琼东南盆地深水天然气开发评价井钻探模式

2022-06-13陈奎范彩伟韩光明宋瑞有李胜勇朱玉双

断块油气田 2022年1期

陈奎，范彩伟，韩光明，宋瑞有，李胜勇，朱玉双

（1.西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；3.中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南海口 570300）

0 引言

琼东南盆地深水中央峡谷区是南海西部深水天然气勘探成熟区[1-3]，已发现多个大中型气田。目前，深水中央峡谷区部分气田未达到开发下限储量，已开发气田又缺少动用储量接替，常规的勘探—开发接力评价模式难以解决气田开发及可持续开发等问题。通过调研发现，勘探开发一体化技术在陆地油气田和海上浅水区油气田都取得非常好的应用成效[4-10]，围绕油气田内部及周边开展目标研究工作，对于推动油气田开发进程和已开发油气田的可持续开发具有重要作用。因此，笔者将深水天然气勘探开发一体化技术引入琼东南盆地深水中央峡谷区[11]。

深水天然气勘探开发一体化技术以在生产和在建设深水气田设施为依托，利用水下井口、输气管道相连，以气田内部及周边潜在储量的发现和开采为目标，集勘探开发于一体，加快勘探评价及产能建设，并且在气田开发过程中加深气田周边的勘探工作，解决气田评价的遗留问题，从而实现“开发里有勘探，勘探里有开发”。该技术将勘探、评价、开发和生产之间结合得更为紧密，针对气田内部及周边未动用、难动用储量和待发现资源量开展精细评价，整体部署区域开发方案，进而降低勘探和开发成本，促进气田可持续开发，从而实现经济效益最大化[11]。

与勘探阶段目标研究类似，深水天然气勘探开发一体化研究是从深水天然气潜力目标搜索、目标评价到目标实施的整个过程，而深水天然气勘探开发一体化技术在目标研究各阶段又具有其特殊性，总结为目标搜索、目标评价、目标钻探3项技术[11]。其中，目标钻探技术目的是落实目标搜索技术、目标评价技术优选的优质潜力目标的含油气性和储量规模。常规的气田勘探—开发接力评价模式在不同评价阶段依次对应探井—评价井—开发井—调整井钻探模式，存在评价时间长、钻井数量多、钻探成本高、达到开发经济性难度大等问题。为了实现气田快速建产，促进难动用探明地质储量的动用及升级控制地质储量，笔者将海上浅水区勘探开发一体化技术应用效果显著的开发评价井钻探模式，引入琼东南盆地深水天然气勘探开发一体化目标钻探技术的研究[6，11]。利用开发评价井钻探模式对深水中央峡谷区气田内部及周边小型潜力目标开展滚动评价，促进气田开发[6，12]。

1 区域地质概况

图1 琼东南盆地区域构造及深水气田分布

钻井已经证实，乐东、陵水凹陷下渐新统崖城组煤系烃源岩的镜质组反射率（Ro）大于2%，为过成熟阶段。与上部地层相比，乐东、陵水凹陷崖城组压力系数高[15]，天然气形成后能够在超压动力下通过垂向和横向通道向上部中央峡谷区进行运移，油气运移活跃。垂向运移通道包括底辟构造、断裂、裂缝[16-18]，横向运移通道为中央峡谷区多期砂体。红河物源及中央峡谷周缘构造高点物源供给充足，储盖组合好[19-23]。峡谷水道砂体以中央峡谷壁和峡谷内部晚期泥质水道壁为边界形成岩性圈闭，对接弱地震振幅属性泥岩，圈闭有效性好。正是基于上述优越的成藏条件[24-27]，深水中央峡谷区先后发现L17，L18，L25等多个大中型气田，而气田开发及可持续开发需要搜索更多的潜力目标。深水天然气开发成本高，导致常规的勘探—开发接力评价模式难以推动气田开发及可持续开发。

2 开发评价井钻探模式

开发评价井是针对已发现油气田开展储量升级，通过评价油气田内部潜力层（邻层）和油气田周边潜力区块落实其含气性及储量规模，且带有油气评价作用的井。开发评价井钻探模式已在海上浅水区涠西南凹陷的勘探开发一体化研究过程中取得很好的应用效果，促进了多个油田的综合开发和调整，并规避了部分区块的开发风险[6]。

