東海邊際油氣田高效開發(fā)策略

蔣云鵬，吳 瓊

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

東海邊際油氣田高效開發(fā)策略

蔣云鵬，吳 瓊

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

東海邊際油氣田類型主要有低滲透氣田、復(fù)雜斷塊氣田、微構(gòu)造氣田和高凝原油油氣田等。在分析東海邊際油氣田開發(fā)特點(diǎn)和難點(diǎn)的基礎(chǔ)上，按照區(qū)域整合、統(tǒng)籌兼顧的原則，提出了堅(jiān)持勘探開發(fā)一體化，建立低滲開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，打造區(qū)域設(shè)施中心、組建區(qū)域管網(wǎng)、電網(wǎng)，簡化平臺功能實(shí)現(xiàn)標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)，依托已建/擬建平臺滾動擴(kuò)邊，論證FPSO方案作為原油外輸?shù)诙雎返倪呺H油氣田開發(fā)策略，力求突破邊際油氣田開發(fā)壁壘，實(shí)現(xiàn)邊際油氣田低成本高效開發(fā)。其開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和策略對其它海域類似邊際油氣田高效開發(fā)具有一定的借鑒意義。

東海；邊際油氣田；高效開發(fā)；開發(fā)策略

依據(jù)地質(zhì)條件和流體特性，中國陸上邊際油氣田主要是指低滲透、稠油和復(fù)雜斷塊等難動用油氣田[1]。海上油氣田由于開采成本高、開發(fā)難度大，邊際油氣田的開發(fā)問題更為突出[2,3]。近年來在我國東部海域加大了石油勘探開發(fā)的投入，發(fā)現(xiàn)和落實(shí)了一批含油氣構(gòu)造，但多屬于邊際油氣田范疇。因此，實(shí)現(xiàn)邊際油氣田的高效開發(fā)對未來油氣產(chǎn)量增長至關(guān)重要，同時(shí)也意味著海上油氣田開發(fā)難度進(jìn)一步加大。

1 東海邊際油氣田類型和特點(diǎn)

我國東部海域邊際油氣田具有埋藏深、地質(zhì)成因復(fù)雜的特點(diǎn)。主要發(fā)育低滲透、復(fù)雜斷塊、微構(gòu)造和高凝原油等4種類型的邊際油氣田。

1.1 低滲透氣田

低滲透氣田是近年來發(fā)現(xiàn)的主要邊際油氣田，具有下列特點(diǎn)：①埋藏深。該類氣藏埋藏深度多在3 500 m以下，甚至5 000 m都有分布；②物性差。由于埋藏深，壓實(shí)作用強(qiáng)，孔隙度和滲透率普遍較低，孔隙度在9% ～13%、滲透率在0.1×10-3～ 5.0 ×10-3μm2；③含水飽和度高。由于物性差，含水飽和度較常規(guī)儲層普遍偏高，含水飽和度多大于40%；④產(chǎn)能低。定向井常規(guī)測試產(chǎn)能低或無產(chǎn)能，酸化或壓裂改造后有產(chǎn)能，但不同層位產(chǎn)能差異大，某些層天然氣產(chǎn)量可達(dá)10×104m3/d，而某些層天然氣產(chǎn)量不到1×104m3/d；⑤穩(wěn)產(chǎn)期短。從開發(fā)井改造后生產(chǎn)情況來看，低滲層的穩(wěn)產(chǎn)期多在一年左右，甚至更短。穩(wěn)產(chǎn)期過后進(jìn)入低產(chǎn)階段，日產(chǎn)氣僅幾千方左右。

