勘探七号是目前国内先进、国际主流的JU-2000E型自升式钻井平台，集成化、自动化、可视化程度高。平台最大作业水深122米，最大钻井深度10668米，悬臂梁覆盖范围22.86米（纵向）±4.57米（横向），作业环境和温度为-10~45摄氏度，额定最大载员140人。
3月12日13时，由上海海洋石油局勘探七号承钻的海域某调整井完钻井深达7504米，较原纪录提升1002米，标志着中国石化海洋钻井进入7500米时代，海洋超深井钻探能力和配套工艺有了新的突破。
挺进7500米以深的海底，需要耗费5只钻头、连接800余根钻杆，穿透7套地层；井底压力67.73兆帕，是家用高压锅运行压力的近1000倍……这个深度的钻探，对工艺设计、钻井装备、操作技能，都是一次艰难的综合考验。
此次完钻的井属于大位移井，井眼轨迹为S形。这种井的垂深大、水平位移大，大位移井技术是目前中国石化在海上滚动扩边、快速建产的重要手段。钻探大位移井的钻头并非直达目的层，而是如同“3D版贪吃蛇”，按特定轨迹精准穿梭，瞄着油层去、闻着油味钻。
“海域大位移井仅占开发井总数的15%，但油气产量占比却达到32%。相比直井，大位移井性能好价格低，但钻进难度更大。以扭矩这个衡量难度的重要指标来说，该井最大扭矩达65千牛·米，相当于用1米杠杆撬动4辆小轿车的力才能使钻头旋转起来。”勘探七号平台经理周赛杰说。
按照国际通用标准，井深超过6000米即为超深井，钻井难度随着钻井深度呈指数级增长，泵压高、扭矩高、悬重高，钻探井超深、水平位移超大、裸眼井段超长的“三高”“三超”挑战，是钻探这口井时面临的一道道坎。
井底起钻吨位为265吨，相当于用一根直径0.5米的钢丝绳，支撑起5架C919大飞机的重量，难度可想而知。由于钻穿层系多，若出现压差卡钻，可能会引起井眼报废，造成极大的安全风险和经济损失。因此，钻井队在作业前进行了充分的技术交底，摸透每套层系、每个井段的“脾气秉性”，根据不同地层岩性更换适配钻头，调整钻井液配比，保证每一米进尺都安全稳定。
此次二开套管裸眼段长4349米，是勘探七号平台截至目前所钻探的73口井中裸眼段最长的井。“超长裸眼段，意味着出现井壁坍塌、套管粘卡、井漏等复杂状况的概率高。”钻井队队长雷新明说，“平台人员在开钻前就对钻井关键设备做了专项维护保养，作业期间安排专人坐岗值班，保证设备安全运作。”
如果把钻井液泵比作钻井的“心脏”，那么井眼、钻井液和岩屑分别是“血管”“血液”和“垃圾”。随着钻井深度增加，需要提高大排量钻井液的携砂能力。钻井队完成了3台泵9个6英寸缸套的更换工作，保证钻井液连续循环，防坠沉砂，使井眼清洁通畅。
承钻这口最深井的勘探七号是由我国自主建造的自升式钻井平台，最大作业水深122米，最大钻井深度10668米，自2016年投产以来，总进尺达26.5万米，在高难度大位移井作业中积累了丰富的钻井、完井、修井一体化经验。
作为挺进深蓝的“大国重器”，勘探七号平台配备了国际先进的动力、钻井、井控和升降系统，生产更“智慧”、管控更高效，是中国石化目前最先进的海上石油钻井平台之一，已10次打破中国海油海上最短钻完井周期纪录，擦亮了海域作业的“金字招牌”。
这些高科技智能化的装备都藏在哪儿？井架上的双电机大功率顶驱最大输出扭矩达128千牛·米，最大转速达220转/分钟，“tool face”工具面模式能精确调整钻具旋转角度并进行自动锁定。司钻房内配有自动钻进系统，是平台的“智慧大脑”，司钻只需设定好参数，系统就能够集中控制顶驱、钻井绞车、猫道机、泥浆泵等大型钻井设备，相比人工更精准高效。钻台上配有离线接立柱功能，可实现边打钻边接钻具，相比传统接立柱，平均每4500米能节省近30小时。平台的DIS系统（电子安全防碰报警系统）好比给设备加了“电子围栏”，防止作业中因人工误操作产生的设备碰撞、损坏等。泥浆泵配有电子安全阀系统，当泵压达到设定的最大值时能自动降低脉冲，防止憋泵，有效保证钻井作业的安全性。
作业人员也是提质增效的关键一环。工程队伍具有甲级资质，平台从副司钻、司钻、钻井领班到平台经理等各岗位人员加强井下故障复杂预控工作，在防漏、防卡、防喷等各环节提前做好相应处置预案。在JSA风险分析会上，为提前评估施工风险，技术人员通过“海上融合共建党支部”与甲方、第三方认真细致地做好技术交底，同时积极总结以往作业中遇到的复杂工况相关经验，以精细的操作方法和过硬的钻井服务水平保障每一次作业高效安全。
