国外油气技术研发动态

1、国 外 油 气 技 术研 发 动 态（供领导参考）中国石油集团科技管理部主 办2012年第4期（总第96期）中国石油经济技术研究院 2012年4月15日出版目 录科研要闻壳牌证实将于今夏开展北极钻探1挪威国家石油公司将大幅度增加研发投资1贝克休斯公司在沙特创建非常规技术中心2研发动态哈里伯顿公司水平井子段压裂技术3创新的压裂液预处理和循环技术4地质导向技术优化水平钻井使废弃的海上油田恢复生产6INOVA公司推出新一代高性能陆上地震数据采集系统G3i7CGGV推出两款油藏描述软件系统8新一代大直径旋转井壁取心工具完成现场测试9专题报道国外控压钻井技术新进展10行业视点ION公司未来地震勘探前景分

2、析与展望14主 编： 刘 嘉地址：北京市西城区六铺炕街6号 邮编：100724 电子信箱：liujia 电话62065199科研要闻 壳牌证实将于今夏开展北极钻探2012年3月7日，壳牌公司负责勘探业务的执行副总裁David Lawrence在出席IHS CERA会议期间接受道琼斯通讯社采访时证实，英荷壳牌公司将于今年夏天在阿拉斯加沿岸的北冰洋地区开展油气钻探活动。长久以来，壳牌一直在努力取得阿拉斯加北部Beaufort和Chukchi海域的钻探许可，并已投资逾40亿美元为勘探钻井做准备。截至目前，公司已经获得了一些重要的批复，但仍然需要一些部门的批准才能在今年7月

3、份开始钻井。同时，壳牌公司还将面临一些环保组织的责难。阿拉斯加是极具潜力的油气前景区，拥有250亿桶石油和120万亿立方英尺天然气储量。为此，壳牌已将开发该区域的油气资源纳入公司的战略部署，并计划长期不断地在该地区开展勘探钻井活动。作为壳牌“北极圈计划”的一部分，壳牌也正努力开拓俄罗斯沿海的钻探机遇。壳牌称在阿拉斯加北极地区开展钻井活动技术上相对简单。一方面，由于油气埋藏在相对浅的水下，地层压力较低，钻探难度不大。另一方面，壳牌已经掌握了大量该地区的地质资料，为对该地区进行勘探开发奠定了基础。但在北极开展钻探，仍要克服极端恶劣的气候环境和艰难的后勤保障的挑战，同时满足更为严格的环保标准。壳牌阿

4、拉斯加沿岸的钻探计划显示出美国在高油价和高能源需求下的北极部署。此外，如果在北冰洋开采出石油，将使美国的阿拉斯加输油管道投入运转，这将构成美国能源安全政策重要的一环。 （编译：郭晓霞） 挪威国家石油公司将大幅度增加研发投资在油价高涨的大背景下，投资技术研发成为石油公司降本增效提高产量的重要手段。2012年初，挪威国家石油公司（Statoil）宣布今年将研发投资增加27%，达到28亿挪威克朗（合4.7亿美元）。为实现其到2020年在挪威大陆架地区产量翻番的目标，Statoil将把这些投资用于增加四个主要业务领域的研发活动。这四个重点技术领域包括：（1）提升地震成像和解释水平为公司贡献更多的油气发

5、现。（2）提高储层描述能力和油气采收率将产量最大化，目标是到2020年将日产量再增加15亿桶。（3）开发有效的建井技术提升钻井速度，降低钻井成本。目标是到2020年将建井周期缩短30%，建井成本降低15%。（4）开展海底技术研究大幅提升产量。目标是到2015年实现海底压缩，到2020年实现“海底工厂”。通过以上新技术战略的实施，Statoil希望将其产量从2010年的190万桶/天增加到2020年的250万桶/天，从而确立公司在油气生产领域的地位。当今油气工业面临着许多新的技术挑战，如海洋更深的作业水深，北极地区的严酷环境以及新的勘探开发领域（如页岩气、页岩油等），这些挑战对油气工业的技术水平

6、提出了新的要求，也为油气技术研发指明了方向。Statoil深切认识到技术发展对于提高产量、减少能源消费以及支撑公司发展的重要性。为此，该公司在开展技术研发方面已经开展了多年工作，如建立研发中心、开展工业联合项目，以及与斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯等公司进行多年合作研发等措施。这些举措已经为公司带来了一系列丰硕的科技成果。今后Statoil还将增加研发活动，包括在Rotvoll扩建R&D中心，以及建立挪威最大的IOR中心等。此外，为了强化技术优势并支持技术实施，Statoil还将广泛开展与石油公司、供应商、国内外研究机构、院校之间的研发合作。 （编译：郭晓霞） 贝克休斯公司在沙特创建非常规技术中

