崖城13-1氣田高效開發策略與實踐*

姜 平 王雯娟 陳 健 呂新東

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

崖城13-1氣田高效開發策略與實踐*

姜 平 王雯娟 陳 健 呂新東

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

崖城13-1氣田是我國首個海上氣田，也是南海西部海域第一個發現和對外合作開發的高產大氣田。通過對該氣田20年開發過程中挑戰對策及開發經驗進行系統的思考回顧，總結探索出了指導崖城13-1氣田高效開發的技術策略：①整體部署、分步實施的開發策略貫穿全程，少井高產的開發理念以及各開發階段因時而異的開發技術政策引領高效開發；②開發階段滾動調整、均衡開采，以準確認識氣田為前提，合理挖潛氣田，確保穩定供氣；③多專業結合，研究技術配套，開展儲層精細描述技術和見水綜合評價，并實施降壓生產技術，以減緩氣田產量遞減、提高氣田采收率。高效開發策略與技術的成功實踐使崖城13-1氣田保持了16年的穩定生產，高峰年產氣量達到35.5億m3，為南海西部地區萬億m3大氣區的建設奠定了基礎，對后續其他海上氣田的開發有重要的指導和借鑒作用。

崖城13-1氣田；高效開發；開發策略；開發實踐

崖城13-1氣田是我國首個海上氣田，也是南海西部海域第一個發現和對外合作開發的高產大氣田。該氣田自1996年投產以來，一直肩負著向香港特別行政區和海南省供氣的任務[1]，為回歸后的香港穩定供電和保持香港的繁榮發展作出了貢獻，并為海南省的經濟發展注入了動力。

崖城13-1氣田自投產至今已有20年的開發歷程，先后經歷了早期生產、中期滾動調整與穩定生產及產量遞減等階段。本文通過對該氣田高效開發20年中的挑戰對策及開發經驗進行思考回顧，總結出指導氣田開發的經濟可行的技術策略和途徑，力爭在現有技術經濟條件下延緩氣田的衰竭，最大限度地提高采收率，實現氣田的高效開發和經濟效益最大化，并為后續海上大型氣田的開發提供指導借鑒。

1 氣田概況

崖城13-1氣田地理上位于海南島西南、距三亞市約100 km的南海北部海域，構造上位于瓊東南盆地(圖1)，所在海域水深約91 m，天然氣儲量近1 000億m3，于1995年9月試生產，1996年1月1日正式投產。該氣田受斷層切割形成南北兩塊，主要儲層為古近系漸新統陵水組三段(簡稱陵三段)砂巖，上部次要儲層為漸新統陵水組二段(簡稱陵二段)及新近系中新統三亞組砂巖。陵三段儲層為受潮汐控制的辮狀河三角洲沉積，測井解釋平均孔隙度12.9%，平均滲透率370 mD，屬低孔中滲—中孔高滲儲層。該氣田屬正常的溫壓系統，但絕對溫度高，陵三段溫度為176.1℃，天然氣組分以甲烷為主，氣柱高度大，為彈性氣驅為主加局部弱邊水驅氣藏，其中陵三段開發井產能高，初期測試產能均大于1 000萬m3/d。該氣田投產20年來累產氣超過500億m3，目前采出程度接近70%。

圖1 崖城13-1氣田位置Fig.1 Location of YC13-1 gas field

2 制定策略，引領高效開發

2.1 整體部署、分步實施的開發策略

崖城13-1氣田的開發原則是在確保正常安全執行售氣合同的前提下，爭取項目經濟效益的最大化。為了實現投資的最大效益，確保下游長期穩定供氣，采取整體部署、分步實施的開發策略，統籌考慮氣田生產井的部署，合理安排平臺、生產井的投產次序，使各井能同時結束開采；通過分析評價井測試結果，研究計算生產井的產能，總體開發方案(ODP)研究決定采用A、B兩個平臺分期投產(圖2)，先開發氣田北塊，即第一期A平臺投產，當氣田生產能力不能滿足合同供氣要求時再開發氣田南塊，設計B平臺建設投產。

