南海东部海域油田开发模式的创新与应用实践

闫正和 罗东红 许庆华

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

南海东部海域油田开发模式的创新与应用实践

闫正和 罗东红 许庆华

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

根据油田地质特征、储量规模、地理位置和海洋环境,对南海东部海域20多年来陆续实施的大中型油田独立开发、油田群联合开发和小型油田依托开发模式的创新与应用实践进行了总结,并概括出了“水下井口+单体船”独立开发、“水下井口+浮式生产平台+油轮”独立开发、水下井口依托开发、大位移井依托开发和无人简易平台依托开发等创新模式的海洋工程应对策略,为其他海域开发边际油田和小型卫星油田提供了可借鉴的经验。

南海东部;大中型油田独立开发模式;油田群联合开发模式;小型油田依托开发模式

南海东部海域多数油田地质条件相对较好,构造简单完整,储层物性和油品性质较好,产能高,储层连通性好,水体天然能量充足[1-2],因而开发难度相对较小,这在一定程度上降低了对海洋工程设施的要求。但是,随着勘探程度的逐步深入,所发现油田储量规模不同,投产后生产规模大小不一,而且油田分布相对零散,油田所在海域地理条件十分恶劣,水深相对较深(100～330 m之间),台风多,水流和浪涌情况复杂,这大大地增加了海洋工程设施的设计要求和开发投资,致使许多油田经济效益边际或无独立开发经济效益。因此,如何解放思想,选择与天然因素和自然条件(诸如地质条件、生产规模、地理位置和海洋环境等)相适应的,与钻采工艺相配套的,且满足海洋石油高速开采和快速回收投资要求的海洋石油工程设施及其组合,对于南海东部油田的开发效果和经济效益影响重大,也对整个油区产量接替和维持高产稳产至关重要。当然,创新开发模式来开发和动用储量规模不一、地理条件不同的油田,这也是南海石油人孜孜以求并不断为之奋斗的目标。

20多年来,通过不断地调查研究和探索实践[3-7],根据油田地质特征、储量规模以及地理位置和海洋环境不同,在南海东部海域油田开发中采取了相应的工程应对策略,先后配套组合了多种海洋石油工程设施,陆续实施了大中型油田独立开发、油田群联合开发和小型油田依托开发等3种主模式,其中创新了多种子模式,包括“水下井口+单体船”独立开发、“水下井口+浮式生产平台+油轮”独立开发、水下井口依托开发、大位移井依托开发和无人简易平台依托开发等,均取得了良好的经济效益和开发效果。本文是对南海东部海域油田开发模式创新与应用实践的总结,概括出了各种开发模式的海洋工程应对策略,为其他海域边际油田和小型卫星油田开发提供了借鉴经验。

1 大中型油田独立开发模式

在南海东部海域储量规模超过2 000万m3的大中型油田,当地理位置比较孤立时,一般采用独立开发模式。根据具体的应对工程设施和采油技术的不同,独立开发模式又可以细分为3种开发子模式,分别是“固定综合平台+油轮”子模式(简称为“DPP +FPSO”子模式)、“水下井口+单体船”子模式(简称为“SPS+FPSO”子模式)和“水下井口+浮式生产系统+油轮”子模式(简称为“SPS+FPS+FPSO”子模式)。其中,“DPP+FPSO”子模式属于传统和常规的海上油田开发模式,而“SPS+FPSO”和“SPS+FPS+FPSO”子模式则属于海上油田开发模式上的创新。

1.1 “DPP+FPSO”子模式

在南海东部海域早期发现和投产的油田地理位置相对比较孤立,海水深度不超过150 m,一般采用“DPP+FPSO”开发子模式。这种子模式的工程应对策略是采用由具有钻井和生产处理功能的固定综合平台、具有生产储油卸油功能的油轮以及单点系泊系统和海管组成的海洋工程设施,其中固定综合平台包括导管架及桩腿、平台甲板、生产设施、钻机、天然气压缩系统、消防系统、公用设施及生活模块,它集钻修设施、生产处理设施和生活设施于一体,投资规模较大。该子模式具有如下主要功能和特点:

1)可以钻开发井,因此不需要动用钻井船进行预钻井,大大降低了开发投资;

