琼东南盆地深水天然气勘探开发一体化关键技术及实践

陈 奎 宋瑞有 韩光明 徐 涛 郑 飞 何 燕 窦婧瑛 詹冶萍

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

0 引言

琼东南盆地中央峡谷深水区是南海西部深水天然气早期勘探实践区[1]，已发现包括L17千亿立方米大气田在内的多个大中型气田，是深水天然气勘探成熟区[2]。目前，我国自营勘探发现的第一个千亿立方米深水大气田L17气田正在开展气田总体开发方案实施（简称“ODP实施”），即将投入开发，其他多个气田也处于气田总体开发方案部署阶段。但是，深水天然气存在着勘探成本及气田开发门槛高，部分探明、控制地质储量难以动用，优势潜力目标搜索难度大等问题，导致气田开发及可持续开发难度大。琼东南盆地中央峡谷深水区天然气勘探开发面临的问题在陆地及海上浅水区多个油气田勘探开发中晚期也同样存在，调研显示勘探开发一体化是解决此难题的有效手段[3-10]。勘探开发一体化模式优势在于能够将油气田独立的勘探、评价、开发和生产等阶段紧密结合，利用地质、地球物理、油气藏、钻完井、工程建设等多学科技术手段，精细评价油气田内部及周边已发现未动用储量和待发现潜在资源量，整体部署开发方案，降低勘探开发成本，促进油气田可持续发展，实现经济效益最大化。为了解决琼东南盆地勘探开发面临的问题，笔者在借鉴陆地、海上浅水区勘探开发一体化研究及应用成效的基础上，结合深水天然气勘探、开发自身特殊性，提出深水天然气勘探开发一体化模式。

深水天然气勘探开发一体化模式与陆地、海上浅水区勘探开发一体化模式具有相似性，同时也具有特殊性。相似性方面，几种一体化模式研究区域均为勘探成熟区，综合利用已钻井地质录井、测井、地球物理技术、油气藏数值模式、定向井及水平井钻井技术、采油工艺、工程建设等技术手段，预测气水界面，分析扩边可能性，对老油气田开展老井区扩边，兼顾发现新含油气区块及含油气层系[11-12]。几种一体化模式均具有灵活的评价方式，鉴于油气田中后期潜力目标具有“小而碎”的特点，传统的油气田勘探—开发串联模式评价时间长、费用高，难以推动油气田中后期可持续开发，而一体化评价模式将勘探阶段与开发阶段相融合，将勘探阶段的储量评价与开发阶段的油藏开发方案相结合，缩短了勘探、开发周期，加速了储量向产量转化效率，实现储量、产量同时增长[13]。特殊性方面，陆地勘探开发一体化模式绝大多数是在陆地实施，钻探成本低，实施难度小，可以批量钻探滚动勘探开发井。与其相比，海上浅水区勘探开发一体化实施需要依托钻井平台、生产平台，钻井数量受控于平台井槽数量，批量钻井受限，同时海上钻井成本高，对于钻完井工艺技术要求更高，实施难度更大[14-15]。而深水勘探开发一体化模式实施要求更高，目前国内深水天然气开发无法依托生产平台钻探，需要通过钻井平台钻探，再通过水下井口、输气管线、管汇等输气设施与生产平台输气管网连接，同样导致钻井数量受限，而且深水钻井成本更高，实施难度更大。深水勘探开发一体化能够实现勘探成果提前指导整体开发方案部署实施，优化生产平台规模及井位部署思路，有效降低钻探、生产成本；开发新成果、新认识又能推动后续勘探方向，通过井网密度更大的开发井实施，在新的含气层系、沉积储层等钻探新成果、新认识的指导下推动后续勘探。因此，建立完整的深水天然气勘探开发一体化技术体系并不断对技术进行创新，对于深水天然气滚动勘探及气田可持续开发至关重要。

1 区域地质概况

琼东南盆地是新生代大陆边缘断陷盆地，下伏基底主要为中生界三叠系、侏罗系及白垩系花岗岩。琼东南盆地新生代先后经历古近纪断陷期、新近纪坳陷期，从而形成“下断—上坳”地层结构[2]。纵向上，沉积地层包括古近系始新统，渐新统崖城组、陵水组，新近系中新统三亚组、梅山组、黄流组，上新统莺歌海组，第四系更新统乐东组[16]。平面上，形成北部坳陷、中部隆起、中央坳陷、南部隆起等4个一级构造单元[17]。深水区主要分布在中央坳陷和南部隆起，包括乐东—陵水凹陷、松南—宝岛凹陷、北礁凹陷、长昌凹陷等6个凹陷以及陵南低凸起、松南低凸起2个低凸起[17]（图1）。