崖城13-1氣田采用衰竭方式開發，開發前期采用井口自有壓力向下游輸氣，后期當井口壓力降低到設備正常工作壓力下限時，安裝濕氣壓縮機加壓處理并外輸。

2.2 少井高產的開發理念

海上油氣勘探開發具有高投入、高風險、高經濟門檻的特點，所以少井高效是經濟有效評價海上油氣田的主要策略。既要少鉆井，又要達到滿足探明儲量計算的地質認識程度[2]，力爭用最少的井、最理想的投入生產最多的天然氣。

崖城13-1氣田充分貫徹少井高產的開發理念，利用單井產量高、氣藏埋藏深、平面非均質性弱、平臺控制范圍大等優勢，采用以平臺為中心的不規則叢式井組方式布井，選取儲層最發育的部位布井；避開斷層以免斷失氣層，且確保大斷塊內有井控；氣井平面上距離邊水不小于500 m，縱向上最低氣層底距離氣水界面不小于50 m，既確保氣井的地下產能，又有效防止邊水入侵。該氣田ODP方案中在氣層探明含氣面積45.7 km2內共布井14到15口，井距300～900 m。

2.3 因時而異的開發技術政策

國內外油氣田開發實踐證明，油氣田開發效果不僅取決于其先天地質條件，也取決于與油藏動態相適應的開發技術政策及合理界限[3-4]。

圖2 崖城13-1氣田陵三段開發井位部署Fig.2 Development well deployment of YC13-1 gas field

圖3 崖城13-1氣田生產井與探井無阻流量Fig.3 Open flow potential of production wells and exploration wells in YC13-1 gas field

氣藏開發是一個動態過程，隨著開發的不斷深入,氣田逐步進入不同的開發階段，展現出不同的生產特征，與之相應的技術政策也必須因時而異。作為崖城13-1氣田高效開發的重要技術支柱，開發技術政策研究貫穿了氣田開發的全過程，在充分認識氣田的地質特點和動態特征并進行深入的開發分析后，針對氣田開發存在的主要問題及潛力，提出改善氣田開發效果的措施建議，并對目前階段開發技術政策執行情況及效果進行分析，及時調整并改進。

自投產至今，崖城13-1氣田各開發階段都制訂相應的開發技術政策，主要概括為：早期生產階段實現均衡開采，增加動用程度；開發中期實施調整挖潛，保證穩產，減少動靜儲量差異；遞減階段尋找有利增產措施，控水降壓，減緩遞減，提高采收率等，并形成配套的措施計劃。

3 滾動調整，均衡開采，確保穩定供氣

崖城13-1氣田保持了16年的穩定生產，高峰年產氣量達到35.5億m3，其高產穩產與開發過程中準確認識氣藏、不斷滾動調整和均衡開采息息相關。

3.1 全面系統錄取資料，夯實研究基礎

崖城13-1氣田在評價及開發階段都非常重視基礎資料的采集，為后續研究和管理積累了大量系統準確的基礎資料。

崖城13-1氣田自1983年第一口探井開始，陸續對所鉆評價井和生產井取心，包括5口評價井(含探井)和4口生產井，取心長度達1 020.9 m，建立了完整的儲層巖心物性剖面，且開展了全面的巖心及流體分析，為地質油藏綜合研究提供了大量系統的基礎資料，并為氣田開發后期儲層傷害評價及滲流特征研究提供了物質基礎。

在地震資料采集方面，該氣田先后多次采集地震資料，包括1990年以前由作業者ARCO公司采集多批次二維地震測線，1992年首次開展三維地震資料采集，2001年完成第二次三維地震采集[5]。基于這些地震資料并應用多項先進技術開展了多輪構造和儲層方面的研究，為氣田開發挖潛及其周邊目標的勘探評價提供了依據[6]。

在氣藏動態監測方面，該氣田投入開發后的前5年每半年測一次氣藏平均地層壓力，之后每年測一次地層壓力，以驗證地質儲量的可靠程度，進而估算更可靠的可采儲量。在單井產能測試方面，在穩產階段堅持每個月都進行不同工作制度下井口產量測試，獲取井口IPR曲線，了解不同產量下井口壓降情況；在遞減階段同樣堅持每個月不同壓縮機工況下井口最大產量測試，為后續降壓生產的順利實施提供基礎保障。

3.2 注重儲層連通性研究，增加儲量動用程度

崖城13-1氣田主力儲層陵三段為受潮汐控制的辮狀河三角洲沉積，發育厚層穩定分布的砂礫巖體，不同級別沉積旋回中的上潮坪泥巖、潮間帶泥巖和濱外—淺海相泥巖形成了隔擋層。

