東方1－1氣田經濟高效開發實踐及認識

姜 平 何 巍 成 濤

1.中國地質大學（武漢） 2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司

東方1－1氣田經濟高效開發實踐及認識

姜 平1，2何 巍2成 濤1，2

1.中國地質大學（武漢） 2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司

鶯歌海盆地東方1－1氣田具有面積大、各氣組含氣面積疊合性差、儲量豐度低、儲層非均質性強和非烴組分含量高等特點。為達到經濟高效開發氣田的目的，針對該氣田特點及開發過程中的主要矛盾，在對儲層非均質性詳細研究的基礎上，以高分辨率三維地震技術落實構造、刻畫砂體，尋找出海上淺層低滲透氣藏的“甜點”——相對高的孔滲體（帶），利用大位移長水平井段鉆井技術來提高單井的控制產能，通過兩期開發及后續調整井的分步實施，實現了對該氣田的經濟高效開發，其產量滿足了下游產業的用氣需求。此外，針對長水平段井產能測試困難的問題，提出了適應水平井的穩定產能測試新方法，成功解決了生產管理過程中的難題，達到了少井高產、高效開發海上氣田的目標，為類似氣田的開發提供了經驗。

鶯歌海盆地 東方1－1氣田 非均質性 經濟高效 滾動開發 水平井 地震勘探

1 氣田簡況及開發難點

1.1 東方1－1氣田概況

東方1－1氣田是我國海上最大的自營天然氣田，位于南海北部鶯歌海海域，區域構造位置為鶯歌海盆地中央泥底辟構造帶北部，氣田水深64～70 m。

氣田為一個大型泥底辟簡單短軸背斜構造，埋深1 200～1 600 m，含氣面積超300 km2，地質儲量超千億立方米，儲量豐度低。氣田被南北向主斷層劃分為東區和西區，兩翼壓力系統、氣水界面、氣組分差異明顯。

東方氣田產氣層段劃分為4個氣組，即Ⅰ、Ⅱ上、Ⅱ下、Ⅲ上。分兩期開發實施。

1.2 氣田開發面臨的主要困難

1.2.1 儲量豐度低

東方1－1氣田天然氣地質儲量大，但含氣面積也大，儲量豐度低，平均不到3×108m3／km2，經濟高效地提高儲量動用程度的難度很大。

1.2.2 低阻薄氣層產能低

氣田Ⅰ氣組為高孔、低滲、高含水飽和度、低電阻率的薄氣層，單井產能較低，而海上氣田開發井數少，出于下游用戶對產量的要求和經濟目的，要求單井產能較高，如何提高單井產能以解決這一矛盾是開發難點之一。

1.2.3 儲層非均質性強

由于儲層后期被沖溝改造，內部溝谷發育，非均質性強。如何針對氣田的非均質性，在海上氣田開發井數相對較少的情況下提高儲量的動用程度和采出程度是主要困難之一。

1.2.4 氣體組分分布復雜

氣田氣體純烴組分僅略高于50%，非烴組分含量較高（CO2含量超過30%，N2含量近20%），并且由于儲層非均質性強，導致非烴組分的分布也很復雜，開發如何布井，使得多數井打到高烴區域，生產時如何配產，在滿足下游用戶對組分的要求情況下，盡量提高氣田采出程度是氣田開發的主要任務。

2 氣田高效開發實踐

由于東方1－1氣田開發面臨著以上一些困難，要在海上氣田開發井數較少，產能要求較高的矛盾下開發好氣田，主要采用精細儲層非均質性描述刻畫砂體分布，優選井位；采用水平井開發低豐度與非均質性強的儲層，以提高單井產能、擴大單井控制面積；對海上低滲透氣藏采用尋找“甜點”開發技術；在氣田生產動態監測過程中采用多種新技術新方法。由于采用以上開發技術，氣田開發較為高效，開發效果較好。

2.1 精細儲層非均質性描述是氣田開發實施成功的基礎

氣田儲層非均質性較強，主要表現為沖溝將儲層切割得較為細碎，導致平面非均質性強、各氣組各區塊CO2分布較為復雜，同一區塊井間連通性較差。而在開發過程中，為了將儲層非均質性的影響減小到最低，進行精細儲層非均質性描述，并以此來指導布井，因此精細儲層非均質性描述是氣田開發實施成功的基礎。

