测井论文范文

史建忠才巨宏张玲杨英珍田莹

摘要碳酸盐岩、花岗片麻岩潜山油藏的主要特点是岩性复杂、储集空间类型多、非均质性强，储集层评价比较困难。文章以埕岛油田埕北30潜山为例，对该类储集层定量解释中的几个关键参数进行了深入细致的探讨，初步形成一套适用于复杂岩性潜山油藏的储集层测井评价技术。

关键词济阳坳陷埕岛油田潜山碳酸盐岩变质岩储集层测井评价

一、引言

埕岛油田埕北30块油藏类型为潜山内幕型易挥发轻质油藏，储集层为古生界的碳酸盐岩和太古宇的花岗片麻岩，储集空间类型有裂缝、溶蚀孔洞、晶簇孔等多种，其基质也具有一定的储集能力。由于岩性复杂、储集空间类型多、储集层非均质强，给测井定量评价工作带来了很大困难。为此，结合该区实际情况，借助新的测井方法、新的测井解释软件，初步建立了一套基于复杂岩性储集层的测井定量评价方法，实际应用效果比较显著。

二、孔隙度解释技术

1.总孔隙度

埕北30潜山原生孔隙不发育，对油气富集高产起决定作用的是次生孔隙，具有缝、洞、孔三大类，另外，荧光分析发现，其基质也具有一定的储油能力。埕北30潜山孔隙度解释主要使用由 Schumberger公司引进的Petrophysics软件包进行解释，核心程序是ELAN，解释时需结合岩心分析和核磁共振测井资料。

ELAN软件的基本思路是以实际测井值为基础，根据地层矿物组分建立合适的解释模型和测井响应方程，通过合理选择解释参数，反算相应的理论测井值，并与实际测井值比较，按非线性加权最小二乘法原理建立目标函数，不断调整未知储集层参数，使目标函数达到极小值。其优点是充分利用所有测井信息，采用最优化技术使解释结果最为合理。单井处理过程包括填写参数卡、初步解释、解释结果与岩心分析对比、修改参数卡、再解释等五个步骤。

在对各井进行处理时，首先根据测井曲线及地区地质经验，填写参数卡进行初步解释，然后将解释结果与岩心分析进行对比，如果处理井段没有岩心分析数据，则根据反算的理论曲线和实测曲线的拟合情况适当修改参数卡，直到与岩心分析数据吻合或理论曲线与实测曲线拟合较好为止。

为了更好地利用好井眼段的核磁共振测井资料，做了好井眼井段的核磁孔隙度与声波、密度、中子三种测井视孔隙度的关系研究，发现相互对应关系均比较好（图1）。

图1埕北302井古生界核磁孔隙度与补偿中子关系图

视孔隙度求取公式为：

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式中：ΦD——视密度孔隙度，%；

ΦS——视声波孔隙度，%；

ρb——补偿密度测井值，g/cm3；

t——补偿声波测井值，μs/m。

那么，在好井眼段用核磁孔隙度；在坏井眼段核磁共振测井失真，密度未受影响时用视密度孔隙度与核磁孔隙度的关系求得核磁共振孔隙度；如果核磁共振、密度测井都不可信，则用视声波孔隙度与核磁共振孔隙度的关系求取核磁共振孔隙度，得出一条综合的“核磁共振孔隙度”曲线，将其作为一条输入曲线，参加ELAN的反演。这样，既利用了核磁孔隙度的准确性，又充分利用了其他测井曲线，提高了ELAN解释结果的准确性和可靠性。为检验解释结果的可靠性，进行了精度分析。从图2中可看出，在致密段，因为岩心分析代表的是总孔隙度，测井解释与岩心分析吻合较好；在储集层段，由于缝、洞的存在，测井解释孔隙度大于岩心分析孔隙度，也是比较合理的。

2.裂缝孔隙度

埕北30潜山油藏具有双重孔隙结构特征，油田开发中裂缝孔隙度是一个重要参数。根据专业文献资料，裂缝孔隙度一般不超过1%，考虑有与裂缝连通的溶洞的存在，包括缝洞的裂缝系统孔隙通常低于2%。裂缝孔隙度通常根据双侧向测井资料求得，和提出的利用双侧向电阻率计算裂缝孔隙度公式为：[1]