早期研究認為，雖然該氣田大部分井各流動單元間均存在隔層，但隔層厚度差異較大、分布較不穩定，不存在大面積連續分布的泥巖隔層，因此早期投產的6口生產井射孔程度只有49.6%。

但實際生產表明，該氣田儲層縱向上各流動單元間的泥巖具有一定封隔性，降低了地層的垂向滲透性，抑制了流體的垂向流動，造成區塊動用程度低、生產井壓降比ODP預測的快。為了提高動用程度，在1998年逐步對生產井的下部產層補射孔，補射孔后效果較好，補孔井壓力上升，未補孔井壓降減緩；隨著采氣井壓力降低，補孔井開始解堵，CO2含量有所變化。實踐表明，補射孔增加了動用儲量，提高了北塊的動用程度(圖4)。

生產井補射孔證實了氣層各流動單元間隔擋層的影響和平面連通性好的特征，提高了開發區塊的儲量動用程度，使得儲層下部流動單元得到更有效的動用。鑒于隔擋層對開發效果的影響，在隨后的開發調整井中，射孔方案都充分考慮了隔擋層的作用。

圖4 崖城13-1氣田北塊補孔前后動用儲量對比Fig.4 Comparison of dynamic reserves before and after reperforating in north block of YC13-1 gas field

3.3 積極滾動評價調整，指導氣田合理開發

崖城13-1氣田開發生產過程中經歷了4次較大的調整，分別為2000年的一期開發調整、2001年的后續開發調整一期、2005—2010年的后續開發調整二期以及2011年后的后續開發調整三期。

通過積極的滾動評價調整，不僅使該氣田各氣組各區塊得到了均衡開采，還保證了氣田的穩定供氣，從而實現了氣田的合理開發。其中，一期開發調整投產3口生產井，開發陵三段北2塊、南3塊，同時新開發三亞組，使得氣田穩產期延長至2002年；后續開發調整一期投產2口井，開發陵三段南1塊、南2塊，使氣田穩產至2004年；后續開發調整二期投產4口井，開發陵三段北3塊、北塊楔谷區及陵二段，同時實施壓縮機降壓，使氣田穩產至2012年；后續開發調整三期投產1口井，為開發三亞組的加密調整井，并實施壓縮機串聯降壓，實現減緩氣田遞減、延長穩產期的目標。

布署評價井的基本原則是用最少的井達到對油藏盡量準確的認識，并最大限度地減少開發風險[7]。崖城13-1氣田在滾動開發過程中，非常重視評價井的滾動勘探，很好的實現了勘探開發一體化。投產前的5口評價井有效地認識了氣藏，指導了方案的編制及開發實施；后續在2006年又鉆1口評價井，落實了構造，證明了陵三段南北塊具有統一的氣水界面，同時證實了儲層楔狀體WB2不含氣，及時放棄了開發WB2儲層的開發設想；2009年又鉆1口評價井，作為B平臺開發的重要決策樹，落實了陵三段南3塊的構造儲層，認為不具備開發潛力，及時進行方案調整，放棄了B平臺的開發，有效規避了開發風險。

3.4 開展氣田周邊挖潛，做好產能接替

發現崖城13-1氣田后，沿著崖城低凸起向周邊陸續鉆探多個含氣構造，以期取得商業性油氣發現，依托崖城13-1平臺實現區域開發[8]，做好產能接替。

圈閉的落實以2001年采集的三維地震資料為基礎，先后在氣田周邊開展有利目標評價及井位建議，篩選出崖城13-1E、崖城19-3、崖城13-4等潛力構造，其中位于崖城13-1氣田東北方向10.8 km的崖城13-4構造于2002年2月鉆探井YC13-6-1井，在三亞組一段發現18.3 m氣層并測試，從而發現了崖城13-4氣田，并于2003年向國家儲委上報天然氣探明儲量。2010年完成崖城13-4氣田總體開發方案研究，設計3口生產井，依托崖城13-1氣田海上工程設施實現聯合開發；2012年崖城13-4氣田順利投產，高峰日產氣120萬m3，年產氣3.5億m3，有效地緩解了崖城13-1氣田的供氣壓力，實現了產能接替。