研究区中央峡谷深水区平面上贯穿上述深水区6个凹陷，自西向东注入西沙海槽。梅山组末期琼东南盆地大规模海退使红河陆源碎屑物源以浊流方式沿中央坳陷带侵蚀形成中央峡谷，同时北部陆坡块体流沉积对峡谷沉积有一定的贡献[18-21]。中央峡谷形成演化经历3个阶段：①中央峡谷形成与侵蚀阶段。黄流组早期，受西沙海槽加速扩张的影响，形成一个半封闭的限制性小型盆地，西侧浊积水道下切形成了中央峡谷的雏形。②中央峡谷主要沉积充填阶段。该阶段划分为3个内部阶段，黄流组晚期为浊积水道充填阶段，主要发育多期浊积水道复合体，岩性组合主要为灰色细砂岩、粉砂岩与灰色泥岩不等厚互层；莺歌海组二段早期发育多期峡谷背景浊积水道与块体流沉积，岩性组合主要为灰色、绿灰色泥岩与灰色砂岩不等厚互层；莺歌海组二段晚期发育浊积水道、海底扇与块体流沉积，以块体流沉积为主，夹多个浊积水道、海底扇沉积复合体，岩性组合主要为厚层灰绿色、灰色泥岩夹薄层灰色细砂岩、粉砂岩。③中央峡谷消亡阶段。莺歌海组一段以来，中央峡谷西部大部分被填平补齐，而峡谷东部仍未被充满，缺乏西部轴向物源补给，主要以周缘陆坡背景下块体流及伴生薄层席状浊流沉积为主。

图1 琼东南盆地区域构造及深水气田分布图

中央峡谷区成藏条件优越，具有较高的勘探开发潜力。邻近乐东—陵水富生烃凹陷，崖城组烃源岩处于过成熟阶段（Ro＞2%），为典型煤型气；天然气在崖城组超压动力下，通过垂向底辟构造、断裂、裂缝及横向多期砂体运移；储层砂体发育、物性好，与上覆厚层海相泥岩形成较好的储盖组合；浊积水道砂体以峡谷壁为边界形成岩性圈闭，浊积水道内部被多期泥质水道切割，圈闭有效性好[22-23]。基于上述优越的成藏条件，笔者认为深水中央峡谷区仍具有较高的勘探开发潜力，在常规勘探开发技术手段难以推动气田开发的情况下，利用深水天然气勘探开发一体化技术手段对中央峡谷区开展部署研究，有助于该区的有效开发动用。

2 深水天然气勘探开发一体化技术体系

2.1 概念及研究流程

深水天然气勘探开发一体化模式是以深水区在生产和在建设气田设施为依托，通过水下井口、输气管道相连，以气田及周边潜在储量的发现和开发为目标，集勘探开发为一体，加快勘探评价、加速产能建设，并在气田开发过程中深化气田周边勘探工作，解决气田评价遗留问题，实现“开发中有勘探，勘探中有开发”。

常规的海上油气田勘探开发全过程包括初探阶段、储量评价阶段、开发前期研究阶段、总体开发方案（ODP）阶段、调整井实施阶段、生产阶段及废弃阶段。该过程首先通过探井钻探落实含油气性并提交探明地质储量，在此基础上编制并实施开发方案，随后进入生产阶段，该过程评价时间长，勘探、开发成本高。而对于海上油气田特别是深水气田勘探开发中后期，为了维持气田可持续开发，在深水天然气勘探开发一体化模式指导下，围绕气田内部及周边开展一体化研究，同样包括勘探阶段和开发阶段，两者是紧密联系的整体。勘探阶段的目标搜索、目标评价与开发阶段的开发前期研究相结合，将勘探优选的目标与开发目标作为整体开展区域整体部署。在勘探阶段钻探落实气藏后，开发提前介入储量评价，与勘探共同落实取全钻井分析化验数据资料，从而落实气田地质气藏条件，指导优化区域开发方案。开发阶段ODP项目、调整井项目实施时，勘探开展跟踪，通过较密的开发井网在推动气田开发的同时，兼探落实新的含气区块、含气层系，指导后续勘探进程。在勘探开发一体化实施过程中，勘探、开发、钻完井、工程建设、环评及经济评价等多专业协同合作，落实气田储量规模，盘活气田难动用储量，提高采收率优化气田地质气藏方案，降低钻完井及工程建设成本，从而推动气田内部及周边增储上产（图2）。

