东方1－1气田经济高效开发实践及认识

姜 平 何 巍 成 涛

1.中国地质大学（武汉） 2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司

东方1－1气田经济高效开发实践及认识

姜 平1，2何 巍2成 涛1，2

1.中国地质大学（武汉） 2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司

莺歌海盆地东方1－1气田具有面积大、各气组含气面积叠合性差、储量丰度低、储层非均质性强和非烃组分含量高等特点。为达到经济高效开发气田的目的，针对该气田特点及开发过程中的主要矛盾，在对储层非均质性详细研究的基础上，以高分辨率三维地震技术落实构造、刻画砂体，寻找出海上浅层低渗透气藏的“甜点”——相对高的孔渗体（带），利用大位移长水平井段钻井技术来提高单井的控制产能，通过两期开发及后续调整井的分步实施，实现了对该气田的经济高效开发，其产量满足了下游产业的用气需求。此外，针对长水平段井产能测试困难的问题，提出了适应水平井的稳定产能测试新方法，成功解决了生产管理过程中的难题，达到了少井高产、高效开发海上气田的目标，为类似气田的开发提供了经验。

莺歌海盆地 东方1－1气田 非均质性 经济高效 滚动开发 水平井 地震勘探

1 气田简况及开发难点

1.1 东方1－1气田概况

东方1－1气田是我国海上最大的自营天然气田，位于南海北部莺歌海海域，区域构造位置为莺歌海盆地中央泥底辟构造带北部，气田水深64～70 m。

气田为一个大型泥底辟简单短轴背斜构造，埋深1 200～1 600 m，含气面积超300 km2，地质储量超千亿立方米，储量丰度低。气田被南北向主断层划分为东区和西区，两翼压力系统、气水界面、气组分差异明显。

东方气田产气层段划分为4个气组，即Ⅰ、Ⅱ上、Ⅱ下、Ⅲ上。分两期开发实施。

1.2 气田开发面临的主要困难

1.2.1 储量丰度低

东方1－1气田天然气地质储量大，但含气面积也大，储量丰度低，平均不到3×108m3／km2，经济高效地提高储量动用程度的难度很大。

1.2.2 低阻薄气层产能低

气田Ⅰ气组为高孔、低渗、高含水饱和度、低电阻率的薄气层，单井产能较低，而海上气田开发井数少，出于下游用户对产量的要求和经济目的，要求单井产能较高，如何提高单井产能以解决这一矛盾是开发难点之一。

1.2.3 储层非均质性强

由于储层后期被冲沟改造，内部沟谷发育，非均质性强。如何针对气田的非均质性，在海上气田开发井数相对较少的情况下提高储量的动用程度和采出程度是主要困难之一。

1.2.4 气体组分分布复杂

气田气体纯烃组分仅略高于50%，非烃组分含量较高（CO2含量超过30%，N2含量近20%），并且由于储层非均质性强，导致非烃组分的分布也很复杂，开发如何布井，使得多数井打到高烃区域，生产时如何配产，在满足下游用户对组分的要求情况下，尽量提高气田采出程度是气田开发的主要任务。

2 气田高效开发实践

由于东方1－1气田开发面临着以上一些困难，要在海上气田开发井数较少，产能要求较高的矛盾下开发好气田，主要采用精细储层非均质性描述刻画砂体分布，优选井位；采用水平井开发低丰度与非均质性强的储层，以提高单井产能、扩大单井控制面积；对海上低渗透气藏采用寻找“甜点”开发技术；在气田生产动态监测过程中采用多种新技术新方法。由于采用以上开发技术，气田开发较为高效，开发效果较好。

2.1 精细储层非均质性描述是气田开发实施成功的基础

气田储层非均质性较强，主要表现为冲沟将储层切割得较为细碎，导致平面非均质性强、各气组各区块CO2分布较为复杂，同一区块井间连通性较差。而在开发过程中，为了将储层非均质性的影响减小到最低，进行精细储层非均质性描述，并以此来指导布井，因此精细储层非均质性描述是气田开发实施成功的基础。

