深水油氣開采風險評估及安全控制技術進展與發展建議

張來斌，謝仁軍,3，殷啟帥

（1.中國石油大學（北京）,北京 102249；2.應急管理部油氣生產安全與應急技術重點實驗室,北京 102249；3.中海油研究總院有限責任公司,北京 100028）

南海油氣資源量高達700×108t，其中70%蘊藏在深水，深水油氣的勘探開發已成為我國能源的重要接替區和增長級[1]，但周邊國家盜采嚴重，已形成了超6300×104t/a 的產能?？梢?，開發深水油氣勢在必行，也是保障國家能源安全、維護我國南海海洋權益和建設海洋強國的迫切需要。

深水開采具有高風險、高投入、高技術、高收益（“四高”）的特點，安全是深水油氣開采的生命線[2]。2010 年，美國墨西哥“深水地平線”井噴爆炸事故導致“船毀人亡”，11 人失蹤，并引發生態災難，沿岸1609.344 km 濕地和海灘被毀，經濟損失超過700 億美元，給世界深水油氣開采敲響警鐘。我國通過跟蹤學習、合作引進和自主創新3 個階段，實現了從淺水到深水、從深水到超深水、從深水勘探到深水開發的重大跨越[3–4]。經過多年持續技術攻關，相繼攻克了一批深水油氣開采風險安全評估及風險防控關鍵技術，有力支撐了我國南海深水鉆探的安全高效實施。但隨著勘探不斷深入，內波流、土臺風等海洋環境更加惡劣，超深水、井底高溫高壓、深層花崗巖等鉆探條件更加復雜，導致深水油氣開采風險不斷升高[5–6]。筆者系統總結了南海深水油氣開采風險識別及安全控制的前期研究進展及應用效果，并針對南海超深水、深水高溫高壓、深水深層、深遠海等高風險區域的開采難題，在持續追求本質安全、推進核心裝備國產化替代、增強高效風險防控與應急能力、智能化轉型等方面提出了發展建議，以進一步推動深水油氣開采風險識別及安全控制技術的發展與進步，實現南海深水油氣安全、高效、自主、可控開發。

1 南海深水油氣開采風險評估及安全控制主要技術難點

我國南海地處三大板塊交匯處[7–8]，地層條件復雜，面臨深水與區域高溫高壓、深層花崗巖等多重挑戰[9]。南海深水油氣開采面臨海洋環境、淺層災害、深層地質、氣井開采等四大挑戰，致災機理復雜，作業風險極高。

1.1 深水海洋環境更惡劣

南海每年發生10 余次臺風與極端波浪，內波流和洋流疊加后流速達5 節以上，綜合環境條件極為惡劣。南海深水油氣開采具有水深、離岸遠、臺風多（尤其土臺風）和內波強等特點，浪大流急、內波季風頻發（見表1），對深水鉆井平臺產生諸多影響[10–12]，并且目前深水海洋環境監測數據相對比較缺乏。南海臺風季節長、頻次高、強度大、危險性高、避臺周期長達10～15 d；季風持續時間長，物資保障難度大；南海海域內波流發育，且難以預測，流速最快可達2 m/s，威力巨大。

表1 不同地區的海洋環境因素對比Table 1 Comparison of marine environmental conditions in different areas

近年來，國內外深水鉆井平臺在南海作業期間遭遇多起臺風及內波流事故，導致鉆井平臺漂移、應急解脫、鉆具剪切、隔水管解鎖、隔水管內鉆井液排海、鉆井平臺走錨、張力繩斷裂和伸縮節傾斜等復雜情況，損失慘重。

1.2 淺層地質災害更復雜

深水淺層建井面臨淺層氣、淺水流、天然氣水合物（“三淺”）等地質風險挑戰[13]。2019 年，南海某井鉆井作業過程中淺層氣從地層噴涌而出，通過在該井四周鉆領眼，才解決了該井淺層氣的風險。此外，南海油氣區的淺部未成巖、弱固結地層常伴有天然氣水合物分布，主要賦存于泥質粉砂等細粒沉積物中，與淺層氣、下伏氣和游離氣耦合共生。南海的陵水、永樂等區塊有多口深水井在鉆探過程中發現了厚度幾米至數十米的天然氣水合物層，某深水井鉆井作業過程中，ROV（水下機器人）觀測到表層導管與泥線界面處發生了嚴重氣竄，發現井口附近地層發生了不均勻沉降和開裂，表層導管出現傾斜并在基盤處形成了新的天然氣水合物，嚴重影響了后續作業安全。