图2埕北303井太古宇测井解释与岩心分析孔隙度交会图

油气层

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水层

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式中：mf——裂缝孔隙度指数；

Rm——泥浆电阻率，Ω·m；

Rth——岩块电阻率，Ω·m；

Rlls——浅侧向电阻率，Ω·m；

Kr——双侧向畸变系数，低角度缝取，斜交缝取，垂直缝取；

Rw——地层水电阻率，Ω·m。

对于进行了岩心分析的井段，可以认为岩心分析为岩块系统孔隙度，测井解释为总孔隙度，用测井解释孔隙度减去岩心分析孔隙度后可得该井段裂缝孔隙度，然后以此对mf和Kr进行刻度，也可根据成像资料或录井资料确定mf和Kr的值。埕北30潜山解释4口井，平均裂缝孔隙度为，其中埕北303井解释裂缝孔隙度为，岩块孔隙度为，这与试井解释的裂缝孔隙度、岩块孔隙度对应较好，说明裂缝孔隙度解释比较可靠，用岩心刻度法求取裂缝参数是可行的。

三、渗透率解释技术

在双重孔隙结构的裂缝性地层中，渗透率为岩块渗透率和裂缝渗透率的综合反映，由于岩块系统渗透率非常低，大都小于×10-3μm2，因此储集层渗透率主要为裂缝渗透率的反映。

1.经验建模法

根据该区全直径岩心分析资料，建立了孔隙度和渗透率的经验关系模型（图3），由于全直径分析样品比较少，这种方法计算的渗透率代表性较差，仅供参考。

图3埕北30潜山全直径岩心分析 孔隙度、渗透率关系图

2.核磁共振测井解释

核磁共振测井解释渗透率为：

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式中：k——渗透率，10-3μm2；

Φnmr——核磁测井有效孔隙度，小数；

T2g——T2几何平均值，ms；

C、m、n——经验系数。

根据埕北302井古生界、太古宇 14块岩心样品的核磁测试数据，对上式中的经验系数进行刻度，古生界 6块岩样的C、m、n平均值分别为、、，太古宇8块岩样的C、m、n平均值分别为、、根据核磁测试古生界、太古宇平均值分别为和，用（5）式分别对埕北302、303两口井好井眼段进行了解释。由于公式中的各项参数均经过岩心刻度，且好井眼段核磁测量孔隙度是可靠的，用该式解释的渗透率基本代表井眼的实际情况。

软件解释

ELAN软件解释渗透率为一种地球化学算法，公式如下：

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式中：Φt——总孔隙度，小数；

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N——地层中矿物总数；

Fi——第i种矿物的渗透率因子；

Wi——第 i种矿物的重量百分比，%。

这种算法既考虑了总孔隙度，又考虑了各种矿物组分及其百分含量，是一种比较合理的渗透率解释方法。

4.试井解释

该区对埕北301、302、303井进行了试井，并用试井解释软件进行解释，利用压力恢复典型曲线拟合分析解释了渗透率各参数（表1）。

表1试井解释成果表

对比上述四种方法解释结果（表2），经验公式法、ELAN、试井解释三种方法解释结果比较接近，再将ELAN和核磁共振解释结果进行了对比（图4），两种解释结果吻合较好。结合地质、油藏方面的研究成果，认为经验公式、核磁、ELAN、试井等四种方法解释结果符合地下实际情况，由于经验公式及试井解释的局限性，最终结果以ELAN和核磁共振解释为准。

表2渗透率解释对比表

四、含油饱和度解释技术

针对埕北30潜山没有进行密闭取心和油基泥浆取心分析，以及裂缝性油藏其裂缝的发育程度和分布是多变的，采用以下几种方法获取油藏原始含油饱和度资料。

图4埕北302井古生界 ELAN解释渗透率与核磁共振解释渗透率交会图

1.阿尔奇方程

阿尔奇方程是建立在均匀孔隙基础上的饱和度解释方程[2]，即：

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式中：Sw——含水饱和度，小数；

Φ——孔隙度，小数；

m——胶结指数；

Rw——饱水电阻率，Ω·m；

Rt——岩块电阻率，Ω·m；

n——饱和度指数；

a、b——岩电系数，一般取1。

由于该区无法做岩电实验分析，式中 m、n等参数均根据理论值选取，m=n=2,a=b=1。在裂缝性地层中，泥浆侵入深度大，而且侵入深度的变化范围也很大，求得的饱和度值是在侵入带至原状地层之间变化。对于缝、洞不发育的孔隙性储集层，用该方程解释的饱和度基本反映原状地层情况。

