崖城13-1气田高效开发策略与实践*

姜 平 王雯娟 陈 健 吕新东

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

崖城13-1气田高效开发策略与实践*

姜 平 王雯娟 陈 健 吕新东

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

崖城13-1气田是我国首个海上气田，也是南海西部海域第一个发现和对外合作开发的高产大气田。通过对该气田20年开发过程中挑战对策及开发经验进行系统的思考回顾，总结探索出了指导崖城13-1气田高效开发的技术策略：①整体部署、分步实施的开发策略贯穿全程，少井高产的开发理念以及各开发阶段因时而异的开发技术政策引领高效开发；②开发阶段滚动调整、均衡开采，以准确认识气田为前提，合理挖潜气田，确保稳定供气；③多专业结合，研究技术配套，开展储层精细描述技术和见水综合评价，并实施降压生产技术，以减缓气田产量递减、提高气田采收率。高效开发策略与技术的成功实践使崖城13-1气田保持了16年的稳定生产，高峰年产气量达到35.5亿m3，为南海西部地区万亿m3大气区的建设奠定了基础，对后续其他海上气田的开发有重要的指导和借鉴作用。

崖城13-1气田；高效开发；开发策略；开发实践

崖城13-1气田是我国首个海上气田，也是南海西部海域第一个发现和对外合作开发的高产大气田。该气田自1996年投产以来，一直肩负着向香港特别行政区和海南省供气的任务[1]，为回归后的香港稳定供电和保持香港的繁荣发展作出了贡献，并为海南省的经济发展注入了动力。

崖城13-1气田自投产至今已有20年的开发历程，先后经历了早期生产、中期滚动调整与稳定生产及产量递减等阶段。本文通过对该气田高效开发20年中的挑战对策及开发经验进行思考回顾，总结出指导气田开发的经济可行的技术策略和途径，力争在现有技术经济条件下延缓气田的衰竭，最大限度地提高采收率，实现气田的高效开发和经济效益最大化，并为后续海上大型气田的开发提供指导借鉴。

1 气田概况

崖城13-1气田地理上位于海南岛西南、距三亚市约100 km的南海北部海域，构造上位于琼东南盆地(图1)，所在海域水深约91 m，天然气储量近1 000亿m3，于1995年9月试生产，1996年1月1日正式投产。该气田受断层切割形成南北两块，主要储层为古近系渐新统陵水组三段(简称陵三段)砂岩，上部次要储层为渐新统陵水组二段(简称陵二段)及新近系中新统三亚组砂岩。陵三段储层为受潮汐控制的辫状河三角洲沉积，测井解释平均孔隙度12.9%，平均渗透率370 mD，属低孔中渗—中孔高渗储层。该气田属正常的温压系统，但绝对温度高，陵三段温度为176.1℃，天然气组分以甲烷为主，气柱高度大，为弹性气驱为主加局部弱边水驱气藏，其中陵三段开发井产能高，初期测试产能均大于1 000万m3/d。该气田投产20年来累产气超过500亿m3，目前采出程度接近70%。

图1 崖城13-1气田位置Fig.1 Location of YC13-1 gas field

2 制定策略，引领高效开发

2.1 整体部署、分步实施的开发策略

崖城13-1气田的开发原则是在确保正常安全执行售气合同的前提下，争取项目经济效益的最大化。为了实现投资的最大效益，确保下游长期稳定供气，采取整体部署、分步实施的开发策略，统筹考虑气田生产井的部署，合理安排平台、生产井的投产次序，使各井能同时结束开采；通过分析评价井测试结果，研究计算生产井的产能，总体开发方案(ODP)研究决定采用A、B两个平台分期投产(图2)，先开发气田北块，即第一期A平台投产，当气田生产能力不能满足合同供气要求时再开发气田南块，设计B平台建设投产。

崖城13-1气田采用衰竭方式开发，开发前期采用井口自有压力向下游输气，后期当井口压力降低到设备正常工作压力下限时，安装湿气压缩机加压处理并外输。

2.2 少井高产的开发理念

海上油气勘探开发具有高投入、高风险、高经济门槛的特点，所以少井高效是经济有效评价海上油气田的主要策略。既要少钻井，又要达到满足探明储量计算的地质认识程度[2]，力争用最少的井、最理想的投入生产最多的天然气。

崖城13-1气田充分贯彻少井高产的开发理念，利用单井产量高、气藏埋藏深、平面非均质性弱、平台控制范围大等优势，采用以平台为中心的不规则丛式井组方式布井，选取储层最发育的部位布井；避开断层以免断失气层，且确保大断块内有井控；气井平面上距离边水不小于500 m，纵向上最低气层底距离气水界面不小于50 m，既确保气井的地下产能，又有效防止边水入侵。该气田ODP方案中在气层探明含气面积45.7 km2内共布井14到15口，井距300～900 m。