琼东南盆地深水中央峡谷区经过多年勘探，已成为勘探成熟区，发现了多个大中型气田，并且L17气田已完成总体开发方案（ODP）实施，实施及开发效果好，其他多个气田也处于ODP论证阶段。在此背景下，将开发评价井钻探模式引入深水中央峡谷区，将有利于L17气田可持续开发，并促进其他多个气田开发。

根据潜力目标是否在生产平台动用范围或所在气田是否进入开发实施阶段，将开发评价井钻探模式划分为开发钻探模式和勘探钻探模式。开发钻探模式又包括生产平台钻探模式、生产井项目钻探或兼探模式；勘探钻探模式又包括快速评价模式、滚动探井兼探模式。

2.1 开发钻探模式

开发钻探模式是指钻探潜力目标位于生产平台动用范围内，依托钻井平台钻探，通过水下井口、输气管线等与生产平台管网连接，或者依托ODP、调整井等生产井项目进行钻探或兼探的模式。

2.1.1 生产平台钻探模式

第三，硬度试验：为了研究不同焊接方法对于焊缝和近缝区母材的影响，在焊接接头及附近区域测量显微硬度，图9为测量点的分布示意。手工焊试板焊缝的硬度值为199～233HV；热影响区为210～221HV；母材为195～230HV。自动焊试板焊缝硬度值为245～254H V；热影响区为203～264HV；母材为203～218HV。从硬度测量值可以看出，母材的硬度值差别不大，而焊缝区和热影响区的硬度值自动焊接明显高于手工焊。

生产平台钻探模式是优选生产平台周边成藏条件优越的潜力目标，通过钻井平台钻探，对油气田平面或纵向潜力层进行评价，钻探成功后保留水下井口，后续各成功井通过分支输气管线、分支管汇、总管汇、总输气管线与生产平台管网连接[28-30]，并可接入现有生产设施。生产平台钻探模式没有依托ODP或调整井项目实施，没有相关预案井保证经济性，对于潜力目标钻探成功率要求非常高。

生产平台钻探模式的潜力目标搜索围绕成藏条件优越的气田内部及周边，在评价过程潜力目标搜索中，根据已钻井的钻井、录井、测井等基础资料，开展老井复查。老井复查是在“勘探开发无空井”等海上勘探开发一体化目标搜索理念的指导下，依据“干层旁边有气层、薄层旁边有厚层、显示高层有气层、气层上下找气层、气层邻块找气层”等理论，搜索、评价并实施潜力目标[3]。

2.1.2 生产井项目钻探或兼探模式

与生产平台钻探模式相比，生产井项目钻探或兼探模式同样是围绕生产平台周边搜索潜力目标，依托即将实施的ODP或调整井项目通过钻井平台进行钻探或兼探，评价成功后能够实现快速建产。该钻探模式包括依托ODP项目钻探、依托ODP项目兼探、依托调整井项目钻探和依托调整井项目兼探4种模式。与生产平台钻探模式相比，它能够通过开发评价井侧钻实施ODP或调整井项目，保证钻探经济性。钻探费用包含在依托ODP或调整井项目预算中，能够有效规避评价风险，对于开发评价井钻探成功率要求相对较低。

生产井项目钻探或兼探模式的潜力目标搜索是在海上勘探开发一体化目标搜索技术的指导下，优选成藏条件优越的气田内部及周边开展潜力目标搜索，在评价过程潜力目标搜索中开展老井复查，在相邻探井、开发井随钻跟踪过程中，围绕新发现气层、含气显示层周边开展潜力目标搜索，并择机依托ODP或调整井项目通过钻探、兼探等方式落实潜力目标含气性、储量规模，实现快速建产[3]。ODP或调整井兼探模式的开发评价井能够在完成潜力层评价的同时，完成含气层调整实施或难动用含气层动用，在降低钻探成本的同时，能够将评价成功的潜力层依托生产平台投入开发，实现快速建产。生产井项目钻探或兼探模式是开发评价井最重要的钻探模式。