7、心据美国E&P杂志报道，贝克休斯公司在沙特达兰（Dhahran）创立了非常规资源技术研究中心，目的是集贝克休斯公司、沙特石油工业及法赫德国王石油与矿业大学的工程师和科学家的智慧，开发专用的非常规资源解决方案。中心地址战略性地选在达兰技术谷内阿卜杜拉本阿齐兹国王科学园区。该中心具有现代化的岩石和流体实验室，有助于深入研究非常规资源开发所涉及的复杂技术。据贝克休斯公司称，新建的世界级技术研究中心是其与沙特阿美石油公司数年规划与合作的结果。另据亚洲天然气网站报道，沙特阿美公司勘探部总经理Ebrahim Assaadan近期在接受媒体记者采访时表示，沙特阿美公司目前正在调查国内的页岩气资源，已在全国各

8、地实施地震测量和钻井作业，目前至少有35部钻机用于页岩气资源评价，公司寻求在2020年前开始生产页岩气。非常规资源技术研究中心的建立会加快沙特页岩气的开发进程。 （编译：朱桂清） 研发动态 哈里伯顿公司水平井子段压裂技术在水平井分段压裂技术中，投球滑套完井通过在两个环空封隔器之间投球座封进行分段压裂，每一段单独加压，每一段压裂一条横向裂缝。比桥塞+射孔完井操作效率高，但是由于受投球直径的限制（投球直径需要依次变大），最大压裂段数有限。水平井段可达到20段以上，受各种因素的影响，实际最大分段数并不固定。为了增加裂缝数目，哈里伯顿公司研发了子段压裂技术。该技术和常规分段压裂技术相结合，再将每一个压

9、裂段细分为若干个子段。其核心技术包括传统的裸眼封隔器封隔技术，新研发的多入口滑套技术和子段流量平衡与限流射孔技术。每一个压裂段包含一个常规投球滑套，其上游安装有一个或多个多入口滑套（图1）。每一个压裂段同时加压，通过多入口滑套的平行加压实现子段压裂，压裂液在各个子段分配，形成多条裂缝。限流射孔技术（LEP）通过减少每一段射孔的数目来控制每一段压裂液注入量，实现多段同时压裂。根据不同子段裂缝延伸压力的差异平衡各段压裂液注入速率。该技术使压裂的段数不再受投球直径的束缚，理论上可以无限增加，甚至压裂段数可以达到100，节约的成本与时间是相当可观的。图1： 在两个裸眼环空封隔器之间的每一个大段中分成了

10、4个子段，依次放置3个多入口滑套和1个常规投球激活滑套多入口滑套用某一直径的小球打开，之后球座膨胀，释放小球进入下游的滑套。实现这一机制关键有两点，一是膨胀性球座，二是滑套打开延迟装置。多入口滑套的球座并不是连接在内滑套上，这样小球的坐封与销钉的剪断与内滑套无关，实现了球座的膨胀与小球的释放。多入口滑套的延迟打开装置保证了小球能打开所有的多入口滑套与常规滑套。小球坐封的过程分为四个阶段：小球流向球座；小球坐封，压力升高，剪断销钉，启动延迟装置，球座向趾端移动；球座膨胀释放小球；小球向趾端移动。（图2）图2：多入口滑套小球座封过程限流射孔技术（LEP）通过减少每一段射孔的数目来控制每一段压裂液注

11、入量，实现多段同时压裂。根据不同子段裂缝延伸压力的差异平衡各段压裂液注入速率。使用SINDA/FLUINT模拟软件来分析常规投球滑套压裂过程中小球坐封、滑套打开与裂缝启动的压力特征，模型改进后可进行多入口滑套技术的压力分析。模拟条件：油藏渗透率为10毫达西，油藏压力为5000磅/平方英寸，最小水平方向应力7000磅/平方英寸，四个子段从下到上依次为DS1、RF1、RF2、RF3。坐封打开滑套时，泵入流量为10桶/分钟，滑套打开后，提高到40桶/分钟。滑套打开的延迟时间为150秒。滑套完全打开的时间为30秒。模拟结果发现：常规滑套段形成第一条裂缝，随着多入口滑套的打开，相应子段的环空压力从地层压