1.2 復(fù)雜斷塊氣田

復(fù)雜斷塊氣田多分布于盆地邊緣的斜坡構(gòu)造帶，具有下列特點(diǎn)：①斷層多、斷塊集中。斷層走向與盆地邊緣斜坡構(gòu)造帶走向基本一致，呈斷階狀由盆地邊緣向盆地中心延伸，形成眾多斷塊、斷鼻圈閉；②儲層橫向變化快。往往相鄰斷塊的儲層發(fā)育都有較大差異，含氣層位也不盡一致；③異常高壓普遍發(fā)育。異常高壓的出現(xiàn)與深度有一定相關(guān)性，在3 800 ～ 4 000 m以下深度，異常高壓氣層普遍發(fā)育，壓力系數(shù)在1.2 ～ 1.7；④儲量規(guī)模小。單個(gè)斷塊天然氣儲量多在20×108～ 40× 108m3，部分?jǐn)鄩K只有幾億方的規(guī)模。單層含氣面積多在0.6 ～ 4.0 km2，油氣層平均厚度約10 m，天然氣儲量多在1.5×108～ 7.5×108m3；⑤測試產(chǎn)能較高。單層測試無阻流量可達(dá)80×104～ 400×104m3/d。

1.3 微構(gòu)造氣田

在主體構(gòu)造的周邊往往分布多個(gè)微型構(gòu)造，其具有下列特點(diǎn)：①具有與主體構(gòu)造相似的成因背景和成藏條件。這些微型構(gòu)造與主力構(gòu)造在區(qū)域應(yīng)力的作用下同時(shí)期形成，油氣充注時(shí)間基本一致，在主力構(gòu)造含氣性落實(shí)的情況下，其成藏概率非常高。微型構(gòu)造由于自身獨(dú)特的儲蓋組合條件，往往形成獨(dú)立的氣水系統(tǒng)，氣水界面與主力構(gòu)造不完全一致；②具有與主體構(gòu)造類似的儲層特征和流體性質(zhì)；③儲量規(guī)模小。由于屬于主體構(gòu)造的衛(wèi)星構(gòu)造，其構(gòu)造面積小，多在0.5 ～ 2.0 km2，儲量規(guī)模一般不超過10×108m3，不值得采用探井進(jìn)行評價(jià)，致使儲量無法落實(shí)。④距主體構(gòu)造近。已發(fā)現(xiàn)的微型構(gòu)造多分布在主體構(gòu)造周邊8 km以內(nèi)的范圍。

1.4 高凝原油油氣田

高凝原油油氣田往往與復(fù)雜斷塊構(gòu)造共生，具有下列特點(diǎn)：①原油屬于低密度、低含硫量、高含蠟、高凝固點(diǎn)原油，含蠟量在9.8% ～ 26.8%，凝固點(diǎn)在14 ～ 30 ℃；②儲量規(guī)模不大。單個(gè)油田的高凝原油儲量規(guī)模多在百萬噸級別；③油氣共生。高凝原油油氣田往往既發(fā)育油層又發(fā)育氣層，存在上部發(fā)育油藏、下部發(fā)育氣藏，也存在本斷塊為氣藏、相鄰斷塊為油藏，類型多樣，分布規(guī)律復(fù)雜。

2 海上邊際油氣田開發(fā)面臨的困難

2.1 低滲開發(fā)技術(shù)不過關(guān)、開發(fā)難度大

低滲儲層在海上分布廣、規(guī)模大，但由于其本身特性，大量低滲儲層必須依靠儲層改造才能獲得一定的產(chǎn)能，但定向井低滲層改造后產(chǎn)能低、穩(wěn)產(chǎn)期短、累產(chǎn)量少，甚至難以抵扣鉆完井成本，致使低滲儲層難以采用定向井實(shí)施高效開發(fā)[4]。而諸如分支井、水平井分段壓裂等低滲儲層開發(fā)技術(shù)在海上尚處于探索階段，無成功經(jīng)驗(yàn)可以借鑒。加上海上作業(yè)施工成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于陸地，造成海上低滲儲量規(guī)模開發(fā)難度大，目前仍處于“有氣無力”的局面。因此，如何快速突破低滲儲層開發(fā)技術(shù)瓶頸，降低綜合開發(fā)成本，提高單井產(chǎn)能、延長穩(wěn)產(chǎn)年限、提升經(jīng)濟(jì)效益是有效開發(fā)低滲透邊際氣田的關(guān)鍵。