前方叩问深蓝不停，后方科研攻关不止。每一次高效钻探的背后，不能离开精密复杂的钻井工艺设计，对于中深海钻井更是如此，一套完整的钻井设计包括工程地质风险评价、机具能力分析、井眼轨迹及井身结构设计、钻井液设计等10余个环节。近年来，海洋油气资源持续滚动勘探开发，大位移井作业正向着水平位移5000~8000米、完钻井深7000~10000米进军，这对工程设计和技术革新提出了更高要求。
2020年前，上海海洋石油局的海上大位移井作业有过一段沉寂期，由于实施井次少、钻井周期长、作业成本高、复杂情况频发，科研人员一度望“油”兴叹。为解好“海上大位移井”这道难题，上海海洋石油局抽调精锐力量，成立专家组和现场支持小组，以解决各类难点和消除隐患为突破口，对前期实施的大位移井认真复盘，对恶性卡钻事故井敢于“刮骨疗毒”，并积极向系统内外同行取经，逐渐完备整改提升方案。
同时，为铸就中深海钻探的科技“利剑”，科研人员不断解放思想，在工程设计优化、井筒工作液改进、降摩减阻等方面孜孜求索，打出一系列科研攻关“组合拳”：设计阶段，采用“拟悬链线+圆弧”轨迹设计技术，即模仿两端固定自然下垂悬链线的形式设计轨迹，大大降低摩阻、缩短进尺；浅部井段，建立坍塌周期模型预测井眼安露时间，“大扭矩马达+PDC（聚晶金刚石复合片）”的钻具组合提升机械钻速55.72%，将海水开路钻进深度提升到3000米；中部花港-龙井组井段，优选封堵剂增强井壁稳定性，解决杂色泥岩井段垮塌问题，三开井段延伸极限提升620米；深部高强度难钻地层，针对不同抗钻特性匹配相应钻头和提速工具参数，形成工区普适的提速钻具组合模板。
技术的突破，增添了向更深层进军的底气。上海海洋石油局海上大位移井作业也实现了从“打不成”，到复杂地层“打得远”、易塌地层“稳得住”、坚硬地层“破得开”、边际储量“够得着”的重大跨越。2021年以来，大位移井作业平均机械钻速提高84.06%，复杂时效降低74.8%，平均钻井周期缩短37.09%，节省本金约1.8亿元，新增动用储量超100亿立方米，相关攻关成果获中国石化科技进步奖三等奖、上海市科技进步奖二等奖。
顶驱:DDM-1000-AC-2M型顶驱最大输出扭矩可达128千牛·米，主轴提升能力达907吨，具备吊卡自动关闭及前倾后翻，Dolly伸出收回自动旋扣、上扣、卸扣，吊环前倾及悬停等功能，能满足各种钻井作业需求。
离线接立柱功能:不占用井口时间，可在钻进作业的同时完成预接或拆甩钻具作业，在深井作业中的工程提速优势明显。
自动钻进系统：根据预设进尺、钻压、泵压及顶驱扭矩的最大值，智能控制钻井绞车下放速度，达到既均匀又安全送钻的目的。
DIS系统：通过设备上的位置传感器、接触传感器等反馈的信号，实现钻井设备间的智能避障和防碰撞功能。
问：海洋石油钻井面临哪些技术难点？中国石化海洋油气勘探开发下一步如何发展？
答：当前，海洋油气钻井研发技术重点大多分布在在海洋超深水区域，如针对高温度高压力地层的油气钻完井技术、无隔水管钻井技术、钻采一体化技术和深水控压钻井技术等。随着勘探开发技术突破、专业设备升级、人才队伍建设、后勤保障系统完善，国际石油公司将掌握3000米甚至更深水域开发技术，以及超深层油气田开发技术。在深水领域，我国已顺利完成了陵水17-2气田的开发建设，在深水探井方面也不断实现新的突破，初步形成了深水钻井技术体系和自主化能力。
上海海洋石油局通过跟踪学习、合作引进、自主创新，实现了从浅水到中深水勘探开发的重大跨越。近年来，为实现“浅海高效开发、深海寻求突破”的目标，该公司聚焦海域大位移井安全高效钻井关键技术、深部地层控压钻井技术、高温度高压力海洋钻井技术、深部地层提速技术等，成为中国石化中深海油气勘探开发工程技术发展的主力军。未来，海洋油气勘探开发将走向更为复杂的领域，除深水、超深水区域外，深层、超深层、超高温度高压力等领域的勘探开发同样挑战巨大，迫切地需要加大研发技术投入，推动海洋油气开发进一步发展。
问：为何海洋钻井对大位移井技术需求迫切？我国海域大位移井技术发展主要有哪些攻关方向？
