中國(guó)海上氣田開發(fā)與提高采收率技術(shù)

張 健 李保振 周文勝 周守為 朱軍龍 劉 晨 李樂(lè)忠

1.海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 2.中海油研究總院有限責(zé)任公司

3.中國(guó)海洋石油集團(tuán)有限公司 4.中國(guó)海洋資源發(fā)展戰(zhàn)略研究中心

1 研究背景

中國(guó)海上目前在生產(chǎn)氣田共計(jì)有30個(gè)（本文統(tǒng)計(jì)的數(shù)據(jù)暫未包含中國(guó)臺(tái)灣省，下同），主要分布在鶯歌海、瓊東南、珠江口、東海陸架、渤海灣等盆地（圖1）[1]，氣井總數(shù)為288口。2022年8月，中國(guó)海上氣田日產(chǎn)氣量為0.5×108m3，采氣速度為2%，采出程度為24%。由于海上氣田勘探成本、工程建造成本、鉆完井和生產(chǎn)操作費(fèi)用均較高，因而探井評(píng)價(jià)井少、錄取資料少，地質(zhì)認(rèn)識(shí)不確定性風(fēng)險(xiǎn)大；加之開發(fā)調(diào)整及生產(chǎn)措施實(shí)施難度大，陸上氣田開發(fā)采用的相關(guān)方法和技術(shù)在海上推廣應(yīng)用便受到諸多限制[1-3]。

圖1 中國(guó)近海油氣田分布示意圖

常規(guī)天然氣田分類標(biāo)準(zhǔn)包括埋藏深度、儲(chǔ)層物性、儲(chǔ)量規(guī)模、流體類型等。為了提高我國(guó)海上氣田開發(fā)的效益，本次研究在系統(tǒng)調(diào)研我國(guó)海上已開發(fā)主力天然氣田現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，按照其典型地質(zhì)、氣藏特點(diǎn)與面臨的開發(fā)技術(shù)挑戰(zhàn)，將我國(guó)海上氣田劃分為下述5種類型并進(jìn)行有針對(duì)性地剖析，包括：①凝析氣藏；②低滲透氣藏；③邊底水氣藏；④高溫高壓含酸氣氣藏；⑤深水氣藏。在此基礎(chǔ)上，對(duì)上述5類海上典型氣藏的開發(fā)開采技術(shù)與提高采收率技術(shù)進(jìn)行了詳細(xì)介紹；進(jìn)而結(jié)合具體氣藏實(shí)例，闡述了相關(guān)技術(shù)的實(shí)施效果，提出了中國(guó)海上天然氣開發(fā)技術(shù)發(fā)展建議，以期為同類氣藏的開采提供借鑒。

2 凝析氣藏

我國(guó)已在渤海海域、東海盆地和珠江口盆地珠三坳陷勘探發(fā)現(xiàn)了一批凝析氣藏。這些氣藏埋藏普遍較深，一般都超過(guò)3 000 m，只有JW氣田例外，其埋深只有2 200 m，為一個(gè)異常高壓氣藏，氣層壓力高達(dá)35 MPa。該氣藏儲(chǔ)層為古近系沙河街組砂巖和古潛山，古潛山儲(chǔ)層包括古生界碳酸鹽巖、中生界火山巖和元古界花崗巖。這些凝析氣藏往往含有底油或油環(huán)，甚至含有底水或邊水；有的可能是油藏中的凝析氣頂；有的在深層是氣藏，而在淺層則是油藏（JW氣田）[4-8]。

2.1 開發(fā)特征

在此以JW凝析氣田為例（圖2），介紹該類氣藏的開發(fā)特點(diǎn)。該氣田氣油比介于3 000～4 200 m3/m3，凝析油含量介于180～240 g/m3，凝析油含量中等。地層中反凝析的凝析油量約為5%，衰竭開發(fā)不會(huì)造成大量凝析油損失在地下；經(jīng)論證該氣田采用衰竭方式開發(fā)。該氣藏屬于局部具有底油底水的凝析氣藏，這種復(fù)雜的氣藏條件使得部分氣井隨著生產(chǎn)時(shí)間的增長(zhǎng)而出黑油出水，影響了氣井的產(chǎn)能、最終采收率和穩(wěn)定供氣。為了維持穩(wěn)定供氣，通過(guò)對(duì)氣井的合理管理，減輕出黑油對(duì)氣田所造成的不利影響，并且通過(guò)排液采氣提高天然氣采收率和底油的動(dòng)用程度。目前該氣田天然氣采出程度已超過(guò)60%，并且日產(chǎn)氣量在5×104m3左右，仍在維持穩(wěn)定供氣，氣田總體開發(fā)效果較好[4-5]。

