海上油气开发是一项兼具高科技、高投资、高风险的项目。有数据统计，海洋油气储量约占全球油气总储量的34%，是世界石油产量的重要组成部分。目前，中国在海洋油气领域的勘探开发已超过 30 年，在渤海、南海和东海都已建立相应油田，并进行了勘探开发。由于中国海上油气田绝大部分储量均处于深水领域，使得作业环境极为复杂， 施工技术挑战巨大， 最终进展缓慢。未来，随着海洋油气资源开发的不断深入，中国也将步增加海洋油气资源的力度。
 
东海油气开发的技术挑战
 
日前，来自中海油总工程技术部深水项目主管付英军教授在“复杂油气田提高单井产量及采收率国际研讨会”上表示：“目前高品类的油田越来越少，发现的油田其储量大部分都在深水边境油田，在陆地上也表现出同样的趋势。适用于海上油田勘探开发的技术挑战更为巨大，远远胜过陆地油田的开发。以东海地区低孔渗气田勘探开发成果为例，当前中国海洋特别是东海地区面临更多技术挑战。
 
付英军认为，首先是海上低孔渗挑战。从 2006 年开始，中海油在海上的低孔渗压力方面进行立项研究并实践，目前已实施了九口井。东海地区的油田水深大约是一百米，井深可达四千多米，井深配套度低，孔渗率低，黄岩井平均孔隙度只有 6~11，渗透率只有 0.1~2.6，且压力较高，作业成本高昂。虽然中国在陆地油田低孔渗做了很多工作，但海上的研究工作仍起步较晚。陆地油田成功的技术经验难以直接照搬到海上油田，并且海上油田的可钻性相对更差，作业周期更长，一般为 80 多天， 个别井可达 100 多天，每小时钻进才十几米。
 
其次，东海地区深部地层开发强度最高可达 120MPa，这对海上实施低孔渗开发也是巨大的挑战。再次，技术探索该领域也存在挑战。井深超过四千米之后，井底温度超过 160 度，对耐高温的性能提出了更苛刻的要求。另外，环保问题也对海上油田开发提出了要求。例如在固井水泥质量方面，曾经黄岩的一口井就因固井质量问题，导致压裂过程中出现了窜层。
 
持续优化技术实现提质提效
 
据了解，如攻克提速钻井技术，在地层可钻性较差的井，优化其井身结构及表层钻进后提速；攻克压裂液配注技术，包括高温淡水压裂液体系和高温海水压裂液体系，实现即配即用；成功优化深井泥浆储存保温保压技术、压裂技术、水泥固井技术及压裂后评价技术。在实际应用中，以上被攻克和优化的技术均取得了较好的应用效果。
 
不仅如此，中海油总工程技术部还通过优化工具，使得钻速提高 20%；深穿透射孔井的穿孔直径提升 30% 以上；压裂测试一体化设计方面，在平台有限的空间之内，如何布置设备，保障现场的作业安全？通过井下的优选和组化套管柱实现了射孔压裂测试，提高了海上作业的效率，降低了整个测试作业的费用。
 
不动生产管柱压裂施工工艺上，中海油研制的压裂分隔套，避免了两次作业，节约了作业工期。该滑套便于施工作业，基本无需回收。同时，对井口地面设备也进行了优化，避免更换进口采油树集成压力作业。同时，裸眼测井技术也在实际应用中取得了一定成效。在低自由水钻井液体系的应用上，技术人员现场对比常温低自由水钻井液体系和高温低自由水钻井液体系得出，低自由水钻井液体系保障了井的稳定性，能实现抗高温高压。
 
水泥固井技术体系上，现场应用后加入乳胶纤维和膨胀剂材料，对于海上压力要求的长期性进行完整性实验，通过宁波 211 进行实际应用来看，固井质量优良，满足要求。针对井的漏失情况，技术人员研究低渗漏体系并现场应用，收获一定成效。在标准化作业方面，中海油总工程技术部还编制了两部企业内部标准，同时还对中国海上油田完井手册进行了修订，把中海油前期的成果进行沉淀并标准化，为后期大规模的实施储存改造作业提供安全保障。
 
东海低孔渗油田开发作业空间与经济效益是业内人士较关注的问题。付英军表示：“海上作业空间有限，很多陆地油田设备和较成熟技术很难直接用，一方面是空间问题，另一方面是复杂井况条件对装备提出了更高要求。中海油目前只是初步开始这一领域的工作，在尝试一些其它的可能性，如在成熟的压裂船安装所有设备，实现整船施工作业。对于企业关心的经济效益问题，低渗透油田的经济效益是比较边际的。如何提高开发效率，降低作业成本费用，提高整体经济效益及到企业开发的动力，这些问题都是中海油要突破的目标。”
 
目前，中海油通过不断地实践，已经初步形成一套低孔渗勘探开发工程技术，从物井提速到储存保护、压裂管柱设计、压裂液反弹等技术，相信该套技术未来在开发东海低孔渗油田方面将会发挥重大作用。