海上中小型气田经济高效联合开发技术——以乐东22－1／15－1气田为例

姜 平 薛国庆 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

1 气田简况及开发难点

1．1 气田概况

乐东气田位于南海北部莺歌海海域泥底辟构造带的南端，水深94～106m，乐东22－1构造与乐东15－1构造相距20．4km。乐东22－1气田含气面积150km2，乐东15－1气田含气面积47km2，其地质储量规模中等。乐东22－1气田采用3套层系开发，主力气组为Ql1V上、Ql1V下、Ql2Ⅲ、N2y1Ⅰ及 N2y1Ⅱ，分两期实施；乐东15－1气田采用一套层系开发，主力气组为Ql3Ⅱ下和N2y1Ⅲ。两气田采用联合开发的方式向下游供气。

1．2 气田开发面临的难点

1．2．1 气田储量规模中等、组分差异大、单独开发经济性差

乐东气田储量规模中等，天然气中非烃含量较高，组分差异较大。气田的开发除钻完井外还需新建海上生产平台和铺设管网，投资成本巨大，单独开发经济性差。因此对海上中小型气田储量资源如何经济高效动用是困扰开发的难题。

1．2．2 气田纵向跨度大、含气层段多、储量丰度低

乐东22－1气田纵向上涵盖了17个气组（Ql1Ⅱ～N2y1Ⅱ），气藏埋深350～1 600m，垂向跨度较大。气田主力气组储量丰度（0．5～1．8）×108m3／km2，有效厚度3～8m，而非主力气组储量丰度（0．06～0．18）×108m3／km2，有效厚度小于2m，均为薄、互层，丰度较低。如何经济有效地提高储量动用程度，这给开发带来了较大难度，同时由于储层埋藏浅且疏松，也给钻完井工程带来了挑战。

1．2．3 气田主体区块处于地震模糊带内、地震分辨率低

乐东22－1气田浅层气非常发育，受浅层气的影响，地震资料成像较差，速度无法准确把握，气田主体区块处于地震模糊带内，模糊带内对构造及断层的解释存在多解性，因此开发井井位如何部署存在很大困难。

1．2．4 气田断块较多、组分分布复杂

乐东15－1气田被一系列放射性断层分割成多个断块，每个断块天然气组分差异较大，CO2具有明显的分层分块特点，含量17．6%～79．7%。因此，气田在满足下游对组分的需求情况下，单井如何合理配产是气田动态监测的难点之一。

2 气田经济高效开发技术及开发策略

根据海上气田开发的特点，要求在开发井数相对较少、用户用气量和天然气组分要求严格的条件下经济、高速、高效地开发气田。针对乐东气田开发面临的一系列困难，主要采用了VSP空间校正速度体技术、储层精细描述技术、合理划分层系井网技术、绕丝筛管砾石充填防砂技术及动态监测等技术。另外，根据乐东气田的特点，采用了“先期试采、分期实施”的开发策略降低了开发风险，以及采用了 “联合开发、组分相互调配”的开发策略向下游供气。通过应用这些技术与开发策略实现了气田合理、经济高效地开发［1－4］。

2．1 VSP空间校正速度体技术落实构造

乐东22－1气田的所有开发井都在地震模糊带范围内，其地震分辨率及信噪比较低，保真度较差，基本不能有效成像，模糊区内层位解释存在多解性，断层无法识别（图1）。为了落实构造，首次采用了VSP空间校正速度体技术［5－6］。在二维资料研究建立的速度体基础上，利用合成地震记录之后的VSP对速度体进行校正，校正过程为：①用井点反切原始速度体与井上VSP对比，得到各井点的平均速度校正量；②利用井点的速度误差，在等距离的时间切片上生成平面校正网格；③在模糊区中心加入控制点，控制速度的平面趋势；④把①～③步骤得到的速度校正量合并，进行三维网格化，得到三维校正网格；⑤用三维校正网格校正原始速度体，得到校正后的速度体（图2）。

图1 乐东22－1气田地震剖面图

VSP空间校正速度体比平面校正的优势在于时深转换可一次性到位，由于乐东22－1气田气组较多且纵向距离很近，一次性校正避免了因校正问题出现的层间交叉情况。通过采用VSP空间校正速度体技术，乐东22－1气田深度预测较为成功，各气层钻井深度预测误差基本都在10m内，对模糊区内如此地震资料而言已经达到很高的预测精度。

2．2 储层精细描述技术优选井位

图2 乐东22－1气田VSP校正后的平均速度体图

乐东22－1气田三维地震解释与二维解释的构造认识发生了较大变化，以N2y1Ⅰ气组为例，原二维资料解释存在“Y”形断层，但在三维资料解释后断层并不存在（图3）。另外，三维地震解释后部分主力气组的构造高点和幅度也发生了明显的变化。为了减少构造对气田开发的影响，进行了储层精细描述，并以此来优选井位和指导随钻井轨迹调整，为气田开发成功实施奠定了基础。

