中國海上氣田開發與提高采收率技術

張 健 李保振 周文勝 周守為 朱軍龍 劉 晨 李樂忠

1.海洋石油高效開發國家重點實驗室 2.中海油研究總院有限責任公司

3.中國海洋石油集團有限公司 4.中國海洋資源發展戰略研究中心

1 研究背景

中國海上目前在生產氣田共計有30個（本文統計的數據暫未包含中國臺灣省，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]，氣井總數為288口。2022年8月，中國海上氣田日產氣量為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、鉆完井和生產操作費用均較高，因而探井評價井少、錄取資料少，地質認識不確定性風險大；加之開發調整及生產措施實施難度大，陸上氣田開發采用的相關方法和技術在海上推廣應用便受到諸多限制[1-3]。

圖1 中國近海油氣田分布示意圖

常規天然氣田分類標準包括埋藏深度、儲層物性、儲量規模、流體類型等。為了提高我國海上氣田開發的效益，本次研究在系統調研我國海上已開發主力天然氣田現狀的基礎上，按照其典型地質、氣藏特點與面臨的開發技術挑戰，將我國海上氣田劃分為下述5種類型并進行有針對性地剖析，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。在此基礎上，對上述5類海上典型氣藏的開發開采技術與提高采收率技術進行了詳細介紹；進而結合具體氣藏實例，闡述了相關技術的實施效果，提出了中國海上天然氣開發技術發展建議，以期為同類氣藏的開采提供借鑒。

2 凝析氣藏

我國已在渤海海域、東海盆地和珠江口盆地珠三坳陷勘探發現了一批凝析氣藏。這些氣藏埋藏普遍較深，一般都超過3 000 m，只有JW氣田例外，其埋深只有2 200 m，為一個異常高壓氣藏，氣層壓力高達35 MPa。該氣藏儲層為古近系沙河街組砂巖和古潛山，古潛山儲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，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 開發特征

在此以JW凝析氣田為例（圖2），介紹該類氣藏的開發特點。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%，衰竭開發不會造成大量凝析油損失在地下；經論證該氣田采用衰竭方式開發。該氣藏屬于局部具有底油底水的凝析氣藏，這種復雜的氣藏條件使得部分氣井隨著生產時間的增長而出黑油出水，影響了氣井的產能、最終采收率和穩定供氣。為了維持穩定供氣，通過對氣井的合理管理，減輕出黑油對氣田所造成的不利影響，并且通過排液采氣提高天然氣采收率和底油的動用程度。目前該氣田天然氣采出程度已超過60%，并且日產氣量在5×104m3左右，仍在維持穩定供氣，氣田總體開發效果較好[4-5]。

圖2 JW凝析氣田過井剖面圖

這種帶油環凝析氣藏的開發主要具有2個特點：①相態復雜，凝析油會在儲層中反凝析而損失在地下，同時凝析油引起“液鎖”現象也有可能造成氣井產能下降；②氣井可能會受到邊底油/水的干擾，引起井底積液問題而造成產能嚴重下降。

2.2 開發技術與提高采收率技術

凝析氣藏在開發過程中會發生復雜的物理化學相變，開發機理復雜、開發難度大；開發過程中的液相傷害、天然氣水合物堵塞、井筒積液、氣竄等都有可能影響氣井產能與凝析油采收率。凝析氣藏的開發需要綜合考慮地質條件、氣藏類型、凝析油含量與經濟指標等多個方面的因素。對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壓力以下，以避免大量凝析油損失在地層中，同時對有邊底水的凝析氣藏還要防止邊底水的侵入?？紤]到經濟性，目前海上凝析氣藏開發仍以衰竭開發方式為主，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技術研究，并計劃在BZN等高含凝析油氣田開展礦場實踐。

2.2.1 動態配產分類管理

根據氣田的物性特點、動用程度及壓降規律等分區域、分階段制訂動態配產策略，推進氣藏均衡開發：①高產氣井生產穩定、壓力充足，開井時率和氣井利用率高，采取控制壓降速率配產策略，在供氣量較低時降低配產，嚴格控制生產壓差，當氣量大幅度增加時，可以適當提高產量以保證用戶需求，能夠在短時間內起到快速調峰的作用；②低產氣井產氣攜液能力逐漸下降，容易導致井筒積液，可以采取提產帶油配產策略，確保其依靠自身能量正常生產，延長氣井連續生產時間；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策略，通過適當關井并根據壓力恢復情況間歇性生產。