12、力提高到8500磅/平方英寸，滑套出口处流动面积减小形成的回压造成环空压力升高。当泵入量为10桶/分钟时，并没有裂缝形成。当泵的排量提高到40桶/分钟时，裂缝启动压力很快就达到了，根据启动压力的不同，依次形成三条裂缝。 （翻译：王世朝 编审：张华珍） 创新的压裂液预处理和循环技术AOPP（先进的氧化和沉淀处理）技术可以用于水力压裂作业中压裂液的实时预处理，可完全取代杀菌剂和阻垢剂，循环利用全部的返排液与油井产液，同时达到零排放标准。具有实时处理能力，消除了场外物流节点，降低了风险。此外，AOPP技术对水质没有限制，不会产生废弃物。最新设计AOPP单元的处理能力为80桶/分钟，大小与一个压裂罐的

13、占地面积相当。AOPP单元串联后可以达到更高的处理能力。目前几百口压裂井已经成功地采用了这项技术，处理过的压裂液达1700多万桶。随着压裂过程对水处理要求不断提高，经济、高效、紧凑的AOPP技术在致密油气开发中将发挥关键作用。AOPP系统利用臭氧、水动力空穴、声波空穴和电氧化技术来实现杀菌和阻垢。每一个处理单元前部都自带有一台发电机来提供电能。水通过两条10寸的管线进入静态混合器，静态混合器使流体充分混合达到均质，并产生水动力空穴。气泡破裂时形成的高温高压引起热化学降解并产生活性很强的氢氧自由基。氢氧自由基是活性很高的亲电体，易与有机化合物发生反应。处理完毕的流体不含细菌，不会结垢。压裂液处理

14、技术按处理位置可分为现场处理与非现场处理。现场处理技术要求处理速率达到泵入速率的要求，一般只用于新井的打钻与压裂。非现场处理技术对处理速率限制少，但作业者需要规划足够的流体储量以保证压裂作业持续进行。AOPP处理过的油井产液可作为粘土稳定剂，比氯化钾更加经济有效。AOPP非现场处理过程：待处理液由吸污车运输到聚乙烯压裂罐，经沉降除去残余烃类，AOPP处理后再次用于压裂。AOPP非现场处理的优势在于驻留时间长，可以处理水质更差的油井产液；缺点是会产生少量废弃物，存在额外的运输及废物处理的费用。AOPP现场处理始于2009年11月，目前已在130口井进行了应用。将AOPP设备安装到常规的压裂罐的顶

15、部。这种压裂罐稍高，储存容量为500桶，嵌入的AOPP系统的处理能力为10-20桶/分钟。根据待处理液的水质、清水量及油藏性质规划好污水坑与淡水水源。地下水、返排液、油井产液等待处理液首先储存在有衬层的污水坑中。详细计划好各个阶段和待处理液的百分比，经过指定的混合过程进入AOPP系统。处理后流体进入集合管，再流入水合设备、搅拌设备与增压设备。AOPP现场处理技术的优点有：全部的压裂液进行了杀菌和沉淀处理，可以取代杀菌剂和阻垢剂；与非现场处理技术相比，节省了输送费用；节省了处理废弃物的成本；减少了淡水的用量。缺点在于占用面积较大，为此设计了新型的AOPP系统，处理能力在80桶/分钟时，只占一个压

16、裂罐的面积。处理效果：以硫酸盐还原菌为例，油田应用数据显示，AOPP技术可以使硫酸盐还原菌的数目下降36个数量级。采用动态堵管测试AOPP系统阻垢效果，试验时泵入流体通过一根压力与温度可控的管子，若泵入压力随时间增高说明有垢形成，管子的截面积减小。对Woodford、Fayetteville、Eagle Ford与Haynesville页岩成藏区带AOPP处理过的水的测试表明，AOPP能够防止结垢。堵管测试表明，AOPP处理技术具有减阻的作用，油田反馈的数据也支持这一观点，但还需进一步验证。经济可行性：以Marcellus页岩成藏区带为例，建立模型评估压裂中水处理的成本。模型假设某作业公司每年

17、在Western Pensylvania完钻100口井，两口井共用一个平台。最近的地层水处理设备位于东俄亥俄州。采用现场AOPP技术，循环利用返排液与油井产液的运输量少于在俄亥俄处理相同流体量的运输量。此外，假设AOPP技术可以完全替代杀菌剂和阻垢剂，而且采用AOPP处理过的流体，阴离子减阻剂效果提高了10%。根据现场实际，假设合理的运输费用及排量、水储存费用、水处理费用、化学添加剂费用与压裂液组成。经过模拟计算，采用常规处理技术，单井费用为42.9万美元。而采用AOPP处理技术，单井费用为17.5万美元，单井净节省25.4万美元，每年节约2536.5万美元。对环境影响：从环保角度看，每循环利

