南海西部高温高压区域油气资源丰富，其已成为中国海油能源发展的重要勘探方向^[1-4]。但受限于极端的地面作业条件、超高的地层压力和温度，南海西部高温高压井地质及工程面临一系列巨大挑战，常规的作业模式已无法满足南海高温高压区域勘探开发的需求^[5-16]。此前，国内高温高压油气田主要分布于陆上的新疆、四川等地的深层及超深层区，主要从地质力学角度，建立从井位部署到完井提产多阶段的地质工程一体化研究及应用方法，而陆上地质工程一体化的关键在于深部低渗透储层压裂增产效果的提升。与陆上不同，海上特殊的条件限制了压裂增产技术的应用，原有的地质工程一体化理念和技术体系适用性较差^[17-19]。本文旨在总结分析中国南海高温高压井地质工程特点及相关挑战的基础上，提出该区域高温高压井地质工程一体化理念及技术体系，从管理创新、技术优化和大数据等方面有效解决该区域高温高压井地质及工程作业问题，达到“提质增效”，实现“增储上产”，从而助力中国南海西部油田完成2025年上产2000×10⁴m³的目标。

中国南海西部莺歌海盆地是位于印支板块和欧亚板块交界处的新生代大型走滑盆地，其中高温高压区主要位于莺歌海凹陷和河内凹陷，发育区范围近20000km²(图 1)。迄今，累计钻探高温高压井约54口，地质勘探成功率为85.2%。1984年，合作方美国阿莫科东方石油公司钻探了第一口高温高压井L30-A井，拉开了中国南海高温高压油气勘探序幕; 1991年，中国海油首钻DF-A井并获得成功，标志着中国走上了海上高温高压自主勘探之路。

图 1

图 1 莺—琼盆地构造区划图 Fig. 1 Structure map of Ying-Qiong Basin

从“十一五”开始，中国海油通过科技攻关，在高温高压成藏理论和大型储集体发育条件等方面取得重大进展。尤其对西物源海底扇分布的科学预测，促成2009年的DF-14A井钻遇优质气层，日产气量64×10⁴m³，实现中深层高温高压天然气的勘探突破。先后累计在西物源大型海底扇、莺东斜坡乐东区获得天然气发现近2000×10⁸m³。

优质的钻探成果揭示了莺歌海盆地高温高压区的巨大勘探潜力，但由于目的层压力系数高(达2.2以上)、温度高(达200℃以上)以及钻井作业压力窗口窄等因素，多口井均未完成钻前设计的地质任务。在地质评价和工程风险的双重难题下，中国海油面临着前所未有的管理和技术挑战，主要涵盖钻井工程和地质作业两大方面。

中国南海高温高压区域钻井与陆地钻井及常温常压区域钻井具有明显差异，主要体现在以下几点：①地上环境。该区域长期经受潮汐、波浪、海流、台风等影响。②地下环境。中国南海高温高压区域地质条件在全球石油天然气钻探领域中十分罕见，为典型的“双高一窄”特征，地层温度超过200℃，地层压力系数高达2.20(图 2)，同时钻井安全作业压力窗口极窄(不足0.1)，压力预测的绝对误差超过0.04就有可能导致钻井失败。③作业成本及商业风险。海上钻井作业日费高，油气勘探开发成本巨大，存在较高的商业经济风险。④环保要求。海洋污染扩散速度快、波及面积大，对经济及生态的损害大，海上钻井作业对环保的要求更高，钻井液、钻屑和废水等废弃物处理难度更大。

图 2

图 2 中国南海高温高压井温压数据统计图 Fig. 2 Statistics of temperature and pressure data from high temperature and high pressure wells in the South China Sea

在高风险和高成本条件下，钻井工程的关键是保障钻井安全、提高钻井效率和降低钻井成本，主要存在以下技术挑战：①异常高压形成机制复杂，有效识别高压成因及精确预测与监测异常高压困难; ②高压薄弱层在地震上响应不明显，对有效识别与精确预测高压薄弱层位置并合理封固缺乏经验; ③高压储层上部缺少标志层，钻完泥岩盖层、揭开储层立即出现高压台阶，在钻至高压层上方时对异常高压准确预测难度大; ④海上高温高压井井涌、井漏处理困难，且费用高昂，对井涌、井漏的早期预警及快速处理需求大; ⑤压力系统复杂，需兼顾地质取资料和工程风险; ⑥受限于成本控制，海上高温高压井套管层次和下深要求高，需在保障安全的前提下尽可能简化井身结构。