2.2.2 帶油環凝析氣藏開發技術

JW凝析氣田為帶邊底油/水的凝析氣藏，隨著氣井生產時間的增長，位于邊部的氣井和裂縫型地層的底油氣井陸續見黑油，部分氣井見水。出黑油未出水的氣井雖然產能下降，但不會有停噴的危險。正常情況下，隨著開采時間的增長，凝析氣藏氣油比呈穩定上升趨勢，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使氣井的產能嚴重下降。因此氣井出黑油后只能適當放大生產壓差，從而達到最小攜液產量，保持氣井的正常生產。

圖3 S4井日產氣/油動態曲線圖

2.2.3 注氣提高采收率技術

2019年渤海中部海域發現了BZN凝析氣田，目前已探明天然氣地質儲量約2 000×108m3，開發潛力巨大。該氣藏凝析油含量較高（約711 g/m3），同時又富含CO2；計劃將該氣藏產出的CO2分離后進行回注，一方面可以通過循環注氣，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，技術上較為經濟可行。

關于海上凝析氣田開發，已經獲得了以下認識：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最有效的方式； ②將壓力保持在露點以上開采，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），可通過循環注產出氣來保持地層壓力；③采用水平井開發凝析氣田，不但可以提高單井產量，而且還可以提高整個油氣田的油氣采收率。

3 低滲透氣藏

3.1 開發特征

近年來，在海上勘探發現了大量的深部低滲透致密氣藏。該類氣藏埋深多超過3 000 m，而且隨著埋深的增加，低滲透氣藏天然氣儲量規模越來越大。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氣田群為例來說明海上低滲透氣藏開發的特征。

WCN氣田處于南海西部海域內，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，主要沉積環境為扇三角洲；氣藏中部埋深約為3 700 m，是一個受斷層封閉的斷鼻構造。珠海組整體發育的儲層巖石類型主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖；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—特低滲儲層；氣藏為正常溫度壓力系統，天然氣相對密度約為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氣田群開發井型為定向井和水平井，依靠天然能量開發。2018年投入開發后，部分井由于儲層物性差、產水量大等原因鉆后產能未達預期效果，定向井初期產氣量約3×104m3/d，水平井初期產量介于10×104～30×104m3/d。截至2020年12月31日，WCN氣田群平均日產氣量約為80×104m3、日產凝析油200 m3，氣田采出程度為9.51%。

3.2 開發技術與提高采收率技術

海上低滲透—超低滲透油氣藏自然產能較低，需要實施一定的儲層改造措施來釋放油氣井產能。

3.2.1 酸化技術

抗高溫完井產能釋放液產能釋放增產技術應用于海上低滲透油氣藏，取得了良好的解堵增產效果?？垢邷禺a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口定向井成功應用了抗高溫完井產能釋放液體系，其中X3H水平井共使用30 m3抗高溫完井產能釋放液，測試時該井的最高產氣量達到了46.9×104m3/d，是配產量的1.68倍，達到了良好的完井增產效果，常規酸化解堵產能釋放增產技術成為海上低滲透—超低滲透油氣藏的首要選擇。

3.2.2 水平井技術

針對WCN氣田儲層低孔隙度、低滲透率特點，沿用常規直井對付氣田開發產量低、產量遞減快等問題的辦法，采用較大規模的水平井技術進行開發，以獲得較高的產能、提升氣藏綜合開發效果，水平段長度一般約為1 200 m，現場應用取得了良好的開發效果，水平井的日產氣量可達定向井的3～5倍，如圖4所示。

圖4 直井（左）與水平井（右）生產曲線對比圖

3.2.3 壓裂技術

海上油氣田受到完井方式、作業空間以及施工成本等因素的限制，無法擺放大量的壓裂裝備，壓裂材料的連續供應也存在著巨大的挑戰，無法將陸地成功壓裂經驗直接照搬應用于海上。海上低滲透氣藏的增產手段主要依靠酸化解堵、水平井技術以及小規模壓裂技術。2008年11月，為了提高單井產量和改善開發效果，對TW氣田AF井進行了加砂壓裂試驗，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，累計用液量為250 m3，停泵壓力為12 MPa。經計量，壓裂后AF井天然氣產量從壓前的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效果。