18、用一桶流体，就节约一桶淡水，也就减少了相应的化学剂的用量。此外运输量的减少有助于减少温室气体的排放，同样有助于减少对周围环境的影响。 （翻译：王世朝 编审：张华珍） 地质导向技术优化水平钻井使废弃的海上油田恢复生产利用随钻测井进行水平井和大斜度井地质导向已有20多年。在此期间，油气勘探开发面临的地下情况越来越复杂，为了提高钻井及开采效率，需要更先进的测量手段优化井眼轨迹。为此，斯伦贝谢等大型服务公司不断改进地层边界探测技术，地质导向测量的探测深度不断增加，近期又推出了各种随钻成像测井仪器，特别是随钻地层密度成像测井，使井眼导向精度进一步提高。某些情况下，地质导向在油气开采中起着非常重要的作用，

19、曾被废弃的挪威海上Yme Gamma油田的再次投产，验证了这一观点。Yme Gamma油田位于北海的挪威海域，最初由挪威国家石油公司开发。19962001年，产量保持在4万桶/日，共产出石油约5000万桶。由于含水率不断升高，开发费用居高不下以及油价低等原因，于2001年5月永久性停产，使其成为挪威大陆架上第一个被放弃有待重新开发的油田。2006年，Talisman 能源公司考虑重新开发该油田，并于2008年开始钻井，计划钻6口高角度大位移（10001500米）生产井和3口垂直注水井。为了尽可能增大油层接触面积，在钻井过程中要求使用地质导向技术。此外，为了推迟水淹时间，需要在已有生产井和边界断

20、层之间的上倾狭窄走廊上钻井，即需要在48米（或26米）厚的两个含油砂岩地层中钻进（图1）。C-2A T2井是Talisman公司成功钻成的一口水平井，水平段长度达511米，满足了水平段最低400米的要求，井眼轨迹到界面的距离控制在1米左右。在水平井的地质导向中，除采用适当的技术地层界面测量和实时密度成像测量，地球物理、油藏工程、钻井工程等学科间的相互协作也是成功的关键。图1：TWT油藏顶视图（砂岩地层顶部），右图红线即是C-2A T2井的轨迹该油田最初的采收率预计只有15%20%。通过水平钻井，并用地层界面测量和密度成像等地质导向工具优化井眼轨迹，预计可以再采出6000万桶原油。 （翻译：郝小

21、龙 编审：朱桂清） INOVA公司推出新一代高性能陆上地震数据采集系统G3i2012年3月，INOVA地球物理公司推出了具有高度灵活与耐用的陆上地震数据采集系统G3i系统（图1）。这是一套高性能的电缆数据采集系统，支持高效可控震源 (HPVS) 作业，带道能力可达10万道以上，可用于二维、高密度三维和四维地震勘探。同时，这套万道地震数据采集系统具有超高便携性，可在复杂构造及地表条件复杂的挑战性环境开展陆上高密度宽方位地震数据采集。图1：G3i数据采集系统G3i系统的设计理念实现了低成本高效采集，相比其他竞争对手现有的单站单道采集，G3i系统支持单站四道数据采集，而且大大减少了设备运输、维护和故

22、障排除等后勤维护工作。对于万道采集系统来说，需要运输的设备越少，野外工作效率越高。G3i系统能够实现对地面电子设备快速野外维护，缩短用于设备故障及设备维护的停工时间，极大地提高了采集效率，并有效降低整个运营成本。G3i系统使用了更加先进的地面电子设备，能耗较低，平均每道功耗仅有235毫瓦。采用集中式供电（PDL）技术，通过电源站（PSU）和交叉站（FTD）将12V标准电池的电力平均分配给多个采集站，使得电源管理和野外布线大大简化。此外，该系统采用了用于航空的坚固铝合金材料及高强度的聚碳酸酯材料做外壳，大大延长了设备的使用寿命。2011年11月东方地球物理公司对G3i进行了首次野外测试，并在今年

23、2月在中国西部油田进行了可控震源高效采集实验。两次试验都达到了东方地球物理公司对高品质数据的严格要求。业内万道数据采集的竞争一直很激烈，G3i系统为地球物理承包商提供了一套功能强大、灵活性高、用途广泛、适应业界各种需求的万道采集装备，系统中采用的各项先进技术全部根据客户需求进行设计，为地球物理承包商带来更多选择。（翻译：杨滨名 编审：李晓光） CGGV推出两款油藏描述软件系统CGGV旗下Hampson-Russell软件公司新推出两款最新油藏描述软件系统HRS-9油藏描述软件及其最新配套产品LithoSI。HRS-9软件系统内的新综合方法能够在油藏描述过程进行更深入地分析，进一步降低勘探风险。