深水淺層土質松軟，海床不穩定，井口易失穩下沉。2012 年，流花油氣田某井（水深754 m）井口下沉2.50 m，導致井眼報廢、更換井位，損失超過5000 萬元。2014 年，西非某井固?508.0 mm 套管前循環時井口下沉2.00 m，嚴重影響了作業效率。

南海深水海底構造復雜，發育海山、海丘、海槽、海溝、海谷和陡坡等地貌類型，地形起伏大，海底陡峭，最大傾角高達30°，存在較大邊坡滑塌風險，鉆井工程安全面臨嚴峻的挑戰。復雜海底地貌環境下的建井作業越來越頻繁，地質勘探有時將井位選在不穩定海床區域，由于缺乏不穩定海床噴射建井的安全性評估方法，鉆井施工通常采用將井位更換至平坦區域的方式來規避斜坡海床，甚至與設計井位偏移較大距離，造成地質勘探效果欠佳。

1.3 深層地質條件更具挑戰

南海地處歐亞、太平洋和印澳板塊交匯處，地質構造復雜，受地質構造斷裂交匯影響，高壓成因復雜，難以準確預測。南海是深水和高溫高壓兩大因素主控的盆地，給鉆井作業帶來巨大挑戰。海水代替上覆巖石壓力，破裂壓力低，安全密度窗口極窄，如南海某口深水高溫高壓井安全密度窗口僅0.03 kg/L，鉆井過程中氣侵溢流事故頻發[14]。南海深水地層年代新，沉積速率快，成巖性差，承壓能力弱，易井漏，井控風險高，處理難度大。深水海況惡劣，浮式鉆井平臺升沉搖擺幅度大，受呼吸效應干擾，難以監測早期溢流。海底溫度低，造成鉆井液流變性變差，導致壓力難以傳遞，關井求壓困難。井底侵入流體一旦越過水下防噴器組，將造成災害性后果。壓井阻流管匯長，管線摩阻大，壓力窗口窄，易壓漏地層。2015 年，南海某井?311.1 mm 井段鉆進中鉆速突增，鉆壓驟降，1 min 后早期井涌監測系統報警，鉆井液計量罐液面快速升高，判斷發生溢流，緊急關井、關防噴器，套壓迅速升高，隨后驟降，然后逐漸趨于穩定，判斷地層發生漏失，最終井眼報廢。

1.4 深水油氣開采工況更苛刻

深水油氣開采環境惡劣，開采設施安全及完整性檢測、監測技術及裝備面臨巨大挑戰。深水油氣開采設施長期處于動態變化的工程地質環境中，更加容易受到各種因素的破壞和干擾。由于承受復雜海洋動力環境的作用及周圍海上活動造成的外力損傷等，深水油氣開采設施的安全運營條件具有高度時空變化及不可預見性，在物理、化學、機械等因素的影響下，將會發生不同程度的腐蝕、損傷、變形、沖刷、偏移和懸跨等缺陷，導致損傷累積，嚴重時出現滲漏、穿孔、破裂和斷裂，引發溢油事故[15]。深水油氣開采設施泄漏具有不可見、節點廣、形式復雜、檢測難和信號易受環境干擾等特點，陸上泄漏的檢測方法大多不適用于深水油氣開采設施，深水油氣開采設施泄漏的早期實時、在線和全面監測是一個難題，國內外尚未取得重大突破。

井筒泄漏是困擾氣井安全開發的重要難題，在油氣田開發中后期井筒發生泄漏的現象尤為嚴重。井筒泄漏，不僅使CO2和H2S 等腐蝕性氣體進入油套環空腐蝕油管外壁及套管內壁，而且會導致套管長時間承受高壓，即出現環空帶壓。環空帶壓將嚴重威脅油氣井安全生產，嚴重時存在天然氣竄漏至地層、泄漏至井口的風險，甚至引發災難性事故。

海洋結構物長期在海水中服役，由于腐蝕、生物附著、復雜應力、外力破壞和風暴等原因，結構物表面容易產生裂紋、腐蝕等缺陷，且缺陷種類繁多、形貌復雜，導致原來的交流電磁場檢測方法不適用于檢測上述缺陷，加上水下附著物的干擾，給水下無損檢測技術帶來諸多挑戰。

