摘 要

——以樂東22-1／15-l氣田為例摘　要：鶯歌海盆地樂東氣田儲量規模中等，天然氣組分差異較大。樂東22-1氣田具有縱向跨度大、含氣面積大、儲量豐度低、主體區地震分辨率

——以樂東22-1／15-l氣田為例

摘　要：鶯歌海盆地樂東氣田儲量規模中等，天然氣組分差異較大。樂東22-1氣田具有縱向跨度大、含氣面積大、儲量豐度低、主體區地震分辨率低、儲層非均質性強等特點；樂東151氣田則主要表現為天然氣組分分布復雜。為合理利用資源，達到經濟高效開發氣田的目的，采用了以下技術措施：①用VSP空間校正速度體技術落實構造；②對儲層進行精細描述，優選井位；③合理劃分層系的開發井網，以減少層系間的相互干擾，擴大動用儲量；④采用繞絲篩管礫石充填防砂及動態監測技術，為調整開發方案提供決策依據；⑤先期試采、分期實施的開發策略，有效地降低了開發風險；⑥聯合開發與天然氣組分相互調配的開發思路，節約了開發成本，滿足了下游用戶不同的用氣需求。實際開發效果表明：針對樂東區塊這兩個氣田在開發中所面臨的主要矛盾而實施的聯合開發技術，達到了經濟高效開發氣藏的目的，為海上中小型氣田的高效開發提供了寶貴的經驗。

關鍵詞：海上氣田  中小型  開發  儲集層  精細描述  多層合采  經濟效益  策略  樂東氣田  鶯歌海盆地

An economic and efficient j oint development technology for medium and small offshore gas fields：A case study of Ledong 22-1 and l5-1 gas fields in the Yinggehai Basin

Abstract：The Ledong gas fields in the Yinggehai Basin were discovered with medium reserves of natural gas，the composition of which is in a great variety．The Ledong 22-l Gas Field is characterized by broad longitudinal span，large gas-bearing area，low abun dance of reserVes，low seismic resolution of the major region，strong heterogeneity of reservoirs，etc．，whereas the Ledong 15-l Gas Field is mainly featured by the complexity of natural gas compositions．In order to make rational use of the resources，and fo achieve the economic and efficient development of gas fields，the following technical measures were taken：adopting 3D VSP velocitv volume correction to build the structure；elaborating the reservoir and optimizing the well pattern；reasonably classifying the well network in series of strata to reduce mutual interference between series and expand the producing reserves；preventing sand by filling gravel into wire-wrapped screen with dynamic monitoring，which provides the decision basis for adj usting the development plan；taking the development strategy of conducting the trial production operation in advance and implementing in stages，effectively reducing the development risk；following the development concept featuring joint development and mutual allocation of natural gas comDositions．saving the development cost and satisfying different needs of downstream gas users．According to the actual development results，the joint development technology，specially adopted for solving major problems in developing these two gas fields in the Ledong Block，has achieved the goal of economic and efficient development of gas reservoirs，providing valuable expericnce for the efficient development of medium and small offshore gas fields．

Keywords：offshore gas field，medium and small size。development，reservoir，fine description，commingling production，economic benefit，strategy，Ledong gas fields，Yinggehai Basin

1　氣田簡況及開發難點

1．1　氣田概況

樂東氣田位于南海北部鶯歌海海域泥底辟構造帶的南端，水深94～106m，樂東22-1構造與樂東15-1構造相距20.4km。樂東22-l氣田含氣面積l50km²，樂東l5-1氣田含氣面積47km²，其地質儲量規模中等。樂東22-1氣田采用3套層系開發，主力氣組為Ql1V上、Ql1V下、Ql2Ⅲ、N2y1Ⅰ及N2y1Ⅱ，分兩期實施；樂東15-1氣田采用一套層系開發，主力氣組為Ql3Ⅱ下和N2y1Ⅲ。兩氣田采用聯合開發的方式向下游供氣。

1．2　氣田開發面臨的難點

1．2．1氣田儲量規模中等、組分差異大、單獨開發經濟性差

樂東氣田儲量規模中等，天然氣中非烴含量較高，組分差異較大。氣田的開發除鉆完井外還需新建海上生產平臺和鋪設管網，投資成本巨大，單獨開發經濟性差。因此對海上中小型氣田儲量資源如何經濟高效動用是困擾開發的難題。