精细储层非均质性描述主要有高分辨率三维地震技术和储层精细描述技术。

2.1.1 利用高分辨率三维地震技术来落实构造，指导生产井的部署并进行深度预测

气田一期实施前，对气田主体区采集了超过400 km2的三维地震资料，二期实施前，针对一期地震采集未能覆盖的区域补充采集330 km2的三维地震资料，两期合计超过700 km2的高分辨率三维地震资料为储层非均质性研究提供了可靠的基础。图1为东方1－1气田Ⅱ下气组深度构造图，左图为采用二维地震资料所做，构造中央由于地震资料存在模糊区而无法解释，右图为采用高分辨率三维地震资料所做，与二维地震资料相比，其构造更加落实、断层分布及组合更为清晰，深度预测更加准确［1］。

图1 东方1－1气田Ⅱ下气组深度构造图

2.1.2 储层精细描述技术来刻画砂体展布，指导钻前、随钻井轨迹优化及调整

精细储层描述技术主要细分为沉积微相研究、储层非均质性的成因研究、有色反演提高储层分辨率、单砂体隔夹层冲沟雕刻共4项技术。除了常规的沉积微相研究以及储层非均质性成因研究外，有色反演提高储层分辨率和单砂体隔夹层冲沟雕刻2项技术在南海西部气田开发中是第一次使用。

2.1.2.1 有色反演提高储层分辨率技术

常规反演模型的建立依赖于解释的层位，受井的约束较大，而东方1－1气田声波和密度受含气和扩径的影响较大，所以常规的反演方法对本气田的砂体预测并不太适用［2］。因此对气田高分辨率地震数据体进行了有色反演处理，得到有色反演剖面。图2为过D7井地震剖面，上图为有色反演，下图为道积分剖面。与普通道积分剖面相比，更清楚地显现了隔夹层的存在，为气田单砂体雕刻、孔隙度预测、隔夹层分辨起到了重要作用。

2.1.2.2 单砂体隔夹层冲沟雕刻技术

气田开发过程中部分相邻井的CO2含量差别很大，而在常规地震、地质资料中找不到井间不连通的依据，为了解释这种现象，更好地认识气田，应用了单砂体隔夹层冲沟雕刻技术［3］。

图3为过D2h－D4h井地震剖面，钻前认为2口井连通，组分也应一致，均为高含CO2的储层，但实际钻后D2h井为高含烃类气的储层，运用单砂体冲沟雕刻技术后认识到2口井被冲沟分割，D2h砂体充注和高含烃类气体。

通过对储层非均质性的精细描述，落实了气藏深度构造、刻画了有利砂体的展布，对气田下步制定开发策略、生产井的部署和井位优化起到了指导作用，是气田开发成功实施的基础。

2.2 采用水平井开发低丰度与储层非均质性强的气藏是提高单井产能、扩大单井控制面积的有效途径

由于东方1－1气田储量丰度低、储层非均质性较强，海上气田开发井数有限，在多种因素制约下，开发制定了采用大水平井开发以提高单井产能、扩大单井控制面积的策略［4］。

东方1－1气田几乎全部采用水平井开发，并且水平段长都在500～800 m，采用此项技术能有效提高单井产能。尤其是在开发Ⅰ气组的低阻薄层时，较长的水平井段能更好地增加储量动用程度，提高采收率。图4是侧钻井E3hb（虚线）与E3h（实线）的井轨迹对比图，由图可以看出：在侧钻之后井的水平段长比原井大幅度增加，并且紧贴气层顶界面好气层，使得侧钻后新井产能较原井高出2倍左右［5－7］。

图2 过D7井地震剖面图

图3 过D2h－D4h井地震剖面图

图5是东方1－1气田直井与一期生产井、二期生产井的无阻流量对比图，水平井的无阻流量明显高于直井，一般是相邻直井的2～3倍，个别水平井产能为相邻直井的4～5倍。

2.3 寻找“甜点”是开发海上浅层低渗透气藏的根本出路

低渗透气藏开发是目前气藏开发的难点。而海上浅层低渗透气藏开发则面临着更大的困难。首先，低渗透气藏气井产能低，陆地开发经验多为小井距、多井数开发，但海上气田钻井成本高，气井较低的产量无法满足经济性的要求；其次，在陆地低渗气井常用的压裂等储层改造措施，在东方1－1气田这类疏松、胶结程度不好的气藏并不适用。因此，在低渗透气藏中寻找“甜点”，并在此钻井开发，“甜点”处较高的单井产能满足经济性等的要求，并借此动用低渗区储量，是开发海上浅层低渗透气藏的根本出路。