圖2 JW凝析氣田過(guò)井剖面圖

這種帶油環(huán)凝析氣藏的開發(fā)主要具有2個(gè)特點(diǎn)：①相態(tài)復(fù)雜，凝析油會(huì)在儲(chǔ)層中反凝析而損失在地下，同時(shí)凝析油引起“液鎖”現(xiàn)象也有可能造成氣井產(chǎn)能下降；②氣井可能會(huì)受到邊底油/水的干擾，引起井底積液?jiǎn)栴}而造成產(chǎn)能嚴(yán)重下降。

2.2 開發(fā)技術(shù)與提高采收率技術(shù)

凝析氣藏在開發(fā)過(guò)程中會(huì)發(fā)生復(fù)雜的物理化學(xué)相變，開發(fā)機(jī)理復(fù)雜、開發(fā)難度大；開發(fā)過(guò)程中的液相傷害、天然氣水合物堵塞、井筒積液、氣竄等都有可能影響氣井產(chǎn)能與凝析油采收率。凝析氣藏的開發(fā)需要綜合考慮地質(zhì)條件、氣藏類型、凝析油含量與經(jīng)濟(jì)指標(biāo)等多個(gè)方面的因素。對(duì)高含凝析油的凝析氣藏，要盡可能地防止地層壓力降至露點(diǎn)壓力以下，以避免大量凝析油損失在地層中，同時(shí)對(duì)有邊底水的凝析氣藏還要防止邊底水的侵入?？紤]到經(jīng)濟(jì)性，目前海上凝析氣藏開發(fā)仍以衰竭開發(fā)方式為主，但圍繞提高凝析油采收率已開展了注氣、注水維持地層壓力的開發(fā)技術(shù)研究，并計(jì)劃在BZN等高含凝析油氣田開展礦場(chǎng)實(shí)踐。

2.2.1 動(dòng)態(tài)配產(chǎn)分類管理

根據(jù)氣田的物性特點(diǎn)、動(dòng)用程度及壓降規(guī)律等分區(qū)域、分階段制訂動(dòng)態(tài)配產(chǎn)策略，推進(jìn)氣藏均衡開發(fā)：①高產(chǎn)氣井生產(chǎn)穩(wěn)定、壓力充足，開井時(shí)率和氣井利用率高，采取控制壓降速率配產(chǎn)策略，在供氣量較低時(shí)降低配產(chǎn)，嚴(yán)格控制生產(chǎn)壓差，當(dāng)氣量大幅度增加時(shí)，可以適當(dāng)提高產(chǎn)量以保證用戶需求，能夠在短時(shí)間內(nèi)起到快速調(diào)峰的作用；②低產(chǎn)氣井產(chǎn)氣攜液能力逐漸下降，容易導(dǎo)致井筒積液，可以采取提產(chǎn)帶油配產(chǎn)策略，確保其依靠自身能量正常生產(chǎn)，延長(zhǎng)氣井連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間；③臨界停噴氣井井口壓力較低，帶液能力差，可以采取不定期配產(chǎn)策略，通過(guò)適當(dāng)關(guān)井并根據(jù)壓力恢復(fù)情況間歇性生產(chǎn)。

2.2.2 帶油環(huán)凝析氣藏開發(fā)技術(shù)

JW凝析氣田為帶邊底油/水的凝析氣藏，隨著氣井生產(chǎn)時(shí)間的增長(zhǎng)，位于邊部的氣井和裂縫型地層的底油氣井陸續(xù)見黑油，部分氣井見水。出黑油未出水的氣井雖然產(chǎn)能下降，但不會(huì)有停噴的危險(xiǎn)。正常情況下，隨著開采時(shí)間的增長(zhǎng)，凝析氣藏氣油比呈穩(wěn)定上升趨勢(shì)，但出黑油后氣油比則急劇下降（圖3）。氣井出黑油后極有可能會(huì)使氣井的產(chǎn)能嚴(yán)重下降。因此氣井出黑油后只能適當(dāng)放大生產(chǎn)壓差，從而達(dá)到最小攜液產(chǎn)量，保持氣井的正常生產(chǎn)。

圖3 S4井日產(chǎn)氣/油動(dòng)態(tài)曲線圖

2.2.3 注氣提高采收率技術(shù)