2)可以钻调整井,因此有助于改善油田的开发效果,并降低资本性投资;

3)可以进行修井以及其他各种增产作业和资料录取作业,降低了操作费;

4)可以进行油水分离和计量,降低了油轮的开发投资;

5)可以作为主设施带动周边卫星小油田的开发和动用。

在南海东部海域,采取这种子模式开发的油田主要是陆丰13-1油田和西江23-1油田,分别动用地质储量2 000万～2 200万m3,截至2011年底累计采油已超过1 800万m3。这2个油田在开发早期因其地理位置孤立,周边无联合开发的其他油田,开发评价均有独立开发经济效益,因此采取了“DPP+ FPSO”开发子模式。后来由于周边勘探开发规模的不断扩大,这2个油田也发展成为与周边的新油田进行联合开发的模式,为南海东部油区早期快速建产发挥了重要作用。

1.2 “SPS+FPS+FPSO”子模式

“SPS+FPS+FPSO”子模式在流花11-1油田的成功应用是中国海上油田开发模式的首创,其开发模式示意图见图1。

图1 流花11-1油田“SPS+FPS+FPSO”开发子模式示意图

流花11-1油田是当前中国海上最大的生物礁滩稠油油田[5],位于南海东沙群岛西北侧,水深305 m,具有海况恶劣、含油面积大、储量可观、埋藏浅和油藏地质结构复杂的特点。经过长达6年的前期可行性研究和模拟实验反复论证后,在广泛研究对比了国际海上油田开发所应用的先进的工程技术后,评价、筛选出了“SPS+FPS+FPSO”的工程设计方案,建立了一套独创的开发系统,找到了一条适合开发流花油田并能够保证其经济效益的最佳途径。这种子模式一般应用于开发难度大、海水较深、用常规开发模式无经济效益的油田。

“SPS+FPS+FPSO”子模式是以两大浮体结构(FPS、FPSO)作为生产主体,配合使用一系列深水技术,将诸多世界领先的工艺技术经过实用性改造后组合在一个油田上使用,这在世界海洋油田开发尚属首例。在流花11-1油田采用的主要新技术创下当时7项世界第一:首次全水平井深水开采海洋油田;首次使用水下卧式采油树井口装置;首次在水下井口系统中应用电潜泵采油;首次在民用工业中应用深水湿式电接头技术;首次应用水下跨接管连接技术;首次采用既独立又集中的多功能液压系统,在浮式生产平台上控制水下井口;首个无人潜水作业的油田,所有水下作业全部由高性能的遥控潜水器(ROV)承担。

流花11-1油田的开发中“SPS+FPS+FPSO”独立开发子模式的创新与实践,为中国近海大型整装的深水边际油田的开发动用提供了宝贵经验,对中国海油加速深水能源开发、向国际深海石油市场进军具有重要推动作用。

1.3 “SPS+FPSO”子模式

“SPS+FPSO”子模式是一种简化的开发模式,一般应用于开发难度大、海水较深、用常规开发模式无经济效益的油田。该开发模式在南海东部边际油田陆丰22-1油田首先使用(图2),成功动用地质储量近2 000万m3,截至2011年底累计采油已超过670万m3。

陆丰22-1油田是一个块状底水油藏,构造复杂,油田内部小断层发育,开发难度大[4];同时,它位于海况恶劣的深水区(水深333 m),热带气旋(热带风暴或台风)和季风及内波流所形成的大风、大浪和强流传至油田海区,对油田设施和油田正常生产都会产生明显的影响,工程造价高,经济效益边际。该深水边际油田的作业者经过三易其主,先后与中方开展了3次开发评价,最终创造性地确定了中国海上乃至世界海洋石油的新开发模式:

1)全部采用水平井开发,水平井段较长(最长2 060 m),5口水平井控制11.5 km2近2 000万m3原始石油地质储量;

2)天然水驱,水下井口和水下泥线增压泵采油(在海底330m处举升),其中水下泥线增压泵为世界海洋石油开发中的首次使用;

3)高速开采,高峰采油速度8%,单井日产油最高达3 800 m3;