图2 深水天然气勘探开发一体化技术流程图

为推动深水天然气勘探开发一体化进程，逐步建立完善的技术体系，集成了从深水天然气潜力目标搜索、目标评价到目标钻探的整个过程，目标搜索是目标评价、目标钻探的基础，目标评价、目标钻探落实的新的含气区块、含气层系又为目标搜索提供新的思路和方向。在近年来的工作实践中逐渐摸索总结了“目标搜索技术”“目标评价技术”“目标钻探技术”。

2.2 目标搜索技术

经过多年的勘探，在中央峡谷深水勘探成熟区搜索成藏条件优越的大型潜力目标的难度越来越大，围绕气田内部及周边搜索能够与滚动勘探、开发结合或促进滚动勘探、开发实施的潜力目标是深水勘探开发一体化目标搜索技术的核心思路，建立了一体化目标搜索技术体系，包括“区带潜力目标搜索”“随钻跟踪过程目标搜索”及“评价过程目标搜索”等3种技术[2]。

2.2.1 区带潜力目标搜索

区带潜力目标搜索技术主要是从地质气藏、地球物理角度对研究区带地质气藏成藏条件及地球物理天然气预测技术开展研究，在此基础上开展潜力目标搜索。地质气藏成藏条件研究包括烃源条件分析、油气运移条件分析、储盖组合分析、圈闭有效性分析及气藏数值模拟预测气水界面等多个方面。地球物理天然气预测技术在中央峡谷深水区主要利用“逆向剥层时深转化技术”优化坡折带时深预测精度，利用地震振幅属性强弱判别气水关系[24]，利用“平点反射”预测气藏气水界面[25-26]。“逆向剥层时深转化技术”通过由深向浅逐层逆向剥层进行时深转换，有效解决了位于坡折带的中央峡谷深水区实钻构造深度变化大的问题。该技术在L25气田应用效果显著，校正圈闭抬升近20 m，并通过L25W-G1井实钻得到验证。研究显示中央峡谷深水区含气层系平面上及剖面上都具有显著的强振幅亮点特征，统计显示90%莺歌海组、95%黄流组强振幅圈闭为气层，并且绝大多数气层强振幅异常范围与圈闭构造等值线较为吻合。勘探开发实践已证实倾斜的含气地层在气层、水层波阻抗差异大的作用下，在反射同相轴间出现强能量局部水平反射同相轴，该“平点反射”与气水界面基本吻合，L17气田块4潜力目标黄流组Ⅲ气组（HL_Ⅲ气组）强振幅属性区具有明显的“平点反射”特征，预测其含气可能性高。基于以上地质气藏、地球物理条件，围绕中央峡谷深水区优选成藏条件优越的L17、L18及L25气田内部及周边开展潜力目标搜索。

2.2.2 随钻跟踪过程目标搜索

随钻跟踪过程目标搜索技术是在区带地质气藏特征、地球物理规律精细研究成果指导下，围绕即将钻探或钻探中的滚动探井、开发井周边开展潜力目标搜索，并将其与滚动探井、开发井进行“钻前结合”“随钻及钻后结合”。“钻前结合搜索模式”是提前介入滚动探井、开发井部署，在即将实施的滚动探井、开发井周边搜索、梳理潜力目标。该模式潜力目标通过开发评价井钻探方式或通过与滚动探井、开发井兼探的方式实施，在降低钻探成本的同时，落实潜力目标含气性和储量规模，并达到快速建产的目的。“随钻及钻后结合搜索模式”则是根据新实施的滚动探井、开发井新发现气层或显示层，结合区带地质气藏、地球物理特征，指导后续周边潜力目标搜索，并促进后续气田综合调整进程[2]。

随钻跟踪过程目标搜索技术应用效果好。以L17气田潜力目标搜索为例，该气田正在开展ODP实施，在ODP实施前采用“钻前结合搜索模式”，围绕气田周边搜索5个潜力目标（表1），其中，块4能够兼探G3井区北高点无井控的HL_Ⅲ气组强振幅属性控制地质储量。ODP实施时采用“随钻及钻后结合搜索模式”，G3井区部署的开发井GA6井在弱振幅属性的HL_Ⅲ气组钻遇薄气层，对于块4评价具有很好的指示性，类比分析认为块4强振幅属性的HL_Ⅲ气组成藏可能性大，部署开发评价井L17-G10d井进行评价。