24、LithoSI系统可以从地震反演属性预测相类型和流体内容，并能够进一步进行风险预测。综合的HRS-9软件系统包含了大量的地震勘探和油藏描述技术，包括AVO分析和反演、四维地震数据及多分量地震数据解释技术等，并在性能和运行速度方面做了大量改进，采用多核、批处理技术，具有多线程、64位计算能力，以及出色的处理程序链接性能，即：将一个进程的输出结果作为另一个进程的输入等。图1：LithoSI处理程序的输出结果此外，HRS-9软件系统具有一个直观的界面，所有模块和数据管理系统都可共享该界面。改进的直观界面就像一个仪表盘，把所有独立的程序集成到一个综合的应用软件里。同时，该系统进一步改善了用户定制工作流

25、程，并解决了油藏描述中的复杂的多解性问题。能够利用更多的数据，采用较少的步骤对储层进行更深层次的评估，获得最佳油藏描述结果。 叠前地震数据反演是用于弹性岩石属性的常规方法，LithoSI的设计初衷就是根据地震叠前属性反演预测岩性。其工作流程以测井数据或弹性属性反演结果的多变量概率密度函数模型为基础，将概率函数从地震反演映射到弹性属性体，输出结果是一系列岩性概率数据体及最可能的相。图1显示了LithoSI处理程序的输出结果，显示了某个地层的砂岩分布，色码代表砂岩存在的可能性。通过概率函数还可区分相类型，产生更精确的风险分析结果。 （翻译：王万里 编审：李晓光） 新一代大直径旋转井壁取心工具完成现

26、场测试电缆井壁取心工具能够提供关键的岩石性质，因此在地层评价中具有重要作用。尽管井壁岩心样品的常规岩心分析测量有了明显的改进，但由于样品相对较小，其应用存在明显的局限性：与岩塞相比，测量的不确定性更大；在各向异性储层，较小的岩心并不能准确地代表储层特性；很多特殊的岩心分析和岩石力学方法并不能够给出有效的结果，或是无法使用。为了应对这些挑战，斯伦贝谢公司推出了新的电缆旋转井壁取心工具。新的旋转井壁取心工具由电缆传送，操控性强，可以提供重要的储层信息。一个工具可以获取50个井壁岩心，岩心的直径为1.5英寸，长度为3英寸，岩心体积是标准井壁岩心的4倍。新工具实现了实时智能钻井控制和各种岩性地层的有效

27、岩心采集，代表了取心技术的重大进步。新工具具有如下特点：数字遥测兼容性，使其易于与多种测井仪器组合使用，能够传送更多数据，实时反馈和控制钻井参数，精确测量并上传扭矩、钻压和机械钻速。采用先进的静态滑套技术切割岩心，能够从坚硬的花岗岩至无侧限抗压强度为100磅/加仑的未固结砂岩地层获取岩心。滑套的非旋转特性降低了软地层中样品所受的剪切力，避免样品破损。在将岩心从静态滑套转移至存储罐时测量每个岩心的长度，实时确证是否采集到岩心以及岩心的尺寸。改进岩心储存。先前的工具把所有岩心都储放在一个管子中，新工具将每个岩心从静态滑套中取出后都单独储存在一个储罐中。储罐提供了机械支撑，并可减缓井中流体的侵入。现

28、场测试证实，该工具能够获得直径1.5英寸、长3英寸的样品，平均长度接近2.75英寸。此外，与测量、处理及岩心保存相关的新特点体现了其价值，尤其是井下测量岩心长度非常有效，确保一次下井的岩心收获率达到100%。预计这种能力将使未来井壁取心计划与实施方式发生变革。 （翻译：冯程 编审：朱桂清） 专题报道 国外控压钻井技术新进展控压钻井（MPD）是一种在钻井过程中通过闭环系统精确控制整个井眼环空压力分布的自适应钻井工艺。其特征是通过确定井下压力环境极限，控制循环流体系统的压力分布，完成相关的钻井作业。MPD技术通常在一个封闭的压力循环的流体系统内应用，即从井口到井眼经过井底从环空返回到井口的闭环系统