2.2 復(fù)雜斷塊和微構(gòu)造氣田儲量規(guī)模小、可依托生產(chǎn)設(shè)施少、單獨(dú)開發(fā)效益差

海上油氣田開發(fā)的常規(guī)模式是搭建平臺、增設(shè)處理設(shè)施、鋪設(shè)外輸管線等。我國東部海域已發(fā)現(xiàn)的復(fù)雜斷塊氣田和微構(gòu)造氣田埋深大、圈閉面積小、氣層厚度薄，儲量規(guī)模有限，若采用常規(guī)模式開發(fā)其所需的工程設(shè)施與規(guī)模較大的油氣田相比并不會大幅減少，開發(fā)工程設(shè)施投資巨大、鉆完井成本高。另外，海上油氣田距離陸地較遠(yuǎn)且環(huán)境條件惡劣，海上施工作業(yè)窗口短、后勤支持難度大，開發(fā)可依托的油氣處理設(shè)施較少。多重因素造成海上邊際油氣田綜合開發(fā)成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于陸地，致使油氣田單獨(dú)開發(fā)效益差、甚至無效益。這種情況在我國東部海域表現(xiàn)尤為嚴(yán)重。

2.3 高凝原油凝固點(diǎn)較高、長距離輸送難度大

我國東部海域海床溫度在17 ℃左右，低于部分高凝原油的凝固點(diǎn)，高凝原油進(jìn)入海管后易凝固致使海管堵塞，影響海上正常生產(chǎn)。因此，在海管無保溫措施的情況下，高凝原油難以長距離輸送，而使用保溫管又會使開發(fā)成本大幅攀升，嚴(yán)重影響經(jīng)濟(jì)效益。

3 東海邊際油氣田高效開發(fā)策略

3.1 堅(jiān)持勘探開發(fā)一體化，推動邊際油氣田高效開發(fā)

勘探開發(fā)一體化是近年來油藏管理的發(fā)展方向，堅(jiān)持開發(fā)評價(jià)早期介入，緊密跟蹤勘探進(jìn)展和預(yù)探成果，及時(shí)優(yōu)化調(diào)整總體開發(fā)方案，全局統(tǒng)籌、整體部署、滾動實(shí)施，進(jìn)一步加快勘探開發(fā)互動節(jié)奏[1]。海上油氣勘探開發(fā)一般圍繞主體構(gòu)造帶開展，優(yōu)先發(fā)現(xiàn)和證實(shí)一批含油氣構(gòu)造，之后再對新發(fā)現(xiàn)油氣田周邊集中進(jìn)行評價(jià)，進(jìn)一步升級控制和預(yù)測儲量。以復(fù)雜斷塊K氣田為例，早有探井證實(shí)含氣，但探井所在斷塊面積較小，探明儲量規(guī)模有限，難以支撐K氣田的開發(fā)。針對這種情況有計(jì)劃地對該氣田周邊10 km內(nèi)的有利斷塊進(jìn)行了集中篩選和評價(jià)，升級和落實(shí)了5個(gè)鄰近斷塊的地質(zhì)儲量，有效推動了復(fù)雜斷塊K氣田的經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)。

3.2 加強(qiáng)科技創(chuàng)新，設(shè)立低滲先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，積累有效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

海上低滲儲層多發(fā)育在中深層，儲量規(guī)模大、品質(zhì)不好。快速提升和掌握低滲儲層有效開發(fā)技術(shù)對于產(chǎn)量增長的提高意義重大。目前在生產(chǎn)平臺化低成本壓裂技術(shù)開展了多次實(shí)踐，取得了大量認(rèn)識和開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，但現(xiàn)有技術(shù)手段還比較少且不完善，不成體系，尚無法支撐低滲氣田規(guī)模高效開發(fā)。為此，需要在海上已建生產(chǎn)平臺或優(yōu)選某一低滲區(qū)塊，設(shè)立專門進(jìn)行低滲開發(fā)技術(shù)實(shí)踐的先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，給予政策和技術(shù)上的傾斜，通過不斷實(shí)踐優(yōu)選出適合海上低滲儲層特點(diǎn)的有效開發(fā)技術(shù)。摸清低滲氣藏有效富集區(qū)塊和“甜點(diǎn)”分布規(guī)律；實(shí)踐水平井、分支井、水平井分段壓裂等鉆完井技術(shù)、儲層保護(hù)技術(shù)、增產(chǎn)配套技術(shù)，形成我國東部海域低滲氣田整體高效開發(fā)配套技術(shù)系列[5,6]；多方面、多渠道降低開發(fā)綜合成本；進(jìn)而帶動低滲儲量的大規(guī)模成片經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)。