高温高压录井作业作为勘探开发的“眼睛”，面临的挑战主要包括：①海上平台升沉、摇摆影响绝对井深和钻井液池体积的精准测量，导致钻井液出口流量的细微变化难以监测，从而影响对早期井涌和井漏的判断; ②钻井液上返过程中隔水管环空较钻杆环空更大，导致迟到时间难以准确计算，从而影响岩屑的稳定返出; ③受成藏条件、储层物性、钻井液添加剂和压差侵入污染等影响，常出现录井和测井资料矛盾或不匹配，导致储层含油气性评价难度大; ④在高温高压环境下，CO₂在钻井液中的溶解度和化学反应更彻底，CO₂随钻录井识别难度大。

测井作业作为地质评价的重要环节，作业质量直接影响地质储量的评价和开发方案的实施，在高温高压条件下面临的挑战主要包括：①钻井液相对密度高加上不规则的压力系统导致电缆测井中容易黏卡或遇阻; ②滤饼厚，影响旋转井壁取心收获率; ③井深长、井温高，导致仪器易超出工作极限; ④钻井液侵入导致电阻率曲线失真。

中国南海高温高压井钻井和地质作业风险大、成本高，易出现风险预警不及时、作业效率低下及地质、工程目的实现不够充分等一系列问题，严重制约了高温高压井的商业化开发。为解决此类问题，逐步探索形成了中国南海高温高压井地质工程一体化理念。

近年来，国内外众多学者提出了地质工程一体化的方法，但主要应用于页岩油气藏、致密油气藏等非常规油气藏开发^[20-29]。本文针对海洋高温高压井地质和工程特点，通过建立多种维度的油气藏模型，针对单井、井组、平台和区域进行勘探开发地质工程技术支撑; 同时，将动态的地质油藏认识与生产施工优化紧密结合，提供一体化的技术支持和持续提产增效的解决方案。主要包括三大相互衔接的内容：①采集健全的地质油藏资料，通过录井—测井—测试三位一体采集评价和岩石—物性—流体全尺度参数评价建立多维度地质油藏模型; ②通过随钻压力监测、井壁稳定性分析、地层可钻性评价和井下地质风险评估等手段保障井筒环境安全; ③优化复杂环境钻完井方案。

传统的单井设计流程以递进式为主，从井位设计，到地质设计，再到钻井设计逐步进行。而在中国南海高温高压井的实际应用中常出现井位设计和地质设计规划良好，但工程方案无法实现地质目的的被动局面。为解决此类问题，通过工程与地质人员联合制订顶层设计，在兼顾地质目的和工程能力的基础上，开展井位优选与设计方案制订，形成海洋地质工程一体化管理油气井生命周期模式，建立“流程+技术+人”的精细管理组合，助力中国海油大型高温高压油气田的发现(图 3)。

图 3

图 3 海洋地质工程一体化管理油气井生命周期示意图 Fig. 3 Life cycle of oil and gas wells under management of offshore geology-engineering integration

通过实践和科研积累，建立海洋地质工程一体化大数据管理应用平台，其架构主要分为数据采集层、集中存储层和分析应用平台(图 4)。首先，在前端井场实现了开发井所涉各专业数据的全面采集，采集过程遵循数据标准规范与数据资源管理体系，使数据具有唯一标识，为实现数据互联互通和多专业应用协同工作奠定基础; 其次，将采集到的多维数据传输汇总至陆地数据中心，实现数据资产安全、有效和集中的存储与管理; 形成实时可视化决策服务并提供数据服务接口，使专业应用可以自动调用所需业务数据进行快速分析。综上，依托“井场先进设备+石油专业技术+信息技术+多学科人才”的组合，产生多维碰撞的叠加效应，实现高效的作业管理与综合研究。