图5 东方1－1气田直井与水平井无阻流量对比图

东方1－1气田Ⅰ气组5井区是典型的低渗透气藏，平均渗透率5 mD左右，储层面积较大，超过90 km2的含气面积，仅有接近70×108m3，储量丰度不足1×108m3／km2，储层丰度低。在这样的储层中，如果仅在低渗区钻井，即使采用长水平井，单井产量仍不高。以此区块B8h为例，此井水平段超过1 300 m，单井产能不足4×104m3／d，且间歇开井，开发效果较差。

气田二期实施在此区块钻B5h井，500 m左右水平段，单井产气25×104m3／d，且已稳产6年，实施效果较好，其原因即为在此低渗区块中找到“甜点”。

图6为过B5h井地震剖面，将Ⅰ气组5井区按高阻、低阻分为上下两层后发现，B5h井位于高阻、高渗层（A砂体），且此高渗层部分叠置于低阻、低渗层（B砂体）的上部，中间无隔夹层。因此，尽管高渗层A砂体地质储量仅6×108m3左右，但B5h生产5年多来，其动储量达到15×108m3，说明通过动用“甜点”，利用“甜点”处的高渗储层，气井可以动用其下一步的低渗储层储量，且开发效果好。在此思想指导下，后续钻的调整井B7h也取得很好效果，单井产量超过20×104m3／d。

2.4 采用多种新技术、新方法，不断改进动态监测方法

由于水平气井在生产过程中存在与直井不同的地方，因此需要采用一些新技术对气井进行生产管理，合理高效开发气田［8－11］。

2.4.1 水平气井产能测试新技术

由于海上气田水平井井斜大，狗腿度大，使得气井在测试过程中钢丝压力计下放无法达到气层位置，并且由于Ⅰ气组等储层物性较差的井在常规产能测试中工作制度达到稳定非常困难，因此提出了适合水平气井的稳定点产能方程，以简化测试流程。

经推导后的水平井稳定点产能为：

其中

在生产过程中，测试时不用关井，只需测得一个稳定工作制度，利用投产初期回压法产能试井得到的二项式产能方程，迭代后即可得到测试时的气井产能方程［12］。

2.4.2 优化配产技术

由于东方1－1气田气体组分复杂，非烃组分（CO2、 N2）含量很高，总储量中总非烃组分达到47.6%，而下游用气用户的要求年产气为26.8×108m3，纯烃组分大于58%，这就要求生产管理人员对气井要进行合理配产，满足产量和组分的双重要求。同时尽量发挥高含碳井的产能，合理利用资源。

图6 东方1－1气田过B5h井地震剖面图

图7是东方1－1气田的产量和组分曲线。可以看到：在二期A和B平台投产之后，气田产量有了大幅度的提升，达到780×104m3／d。同时，CO2稳步下降，N2含量上升（二期投产井CO2组分含量较低，小于1%；N2含量较高，大于20%），纯烃组分总的稳定在60%左右，既满足了组分的要求，又使得气田产量达到了新的高度，合理利用了资源，提高了气田的采收率。

图7 东方1－1气田产量组分曲线图

2.4.3 动态监测技术

在气田日常生产中，需要对气田开发进行动态监测。由于海上气田开发的特殊性，在完井过程中，有12口开发井下入了永久井下电子压力计，在对气田进行动态分析时有了12口井的全程压力历史。这为分析气田生产动态提供了完整的数据。

对下有永久压力计的井，利用TOPAZE软件，建立单井生产动态模型，通过压力历史拟合进行修正，并以此来预测气井以后的生产动态。图8是下有永久井下电子压力计的D3h井全程压力历史拟合图，拟合结果很好，说明单井模型基本符合井下情况，用其预测单井以后的生产动态也较为合理。

图8 东方1－1气田D3h井长期压力历史拟合图

此外，对于没有永久井下电子压力计的井，每年进行钢丝测试作业，取全取准各井压力及动态资料，为动态分析提供准确资料。

3 实施效果

针对东方1－1气田储层非均质性严重、气体组分分布复杂的问题，开发实施过程中采用了精细储层非均质性描述技术来预测储层、刻画砂体、优化井位，采用大位移水平井开发技术提高单井控制面积和单井产能，寻找“甜点”开发技术来开发海上浅层低渗透气藏，水平井单点产能测试技术、优化配产技术和动态监测技术等新技术新方法来解决生产管理问题。这一系列技术的使用使得东方1－1气田开发实施取得了很好的效果。