3.3 統(tǒng)籌兼顧，打造區(qū)域設(shè)施中心，組建區(qū)域管網(wǎng)，為周邊邊際油氣田提供依托

針對海上邊際油氣田儲量規(guī)模小，距離生產(chǎn)平臺較遠(yuǎn)，單獨(dú)開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益差的特點(diǎn)，區(qū)域統(tǒng)籌編制整個(gè)區(qū)域的開發(fā)方案，規(guī)劃區(qū)域設(shè)施中心，實(shí)現(xiàn)油氣輸送區(qū)域調(diào)配，分擔(dān)共用生產(chǎn)設(shè)施，降低綜合開發(fā)成本。以H氣田周邊邊際油氣田開發(fā)為例，擬在儲量規(guī)模較大的H氣田建設(shè)區(qū)域中心平臺，并以其為中心建設(shè)東南西北4條主干管網(wǎng)，集中處理周邊數(shù)十個(gè)邊際油氣田所產(chǎn)油氣水；同時(shí)在H綜合平臺配置大容量電站，通過海底電纜對周邊40 km以內(nèi)的井口平臺集中供電，滿足邊際油氣田滾動開發(fā)和節(jié)能降耗需求[7]。

3.4 簡化平臺功能，開展標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)，降低開發(fā)工程投資

平臺和管線等工程投資約占海上油氣田開發(fā)投資的80%以上，故減少工程投資是降低開發(fā)成本、提高開發(fā)效益的關(guān)鍵。區(qū)域中心平臺的建設(shè)為周邊油氣田提供便利的依托，進(jìn)而很大程度上可以簡化周邊井口平臺的功能，降低工程投資。考慮到目前我國東部海域邊際油氣田所處海域水深多在100 m以內(nèi)，儲量規(guī)模相近、油氣性質(zhì)類似，單個(gè)油氣田生產(chǎn)井?dāng)?shù)一般在6口以下，且多數(shù)井口平臺不設(shè)置油氣處理裝置，平臺導(dǎo)管架、上部模塊、鉆井模塊、公用系統(tǒng)、工藝系統(tǒng)、應(yīng)急系統(tǒng)、消防系統(tǒng)等方面最大程度采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)，統(tǒng)一采購、建造、安裝及后期維護(hù)，減少井口平臺直接和間接費(fèi)用，其建造工期和費(fèi)用較常規(guī)平臺降低50%以上[8,9]，有效提升了邊際油氣田開發(fā)效益。

3.5 立足已建/擬建生產(chǎn)平臺鉆大位移井滾動擴(kuò)邊，實(shí)現(xiàn)周邊微構(gòu)造邊際油氣田高效開發(fā)