2.3 因时而异的开发技术政策

国内外油气田开发实践证明，油气田开发效果不仅取决于其先天地质条件，也取决于与油藏动态相适应的开发技术政策及合理界限[3-4]。

图2 崖城13-1气田陵三段开发井位部署Fig.2 Development well deployment of YC13-1 gas field

图3 崖城13-1气田生产井与探井无阻流量Fig.3 Open flow potential of production wells and exploration wells in YC13-1 gas field

气藏开发是一个动态过程，随着开发的不断深入,气田逐步进入不同的开发阶段，展现出不同的生产特征，与之相应的技术政策也必须因时而异。作为崖城13-1气田高效开发的重要技术支柱，开发技术政策研究贯穿了气田开发的全过程，在充分认识气田的地质特点和动态特征并进行深入的开发分析后，针对气田开发存在的主要问题及潜力，提出改善气田开发效果的措施建议，并对目前阶段开发技术政策执行情况及效果进行分析，及时调整并改进。

自投产至今，崖城13-1气田各开发阶段都制订相应的开发技术政策，主要概括为：早期生产阶段实现均衡开采，增加动用程度；开发中期实施调整挖潜，保证稳产，减少动静储量差异；递减阶段寻找有利增产措施，控水降压，减缓递减，提高采收率等，并形成配套的措施计划。

3 滚动调整，均衡开采，确保稳定供气

崖城13-1气田保持了16年的稳定生产，高峰年产气量达到35.5亿m3，其高产稳产与开发过程中准确认识气藏、不断滚动调整和均衡开采息息相关。

3.1 全面系统录取资料，夯实研究基础

崖城13-1气田在评价及开发阶段都非常重视基础资料的采集，为后续研究和管理积累了大量系统准确的基础资料。

崖城13-1气田自1983年第一口探井开始，陆续对所钻评价井和生产井取心，包括5口评价井(含探井)和4口生产井，取心长度达1 020.9 m，建立了完整的储层岩心物性剖面，且开展了全面的岩心及流体分析，为地质油藏综合研究提供了大量系统的基础资料，并为气田开发后期储层伤害评价及渗流特征研究提供了物质基础。

在地震资料采集方面，该气田先后多次采集地震资料，包括1990年以前由作业者ARCO公司采集多批次二维地震测线，1992年首次开展三维地震资料采集，2001年完成第二次三维地震采集[5]。基于这些地震资料并应用多项先进技术开展了多轮构造和储层方面的研究，为气田开发挖潜及其周边目标的勘探评价提供了依据[6]。

在气藏动态监测方面，该气田投入开发后的前5年每半年测一次气藏平均地层压力，之后每年测一次地层压力，以验证地质储量的可靠程度，进而估算更可靠的可采储量。在单井产能测试方面，在稳产阶段坚持每个月都进行不同工作制度下井口产量测试，获取井口IPR曲线，了解不同产量下井口压降情况；在递减阶段同样坚持每个月不同压缩机工况下井口最大产量测试，为后续降压生产的顺利实施提供基础保障。

3.2 注重储层连通性研究，增加储量动用程度

崖城13-1气田主力储层陵三段为受潮汐控制的辫状河三角洲沉积，发育厚层稳定分布的砂砾岩体，不同级别沉积旋回中的上潮坪泥岩、潮间带泥岩和滨外—浅海相泥岩形成了隔挡层。

早期研究认为，虽然该气田大部分井各流动单元间均存在隔层，但隔层厚度差异较大、分布较不稳定，不存在大面积连续分布的泥岩隔层，因此早期投产的6口生产井射孔程度只有49.6%。

但实际生产表明，该气田储层纵向上各流动单元间的泥岩具有一定封隔性，降低了地层的垂向渗透性，抑制了流体的垂向流动，造成区块动用程度低、生产井压降比ODP预测的快。为了提高动用程度，在1998年逐步对生产井的下部产层补射孔，补射孔后效果较好，补孔井压力上升，未补孔井压降减缓；随着采气井压力降低，补孔井开始解堵，CO2含量有所变化。实践表明，补射孔增加了动用储量，提高了北块的动用程度(图4)。

生产井补射孔证实了气层各流动单元间隔挡层的影响和平面连通性好的特征，提高了开发区块的储量动用程度，使得储层下部流动单元得到更有效的动用。鉴于隔挡层对开发效果的影响，在随后的开发调整井中，射孔方案都充分考虑了隔挡层的作用。

图4 崖城13-1气田北块补孔前后动用储量对比Fig.4 Comparison of dynamic reserves before and after reperforating in north block of YC13-1 gas field