圖5 TW氣田AF井壓裂前后油氣水產量變化圖

4 邊底水氣藏

海上在生產氣田多數為邊水或底水驅動，常規邊底水氣藏儲層巖石類型以砂巖為主，儲層滲透性基本為中高滲，壓力系統以正常壓力梯度為主。

4.1 開發特征及存在的問題

以YCT氣田為例來說明海上邊底水氣田開發的特征及所存在的問題。該氣田發育3套含氣層，沉積環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變[13]。氣藏氣水分布受構造、地層和巖性的控制，從氣、水分布位置劃分應屬于邊水氣藏，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—中孔高滲儲層[13-14]。YCT氣田自1996年正式投入生產以來，采用衰竭式開發，投產初期單井日產氣量介于150×104～200×104m3，氣田生產能力旺盛。生產過程中，水淹問題比較明顯，自2011年進入產量遞減期以來，過半生產井見水，生產形勢嚴峻。截至目前，氣田采出程度達70.2%（圖6）。YCT氣田是南海西部海域投產的第一個氣田。針對該氣田動靜態儲量差異大、見水明顯、壓力下降快等問題，綜合分析影響氣藏采收率的主要因素，提出考慮儲量動靜比影響，對水驅氣藏采收率標定方法進行改進，利用改進后方法計算得到的YCT氣田標定采收率為 79%。

圖6 YCT氣田生產曲線圖

4.2 開發技術與提高采收率技術

中高滲邊底水驅氣藏開發過程中面臨的主要問題就是氣井出水問題。由于海上氣田采氣速度普遍較高。因此，不少邊底水驅氣藏在采出程度較低的時候就已見水，如DFO、LDS、LWT、CXN等氣藏均已見水。根據海上氣藏開發特點及現場經驗，認為海上中高滲邊底水驅氣藏開發技術上應以控水和降壓開采為主，具體可以從以下3個方面開展工作。

1）加強排水采氣工藝研究，做好氣田出水井的綜合治理，延長老氣田的經濟壽命。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化、電潛泵排水采氣、分層卡水等方面，取得了一定的實施效果。例如YCT氣田采取綜合治水工藝措施，減弱水侵強度。針對YCT氣田見水的情況，分別從控水、排水、降低水傷害等角度進行綜合治水，通過對7口井實施治水措施后，合計增氣150.2×104m3/d。

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

3）層系優化，適時調整開發層系。強化對于儲層的認識，根據生產動態及時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，適時進行開發層系調整，提升邊底水氣田的開發效果。例如YCT氣田針對縱向連通性差的問題，對原先射開上部層位的3口井下部地層進行了補射孔作業，補孔實施后，壓力梯度測試表明井筒壓力明顯上升，表明產層下部儲量得到了充分動用。通過完善開發井網，氣田儲量得以充分動用。

5 高溫高壓含CO2氣藏

5.1 開發特征及存在的問題

近年在南海西部發現了大量的高溫高壓天然氣藏，其發現與開發給南海西部天然氣增儲上產帶來了重大機遇。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井區上中新統黃流組氣藏為例，該氣田位于南海北部鶯歌海海域，距海南省鶯歌海鎮約100 km，海水深度約67 m。下面以中深層黃流組FT井區氣藏為例，介紹該類氣藏的特色開發技術，其構造中心部位為DFO氣田構造的斷裂復雜帶，目的層皆位于背斜構造翼部，主要受構造和巖性的控制，縱向上含氣層位多，具有多套氣水系統；驅動類型為高溫高壓的彈性弱邊水驅動；其儲層表現為中孔低滲的特征，孔隙度平均值為18%，滲透率平均為7 mD。地層壓力系數介于1.88～2.00，屬于異常高壓系統，儲層壓力約52 MPa，溫度約135 ℃。天然氣探明地質儲量近100×108m3。中深層黃流組FT井區氣藏普遍含CO2，其含量介于15%～75%，凝析油性質較好。依托該氣田現有的設施，新建1座井口平臺F平臺， 于2015年5月投產，采用自噴的方式開采，依靠天然能量衰竭式開發。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，其天然氣開發過程中存在著以下挑戰[15-17]：