4 技術配套，減緩遞減，提高氣田采收率

4.1 加強儲層精細描述，準確認識氣藏

儲層精細描述是氣田進入中晚期開發階段為改善開發效果經常采用的一種重要技術措施[9]。綜合利用地質與地球物理資料，結合生產動態資料，對崖城13-1氣田的沉積儲層進行綜合研究，依據高分辨率層序地層學理論，建立層序地層格架；綜合多種資料研究沉積微相，明確陵水組沉積砂體展布規律：將陵三段由早期的5個流動單元細化為11個流動單元，將陵二段由1個流動單元細化為2個流動單元；通過巖心觀察與精細描述，并結合測井及遺跡相分析，在陵二段識別出潮坪-障壁島沉積體系(包括4個亞相、11個沉積微相),在陵三段識別出辮狀河三角洲沉積體系(包括4個亞相、9個微相)；將優質儲層相帶分為最有利儲層相帶、有利儲層相帶及最具潛力儲層相帶，有效指導了氣田開發中后期調整挖潛及增產措施研究。

4.2 全面深入氣藏綜合研究，落實可采儲量

可采儲量是確定油氣田采收率的必要數據[10]。崖城13-1氣田經歷了9次深入全面的可采儲量標定研究，分別為投產前1990年氣田發現和1992年ODP綜合研究；投產后1997年儲量復算、2000年經濟可采儲量重算(ERR)、2004年儲量核算、2005年ERR2、2006年儲量套改、2010年國家資源利用調查及2013年儲量核算。

每一次儲量綜合評價都是在氣田滾動調整后增加新資料新認識的基礎上積極開展，生產井資料由早期6口井逐漸增加到15口井，應用了疊前AVO反演、時移地震技術等，采用了基于流動單元的測井儲層參數精細建模技術，三維地質建模技術也由傳統相建模發展為分級耦合相建模，動態地質儲量研究也隨著動態數據的增加由早期的物質平衡法發展為流動物質平衡法、采氣曲線法等多方法的綜合研究。從歷次計算結果來看，隨著滾動開發過程中構造及儲層的進一步落實，盡管氣田儲量規模變化不大，但主力儲層陵三段儲量規模略有減少，受開發后期水侵影響采收率結果偏低，對應可采儲量略有降低。

ERR是用于商務銷售用途的儲量研究，如果ERR復算結果低于初始ERR，則應調低日合同量，以實現目標穩產期。ERR復算值越小日合同量調減幅度越大，日合同量越高氣田采出越快，經濟性越好，因此ERR復算結果最終反映在氣田的經濟性上[11]。崖城13-1氣田分別于2000年、2005年2次啟動ERR，在ERR研究基礎上重新確定了新的合同售氣量。

4.3 開展見水綜合評價，有效防水控水

崖城13-1氣田氣水關系較為復雜，既存在統一的邊水，也存在孤立水體及層間水。研究表明，隨著天然氣的開采和地層壓力的下降，邊底水逐漸侵入到原來的含氣區域，儲層的含氣飽和度降低，從而使氣相有效滲透率降低，最終影響氣藏的正常生產；另外，產水也會使管柱內的阻力損失和氣藏的能量損失顯著增大，從而導致氣井自噴帶水能力變差，甚至嚴重積液而水淹停噴[12]。

崖城13-1氣田共有15口生產井，先后有4口生產井水淹關停，5口井不同程度見水，直接影響了氣田的穩定供氣，須在開發過程中及時開展見水后綜合評價，并有針對性地進行防水控水。針對崖城13-1有水氣藏開發特征及難點，從遇水、識水和治水等3個層次開展攻關(圖5)，其中見水綜合評價研究(識水)是關鍵。以凝析水分析、水化學分析和生產動態等資料為基礎，綜合水樣分析、測井解釋、產出剖面解釋、出水動態分析等技術，形成了一套綜合見水類型判斷技術，并結合水侵機理及水侵模式分析對氣井出水類型及出水規律進行劃分預測，形成了一套系統的氣田出水識別和見水規律分析技術體系；同時開展了氣藏水侵識別、水侵量計算、水體大小計算、水體活躍程度評價等定量的水體評價研究，結合氣藏水侵規律研究對氣藏水侵動態特征進行了整體認識，為開展氣田出水后潛力分析及下步治水措施的論證與實施提供了技術支撐。