图3 乐东22－1气田莺歌海组一段N2y1Ⅰ气组深度构造图

乐东22－1气田主物源来自北东方向的海南岛，为发育在陆架滨—浅海背景下，受沉积坡折控制的滩坝复合体沉积。储层的形成，与海平面短期快速升降、强制性海退背景下形成的4级层序有关。4级层序界面以类Ⅰ型界面为主，层序结构主要表现为前积型特征，顶积层较薄（图4）。S型叠加4级层序的顶积层可形成良好的储集层，在沉积坡折以下多以浅海相泥岩、泥质粉砂岩为主，储层不发育（图5）。准确把握层序形成机制和叠加样式［7－8］，可以有效地预测和把握有利储层的分布，减少储层预测上的失误，降低风险。通过对储层的精细描述，刻画有利砂体的展布，指导生产井的部署和井位优化。

图4 乐东22－1气田类Ⅰ型4级层序特征图

2．3 合理划分层系井网技术

2．3．1 合理划分层系减少层间干扰

乐东22－1气田储层为第四系乐东组和新近系莺歌海组，从上到下依次为乐东组一段、二段、三段和莺歌海组一段，埋深350～1 600m，地层压力4．0～16．2MPa。天然气纯烃含量乐东组相近，平均为82%，而莺歌海组则分布较为复杂，明显具有分区分块性。驱动类型方面，除乐东组一段为底水驱动外，其他均为层状边水驱动。储层物性上Ql1V下气组属中高孔高渗气藏，其他气组均属中孔中低渗气藏。储量规模上Ql1V上、Ql1V下、Ql2Ⅲ、N2y1Ⅰ及 N2y1Ⅱ气组较大。因此，根据气田纵向上各气组的压力、天然气组分、驱动类型、储量规模等差异，通过合理划分层系来减少多层合采带来的层间干扰［9］，将气田划分为3套层系，图6为气田北块层系划分示意图，上层系为Ql1Ⅱ—Ql1Ⅵ，中层系为 Ql2Ⅰ—Ql3Ⅱ，下层系为 N2y1Ⅰ—N2y1Ⅱ。

2．3．2 多层合采扩大储量动用规模

图6 乐东22－1气田北块层系划分示意图

乐东15－1气田被断层分割为多个断块，每个断块天然气组分差异较大。天然气中N2、CO2含量较高，N2含量为3．6%～14．6%，CO2含量为17．6%～79．7%，且CO2具有明显的分层和分块特点（图7）。在平面上，构造南面的组分较构造北面好；纵向上同一气组内部，高部位的组分较低部位好。为了充分动用各块高烃地质储量，需要在各个断块进行布井，但根据海上气田开发的特点，要求开发井数相对较少。由于各气组（Ql3Ⅱ上—N2y1Ⅲ）平面上叠合性较好，构造形态基本一致，压力系数、物性相差不大，为了减少井数，布井考虑采用多层合采来扩大储量动用规模［10－13］，尽可能地选择在高烃区块和构造高部位布井，气田实施后，7口生产井天然气组分均好于预期。

图7 乐东15－1气田含气面积叠合图

2．4 绕丝筛管砾石充填防砂技术

乐东气田砂岩成岩主要以压实作用为主，目的层段时代新、埋藏浅、压实作用弱、储层疏松，在生产过程中储层出砂的可能性较大，因此，所有生产井都需要防砂。乐东气田地层中砂粒分布不均匀，地层砂不均质系数在7～10之间，且存在较多的细粉砂颗粒，泥质含量大部分在35%左右。为了保证防砂效果，采用了绕丝筛管砾石充填防砂技术，对于合采井采用了分段防砂。采用绕丝筛管砾石充填技术有效地阻止了地层骨架砂运移，渗流面积大，通过筛缝的流动阻力小，有效期长。通过砾石形成的高渗透体系有效地降低了井筒附近流体的压力梯度，缓解了出砂趋势和程度［14］。砾石充填后对地层砂有较好的桥塞作用，而绕丝筛管有挡住砾石形成较好的二级挡砂屏障，实现了防砂目的。乐东气田20口生产井实施后，通过3～4a的生产证实了采用绕丝筛管砾石充填防砂效果达到了预期。

2．5 动态监测分析技术

在气田日常生产中，为了准确分析气藏生产动态，需要对气田进行动态监测。根据海上气田开发的特殊性，在完井管柱设计时有针对性地下入井下永久式电子压力计，以实时监测井底压力的变化，通过全程压力历史准确分析气井的污染程度、地层能量和动态储量等参数［15］。对于没有井下永久式电子压力计的井，每年通过钢丝作业进行系统试井和生产测井，以分析气井的产能、压力及各层的流量剖面等动态资料。此外，通过气田现场色谱仪、水分析仪等设备可及时分析天然气组分、地层水性质等参数。这些信息为油藏工程师准确分析气田生产动态提供了基础，通过在精细地质模型下油藏数值模拟历史拟合和动态预测，为气田的开发调整、增产挖潜提供了决策依据。

