鄧運(yùn)華 徐建永 孫立春 曹 靜 許亮斌 喻西崇 劉麗芳 張會(huì)來(lái) 朱玥珺 劉志峰

（中海油研究總院有限責(zé)任公司）

中國(guó)近海作為國(guó)內(nèi)油氣儲(chǔ)量、產(chǎn)量增長(zhǎng)的重要基地，“十二五”期間累計(jì)原油產(chǎn)量2.04×108t，累計(jì)天然氣產(chǎn)量581×108m3，為保障國(guó)家能源安全做出了重要貢獻(xiàn)。經(jīng)過(guò)50余年（1966年至今）的勘探開(kāi)發(fā)，中國(guó)近海在勘探、開(kāi)發(fā)和海洋工程方面都面臨著一系列挑戰(zhàn)。勘探方面，近海中淺層常規(guī)構(gòu)造圈閉越來(lái)越少，面積越來(lái)越小，要尋找大中型油田，必須開(kāi)辟勘探新領(lǐng)域；南海北部深水區(qū)地質(zhì)條件復(fù)雜，油氣勘探面臨沉積、生烴、圈閉、成藏等多方面地質(zhì)難題。開(kāi)發(fā)方面，中國(guó)近海已發(fā)現(xiàn)原油儲(chǔ)量中稠油占比高，海相砂巖油田多數(shù)已進(jìn)入高—特高含水期，已發(fā)現(xiàn)的大中型天然氣田主要分布在深水及高溫高壓區(qū)，持續(xù)高效開(kāi)發(fā)難度大。海洋工程方面，隨著深水開(kāi)發(fā)進(jìn)程加快，需要建立深水工程技術(shù)體系，研制深水工程裝備，解決深水工程開(kāi)發(fā)建設(shè)中的難題。

針對(duì)上述挑戰(zhàn)，“十三五”期間，中國(guó)海洋石油集團(tuán)有限公司（簡(jiǎn)稱中國(guó)海油）申請(qǐng)國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)項(xiàng)目7項(xiàng)、示范工程3項(xiàng)，聯(lián)合逾100家科研院所和企業(yè)，投入研究人員逾萬(wàn)人，培養(yǎng)勘探、開(kāi)發(fā)、鉆完井、海洋工程等領(lǐng)域?qū)＜医?000人。通過(guò)“產(chǎn)學(xué)研用”聯(lián)合攻關(guān)，取得一系列理論認(rèn)識(shí)創(chuàng)新和技術(shù)進(jìn)步?？碧椒矫妫跐撛诟粺N洼陷優(yōu)選、“油型”盆地大氣田勘探、南海中生界火山巖勘探、“匯聚脊”控制油氣富集等方面獲得創(chuàng)新性認(rèn)識(shí)，形成了同步源激發(fā)“犁式”電纜接收地震采集處理技術(shù)等；開(kāi)發(fā)方面，形成了海上常規(guī)稠油油藏水驅(qū)綜合調(diào)整及高效開(kāi)發(fā)鉆采技術(shù)、適應(yīng)多輪次吞吐與規(guī)?；姆浅Ｒ?guī)稠油油藏?zé)岵膳涮准夹g(shù)，深化并豐富了海上油田化學(xué)驅(qū)油技術(shù)；海洋工程方面，建立了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的深水油氣田開(kāi)發(fā)工程技術(shù)體系、深水工程實(shí)驗(yàn)技術(shù)體系，在深水工程材料及產(chǎn)品國(guó)產(chǎn)化、深水工程監(jiān)測(cè)系統(tǒng)等方面取得突破。

新認(rèn)識(shí)和新技術(shù)的探索與應(yīng)用，指導(dǎo)和保障了海上油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)?！笆濉逼陂g，中國(guó)海上發(fā)現(xiàn)多個(gè)大中型油氣田，新增探明油氣地質(zhì)儲(chǔ)量約15×108t油當(dāng)量，稠油采收率顯著提高，累計(jì)原油產(chǎn)量2.18×108t，累計(jì)天然氣產(chǎn)量 729×108m3；2020年，國(guó)內(nèi)原油產(chǎn)量增量的79%、天然氣產(chǎn)量增量的18%都來(lái)自中國(guó)近海。同時(shí)，中國(guó)海油自主設(shè)計(jì)并建造了世界首個(gè)帶凝析油儲(chǔ)存功能的半潛式平臺(tái)，標(biāo)志著我國(guó)已具備自主設(shè)計(jì)、建造和運(yùn)維世界級(jí)大型浮式生產(chǎn)裝備的能力及深水油氣田自主開(kāi)發(fā)能力，帶動(dòng)了中國(guó)深水工程裝備產(chǎn)業(yè)發(fā)展，提升了國(guó)家綜合競(jìng)爭(zhēng)力。

1 海上油氣勘探

“十三五”期間，面對(duì)中國(guó)海域油氣勘探難度越來(lái)越大的挑戰(zhàn)，中國(guó)海油以國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)為支撐，在海域油氣地質(zhì)理論認(rèn)識(shí)和勘探技術(shù)上取得多項(xiàng)創(chuàng)新成果。建立了近海深層湖相烴源巖大規(guī)模生氣和成藏理論，發(fā)展了近海高溫高壓天然氣成藏理論，豐富了近海新近系巖性油氣藏成藏理論，提出了南海深水區(qū)邊緣海旋回油氣成藏理論，完善了盆地邊緣富烴凹陷形成機(jī)制地質(zhì)認(rèn)識(shí)，配套形成了適用于近海獨(dú)特地質(zhì)條件的高效地震勘探技術(shù)系列。這些理論和技術(shù)的應(yīng)用，推動(dòng)在中國(guó)海域發(fā)現(xiàn)26個(gè)大中型油氣田，其中渤中19-6凝析氣田、墾利6-1油田、惠州26-6油氣田和陽(yáng)江東凹油田群是典型代表。