4)以FPSO、单点系泊系统为主要工程设施,节省了近50%的投资费用。

陆丰22-1油田的开发,开创了中国深水海域、海况恶劣、地质情况复杂、用单体船成功开发一个油层最厚仅42 m的砂岩底水油藏的先例,取得了预期的开发效果和经济效益,为近海独立开发经济效益差、又远离已开发生产设施的边际油田提供了宝贵经验。

图2 陆丰22-1油田“SPS+FPSO”开发子模式示意图

2 油田群联合开发模式

油田群联合开发模式是指把2个或2个以上的地理位置相邻的油田“捆绑”在一起,共享部分海上设施一起进行开发和生产,其工程应对策略为每个油田各自建立一座平台,一起共享一艘油轮。根据各油田的储量规模的大小不同,这种模式又可分为“强强联合”型、“强弱联合”型和“弱弱联合”型。所谓“强”,指的是具有独立开发经济效益的大中型油田;所谓“弱”,意为经济效益边际的中小型油田。而按照加入联合开发时间先后不同,联合开发又可以分为“滚动”型和“孪生”型。“滚动”型的特点是各油气田加入联合开发的时间前后不一,但有时为了适应新油田的加入,老油田设施需要扩容、升级或改造;而“孪生”型的特点是各个油田发现时间前后相差不久,开发设计统筹考虑,整体部署,各油气田几乎同时投入开发。

目前,在南海东部海域采用联合开发模式的油田群包括惠州油田群[6](包括惠州21-1油田、惠州26-1油田和惠州19-2油田等,图3)、西江油田群(包括西江24-3油田和西江30-2油田,图4)和番禺油田群(包括番禺4-2油田和番禺5-1油田)。

图3 惠州油田群联合开发模式示意图

图4 西江油田群联合开发模式示意图

惠州油田群联合开发属于“滚动”型联合开发,截至2011年底整个油田群累计加入联合开发生产的油田已达7个,除惠州32-5和惠州26-1N油田属于水下井口依托开发模式(“SPS”子模式)、惠州19-1油田为大位移井依托开发模式(“ERW”子模式)外,其他油田均采用了“滚动”型联合开发模式。惠州21-1为第一个发现的油田,当时周边尚无其他发现,经开发评价后决定采用“简易平台(WHP)+ FPSO”独立开发模式,并于1987年向政府提交总体开发方案,但经济效益边际。1988年在与惠州21-1油田相距25 km处发现了储量规模较大的惠州26-1油田后,经快速评价后确定这2个油田实行联合开发,共用部分设施(主要是油轮),同时充分利用惠州21-1油田地下天然气资源(供动力燃料和气举采油之用),节省开发费用,提高经济效益,延长油田经济开采寿命。之后,随着勘探的不断发现,惠州32-2和惠州32-3油田、惠州19-3和惠州19-2油田分别加入到了油田群的联合开发阵容中,联合规模越“滚”越大。

西江油田群和番禺油田群联合开发属于“孪生”型联合开发,油田群中各个油田发现时间前后相差不久,且地理位置相邻,经过评价后整体设计,一次性采用联合开发,避免了因新油田的后期加入而对老油田设施的改造。

惠州油田群和西江油田群是中国海油较早采取联合开发的油田群,因共享油轮等设施,降低了开发投资,并共同分摊了操作费,使各油田的开发效益明显提升,延长了油田的开发寿命,使强者更强;同时,联合开发还降低了许多边际油田的“经济门槛”,使之也具有开发效益,使弱者变强。后期,联合开发模式与卫星小油田依托开发模式相结合(如惠州油田群中惠州32-5和惠州26-1N油田采用水下井口技术依托惠州26-1平台开发动用,西江油田群中西江24-1油田利用大位移井技术依托西江24-3平台开发动用),油田群联合开发形式进一步发展,联合规模不断扩大,带动了一大批无独立开发价值的卫星小油田和含油构造,有效地动用了地下资源。目前实现联合开发已成为南海东部海域油气田开发动用的一种主流趋势,许多早期独立开发的油田也已发展成为联合开发形式。