1）海上“雙高”氣藏溫度高達200 ℃，泥漿密度值超過2.0 g/cm3，具有高投入、高技術含量和高風險的特征，普遍存在著鉆井事故多、作業周期長、費用高的現象。對生產井來說，還要面對長期生產的井筒完整性難題，給油氣生產帶來了巨大的安全隱患。

2）高溫高壓高含CO2造成對于流體滲流機理認識不清、關鍵參數評價難度大等不利因素，測試費用高、測試成功率低，從測試、理論公式計算求取氣井產能難度較大。

3）DFO氣田CO2組分含量超過30%，給氣井生產管柱、平臺工藝系統和海底管線的安全生產都帶來了隱患；同時由于儲層非均質性強及斷層分割，不同氣井天然氣組分含量差異大，但下游用戶對天然氣組分含量的穩定性要求又較高，使得高烴井生產負荷重、壓力下降快、區塊生產不均衡、氣田動用程度不均。

5.2 開發技術與提高采收率技術

5.2.1 勘探開發技術

針對上述挑戰，中國海洋石油集團有限公司（以下簡稱中海油）致力于“雙高”氣藏勘探開發技術的研究與重點攻關工作，主要理論和技術創新包括：高溫高壓油氣成藏模式及有利勘探區塊識別技術、高溫高壓氣藏精確地層壓力預監測技術、高溫高壓氣藏鉆井液和儲層保護技術、高溫高壓氣藏固井技術、高溫高壓氣藏完井工藝及特殊工藝技術等，系統掌握并通過實踐積累了較為完整的海上高溫高壓氣藏勘探開發配套技術。

5.2.2 產能評價技術

南海西部海域是海上高溫高壓氣藏的主要分布區，其測試費用高、測試成功率低，通過測試獲取氣井產能難度大。針對南海西部高溫高壓高CO2氣藏的特征，重點考慮儲層應力敏感效應、CO2含量、氣井表皮系數等參數對氣井產能的影響，建立南海西部區域產能預測技術；形成了以高溫高壓氣藏儲層非均質精細表征技術、高溫高壓氣藏產能及動儲量評價技術為核心的高溫高壓氣藏開發技術系列，有效地推動了東方氣田群高溫高壓氣藏的開發，積累了寶貴的海上高溫高壓氣田開發經驗（圖7）。

圖7 南海高溫高壓氣井區域產能預測圖版

5.2.3 高含CO2氣藏的動態優化配產及管材防腐技術

由于海上氣田實現聯網生產，復雜組分氣藏的氣井產能、組分均有差異，要制訂復雜組分氣藏天然氣最優化的交錯單井配產方案、實現供氣量最大化，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鍵生產設施的處理能力以及下游不同用戶對供氣量和供氣組分的不同需求，進而實現動態優化配產。

氣田生產防腐在材質選擇上既要考慮成本，又要考慮材料的可靠性，突出防腐的重點對象，對高含CO2區塊的氣井管柱和主工藝系統管線材料盡量滿足防腐蝕的要求，定期進行巡檢和測試，防止因腐蝕引起的安全事故的發生。

5.2.4 提高氣田采收率潛力及技術攻關方向

中海油目前已發現的高溫高壓天然氣儲量超過1 000×108m3，中國巨大的能源需求量需要海上氣田開發技術的突破。根據研究分析，針對高溫高壓氣藏提出了4個技術攻關方向：①工藝優化技術；②材料防腐技術；③溫壓監測技術；④井下流量監測技術。通過攻關實踐，在整體加密與綜合調整的基礎上，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題