2.2.3 评价过程目标搜索

评价过程目标搜索技术是在目标评价过程中，在区带地质气藏特征、地球物理规律精细研究成果指导下，针对老气田通过对周边已钻井进行“老井复查”，寻找气藏的“蛛丝马迹”，开展潜力目标搜索；针对新区块在新发现的难动用地质储量层系附近搜索潜力目标，将潜力目标与难动用地质储量结合评价，在落实潜力目标含气性与储量规模的同时，升级难动用地质储量级别并促进其动用。评价过程目标搜索技术的核心是“勘探开发无空井”理念，深入挖掘失利井的录井岩性、电测曲线特征及分析化验数据，在“气层上下找气层”“气层邻块找气层”“异常高处有气层”“干层旁边有气层”及“薄层旁边有厚层”等思路指导下，围绕气田内部及周边开展潜力目标搜索[2]。

评价过程目标搜索技术在L18-4构造目标评价过程中进行了很好的应用（表1）。L18-4构造位于L18老气田区，L18-G1和L18-G2已钻井证实气田区莺歌海组、黄流组多层系成藏。在L18-4构造南高点目标评价过程中，通过“老井复查”落实L18-G2井黄流组0气组（HL_0气组）气层相邻的砂体为强振幅属性，原有储量级别为控制，而且该强振幅砂体与L18-4构造北高点各目的层叠合性较好，分析发现北高点莺歌海组二段T29C砂体为背斜圈闭，但振幅属性弱，黄流组Ⅱ气组（HL_Ⅱ气组）同样为背斜圈闭，为强振幅属性，部署1口开发评价井L18-4G1井能够在升级HL_0气组控制储量的同时，落实T29C弱振幅属性砂体及HL_Ⅱ气组强振幅属性砂体的含气性和储量规模，对于推动L18气田开发具有重要作用。

2.2.4 目标搜索技术小结

在深水天然气勘探开发一体化潜力目标搜索技术体系指导下，利用区带潜力目标搜索技术、随钻跟踪过程目标搜索技术、评价过程目标搜索技术，围绕琼东南盆地中央峡谷深水区共搜索优选17个潜力目标，落实潜在资源量1 683×108m3，目标分布在L17气田、L18气田及L25气田周边，若目标评价、实施效果好，将有效促进L18气田及L25气田开发，促进L17气田可持续开发（表1）。

2.3 目标评价技术

深水天然气勘探开发一体化目标评价技术是对成藏条件优越的潜力目标，利用地质气藏、地球物理、钻完井、工程建设等多种技术手段开展研究，评价、优选能够有效开发的潜力目标。与常规勘探目标评价技术相比，一体化潜力目标评价与气田开发前期研究相结合，充分利用周边丰富的已钻井资料，开展精细类比分析，并将概率法资源量预测技术较为精确落实的潜在资源量纳入开发前期研究，开展区带整体部署。一体化潜力目标评价技术流程包括：圈闭刻画研究、沉积储层研究、运移成藏研究、潜在资源量研究、开发方案及经济评价、井位优选部署等多个方面。下面就这几方面对深水中央峡谷区目标评价技术进行研究。

2.3.1 圈闭刻画研究

由于深水区钻井费用昂贵，钻井数相对较少，因此地球物理资料弥足珍贵，研究中需要深入挖掘地球物理资料的信息。圈闭研究内容包括地震资料选取、地震层位标定、地震层位解释、区域时深转换、圈闭落实及含气性预测，其中区域时深转换和含气性预测对于气田开发前期研究至关重要。

表1 琼东南盆地中央峡谷区潜力目标统计表

中央峡谷区部分临近构造坡折带，海底崎岖且坡折带处地层坡度突然变陡，影响三维地震资料信号采集，表现出一定的跳跃性，速度变化规律异常，已钻井较少，常规的剥层时深转换技术无法满足圈闭落实。为了提高时深预测精度，精确落实圈闭形态，采用逆向剥层时深转换技术，建立高精度深度偏移速度体，并通过地震波形变化、正演模拟分析储层的含气特征，对于含气概率大，但强振幅属性范围与构造等值线吻合度差的构造，构建虚拟井点对速度体进行校正，使其强振幅属性范围与构造等值线相吻合，并由深层往浅层逆向剥层时深转换，从而达到提高深度预测精度的目的[2]。而对于中央峡谷区海底较为平缓区时深标定主要是利用气田已钻井VSP资料确定大套地层的时深相对关系，在目的层段利用声波资料进行细微调整。