1．2．2氣田縱向跨度大、含氣層段多、儲量豐度低

樂東22-1氣田縱向上涵蓋了l7個氣組(Ql1Ⅱ～N2y1Ⅱ)，氣藏埋深350～1600m，垂向跨度較大。氣田主力氣組儲量豐度(0.5～1.8)×10⁸m³／km²，有效厚度3～8m，而非主力氣組儲量豐度(0.06～0.18)×10⁸m³／km²，有效厚度小于2m，均為薄、互層，豐度較低。如何經濟有效地提高儲量動用程度，這給開發帶來了較大難度，同時由于儲層埋藏淺且疏松，也給鉆完井工程帶來了挑戰。

1．2．3氣田主體區塊處于地震模糊帶內、地震分辨率低

樂東22-1氣田淺層氣非常發育，受淺層氣的影響，地震資料成像較差，速度無法準確把握，氣田主體區塊處于地震模糊帶內，模糊帶內對構造及斷層的解釋存在多解性，因此開發井井位如何部署存在很大困難。

1．2．4氣田斷塊較多、組分分布復雜

樂東l5-1氣田被一系列放射性斷層分割成多個斷塊，每個斷塊天然氣組分差異較大，CO2具有明顯的分層分塊特點，含量l7.6％～79.7％。因此，氣田在滿足下游對組分的需求情況下，單井如何合理配產是氣田動態監測的難點之一。

2　氣田經濟高效開發技術及開發策略

根據海上氣田開發的特點，要求在開發井數相對較少、用戶用氣量和天然氣組分要求嚴格的條件下經濟、高速、高效地開發氣田。針對樂東氣田開發面臨的一系列困難，主要采用了VSP空間校正速度體技術、儲層精細描述技術、合理劃分層系井網技術、繞絲篩管礫石充填防砂技術及動態監測等技術。另外，根據樂東氣田的特點，采用了“先期試采、分期實施”的開發策略降低了開發風險，以及采用了“聯合開發、組分相互調配”的開發策略向下游供氣。通過應用這些技術與開發策略實現了氣田合理、經濟高效地開發^[1-4]。

2．1　VSP空間校正速度體技術落實構造

樂東22-1氣田的所有開發井都在地震模糊帶范圍內，其地震分辨率及信噪比較低，保真度較差，基本不能有效成像，模糊區內層位解釋存在多解性，斷層無法識別(圖1)。為了落實構造，首次采用了VSP空間校正速度體技術^[5-6]。在二維資料研究建立的速度體基礎上，利用合成地震記錄之后的VSP對速度體進行校正，校正過程為：①用井點反切原始速度體與井上VSP對比，得到各井點的平均速度校正量；②利用井點的速度誤差，在等距離的時間切片上生成平面校正網格；③在模糊區中心加入控制點，控制速度的平面趨勢；④把①～③步驟得到的速度校正量合并，進行三維網格化，得到三維校正網格；⑤用三維校正網格校正原始速度體，得到校正后的速度體(圖2)。

 

 

VSP空間校正速度體比平面校正的優勢在于時深轉換可一次性到位，由于樂東22-1氣田氣組較多且縱向距離很近，一次性校正避免了因校正問題出現的層間交叉情況。通過采用VSP空間校正速度體技術，樂東22-1氣田深度預測較為成功，各氣層鉆井深度預測誤差基本都在10m內，對模糊區內如此地震資料而言已經達到很高的預測精度。

2．2　儲層精細描述技術優選井位

樂東22-l氣田三維地震解釋與二維解釋的構造認識發生了較大變化，以N1y2Ⅰ，工氣組為例，原二維資料解釋存在“Y”形斷層，但在三維資料解釋后斷層并不存在(圖3)。另外，三維地震解釋后部分主力氣組的構造高點和幅度也發生了明顯的變化。為了減少構造對氣田開發的影響，進行了儲層精細描述，并以此來優選井位和指導隨鉆井軌跡調整，為氣田開發成功實施奠定了基礎。

 

樂東22-1氣田主物源來自北東方向的海南島，為發育在陸架濱  淺海背景下，受沉積坡折控制的灘壩復合體沉積。儲層的形成，與海平面短期快速升降、強制性海退背景下形成的4級層序有關。4級層序界面以類工型界面為主，層序結構主要表現為前積型特征，頂積層較薄(圖4)。S型疊加4級層序的頂積層可形成良好的儲集層，在沉積坡折以下多以淺海相泥巖、泥質粉砂巖為主，儲層不發育(圖5)。準確把握層序形成機制和疊加樣式^[7-8]，可以有效地預測和把握有利儲層的分布，減少儲層預測上的失誤，降低風險。通過對儲層的精細描述，刻畫有利砂體的展布，指導生產井的部署和井位優化。

 

 