29、。与单独调整泥浆比重和泥浆泵速率的系统相比，MPD技术具有更强和更精确的井眼压力分布控制能力。控制压力钻井是一项经济上可行的钻井技术，它能够降低常规海上油气开发极高的钻井成本，克服钻井过程中遭遇的油层衰竭、井眼不稳定、孔隙压力和破裂压力窗口窄小以及循环液漏失等一系列问题，显著提高钻井效率，减少钻井风险。多年来，国外一直在推进MPD技术的研究，开发出各种可实现闭环压力控制的MPD技术，包括恒定井底压力（CBHP）、压力泥浆帽钻井（PMCD）、回流控制钻井（或称HSE钻井）、双梯度钻井（DG）和微流量控制钻井（MFC）等多种不同的MPD形式。随着MPD技术的成熟，该技术正在向闭环控制、系统简化、综

30、合应用方向发展。本专题旨在通过对近两年国外出现的控压钻井新形式、新方法和新装备的报道，反映控压钻井技术的发展趋势，希望为国内发展控压钻井技术提供参考。 控压钻井新尝试尾管/套管控压钻井新技术套管/尾管钻井作为一种高效低成本控制井眼问题的先进钻井技术，适用低压带、页岩层、煤层以及多压力带地层，在钻井提速、降本增效及解决循环漏失问题等方面具有很好效果。控压钻井可通过精确控制整个井眼环空压力分布，克服钻井过程中遭遇的地层衰竭、井眼失稳、压力窗口窄小及循环漏失等问题。将控压钻井技术与尾管/套管钻井技术相结合，将解决尾管/套管钻井中面临的地层压力和漏失问题，从而节约钻井时间与成本。壳牌公司首次在McAl

31、len-Pharr气田衰竭层尾管/套管钻井过程中运用控压钻井技术，为解决陆上枯竭油田钻井难题开辟了一条新的解决之道。位于南得克萨斯的McAllen-Pharr气田，因长期开采，地层压力严重衰竭，加之长时间油气混合生产和大量断层的影响，预测孔隙压力和衰竭压力十分困难，致使井涌、漏失、卡钻事故频繁。壳牌公司考虑采用尾管钻井或控压钻井来解决这些问题。首先采用的是尾管钻井方法，结合静态欠平衡操作，以期在低破裂压力梯度地层降低当量循环密度和漏失风险并减少套管柱的使用。然而，由于钻前对地层压力和渗透率情况的预测很难保证准确，致使钻进至高压高渗断层时仍有井涌发生，使静态欠平衡尾管钻井方法的使用受到限制。为此

32、，壳牌公司决定采用控压钻井技术。壳牌采用的是At Balance公司的动态环空压力控制（DAPC）系统实施控压作业。该系统由节流管汇、回压泵和一体化压力控制系统三部分组成。节流管汇包括一个高性能起动钻井节流阀、上游节流阀、下游节流阀、止回阀和高压管线接口。在节流管汇之上安装有止回阀，其作用是防止井筒流体回流至回压泵。回压泵是一种三缸泵， 与节流管汇连接，如系统检测到井筒流量不足以维持所要求施加的回压时(例如接单根和起下钻过程中)， 则会自动开启回压泵。一体化压力控制主要用于控制节流管汇、回压泵和液压操作，监控作业过程以及传输数据。为了使DAPC系统更适于陆上作业，壳牌和At Balance公司

33、对以往用于墨西哥湾的大型DAPC系统进行了改进。改进重点包括两个，一是通过缩减节流管汇的节流阀和旁路管线数量减小整个系统的体积和重量。二是通过改进控制系统的操作使操作效率大幅提升。改进后系统的首要作用仍是维持井底压力（BHP）的恒定，通过调整节流阀操作确保施加准确的回压，保持BHP在特定的窗口内。此外，简化后的系统安装效率大幅提高，仅需7个小时就完成安装，比海上系统节省60%的安装时间。应用改进后的DAPC控压钻井系统在南得克萨斯的两口井中进行尾管/套管钻井试验。在PFWU 56井的81/2英寸井段采用MPD-尾管钻井方法，将ECD波动控制在0.2磅/加仑的窄小窗口内（孔隙压力梯度15.5磅/

34、加仑、破裂压力梯度15.7磅/加仑）。在61/2英寸的生产层段，采用常规钻杆MPD钻井，ECD波动控制在0.1磅/加仑以内，保障了超低压层段的顺利钻进，无井漏事故发生。在Bales 7井，上部井段采用常规钻杆MPD钻井，通过连续自动调节回压，将ECD波动控制在0.12磅/加仑范围内，钻61/2英寸井段时遇高低压交替地层，为顺利钻进采用MPD-套管钻井方法，经历13次开关泵操作，ECD波动始终控制在0.18磅/加仑范围内，避免了昂贵的51/2英寸尾管钻井方案的实施。 控压钻井降本新思路一种简化适用型控压钻井系统众所周之，控压钻井技术可显著提高钻井作业的安全性和效率，但庞大的管汇与地面设备又会增加