在含气性预测方面，利用振幅属性定量含气性识别、“平点反射”、储层反演、地震分频AVO等多种技术对潜力区块含气性开展预测[27-28]。研究发现，深水天然气绝大多数表现为强振幅属性，强振幅属性范围与构造等值线吻合度高，且强弱振幅属性边界与天然气气水界面非常吻合；当含气层砂体较厚时，在反射同相轴间出现的强能量局部水平反射同相轴，与气水界面基本吻合，表现为“平点反射”特征，已被多口井钻探证实，结合含气层叠前AVO响应特征，含气层整体表现为Ⅲ类、Ⅳ类AVO异常，但均偏离背景趋势线，同时岩石物理分析表明气层VP/VS低于水层及泥岩，可以根据VP/VS反演定量刻画气层展布范围。综合以上多种地球物理方法能够有效提高深水区天然气含气性预测的精度。

2.3.2 沉积储层研究

深水天然气勘探开发一体化沉积储层研究主要是在区域沉积相研究的基础上，引入已钻探井、开发井实钻结果，精细研究沉积相及储层特征，指导后续一体化目标搜索。研究显示，中央峡谷深水区黄流组发育受峡谷限制的浊积水道复合体，纵向上发育多期沉积，每期砂体沉积之后又受到后期泥质水道及上覆砂体沉积的切割改造，黄流组砂体全部沉积之后又整体受到莺歌海组泥质水道及泥质块体流侵蚀改造，平面上表现为沿峡谷轴向呈条带状展布的孤立砂体[29]。莺歌海组沉积环境主要为滨浅海—半深海环境，主要发育海底扇沉积，岩性整体以泥岩为主[30]，L25气田发育地层超压，L17气田—L18气田地层为常压，为区域盖层。

2.3.3 运移成藏研究

深水天然气勘探开发一体化主要围绕勘探成熟区或勘探开发成熟区，优选成藏条件优越的潜力区块与开发前期研究目标相结合开展整体研究。深水中央峡谷区天然气属于成熟—高成熟的煤型气，通过同位素分析、油源对比、成熟度分析等确定烃源岩主要为乐东—陵水凹陷南斜坡发育的渐新统崖城组煤系及浅海泥岩。高精度地震资料结合乐东—陵水凹陷沉积演化精细研究确定深水中央峡谷区存在底辟活动，并在上覆未刺穿的地层中产生高角度断裂和垂向微裂隙系统，底辟模糊带及裂隙沟通烃源岩，为天然气向上运移提供了重要通道，油气沿底辟模糊带及裂隙向上运移至中央峡谷砂体后再沿砂体侧向运移（图3），而凹陷深部烃源岩发育的超压是油气运移的重要驱动力[23]。深水中央峡谷区黄流组浊积水道砂体主要以峡谷壁作为砂体边界形成岩性圈闭，峡谷壁另一侧对接黄流组弱振幅泥岩，部分浊积水道砂体在峡谷内部遭受晚期泥质水道侵蚀形成侧封，黄流组浊积水道砂体圈闭有效性好。莺歌海组海底扇砂体发育且分布范围广，局部区域为构造高点，形成背斜圈闭，圈闭有效性好，代表天然气充注强度的气柱高度取决于背斜圈闭的构造幅度。

图3 L17气田天然气成藏模式简图

2.3.4 潜在资源量研究

中央峡谷深水区为勘探成熟区，已钻井资料较为丰富，对于精细评价潜力目标潜在资源量具有积极的推动作用。深水天然气勘探开发一体化资源潜力评估采用概率法，利用蒙特卡洛原理，对已钻井各资源量计算参数进行统计，并进行正态分布、对数正态分布、三角分布等模型数值拟合，并落实累计概率分别为90%、50%、10%的预测值。在此基础上，结合潜力目标目的层圈闭构造特征、地震振幅属性及地质气藏特征预测潜力目标各目的层资源量预测值P90、P50、P10[7]。在开展L18-4构造及L17气田块4目标评价时，将整个深水中央峡谷区莺歌海组、黄流组已钻井气柱高度、充满度、砂体厚层、气层厚层、孔隙度、含气饱和度等数据进行统计，得到区域分布规律，对潜力目标资源量预测具有重要的指导借鉴作用。