海洋油氣開采設施的關鍵構件如隔水管等，受復雜工況和海洋環境的影響，承受惡劣動載作用易于產生疲勞，一旦突發斷裂將導致災難性后果。然而，受早期損傷信號微弱難以辨識、設施結構復雜、水上水下及井筒作業條件惡劣等因素的制約，隔水管疲勞的早期診斷難度極大。國外開發的隔水管內外檢測探傷裝置以檢測腐蝕和壁厚為主，并不具備診斷早期疲勞的能力，作業水深局限于200 m；國內開發的隔水管疲勞在線監測系統局限于工況監測，無法反映隔水管的實際損傷狀態，實際生產中主要采用常規探傷手段，在陸基碼頭檢測處于拆卸狀態的隔水管，不但需要支付鉆井平臺至碼頭的高額轉運費用，還存在著探傷周期長、工藝復雜、效率低、人工成本高和無法反映早期疲勞等問題。

2 南海深水油氣開采風險評估及安全控制技術進展

為滿足南海深水油氣安全高效開采需求，針對南海深水油氣開采特點，通過“產學研用”協同攻關，初步形成了具有南海特色的深水油氣開采風險識別基礎理論，探索了適用于南海深水開采的安全控制技術體系，有力支撐了我國南海深水油氣開采的安全高效實施[16]。

2.1 深水海洋環境風險評估與控制技術

針對南海臺風、內波頻發等挑戰，形成了深水環境風險評估與控制技術，為實現深水油氣安全開采提供了重要前提和可靠手段。

2.1.1 深水作業防臺安全控制關鍵技術

基于南海近70 年臺風規律，形成了海氣耦合模式，預報南海地區季風槽內的熱帶氣旋生成、發展和移動趨勢，降低了初始條件和模式不確定性對預報結果的影響，具有預見期長（1～10 d）、高分辨率和多源四維資料同化的優勢，可以有效消除系統性和非系統性誤差（觀測誤差）。

基于臺風規律和早期預報結果，采用劃分警戒區和T-time（臺風準備時間，指將井底鉆具組合起出井筒，完成鉆井平臺和井口脫離、回收隔水管，做好平臺撤離準備所需要的時間）相結合的方法，形成了綜合考慮錨泊定位和動力定位模式的深水鉆井防臺策略[10,17]，明確了防臺警戒區（見圖1），其包括綠色警戒區（準備區）、黃色警戒區（行動區）和紅色警戒區（撤離區）。處于綠色警戒區（準備區）時，保持正常作業，做好防臺風動員，落實防臺物資。處于黃色警戒區（行動區）時，按照作業者代表的指令，停止鉆井作業，進行井眼保護和作業人員撤離的工作。處于紅色警戒區（撤離區）時，錨泊定位模式下，人員全部撤離完畢；動力定位模式下，留下必要的操船人員和設備維護人員，開動平臺，駛離臺風影響區域。

圖1 深水鉆井防臺警戒區Fig. 1 Typhoon warning area in deep-water drilling

2.1.2 南海內波實時監測與安全控制技術

在內波傳播路徑上布放1～2 套內波實時監測預警浮標系統，實時監測內波的傳播速度、方向、強度，以及同步預報內波襲擊平臺的時間和方位[18]，并通過通訊衛星，將相關信息實時傳送至海洋石油鉆井平臺?；诼晫W多普勒流速剖面儀的直接監測與基于合成孔徑雷達的間接監測結合，能提前2～8 h預報內波流經過的方向及強度，并能監測內波，根據預報結果和監測結果制定深水鉆井內波應對策略（見表2），實現了內波實時監測預警（平臺–水體–岸基三位一體），有效應對了數百次內波的侵襲，保障了作業安全[19]。

表2 深水鉆井內波應對策略Table 2 Internal wave response strategy during deep-water drilling

接收內波預警后，及時將鉆井平臺艏向對準內波流方向，根據流速調節推進器功率，完成各項安全部署，有效保障了海上作業安全。使用孤立內波監測早期預警系統，保持8 臺推進器24 h 在線運行，增加動力定位警報測試頻次，進行平臺定位失控應急解脫演習，守護船提前待命觀測孤立內波強度，開啟X 波段雷達作為輔助手段?，F場作業方面，鉆井平臺上的人員提高內波流危害的警惕性，在鉆井平臺作業區域附近投放監控信標，制定防范內波流應急預案，加強演習和演練，通知守護船在內波流來向進行監控。

