东海边际油气田高效开发策略

蒋云鹏，吴 琼

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

东海边际油气田高效开发策略

蒋云鹏，吴 琼

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

东海边际油气田类型主要有低渗透气田、复杂断块气田、微构造气田和高凝原油油气田等。在分析东海边际油气田开发特点和难点的基础上，按照区域整合、统筹兼顾的原则，提出了坚持勘探开发一体化，建立低渗开发先导试验区，打造区域设施中心、组建区域管网、电网，简化平台功能实现标准化设计，依托已建/拟建平台滚动扩边，论证FPSO方案作为原油外输第二出路的边际油气田开发策略，力求突破边际油气田开发壁垒，实现边际油气田低成本高效开发。其开发经验和策略对其它海域类似边际油气田高效开发具有一定的借鉴意义。

东海；边际油气田；高效开发；开发策略

依据地质条件和流体特性，中国陆上边际油气田主要是指低渗透、稠油和复杂断块等难动用油气田[1]。海上油气田由于开采成本高、开发难度大，边际油气田的开发问题更为突出[2,3]。近年来在我国东部海域加大了石油勘探开发的投入，发现和落实了一批含油气构造，但多属于边际油气田范畴。因此，实现边际油气田的高效开发对未来油气产量增长至关重要，同时也意味着海上油气田开发难度进一步加大。

1 东海边际油气田类型和特点

我国东部海域边际油气田具有埋藏深、地质成因复杂的特点。主要发育低渗透、复杂断块、微构造和高凝原油等4种类型的边际油气田。

1.1 低渗透气田

低渗透气田是近年来发现的主要边际油气田，具有下列特点：①埋藏深。该类气藏埋藏深度多在3 500 m以下，甚至5 000 m都有分布；②物性差。由于埋藏深，压实作用强，孔隙度和渗透率普遍较低，孔隙度在9% ～13%、渗透率在0.1×10-3～ 5.0 ×10-3μm2；③含水饱和度高。由于物性差，含水饱和度较常规储层普遍偏高，含水饱和度多大于40%；④产能低。定向井常规测试产能低或无产能，酸化或压裂改造后有产能，但不同层位产能差异大，某些层天然气产量可达10×104m3/d，而某些层天然气产量不到1×104m3/d；⑤稳产期短。从开发井改造后生产情况来看，低渗层的稳产期多在一年左右，甚至更短。稳产期过后进入低产阶段，日产气仅几千方左右。

1.2 复杂断块气田

复杂断块气田多分布于盆地边缘的斜坡构造带，具有下列特点：①断层多、断块集中。断层走向与盆地边缘斜坡构造带走向基本一致，呈断阶状由盆地边缘向盆地中心延伸，形成众多断块、断鼻圈闭；②储层横向变化快。往往相邻断块的储层发育都有较大差异，含气层位也不尽一致；③异常高压普遍发育。异常高压的出现与深度有一定相关性，在3 800 ～ 4 000 m以下深度，异常高压气层普遍发育，压力系数在1.2 ～ 1.7；④储量规模小。单个断块天然气储量多在20×108～ 40× 108m3，部分断块只有几亿方的规模。单层含气面积多在0.6 ～ 4.0 km2，油气层平均厚度约10 m，天然气储量多在1.5×108～ 7.5×108m3；⑤测试产能较高。单层测试无阻流量可达80×104～ 400×104m3/d。

1.3 微构造气田

在主体构造的周边往往分布多个微型构造，其具有下列特点：①具有与主体构造相似的成因背景和成藏条件。这些微型构造与主力构造在区域应力的作用下同时期形成，油气充注时间基本一致，在主力构造含气性落实的情况下，其成藏概率非常高。微型构造由于自身独特的储盖组合条件，往往形成独立的气水系统，气水界面与主力构造不完全一致；②具有与主体构造类似的储层特征和流体性质；③储量规模小。由于属于主体构造的卫星构造，其构造面积小，多在0.5 ～ 2.0 km2，储量规模一般不超过10×108m3，不值得采用探井进行评价，致使储量无法落实。④距主体构造近。已发现的微型构造多分布在主体构造周边8 km以内的范围。

1.4 高凝原油油气田

高凝原油油气田往往与复杂断块构造共生，具有下列特点：①原油属于低密度、低含硫量、高含蜡、高凝固点原油，含蜡量在9.8% ～ 26.8%，凝固点在14 ～ 30 ℃；②储量规模不大。单个油田的高凝原油储量规模多在百万吨级别；③油气共生。高凝原油油气田往往既发育油层又发育气层，存在上部发育油藏、下部发育气藏，也存在本断块为气藏、相邻断块为油藏，类型多样，分布规律复杂。