3.3 积极滚动评价调整，指导气田合理开发

崖城13-1气田开发生产过程中经历了4次较大的调整，分别为2000年的一期开发调整、2001年的后续开发调整一期、2005—2010年的后续开发调整二期以及2011年后的后续开发调整三期。

通过积极的滚动评价调整，不仅使该气田各气组各区块得到了均衡开采，还保证了气田的稳定供气，从而实现了气田的合理开发。其中，一期开发调整投产3口生产井，开发陵三段北2块、南3块，同时新开发三亚组，使得气田稳产期延长至2002年；后续开发调整一期投产2口井，开发陵三段南1块、南2块，使气田稳产至2004年；后续开发调整二期投产4口井，开发陵三段北3块、北块楔谷区及陵二段，同时实施压缩机降压，使气田稳产至2012年；后续开发调整三期投产1口井，为开发三亚组的加密调整井，并实施压缩机串联降压，实现减缓气田递减、延长稳产期的目标。

布署评价井的基本原则是用最少的井达到对油藏尽量准确的认识，并最大限度地减少开发风险[7]。崖城13-1气田在滚动开发过程中，非常重视评价井的滚动勘探，很好的实现了勘探开发一体化。投产前的5口评价井有效地认识了气藏，指导了方案的编制及开发实施；后续在2006年又钻1口评价井，落实了构造，证明了陵三段南北块具有统一的气水界面，同时证实了储层楔状体WB2不含气，及时放弃了开发WB2储层的开发设想；2009年又钻1口评价井，作为B平台开发的重要决策树，落实了陵三段南3块的构造储层，认为不具备开发潜力，及时进行方案调整，放弃了B平台的开发，有效规避了开发风险。

3.4 开展气田周边挖潜，做好产能接替

发现崖城13-1气田后，沿着崖城低凸起向周边陆续钻探多个含气构造，以期取得商业性油气发现，依托崖城13-1平台实现区域开发[8]，做好产能接替。

圈闭的落实以2001年采集的三维地震资料为基础，先后在气田周边开展有利目标评价及井位建议，筛选出崖城13-1E、崖城19-3、崖城13-4等潜力构造，其中位于崖城13-1气田东北方向10.8 km的崖城13-4构造于2002年2月钻探井YC13-6-1井，在三亚组一段发现18.3 m气层并测试，从而发现了崖城13-4气田，并于2003年向国家储委上报天然气探明储量。2010年完成崖城13-4气田总体开发方案研究，设计3口生产井，依托崖城13-1气田海上工程设施实现联合开发；2012年崖城13-4气田顺利投产，高峰日产气120万m3，年产气3.5亿m3，有效地缓解了崖城13-1气田的供气压力，实现了产能接替。

4 技术配套，减缓递减，提高气田采收率

4.1 加强储层精细描述，准确认识气藏

储层精细描述是气田进入中晚期开发阶段为改善开发效果经常采用的一种重要技术措施[9]。综合利用地质与地球物理资料，结合生产动态资料，对崖城13-1气田的沉积储层进行综合研究，依据高分辨率层序地层学理论，建立层序地层格架；综合多种资料研究沉积微相，明确陵水组沉积砂体展布规律：将陵三段由早期的5个流动单元细化为11个流动单元，将陵二段由1个流动单元细化为2个流动单元；通过岩心观察与精细描述，并结合测井及遗迹相分析，在陵二段识别出潮坪-障壁岛沉积体系(包括4个亚相、11个沉积微相),在陵三段识别出辫状河三角洲沉积体系(包括4个亚相、9个微相)；将优质储层相带分为最有利储层相带、有利储层相带及最具潜力储层相带，有效指导了气田开发中后期调整挖潜及增产措施研究。

4.2 全面深入气藏综合研究，落实可采储量

可采储量是确定油气田采收率的必要数据[10]。崖城13-1气田经历了9次深入全面的可采储量标定研究，分别为投产前1990年气田发现和1992年ODP综合研究；投产后1997年储量复算、2000年经济可采储量重算(ERR)、2004年储量核算、2005年ERR2、2006年储量套改、2010年国家资源利用调查及2013年储量核算。

每一次储量综合评价都是在气田滚动调整后增加新资料新认识的基础上积极开展，生产井资料由早期6口井逐渐增加到15口井，应用了叠前AVO反演、时移地震技术等，采用了基于流动单元的测井储层参数精细建模技术，三维地质建模技术也由传统相建模发展为分级耦合相建模，动态地质储量研究也随着动态数据的增加由早期的物质平衡法发展为流动物质平衡法、采气曲线法等多方法的综合研究。从历次计算结果来看，随着滚动开发过程中构造及储层的进一步落实，尽管气田储量规模变化不大，但主力储层陵三段储量规模略有减少，受开发后期水侵影响采收率结果偏低，对应可采储量略有降低。