2．3　合理劃分層系井網技術

2．3．1合理劃分層系減少層間干擾

樂東22-1氣田儲層為第四系樂東組和新近系鶯歌海組，從上到下依次為樂東組一段、二段、三段和鶯歌海組一段，埋深350～l600m，地層壓力4.0～16.2MPa。天然氣純烴含量樂東組相近，平均為82％，而鶯歌海組則分布較為復雜，明顯具有分區分塊性。驅動類型方面，除樂東組一段為底水驅動外，其他均為層狀邊水驅動。儲層物性上Ql1V下氣組屬中高孔高滲氣藏，其他氣組均屬中孔中低滲氣藏。儲量規模上Ql1V上、Ql1V下、Ql2Ⅲ、N2y1Ⅰ及N2y1Ⅱ氣組較大。因此，根據氣田縱向上各氣組的壓力、天然氣組分、驅動類型、儲量規模等差異，通過合理劃分層系來減少多層合采帶來的層間干擾^[9]，將氣田劃分為3套層系，圖6為氣田北塊層系劃分示意圖，上層系為Ql1Ⅱ—Ql1Ⅳ，中層系為Ql2Ⅰ—Ql3Ⅱ，下層系為N2y1Ⅰ—N2y1Ⅱ。

 

2．3．2  多層合采擴大儲量動用規模

樂東l5-1氣出被斷層分割為多個斷塊，每個斷塊天然氣組分差異較大。天然氣中N2、CO2含量較高，N2含量為3.6％～l4.6％，CO2 含量為l7.6％～79.7％，且CO2具有明顯的分層和分塊特點(圖7)。在平面上，構造南面的組分較構造北面好；縱向上同一氣組內部，高部位的組分較低部位好。為了充分動用各塊高烴地質儲量，需要在各個斷塊進行布井，但根據海上氣田開發的特點，要求開發井數相對較少。由于各氣組(Ql3Ⅱ上—N2y1Ⅲ)平面上疊合性較好，構造形態基本一致，壓力系數、物性相差不大，為了減少井數，布井考慮采用多層合采來擴大儲量動用規模^[10-13]，盡可能地選擇在高烴區塊和構造高部位布井，氣田實施后，7口生產井天然氣組分均好于預期。

 

2．4　繞絲篩管礫石充填防砂技術

樂東氣田砂巖成巖主要以壓實作用為主，目的層段時代新、埋藏淺、壓實作用弱、儲層疏松，在生產過程中儲層出砂的可能性較大，因此，所有生產井都需要防砂。樂東氣田地層中砂粒分布不均勻，地層砂不均質系數在7～10之間，且存在較多的細粉砂顆粒，泥質含量大部分在35％左右。為了保證防砂效果，采用了繞絲篩管礫石充填防砂技術，對于合采井采用了分段防砂。采用繞絲篩管礫石充填技術有效地阻止了地層骨架砂運移，滲流面積大，通過篩縫的流動阻力小，有效期長。通過礫石形成的高滲透體系有效地降低了井筒附近流體的壓力梯度，緩解了出砂趨勢和程度^[14]。礫石充填后對地層砂有較好的橋塞作用，而繞絲篩管有擋住礫石形成較好的二級擋砂屏障，實現了防砂目的。樂東氣田20口生產井實施后，通過3～4a的生產證實了采用繞絲篩管礫石充填防砂效果達到了預期。

2．5　動態監測分析技術

在氣田日常生產中，為了準確分析氣藏生產動態，需要對氣田進行動態監測。根據海上氣田開發的特殊性，在完井管柱設計時有針對性地下入井下永久式電子壓力計，以實時監測井底壓力的變化，通過全程壓力歷史準確分析氣井的污染程度、地層能量和動態儲量等參數^[15]。對于沒有井下永久式電子壓力計的井，每年通過鋼絲作業進行系統試井和生產測井，以分析氣井的產能、壓力及各層的流量剖面等動態資料。此外，通過氣田現場色譜儀、水分析儀等設備可及時分析天然氣組分、地層水性質等參數。這些信息為油藏工程師準確分析氣田生產動態提供了基礎，通過在精細地質模型下油藏數值模擬歷史擬合和動態預測，為氣田的開發調整、增產挖潛提供了決策依據。

2．6　先期試采、分期實施開發策略降低開發風險

樂東22-1氣田上層系儲量規模適中，含氣面積較大，為了允分動用地質儲量，氣田總體開發方案設計采用4口生產井開發。考慮到上層系埋深較淺，從平臺擴大鉆井范圍均勻布井難度較大，方案編制時設計利用水下井口開發。另外，由于上層系主力氣組Ql1V上，和Ql1V下儲層物性、產能及驅動類型差異大，在方案實施時采用了“先期試采、分期實施”的策略，先在平臺布署l口定向井(A13井)合采Ql1V上和Ql1V下進行試生產，根據試生產的認識指導二期方案的實施。在氣田采集三維地震資料和一期開發井實施后，發現Ql1V下氣組地質儲量有所減少，另外通過Al3井4年來的試生產認識和鉆完井技術的進步，對二期方案進行了優化，由3個水下井口方案優化為2口平臺鉆大位移水平井方案。因此，通過“先期試采、分期實施”的開發策略充分降低了由地質因素不確定性帶來的開發風險，節約了開發成本。