2019年渤海中部海域發(fā)現(xiàn)了BZN凝析氣田，目前已探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量約2 000×108m3，開發(fā)潛力巨大。該氣藏凝析油含量較高（約711 g/m3），同時(shí)又富含CO2；計(jì)劃將該氣藏產(chǎn)出的CO2分離后進(jìn)行回注，一方面可以通過(guò)循環(huán)注氣，保持氣藏壓力，減少凝析油反凝析，提高凝析油采收率；另一方面因該油田本身產(chǎn)出的氣回注與油藏地層與流體兼容性好，不需要管道輸送，只需要配備油氣分離裝備和壓縮機(jī)，技術(shù)上較為經(jīng)濟(jì)可行。

關(guān)于海上凝析氣田開發(fā)，已經(jīng)獲得了以下認(rèn)識(shí)：①目前海上采用的衰竭式開采方式可以最大限度地獲取天然氣，并節(jié)省開采成本，盡管凝析油采收率較低，但仍然不失為目前海上凝析氣田開發(fā)最有效的方式； ②將壓力保持在露點(diǎn)以上開采，可以增加凝析油采收率，適用于凝析油含量較高的氣田（如BZN氣田），可通過(guò)循環(huán)注產(chǎn)出氣來(lái)保持地層壓力；③采用水平井開發(fā)凝析氣田，不但可以提高單井產(chǎn)量，而且還可以提高整個(gè)油氣田的油氣采收率。

3 低滲透氣藏

3.1 開發(fā)特征

近年來(lái)，在海上勘探發(fā)現(xiàn)了大量的深部低滲透致密氣藏。該類氣藏埋深多超過(guò)3 000 m，而且隨著埋深的增加，低滲透氣藏天然氣儲(chǔ)量規(guī)模越來(lái)越大。海上低滲透氣田主要分布在PH氣田、TWT氣田以及南海WCN氣田群[9-12]。下面以WCN氣田群為例來(lái)說(shuō)明海上低滲透氣藏開發(fā)的特征。

WCN氣田處于南海西部海域內(nèi)，距離海南省文昌市東海岸約146 km，其主要含氣層段位于古近系珠海組一、二、三段，主要沉積環(huán)境為扇三角洲；氣藏中部埋深約為3 700 m，是一個(gè)受斷層封閉的斷鼻構(gòu)造。珠海組整體發(fā)育的儲(chǔ)層巖石類型主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖；其中珠海組三段Ⅰ氣組孔隙度介于8%～10%、平均值為6.9%，滲透率介于0.2～7.9 mD、平均值為1.8 mD，為特低孔、低滲儲(chǔ)層。珠海組三段Ⅱ氣組孔隙度介于10%～12%、平均值為9.8%，滲透率介于0.8～1.6 mD、平均值為0.9 mD，為低孔、低—特低滲儲(chǔ)層；氣藏為正常溫度壓力系統(tǒng)，天然氣相對(duì)密度約為0.8 ，其中甲烷含量介于35%～79%，重組分含量高；氣田凝析油含量介于109.0～657.4 g/m3。WCN氣田群開發(fā)井型為定向井和水平井，依靠天然能量開發(fā)。2018年投入開發(fā)后，部分井由于儲(chǔ)層物性差、產(chǎn)水量大等原因鉆后產(chǎn)能未達(dá)預(yù)期效果，定向井初期產(chǎn)氣量約3×104m3/d，水平井初期產(chǎn)量介于10×104～30×104m3/d。截至2020年12月31日，WCN氣田群平均日產(chǎn)氣量約為80×104m3、日產(chǎn)凝析油200 m3，氣田采出程度為9.51%。

3.2 開發(fā)技術(shù)與提高采收率技術(shù)

海上低滲透—超低滲透油氣藏自然產(chǎn)能較低，需要實(shí)施一定的儲(chǔ)層改造措施來(lái)釋放油氣井產(chǎn)能。

3.2.1 酸化技術(shù)

抗高溫完井產(chǎn)能釋放液產(chǎn)能釋放增產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用于海上低滲透油氣藏，取得了良好的解堵增產(chǎn)效果?？垢邷禺a(chǎn)能釋放液體系包括雙效型固體酸破膠劑、孔道疏通劑、降壓助排劑、防水敏劑、防水鎖劑以及高溫緩蝕劑等，能夠起到解除堵塞、溶解地層礦物、提高返排效率、預(yù)防和解除水敏傷害等作用。WCN氣田的5口水平井和2口定向井成功應(yīng)用了抗高溫完井產(chǎn)能釋放液體系，其中X3H水平井共使用30 m3抗高溫完井產(chǎn)能釋放液，測(cè)試時(shí)該井的最高產(chǎn)氣量達(dá)到了46.9×104m3/d，是配產(chǎn)量的1.68倍，達(dá)到了良好的完井增產(chǎn)效果，常規(guī)酸化解堵產(chǎn)能釋放增產(chǎn)技術(shù)成為海上低滲透—超低滲透油氣藏的首要選擇。