2.3.5 开发方案及经济评价

深水天然气勘探开发一体化开发方案的编制是将潜力目标与邻近的气田统筹考虑开展整体评价，开发方案编制主要依据动用储量或资源量，对于潜力目标动用资源量取值主要依据设计井井控资源量，各目的层设计井点一般位于预测含气面积P50范围内，井控资源量不超过潜在资源量P50值；对于气田动用储量取值主要为可动用探明地质储量。深水天然气勘探开发一体化开发方案包括产能预测、配产预测、采收率预测、方案与指标预测，指标预测的依据同样是参考周边已钻井相同层位、相似岩性物性、相似流体性质的指标数据[31]。经济评价是针对开发方案预测累产量数据，采用具有依据的测算气价计算投资总收益，然后去除投资总额得到投资净收益，投资总额包括勘探钻井费用、弃置费等勘探费用，生产平台工程费用、开发前期研究费用、油藏研究费用、生产准备费用、开发井钻完井费用、生产平台操作费等开发投资费用。当投资净收益超过10%内部收益率时说明设计开发方案具有经济性，对于能否钻探实施具有定量化指导意义。

2.3.6 井位优选部署

深水天然气勘探开发一体化井位优选部署是前述目标评价各要素综合决策的结果。决策依据包括[7]：①对区域多个潜力目标开展优选排队，优选成藏条件最为优越的潜力目标开展部署实施，实施成功后将推动其他潜力目标的实施。②通过分析潜力目标与周边气田现有设施或待建设施的关系，落实能否依托设施实施。若能依托设施则采用保留井口方式，例如L17气田L17-G10d井能够借鉴L17气田ODP实施契机，依托L17气田设施，后续转为开发井；若不能依托设施则采用快速评价方式，例如L25气田目前仍未进入开发阶段，L25W-G1井和L25W-G2井通过滚动探井快速评价模式，落实含气层系和储量规模，推动L25气田后续ODP实施。③根据设计钻探模式制定相应的开发方案，设计各目的层靶点位置，从而落实设计井轨迹。④部署本井实施成功后，周边可能的评价井实施方案。

2.3.7 目标评价技术小结

将深水天然气勘探开发一体化目标评价与气田开发前期研究相结合，依托丰富的已钻井资料，在“圈闭刻画研究”“沉积储层研究”“运移成藏研究”“潜在资源量研究”“开发方案及经济评价”及“井位优选部署”等完整技术体系指导下，对于“目标搜索技术”优选的潜力目标开展目标评价。通过目标评价优选L17气田块4、L18气田L18-4构造、L25气田L25W构造实施。

2.4 目标钻探技术

深水天然气勘探开发一体化目标钻探模式与探井、开发井钻探模式相比更为灵活，针对勘探开发一体化钻探模式提出了“开发评价井”钻探模式。“开发评价井”是指针对油气田储量升级，评价油气田内部新层（邻块）及油气田周边潜力区块带有评价性质的钻井[7]。与探井相比，“开发评价井”能够依托生产平台，在落实潜力目标含气性和储量规模后能够直接投入生产，实现储、产快速转化。与生产井相比，“开发评价井”能够通过快速评价模式对生产平台范围外或未进入气田开发阶段的潜力目标进行钻探，若评价成功将落实含气性、储量规模，促进后续开发、调整，若未钻遇气层，能够规避后续开发风险。

“开发评价井”钻探模式依据钻探目标是否在生产平台动用范围内，分为“开发模式”和“勘探模式”。“开发模式”钻探目标位于生产平台动用范围内，总结为“生产平台钻探模式”“ODP或调整井项目钻探或兼探模式”等两种模式。“勘探模式”钻探目标位于生产平台动用范围外或该气田未进入开发实施阶段，总结为“快速评价模式”“滚动探井兼探模式”等两种模式。