35、资源配置成本，如何平衡这二者之间的关系，成为作业公司需要考虑的问题。对比发现，即便是安装了自动化控制系统的MPD系统，仍然需要有经验的作业人员进行长期监察并随时进行调整，且MPD系统的有效性在很大程度上取决于人员水平与协作能力。因此认为，简化的MPD操作也将十分有效。这一结论促使挪威国家石油公司开展了一项简化MPD控制系统的研究。MPD控制系统设计主要包括水力模型和节流控制系统两部分。水力模型用以计算出井下预定压力的回压参考值。节流控制系统通过自动开启或关闭节流器改变回压，以确保回压达到水力模型计算出的回压参考值。Statoil的简化适用型MPD系统设计即主要关注于改进节流控制系统和简化水力模

36、型。改进节流控制系统设计方面，Statoil突破以往应用成比例整合（PI）控制器在受到回压刺激之后才作出反应的控制模式，开发出可利用井口-井壁测量数据迅速做出操作调整的高效节流器控制系统。这一系统在井下条件尚未影响回压之前就开始作用，能够更加高效地处理井下情况的变化。而且，控制系统能够全程连续控制压力，消除了在不同压力条件下对控制器的调谐操作。这意味着控制系统可以在较大的压力范围内，提供可靠的钻井性能。水力模型是能否实现系统准确控制的关键。为了减少水力模型的复杂性，同时保证压力预测的准确性，Statoil开发了简化的水力模型。这一模型基于基本的流体动力学，能够俘获MPD系统主要的水力参数。简化

37、后的系统能够实现自动化在线校准，也更有利于分析系统的稳定性。简化模型的性能已经在挪威Stavanger和北海MPD钻井操作中经过了成功的测试。在实验中，选用初始泥浆密度比标称值高10%，摩擦参数选用比标称值高50%。这相当于初始压力高估了30巴。自动校准系统一旦开始发挥作用，不确定的参数迅速向其标称值靠拢，而且井底压力的预测也向其标称值靠拢，并维持在准确的井底压力附近。这个例子说明即使在初始压力的预测出现极大误差的情况下，带有自动校准系统的简化水力模型仍然能很好地发挥性能。 严重漏失地层钻进解决方案闭孔循环钻井技术钻井液漏失是钻井施工中的主要复杂问题之一。在具有一定厚度的裂缝性地层，如果钻井液

38、在浅层与地层压力相平衡，随着钻深的增加，很可能形成过平衡，导致深部地层出现循环漏失。尤其是在地层压力高、地层流体压力低、储层厚、裂缝多的地层，更容易出现漏失问题。这是由于钻井液和地层流体不同的压力梯度特性决定的。在这种情况下采用常规钻井技术通常是不经济、甚至是不可行的。采用一种闭孔循环钻井技术（CHCD），可以很好地解决这类问题。CHCD技术是不将钻井液循环至地面的一种安全钻井技术。在实施中，先向钻杆中泵入“牺牲流体”，该流体不返出地面，而是通过钻头流出，携带钻屑流入到孔隙或裂缝中。同时，将加压且带有堵漏材料的流体泵入环空中，作为“泥浆帽”，起到隔离环空的作用。最终环空中被双梯度钻井液所充满。

39、施行CHCD技术，需要大量的“牺牲液体”，并采用损失泥浆循环的钻进方法，泵入常规油基或水基泥浆将会抬高成本。“牺牲流体”最终流入地层裂缝中，因此应选用便宜且轻质的钻井液，其粘度也应该较低，以减少摩阻损失。一般使用水作为“牺牲流体”。由于“牺牲流体”的密度低于地层压力当量密度，也低于环空流体的密度，须在钻柱上安装浮阀以阻止关泵期间注入流体回流。在某下石炭系碳酸盐岩裂缝性地层，存在着高温高压钻井难题，且地层流体中酸性气体含量较高，（含硫化氢18%20%、含二氧化碳4%6%），采用常规钻井方法漏失现象严重，不仅对地层造成损害，且影响钻井安全。在严格评估钻井风险的前提下，使用了CHCD钻井法，很好地解