2．7　聯合開發、組分相互調配開發策略向下游供氣

樂東氣田儲量規模中等，天然氣中非烴含量較高，單獨開發經濟性較差，為了形成一定的開發規模，采用了“聯合開發”方式，通過聯合開發可進行天然氣組分搭配，合理利用資源。樂東氣田下游合同量為560×10⁴m³／d，其中A用戶日合同量371.4×10⁴m³／d，天然氣純烴含量大于64％，B用戶日合同量l88.6×10⁴m³／d，天然氣純烴含量大于75％。目前，樂東22-1氣田純烴含量76％左右，而樂東15-1氣田不足50％，這就要求生產管理人員對氣田各氣井進行合理配產，滿足不同用戶產量和組分的雙重要求。

圖8為樂東氣田生產曲線圖，從中可以看到樂東22-1氣田產量較高，純烴組分比較穩定，而樂東15-l氣田純烴組分有進一步惡化的趨勢，兩氣田聯合后產氣580×l0⁴m³／d，純烴含量65％，僅能滿足A用戶的需求。對于B用戶，天然氣還需要在陸上處理終端進行部分脫碳后才能滿足需求。

 

3　實踐效果分析

針對樂東氣田各白面臨的開發難點，采用了VSP空間校正速度體技術、儲層精細描述技術、合理劃分層系井網技術、繞絲篩管礫石充填防砂技術及動態監測等技術和“先期試采、分期實施”、“聯合開發、組分相互調配”開發策略。通過這些技術與開發策略的成功應用使得該氣田開發實施取得了很好的效果，實現了經濟高效聯合開發，為海上中小型氣田的高效開發提供了寶貴的經驗。主要表現在以下幾方面。

1)樂東22-1氣田開發井實施效果較好，構造深度預測相對準確，各氣層深度預測誤差基本都在10m以內，在模糊區內已經達到很高的預測精度。l3口生產井大部分部署在構造高部位、儲層厚度大、物性好、含氣性好的地方，鉆后生產井產能已超過預期。

2)樂東22-l氣田通過采用3套層系3套井網，有效地減少了多層合采帶來的層間干擾。樂東15-1氣田采用多層合采井擴大了儲量動用規模，選擇在高烴區塊和構造高部位布井，實施后7口生產井在產能和天然氣組分上均好于預期。

3)樂東氣田采用繞絲篩管礫石充填防砂，生產井實施后生產效果較好。

4)采用多種手段進行了動態監測，為氣藏生產動態分析提供了基礎。通過氣田3～4a生產動態跟蹤及分析，提出了多口調整井、補孔井、低效井儲層改造等措施，為確保氣田增產挖潛、高效開發提供了依據。

5)樂東22-1氣田通過先期試采、分期實施的開發策略充分降低了由地質因素不確定性帶來的開發風險。通過優化，氣田二期開發上層系由3口井優化為2口井，減少了開發井數，節約了開發成本。

6)通過聯合開發，有效地帶動了邊際氣田的開發，合理地利用了地質資源。樂東氣田采用聯合開發組分相互調配，滿足了下游不同用戶的用氣需求。

4　結論

1)VSP空間校正速度體技術和儲層精細描述技術為模糊區落實構造、加深地質認識、井位優化等有重要指導作用，是氣田成功開發的基礎。

2)根據海上氣田的開發特點，采用合理劃分層系劃分井網技術可有效地提高儲量動用程度。

3)對于疏松儲層，采用繞絲篩管礫石充填防砂技術可有效地阻止地層出砂。

4)氣藏動態監測分析技術，可為氣藏增產挖潛、高效合理開發提供依據。

5)通過采用先期試采、分期實施開發策略可有效地降低了由地質因素不確定性帶來的開發風險。

6)對于中小型氣田，采用聯合開發技術可合理地利用資源，提高經濟效益。

總體來說，樂東氣田經濟高效聯合開發取得了很好的效果，為海上類似中小型氣田的高效開發提供了寶貴的經驗。

 

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本文作者：姜平  薛國慶  成濤

作者單位：中國地質大學(武漢)

  中海石油(中國)有限公司湛江分公司