自2019年深水天然气勘探开发一体化实施以来，围绕中央峡谷深水区通过“目标搜索技术”“目标评价技术”优选潜力目标，并利用“目标钻探技术”部署实施4口开发评价井，均获得成功。其中，“依托ODP项目保留井口”开发模式部署实施1口井（L17-G10d井），该井位于正在开展ODP实施的L17气田内部，能够依托气田生产设施，通过保留井口的钻探方式，后续转为开发井；“快速评价模式”实施1口井（L25W-G1井），该井位于当前未进入气田开发阶段的L25气田内部，，通过“勘探模式”以快速评价模式落实黄流组多个潜力层系含气性和储量规模；“滚动探井兼探模式”实施2口井（L18-4G1、L25W-G2井），2口井分别位于未进入气田开发阶段的L18气田、L25气田，同样通过“勘探模式”进行钻探，2口井在落实莺歌海组、黄流组目的层含气性和储量规模的同时，兼顾控制地质储量升级为探明地质储量。4口开发评价井莺歌海组、黄流组共钻遇气层近130 m，实施效果好。L17-G10d井实施成功，对于L17气田后续可持续开发起到重要作用。L25W-G1、L25W-G2井实施成功后L25气田ODP实施方案达到经济下限，有力推动了气田开发。L18-4G1井实施成功对L18气田开发具有推动作用。

3 深水天然气勘探开发一体化技术应用

3.1 潜力目标搜索及优选

在深水天然气勘探开发一体化技术指导下，在优越的区带地质气藏条件、地球物理成藏条件指导下，利用“区带潜力目标搜索技术”，优选中央峡谷深水区L17气田开展技术应用。L17气田分布于中央峡谷深水区中部，位于陵水富生烃凹陷并邻近乐东富生烃凹陷（图1），成藏条件优越。主要含气层系为中央峡谷内部发育的上中新统黄流组和上新统莺歌海组二段，其中黄流组发育多期浊积砂体，莺歌海组二段发育海底扇。

在“随钻跟踪过程目标搜索技术”指导下，依托L17气田ODP项目实施契机，根据开发井钻探落实新的含气层或气测异常层，并结合“老井复查”对周边已钻井资料进行梳理，寻找气测异常或油气显示层，对潜力目标搜索具有指示意义。围绕L17气田各含气砂体及含气层周边开展潜力目标搜索，以促进气田后续可持续开发，共搜索6个潜力目标，落实潜在天然气资源量近350×108m3（表1）。

从成藏可能性、资源规模、与开发结合程度等角度进行潜力目标优选，优选块4并部署L17-G10d井开展评价。块4与邻近的3井区多个层系均位于同一套砂体，并且构造主体比3井区高，3井区已钻井L17-G3井及开发井L17-GA6井在T29B砂体、HL_Ⅰ、HL_Ⅲ、HL_Ⅳ气组钻遇多套气层，研究区块4目的层T29B、T29E砂体、HL_Ⅲ气组构造高点均为强振幅属性，特别是HL_Ⅲ气组砂体发育，具有明显的“平点反射”特征，分析认为块4成藏可能性大。

3.2 潜力目标评价

圈闭刻画研究。块4所在的L17气田整体为叠前时间偏移三维地震资料，周边已钻多口井，合成地震记录标定准确，在时间域地震层位解释的基础上，开展时深转换，L17气田海底较为平缓，主要利用气田已钻井VSP资料确定大套地层的时深相对关系，利用声波资料针对目的层开展细微调整。在此基础上，落实莺歌海组二段T29B、T29E砂体，黄流组HL_Ⅰ、HL_Ⅲ气组等目的层，其中，T29B砂体为局部构造高点背斜圈闭，为厚层底水气藏模式，而其余目的层均为中央峡谷水道壁控制的岩性圈闭。T29B、T29E砂体、HL_Ⅲ气组均表现为强振幅属性响应特征，叠前AVO响应特征为Ⅳ类异常，岩石物理反演特征为低VP/VS，且HL_Ⅲ气组厚层砂岩具有明显的“平点反射”特征，预测T29B、T29E砂体、HL_Ⅲ气组含气概率高。HL_Ⅰ气组地震同向轴粗，振幅属性相对较弱，预测发育厚层砂体，通过过路兼探的方式进行评价。

沉积储盖研究。T29B砂体发育海底扇，砂体发育且分布稳定，预测物性为高孔高渗，与上部厚层海相泥岩形成良好的储盖组合；T29E砂体发育浊积扇，砂体相对较薄，预测物性为中高孔中高渗，与上部厚层泥岩形成较好的储盖组合。黄流组发育多套浊积水道砂体，浊积砂体被后期泥质水道切割成孤立砂体，物性为高孔高渗，各砂体与上部泥岩形成较好的储盖组合。