1.1 “油盆”找氣，發(fā)現(xiàn)渤中19-6大型凝析氣田

渤海灣盆地（海域）過(guò)去一直是以找油為主的“油型”盆地。歷年油氣發(fā)現(xiàn)中，油田占絕大多數(shù)，且主要分布在淺層[1]；中深層有中小型氣田發(fā)現(xiàn)，但分布零散。渤海尋找大型天然氣田面臨3方面挑戰(zhàn)：一是在“油型”盆地尋找大氣田，國(guó)內(nèi)外缺少可借鑒的案例；二是過(guò)去發(fā)現(xiàn)的天然氣儲(chǔ)量和規(guī)模較小，缺少大規(guī)模儲(chǔ)集體；三是渤海灣盆地5.3Ma以來(lái)晚期構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)烈，不利于天然氣保存。

中國(guó)海油依托國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)，開(kāi)展多學(xué)科“產(chǎn)學(xué)研用”聯(lián)合攻關(guān)，取得3項(xiàng)重要的油氣地質(zhì)理論和認(rèn)識(shí)創(chuàng)新，實(shí)現(xiàn)了“油型”盆地尋找大氣田的勘探突破。

1.1.1 “爆發(fā)式生氣”奠定大氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)

渤海灣盆地貢獻(xiàn)國(guó)內(nèi)每年近40%的原油產(chǎn)量。作為一個(gè)典型的“油型”盆地，傳統(tǒng)觀點(diǎn)認(rèn)為其不具備形成大氣田的條件。然而，事實(shí)并非如此。

烴源巖是生成油氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，烴源巖生油還是生氣，生成油氣量的多少，取決于烴源巖的規(guī)模、類(lèi)型和熱演化程度。在規(guī)模上，渤中凹陷發(fā)育沙三段、沙一段和東三段3套優(yōu)質(zhì)烴源巖，分布面積約為7000km2，縱向累計(jì)厚度達(dá)1500m，規(guī)?？捎^。在類(lèi)型上，烴源巖可劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 3種類(lèi)型，其中Ⅰ型（腐泥型）主要生成石油，Ⅲ型（腐殖型）主要生成天然氣，Ⅱ型（混合型）既生油也生氣；渤中凹陷的烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅱ型為主。在熱演化程度上，渤中凹陷是整個(gè)渤海灣盆地的“中心”，埋深大，且處在渤海灣地殼最薄的區(qū)域，地下熱傳導(dǎo)效率高，在“烘烤”作用下，烴源巖熱演化程度高，有利于“爆發(fā)式”生成大規(guī)模天然氣。通過(guò)模擬計(jì)算，渤中凹陷天然氣潛在資源量為（1.5～ 1.9）×1012m3，展現(xiàn)出巨大的天然氣勘探潛力。

1.1.2 “巖性—應(yīng)力—流體”三因素控制大型儲(chǔ)集體發(fā)育

研究表明，深埋古潛山是渤海天然氣勘探的重要方向。古潛山是在古老地質(zhì)歷史時(shí)期被深埋在地下的山，經(jīng)歷了漫長(zhǎng)而復(fù)雜的地質(zhì)演化過(guò)程，有的發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，有的不發(fā)育，有的局部發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。在油氣來(lái)源可靠的條件下，尋找大規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層對(duì)潛山勘探至關(guān)重要。

首次提出了渤中19-6古潛山不同于傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)中的古潛山，受“巖性—應(yīng)力—流體”三因素控制發(fā)育大型儲(chǔ)集體。巖性方面，經(jīng)區(qū)域變質(zhì)作用形成太古宇變質(zhì)花崗巖古潛山，富含長(zhǎng)石和石英，“長(zhǎng)英質(zhì)”局部含量可達(dá)91%，巖性較脆，在地質(zhì)應(yīng)力作用下易形成網(wǎng)狀裂縫，為儲(chǔ)集油氣提供了有效空間。應(yīng)力方面，該潛山歷經(jīng)多期構(gòu)造和應(yīng)力演變，并被郯廬大斷裂分支斷層切割，有利于對(duì)堅(jiān)硬巖體進(jìn)行改造，產(chǎn)生大量裂縫。流體方面，化驗(yàn)分析表明，地質(zhì)歷史時(shí)期大氣淡水的淋濾作用改善了潛山儲(chǔ)集物性，地下幔源流體和烴類(lèi)流體進(jìn)一步優(yōu)化了早期縫網(wǎng)系統(tǒng)。通過(guò)上述三因素分析，為尋找大氣田指明了方向。

1.1.3 超壓“泥被子”封蓋形成大型天然氣田

古潛山要形成大氣田，還需要良好的封蓋條件[2]。渤海地質(zhì)條件復(fù)雜，構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)烈，斷裂十分發(fā)育。天然氣屬于易揮發(fā)、易逸散流體，傳統(tǒng)觀點(diǎn)認(rèn)為受斷裂活動(dòng)影響，古潛山封蓋條件較差，難以形成大氣田。

渤中19-6古潛山之上覆蓋沙河街組和東營(yíng)組，以泥巖為主，分布廣泛。通過(guò)泥巖發(fā)育史和壓力演化史研究，發(fā)現(xiàn)約5.1Ma以來(lái)，該地區(qū)大面積快速沉降，導(dǎo)致泥巖出現(xiàn)欠壓實(shí)現(xiàn)象，地層壓力大于正常地層壓力，具有明顯的“超壓”特征。超壓泥巖封蓋能力較強(qiáng)，如同“泥被子”一樣罩住下部地層中的油氣。雖然渤中凹陷晚期斷裂活動(dòng)強(qiáng)，但只要發(fā)育有足夠大、足夠厚的超壓“泥被子”[3]，就能封蓋住油氣，形成大氣田（圖1）。

圖1 渤中19-6潛山凝析氣藏模式圖

自2016年12月鉆探第一口井以來(lái)，已證實(shí)渤中19-6是大型整裝凝析氣田，具有整體連片含氣特征，已探明含氣面積118km2，三級(jí)儲(chǔ)量（探明儲(chǔ)量、控制儲(chǔ)量和預(yù)測(cè)儲(chǔ)量）約為8×108m3油當(dāng)量，有力證實(shí)了“油型”盆地可以形成大型天然氣田。

