□石油工程技术研究院钻井工程技术研发中心 张祯祥
在海洋油气领域，水深是划分技术体系的第一道门槛。业界通常将500米作为浅水与深水的分界线，1500米以上则界定为超深水。
浅水与深水作业最直观的区别在于装备的“站姿”。固定式平台凭借扎根海床的结构，在浅水区稳定性好、应用成熟，但受结构型式制约，无法适应深水环境。钻井船、半潜式平台等浮式钻探装备作业水深范围广、抗风浪能力强、机动性能好、甲板面积和装载容量大、作业效率高，成为深水及超深水油气钻探的主流装备。目前，浮式钻井平台已发展至第七代，作业水深可达3658米，钻井深度达15240米，配置高效双井架、双井口、双提升系统和DP3闭环动力定位系统，可在全球约95%的海域作业。
在浅水固定式平台作业中，防喷器、井口等装置置于平台面以上，称为“干式井口”。设备安装维护方便，改造成本低，工艺与陆地钻井区别不大。深水浮式平台则不同，受安全性和经济性限制，防喷器、井口装置大多置于海底，通过隔水管与平台连接，称为“湿式井口”。水下装置同时承受海水腐蚀、海底低温和井筒高压作用，对材质的抗腐蚀、抗高压、抗低温能力，以及结构强度、密封耐久性均提出极高要求。防喷器组通过电-液系统远程控制并采用模块化设计，以满足水下机器人辅助装配需求。在环境稳定性较好的深水水域，也可将水上防喷器与小直径高压隔水管、水下断开系统结合使用，大幅减少隔水管质量和体积，降低平台性能要求，日费可减少50%~60%。
浅水与深水钻井的另一个区别体现在浅部地层作业。深水沉积过程中，部分上覆岩层被海水替代，导致浅部地层松散、破裂压力低、密度窗口窄。常规的“钻井-下套管-固井”方式效率低、风险大。目前深水钻井普遍采用喷射方法下入导管，一趟钻完成钻眼及下导管两项作业，既节约大量时间，又降低表层作业风险。
国外自20世纪70年代启动深水钻完井实践，已形成成熟技术体系，最大钻探水深达3628米（安哥拉48号区块Ondjaba-1井），油气田开发作业水深达3000米。我国目前已具备超深水半潜式钻井平台自主设计建造能力，在深水隔水管、水下防喷器等关键装置研发上取得重大进展，形成了深水钻完井及开发总体方案设计、安全高效钻完井关键技术体系。2010年以来，“海洋石油981”等深水半潜式平台陆续投用，南海荔湾、流花、陵水等深水油气田成功实施钻探，国内首个自营超深水大气田“深海一号”投产，南海钻完井作业最大水深达2619.35米（荔湾22-1-1井）。至此，我国已具备3000米级超深水钻完井、1500米级超深水油气田开发工程技术能力，实现了海洋油气勘探开发从浅水、深水迈向超深水的重大跨越。