软件

ELAN软件采用双水模型，由于缝、洞的影响可能使部分层解释的含油饱和度偏低。

3.压汞资料处理

对有代表性的岩心样品，经J函数处理后转换成含油高度与含油饱和度的关系，依据油藏的平均含油高度可确定油藏的含油饱和度。

4.核磁共振解释

核磁共振测井可以求得地层可动流体和束缚流体孔隙度，由于本地区几口井均未见到明显油水界面，因此地层中的可动流体应为油，所以可用核磁测井资料解释含油饱和度

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式中：So——含油饱和度，%；

MBVM——可动流体孔隙度，%；

MPHI——核磁共振测井总孔隙度，%。

这种方法的关键是求准 T2截止值，根据岩心样品的核磁共振实验分析，古生界的T2截止值平均为，太古宇的T2截止值平均为。利用核磁测井资料和 T2截止值可求出每口井的含油饱和度。

以上各种方法求得的含油饱和度具有不同的含义，油藏的含油饱和度选值应综合考虑。

五、结论和认识

埕岛油田埕北30潜山具有岩性复杂、储集类型多、非均质强的特点。利用新的测井方法——核磁共振测井，结合取心统计、试井解释、压汞处理对孔隙度、渗透率、饱和度等参数进行分析，建立了储集层参数的解释模型，并论证了参数的解释精度。利用该方法处理埕岛油田埕北30潜山5口探井，均达到较好的应用效果。该套方法也适用于类似的复杂岩性、裂缝型油藏。

主要参考文献

[1]周文.裂缝性油气储集层评价方法.成都：四川科学技术出版社，1998.

[2]柏松章等.碳酸盐岩潜山油田开发.北京：石油工业出版社，1996.