2.2 勘探钻探模式

勘探钻探模式是指钻探潜力目标位于生产平台动用范围外，无法通过输气管线、管汇与生产平台输气管网连接，或潜力目标所在气田未进入开发实施阶段的模式。该钻探模式通过钻井平台对潜力目标进行快速评价，落实含气性及储量规模，或将潜力目标与相邻的滚动勘探目标结合评价，通过过路兼探或加深兼探的方式进行评价，落实滚动勘探目标含气性，并落实潜力目标的含气性及储量规模，有效降低钻探成本。

2.2.1 快速评价模式

在海上生产平台位置确定后，对距离平台较远的扩边潜力目标采用快速评价模式，通过滚动勘探形式落实气田周边生产平台覆盖范围外的有利潜力目标的含气层系、储量规模。若评价成功，能够增加气田探明地质储量，促进气田开发；若评价失利，与传统的探井—评价井—开发井—调整井钻探模式相比，快速评价模式的开发评价井钻探成本低，能够有效规避后续开发风险。该模式潜力目标主要来源于区带潜力目标搜索[3]，亦即通过区域地质规律、地球物理技术研究来优选潜力目标。区域地质规律方面，琼东南盆地深水中央峡谷区具有非常优越的烃源岩、油气运移、储盖组合和圈闭有效性等成藏条件。地球物理技术主要包括逆向剥层时深转换、地震振幅强弱判别气水关系、平点反射预测气水界面等，对于深水中央峡谷区天然气预测具有重要作用[3，11]。

2.2.2 滚动探井兼探模式

滚动探井兼探模式与快速评价模式类似，均是通过钻探滚动探井进行快速评价。该模式的开发评价井主要针对以下2类目标进行评价：一类是距离生产平台较远的目标，无法通过生产平台实现快速建产，能够与相邻勘探目标兼顾实施；另一类是针对成藏风险相对较大的目标，单独钻探经济性差，通过优化井眼轨迹的方式与周边待实施探井相结合，采用过路兼探或加深兼探，能够有效降低钻探成本，规避评价风险。

2.3 深、浅水开发评价井钻探模式对比

琼东南盆地深水中央峡谷区的开发评价井钻探模式借鉴了浅水区原油开发评价井的成功经验[6]，两者既具有相似性，也具有一定的差异性。相似性方面，两者的研究对象均为海上油气勘探成熟区，钻探模式均包括开发钻探模式和勘探钻探模式。差异性方面，与浅水区原油开发评价井相比，深水中央峡谷区天然气开发评价井模式的水深更深，钻探难度更大，钻探成本更高；浅水区水深较浅，生产平台可以通过导管架插入海底进行固定，平台自身具有钻井能力，能够钻探距离生产平台半径3～5 km的潜力目标，而深水中央峡谷区为半潜式生产平台，无法通过导管架进行固定，并且自身不具有钻井能力，天然气开发是通过钻井平台钻探、保留井口，然后按照生产井模式完井，并通过输气管线与生产平台输气管网连接，此种模式钻探范围更大。L17气田开发井井口与生产平台最大距离近30 km。

3 钻探模式应用成效

在上述钻探模式的指导下，围绕深水中央峡谷区共搜索、评价、钻探4口开发评价井。其中，通过依托ODP项目钻探模式钻探1口井——L17-G10d井，若评价成功将保留井口，后续直接转为开发井，实现快速建产；通过快速评价模式钻探1口井——L25W-1G1井，钻探目的是快速落实黄流组目的层的含气性和储量规模，推动L25气田开发；通过滚动探井兼探模式钻探2口井——L18-4G1井、L25W-2G2井，钻探目的是在升级控制地质储量的同时，落实黄流组目的层的含气性和储量规模。

3.1 L25气田

L25气田已进入ODP论证阶段，但是当前已发现天然气探明地质储量未达到气田开发下限储量。为推动L25气田开发，围绕气田内部及周边搜索,优选成藏条件优越的L25W-1和L25W-2构造进行评价（见图2）。

图2 L25气田潜力目标分布

L25W-1构造邻近L25-1井区，是在评价过程潜力目标搜索技术“气层上下找气层”的理论下搜索的潜力目标，主要目的层为黄流组。井位部署思路是通过快速评价模式部署L25W-1G1井，落实HL_Ⅱup气组、HL_Ⅲ气组潜力层的含气性，兼顾将HL_Ⅱdn气组的Ⅲ类难动用探明地质储量升级为Ⅰ类可动用探明地质储量。L25W-1G1井实钻效果好，HL_Ⅱup气组、HL_Ⅲ气组共钻遇气层厚度近30 m，HL_Ⅱdn气组钻遇气层厚度近20 m，成功将Ⅲ类难动用探明地质储量升级为Ⅰ类可动用探明地质储量（见图3）。