渤中19-6大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)，開(kāi)辟了中國(guó)東部“油型”盆地尋找大氣田的新領(lǐng)域，有效緩解了中國(guó)東部天然氣供需不平衡帶來(lái)的“氣荒”，為渤海油氣繼續(xù)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)奠定了儲(chǔ)量基礎(chǔ)。

1.2 “匯聚脊”上找油氣，發(fā)現(xiàn)墾利6-1億噸級(jí)油田

一直以來(lái)，凸起區(qū)都是渤海油氣勘探的重要戰(zhàn)場(chǎng)[4]。截至2018年，渤海11個(gè)主要（低）凸起區(qū)中，已在10個(gè)凸起區(qū)發(fā)現(xiàn)20多個(gè)大型油田，萊北低凸起是其中唯一沒(méi)有油田發(fā)現(xiàn)的。萊北低凸起位于黃河口凹陷和萊州灣凹陷兩個(gè)富烴凹陷之間，具備優(yōu)越的油氣成藏條件。但自20世紀(jì)70年代末以來(lái)，雖歷經(jīng)40余年勘探，鉆探效果并不理想。萊北低凸起勘探主要存在兩方面難題：一是萊北低凸起整體為單斜背景，油氣能否大規(guī)模聚集成藏存在不確定性；二是傳統(tǒng)觀點(diǎn)認(rèn)為該區(qū)砂巖儲(chǔ)層厚度薄、規(guī)模小、砂體分散不集中，尋找大規(guī)模儲(chǔ)層難度大。

“十三五”以來(lái)，中國(guó)海油重點(diǎn)攻關(guān)淺層油氣成藏與富集規(guī)律，創(chuàng)新2項(xiàng)地質(zhì)理論認(rèn)識(shí)，指導(dǎo)發(fā)現(xiàn)了渤海迄今最大的淺層巖性油田——墾利6-1油田，終結(jié)了萊北低凸起40年無(wú)油田發(fā)現(xiàn)的歷史。

1.2.1 “匯聚脊”油氣富集理論創(chuàng)新

渤海淺部地層不生成油氣，要形成油氣藏需要深層烴源巖生成的油氣運(yùn)移到淺層圈閉中。傳統(tǒng)的油氣運(yùn)移模式主要強(qiáng)調(diào)斷層的垂向輸導(dǎo)作用，主張沿著通源斷層找油，但準(zhǔn)確率難以保障。近年來(lái)，針對(duì)淺層油氣成藏提出“匯聚脊”理論[5]，給尋找油氣富集區(qū)帶來(lái)了新思路。

凹陷中生成的油氣主要通過(guò)與生油巖大面積接觸的滲透性地質(zhì)體發(fā)生運(yùn)移，滲透性地質(zhì)體的空間組合形態(tài)決定了源外圈閉能否成藏。匯聚脊是指地下深層滲透性脊?fàn)畹刭|(zhì)體，位于有利的油氣匯聚區(qū)，通過(guò)大面積滲透層與烴源灶接觸，促使油氣長(zhǎng)期向匯聚脊匯聚。物理模擬實(shí)驗(yàn)表明，與深層匯聚脊相連的斷層能發(fā)生油氣運(yùn)移，而其他斷層難以運(yùn)移油氣。在“匯聚脊”理論的指導(dǎo)下，對(duì)萊北低凸起新生界基底進(jìn)行精細(xì)刻畫(huà)，發(fā)現(xiàn)東側(cè)長(zhǎng)軸背斜型匯聚脊和西側(cè)斷背斜型匯聚脊，為尋找油氣富集區(qū)指明了方向。

1.2.2 砂體發(fā)育演化新認(rèn)識(shí)

儲(chǔ)層是地下油氣賦存的空間和載體，儲(chǔ)層規(guī)?；旧蠜Q定了油田規(guī)模。傳統(tǒng)觀點(diǎn)認(rèn)為，渤海灣盆地明化鎮(zhèn)組下段為河流相沉積，單砂體規(guī)模小，以往發(fā)現(xiàn)的巖性砂體面積均小于5km2，難以形成大型整裝油氣田。通過(guò)古地貌、古氣候、沉積等多學(xué)科研究分析，黃河口—萊北地區(qū)在明化鎮(zhèn)組下段沉積時(shí)期為廣闊的淺水湖泊，沉積環(huán)境類(lèi)似于現(xiàn)今的鄱陽(yáng)湖，具有地形坡度極緩、水體極淺特征。受湖平面頻繁升降影響，湖盆濱岸地區(qū)發(fā)育寬闊的河—湖交互帶，砂體發(fā)育模式不同于一般河流和湖泊[6]?，F(xiàn)代沉積調(diào)研及水槽模擬實(shí)驗(yàn)表明，河—湖交互帶可發(fā)育大面積連片疊置砂體。在新的沉積模式指導(dǎo)下，萊北低凸起發(fā)現(xiàn)了上百平方千米的連片“大砂體”，摸清了油氣富集規(guī)律，終獲墾利6-1億噸級(jí)大油田。該油田儲(chǔ)量規(guī)模大、測(cè)試產(chǎn)能高，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量超1×108t，是中國(guó)海油首個(gè)以大型連片砂體為勘探目標(biāo)、渤海海域新近系儲(chǔ)量規(guī)模最大的巖性油田，開(kāi)辟了渤海淺層巖性油氣田勘探新領(lǐng)域。該發(fā)現(xiàn)是中國(guó)海油在勘探領(lǐng)域解放思想和轉(zhuǎn)變思路的成果，是“產(chǎn)學(xué)研用”結(jié)合下地質(zhì)理論創(chuàng)新和勘探實(shí)踐相結(jié)合的典范。

1.3 突破“短風(fēng)化”古潛山勘探難題，發(fā)現(xiàn)惠州26-6油氣田

南海東部油田是我國(guó)重要的海上油氣生產(chǎn)基地，已建成恩平油田群、惠州油田群、西江油田群、陸豐油田群等油田群。隨著勘探開(kāi)發(fā)不斷深入，包括惠州凹陷在內(nèi)的多個(gè)凹陷勘探程度越來(lái)越高，勘探對(duì)象越來(lái)越復(fù)雜，勘探難度越來(lái)越大[7-8]。南海東部勘探發(fā)現(xiàn)以新生界成藏組合為主，現(xiàn)有油田產(chǎn)量遞減快、生產(chǎn)設(shè)施老化等問(wèn)題逐漸暴露，亟須開(kāi)辟新領(lǐng)域，尋找新的接替儲(chǔ)量。