當前，深海油氣逐漸成為我國油氣資源勘探開發的重點領域與方向。對深海油氣資源加大勘探開發力度，是未來油氣增儲上產的關鍵，對于保障我國能源供應安全具有重大的意義。20 世紀末至 21 世紀初，我國曾與國外兩次合作勘探南海鶯瓊盆地深水區，但均未取得成功。在堅持自主創新、精細勘探與深化研究的基礎上，經過近 10 年反復探究和摸索，中海油落實了南海LSS區塊含油氣構造。2014年發現了儲量超過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，主要發育厚層限制性低—中彎度濁積水道復合體；主要含氣層位為上中新統黃流組，埋深約3 000 m，屬于高孔高滲儲層；該氣藏含有多套氣水系統，但水體能量不大。主要目的層黃流組地層平均壓力約39 MPa，壓力系數約為1.2，屬正常溫壓系統，天然氣組分中純烴含量超過98%。該氣田為常溫常壓條件下的高孔高滲高烴高產的優質大型深水氣田。

我國深水氣田開發起步較晚，由于深水氣田開發技術難度高、風險大、費用高，在深水氣田開發方面還面臨諸多挑戰，包括但不限于：①深水陸坡環境條件復雜，存在著臺風、內波、滑塌等淺層地質災害風險；②復雜的油氣藏特性（高溫、高壓）和低溫的深水環境的不利影響；③深水開發鉆完井日費高，水深增加使完井作業難度和風險加劇，易生成天然氣水合物，隔水管及井筒清潔難度大;④深水遠距離混輸中流動安全保障面臨著巨大的挑戰[18-19]。

6.2 “深海一號”能源站建設與創新

面對LSS超深水氣田開發的挑戰，中海油研發團隊堅持創新導向，一方面全面對標國際上典型深水氣田的開發模式、技術方案、建設實踐經驗與教訓，另一方面充分調研、了解國內建造資源并進行定制化設計，以期大幅度降低工程投入，帶動國內產業鏈發展，最終創造性提出在深水區部署一座帶立柱儲油功能的半潛式生產儲卸油平臺進行氣田開發的模式（圖8）。

圖8 “深海一號”氣田開發項目樞紐示意圖

“深海一號”大氣田于2021年6月成功投產，是我國首個自主發現和勘探開發的超深水大氣田，首次采取“半潛式生產儲卸油平臺+水下生產系統+海底管道”的全海式開發模式，通過自主設計、優化組織與管理、強化技術攻關與創新，成功建造了全球首座10萬噸級深水半潛式生產/儲卸油平臺——“深海一號”能源站。在其工程設計過程中取得了多項重大技術創新，包括：①半潛式深水多立柱生產儲卸油平臺理論研究方法和設計技術；②陸地建造中首創的世界最大噸級開口結構物預斜回正荷載橫向轉移技術；③萬噸級超大結構物大變形半漂浮精準合攏技術。這些技術的創立和成功應用，豐富了我國現有深水油氣田開發工程裝備的核心技術體系，可以為我國今后深水油氣田開發提供有力的支撐和借鑒。

“深海一號”大氣田的成功開發，標志著中國海洋石油工業勘探開發和生產能力實現了從 300 m 水深到 1 500 m超深水的歷史性跨越，使我國海洋石油勘探開發能力全面進入“超深水時代”[18-20]。該氣田投產后，使中海油在南海的天然氣生產供應能力提升到每年1.3×1010m3以上，相當于海南省全年用氣量的2.6倍，成為南海新的能源中心，對于保障國家能源安全、改善能源結構、推進能源轉型、助力實現“雙碳”目標，都具有重要的推動和促進作用。

7 結論

1）結合典型實例，系統總結了我國在海上凝析氣藏、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技術與提高采收率技術進展情況與應用效果。

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

3）針對邊底水氣藏水淹問題，采取補孔措施、完善井網、適時降低井口壓力，并且采取控水、排水、降低水傷害等措施，可以在保持氣田穩產的同時改善氣田開發效果。

4）我國在海上高溫高壓含CO2氣藏開發方面取得的高溫高壓氣藏地層壓力檢測、鉆完井、產能評價等技術突破，推動了我國海上大型高溫高壓氣田的高效開發。

5）我國深水氣藏開發方面研發出的世界首例深水十萬噸級生產/儲卸油半潛平臺的開發模式，支撐了我國油氣勘探開發向南海深處進軍，也為全球類似氣田的開發積累和提供了寶貴的經驗。