主要表现在以下几方面：

1）构造预测相对准确。二期开发井钻后，与钻前预测的构造图相比，除Ⅰ气组9井区构造形态变化较大外，其余气组构造形态基本不变。从基本钻穿整个储层厚度的开发井看，总体上钻后各井有效厚度比钻前预测的厚。横向上从有效气层段长度占水平段长度百分比来看，大部分开发井为65.2%～97.4%，平均86.83%，证明开发井采用以上对策对井位井轨迹进行优化后确实部署在储层厚度大、物性好、含气性好的地方。

2）大位移开发井开发效果较好。尤其是二期实施16口井，单井产能较高，且全部为高烃井。

3）开发低渗储层达到预期效果。开发低阻薄气层的B5h、B7h井无阻流量与设计的无阻流量基本相当。

4）二期开发实施后采用多种新技术新方法进行产能测试、动态监测等，极大地简化了测试流程，气藏动态分析更加全面、准确及时，气田开发高效，保证了气田稳步登上年供气28×108m3的方案设计要求。

4 结论

1）储层的精细描述技术对落实构造、刻画砂体、优化井位等有重要指导作用，是气田成功开发的基础。

2）大位移水平井技术增加了单井控制面积和动用储量、提高了气田储量动用程度、提高了单井产能、实现了少井高产和长期稳产。

3）由于海上气田的诸多限制，因此寻找“甜点”是开发海上浅层低渗透气藏的根本出路。

4）采用稳定产能测试技术、优化配产技术和动态监测技术对气田进行合理高效的管理。

总体来说，东方1－1气田的高效开发取得了很好的效果，为东方1－1气田保持长期稳定地向下游供气打下了坚实的基础，为类似气田的高效开发提供了宝贵的经验。

符 号 说 明

Ah、Bh分别为水平井二项式产能方程系数；pR为供气边界地层压力，MPa；pwf为井底流动压力，MPa；Kh为气层水平渗透率，mD；h为地层有效厚度，m；μg为地层天然气黏度，mPa· s；Z为真实气体偏差系数，无因次；T为气层温度，K；S为视表皮系数或拟表皮系数，无因次；D为非达西流系数，（104m3／d）－1；reh为水平井折算供气半径，m；rwh为水平井折算井底半径，m。

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Practices of economic and highly－effective development in the Dongfang 1－1 Gas Field，Yinggehai Basin

Jiang Ping1，2，He Wei2，Cheng Tao1，2
（1.China University of Geosciences，Wuhan，Hebei 524057，China；2.CNOOC Zhanjiang Branch Company，Zhanjiang，Guangdong 524057，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.16－21，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Gas zones at different areas are isolated from each other in the widely distributed Dongfang 1－1 Gas Field in the Yinggehai Basin，where reservoirs with great heterogeneity have low abundance of reserves and high content of non－hydrocarbon components.In view of this，based on the detailed study of the heterogeneity of reservoirs in this field，the high－resolution 3D seismic techniques are adopted to identify structures，describe sandbodies，and find the sweet spots in the low－permeability gas reservoirs at shallow sea－beds.On this basis，the long lateral or"extended reach"horizontal wells are used to improve the single－well productivity.Through field practices after two－stage development，more new techniques and methods have been employed to achieve economic and highly－efficient development of this field and the gas production capacity will meet the needs of the down－stream users.In addition，new methods for testing the deliverability of long－lateral horizontal wells are presented to develop offshore gas fields efficiently with high production and cost－effectively with few wells.The successful experience in this field will provide reference for the development of similar gas fields in the future.

Yinggehai Basin，Dongfang 1－1 Gas Field，heterogeneity，high efficiency，progressive development，horizontal well，seismic exploration

姜平等.东方1－1气田经济高效开发实践及认识.天然气工业，2012，32（8）：16－21.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.004

姜平，1971年生，高级工程师；主要从事油气田开发研究工作。地址：（524057）广东省湛江市坡头区22号信箱。电话：（0759）3900511。E－mail：jiangp＠cnooc.com.cn

2012－05－16 编辑 韩晓渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.004

Jiang Ping，senior engineer，born in 1971，is mainly engaged in research of oil and gas field development.

Add：Mail Box 22，Potou District，Zhanjiang，Guangdong 524057，P.R.China

E－mail：jiangp＠cnooc.com.cn