2 海上边际油气田开发面临的困难

2.1 低渗开发技术不过关、开发难度大

低渗储层在海上分布广、规模大，但由于其本身特性，大量低渗储层必须依靠储层改造才能获得一定的产能，但定向井低渗层改造后产能低、稳产期短、累产量少，甚至难以抵扣钻完井成本，致使低渗储层难以采用定向井实施高效开发[4]。而诸如分支井、水平井分段压裂等低渗储层开发技术在海上尚处于探索阶段，无成功经验可以借鉴。加上海上作业施工成本远远高于陆地，造成海上低渗储量规模开发难度大，目前仍处于“有气无力”的局面。因此，如何快速突破低渗储层开发技术瓶颈，降低综合开发成本，提高单井产能、延长稳产年限、提升经济效益是有效开发低渗透边际气田的关键。

2.2 复杂断块和微构造气田储量规模小、可依托生产设施少、单独开发效益差

海上油气田开发的常规模式是搭建平台、增设处理设施、铺设外输管线等。我国东部海域已发现的复杂断块气田和微构造气田埋深大、圈闭面积小、气层厚度薄，储量规模有限，若采用常规模式开发其所需的工程设施与规模较大的油气田相比并不会大幅减少，开发工程设施投资巨大、钻完井成本高。另外，海上油气田距离陆地较远且环境条件恶劣，海上施工作业窗口短、后勤支持难度大，开发可依托的油气处理设施较少。多重因素造成海上边际油气田综合开发成本远远高于陆地，致使油气田单独开发效益差、甚至无效益。这种情况在我国东部海域表现尤为严重。

2.3 高凝原油凝固点较高、长距离输送难度大

我国东部海域海床温度在17 ℃左右，低于部分高凝原油的凝固点，高凝原油进入海管后易凝固致使海管堵塞，影响海上正常生产。因此，在海管无保温措施的情况下，高凝原油难以长距离输送，而使用保温管又会使开发成本大幅攀升，严重影响经济效益。

3 东海边际油气田高效开发策略

3.1 坚持勘探开发一体化，推动边际油气田高效开发

勘探开发一体化是近年来油藏管理的发展方向，坚持开发评价早期介入，紧密跟踪勘探进展和预探成果，及时优化调整总体开发方案，全局统筹、整体部署、滚动实施，进一步加快勘探开发互动节奏[1]。海上油气勘探开发一般围绕主体构造带开展，优先发现和证实一批含油气构造，之后再对新发现油气田周边集中进行评价，进一步升级控制和预测储量。以复杂断块K气田为例，早有探井证实含气，但探井所在断块面积较小，探明储量规模有限，难以支撑K气田的开发。针对这种情况有计划地对该气田周边10 km内的有利断块进行了集中筛选和评价，升级和落实了5个邻近断块的地质储量，有效推动了复杂断块K气田的经济高效开发。

3.2 加强科技创新，设立低渗先导试验区，积累有效开发关键技术

海上低渗储层多发育在中深层，储量规模大、品质不好。快速提升和掌握低渗储层有效开发技术对于产量增长的提高意义重大。目前在生产平台化低成本压裂技术开展了多次实践，取得了大量认识和开发经验，但现有技术手段还比较少且不完善，不成体系，尚无法支撑低渗气田规模高效开发。为此，需要在海上已建生产平台或优选某一低渗区块，设立专门进行低渗开发技术实践的先导试验区，给予政策和技术上的倾斜，通过不断实践优选出适合海上低渗储层特点的有效开发技术。摸清低渗气藏有效富集区块和“甜点”分布规律；实践水平井、分支井、水平井分段压裂等钻完井技术、储层保护技术、增产配套技术，形成我国东部海域低渗气田整体高效开发配套技术系列[5,6]；多方面、多渠道降低开发综合成本；进而带动低渗储量的大规模成片经济高效开发。

3.3 统筹兼顾，打造区域设施中心，组建区域管网，为周边边际油气田提供依托

针对海上边际油气田储量规模小，距离生产平台较远，单独开发经济效益差的特点，区域统筹编制整个区域的开发方案，规划区域设施中心，实现油气输送区域调配，分担共用生产设施，降低综合开发成本。以H气田周边边际油气田开发为例，拟在储量规模较大的H气田建设区域中心平台，并以其为中心建设东南西北4条主干管网，集中处理周边数十个边际油气田所产油气水；同时在H综合平台配置大容量电站，通过海底电缆对周边40 km以内的井口平台集中供电，满足边际油气田滚动开发和节能降耗需求[7]。

3.4 简化平台功能，开展标准化设计，降低开发工程投资

平台和管线等工程投资约占海上油气田开发投资的80%以上，故减少工程投资是降低开发成本、提高开发效益的关键。区域中心平台的建设为周边油气田提供便利的依托，进而很大程度上可以简化周边井口平台的功能，降低工程投资。考虑到目前我国东部海域边际油气田所处海域水深多在100 m以内，储量规模相近、油气性质类似，单个油气田生产井数一般在6口以下，且多数井口平台不设置油气处理装置，平台导管架、上部模块、钻井模块、公用系统、工艺系统、应急系统、消防系统等方面最大程度采用标准化设计，统一采购、建造、安装及后期维护，减少井口平台直接和间接费用，其建造工期和费用较常规平台降低50%以上[8,9]，有效提升了边际油气田开发效益。