3.2.2 水平井技術(shù)

針對(duì)WCN氣田儲(chǔ)層低孔隙度、低滲透率特點(diǎn)，沿用常規(guī)直井對(duì)付氣田開發(fā)產(chǎn)量低、產(chǎn)量遞減快等問(wèn)題的辦法，采用較大規(guī)模的水平井技術(shù)進(jìn)行開發(fā)，以獲得較高的產(chǎn)能、提升氣藏綜合開發(fā)效果，水平段長(zhǎng)度一般約為1 200 m，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了良好的開發(fā)效果，水平井的日產(chǎn)氣量可達(dá)定向井的3～5倍，如圖4所示。

圖4 直井（左）與水平井（右）生產(chǎn)曲線對(duì)比圖

3.2.3 壓裂技術(shù)

海上油氣田受到完井方式、作業(yè)空間以及施工成本等因素的限制，無(wú)法擺放大量的壓裂裝備，壓裂材料的連續(xù)供應(yīng)也存在著巨大的挑戰(zhàn)，無(wú)法將陸地成功壓裂經(jīng)驗(yàn)直接照搬應(yīng)用于海上。海上低滲透氣藏的增產(chǎn)手段主要依靠酸化解堵、水平井技術(shù)以及小規(guī)模壓裂技術(shù)。2008年11月，為了提高單井產(chǎn)量和改善開發(fā)效果，對(duì)TW氣田AF井進(jìn)行了加砂壓裂試驗(yàn)，施工排量介于2.2～2.6 m3/min，泵壓介于14～36 MPa，加砂量為17.5 m3，累計(jì)用液量為250 m3，停泵壓力為12 MPa。經(jīng)計(jì)量，壓裂后AF井天然氣產(chǎn)量從壓前的0.7×104m3/d提高到5.0×104m3/d左右（圖5），油壓保持在14～15 MPa，壓裂措施取得了良好的增產(chǎn)效果。

圖5 TW氣田AF井壓裂前后油氣水產(chǎn)量變化圖

4 邊底水氣藏

海上在生產(chǎn)氣田多數(shù)為邊水或底水驅(qū)動(dòng)，常規(guī)邊底水氣藏儲(chǔ)層巖石類型以砂巖為主，儲(chǔ)層滲透性基本為中高滲，壓力系統(tǒng)以正常壓力梯度為主。

4.1 開發(fā)特征及存在的問(wèn)題

以YCT氣田為例來(lái)說(shuō)明海上邊底水氣田開發(fā)的特征及所存在的問(wèn)題。該氣田發(fā)育3套含氣層，沉積環(huán)境由三角洲水下分流河道、三角洲外前緣為主的沉積向水下分流河道轉(zhuǎn)變[13]。氣藏氣水分布受構(gòu)造、地層和巖性的控制，從氣、水分布位置劃分應(yīng)屬于邊水氣藏，氣藏埋深介于3 600～3 960 m，具有良好的孔滲條件，孔隙度峰值為14.0%，滲透率峰值為190.0 mD，屬低孔中滲—中孔高滲儲(chǔ)層[13-14]。YCT氣田自1996年正式投入生產(chǎn)以來(lái)，采用衰竭式開發(fā)，投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)氣量介于150×104～200×104m3，氣田生產(chǎn)能力旺盛。生產(chǎn)過(guò)程中，水淹問(wèn)題比較明顯，自2011年進(jìn)入產(chǎn)量遞減期以來(lái)，過(guò)半生產(chǎn)井見水，生產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。截至目前，氣田采出程度達(dá)70.2%（圖6）。YCT氣田是南海西部海域投產(chǎn)的第一個(gè)氣田。針對(duì)該氣田動(dòng)靜態(tài)儲(chǔ)量差異大、見水明顯、壓力下降快等問(wèn)題，綜合分析影響氣藏采收率的主要因素，提出考慮儲(chǔ)量動(dòng)靜比影響，對(duì)水驅(qū)氣藏采收率標(biāo)定方法進(jìn)行改進(jìn)，利用改進(jìn)后方法計(jì)算得到的YCT氣田標(biāo)定采收率為 79%。

圖6 YCT氣田生產(chǎn)曲線圖

4.2 開發(fā)技術(shù)與提高采收率技術(shù)