大位移井一般是指井的水平位移與井的垂深之比等于或大于2的定向井[10]。其具有很長的大斜度穩(wěn)斜段，大斜度穩(wěn)斜角大于60 °。在南海和渤海均進(jìn)行過應(yīng)用，取得了不錯(cuò)的效果[11]。我國東部海域油氣藏埋深多在2 500 ～ 4 500 m，利用大位移井可以很好地控制周邊10 km以內(nèi)的微型含油氣構(gòu)造。微構(gòu)造儲量小而散、埋藏深，其單塊折算天然氣儲量規(guī)模一般在10×108m3以下，勘探對這些微型含油氣構(gòu)造不感興趣。而依托已建設(shè)施和未來規(guī)劃建設(shè)平臺設(shè)施，采用大位移井方案滾動擴(kuò)邊是比較經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)方式。一般1～2口井既可較好控制微構(gòu)造的儲量，又能快速將儲量轉(zhuǎn)變?yōu)楫a(chǎn)量。以TX氣田為例，其主體構(gòu)造東南方向約3 km處存在一處自圈的小背斜，鉆前評估預(yù)測天然氣儲量約7×108m3，不值得采用鉆井船實(shí)施勘探評價(jià)，因此設(shè)計(jì)從TX生產(chǎn)平臺鉆1口開發(fā)評價(jià)井落實(shí)該構(gòu)造，鉆后評估天然氣儲量約3×108m3。該井直接從開發(fā)評價(jià)井轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井，初期產(chǎn)氣13×104m3/d、產(chǎn)油15 m3/d，目前已累計(jì)生產(chǎn)21個(gè)月，累產(chǎn)天然氣5 000×104m3、累產(chǎn)油7 500 m3。目前該井生產(chǎn)狀況良好，其良好經(jīng)濟(jì)效益非常可期。

3.6 以大帶小、降低FPSO成本，促進(jìn)高凝原油開發(fā)

為了減少開發(fā)投資，海上油氣田開發(fā)往往是多個(gè)油氣田共用一條外輸管線。我國東部海域目前僅有一條原油外輸管線，而且該管線已經(jīng)連續(xù)運(yùn)行超過15年，出現(xiàn)事故的頻率越來越高。油氣外輸風(fēng)險(xiǎn)日益加大，一旦該管線出現(xiàn)故障，將造成海上油氣田產(chǎn)設(shè)施整體停產(chǎn)，造成非常大的損失。同時(shí)考慮到在海管無保溫的情況下高凝原油難以長距離輸送，且東海高凝原油儲量規(guī)模不大，單獨(dú)新建FPSO開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益差。基于此從區(qū)域角度出發(fā)整體考慮，統(tǒng)籌目前和近中期原油產(chǎn)量論證FPSO（海上浮式生產(chǎn)儲油船）方案，為我國東部海域原油外輸規(guī)劃第二條出路，化解原油外輸單一出路的問題。可以采用舊油輪改造或者租用/購買舊FPSO來最大程度降低投資成本，并考慮將高凝原油開發(fā)與其它油氣田的開發(fā)聯(lián)合起來，保證聯(lián)合項(xiàng)目的整體效益。FPSO裝置可以放置在高凝原油油氣田集中的區(qū)域，進(jìn)而解決高凝原油無法長距離外輸?shù)碾y題，有效促進(jìn)高凝原油的開發(fā)并提升安全生產(chǎn)保障。

4 結(jié)束語

隨著國家海洋意識的提高，海上油氣勘探開發(fā)正進(jìn)入高速發(fā)展期，邊際油氣田在海上油氣開發(fā)中的地位越來越重要。在邊際油氣田勘探開發(fā)過程中，一定要針對不同類型邊際油氣田特點(diǎn)，強(qiáng)化區(qū)域整合、統(tǒng)籌兼顧、有的放矢，進(jìn)一步加強(qiáng)科技創(chuàng)新和關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，充分依托已建/擬建生產(chǎn)設(shè)施，降本增效，逐步尋找適合東海邊際油氣田特點(diǎn)的開發(fā)模式，突破邊際油氣田開發(fā)的技術(shù)壁壘，實(shí)現(xiàn)邊際油氣田低成本高效開發(fā)，推動油氣產(chǎn)量實(shí)現(xiàn)跨越式增長。海上邊際油氣田具有一定共性，希望本文提出的開發(fā)策略對類似邊際油氣田高效開發(fā)提供借鑒經(jīng)驗(yàn)。

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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

蔣云鵬，男，1981年生，工程師，2006年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東），從事石油天然氣開發(fā)工作。E-mail：jyunp@163.com。