2.2 深水淺層鉆井風險識別與安全控制技術

深水鉆井工程實踐表明，60% 的鉆井事故緣于海底以下幾百米淺部地層，淺層鉆井順利相當于深水鉆井成功了一大半，因此，亟需開展深水淺層鉆井風險識別研究，解決淺層鉆井設計與安全控制的關鍵難題[20]。

2.2.1 深水淺層地質災害識別與安全控制技術

深水淺層鉆井中普遍存在“三淺”地質災害，需要識別其賦存區域及規模，針對潛在的工程危害提出針對性的防控措施。

“淺層氣”地質災害控制方面，基于對淺層氣噴發速度、噴發高度、噴發時間與其壓力、體積的變化規律[21–22]，建立了無隔水管鉆井井筒壓力精確預測方法[23–24]，形成了“無風險，連續鉆進”“低風險，動態壓井”“中風險，鉆領眼”“高風險，鉆導眼”和“極高風險，定向井”的淺層氣風險五級防控技術（見圖2）[25–29]。2015 年荔灣某井采用鉆領眼技術、2019 年永樂某井采用鉆導眼技術，都成功防控了淺層氣地質災害，確保了深水淺層鉆井作業的安全。

圖2 淺層氣風險五級防控技術Fig. 2 Five-level control technology for gas hazards in shallow formations

“淺水流”地質災害風險識別方面，基于遺傳算法的疊前全波形反演預測縱橫波速度和泊松比，識別淺水流超壓，形成了預測淺水流的基于遺傳算法的疊前全波形反演方法[30]，建立了基于縱橫波速度比的淺水流砂體超壓定量預測方法，定量評估淺水流砂體災害效應，量化分級標準[31]?！皽\水流”地質災害控制方面，對“低、中、高”風險區采取分級防控措施：低風險區域，可通過優化井身結構進行防控，將套管下深設計在高壓淺水流層位之上。中風險區域，通過鉆領眼進行控制，即先使用小直徑鉆頭鉆領眼至設計表層套管下深，確定淺水流的埋深和流量，再離開原井位重新進行導管安裝作業；如無淺水流或其流量極小，可正常下導管和表層套管；若淺水流有一定危害程度，應先下導管固井，再安裝隔水管和防噴器，采用領眼鉆具組合鉆導眼，再進行擴孔作業，如有需要采用動態壓井法進行壓井作業。高風險區域，直接更換井位，避開淺水流地層進行深水鉆井作業。

“天然氣水合物”地質災害風險識別方面，將海底地震儀橫波信息與常規反演方法相結合，創新提出了三維地震天然氣水合物識別與刻畫方法，提高了砂巖型天然氣水合物的預測精度，了解了南海天然氣水合物的形成條件和分布情況。通過數值模擬和室內試驗，得知海流速度小于0.35 m/s 的區域易生成天然氣水合物，而泥線附近的水下井口在該區域，因此其為防范天然氣水合物的重點區域。建立了天然氣水合物分解致災定量評估方法，定量評估了不同鉆井工況下天然氣水合物分解致災情況，制定了針對性防范措施，并設計了防控裝備[32]?！疤烊粴馑衔铩钡刭|災害控制方面，淺層建井階段在井口加裝防天然氣水合物導流罩，更換井口連接器鎖緊塊下部密封圈，以確保密封效果；提高水下防噴器控制液中乙二醇的含量，確?？刂埔翰粫驗楣芫€外部覆蓋天然氣水合物而凍結；水下機器人持續進行水下觀察，確認氣體的量是否有增大趨勢，同時觀察連接器喇叭口處是否有天然氣水合物；如果發現天然氣水合物，水下機器人采用機械臂進行清理。安裝隔水管和閉路循環階段，采用水基恒流變鉆井液。

2.2.2 噴射法安裝表層導管技術

針對深水表層作業面臨的淺層土質疏松、破裂壓力低和海底溫度低等難題，形成了集原理、設計方法、作業控制及軟硬件于一體的噴射法安裝表層導管技術體系[33–38]，其包括表層導管下入深度設計方法，噴射鉆頭與表層導管的尺寸配合，噴射導管下入后靜止時間的確定，導管下入過程中合理鉆壓參數確定、導管強度校核和穩定性分析?；趯^域地層強度的認識，優化鉆頭伸出量和噴射參數，荔灣22-1-1 井的鉆頭伸出量由120.7 mm 優化為149.2 mm、排量由4100 L/min 優化為5000 L/min，大幅度提高了導管噴射下入的效率，有力保障了高效建井。該井創造了多項紀錄[39]：西太平洋鉆探作業水深最大（2619.35 m），西太平洋深水表層導管入泥深度最大（100.10 m），西太平洋深水表層導管安裝時間最短（2.25 h）。

