京津冀及环渤海地区提供更稳定可靠的清洁能源供应，并有力促进中国海油的绿色低碳高质量发展。

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提速20% ，用了什么“黑科技 ” ？

渤中19-6凝析气田地质条件复杂、井下环境恶劣，整体呈现“深、热、硬、漏”等特点，在项目运行过程中主要面临深部硬地层可钻性差、恶性漏失发生风险高、深井扭矩高温度高、潜山储层保护难度大等诸多挑战，针对作业难题， 项目初步形成安全高效钻井技术、全井段提速技术、提效提产技术 等具有渤海特色的 渤中19-6凝析气田优快开发技术体系。

1、安全高效钻井技术

（1）三压力闭环管理

依托中海油工程技术一路“三位一体”的管理架构，实现三压力闭环管理。钻前，利用基于层析速度约束的地震速度反演技术精准预测压力；钻时，建立随钻地层压力预警与坍塌压力周期分析技术，辅助现场决策；钻后，形成区域三压力分布图版，为后续安全高效钻井奠定基础。

随钻地层压力监测及预警

（2）井漏综合治理技术

① 工程地质一体化轨迹避漏。钻前开展风险识别与规避，梳理过井地震剖面薄弱点，精细优化轨迹，避开断层及破碎带；如无法避免，则轨迹选择尽可能地震剖面清晰、连续的位置穿过断层。

② “一井一策”防漏预案。制定包含开钻密度、详细工程操作流程、后续提密度条件、复杂情况应对措施、短起下计划、密度控制图版、短起下钻趟数、短起井深及短起密度等内容的“一井一策”防漏预案，在设计阶段尽可能降低井漏风险。

工程地质一体化轨迹优化

短期计划与密度控制模板

（3）7 ″尾管精细控压固井技术

针对异常高压与潜山井漏作业风险，根据前期实钻情况，优化钻井液排量和井口控制压力参数，精细化操作控压节流阀，在尾管固井低密度隔离液进环空至尾浆出管鞋过程中，实施精细控压固井技术，最高井口控压2.98MPa，在维持井底当量压稳异常高压层的同时，有效降低了井底漏失风险，成功实现精细控压固井，全过程井底压力得到合理控制，未发生漏失及气侵情况，候凝48小时后，测尾管固井质量，整体固井质量良好，技术取得圆满成功应用。  

精细控压溢流漏失检测系统

2、全井段提速技术

（1）钻头优化与参数强化

针对馆陶组含砾砂岩钻头崩齿、东营组含灰质泥岩钻头磨损、沙河街组灰质泥岩钻头吃入难、太古界潜山花岗片麻岩研磨性极强的问题持续开展钻头攻关与优化，初步形成钻头标准化选择图版。同时，在MWD上加入井底钻压和扭矩监测模块IWOB，强化钻井参数，钻压整体提升20%～50%，机械钻速整体提升20%～30%。

（2）钻具组合优选技术

在浅部地层，形成大井眼抗疲劳提速钻具组合：①将马达尺寸从9-5/8″升级为11-1/4″，1.15°弯角、403mm扶正套；由3:4头改进为7:8头，持续优化至5:6头；②引入高扭矩马达、输出扭矩可提高40～50%。③加放径向短节，提高滑动效率。

在深部地层，形成硬地层提速钻具组合：采用大扭矩马达+PD的形式钻进，将扶正器由马达移近到旋转导向上，选取合适工具力、适当提前造斜、及时调整钻井参数，提高造斜率，平均机械钻速提升70%。  

旋导扶正器位置优化

（3）深井降摩减扭技术

①浅部轨迹精细化控制。计算结果显示，0～1000m井段摩阻系数增加0.1所产生的井底扭矩与1000～4000m井段摩阻系数增加0.1所产生的井底扭矩相同，控制浅部轨迹及摩擦系数是降低深井扭矩的关键，因此，施工时控制16″井眼狗腿1～2°/30m，尽量控制2.5°/30m以内，控制上部井段偏离设计小于2°。

②加放减阻接头，采用PF-LUBE220润滑剂。在影响扭矩的浅部关键井段，在钻柱中加放减阻接头，防止钻杆与井壁、钻杆与套管的直接接触，使深井扭矩降低15%；同时采用PF-LUBE220润滑剂，该润滑剂可在220℃环境中应用，与钻杆表面原子通过共价键生成金属螯合环，形成高抗剪切吸附层，钻进扭矩可降低20%左右。

3、提效提产技术

（1）全过程储层保护理念与技术

以减缓井筒流体侵入地层为理念，采用精细控压钻井技术。12-1/4″井段揭开异常高压层顶、钻遇易漏地层，采用低密度钻进使用控压提高钻井安全；8-1/2″井段钻遇异常高压层，利用控压钻井设备进行微过平衡钻井；6″井段为储层段，BZ19-6-A11井首次实现1.10g/cm3密度开钻，降低了0.05g/cm3；实现控压起下钻。

以减少有害固相为理念，采用抗高温无固相钻完井液体系，其中，抗高温无固相PDF-HSD钻井液，主剂均为水溶性聚合物，在204℃高温环境下会逐渐降解，基本无粘切。同时配套固控设备清除固相，振动筛采用进口筛布（API140目以上）+清洁器+2台可用的中、高速离心机配合清除有害固相；配置钻井液/完井液/测试液所需海水必须经过双级过滤，提高过滤精度，避免孔喉堵塞；确保地面循环系统所有节点（高架槽及管线、振动筛底座、沉砂池、泥浆池及配浆管线）清洁。

以及时返排为理念，在钻完井液中添加防水锁剂，针对潜山裂缝性气层，在钻完井液和测试液中加入0.5%防水锁剂PF-SATRO-1，预防作业过程中的水锁性伤害，降低气水界面张力，方便水相返排。界面张力由13.99mN/m降低为2.44mN/m，表面张力由38.32mN/m降低为24.12mN/m。采用生产流程管汇预制等方法实现完井即投产，贯彻及时返排作业理念。  

降滤失及微裂缝封堵机理图

（2）防砂管柱优化

优化防砂管柱实现一趟管柱同时完成防砂、封井两项作业目的；创新采用射孔管柱常用的钻杆流量阀，无需灌浆、打通；引入破裂拱阀并对封隔器坐封工具适当改造，省去投球坐封程序；取消中心管柱，下钻省时间，起钻更顺畅。

（3）生产管柱优化

传统方式为生产封隔器以下连接剪切球座，投球憋压坐封封隔器，球座剪切后掉落至破裂拱阀，如拱阀液压开启失败，连续油管磨铣难度大大增加，而且影响及时返排投产。对生产管柱优化后，在PLT测试井中，取消剪切球座，采用可溶球+投球压裂滑套坐封生产封隔器，不影响连续油管磨铣与返排投产；在非PLT测试井中，增加压力打开式滑套，液压拱阀开启失败后，加压打开生产通道，避免深井钢丝作业、连续油管作业。  

生产管柱优化

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