精細儲層非均質性描述主要有高分辨率三維地震技術和儲層精細描述技術。

2.1.1 利用高分辨率三維地震技術來落實構造，指導生產井的部署并進行深度預測

氣田一期實施前，對氣田主體區采集了超過400 km2的三維地震資料，二期實施前，針對一期地震采集未能覆蓋的區域補充采集330 km2的三維地震資料，兩期合計超過700 km2的高分辨率三維地震資料為儲層非均質性研究提供了可靠的基礎。圖1為東方1－1氣田Ⅱ下氣組深度構造圖，左圖為采用二維地震資料所做，構造中央由于地震資料存在模糊區而無法解釋，右圖為采用高分辨率三維地震資料所做，與二維地震資料相比，其構造更加落實、斷層分布及組合更為清晰，深度預測更加準確［1］。

圖1 東方1－1氣田Ⅱ下氣組深度構造圖

2.1.2 儲層精細描述技術來刻畫砂體展布，指導鉆前、隨鉆井軌跡優化及調整

精細儲層描述技術主要細分為沉積微相研究、儲層非均質性的成因研究、有色反演提高儲層分辨率、單砂體隔夾層沖溝雕刻共4項技術。除了常規的沉積微相研究以及儲層非均質性成因研究外，有色反演提高儲層分辨率和單砂體隔夾層沖溝雕刻2項技術在南海西部氣田開發中是第一次使用。

2.1.2.1 有色反演提高儲層分辨率技術

常規反演模型的建立依賴于解釋的層位，受井的約束較大，而東方1－1氣田聲波和密度受含氣和擴徑的影響較大，所以常規的反演方法對本氣田的砂體預測并不太適用［2］。因此對氣田高分辨率地震數據體進行了有色反演處理，得到有色反演剖面。圖2為過D7井地震剖面，上圖為有色反演，下圖為道積分剖面。與普通道積分剖面相比，更清楚地顯現了隔夾層的存在，為氣田單砂體雕刻、孔隙度預測、隔夾層分辨起到了重要作用。

2.1.2.2 單砂體隔夾層沖溝雕刻技術

氣田開發過程中部分相鄰井的CO2含量差別很大，而在常規地震、地質資料中找不到井間不連通的依據，為了解釋這種現象，更好地認識氣田，應用了單砂體隔夾層沖溝雕刻技術［3］。

圖3為過D2h－D4h井地震剖面，鉆前認為2口井連通，組分也應一致，均為高含CO2的儲層，但實際鉆后D2h井為高含烴類氣的儲層，運用單砂體沖溝雕刻技術后認識到2口井被沖溝分割，D2h砂體充注和高含烴類氣體。

通過對儲層非均質性的精細描述，落實了氣藏深度構造、刻畫了有利砂體的展布，對氣田下步制定開發策略、生產井的部署和井位優化起到了指導作用，是氣田開發成功實施的基礎。

2.2 采用水平井開發低豐度與儲層非均質性強的氣藏是提高單井產能、擴大單井控制面積的有效途徑

由于東方1－1氣田儲量豐度低、儲層非均質性較強，海上氣田開發井數有限，在多種因素制約下，開發制定了采用大水平井開發以提高單井產能、擴大單井控制面積的策略［4］。

東方1－1氣田幾乎全部采用水平井開發，并且水平段長都在500～800 m，采用此項技術能有效提高單井產能。尤其是在開發Ⅰ氣組的低阻薄層時，較長的水平井段能更好地增加儲量動用程度，提高采收率。圖4是側鉆井E3hb（虛線）與E3h（實線）的井軌跡對比圖，由圖可以看出：在側鉆之后井的水平段長比原井大幅度增加，并且緊貼氣層頂界面好氣層，使得側鉆后新井產能較原井高出2倍左右［5－7］。

圖2 過D7井地震剖面圖

圖3 過D2h－D4h井地震剖面圖

圖5是東方1－1氣田直井與一期生產井、二期生產井的無阻流量對比圖，水平井的無阻流量明顯高于直井，一般是相鄰直井的2～3倍，個別水平井產能為相鄰直井的4～5倍。

2.3 尋找“甜點”是開發海上淺層低滲透氣藏的根本出路

低滲透氣藏開發是目前氣藏開發的難點。而海上淺層低滲透氣藏開發則面臨著更大的困難。首先，低滲透氣藏氣井產能低，陸地開發經驗多為小井距、多井數開發，但海上氣田鉆井成本高，氣井較低的產量無法滿足經濟性的要求；其次，在陸地低滲氣井常用的壓裂等儲層改造措施，在東方1－1氣田這類疏松、膠結程度不好的氣藏并不適用。因此，在低滲透氣藏中尋找“甜點”，并在此鉆井開發，“甜點”處較高的單井產能滿足經濟性等的要求，并借此動用低滲區儲量，是開發海上淺層低滲透氣藏的根本出路。