2.2.3 不穩定海床表層建井風險分析

基于南海深水區井場環境特征，根據噴射對周圍土體的擾動程度，綜合考慮海床傾角、土質黏聚力、土質內摩擦角和土質分層的影響，建立了均質單層、底部為硬土質、含軟弱夾層的三層不穩定海床地質模型[40]?；诙S/三維地震快速識別、微地貌識別和井場海底滑坡精細預測等綜合地球物理技術，形成了深水海底滑坡災害識別與預測技術[41]。利用該技術識別和刻畫了白云海底滑坡和華光海底滑坡，對南海北部海底滑坡進行了全面識別與預測，指導了深水鉆井井場選址，完成了松濤、寶島、陵水等區塊深水鉆井井場地質災害評價與預測，保障了深水鉆井安全，深水作業最大允許坡度由3°拓展到6°[42]。

2.3 深水鉆井井控與應急救援關鍵技術

針對深水井控識別難度大、控制風險高等難題[43–44]，形成了集基礎理論、設計方案和國產化裝備于一體的深水鉆井井控與應急救援關鍵技術。

2.3.1 深水鉆井氣侵溢流早期識別技術

研制了水下溢流早期監測裝置，設計了深水水下溢流監測裝置的安裝、通訊和供電系統，開展了深水水下溢流監測數據采集及信息挖掘，建立了早期溢流水下識別方法，并進行了水下溢流早期監測裝置原理樣機和工程樣機的試驗。研制了基于“水上、水下、井下”多源監測數據融合分析算法的深水鉆井井口安全監控及井噴智能預警系統[45–48]，為深水油氣開發提供了技術支撐和安全保障。

2.3.2 深水井噴失控場景構建

針對深水油氣開發環境和地質條件的復雜性及鉆井作業過程中可能遇到的災難事故，將海上浮式鉆井船鉆井可能發生的井噴事故歸納為7 種情景：情景1，淺層氣失控；情景2，平臺失位情況下的井噴；情景3，井噴失控——防噴器失效平臺未著火；情景4，井噴失控——平臺著火；情景5，平臺爆炸著火傾覆；情景6，特殊井噴失控——隔水管內溢流，旋轉防噴器失效；情景7，特殊井噴失控——井噴失控，管外竄流?；谏钏@井井噴失控情景構建，采用理論分析、邏輯推理等方法，對深水鉆井井噴失控風險等級進行評價。結合現有的應急救援能力和技術優化設計應急救援方案，提高井噴失控應急處置能力，形成深水井噴失控應急技術方案[49]。

2.3.3 深水救援井設計技術

針對深水救援井的特點和南海自然作業環境，進行救援井井位優選、救援井井眼軌道設計、管柱設計和對接技術研究，形成了我國深水領域救援井技術[50–54]。綜合考慮海況、海底構造、地質危害、井噴流出物、氣體散布、熱輻射、煙、海洋氣象、救援井鉆井難度、地應力方位和鉆井平臺作業能力等因素優選救援井井位；采用Bypass——救援井井眼軌道設計方法，在連通前的鉆進過程中先找到并“路過”被救援井的井眼軌跡，以消除誤差橢圓順利連通；鉆進過程使用主動探測定位系統的同時，使用被動探測定位系統（PMR 軟件），增大測距定位測量密度，提高探測準確度；根據壓井模擬計算結果，開展井身結構及套管程序設計，選擇合適的套管進行壓井作業，選擇合適的套管壁厚，以滿足壓井作業中的壓力要求；結合現場鉆井需求，充分考慮被救援井的地質特征、壓力、溫度和工程實際，設計鉆井液與壓井液；綜合考慮攔截深度、救援井位置約束條件、位置不確定性、救援井井眼軌跡、套管設計、鉆井程序和壓井程序，選擇連通點，優選連通方案；基于壓井連通點位置、壓井液密度、壓井液體積、壓力限制、水力連通方法、管柱設計和壓井設備，制定救援井動態壓井方案；最后完成鉆井、壓井等設備優選。