1980年以來(lái)，南海東部中生界古潛山歷經(jīng)多輪勘探，均未獲得商業(yè)儲(chǔ)量。業(yè)界普遍認(rèn)為該區(qū)古潛山暴露風(fēng)化時(shí)間短，難以形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，不具備勘探價(jià)值。此外，過(guò)去南海東部海域天然氣勘探主要集中在深水區(qū)，淺水區(qū)近40年的勘探發(fā)現(xiàn)都以石油為主，天然氣鮮有發(fā)現(xiàn)，淺水區(qū)的珠一坳陷古潛山是否具備形成大規(guī)模天然氣藏的條件尚不清楚。

“十三五”期間，中國(guó)海油依托國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)，對(duì)南海東部海域勘探新領(lǐng)域及關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)行攻關(guān)，系統(tǒng)攻克古潛山成山、成儲(chǔ)、成藏等核心關(guān)鍵問(wèn)題，為南海東部潛山勘探掃除認(rèn)識(shí)上的障礙，探索一條具有南海東部特色的古潛山勘探之路。

提出“立足富烴、聚焦雙古”勘探思路，從盆地成因、沉積充填、成烴及成藏動(dòng)力學(xué)機(jī)制入手，系統(tǒng)梳理研究，鎖定惠州26洼。該洼陷中淺層已發(fā)現(xiàn)數(shù)個(gè)商業(yè)油氣田，中深層發(fā)育多個(gè)處于油氣運(yùn)移路徑上的基底古隆起，基底發(fā)育大量北東東向和北西西向兩組先存斷裂，是進(jìn)行“古近系+古潛山”雙領(lǐng)域勘探有利靶區(qū)。

提出“湖相混合型母質(zhì)油氣兼生、多幕多期、近源富集”油氣成藏模式，深化構(gòu)造動(dòng)力學(xué)分析，厘清中生代島弧背景下的潛山成山控儲(chǔ)條件，地質(zhì)應(yīng)力、巖性、流體共控古潛山有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)，由此優(yōu)選具有“富洼近源、油氣共存、淺埋優(yōu)相、斷溶聯(lián)控”4大優(yōu)勢(shì)的惠州26-6古潛山作為勘探目標(biāo)[7-8]。

2019年11月，惠州26-6構(gòu)造第一口預(yù)探井開(kāi)鉆，共鉆遇油氣層厚度超400m，揭示了恩平、文昌和潛山3個(gè)油氣層段（圖2），首次在南海東部海域古潛山勘探獲商業(yè)高產(chǎn)油氣流。

圖2 惠州26-6構(gòu)造油氣成藏模式圖[7]

預(yù)探井獲得成功后，迅速開(kāi)展整體評(píng)價(jià)工作，集中部署多口評(píng)價(jià)井，快速落實(shí)惠州26-6構(gòu)造儲(chǔ)量規(guī)模。評(píng)價(jià)井鉆探過(guò)程一波三折，針對(duì)不同評(píng)價(jià)井的鉆探差異，建立了潛山儲(chǔ)層裂縫有效性識(shí)別圖版，認(rèn)識(shí)到儲(chǔ)層立體縫網(wǎng)在潛山儲(chǔ)層中起到?jīng)Q定性作用。在此基礎(chǔ)上成功評(píng)價(jià)惠州26-6構(gòu)造，探明地質(zhì)儲(chǔ)量約為5000×104m3油當(dāng)量。

惠州26-6油氣田是我國(guó)首次在南海東部海域古潛山獲得勘探重大突破，一舉打破該領(lǐng)域40余年無(wú)商業(yè)發(fā)現(xiàn)的歷史，開(kāi)啟了古潛山和古近系“雙古”立體勘探新局面，展示出巨大的勘探前景，為南海東部油田找到儲(chǔ)量接替的新方向。

1.4 原型盆地恢復(fù)，發(fā)現(xiàn)陽(yáng)江東凹新油區(qū)

陽(yáng)江東凹在1992—2011年長(zhǎng)達(dá)20年的合作勘探階段中先后有3家國(guó)外石油公司進(jìn)行鉆探，均未取得商業(yè)性突破。1992年，阿納達(dá)科石油公司（Anadarko）認(rèn)為南部緩坡帶是油氣運(yùn)聚的有利方向，首選位于緩坡帶的恩平25-1斷背斜構(gòu)造進(jìn)行鉆探，以失利告終。1998年，柯麥奇石油公司（Kerr McGee）認(rèn)為位于凹陷中部恩平19洼陡坡帶的大型滾動(dòng)背斜是油氣有利成藏區(qū)，鉆探僅發(fā)現(xiàn)數(shù)個(gè)薄油氣層，儲(chǔ)量規(guī)模有限。2010年，新加坡石油公司（SPC）認(rèn)為有利烴源巖位于陽(yáng)江東凹西側(cè)，隨后在陽(yáng)江24洼陡坡帶鉆探1口井，僅在珠海組見(jiàn)少量油氣顯示?！瓣?yáng)江凹陷生烴能力有限，不具備繼續(xù)勘探價(jià)值”，2010年最后一家外國(guó)合作石油公司在陽(yáng)江凹陷勘探失利后的判斷，如今仍記錄在冊(cè)。這一悲觀結(jié)論在陽(yáng)江凹陷回歸自營(yíng)勘探后，長(zhǎng)期影響了勘探信心和進(jìn)程，油氣勘探陷入低潮。