图 4

图 4 海洋地质工程一体化大数据管理构架 Fig. 4 Big data management framework of offshore geology-engineering integration

由于中国南海高温高压井地质作业与钻井工程面临前述诸多挑战，急需对传统技术方案进行创新升级。以地质工程一体化理念为核心，采用先进的管理与设计方法，结合一体化管理数据，实现多源信息、多角度和全方位精细预测层位深度与温压情况，简化钻井和地质作业流程，提高作业效率。经过多年实践，探索出中国南海高温高压井地质工程技术一体化的特色作业体系。

中国南海高温高压井目的层压力系数高，且非目的层通常存在高压薄弱层，精细卡层和封固薄弱层对安全作业尤为关键。通过前期研究发现，高温高压井地层速度变化复杂，且标志层不明显，导致部分井实钻深度与钻前预测深度误差高达200m，直接影响目的层安全作业窗口。

为解决上述问题，通过不断摸索与研究，形成基于随钻声波+中途VSP垂直地震测井的地震层位精细标定及预测技术。该技术以合成地震记录为基础，将精细速度分析、VSP层位标定与预测相结合，提升层位标定和预测精度的准确性(图 5)，为高压层上部技术套管合理下深、保障钻井地质作业顺利完成提供技术保障。

图 5

图 5 随钻声波与中途VSP组合技术层位标定路线图 Fig. 5 Horizon calibration roadmap using combination technology of ALWD and midway-VSP

该技术在多口井取得良好的应用效果。例如M-1井钻前要求将技术套管下在T₃¹-A1气组以及T₃¹-B1气组之间的泥岩中，为保证准确实施，在钻进至3834.2m时进行中途VSP垂直地震测井，结果预测A1砂体顶部3915m、B1砂体顶部3991m，根据VSP反演结果钻至3955m中完，确保了主要目的层的安全作业窗口(图 6和图 7)，结果表明VSP预测比钻前预测和随钻预测更接近地层真实深度(表 1)。

图 6

图 6 M-1井反演速度和声波、VSP层速度对比图 Fig. 6 Comparison of inversion velocity and interval velocity of acoustic and VSP of Well M-1

图 7

图 7 M-1井VSP反演层位预测图 Fig. 7 VSP inversion for horizon prediction of Well M-1

表 1

表 1 层位深度预测结果对比表 Table 1 Comparison of prediction results of horizon depth 地震反射层位 反射时间/ms 钻前预测深度/m 随钻预测深度/m 实钻深度/m VSP预测反射时间/ms VSP预测深度/m T30-B 2866 3806 3808 3787 2837 3789 T31 2883 3840 3846 3857 2868 3858 T31-A1 2912 3896 3910 3915 2895 3915 T31-B1 2952 3974 3989 3994 2931 3991 T31-C1 2982 4032 4047 4044 2956 4042

表 1 层位深度预测结果对比表 Table 1 Comparison of prediction results of horizon depth

为进一步提高钻前层位深度预测的精度，中国南海高温高压区块引入GLASS随钻地层前视技术，实时预测钻头前方电阻率差异界面，结合中途VSP和随钻声波技术，更准确识别钻头前方的层位深度，以便更合理确定中完深度。例如，M-2井钻进至3916m时GLASS预测钻头前方3m内电阻率下降至5Ω·m，且预测后续地层电阻率有持续降低趋势(图 8)，综合判断钻头已接近钻穿泥岩盖层，决定就此深度下套管，结果证实与实钻目的层深度误差仅为2m，从而充分保障了高压目的层压力作业窗口(图 9)。

图 8

图 8 M-2井实时电阻率反演垂直剖面图 Fig. 8 Vertical profile of real-time resistivity inversion of Well M-2

图 9

图 9 M-2井实测电阻率与反演电阻率对比图 Fig. 9 Comparison between measured resistivity and inversion resistivity of Well M-2