40、决了钻进中的漏失问题，钻井时间和成本均节约25%。 一种海上控压钻井新方法低隔水管返出系统低隔水管返出系统（LRRS）是一种在海上钻井操作中控制井筒压力的方法。其工作原理是利用一个独立导管内的海底泵向地面泵送泥浆和岩屑，从而达到调整隔水管内泥浆液面高度，实现压力控制的目的。它是一个专门为海洋钻井开发的单一泥浆梯度、开放式控压钻井系统。LRRS的应用可分为两种形式。第一种形式是使用全隔水管，在静态情况下使用传统的泥浆密度，实现循环和钻进过程中对当量循环密度（ECD）的补偿。这种方式使用常规井控方法，且不要求钻机进行大幅改造。第二种形式是在静态和动态条件下使用比传统泥浆密度高的泥浆密度，降低泥浆液

41、面。这种方法要求升级井控标准，且需对钻机进行大改。这两种方法都增加了安全窗口，能够实现更好的压力控制，并提高了钻井的效率。LRRS一个重要部件是海底返出泵。海底返出泵通过吸入软管与隔水管接头相连，由钻机上的可调节驱动装置控制。在静态条件下，隔水管是充满钻井液或者基本充满的。随着循环开始，钻机泵逐渐启动，环空内的循环提高井底压力和当量循环密度，这时通过海底泵降低泥浆液面，控制系统会持续调整隔水管中的泥浆液面以补偿当量循环密度的增加导致的井底压力提高。控制钻井泵和海底举升泵的转速实现井底压力和井筒中任意点的压力保持恒定，在高于传统水泥浆密度下使用，其潜在的优势和作用更为明显。LRRS主要用于井筒压

42、力条件复杂的情况，如深水或中深水钻井中井底高压且压力窗口窄的情况，当量循环密度高且压力窗口窄的情况，低地层压力的情况以及不确定地层压力、强度或在盐层中钻进的情况。LRRS可使深水和中深水钻井中的泥浆密度梯度更好地适应压力窗口，从而延长窄密度窗口钻进的进尺，同时可以降低溢流和漏失的风险。该系统也可以改善井涌监测并减少井涌发生，同时可以改善固井的质量。总而言之，该技术可以提高深水钻井的安全性能，并适用于衰竭油田的钻井。 （编译：郭晓霞）行业视点 ION公司未来地震勘探前景分析与展望 2011年12月，ION公司举行电话会议，分析未来3到5年内市场前景并制定商业发展规划。这次电话会议上，公司首席执行

43、官和公司副总裁兼首席财务官分别发表讲话，阐述了ION公司的宏观设想，更好地指明了其市场发展方向与投资计划。总体内容包括两个部分：首先是对未来35年的市场前景分析，然后是回顾并分析现有及未来新业务上的研发投资，制定可行的年度发展计划，以及长期发展战略和投资方向。1. 未来35年地震勘探行业发展趋势未来几年，石油和天然气仍然是能源供应的重要组成部分。在未来的5年内石油价格将保持在80美元到100美元之间，或者更高。以下几个因素是造成油价保持80美元以上的主要原因：第一，剩余油发现数量的持续减少和对技术要求的日益苛刻，大油田的发现和开采越来越困难，勘探开发成本较高。第二，石油产量日益减少，石油消费仍

44、保持较强的发展势头。第三，由于北非和中东的动荡局势，石油产能必将降低，这将很可能继续推高石油的价格。此外，由于新技术延长了油藏的开发寿命，大型油藏的自然减产率由大约10%下降到了5%6%，要保持这个水平仍需继续注入大量资金。目前石油日产量大概是8500万桶，需要新增日产量500万桶才能维持供需平衡。并且这个数字将随着石油需求的增长而增大，鉴于以上因素，ION公司认为石油会继续保持较高的价格，以支持在深水、极地、非常规油藏和一些难以到达的前沿区域进行油气勘探开发。同时，ION公司认为，由于页岩气开发竞争，天然气市场将保持增长。大部分石油公司将继续在北美和其他页岩气市场投入重金，将会令非常规能源在

45、能源结构中的份额增加。较高的石油价格和在天然气领域不断增加的机遇，促使勘探行业将保持良好的发展势头，给油气公司及技术服务公司带来重要机遇，地震行业具有较好的发展前景。（1）海洋地震勘探将持续增加在未来五年内，拖缆数量和长度预计将继续增加。2011年海上供给估计在5至10之间，达到供需平衡。据ION公司预计，2012年海上地震勘探投资将增加8%11%，。地震船预计从2011年的125艘增加到2016年的150艘，增加的25艘船里有23艘可以做三维地震。海底勘探市场将持续扩大，石油公司在海底勘探的投资约从2006年的4.2亿提高到2011年的14亿，增长了150%。海底勘探市场的发展空间很大，与拖