2018年初，與陽(yáng)江東凹相鄰的恩平北帶恩平10-2和恩平15-2構(gòu)造相繼取得勘探發(fā)現(xiàn)，給近在咫尺的陽(yáng)江東凹帶來(lái)新的曙光。要重上陽(yáng)江東凹，烴源巖和有利勘探目標(biāo)是擺在勘探人面前的兩大難題。針對(duì)上述難題，國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)研究人員開(kāi)展專(zhuān)項(xiàng)攻關(guān)，通過(guò)剝蝕量恢復(fù)、古斷距恢復(fù)與平衡剖面等技術(shù)方法，重建陽(yáng)江凹陷盆地原型，明確文昌組僅分布于陽(yáng)江東凹，陽(yáng)江東凹北部存在多個(gè)可卸載物源的小洼陷（圖3），形成了“走滑控型、地貌控源、斷裂控藏”的成藏模式。陽(yáng)江東凹具有多期裂陷中心疊合、發(fā)育內(nèi)源厚層湖相沉積、基性巖漿作用促進(jìn)生排烴3大有利條件，具備發(fā)育中深湖相烴源巖的條件。研究認(rèn)為外方提出的“陽(yáng)江東凹距離物源太近，無(wú)法形成良好烴源巖生成環(huán)境”的認(rèn)識(shí)并不成立，勘探失敗只是與鉆探位置有關(guān)，不能全盤(pán)否定整個(gè)陽(yáng)江凹陷。

圖3 陽(yáng)江東凹基底立體顯示圖[9]

為此，深入分析失利井原因和斷裂控藏作用[9-11]，提出“挨著失利的恩平20-3構(gòu)造，到斷層對(duì)面找目標(biāo)”的大膽設(shè)想，鎖定距離外國(guó)公司勘探失利井不到1km位置的恩平20-4目標(biāo)。研究認(rèn)為該目標(biāo)控圈斷層具有張扭應(yīng)力性質(zhì)，側(cè)向封閉性能優(yōu)于張應(yīng)力斷層，可形成封堵；同時(shí)，該目標(biāo)還具有烴源巖、斷裂、圈閉3者構(gòu)成的“源—斷—圈”耦合近源成藏優(yōu)勢(shì)，成功概率較大。

2018年，恩平20-4構(gòu)造成功鉆探，證實(shí)陽(yáng)江東凹是“小而肥”的富烴凹陷，顛覆了其為珠江口盆地邊緣貧烴凹陷的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)。之后又相繼發(fā)現(xiàn)了恩平20-5、恩平20-7和恩平21-4等油田。截至2020年底，陽(yáng)江地區(qū)已發(fā)現(xiàn)石油三級(jí)儲(chǔ)量（探明儲(chǔ)量、控制儲(chǔ)量和預(yù)測(cè)儲(chǔ)量）超6000×104m3，為南海東部油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)注入了新動(dòng)力。

2 海上油田開(kāi)發(fā)

海上油田開(kāi)發(fā)面臨投入高（為陸地油田的6～ 10倍）、平臺(tái)壽命短（15～ 30年）、平臺(tái)空間小、井槽數(shù)量少等限制條件，陸地油田成熟開(kāi)發(fā)模式難以直接照搬，亟須理論和模式創(chuàng)新。歷經(jīng)近40年的探索實(shí)踐，中國(guó)海油形成了以經(jīng)濟(jì)效益為中心的高質(zhì)、高速、高效開(kāi)發(fā)模式，海相砂巖主力油田平均高峰采油速度為8.3%，采收率為52.2%，陸相稠油主力油田平均采油速度從1.3%提高到2.3%，水驅(qū)采收率從24.5%提高到38.6%。

2.1 海上常規(guī)稠油開(kāi)發(fā)

我國(guó)海上常規(guī)稠油油田主要位于渤海灣盆地海域內(nèi)，海水平均深度為18m，最大深度為70m。截至2021年5月，渤海海域已發(fā)現(xiàn)油氣田探明原油地質(zhì)儲(chǔ)量38.3×108t，其中稠油探明地質(zhì)儲(chǔ)量為27.5×108t。

海上常規(guī)稠油油田，尤其是復(fù)雜河流相油田，油層多，厚度薄，儲(chǔ)層變化大，油水系統(tǒng)復(fù)雜，大井距多層合采，層間干擾嚴(yán)重；同時(shí)，監(jiān)測(cè)資料少，剩余油定量描述及精準(zhǔn)挖潛難度大[12-13]。受海上平臺(tái)壽命（25年左右）、空間與承重限制，海上油田提高采收率不允許照搬陸地常規(guī)油田開(kāi)發(fā)模式，在高含水或特高含水階段才開(kāi)始聚合物驅(qū)，須探索開(kāi)創(chuàng)新模式。針對(duì)油稠、水硬、剪切強(qiáng)、井距大的客觀實(shí)際，亟須研發(fā)適用于海上稠油油田苛刻條件的新型驅(qū)油聚合物，攻克平臺(tái)聚合物溶液配制及采出液高效處理難題。

2.1.1 陸相砂巖稠油油田高速高效水驅(qū)開(kāi)發(fā)理論與模式

考慮活塞式驅(qū)替、孔隙體填充和水膜流動(dòng)等微觀驅(qū)替方式，建立了油、水兩相孔隙級(jí)網(wǎng)絡(luò)模擬方法，從孔隙尺度揭示稠油非線性微觀驅(qū)油機(jī)理。

傳統(tǒng)理論認(rèn)為，井網(wǎng)加密是通過(guò)提高波及系數(shù)來(lái)提高采收率。但通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、孔隙級(jí)網(wǎng)絡(luò)模擬和礦場(chǎng)實(shí)踐證實(shí)，海上陸相砂巖稠油油田注采井距從初期350～ 400m加密調(diào)整至200m左右，驅(qū)替壓力梯度增加1.5～ 1.7倍，波及系數(shù)提高8%～ 10%，驅(qū)油效率提高5%～ 10%。相對(duì)定向井，水平井控制面積大，可大幅提高波及系數(shù)、增加驅(qū)油效率。

秦皇島32-6稠油油田在150口定向井基礎(chǔ)上，增加水平井162口、定向井8口，實(shí)施開(kāi)發(fā)調(diào)整，采油速度由0.8%提高至1.8%，水驅(qū)采收率從21.5%提高至35.6%，建立了水平井聯(lián)合定向井立體矢量井網(wǎng)高速高效開(kāi)發(fā)模式，并推廣應(yīng)用于47個(gè)陸相砂巖稠油油田，其中主力油田的平均采油速度從1.3%提高到2.3%，水驅(qū)采收率從24.5%提高到38.6%，實(shí)現(xiàn)了高速高效開(kāi)發(fā)（圖4）。