ERR是用于商务销售用途的储量研究，如果ERR复算结果低于初始ERR，则应调低日合同量，以实现目标稳产期。ERR复算值越小日合同量调减幅度越大，日合同量越高气田采出越快，经济性越好，因此ERR复算结果最终反映在气田的经济性上[11]。崖城13-1气田分别于2000年、2005年2次启动ERR，在ERR研究基础上重新确定了新的合同售气量。

4.3 开展见水综合评价，有效防水控水

崖城13-1气田气水关系较为复杂，既存在统一的边水，也存在孤立水体及层间水。研究表明，随着天然气的开采和地层压力的下降，边底水逐渐侵入到原来的含气区域，储层的含气饱和度降低，从而使气相有效渗透率降低，最终影响气藏的正常生产；另外，产水也会使管柱内的阻力损失和气藏的能量损失显著增大，从而导致气井自喷带水能力变差，甚至严重积液而水淹停喷[12]。

崖城13-1气田共有15口生产井，先后有4口生产井水淹关停，5口井不同程度见水，直接影响了气田的稳定供气，须在开发过程中及时开展见水后综合评价，并有针对性地进行防水控水。针对崖城13-1有水气藏开发特征及难点，从遇水、识水和治水等3个层次开展攻关(图5)，其中见水综合评价研究(识水)是关键。以凝析水分析、水化学分析和生产动态等资料为基础，综合水样分析、测井解释、产出剖面解释、出水动态分析等技术，形成了一套综合见水类型判断技术，并结合水侵机理及水侵模式分析对气井出水类型及出水规律进行划分预测，形成了一套系统的气田出水识别和见水规律分析技术体系；同时开展了气藏水侵识别、水侵量计算、水体大小计算、水体活跃程度评价等定量的水体评价研究，结合气藏水侵规律研究对气藏水侵动态特征进行了整体认识，为开展气田出水后潜力分析及下步治水措施的论证与实施提供了技术支撑。

图5 崖城13-1气田见水综合评价技术Fig.5 Comprehensive water breakthrough evaluation technology for YC13-1 gas field

通过对崖城13-1气田见水后综合评价预测，认为气田水体能量较弱，见水后剩余天然气可采储量较大，仍有潜力，进而提出对应的防水治水策略与措施，实施后增气效果显著。

4.4 实施降压生产技术，提高气田采收率

根据气井井口流动压力和输气压力的关系，衰竭式开采气田的开发一般分为3个阶段：初期井口流动压力大于输气压力的定产量阶段、井口流动压力等于输气压力的产量递减生产阶段、生产末期低压小产量生产阶段[13]。根据崖城13-1气田生产状况和趋势预测，早在ODP设计阶段就提出了开发后期当井口压力降低到设备正常工作压力下限时，安装湿气压缩机加压处理并外输，对气田实施降压采气措施。

通过开展压力降低后含水上升预测、气田降压后产能预测以及工程改造可行性研究，2012年崖城13-1气田成功实施了湿气压缩机降压项目，实测湿气压缩机入口压力从2.5 MPa降至1.4 MPa，有效增加了单井产气量(图6)，气田合计产量增加约78万m3/d，预计将累计增产天然气12.5亿m3，实施效果非常好。

图6 崖城13-1气田降压生产前后单井井口产气量对比Fig.6 Comparision of wellhead gas production rates before and after step-down production in YC13-1 gas field

在该气田压缩机设备的最大能力只能将井口压力降低到0.7 MPa的情况下，为了进一步降低井口回压，后续又开展了气田射流降压研究。经过油藏和工艺可行性研究、详细的方案设计，于2015年进行了项目实施。根据计算的射流降压气井增气效果，射流降压可使低产井产量增加10%左右，预计累计增产天然气1.08亿m3。若对该气田所有井进行射流降压，预测可累计增产2.35亿m3。

5 结束语

在崖城13-1气田20年的开发实践过程中，形成了一系列海上气田高效开发对策，这些开发对策的有效实施使得气田保持了16年的稳产，高峰年产气量达到35.5亿m3，累计产气量已达到540亿m3，为南海西部地区万亿m3大气区的实现奠定了基础，也为中国海油建设“海上大庆油田”作出了突出贡献，对后续其他海上气田的开发有重要的指导和借鉴作用。

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(编辑：张喜林)

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(中国)有限公司综合科研项目“海上大型砂岩气藏开发中后期综合治理及开发策略研究(编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

姜平，男，博士，教授级高级工程师，现任南海西部石油研究院院长，主要从事油气田开发研究及管理工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：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,陈健，等.崖城13-1气田高效开发策略与实践[J].中国海上油气，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