答：大位移井能扩大含油面积的控制范围、提高油气采收率，已成为海洋油气田勘探开发的有效手段。随着勘探开发的深入，海上油气田多呈现“边、小、碎、深”的特点，大量的边际油气田、老油田二次调整和挖潜等需依托已建平台实施大位移井来降低开发成本。
目前，国际石油公司大量采用大位移井进行油气田开发，在垂深1500~2500米的中浅地层成功完成了近20口井长10000~15000米的大位移井，其中萨哈林O-5RD井创造了斜深15000米、水平位移14129米的世界纪录。我国海域大位移井钻井技术具备国际主流的技术水平，但井深、水平位移及水垂比等关键指标较国外领先水平仍有一定差距。
近年来，上海海洋石油局加强科技攻关研究，在井眼轨道优化设计、高性能油基钻井液体系、井眼净化、降摩减阻、管柱下入等方面有了新的认识和技术进步，在实践中形成了完整的海域大位移井钻井技术体系。
未来仍需加强攻关和新工艺、新技术的应用，主要着眼于提高大位移井“3个延伸极限”。
一是加强大位移井井壁稳定性研究，提高裸眼延伸能力。大位移井井壁稳定性是影响裸眼延伸能力最重要的因素，应提高数字化井壁状态分析与预测技术水平，逐步提升钻井液防塌性能。
二是加强井眼清洁及当量循环密度高效管理技术探讨研究，提高水力延伸能力。提高当量循环密度监测及控制水平，优化钻井参数；加强岩屑运移规律研究，加强机械方式辅助井眼清洁，力争实现大位移井长延伸井段不控速钻进，减少倒划眼短起下钻次数。
三是创新降扭减阻工艺技术体系，提高机械延伸能力。逐步优化设计井眼轨道，加大长斜度井下管柱力学分析与控制技术探讨研究力度，进一步研究同各钻井液体系配套的新型润滑材料，降低摩阻和添加剂成本。
海洋平台钻井易受地理政治学、井位选址等影响，如何拓展生产平台控制范围、动用更多边际储量，是国际公认的海洋钻完井关键难题。当前，大位移井技术已成为打造石化上游海域千万吨级油气资源接替阵地的重要手段。面对更深、更远、更快、更安全和更经济有效的发展需求，需进一步提升大位移井技术能力，实现滚动勘探开发、挖潜增产。
海域大位移井钻井具有易塌、易漏、高摩阻、低钻速的特征，也带来了时效低、周期长、成本高、失败率高等一系列工程难题。
为打破制约，上海海洋石油局及时总结经验，通过“把脉问诊”，实现“精准治疗”。工程技术团队从地层机理研究入手，提出了大位移井重点部署区域地层压力分析方法，建立了压力分布图，形成了考虑坍塌周期的大位移井长斜段井壁稳定分析技术，同时开展基于井震融合钻井风险识别研究，可准确识别断层及浅部小型断裂的分布和走向，预测风险井段及风险等级。在此基础上，形成了大位移井一体化优化设计技术，并基于大位移井动态摩阻扭矩分析预测，建立了大位移井“拟悬链线+圆弧”井眼轨道多目标优化模型，实现了降摩减阻；构建了“机械+水力+漏失风险+坍塌周期”大位移井延伸极限计算方式，形成了基于延伸能力的井身结构设计技术，有效提升了大位移井延伸能力。
针对海域大位移井井筒控制难度高、深部机械钻速低的难点，工程技术团队提出了井眼轨道、钻具组合、降摩减阻等优化方案，建立了基于固液两相流的大位移井ECD计算模型和考虑浮力作用的动态岩屑床厚度预测模型，形成了以降摩减阻、封堵防塌、防漏堵漏和储层保护为核心的大位移井油基钻井液技术；建立了以“高冲击钻头+复合冲击器+旋转导向工具”为核心的大位移井一体化复合冲击提速技术，形成了兼顾提速和轨迹控制的大位移井钻具组合，同时构建了以机械钻速最高为目标的钻井参数优化方法，明显提高了钻井参数设计的科学性。
针对地层温度高、高质量固井难度大的问题，工程技术团队优选了抗高温弹韧性材料、抗高温缓凝剂和降失水剂等固井水泥浆抗高温关键外加剂，与石油工程技术研究院共同研发了抗高温弹韧性防气窜水泥浆体系和高效驱油前置液体系；搭建了固井顶替数值模拟实验平台，完成了长斜段动态固井浆体顶替数值模拟实验，明确了顶替效率影响规律，改进了无极限循环尾管悬挂器，形成了海域大位移井固井配套工艺。
基于自主研发的技术科研成果，海域大位移井钻井作业连续取得重大突破，有力支撑已建平台勘探开发覆盖范围延伸至6000米以深，2023年累计增加零散储量动用超52亿立方米、建成产能4.15亿立方米/年。