深水石油钻井技术现状及发展趋势*摘要:随着世界深水油气资源不断发现,近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件,对钻井工程提出了更高的挑战,钻井技术的难度越来越大。从目前国内外深水钻井实践出发,对深水的钻井设备、定位系统、井身结构设计、双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、钻井液和固井工艺技术和钻井隔水管及防喷器系统等关键技术进行了阐述,对深水的钻井设计和施工进一步向深水钻井领域发展具有重要导向作用。关键词:深水钻井;钻井设备;关键技术全世界未发现的海上油气储量有90%潜伏在水深超过1000 m以下的地层,所以深水钻井技术水平关系着深海油气勘探开发的步伐。对于海洋深水钻井工程而言,钻井环境条件随水深的增加变得更加复杂,容易出现常规的钻井工程难以克服的技术难题,因此深水钻井技术的发展是影响未来石油发展的重要因素。1国内外深水油气勘探形势全球海洋油气资源丰富。据估计,海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%,累计获探明储量约400×108,t探明率30%左右,尚处于勘探早期阶段。据美国地质调查局(USGS)评估,世界(不含美国)海洋待发现石油资源量(含凝析油)548×108,t待发现天然气资源量7815×1012m3,分别占世界待发现资源量的47%和46%。因此,全球海洋油气资源潜力巨大,勘探前景良好,为今后世界油气勘探开发的重要领域。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步,深水的概念和范围不断扩大。目前,大于500 m为深水,大于1500 m则为超深水。据估计,世界海上44%的油气资源位于300 m以下的水域,其中,墨西哥湾深水油气资源量高达(400~500)×108桶油当量,约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40%以上,而巴西东部海域深水油气比例高达90%左右。20世纪90年代以来,由于发现油气田储量大,产量高,深水油气倍受跨国石油公司青睐,发展迅速。据估计,近年来,深水油气勘探开发投资年均增长30. 4%, 2004年增加到220亿美元。1999年作业水深已达2000 m, 2002年达3000 m。90年代以来,全球获近百个深水油气发现,其中亿吨级储量规模的超过30%。2000年,深水油气储量占海洋油气储量的12. 3%,比10年前增长约8%。2004年,全球海洋油气勘探获20个重大深水发现(储量大于110×108桶)。1998-2002年有68个深水项目,约15×108t油当量投产; 2003-2005年则增至144个深水项目,约4216×108t油当量投产, 2004年深水石油产量210×108,t约占世界石油产量的5%。2目前深水油气开发模式深水油气开发设施与浅水油气开发设施不同,其结构大多从固定式转换成浮式,因此开发方式和方法也发生了变化。国外深水油气开发中常用的工程设施有张力腿(TLP)平台、半潜式(SEMIOFPS)平台、深吃水立柱式(SPAR)平台、浮式生产储油装置(FPSO)以及它们的组合。3深水钻井关键技术深水钻井设备适用于深水钻井的主要是半潜式钻井平台和钻井船2种浮式钻井装置。. 1深水钻井船钻井船是移动式钻井装置中机动性最好的一种。其移动灵活,停泊简单,适用水深范围大,特别适于深海水域的钻井作业。钻井船主要由船体和定位设备2部分组成。船体用于安装钻井和航行动力设备,并为工作人员提供工作和生活场所。在钻井船上设有升沉补偿装置、减摇设备、自动动力定位系统等多种措施来保持船体定位。自动动力定位是目前较先进的一种保持船位的方法,可直接采用推进器及时调整船位。全球现有38艘钻井船,其中额定作业水深超过500 m的深水钻井船有33艘,占总数的87%。在这33艘深水钻井船中,有26艘正在钻井,有5艘正在升级改造。在现有的深水钻井船中, 20世纪70年代建造的有10艘, 80年代和90年代建造的各有7艘,其余9艘是2000-2001年建造的。其中2000年建成的钻井船最多,有8艘;其次是1999年,有4艘。目前在建的7艘钻井船中,均是为3000多米水深建造的, 2007年将建成1艘, 2008年和2009年将各建成3艘。钻井船主要活跃在巴西海域、美国墨西哥湾和西非海域。2006年7月初,正在钻井的26艘深水钻井船分布在8个国家。其中巴西8艘,占1/3;其次是美国,有6艘;安哥拉、印度和尼日利亚分别有4艘、3艘和2艘;中国、马来西亚和挪威各1艘。. 2半潜式钻井平台半潜式钻井平台上部为工作甲板,下部为2个下船体,用支撑立柱连接。工作时下船体潜入水中,甲板处于水上安全高度,水线面积小,波浪影响小,稳定性好、支持力强、工作水深大,新发展的动力定位技术用于半潜式平台后,到本世纪初,工作水深可达3000 m,同时勘探深度也相应提高到9000~12 000 m。据Rigzone网站截至2006年7月初的统计,全球现有165座半潜式钻井平台,其中额定作业水深超过500 m的深水半潜式钻井平台有103座,占总数的62%。