中高滲邊底水驅(qū)氣藏開發(fā)過(guò)程中面臨的主要問(wèn)題就是氣井出水問(wèn)題。由于海上氣田采氣速度普遍較高。因此，不少邊底水驅(qū)氣藏在采出程度較低的時(shí)候就已見水，如DFO、LDS、LWT、CXN等氣藏均已見水。根據(jù)海上氣藏開發(fā)特點(diǎn)及現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，認(rèn)為海上中高滲邊底水驅(qū)氣藏開發(fā)技術(shù)上應(yīng)以控水和降壓開采為主，具體可以從以下3個(gè)方面開展工作。

1）加強(qiáng)排水采氣工藝研究，做好氣田出水井的綜合治理，延長(zhǎng)老氣田的經(jīng)濟(jì)壽命。海上氣田氣井見水的治理尚處于起步階段，借鑒陸地氣田已有的排水采氣工藝，目前海上氣田已在管柱優(yōu)化、電潛泵排水采氣、分層卡水等方面，取得了一定的實(shí)施效果。例如YCT氣田采取綜合治水工藝措施，減弱水侵強(qiáng)度。針對(duì)YCT氣田見水的情況，分別從控水、排水、降低水傷害等角度進(jìn)行綜合治水，通過(guò)對(duì)7口井實(shí)施治水措施后，合計(jì)增氣150.2×104m3/d。

2）逐步實(shí)施流程降壓，提高氣田采收率。通過(guò)引入壓縮機(jī)降低井口流壓，延長(zhǎng)氣井生產(chǎn)壽命，提高生產(chǎn)時(shí)率，在氣田生產(chǎn)中后期提高采收率方面取得了良好的效果，已經(jīng)成為主要措施之一。如YCT氣田于2012年8月通過(guò)對(duì)壓縮機(jī)改造，使最低入口壓力由2.56 MPa降至2.07 MPa，后又降至1.38 MPa；氣田總外輸產(chǎn)氣量較降壓前增加約58×104m3/d。

3）層系優(yōu)化，適時(shí)調(diào)整開發(fā)層系。強(qiáng)化對(duì)于儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)，根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及時(shí)分析各層的采出程度，注意由于層間干擾、物性差等因素形成的剩余氣富集區(qū)，適時(shí)進(jìn)行開發(fā)層系調(diào)整，提升邊底水氣田的開發(fā)效果。例如YCT氣田針對(duì)縱向連通性差的問(wèn)題，對(duì)原先射開上部層位的3口井下部地層進(jìn)行了補(bǔ)射孔作業(yè)，補(bǔ)孔實(shí)施后，壓力梯度測(cè)試表明井筒壓力明顯上升，表明產(chǎn)層下部?jī)?chǔ)量得到了充分動(dòng)用。通過(guò)完善開發(fā)井網(wǎng)，氣田儲(chǔ)量得以充分動(dòng)用。

5 高溫高壓含CO2氣藏

5.1 開發(fā)特征及存在的問(wèn)題

近年在南海西部發(fā)現(xiàn)了大量的高溫高壓天然氣藏，其發(fā)現(xiàn)與開發(fā)給南海西部天然氣增儲(chǔ)上產(chǎn)帶來(lái)了重大機(jī)遇。這些高溫高壓氣藏具有溫度高、壓力高、CO2含量高的“三高”特征[15-17]。 以DFO氣田FT井區(qū)上中新統(tǒng)黃流組氣藏為例，該氣田位于南海北部鶯歌海海域，距海南省鶯歌海鎮(zhèn)約100 km，海水深度約67 m。下面以中深層黃流組FT井區(qū)氣藏為例，介紹該類氣藏的特色開發(fā)技術(shù)，其構(gòu)造中心部位為DFO氣田構(gòu)造的斷裂復(fù)雜帶，目的層皆位于背斜構(gòu)造翼部，主要受構(gòu)造和巖性的控制，縱向上含氣層位多，具有多套氣水系統(tǒng)；驅(qū)動(dòng)類型為高溫高壓的彈性弱邊水驅(qū)動(dòng)；其儲(chǔ)層表現(xiàn)為中孔低滲的特征，孔隙度平均值為18%，滲透率平均為7 mD。地層壓力系數(shù)介于1.88～2.00，屬于異常高壓系統(tǒng)，儲(chǔ)層壓力約52 MPa，溫度約135 ℃。天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量近100×108m3。中深層黃流組FT井區(qū)氣藏普遍含CO2，其含量介于15%～75%，凝析油性質(zhì)較好。依托該氣田現(xiàn)有的設(shè)施，新建1座井口平臺(tái)F平臺(tái)， 于2015年5月投產(chǎn)，采用自噴的方式開采，依靠天然能量衰竭式開發(fā)。截止到2020年12月31日，該氣田天然氣采出程度為43.2%。