2．6 先期试采、分期实施开发策略降低开发风险

乐东22－1气田上层系储量规模适中，含气面积较大，为了充分动用地质储量，气田总体开发方案设计采用4口生产井开发。考虑到上层系埋深较浅，从平台扩大钻井范围均匀布井难度较大，方案编制时设计利用水下井口开发。另外，由于上层系主力气组Ql1V上和Ql1V下储层物性、产能及驱动类型差异大，在方案实施时采用了“先期试采、分期实施”的策略，先在平台布署1口定向井（A13井）合采Ql1V上和Ql1V下进行试生产，根据试生产的认识指导二期方案的实施。在气田采集三维地震资料和一期开发井实施后，发现Ql1V下气组地质储量有所减少，另外通过A13井4年来的试生产认识和钻完井技术的进步，对二期方案进行了优化，由3个水下井口方案优化为2口平台钻大位移水平井方案。因此，通过“先期试采、分期实施”的开发策略充分降低了由地质因素不确定性带来的开发风险，节约了开发成本。

2．7 联合开发、组分相互调配开发策略向下游供气

乐东气田储量规模中等，天然气中非烃含量较高，单独开发经济性较差，为了形成一定的开发规模，采用了“联合开发”方式，通过联合开发可进行天然气组分搭配，合理利用资源。乐东气田下游合同量为560×104m3／d，其中 A用户日合同量371．4×104m3／d，天然气纯烃含量大于64%，B用户日合同量188．6×104m3／d，天然气纯烃含量大于75%。目前，乐东22－1气田纯烃含量76%左右，而乐东15－1气田不足50%，这就要求生产管理人员对气田各气井进行合理配产，满足不同用户产量和组分的双重要求。

图8为乐东气田生产曲线图，从中可以看到乐东22－1气田产量较高，纯烃组分比较稳定，而乐东15－1气田纯烃组分有进一步恶化的趋势，两气田联合后产气580×104m3／d，纯烃含量65%，仅能满足A用户的需求。对于B用户，天然气还需要在陆上处理终端进行部分脱碳后才能满足需求。

图8 乐东气田生产曲线图

3 实践效果分析

针对乐东气田各自面临的开发难点，采用了VSP空间校正速度体技术、储层精细描述技术、合理划分层系井网技术、绕丝筛管砾石充填防砂技术及动态监测等技术和“先期试采、分期实施”、“联合开发、组分相互调配”开发策略。通过这些技术与开发策略的成功应用使得该气田开发实施取得了很好的效果，实现了经济高效联合开发，为海上中小型气田的高效开发提供了宝贵的经验。主要表现在以下几方面。

1）乐东22－1气田开发井实施效果较好，构造深度预测相对准确，各气层深度预测误差基本都在10m以内，在模糊区内已经达到很高的预测精度。13口生产井大部分部署在构造高部位、储层厚度大、物性好、含气性好的地方，钻后生产井产能已超过预期。

2）乐东22－1气田通过采用3套层系3套井网，有效地减少了多层合采带来的层间干扰。乐东15－1气田采用多层合采井扩大了储量动用规模，选择在高烃区块和构造高部位布井，实施后7口生产井在产能和天然气组分上均好于预期。

3）乐东气田采用绕丝筛管砾石充填防砂，生产井实施后生产效果较好。

4）采用多种手段进行了动态监测，为气藏生产动态分析提供了基础。通过气田3～4a生产动态跟踪及分析，提出了多口调整井、补孔井、低效井储层改造等措施，为确保气田增产挖潜、高效开发提供了依据。

5）乐东22－1气田通过先期试采、分期实施的开发策略充分降低了由地质因素不确定性带来的开发风险。通过优化，气田二期开发上层系由3口井优化为2口井，减少了开发井数，节约了开发成本。

6）通过联合开发，有效地带动了边际气田的开发，合理地利用了地质资源。乐东气田采用联合开发组分相互调配，满足了下游不同用户的用气需求。

4 结论

1）VSP空间校正速度体技术和储层精细描述技术为模糊区落实构造、加深地质认识、井位优化等有重要指导作用，是气田成功开发的基础。

2）根据海上气田的开发特点，采用合理划分层系划分井网技术可有效地提高储量动用程度。

3）对于疏松储层，采用绕丝筛管砾石充填防砂技术可有效地阻止地层出砂。

4）气藏动态监测分析技术，可为气藏增产挖潜、高效合理开发提供依据。

5）通过采用先期试采、分期实施开发策略可有效地降低了由地质因素不确定性带来的开发风险。

6）对于中小型气田，采用联合开发技术可合理地利用资源，提高经济效益。

总体来说，乐东气田经济高效联合开发取得了很好的效果，为海上类似中小型气田的高效开发提供了宝贵的经验。

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