圖4 海上陸相稠油油田加密調(diào)整前后采油速度及水驅(qū)采收率對(duì)比

2.1.2 復(fù)雜河流相油田剩余油定量描述及精準(zhǔn)挖潛技術(shù)

針對(duì)大井距、測(cè)錄資料少等實(shí)際問(wèn)題，基于高分辨率地震資料，通過(guò)井震協(xié)同模擬準(zhǔn)確識(shí)別廢棄河道，利用水平井資料求取側(cè)積層間距及傾角，實(shí)現(xiàn)點(diǎn)壩內(nèi)部側(cè)積層精細(xì)刻畫(huà)，為剩余油定量描述奠定基礎(chǔ)。

利用等值滲流阻力法和物質(zhì)平衡法，結(jié)合儲(chǔ)層厚度、滲透率和產(chǎn)吸剖面資料，定量劈分多重驅(qū)動(dòng)類(lèi)型下邊水、底水和注入水的水量，大幅提高剩余油定量預(yù)測(cè)精度。

基于剩余油分布主控因素，提出了3類(lèi)剩余油分布模式：一是受構(gòu)造、儲(chǔ)層、井網(wǎng)和邊底水控制，形成“低部位連片水淹、高部位帶狀分布”的平面分布模式；二是受油水系統(tǒng)、井網(wǎng)控制，形成“主力層局部水淹、非主力層富集”的層間分布模式；三是受韻律、夾層和重力作用控制，形成“底部水淹、中上部富集”的層內(nèi)分布模式。

發(fā)明了基于儲(chǔ)層構(gòu)型的低幅度邊底水稠油油藏水平井設(shè)計(jì)技術(shù)，布井油柱高度界限由15m降至8m，大幅提高了底水稠油油藏動(dòng)用程度；以驅(qū)替矢量參數(shù)的泰爾指數(shù)最小、均衡驅(qū)替程度最大為目標(biāo)，創(chuàng)新了復(fù)雜河流相水平井聯(lián)合定向井立體矢量井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)。

2.1.3 海上稠油聚合物驅(qū)油技術(shù)體系

首次提出了海上油田早期聚合物驅(qū)高效開(kāi)發(fā)模式：一是打破三次采油與二次采油界限，創(chuàng)新集成，合二為一；二是早期注水，注水即注聚合物，注水、注聚合物相結(jié)合。研究發(fā)現(xiàn)，含水上升率高峰期為海上油田最佳注聚合物時(shí)機(jī)，形成海上稠油早期聚合物驅(qū)理論，建立效果評(píng)價(jià)方法。首次將早期聚合物驅(qū)高效開(kāi)發(fā)模式應(yīng)用于渤海油田，大幅縮短了海上油田開(kāi)發(fā)周期，節(jié)省平臺(tái)建造投資及10～ 20年的操作費(fèi)。

首次設(shè)計(jì)出具有微支化結(jié)構(gòu)和疏水基團(tuán)的疏水締合聚合物分子結(jié)構(gòu)，以及組合剝離重質(zhì)組分、增黏速溶等多功能單體共聚的兩親聚合物分子結(jié)構(gòu)，開(kāi)發(fā)應(yīng)用了疏水締合聚合物、稠油活化劑等新一代驅(qū)油用聚合物，建成海上稠油聚合物驅(qū)工業(yè)化基地，并被列為國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)示范工程。

基于聚合物強(qiáng)制拉伸水滲速溶原理，研制出聚合物快速溶解裝置，溶解時(shí)間從120min縮至20min以內(nèi)；發(fā)明含聚合物采出液高效處理及循環(huán)利用技術(shù)，解決了脫水速度和脫水率間的矛盾，發(fā)明的新型破乳劑與優(yōu)選的商業(yè)產(chǎn)品相比用量降低20%～ 30%；創(chuàng)新提出了“濁點(diǎn)絮凝、除油留聚、凈水減泥”污水處理思路，發(fā)明了非離子型清水劑和化學(xué)—熱—機(jī)械復(fù)合油泥處理技術(shù)，污水水質(zhì)顯著提升，油泥減量90%后經(jīng)深度處理，解決了油泥嚴(yán)重影響生產(chǎn)的“頑疾”，實(shí)現(xiàn)循環(huán)利用、零排放。

2.2 海上非常規(guī)稠油開(kāi)發(fā)

非常規(guī)稠油指地層原油黏度大于350mPa·s的原油。我國(guó)海上非常規(guī)稠油資源豐富，探明地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)5.69×108t，動(dòng)用程度不足20%[14-16]。與陸上非常規(guī)稠油油田熱采相比，海上平臺(tái)熱采開(kāi)發(fā)面臨空間受限、安全環(huán)保要求高、經(jīng)濟(jì)界限產(chǎn)量大等挑戰(zhàn)（表1）。

表1 海上與陸上非常規(guī)稠油油田熱采條件對(duì)比

中國(guó)海油于2009年開(kāi)始海上稠油熱采開(kāi)發(fā)，研發(fā)了可滿足單井注熱的熱流體發(fā)生裝置及配套技術(shù)，依托原平臺(tái)先后在南堡35-2油田和旅大27-2油田成功開(kāi)展了多元熱流體吞吐和蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，熱采增油效果明顯，較常規(guī)開(kāi)發(fā)增效2～ 3倍。2013—2015年間，年產(chǎn)油量超10×104t（圖6）。熱采設(shè)備初步實(shí)現(xiàn)小型化，驗(yàn)證了熱采井口、井筒等工具工藝的可靠性，實(shí)現(xiàn)海上稠油安全熱采，為渤海非常規(guī)稠油儲(chǔ)量規(guī)模動(dòng)用奠定了基礎(chǔ)。