3 小型油田依托开发模式

小型油田依托开发模式可以称之为“以大带小”型开发模式,是指一个小型油田(一般其地质储量不超过1 000万m3)依托一个周边大油田的设施来联合开发动用。在这种开发模式中,大油田本身具有独立开发价值,已经建成综合平台和油轮,并投入了开发;而小型油田的储量规模较小,不具备独立开发价值,但因采用这种模式也可以被有效开发和动用,这为南海东部油区的产量接替起到了巨大作用。在南海东部海域,依据小油田所采取的工程应对策略不同,这种模式又可以分为“水下井口”子模式(简称“SPS”子模式)、“大位移井”子模式(简称“ERW”子模式)和“简易平台”子模式(简称“WHP”子模式)。

3.1 “SPS”子模式

“SPS”子模式是采用水下井口采油技术并依托临近的大油田设施来开发卫星油田,采用钻井船预先在小油田完成钻完井作业,然后安装水下井口和海底管线回接到大油田的综合平台上,所生产的原油在该综合平台上进行计量和处理,最后与大油田的原油混输到油轮上。

该子模式先后在流花11-1、陆丰22-1、惠州32-5和惠州26-1N油田开展了成功应用。其中,惠州32-5油田和惠州26-1N油田储量规模较小,都属于无独立开发价值的卫星油田,但通过采用水下井口技术和“以大带小”的开发模式均得以开发,是中国海上油田开发模式的首创,共动用地质储量近1 500万m3,累计采油已超过670万m3(截至2011年底)。

惠州32-5油田距惠州26-1油田3.5 km,采用3口预先钻好的水平井开发,其工程设施主要包括3套水下卧式采油树以及相应的上部设施和控制系统、3根φ152.4 mm柔性立管(作为输油管线)、1根φ101.6 mm柔性立管(作为气举供气管线)、1根八通道的电液控制管束和1根平台立管套管,所生产的原油输送到惠州26-1平台上进行处理后再输往“南海发现号”油轮,控制系统通过控制管束在惠州26-1平台上操控(图5)。惠州26-1N油田距惠州26-1油田约9 km,也采用了相同的开发技术和开发模式,其主要工程设施包括1套海底采油树、1条φ254 mm海底生产管线和1条控制缆(为海底采油树传送生产动力,在惠州26-1平台上操控)。

图5 惠州32-5油田“SPS”开发子模式示意图

惠州32-5和惠州26-1N油田之所以采用水下井口联合开发,主要是考虑到以下因素:①储量规模小,建立无人井口平台不经济;②水下井口技术当时已在流花11-1和陆丰22-1油田成功使用,技术成熟,不建平台可以节省开发投资;③利用惠州21-1油田地下天然气资源进行气举开采,可以避免修井检泵作业,节省操作费。

3.2 “ERW”子模式

“ERW”子模式是直接在已投产大油田的综合平台(DPP)上通过钻大位移井(ERW)来开发卫星油田,其井下采出液在该综合平台上经过一级处理后与大油田的原油一起通过海管外输到油轮上。通过钻大位移延伸井不仅节省了建海上钻井平台、人工岛和固定平台等开发费用,而且用大位移井代替海底井口完成井,也可节省大量设备投资。这种开发模式一般要求卫星油田距离大油田的综合平台不太远(一般不超过10 km),而且综合平台的钻井能力能满足钻大位移井的要求。

西江24-1油田是第一个采用大位移井技术开发的中国海上卫星油田,XJ24-3-A14井是第一口大位移井,当时创下了3项世界第一[5]:最大水平位移记录,全井水平位移8 062.7 m;最长裸眼井段记录, φ311.2 mm裸眼井段长5 032 m;MWD/LWD实时传输接收讯号最深记录达9 106 m。

在南海东部海域利用在已建成投产的综合平台上钻大位移井,开创了中国海上油田开发模式的又一先例,动用了一大批无独立开发经济效益的卫星油田和周边构造,包括西江24-1油田(利用西江24-3平台钻井,图6)、惠州19-1油田(利用惠州19-2平台钻井)、番禺11-6油田(利用番禺5-1平台钻井)、惠州25-4油田(利用惠州19-2平台钻井),合计动用地质储量近3 200万m3,累计采油近1 000万m3(截至2011年底)。