在这103座深水半潜式钻井平台中,有89座正在钻井,有11座正在升级改造。其中31座是20世纪70年代建造的,最长的已经服役30多年; 40座是20世纪80年代建造的; 13座是90年代建造的; 19座是2000 -2005年建造的。此外,还有24座深水半潜式钻井平台正在建造。深水半潜式钻井平台主要活跃在美国墨西哥湾、巴西、北海、西非、澳大利亚和墨西哥海域。2006年7月初,处于钻井中的89座深水半潜式钻井平台分布在18个国家,其中美国最多, 24座,占总数的27%;巴西17座,挪威10座,英国6座,澳大利亚、墨西哥和尼日利亚各5座,其余国家各有1~3座。深水定位系统半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海中处于飘浮状态,受风、浪、流的影响会发生纵摇、横摇运动,必须采用可靠的方法对其进行定位。动力定位是深水钻井船的主流方式。在现有的深水钻井船中,只有6艘采用常规锚链定位(额定作业水深不足1000 m),其余27艘都采用动力定位(额定作业水深超过1000 m)。1000 m以上水深的钻井船采用的都是动力定位,在建的钻井船全部采用动力定位。动力定位系统一般采用DGPS定位和声纳定位2种系统。声纳定位系统的优点: (1)精确度高(1% ~2% )、水深(最大适用水深为2500 m); (2)信号无线传输(不需要电缆); (3)基本不受天气条件的影响(GPS系统受天气条件的影响); (4)独立,不需要依靠其他系统提供的信号。声纳定位系统的缺点: (1)易受噪声的影响,如环境噪声、推进器噪声、测试MWD等; (2)折射和阴影区; (3)信号传输时间; (4)易受其他声纳系统的干扰,如多条船在同一地方工作的情况。大位移井和分支水平井钻井技术海上钻井新技术发展较快,主要包括大位移井、长距离水平钻井及分支水平井钻井技术。这些先进技术在装备方面主要包括可控马达及与之配套的近钻头定向地层传感器。在钻头向地层钻进时,近钻头传感器可及时检测井斜与地层性质,从而使司钻能够在维持最佳井眼轨迹方面及时做出决定。由于水平井产量高,所以在国外海上油气田的开发中已经得到了广泛的应用。目前,国外单井总水平位移最大已经达11 000m。分支水平井钻井技术是国际上海洋油气田开发广泛使用的技术,近年来发展很快。利用分支井主要是为了适应海上需要,减少开发油藏所需平台数量及平台尺寸(有时平台成本占开发成本一半还多)。具体做法是从一个平台(基础)钻一口主干井,然后从主干井上急剧拐弯钻一些分支井,以期控制较大的泄油面积,或者钻达多个油气层。深水双梯度钻井技术与陆地和浅海钻井相比,深海钻井环境更复杂,容易出现常规钻井装备和方法难以克服的技术难题:锚泊钻机本身必须承受锚泊系统的重量,给钻机稳定性增加了难度;隔水管除了承受自身重量,还承受严重的机械载荷,防止隔水管脱扣是一个关键问题;地层孔隙压力和破裂压力之间安全钻井液密度窗口窄,很难控制钻井液密度安全钻过地层;海底泥线处高压、低温环境影响钻井液性能产生特殊的难题;海底的不稳定性、浅层水流动、天然气水合物可能引起的钻井风险等。国外20世纪60年代提出并在90年代得到大力发展的双梯度钻井(DualGradi-entDrilling,简称DGD)技术很好地解决了这些问题。双梯度钻井技术的主要思想是:隔水管内充满海水(或不使用隔水管),采用海底泵和小直径回流管线旁路回输钻井液;或在隔水管中注入低密度介质(空心微球、低密度流体、气体),降低隔水管环空内返回流体的密度,使之与海水相当,在整个钻井液返回回路中保持双密度钻井液体系,有效控制井眼环空压力、井底压力,克服深水钻井中遇到的问题,实现安全、经济的钻井。喷射下导管技术海上浅水区的表层套管作业通常采用钻孔、下套管然后固井的作业方式。在深水区,由于海底浅部地层比较松软,常规的钻孔/下套管/固井方式常常比较困难,作业时间较长,对于日费高昂的深水钻井作业显然不合适。目前国外深水导管钻井作业通常采用“Jetting in”的方式。常规做法是在导管柱(Φ914. 4 mm或Φ762 mm)内下入钻具,利用导管柱和钻具(钻铤)的重量,边开泵冲洗边下入导管。3. 6动态压井钻井技术(DKD)DKD(Dynamic killDrilling)技术是深水表层建井工艺中的关键技术。该技术是一种在未建立正常循环的深水浅层井段,以压井方式控制深水钻井作业中的浅层气井涌及浅层水涌动等复杂情况的钻井技术。其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似,它是根据作业需要,可随时将预先配好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液,通过一台可自动控制密度的混浆装置,自动调解到所需密度的钻井液,可直接供泥浆泵向井内连续不断地泵送。在钻进作业期间,只要PWD和ROV监测到井下有地层异常高压,就可通过人为输入工作指令,该装置立即就可泵送出所需要的高密度钻井液,不需要循环和等待配制高密度钻井液,真正意义上地实现边作业边加重的动态压井钻井作业。3. 7随钻环空压力监测(APWD)由于深水海域的特殊性,与浅水和陆地钻井相比,部分的上覆岩层被水代替,相同井深上覆岩层压力降低,使得地层孔隙压力和破裂压力之间的压力窗口变得很窄,随着水深的增加,钻井越来越困难。