圖6 渤海非常規(guī)稠油油田熱采產(chǎn)量

在先導(dǎo)試驗(yàn)基礎(chǔ)上，為實(shí)現(xiàn)海上非常規(guī)稠油油田熱采規(guī)模開(kāi)發(fā)，中國(guó)海油依托國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)、集團(tuán)公司科研項(xiàng)目和前期研究項(xiàng)目，歷時(shí)10余年攻關(guān)，發(fā)揮全專(zhuān)業(yè)集成創(chuàng)新優(yōu)勢(shì)，以“熱量高效利用”為抓手，以降本提質(zhì)增效為核心，以多專(zhuān)業(yè)一體化聯(lián)合攻關(guān)為突破點(diǎn)，以總裝集成方案優(yōu)化設(shè)計(jì)為落腳點(diǎn)，持續(xù)攻關(guān)海上稠油熱采技術(shù)，基本形成了涵蓋地質(zhì)油藏、鉆完井、注采工藝、地面工程、實(shí)驗(yàn)分析等多專(zhuān)業(yè)熱采技術(shù)體系。

2020年9月，由中國(guó)海油研發(fā)的全球首座大型海上熱采集成平臺(tái)——旅大21-2油田熱采平臺(tái)正式投產(chǎn)。同年12月，平臺(tái)第一口熱采井日產(chǎn)量達(dá)到116t，且維持100t以上超過(guò)百日，產(chǎn)能達(dá)到方案設(shè)計(jì)預(yù)期。相關(guān)技術(shù)成功應(yīng)用于旅大21-2、錦州23-2、墾利9-5/6和旅大5-2北等油田熱采方案編制，海上稠油動(dòng)用程度和產(chǎn)量規(guī)模大幅提高，標(biāo)志著海上稠油熱采已從先導(dǎo)試驗(yàn)階段轉(zhuǎn)變?yōu)橐?guī)模生產(chǎn)階段，海上稠油和特稠油開(kāi)采進(jìn)程邁出了關(guān)鍵一步，為完成“七年行動(dòng)計(jì)劃”和稠油熱采上產(chǎn)300×104t提供了技術(shù)支撐。

2.2.1 海上不同類(lèi)型油藏稠油熱采高效開(kāi)發(fā)模式

針對(duì)海上平臺(tái)熱采開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，創(chuàng)新海上大井距稠油熱采高效開(kāi)發(fā)理論；針對(duì)不同類(lèi)型油藏和不同黏度稠油，以產(chǎn)油量和經(jīng)濟(jì)性為優(yōu)化目標(biāo)，建立海上稠油熱采高速高效開(kāi)發(fā)關(guān)鍵技術(shù)和全過(guò)程高效開(kāi)發(fā)模式；攻關(guān)海上大井距開(kāi)發(fā)熱采數(shù)值模擬技術(shù)與油藏工程方法，形成較為完整的海上稠油熱采地質(zhì)油藏技術(shù)體系。

2.2.2 海上熱采井井筒長(zhǎng)效安全關(guān)鍵技術(shù)體系

形成了海上熱采井長(zhǎng)效防砂技術(shù)。目前旅大27-2油田350℃蒸汽吞吐井已完成5輪次注采的防砂完整性驗(yàn)證。采用套管頭內(nèi)預(yù)置升高補(bǔ)償設(shè)計(jì)、地面管線增設(shè)萬(wàn)向節(jié)等方式進(jìn)行井口抬升補(bǔ)償，熱采井口抬升安全隱患得到有效預(yù)防。攻關(guān)高溫注采一體化管柱技術(shù)，其中射流泵注采一體化管柱已在旅大27-2油田成功試驗(yàn)，高溫電潛泵一體化管柱已完成研制并計(jì)劃于2021年開(kāi)展海上現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。注采一體化技術(shù)可有效降低熱采操作費(fèi)，提高生產(chǎn)時(shí)率，以推動(dòng)海上熱采經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)。

2.2.3 海上平臺(tái)規(guī)?；療岵晒こ淘O(shè)計(jì)技術(shù)

形成了海上平臺(tái)規(guī)?；療岵晒に嚵鞒毯退幚砹鞒虄?yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)，以及海上熱采平臺(tái)總體集成優(yōu)化布置技術(shù)和高溫?zé)岵杀O(jiān)測(cè)與防護(hù)技術(shù)，保障安全生產(chǎn)。目前，旅大21-2平臺(tái)上的熱采地面工程設(shè)備運(yùn)行平穩(wěn)，其中海上首次采用的油氣混燒臥式蒸汽鍋爐，其水處理、氮?dú)?、燃料油、機(jī)電儀配管等系統(tǒng)運(yùn)行基本正常。

2.3 南海海相砂巖油田開(kāi)發(fā)

南海海相砂巖油田主要位于南海北部大陸架邊緣的珠江口盆地，盆地面積為17.50×104km2，目前在生產(chǎn)的海相砂巖油田56個(gè)，已動(dòng)用石油探明地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá) 7.12×108t。

海相砂巖油田具有含油層段多（60層）、構(gòu)造幅度低（2°）、油柱高度小、邊底水活躍易突進(jìn)等特點(diǎn)，主力層特高含水期剩余油高度分散，非主力層層薄、低阻，難以精確識(shí)別和表征[17-18]。

2.3.1 海相砂巖油田高速高效水驅(qū)開(kāi)發(fā)理論和模式

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，超高倍（1500～ 2000PV）水驅(qū)條件下，巖石表面親油礦物質(zhì)剝落和遷移，儲(chǔ)層孔喉半徑中值增加，潤(rùn)濕性發(fā)生反轉(zhuǎn)，殘余油飽和度降低，驅(qū)油效率由62%增加到75%。

海相砂巖天然水驅(qū)油田通過(guò)高速開(kāi)采可以實(shí)現(xiàn)平臺(tái)壽命期內(nèi)超高倍水驅(qū)。數(shù)值模擬和礦場(chǎng)實(shí)踐證實(shí)，高速開(kāi)采不會(huì)降低最終采收率，可提高油田生命周期內(nèi)采收率10%～ 20%。

陸豐13-2等典型油田實(shí)踐顯示，高峰采油速度達(dá)9.2%，采收率達(dá)70.4%。高速高效開(kāi)發(fā)模式推廣應(yīng)用于45個(gè)海相砂巖油田，其中26個(gè)主力油田的平均高峰采油速度為8.3%，水驅(qū)采收率為52.2%（圖7），實(shí)現(xiàn)了高速高效開(kāi)發(fā)目標(biāo)。