2.3.4 深水水下應急封井裝置國產化

水下應急封井裝置是目前世界海洋石油工業處理井噴的終極手段，也是一個國家海洋應急裝備研制能力的集中體現。水下應急封井裝置是集機械制造、液壓控制、數據監測、信息傳輸和水下機器人（ROV）干預等技術于一體的重大海洋井控裝備，具有關井、分流、壓井、分散劑注入和圈閉氣體釋放等功能，結構復雜，可靠性要求高。應用流體動力學、海洋環境載荷等分析技術[55–57]，完成了我國首套水下應急封井裝置設計、樣機制造和工廠測試，在南海深水海域試驗成功，填補了我國在深水油氣應急裝備研制領域的空白，標志著我國海洋石油裝備制造水平進入國際先進行列[58–60]。

2.4 深水油氣開采設施安全檢測及監測技術

針對南海深水油氣開采環境惡劣的情況，研發了新一代數字化、智能化海洋油氣開采設施安全及完整性檢測、監測技術及裝備。

2.4.1 深水油氣開采設施泄漏應力波智能監測方法

首先，進行了閥門、管道等簡單構件以及防噴器、采油樹等復雜設備泄漏應力波監測試驗，研究了傳感器布設和監測參數設置方法。其次，研究應力波信號處理方法，通過信號去噪和信號重構，提取信號特征，為有效判斷深水油氣開采設施泄漏提供了可靠的數據；進一步開展了泄漏狀態識別研究，利用深度學習提取良好特征、強大模式的識別功能，實現了泄漏應力波信號的識別。最后，研究了閥門內漏速率的反演模型，建立了管道、防噴器、采油樹等設施泄漏的定位方法，研發了深水油氣開采設施泄漏應力波監測及智能化預警系統，實現了適應水下環境的油氣開采設施泄漏監測、狀態識別和事故預警等功能[61]。

2.4.2 井筒泄漏監測診斷技術及智能系統

針對深水氣井油套管泄漏風險高等難題，研究了泄漏檢測方法和快速檢測技術等系列技術，形成了深水油套管泄漏診斷與預警技術[62–65]。通過研究分析泄漏聲波產生及其在環空中的傳播機制、不同泄漏條件對井口環空聲波信號的影響[62]，為井下泄漏狀態的聲學診斷提供了基礎依據。提出了融合泄漏聲波信號自相關分析與環空介質變聲速求解的井下油套管漏點定位方法，實現了對井下油套管單點和多點泄漏位置的準確判斷。建立了磁–聲復合的油套管接頭密封性檢測方法，實現了密封面真實接觸狀況的超聲相控陣成像探測，為在井口快速確定油套管氣密封可靠性提供了便捷手段。建立了基于氦氣示蹤劑檢測的漏點量化分析方法，揭示了注入壓力、油管流量、泄漏孔徑及泄漏位置對返出氦氣濃度分布的影響機理，實現了井下油套管漏點大小的地面診斷。

2.4.3 水下結構物缺陷交流電磁場智能可視化檢測系統

針對水下結構物缺陷，開展了交流電磁場檢測智能識別方法及系統研究，構建了海水環境電磁場檢測理論及數值仿真模型，分析了不同類型缺陷周圍畸變電磁場的分布規律，重點針對水下結構物缺陷的可視化評估和智能識別分類等關鍵技術及系統開展了研究，提出了水下結構物缺陷的智能識別與可視化評估方法，研發了水下結構物缺陷電磁場檢測智能系統[66]，實現了水下結構物缺陷的智能識別與可視化評估，獲取了缺陷形貌豐富和準確的信息，為水下結構智能檢測、安全評估及維修決策提供了技術支撐，保障了裝備安全服役。

2.4.4 關鍵結構件疲勞損傷檢測技術

隔水管是連接海底井口和鉆井平臺的關鍵部件，基于磁記憶檢測技術，研制了隔水管主管、邊管專用檢測裝置[67]，并開發了主管、邊管檢測軟件，形成了隔水管檢測技術。藍鯨1 號、海洋石油982、981 深水鉆井平臺先后利用該技術進行了隔水管檢測試驗[68]，試驗結果充分體現了該檢測技術快速、高效的特點。利用該檢測技術的可視化分析功能，實現了對隔水管內壁磨損、外擦傷、腐蝕的有效辨識，檢測裝置表現出良好的性能，其中立式主管內檢測裝置適用于海洋鉆井平臺，可以在不影響海洋鉆井平臺正常作業的情況下，在平臺的有限空間內直接對立式/臥式擺放的隔水管進行檢測，突破了常規檢測手段僅能在基地按照預定周期對分批次運回隔水管進行檢測的局限性，可以節省高額的隔水管轉運費，并縮短了隔水管檢測周期，為深水鉆井平臺預防隔水管疲勞斷裂提供了技術手段。