中国南海高温高压区域发育多期水道，异常高压形成机制复杂^[30]，具有显著的多源多机制成因特征，采用单一的数据和方法无法实现孔隙压力的精确评价。经过多技术的组合应用与实践，逐步形成基于地震、钻井、随钻测井、录井、中途VSP、随钻前视组合技术六位一体精确预测与监测异常高压的新模式。该模式要求地质、工程设计和作业充分提取反应异常高压的信息数据，并在不同阶段综合利用不同数据和方法对地层压力进行评价，实现多角度、全方位的地层压力钻前预测、随钻监测、随钻预测和钻后分析的闭环模式。通过地震数据、邻井测井数据进行钻前预测; 利用钻井、随钻测井、录井数据进行随钻监测; 依托中途VSP、随钻前视技术进行随钻预测; 通过测井数据、钻完井数据、录井数据、测试数据进行钻后分析。

例如，L10-X井利用测井曲线组合法(图 10)和垂直有效应力法随钻初步识别高压成因。井筒内声波速度和垂直有效应力投点建立趋势线，结合Bowers法垂直有效应力与声波速度标准解释图版(图 11a)，就可以得出L10-X井的异常高压成因。其中，中浅层的莺歌海组随着深度的增加，垂直有效应力和声波速度均保持增大的趋势(图 11b)，符合压实不均衡高压(A)成因特征(图 11a); 而中深层的黄流组随着深度的增加垂直有效应力和声波速度减小，垂直有效应力和声波速度数据投点趋势线特征(图 11b)与传导/流体膨胀(B)高压成因特征一致(图 11a)，且该井在进入黄流组高压储层前盖层无明显气侵特征，表明该方法结果是可行的。确定压力成因后，在黄流组采取适用传导/流体膨胀型高压推荐的Bowers模型和声波时差数据实时评价地层压力，监测结果与实测结果高度吻合。通过多样本数据建立不同压力成因的监测优选参数和模型，从而突破国内多成因超压精细监测技术壁垒(图 10和图 11)。

图 10

图 10 L10-X井测井曲线组合图 Fig. 10 Composite log of Well L10-X

图 11

图 11 基于Bowers法的L10-X井异常高压成因解释图 Fig. 11 Cross plot of vertical effective stress and acoustic velocity of Well L10-X

传统的井涌、井漏监测主要通过对比进出口钻井液池体积变化进行判断，该方法不但具有滞后性，而且易受地面钻井液损耗的影响，准确性低。针对海上高温高压井井涌、井漏监测难的问题，在返出管线安装高精度的质量和流量传感器建立更快、更直接的FLAG监控系统，可实时监测钻井液流过传感器时产生的科里奥利力，并将由科里奥利力引起的测量管微小扭曲振动时的相位差转换为线性电信号输出，从而得到钻井液的返出流量，系统智能判断其与理论返出流量差异发出不同级别的警报，以提醒工程作业采取不同措施，将井涌扼杀在预警初期阶段。

例如，L2-X井起钻至3013m时FLAG系统发出报警，期间泵压由1263lbf/in²降至1139lbf/in²，期间早期井涌井漏监测系统(EKD)返出流量突然增大，且循环池液面随后也出现明显增高，综合分析确认发生井涌。实践表明，该技术比通过钻井液池变化判断井涌和井漏所耗时长缩短近2分钟，时效性得到显著提高(图 12)。

图 12

图 12 L2-X井EKD监测曲线图 Fig. 12 EKD monitoring curve of Well L2-X

海上高温高压井作业日费昂贵，为提升工程时效，引入机械比能(MSE)实时分析钻井效率，通过趋势变化及结合现场数据中的关键参数(工程参数、钻井液参数、气测数据、地层岩性、地层压力、层位标定等)，依托Thema^TM软件智能分析钻井效率和钻头磨损情况，实时提供风险提示和作业建议(优化参数、评价钻头、井筒清洁情况、钻具异常震动等)，指导工程采取相应调整措施发挥钻头的最大功效，从而保障工程作业安全，提高作业效率，实现数据有效化应用。

例如，L3-X井某阶段监测到钻速呈断崖式降低，机械比能(MSE)上升明显且波动区间大，能量图谱投点由聚焦逐渐变为分散，反映钻头能量低、破碎地层能力弱。地质角度分析是由于钻头磨损引起的钻速变慢，工程采取起钻措施，出井钻头牙齿磨损较严重，更换钻头后钻井效率提升显著(图 13)。