圖5 崖城13-1氣田見水綜合評價技術Fig.5 Comprehensive water breakthrough evaluation technology for YC13-1 gas field

通過對崖城13-1氣田見水后綜合評價預測，認為氣田水體能量較弱，見水后剩余天然氣可采儲量較大，仍有潛力，進而提出對應的防水治水策略與措施，實施后增氣效果顯著。

4.4 實施降壓生產技術，提高氣田采收率

根據氣井井口流動壓力和輸氣壓力的關系，衰竭式開采氣田的開發一般分為3個階段：初期井口流動壓力大于輸氣壓力的定產量階段、井口流動壓力等于輸氣壓力的產量遞減生產階段、生產末期低壓小產量生產階段[13]。根據崖城13-1氣田生產狀況和趨勢預測，早在ODP設計階段就提出了開發后期當井口壓力降低到設備正常工作壓力下限時，安裝濕氣壓縮機加壓處理并外輸，對氣田實施降壓采氣措施。

通過開展壓力降低后含水上升預測、氣田降壓后產能預測以及工程改造可行性研究，2012年崖城13-1氣田成功實施了濕氣壓縮機降壓項目，實測濕氣壓縮機入口壓力從2.5 MPa降至1.4 MPa，有效增加了單井產氣量(圖6)，氣田合計產量增加約78萬m3/d，預計將累計增產天然氣12.5億m3，實施效果非常好。

圖6 崖城13-1氣田降壓生產前后單井井口產氣量對比Fig.6 Comparision of wellhead gas production rates before and after step-down production in YC13-1 gas field

在該氣田壓縮機設備的最大能力只能將井口壓力降低到0.7 MPa的情況下，為了進一步降低井口回壓，后續又開展了氣田射流降壓研究。經過油藏和工藝可行性研究、詳細的方案設計，于2015年進行了項目實施。根據計算的射流降壓氣井增氣效果，射流降壓可使低產井產量增加10%左右，預計累計增產天然氣1.08億m3。若對該氣田所有井進行射流降壓，預測可累計增產2.35億m3。

5 結束語

在崖城13-1氣田20年的開發實踐過程中，形成了一系列海上氣田高效開發對策，這些開發對策的有效實施使得氣田保持了16年的穩產，高峰年產氣量達到35.5億m3，累計產氣量已達到540億m3，為南海西部地區萬億m3大氣區的實現奠定了基礎，也為中國海油建設“海上大慶油田”作出了突出貢獻，對后續其他海上氣田的開發有重要的指導和借鑒作用。

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(編輯：張喜林)

Strategies and practices of efficient development in YC13-1 gas field

JIANG Ping WANG Wenjuan CHEN Jian LYU Xindong

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

YC13-1 gas field, the first offshore gas field in China, is a productive gas field which is the first discovered and foreign cooperation development in western South China Sea.Systematically reviewing on challenges, strategies and experiences during 20 years’ development of YC13-1 gas field, the efficient development techniques and strategies are summarized: ①the strategies of overall deployment and step-by-step implementation cover the whole development process, and the paradigm of sparse and high productivity wells and development technology and policy for different stages lead to efficient development; ②progressive adjustments, balanced development, rationally tapping the potential to accurately understand the gas field and guarantee stable gas supply; ③combining multi-specialties, studying the matching technology, utilizing fine reservoir description and water flooding comprehensive assessment, reducing producing pressure to relieve production decline rate and increase the ultimate recovery factor.The practices of efficient development strategies ensure 16 years of stable production of YC13-1 gas field with the highest yearly output of 3 550 million m3, which guarantees the construction of a giant gas area in the South China Sea.The development strategies and practices can provide guidance and reference for other offshore gas field development.

YC13-1 gas field; efficient development; development strategy; development practice

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“海上大型砂巖氣藏開發中后期綜合治理及開發策略研究(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

姜平，男，博士，教授級高級工程師，現任南海西部石油研究院院長，主要從事油氣田開發研究及管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區22號信箱(郵編：524057)。E-mail：jiangp@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0052-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.007

姜平,王雯娟,陳健，等.崖城13-1氣田高效開發策略與實踐[J].中國海上油氣，2017,29(1)：52-58.

JIANG Ping,WANG Wenjuan,CHEN Jian,et al.Strategies and practices of efficient development in YC13-1 gas field[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):52-58.

TE37

A

2016-07-25 改回日期：2016-09-02