据统计,在墨西哥湾深水钻井中,出现的一系列问题,如井控事故、大量漏失、卡钻等都与环空压力监测有关。随钻环空压力测量原理是主要靠压力传感器进行环空压力测量,可实时监测井下压力参数的变化。它可以向工程师发出环空压力增加的危险报警,在不破坏地层的情况下,提供预防措施使井眼保持清洁。主要应用于实时井涌监测和ECD监控、井眼净化状况监控、钻井液性能调整等,是深水钻井作业过程中不可缺少的数据采集工具。3. 8随钻测井技术(LWD /MWD /SWD)深水测井技术主要是指钻井作业过程中的有关井筒及地层参数测量技术,包括LWD、MWD和SWD测井技术。由于深水钻井作业受到高作业风险及昂贵的钻机日租费的影响,迫使作业者对钻井测量技术提出了多参数、高采集频率和精度及至少同时采用2套不同数据采集方式的现场实时数据采集和测量系统,并且具有专家智能分析判断功能的高标准要求。目前最常用的定向测量方式是MWD数据测量方式,这种方式通常只能测量井眼轨迹的有关参数,如井斜角、方位角、工具面。LWD是在MWD基础上发展起来的具有地层数据采集的随钻测量系统,较常规的MWD增加了用于地层评价的电阻率、自然伽马、中子密度等地层参数。具有地质导向功能的LWD系统可通过近钻头伽马射线确定井眼上下2侧的地层岩性变化情况,以判断井眼轨迹在储层中的相对位置;利用近钻头电阻率确定钻头处地层的岩性及地层流体特性以及利用近钻头井斜参数预测井眼轨迹的发展趋势,以便及时做出调整,避免钻入底水、顶部盖层或断裂带地层。随钻地震(SWD)技术是在传统的地面地震勘探方法和现有的垂直地震剖面(VSP———VerticalSeismic Profiling)的基础上结合钻井工程发展起来的一项交叉学科的新技术。其原理是利用钻进过程中旋转钻头的振动作为井下震源,在钻杆的顶部、井眼附近的海床埋置检波器,分别接收经钻杆、地层传输的钻头振动的信号。利用互相关技术将钻杆信号和地面检波器信号进行互相关处理,得到逆VSP的井眼地震波信息。也就是说,在牙轮钻头连续钻进过程中,能够连续采集得到直达波和反射波信息。深水钻井液和固井工艺随着水深度的加大,钻井环境的温度也将越来越低,温度降低将会给钻井以及采油作业带来很多问题。比如说在低温情况下,钻井液的流变性会发生较大变化,具体表现在黏、切力大幅度上升,而且还可能出现显著的胶凝现象,再有就是增加形成天然气水合物的可能性。目前主要是在管汇外加绝缘层。这样可以在停止生产期间保持生产设备的热度,从而防止因温度降低而形成水合物。表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海底的低温影响是最主要的因素。另外由于低的破裂压力梯度,常常要求使用低密度水泥浆。深水钻井的昂贵日费又要求水泥浆能在较短的时间内具有较高的强度。深水钻井隔水管及防喷器系统深水钻井的隔水管主要指从海底防喷器到月池一段的管柱,主要功能是隔离海水、引导钻具、循环钻井液、起下海底防喷器组、系附压井、放喷、增压管线等作用。在深水钻井当中,隔水管柱上通常配有伸缩、柔性连接接头和悬挂张力器。在深水中,比较有代表性的是Φ533. 4 mm钻井隔水管,平均每根长度为15. 2~27. 4 m。为减小由于钻井隔水管结构需要和自身重量对钻井船所造成的负荷,在钻井隔水管外部还装有浮力块。这种浮力块是用塑料和类似塑料材料制成的,内部充以空气。在钻井隔水管外部,还有直径处于50~100 mm范围的多根附属管线。在深水钻井作业过程中,位于泥线以上的主要工作构件从下向上分别是:井口装置、防喷器组、隔水管底部组件、隔水管柱、伸缩短节、转喷器及钻井装置,井口装置通常由作业者提供。4结论深水石油钻井是一项具有高科技含量、高投入和高风险的工作,其中喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、ECD控制等技术是深水钻井作业成功的关键。钻井船、隔水管和水下防喷器等设备的合理选择也是深水钻井作业成功的重要因素。另外,强有力的后勤支持和科学的作业组织管理是钻井高效和安全的重要保障。参考文献:[1]潘继平,张大伟,岳来群,等.全球海洋油气勘探开发状况与发展趋势[J].中国矿业, 2006, 15(11): 1-4.[2]刘杰鸣,王世圣,冯玮,等.深水油气开发工程模式及其在我国南海的适应性探讨[ J].中国海上油气,2006, 18(6): 413-418.[3]谢彬,张爱霞,段梦兰.中国南海深水油气田开发工程模式及平台选型[ J].石油学报, 2007, 28(1): 115-118.[4]李芬,邹早建.浮式海洋结构物研究现状及发展趋势[J].武汉理工大学学报:交通科学与工程版, 2003, 27(5): 682-686.[5]杨金华.全球深水钻井装置发展及市场现状[J].国际石油经济, 2006, 14(11): 42-45.[6]赵政璋,赵贤正,李景明,等.国外海洋深水油气勘探发展趋势及启示[J].中国石油勘探, 2005, 10(6): 71-76.[7]陈国明,殷志明,许亮斌等.深水双梯度钻井技术研究进展[J].石油勘探与开发, 2007, 18(2): 246-250.