图 13

图 13 L3-X井钻井效率智能分析图 Fig. 13 Intelligent analysis of drilling efficiency of Well L3-X

通过地质工程一体化的应用，中国南海高温高压井地质作业及钻井工程降本增效成果显著。其中，地质作业成功率由85%提高至100%，地质设计符合率显著提高; 钻井作业复杂情况下降60%，作业时效显著提高，钻完井周期大幅缩短，有效地解决了中国南海高温高压井的地质工程问题，满足了南海高温高压区域勘探开发的需求，为中国南海西部油田完成2025年上产2000×10⁴m³的目标提供了有力的技术保障。

随着中国深层、深海、非常规、水合物和地热等难采资源的逐步开发，地质工程一体化的应用变得越发必要和紧迫，关键在于对地质和工程数据采集要求作统一顶层设计和数据共享，实现多方位、专业化和智能化的应用。针对海上油气资源的勘探开发，对地质工程一体化进行了进一步的思考与展望，主要包括以下两方面：

(1) 加大海上油气大数据平台建设，从而更好地实现地质工程一体化协同作业(图 14)。扩大井场数据采集范围，实现钻井、录井、测井、测试及其他数据的全面采集，完成更广泛的多源数据融合; 完善数据安全管理与数据资产管理; 优化存储架构，使数据实现高可用; 对数据进行治理和加工，面向业务主题归类并建立知识库，保证数据质量，从而提高数据可用性; 结合业务部门需求，在应用层开发更加智能的专业应用系统，为一体化决策指挥中等场景提供支撑。

图 14

图 14 海洋地质工程一体化大数据平台建设框架图 Fig. 14 Construction framework of big data platform of offshore geology-engineering integration

(2) 深化人工智能、大数据应用研究。

智能勘探实现智能测录井图像识别及定量计算。针对海上测录井获取的大量岩屑、成像测井及数字岩石等图像/图谱资料，在分析成像/成谱方法、录井地质特征和图像图谱污染来源等因素的基础上，利用大数据和人工智能技术，采用多种机器学习/深度学习算法相结合的方式，开展岩石/岩屑智能图像图谱识别的算法研究，提取岩石物理及地层参数等重要信息，实现智能识别与定量表征，最终降低人工成本。

智能开发实现复杂储层测井智能分析与油气评价。结合地质背景和井筒环境，对测井数据进行预处理，基于机器学习，使用高质量测井曲线数据建立录井—测井储层快速识别系统。该方案有助于分析不同开发阶段储层和流体的时变性特征，从而推动动态三维地质建模方法优化，以促进复杂油藏剩余油挖潜。

智能钻完井实现基于数据驱动的井眼清洁度智能预测模型。引入大数据和人工智能技术，对实时录井和钻井数据开展清洗和特征提取，同时开展模拟实验揭示井眼清洁程度的影响机理，基于优选的智能算法，建立井眼清洁度的智能预测模型，最终实现对井眼清洁度的有效评估与预测。该方案将有效解决海洋大位移井井眼清洁难度大的难题，从而实现机械钻速智能化、钻井风险调控协同化，以降低海洋油气钻探成本和风险，保证钻井安全和效率，推动海洋油气资源开发。

(1) 经过多年的经验积累和技术攻关，中国海油逐步摸清了中国南海高温高压区域的高压成因及地质和工程风险，提出了高温高压井地质工程一体化理念，构建了多专业交叉、多技术组合的地质工程一体化特色作业体系。

(2) 通过建立科学高效的地质、钻井设计管理流程，完善作业风险管控、优化地质取资料流程，实现钻井工程和地质评价的优势互补; 通过多样化的录井和测井技术实现全方位的工程监测，优质、高效保障工程作业顺利; 将不同作业体的信息在井场有效统一，提供一体化的数据源，为随钻快速决策提供支持; 最终，达到“安全、经济、快速”地实现中国南海高温高压井的地质和工程目的。

(3) 在未来可进一步建设大数据平台和智能化勘探—开发—钻完井方案，充分发挥地质工程一体化带来的便捷优势，助力类似难采资源的勘探开发，从而保障国家能源安全。