3 南海深水油氣開采風險評估及安全控制技術發展建議

全球深水油氣勘探開發熱度依然高漲，我國將加大進軍深水步伐，未來我國深水油氣勘探開發技術需求依然迫切。南海深水油氣開采面臨超深水、深水高溫高壓、深水深層和深遠海等諸多新的技術挑戰，我國在深水油氣開采、關鍵工具裝備自主供給、安全應急救援能力等方面差距依然明顯[69–71]。因此，需持續進行科技攻關，開展系列深水油氣開采風險評估及安全控制技術攻關，保障南海深水油氣安全、高效、自主、可控開發。

3.1 持續追求深水油氣開采本質安全

以陵水25-1 氣田為代表的深水高溫高壓大位移復雜開發井、以白云凹陷為代表的深水深層（埋深大于5000 m，儲層溫度超過230 ℃）勘探開發、以永樂氣田為代表的深水復雜地層高效鉆井等復雜深水井、超深水井日趨增多，現有技術尚無法完全滿足開發要求，事故多發，復雜開發井作業經驗為零，亟需攻克深水復雜地層鉆完井關鍵技術，持續追求本質安全。

3.2 推進深水油氣開采裝備及工程軟件國產化

目前使用的國外深水鉆完井工具及裝備價格居高不下，裝備采購、到貨周期長，敏感區域不提供技術服務，不利于開采工作實時開展，且易遭受國外技術封鎖，極大地影響著深水勘探開發，亟需開展深水水下防噴器、隔水管系統、智能完井工具、自動化智能化鉆井裝備、特殊環境鉆井液體系等關鍵裝備和材料的國產化。此外，目前國內深水鉆井設計主要依賴Landmark 和Drillbench 等國外公司的軟件，國產工程軟件不但缺少部分模塊，而且有待完善和工程化。國內在鉆井工程數據資源管理、分析、共享和應用方面相比國外嚴重滯后，亟需推進關鍵核心工具裝備和工程軟件的國產化。

3.3 增強深水油氣開采風險防控與應急能力

井控應急保障能力是確保深水鉆探安全的基礎，也是我國石油行業高質量安全發展的“壓艙石”。深水作業環境嚴苛，安全應急挑戰異常嚴峻，需進一步研究井噴事故情景構建、風險預警、應急封堵、滅火救援等關鍵技術，形成自主全海域、全水深、全工況的井控應急安全保障技術體系，增強風險防控與應急能力，杜絕深水安全環保事故。

3.4 力促智能化保障深水油氣開采安全

鉆完井是勘探開發一體化的關鍵環節，構建深水“探井–開發井”一體化鉆井設計及井筒安全評估技術體系，可進一步支撐深水勘探開發一體化。智能化技術是深水油氣開發控制成本、提高采收率和延長油井壽命的有效手段[72–73]，實現井下監測、測試、控制等功能，發現問題，提前制定措施，達到數字智能化轉型、科技保安全和提質增效的目的。

4 結束語

南海深水油氣資源是我國能源的主力勘探新區和重要接替區，通過多年的技術攻關與實踐，在深水油氣開采風險識別及安全控制技術方面取得了長足進步，初步形成了以深水海洋環境風險評估與控制、深水淺層地質災害預測與控制、深水鉆井井控與應急救援、深水油氣開采設施安全檢測及監測等為核心的南海深水油氣開采風險識別及安全控制技術體系，為實現南海深水油氣安全、高效、自主、可控開發提供了強有力的技術支撐。隨著勘探向超深水、深水高溫高壓、深水深層、深遠海等領域推進，需要明確發展方向，持續攻關和完善本質安全、關鍵裝備、材料和工程軟件的國產化、高效風險防控與應急能力、智能診斷與預警等技術，以進一步推動深水油氣開采風險評估及安全控制技術的發展與進步。