图3 L25气田气藏模式

L25W-2构造主要目的层为中央峡谷外侧梅山组，与中央峡谷内早期黄流组弱地震振幅属性泥岩对接，次要目的层为中央峡谷内黄流组强地震振幅属性目的层。井位部署思路是通过滚动探井兼探模式部署L25W-2G2井，在评价中央峡谷外侧梅山组的同时，兼探中央峡谷内黄流组强地震振幅属性目的层的含气性。L25W-2G2井实钻黄流组HL_Ⅱdn气组、HL_Ⅲ气组，共钻遇气层厚度近30 m，梅山组钻遇气层厚度近20 m，通过滚动探井兼探模式成功落实了中央峡谷内黄流组含气性，实施效果好（见图3）。

L25W-1G1井、L25W-2G2井实施成功，合计新增天然气探明地质储量近200×108m3，有效推动了L25气田开发进程，L25气田ODP天然气探明地质储量达到了气田开发下限储量。

3.2 L18气田

L18气田位于L17气田东北侧，单独开发方案中天然气探明地质储量未达到气田开发下限储量。为了推动L18气田单独开发，围绕气田内部及周边搜索多个潜力目标，并优选L18-4构造进行实施（见图4）。

图4 L18气田潜力目标分布

L18-4构造目的层包括莺歌海组二段T29C砂体、黄流组HL_Ⅱ气组，同时与L18-1G2井区南部HL_0气组控制地质储量叠合性好（见图4）。通过滚动探井兼探模式部署L18-4G1井，在落实T29C砂体、HL_Ⅱ气组含气性的同时，兼探将HL_0气组控制地质储量升级为探明地质储量。L18-4G1井实钻莺歌海组二段T29C砂体弱地震振幅构造背斜圈闭并未成藏，而相邻层系T29A，T29D砂体钻遇近10 m可疑气层，证实本区天然气运移活跃，但天然气充注强度较弱；黄流组HL_Ⅱ气组钻遇近10 m气层，在落实上述潜力层含气性的同时，兼探评价的HL_0气组同样钻遇近10 m气层，将控制地质储量升级为探明地质储量，实施效果好。L18-4G1井钻探后，新增天然气探明地质储量20×108m3，对于L18气田开发具有积极的推动作用。

3.3 L17气田

L17气田是目前深水中央峡谷区探明地质储量规模最大的气田，也是我国首个自营发现的千亿方深水大气田。深水天然气开发难度大，成本高。L17气田ODP刚达到气田开发下限储量，目前正在开展ODP实施，即将投入生产。当前L17气田ODP是计划将L18气田探明地质储量作为其后续可持续开发的可动用地质储量补充，而L17气田内部缺少大型的潜力目标作为后备可动用储量补充，常规的勘探—开发评价模式难以维持L17气田的可持续开发。为此，围绕L17气田内部及周边搜索5个潜力目标，预测潜在资源量近200×108m3（见图5）。

图5 L17气田潜力目标分布

优选成藏条件优越、资源规模可观、能够与开发结合的L17-块4构造钻探L17-G10d井。

由于L17-块4构造位于L17气田内部，且该气田正在开展ODP实施，因此L17-G10d井依托ODP项目按照保留井口的模式设计。该井在莺歌海组二段和黄流组目的层共钻遇近50 m气层，实施效果好。

4口开发评价井在莺歌海组、黄流组共钻遇气层近170 m，实施效果好。4口开发评价井涵盖了依托ODP项目钻探模式、快速评价模式和滚动探井兼探模式，进一步证实了开发评价井具有灵活多样的钻探模式。4口开发评价井实施成功，一方面通过快速评价或依托滚动探井兼探落实潜力层含气性和储量规模，促进了L18气田和L25气田开发进程；另一方面依托ODP项目实施契机进行钻探，落实潜力层含气性和储量规模，促进了L17气田可持续开发。