圖5 東方1－1氣田直井與水平井無阻流量對比圖

東方1－1氣田Ⅰ氣組5井區是典型的低滲透氣藏，平均滲透率5 mD左右，儲層面積較大，超過90 km2的含氣面積，僅有接近70×108m3，儲量豐度不足1×108m3／km2，儲層豐度低。在這樣的儲層中，如果僅在低滲區鉆井，即使采用長水平井，單井產量仍不高。以此區塊B8h為例，此井水平段超過1 300 m，單井產能不足4×104m3／d，且間歇開井，開發效果較差。

氣田二期實施在此區塊鉆B5h井，500 m左右水平段，單井產氣25×104m3／d，且已穩產6年，實施效果較好，其原因即為在此低滲區塊中找到“甜點”。

圖6為過B5h井地震剖面，將Ⅰ氣組5井區按高阻、低阻分為上下兩層后發現，B5h井位于高阻、高滲層（A砂體），且此高滲層部分疊置于低阻、低滲層（B砂體）的上部，中間無隔夾層。因此，盡管高滲層A砂體地質儲量僅6×108m3左右，但B5h生產5年多來，其動儲量達到15×108m3，說明通過動用“甜點”，利用“甜點”處的高滲儲層，氣井可以動用其下一步的低滲儲層儲量，且開發效果好。在此思想指導下，后續鉆的調整井B7h也取得很好效果，單井產量超過20×104m3／d。

2.4 采用多種新技術、新方法，不斷改進動態監測方法

由于水平氣井在生產過程中存在與直井不同的地方，因此需要采用一些新技術對氣井進行生產管理，合理高效開發氣田［8－11］。

2.4.1 水平氣井產能測試新技術

由于海上氣田水平井井斜大，狗腿度大，使得氣井在測試過程中鋼絲壓力計下放無法達到氣層位置，并且由于Ⅰ氣組等儲層物性較差的井在常規產能測試中工作制度達到穩定非常困難，因此提出了適合水平氣井的穩定點產能方程，以簡化測試流程。

經推導后的水平井穩定點產能為：

其中

在生產過程中，測試時不用關井，只需測得一個穩定工作制度，利用投產初期回壓法產能試井得到的二項式產能方程，迭代后即可得到測試時的氣井產能方程［12］。

2.4.2 優化配產技術

由于東方1－1氣田氣體組分復雜，非烴組分（CO2、 N2）含量很高，總儲量中總非烴組分達到47.6%，而下游用氣用戶的要求年產氣為26.8×108m3，純烴組分大于58%，這就要求生產管理人員對氣井要進行合理配產，滿足產量和組分的雙重要求。同時盡量發揮高含碳井的產能，合理利用資源。

圖6 東方1－1氣田過B5h井地震剖面圖

圖7是東方1－1氣田的產量和組分曲線。可以看到：在二期A和B平臺投產之后，氣田產量有了大幅度的提升，達到780×104m3／d。同時，CO2穩步下降，N2含量上升（二期投產井CO2組分含量較低，小于1%；N2含量較高，大于20%），純烴組分總的穩定在60%左右，既滿足了組分的要求，又使得氣田產量達到了新的高度，合理利用了資源，提高了氣田的采收率。

圖7 東方1－1氣田產量組分曲線圖

2.4.3 動態監測技術

在氣田日常生產中，需要對氣田開發進行動態監測。由于海上氣田開發的特殊性，在完井過程中，有12口開發井下入了永久井下電子壓力計，在對氣田進行動態分析時有了12口井的全程壓力歷史。這為分析氣田生產動態提供了完整的數據。

對下有永久壓力計的井，利用TOPAZE軟件，建立單井生產動態模型，通過壓力歷史擬合進行修正，并以此來預測氣井以后的生產動態。圖8是下有永久井下電子壓力計的D3h井全程壓力歷史擬合圖，擬合結果很好，說明單井模型基本符合井下情況，用其預測單井以后的生產動態也較為合理。

圖8 東方1－1氣田D3h井長期壓力歷史擬合圖

此外，對于沒有永久井下電子壓力計的井，每年進行鋼絲測試作業，取全取準各井壓力及動態資料，為動態分析提供準確資料。

3 實施效果

針對東方1－1氣田儲層非均質性嚴重、氣體組分分布復雜的問題，開發實施過程中采用了精細儲層非均質性描述技術來預測儲層、刻畫砂體、優化井位，采用大位移水平井開發技術提高單井控制面積和單井產能，尋找“甜點”開發技術來開發海上淺層低滲透氣藏，水平井單點產能測試技術、優化配產技術和動態監測技術等新技術新方法來解決生產管理問題。這一系列技術的使用使得東方1－1氣田開發實施取得了很好的效果。