运移成藏研究。周边多口井钻遇气层，证实本区油气运移活跃，油气在崖城组烃源岩层超压作用下，通过底辟及断裂、裂缝垂向运移，再通过砂体侧向运移至目的层砂体成藏。T29B砂体为厚层底水背景下局部构造高点背斜圈闭，背斜圈闭构造幅度决定气柱高度，T29E砂体、HL_Ⅰ、HL_Ⅲ气组侧向分别为中央峡谷壁和泥质水道壁，均对接泥岩，顶底板均为厚层泥岩，圈闭有效性好。HL_Ⅲ气组发育厚层砂岩，构造高部位为强振幅响应特征，在地震剖面上表现出明显的“平点反射”特征，并且强振幅特征范围与“平点反射”特征范围相吻合，进一步证实该气组含气概率高。

潜在资源量研究。基于以上分析，通过对周边已钻井莺歌海组、黄流组气柱高度、充满度、砂体厚度、气层厚度、孔隙度、含气饱和度等数据进行统计，明确了区域分布规律，结合块4圈闭特征，利用概率法进行资源量预测，落实潜在天然气资源量近 100×108m3。

开发方案及经济评价。将块4与正在开展ODP实施的L17气田作为整体部署开发方案，块4可动用资源量为井控资源量，井位部署依据是在保证储量规模的同时，尽量将井点部署在圈闭构造高部位。按照L17气田开发气价测算10%内部收益率可动用储量下限仅为53×108m3，开发方案预测具有较好的经济性。

3.3 潜力目标钻探

块4位于正在开展ODP实施的L17气田内部，在井位部署时按照保留井口的模式设计L17-G10d井，后续直接转为开发井生产，推动L17气田可持续开发。L17-G10d井实钻在莺歌海组二段和黄流组共钻遇44.4 m气层（图4），其中，莺歌海组二段钻遇8.3 m气层：T29B砂体2.1 m气层，T29E砂体4.4 m气层，两套目的层间还发育1.8 m薄气层；黄流组HL_Ⅲ气组钻遇36.1 m气层，HL_Ⅰ气组钻遇6.4 m含气水层，初步估算新增探明地质储量近60×108m3，钻后按照与L17气田整体开发方案内部收益率大于10%，具有很好的经济性。

图4 L17-G10d井钻后气藏模式图

3.4 应用小结

L17-G10d井实施成功是深水天然气勘探开发一体化在深水中央峡谷勘探成熟区的一次非常好的应用，是勘探开发紧密结合的一次尝试，对于本区天然气勘探开发具有重要的指导意义：①进一步证实了莺歌海组二段T29B砂体为背斜高点成藏的底水气藏模式，此种成藏模式很难规模性成藏；②T29E砂体成藏模式与T29B砂体不同，T29E砂体区域分布较为局限，为局部发育的浊积扇砂体，虽然厚度较薄，但是其成藏模式与下部黄流组类似，均为中央峡谷水道壁侧封的岩性圈闭，气柱高度高；③HL_Ⅲ气组钻遇气层进一步证实了“平点反射”是厚气层与气水界面的一种响应，并且与平面强振幅属性具有非常好的叠合性，同时成功将HL_Ⅲ气组控制地质储量升级为探明地质储量；④本井主力含气层T29E砂体和HL_Ⅲ气组均钻遇气底，未见水，避免了后续转开发井避射水体的风险，降低了转开发井的难度，保证了产能、采收率。

4 结论

1）深水天然气勘探开发一体化技术能够有效推动气田整体开发。在气田整体开发进程中，该技术将勘探、开发紧密结合，将勘探阶段的储量评价与开发阶段油藏开发方案相结合，缩短了勘探开发周期，加速了储、产转化效率，实现储、产同时增长。

2）深水天然气勘探开发一体化是一套完整的技术体系，包括“目标搜索技术”“目标评价技术”“目标钻探技术”。“目标搜索技术”的关键是围绕气田内部及周边搜索能够与滚动勘探、开发结合或促进滚动勘探、开发实施的潜力目标。“目标评价技术”的关键是与气田开发前期研究相结合，利用地质、地球物理、气藏工程、钻完井、工程建设等技术手段，开展气田整体部署。“目标钻探技术”提出了“开发评价井”钻探模式，与探井、开发井相比钻探模式灵活多样，既包括“勘探模式”又包括“开发模式”。

3）深水天然气勘探开发一体化在深水中央峡谷区应用效果好，已钻4口开发评价井均获得成功，为后续更多的深水天然气勘探成熟区研究工作提供了有益的思路和方法。