3.5 立足已建/拟建生产平台钻大位移井滚动扩边，实现周边微构造边际油气田高效开发

大位移井一般是指井的水平位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井[10]。其具有很长的大斜度稳斜段，大斜度稳斜角大于60 °。在南海和渤海均进行过应用，取得了不错的效果[11]。我国东部海域油气藏埋深多在2 500 ～ 4 500 m，利用大位移井可以很好地控制周边10 km以内的微型含油气构造。微构造储量小而散、埋藏深，其单块折算天然气储量规模一般在10×108m3以下，勘探对这些微型含油气构造不感兴趣。而依托已建设施和未来规划建设平台设施，采用大位移井方案滚动扩边是比较经济有效的开发方式。一般1～2口井既可较好控制微构造的储量，又能快速将储量转变为产量。以TX气田为例，其主体构造东南方向约3 km处存在一处自圈的小背斜，钻前评估预测天然气储量约7×108m3，不值得采用钻井船实施勘探评价，因此设计从TX生产平台钻1口开发评价井落实该构造，钻后评估天然气储量约3×108m3。该井直接从开发评价井转为生产井，初期产气13×104m3/d、产油15 m3/d，目前已累计生产21个月，累产天然气5 000×104m3、累产油7 500 m3。目前该井生产状况良好，其良好经济效益非常可期。

3.6 以大带小、降低FPSO成本，促进高凝原油开发

为了减少开发投资，海上油气田开发往往是多个油气田共用一条外输管线。我国东部海域目前仅有一条原油外输管线，而且该管线已经连续运行超过15年，出现事故的频率越来越高。油气外输风险日益加大，一旦该管线出现故障，将造成海上油气田产设施整体停产，造成非常大的损失。同时考虑到在海管无保温的情况下高凝原油难以长距离输送，且东海高凝原油储量规模不大，单独新建FPSO开发经济效益差。基于此从区域角度出发整体考虑，统筹目前和近中期原油产量论证FPSO（海上浮式生产储油船）方案，为我国东部海域原油外输规划第二条出路，化解原油外输单一出路的问题。可以采用旧油轮改造或者租用/购买旧FPSO来最大程度降低投资成本，并考虑将高凝原油开发与其它油气田的开发联合起来，保证联合项目的整体效益。FPSO装置可以放置在高凝原油油气田集中的区域，进而解决高凝原油无法长距离外输的难题，有效促进高凝原油的开发并提升安全生产保障。

4 结束语

随着国家海洋意识的提高，海上油气勘探开发正进入高速发展期，边际油气田在海上油气开发中的地位越来越重要。在边际油气田勘探开发过程中，一定要针对不同类型边际油气田特点，强化区域整合、统筹兼顾、有的放矢，进一步加强科技创新和关键技术攻关，充分依托已建/拟建生产设施，降本增效，逐步寻找适合东海边际油气田特点的开发模式，突破边际油气田开发的技术壁垒，实现边际油气田低成本高效开发，推动油气产量实现跨越式增长。海上边际油气田具有一定共性，希望本文提出的开发策略对类似边际油气田高效开发提供借鉴经验。

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Efficient Development Strategy for Marginal Oil and Gas fields in East China Sea

JIANG Yunpeng, WU Qiong
（Shanghai Branch of CNOOC Ltd.,Shanghai200030,China）

Marginal oil and gas fields in East China Sea include mainly low permeability gas fields, complex fault block gas fields, micro structure gas fields and high pour-point crude oil and gas fields. Based on analysis of the development characteristics and difficulties of the marginal oil and gas fields, the development strategies for marginal oil and gas fields in East China Sea has been put forward according to the principles of regional integration, overall consideration, integration exploration and development. The low permeability development pilot area has been established, regional center facilities, regional pipe network and grid center have be built. The platforms have been simplified to achieve standardization design. Progressive exploration and development has been developed with already built platform and newly increased platform. It is demonstrated that FPSO can be the second way by crude oil transportation systems. These development strategies are very significant for breaking through development barriers and developing the marginal oil and gas fields in East China Sea with low cost and high efficiency. The efficient development experiences and strategies are also significant for other similar offshore marginal oil and gas fields.

East China Sea; marginal oil and gas fields; efficient development; development strategy

TE349

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.02.060

1008-2336（2014）02-0060-04

2013-11-25；改回日期：2014-03-27

蒋云鹏，男，1981年生，工程师，2006年毕业于中国石油大学（华东），从事石油天然气开发工作。E-mail：jyunp@163.com。