主要表現在以下幾方面：

1）構造預測相對準確。二期開發井鉆后，與鉆前預測的構造圖相比，除Ⅰ氣組9井區構造形態變化較大外，其余氣組構造形態基本不變。從基本鉆穿整個儲層厚度的開發井看，總體上鉆后各井有效厚度比鉆前預測的厚。橫向上從有效氣層段長度占水平段長度百分比來看，大部分開發井為65.2%～97.4%，平均86.83%，證明開發井采用以上對策對井位井軌跡進行優化后確實部署在儲層厚度大、物性好、含氣性好的地方。

2）大位移開發井開發效果較好。尤其是二期實施16口井，單井產能較高，且全部為高烴井。

3）開發低滲儲層達到預期效果。開發低阻薄氣層的B5h、B7h井無阻流量與設計的無阻流量基本相當。

4）二期開發實施后采用多種新技術新方法進行產能測試、動態監測等，極大地簡化了測試流程，氣藏動態分析更加全面、準確及時，氣田開發高效，保證了氣田穩步登上年供氣28×108m3的方案設計要求。

4 結論

1）儲層的精細描述技術對落實構造、刻畫砂體、優化井位等有重要指導作用，是氣田成功開發的基礎。

2）大位移水平井技術增加了單井控制面積和動用儲量、提高了氣田儲量動用程度、提高了單井產能、實現了少井高產和長期穩產。

3）由于海上氣田的諸多限制，因此尋找“甜點”是開發海上淺層低滲透氣藏的根本出路。

4）采用穩定產能測試技術、優化配產技術和動態監測技術對氣田進行合理高效的管理。

總體來說，東方1－1氣田的高效開發取得了很好的效果，為東方1－1氣田保持長期穩定地向下游供氣打下了堅實的基礎，為類似氣田的高效開發提供了寶貴的經驗。

符 號 說 明

Ah、Bh分別為水平井二項式產能方程系數；pR為供氣邊界地層壓力，MPa；pwf為井底流動壓力，MPa；Kh為氣層水平滲透率，mD；h為地層有效厚度，m；μg為地層天然氣黏度，mPa· s；Z為真實氣體偏差系數，無因次；T為氣層溫度，K；S為視表皮系數或擬表皮系數，無因次；D為非達西流系數，（104m3／d）－1；reh為水平井折算供氣半徑，m；rwh為水平井折算井底半徑，m。

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Practices of economic and highly－effective development in the Dongfang 1－1 Gas Field，Yinggehai Basin

Jiang Ping1，2，He Wei2，Cheng Tao1，2
（1.China University of Geosciences，Wuhan，Hebei 524057，China；2.CNOOC Zhanjiang Branch Company，Zhanjiang，Guangdong 524057，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.16－21，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Gas zones at different areas are isolated from each other in the widely distributed Dongfang 1－1 Gas Field in the Yinggehai Basin，where reservoirs with great heterogeneity have low abundance of reserves and high content of non－hydrocarbon components.In view of this，based on the detailed study of the heterogeneity of reservoirs in this field，the high－resolution 3D seismic techniques are adopted to identify structures，describe sandbodies，and find the sweet spots in the low－permeability gas reservoirs at shallow sea－beds.On this basis，the long lateral or"extended reach"horizontal wells are used to improve the single－well productivity.Through field practices after two－stage development，more new techniques and methods have been employed to achieve economic and highly－efficient development of this field and the gas production capacity will meet the needs of the down－stream users.In addition，new methods for testing the deliverability of long－lateral horizontal wells are presented to develop offshore gas fields efficiently with high production and cost－effectively with few wells.The successful experience in this field will provide reference for the development of similar gas fields in the future.

Yinggehai Basin，Dongfang 1－1 Gas Field，heterogeneity，high efficiency，progressive development，horizontal well，seismic exploration

姜平等.東方1－1氣田經濟高效開發實踐及認識.天然氣工業，2012，32（8）：16－21.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.004

姜平，1971年生，高級工程師；主要從事油氣田開發研究工作。地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區22號信箱。電話：（0759）3900511。E－mail：jiangp＠cnooc.com.cn

2012－05－16 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.004

Jiang Ping，senior engineer，born in 1971，is mainly engaged in research of oil and gas field development.

Add：Mail Box 22，Potou District，Zhanjiang，Guangdong 524057，P.R.China

E－mail：jiangp＠cnooc.com.cn