由于海上高溫高壓氣藏的特殊性，其天然氣開發(fā)過(guò)程中存在著以下挑戰(zhàn)[15-17]：

1）海上“雙高”氣藏溫度高達(dá)200 ℃，泥漿密度值超過(guò)2.0 g/cm3，具有高投入、高技術(shù)含量和高風(fēng)險(xiǎn)的特征，普遍存在著鉆井事故多、作業(yè)周期長(zhǎng)、費(fèi)用高的現(xiàn)象。對(duì)生產(chǎn)井來(lái)說(shuō)，還要面對(duì)長(zhǎng)期生產(chǎn)的井筒完整性難題，給油氣生產(chǎn)帶來(lái)了巨大的安全隱患。

2）高溫高壓高含CO2造成對(duì)于流體滲流機(jī)理認(rèn)識(shí)不清、關(guān)鍵參數(shù)評(píng)價(jià)難度大等不利因素，測(cè)試費(fèi)用高、測(cè)試成功率低，從測(cè)試、理論公式計(jì)算求取氣井產(chǎn)能難度較大。

3）DFO氣田CO2組分含量超過(guò)30%，給氣井生產(chǎn)管柱、平臺(tái)工藝系統(tǒng)和海底管線的安全生產(chǎn)都帶來(lái)了隱患；同時(shí)由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)及斷層分割，不同氣井天然氣組分含量差異大，但下游用戶對(duì)天然氣組分含量的穩(wěn)定性要求又較高，使得高烴井生產(chǎn)負(fù)荷重、壓力下降快、區(qū)塊生產(chǎn)不均衡、氣田動(dòng)用程度不均。

5.2 開發(fā)技術(shù)與提高采收率技術(shù)

5.2.1 勘探開發(fā)技術(shù)

針對(duì)上述挑戰(zhàn)，中國(guó)海洋石油集團(tuán)有限公司（以下簡(jiǎn)稱中海油）致力于“雙高”氣藏勘探開發(fā)技術(shù)的研究與重點(diǎn)攻關(guān)工作，主要理論和技術(shù)創(chuàng)新包括：高溫高壓油氣成藏模式及有利勘探區(qū)塊識(shí)別技術(shù)、高溫高壓氣藏精確地層壓力預(yù)監(jiān)測(cè)技術(shù)、高溫高壓氣藏鉆井液和儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)、高溫高壓氣藏固井技術(shù)、高溫高壓氣藏完井工藝及特殊工藝技術(shù)等，系統(tǒng)掌握并通過(guò)實(shí)踐積累了較為完整的海上高溫高壓氣藏勘探開發(fā)配套技術(shù)。

5.2.2 產(chǎn)能評(píng)價(jià)技術(shù)

南海西部海域是海上高溫高壓氣藏的主要分布區(qū)，其測(cè)試費(fèi)用高、測(cè)試成功率低，通過(guò)測(cè)試獲取氣井產(chǎn)能難度大。針對(duì)南海西部高溫高壓高CO2氣藏的特征，重點(diǎn)考慮儲(chǔ)層應(yīng)力敏感效應(yīng)、CO2含量、氣井表皮系數(shù)等參數(shù)對(duì)氣井產(chǎn)能的影響，建立南海西部區(qū)域產(chǎn)能預(yù)測(cè)技術(shù)；形成了以高溫高壓氣藏儲(chǔ)層非均質(zhì)精細(xì)表征技術(shù)、高溫高壓氣藏產(chǎn)能及動(dòng)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)技術(shù)為核心的高溫高壓氣藏開發(fā)技術(shù)系列，有效地推動(dòng)了東方氣田群高溫高壓氣藏的開發(fā)，積累了寶貴的海上高溫高壓氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)（圖7）。

圖7 南海高溫高壓氣井區(qū)域產(chǎn)能預(yù)測(cè)圖版

5.2.3 高含CO2氣藏的動(dòng)態(tài)優(yōu)化配產(chǎn)及管材防腐技術(shù)

由于海上氣田實(shí)現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)生產(chǎn)，復(fù)雜組分氣藏的氣井產(chǎn)能、組分均有差異，要制訂復(fù)雜組分氣藏天然氣最優(yōu)化的交錯(cuò)單井配產(chǎn)方案、實(shí)現(xiàn)供氣量最大化，不僅要滿足氣藏合理、均衡開采的需要，還要綜合考慮氣田各關(guān)鍵生產(chǎn)設(shè)施的處理能力以及下游不同用戶對(duì)供氣量和供氣組分的不同需求，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)動(dòng)態(tài)優(yōu)化配產(chǎn)。