图6 西江24-1油田“ERW”开发子模式示意图

3.3 “WHP”子模式

“WHP”子模式是在小油田上建造一个简易的井口平台(WHP)进行开发。该简易井口平台只有修井能力而无钻井能力,只有单井计量设施而无油水处理设施,其生产液体需要通过新铺设的一条海管连接到附近已投产的大油田的综合平台上,在综合平台上对原油进行脱水脱盐处理后再通过综合平台的海管输送到现成的油轮中。采用该模式开发的油田一般储量规模较小,而且距周边油田设施相对较远(一般超过10 km)。同其他开发模式一样,它使得小油田可以经济有效开发动用,并可分摊大油田的操作费,又使老油田的经济寿命得以延长。

在南海东部海域,采取这种模式开发的小油田有陆丰13-2、惠州19-3等油田。以陆丰13-2油田为例,该油田于1988年由外方合作者发现,因其储量规模小,在当时的经济技术条件下,不具备独立开采价值,一直搁置。外方退出后,中国海油于2001年对该油田开展新一轮的开发评价,提出了依托周边老油田陆丰13-1的现有设施进行联合开发的方案:设计采用无人井口平台,所生产的油、气、水经单井计量后,利用电潜泵剩余压力,通过海底管线输送到陆丰13-1平台,进入陆丰13-2油气水处理设备;处理合格后的原油经计量后与陆丰13-1油田合格原油一起,通过现有的海底输油软管,输送至陆丰13-1储油轮(“南海盛开号”)储存和外输(图7)。这种开发模式实现了双赢,一方面带动了陆丰13-2油田的开发和动用,另一方面分摊了老油田的操作费,延长了老油田的经济开采寿命。

图7 陆丰13-2油田“WHP”开发子模式示意图

4 结束语

在南海东部海域,经过20多年的开发实践,在应用海上油田传统开发模式的基础上,面对中小型边际油田、深水复杂油田和无独立开发价值的卫星小油田或含油构造,通过引进、学习、消化和推广一批高新尖端的水平井开发技术、恶劣海况下的海洋工程技术、水下采油技术、大位移钻完井技术等,创新性地提出了多种开发模式,主要包括“水下井口+单体船”独立开发模式、“水下井口+浮式生产平台+油轮”独立开发模式、水下井口依托开发模式、大位移井依托开发模式和无人简易平台依托开发模式。同时,通过组合海洋石油工程设施,较早地实现了油田群联合开发,目前已形成惠州油田群、西江油田群、陆丰油田群、番禺油田群和流花油田群等。实践证明,多种开发模式的创新与应用,有效地动用了边际油田和无独立开发价值的卫星小油田,成功地实现了油区的产量接替,有力地保障了油区连续16年原油年产超千万方的目标。

我们有理由相信,随着油气田开发向深海区域的推进,将来还会不断地创造出更多新的开发模式。

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The innovation and application of the development models for the offshore oil fields in the eastern South China Sea

Yan Zhenghe Luo Donghong Xu Qinghua
(Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong,518067)

This paper,based on comparative analysis of geological conditions,OOIP sizes,geographical positions together with marine environment,presents the innovation and application of the development models for the offshore oil fields in the eastern South China Sea over the past twenty years,and three development models are summarized:the independent development models for stand-alone fields with medium-large OOIP,the joint development models for a group of neighbor fields and the tie-in development models for satellite fields.Especially, the strategies for marine engineering of the five innovated development sub-models are illustrated in this paper:“SPS+FPSO”sub-model for independent development of single field,“SPS+FPS+FPSO”submodel for independent development of single field,“SPS”sub-model,“ERW”sub-model and“WHP”sub-model for tie-in development of satellite fields, which provide some models and reference for the development of other offshore marginal fields and satellite fields.

the eastern South China Sea;the independent development models for stand-alone fields with medium-large OOIP;the joint development models for a group of neighbor fields;the tie-in development models for satellite fields

2013-11-21改回日期:2014-03-13

(编辑:叶秋敏)

闫正和,男,高级工程师,1988年毕业于原西安石油学院油田开发系,现主要从事油气田开发和油藏管理工作。地址:广东省深圳市蛇口工业二路1号海洋石油大厦(邮编:518067)。电话:0755-26022393。