氣田生產(chǎn)防腐在材質(zhì)選擇上既要考慮成本，又要考慮材料的可靠性，突出防腐的重點(diǎn)對(duì)象，對(duì)高含CO2區(qū)塊的氣井管柱和主工藝系統(tǒng)管線材料盡量滿足防腐蝕的要求，定期進(jìn)行巡檢和測(cè)試，防止因腐蝕引起的安全事故的發(fā)生。

5.2.4 提高氣田采收率潛力及技術(shù)攻關(guān)方向

中海油目前已發(fā)現(xiàn)的高溫高壓天然氣儲(chǔ)量超過(guò)1 000×108m3，中國(guó)巨大的能源需求量需要海上氣田開發(fā)技術(shù)的突破。根據(jù)研究分析，針對(duì)高溫高壓氣藏提出了4個(gè)技術(shù)攻關(guān)方向：①工藝優(yōu)化技術(shù)；②材料防腐技術(shù)；③溫壓監(jiān)測(cè)技術(shù)；④井下流量監(jiān)測(cè)技術(shù)。通過(guò)攻關(guān)實(shí)踐，在整體加密與綜合調(diào)整的基礎(chǔ)上，可將該類氣田的天然氣采收率再提高2%～5%。

6 深水氣藏

6.1 氣藏特征及存在的問(wèn)題

當(dāng)前，深海油氣逐漸成為我國(guó)油氣資源勘探開發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域與方向。對(duì)深海油氣資源加大勘探開發(fā)力度，是未來(lái)油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的關(guān)鍵，對(duì)于保障我國(guó)能源供應(yīng)安全具有重大的意義。20 世紀(jì)末至 21 世紀(jì)初，我國(guó)曾與國(guó)外兩次合作勘探南海鶯瓊盆地深水區(qū)，但均未取得成功。在堅(jiān)持自主創(chuàng)新、精細(xì)勘探與深化研究的基礎(chǔ)上，經(jīng)過(guò)近 10 年反復(fù)探究和摸索，中海油落實(shí)了南海LSS區(qū)塊含油氣構(gòu)造。2014年發(fā)現(xiàn)了儲(chǔ)量超過(guò)1 000×108m3的深水大氣田。LSS氣田位于瓊東南盆地北部海域，距離海南省三亞市約149 km，水深介于1 250～1 550 m；該深水氣藏為沿峽谷呈條帶狀展布的巖性圈閉氣藏，主要發(fā)育厚層限制性低—中彎度濁積水道復(fù)合體；主要含氣層位為上中新統(tǒng)黃流組，埋深約3 000 m，屬于高孔高滲儲(chǔ)層；該氣藏含有多套氣水系統(tǒng)，但水體能量不大。主要目的層黃流組地層平均壓力約39 MPa，壓力系數(shù)約為1.2，屬正常溫壓系統(tǒng)，天然氣組分中純烴含量超過(guò)98%。該氣田為常溫常壓條件下的高孔高滲高烴高產(chǎn)的優(yōu)質(zhì)大型深水氣田。

我國(guó)深水氣田開發(fā)起步較晚，由于深水氣田開發(fā)技術(shù)難度高、風(fēng)險(xiǎn)大、費(fèi)用高，在深水氣田開發(fā)方面還面臨諸多挑戰(zhàn)，包括但不限于：①深水陸坡環(huán)境條件復(fù)雜，存在著臺(tái)風(fēng)、內(nèi)波、滑塌等淺層地質(zhì)災(zāi)害風(fēng)險(xiǎn)；②復(fù)雜的油氣藏特性（高溫、高壓）和低溫的深水環(huán)境的不利影響；③深水開發(fā)鉆完井日費(fèi)高，水深增加使完井作業(yè)難度和風(fēng)險(xiǎn)加劇，易生成天然氣水合物，隔水管及井筒清潔難度大;④深水遠(yuǎn)距離混輸中流動(dòng)安全保障面臨著巨大的挑戰(zhàn)[18-19]。

6.2 “深海一號(hào)”能源站建設(shè)與創(chuàng)新

面對(duì)LSS超深水氣田開發(fā)的挑戰(zhàn)，中海油研發(fā)團(tuán)隊(duì)堅(jiān)持創(chuàng)新導(dǎo)向，一方面全面對(duì)標(biāo)國(guó)際上典型深水氣田的開發(fā)模式、技術(shù)方案、建設(shè)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)與教訓(xùn)，另一方面充分調(diào)研、了解國(guó)內(nèi)建造資源并進(jìn)行定制化設(shè)計(jì)，以期大幅度降低工程投入，帶動(dòng)國(guó)內(nèi)產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展，最終創(chuàng)造性提出在深水區(qū)部署一座帶立柱儲(chǔ)油功能的半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)卸油平臺(tái)進(jìn)行氣田開發(fā)的模式（圖8）。

圖8 “深海一號(hào)”氣田開發(fā)項(xiàng)目樞紐示意圖

“深海一號(hào)”大氣田于2021年6月成功投產(chǎn)，是我國(guó)首個(gè)自主發(fā)現(xiàn)和勘探開發(fā)的超深水大氣田，首次采取“半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)卸油平臺(tái)+水下生產(chǎn)系統(tǒng)+海底管道”的全海式開發(fā)模式，通過(guò)自主設(shè)計(jì)、優(yōu)化組織與管理、強(qiáng)化技術(shù)攻關(guān)與創(chuàng)新，成功建造了全球首座10萬(wàn)噸級(jí)深水半潛式生產(chǎn)/儲(chǔ)卸油平臺(tái)——“深海一號(hào)”能源站。在其工程設(shè)計(jì)過(guò)程中取得了多項(xiàng)重大技術(shù)創(chuàng)新，包括：①半潛式深水多立柱生產(chǎn)儲(chǔ)卸油平臺(tái)理論研究方法和設(shè)計(jì)技術(shù)；②陸地建造中首創(chuàng)的世界最大噸級(jí)開口結(jié)構(gòu)物預(yù)斜回正荷載橫向轉(zhuǎn)移技術(shù)；③萬(wàn)噸級(jí)超大結(jié)構(gòu)物大變形半漂浮精準(zhǔn)合攏技術(shù)。這些技術(shù)的創(chuàng)立和成功應(yīng)用，豐富了我國(guó)現(xiàn)有深水油氣田開發(fā)工程裝備的核心技術(shù)體系，可以為我國(guó)今后深水油氣田開發(fā)提供有力的支撐和借鑒。

“深海一號(hào)”大氣田的成功開發(fā)，標(biāo)志著中國(guó)海洋石油工業(yè)勘探開發(fā)和生產(chǎn)能力實(shí)現(xiàn)了從 300 m 水深到 1 500 m超深水的歷史性跨越，使我國(guó)海洋石油勘探開發(fā)能力全面進(jìn)入“超深水時(shí)代”[18-20]。該氣田投產(chǎn)后，使中海油在南海的天然氣生產(chǎn)供應(yīng)能力提升到每年1.3×1010m3以上，相當(dāng)于海南省全年用氣量的2.6倍，成為南海新的能源中心，對(duì)于保障國(guó)家能源安全、改善能源結(jié)構(gòu)、推進(jìn)能源轉(zhuǎn)型、助力實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，都具有重要的推動(dòng)和促進(jìn)作用。

7 結(jié)論

1）結(jié)合典型實(shí)例，系統(tǒng)總結(jié)了我國(guó)在海上凝析氣藏、低滲透氣藏、邊底水氣藏、高溫高壓含酸氣氣藏、深水氣藏等方面的開發(fā)技術(shù)與提高采收率技術(shù)進(jìn)展情況與應(yīng)用效果。

2）受作業(yè)空間、施工成本等限制，海上低滲透氣藏開發(fā)難以沿用陸上氣田大規(guī)模壓裂措施；實(shí)踐證明，酸化、水平井以及小規(guī)模壓裂技術(shù)在海上低滲透氣藏開發(fā)方面可以取得良好的效果。

3）針對(duì)邊底水氣藏水淹問(wèn)題，采取補(bǔ)孔措施、完善井網(wǎng)、適時(shí)降低井口壓力，并且采取控水、排水、降低水傷害等措施，可以在保持氣田穩(wěn)產(chǎn)的同時(shí)改善氣田開發(fā)效果。

4）我國(guó)在海上高溫高壓含CO2氣藏開發(fā)方面取得的高溫高壓氣藏地層壓力檢測(cè)、鉆完井、產(chǎn)能評(píng)價(jià)等技術(shù)突破，推動(dòng)了我國(guó)海上大型高溫高壓氣田的高效開發(fā)。

5）我國(guó)深水氣藏開發(fā)方面研發(fā)出的世界首例深水十萬(wàn)噸級(jí)生產(chǎn)/儲(chǔ)卸油半潛平臺(tái)的開發(fā)模式，支撐了我國(guó)油氣勘探開發(fā)向南海深處進(jìn)軍，也為全球類似氣田的開發(fā)積累和提供了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。