圖7 海相砂巖油田高峰采油速度和水驅(qū)采收率統(tǒng)計(jì)

2.3.2 海相砂巖油藏剩余油定量描述及精準(zhǔn)挖潛技術(shù)

創(chuàng)新提出側(cè)向速度梯度場(chǎng)法，提高了構(gòu)造解釋精度；建立珠江口盆地時(shí)深關(guān)系經(jīng)驗(yàn)公式，誤差由7.4%降至3.0%，解釋精度高于VSP方法。該技術(shù)應(yīng)用于6個(gè)低幅構(gòu)造油田精細(xì)評(píng)價(jià)，新增石油探明地質(zhì)儲(chǔ)量1.5×108t，新增石油可采儲(chǔ)量8000×104t。

研發(fā)Sharp薄層定量識(shí)別技術(shù)，對(duì)高分辨率GVR電阻率成像資料銳化處理，低阻薄層測(cè)井響應(yīng)明顯，最小識(shí)別厚度可達(dá)9cm，低阻薄油層實(shí)現(xiàn)有效識(shí)別。

基于剩余油主控因素，提出4類(lèi)剩余油分布模式，即：構(gòu)造控制形成“屋脊油”，井網(wǎng)控制形成“朵狀油”，夾層控制形成“屋檐油、屋頂油”，物性控制形成“三明治型”。

研發(fā)長(zhǎng)井段水平井精準(zhǔn)挖潛技術(shù)，包括水平井整體控水、水平井側(cè)鉆及水平分支井技術(shù)。例如，陸豐13-1油田井槽數(shù)量有限，每口井側(cè)鉆1～ 2次，共31井次，采收率由38.7%增加到57.4%；西江24-3、西江30-2、番禺4-2等油田，對(duì)于薄層厚度小于2m的儲(chǔ)層，采取水平井、水平分支井進(jìn)行挖潛，共實(shí)施92口，累計(jì)增油1260×104t。

3 海上工程

針對(duì)海上油氣田面臨的高溫高壓鉆井、深水油氣田開(kāi)發(fā)工程設(shè)計(jì)和建造等難題，中國(guó)海油依托國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)，產(chǎn)、學(xué)、研聯(lián)合攻關(guān)，取得多項(xiàng)技術(shù)創(chuàng)新和突破。成功攻克海上高溫高壓鉆井系列難題，中國(guó)海上最大高溫高壓氣田——東方13-2氣田高效投產(chǎn)；建成流花油田群示范工程；自主設(shè)計(jì)建造了世界首個(gè)帶凝析油儲(chǔ)存功能的半潛式平臺(tái)，實(shí)現(xiàn)中國(guó)南海1500m深水油氣田自主開(kāi)發(fā)，促進(jìn)我國(guó)海洋經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展[19]。

3.1 攻克高溫高壓鉆井難題，東方13-2氣田成功投產(chǎn)

南海西部海域地域廣闊，資源豐富，其中鶯歌?！倴|南盆地（簡(jiǎn)稱鶯瓊盆地）儲(chǔ)量規(guī)模大、天然氣品質(zhì)好，是我國(guó)南海能源基地建設(shè)的重點(diǎn)區(qū)域。該區(qū)域地質(zhì)條件復(fù)雜、地層壓力高、地溫梯度高、安全壓力窗口窄，是世界上三大海上高溫高壓區(qū)域之一。東方13-2氣田位于海南省東方市以西120km鶯瓊盆地地層深處，地層溫度達(dá)150℃以上，壓力系數(shù)超1.8，工程建設(shè)難、投資規(guī)模大、開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)高[20]。高溫高壓地質(zhì)環(huán)境的復(fù)雜性，導(dǎo)致井下事故頻發(fā)、鉆井周期長(zhǎng)、測(cè)試成功率低、作業(yè)成本高，造成鉆完井和測(cè)試作業(yè)時(shí)面臨著地層壓力預(yù)測(cè)難、固井水泥漿易氣竄、鉆井液性能難維護(hù)、溢流井涌頻發(fā)、油套管失效危害大、工具設(shè)備要求高等世界級(jí)難題。BP等6家國(guó)際石油公司在該區(qū)域鉆探15口井，耗資75億元，均以失敗退出。高溫高壓鉆完井技術(shù)成為制約我國(guó)南海油氣勘探開(kāi)發(fā)的瓶頸，嚴(yán)重影響了海上天然氣勘探開(kāi)發(fā)進(jìn)程。

從“十一五”開(kāi)始，在國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)和中國(guó)海油科研項(xiàng)目得支持下，中國(guó)海油緊密結(jié)合南海西部海域工程地質(zhì)特征，開(kāi)發(fā)高溫高壓氣田。經(jīng)過(guò)多年的科研攻關(guān)和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，研發(fā)出一整套具有海油特色的海上高溫高壓天然氣優(yōu)質(zhì)高效鉆完井核心技術(shù)。

3.1.1 首創(chuàng)多機(jī)制超壓成因地層壓力預(yù)監(jiān)測(cè)技術(shù)

通過(guò)地球物理、地質(zhì)、構(gòu)造應(yīng)力、巖石力學(xué)、計(jì)算機(jī)等多學(xué)科聯(lián)合攻關(guān)，建立了一套適用于鶯瓊盆地的多機(jī)制超壓成因地層壓力預(yù)監(jiān)測(cè)方法，解決了多機(jī)制地層壓力判斷和計(jì)算的關(guān)鍵性問(wèn)題，突破國(guó)外公司技術(shù)和軟件壟斷，形成以多機(jī)制耦合的超壓地層壓力計(jì)算方法、中途VSP速度反演、基于隨鉆測(cè)井的地層壓力監(jiān)測(cè)等自主創(chuàng)新技術(shù)為核心的地層壓力預(yù)監(jiān)測(cè)技術(shù)體系，研究成果總體達(dá)到國(guó)際領(lǐng)先水平。

3.1.2 優(yōu)選基于全生命周期的油套管材質(zhì)

從油套管防腐材質(zhì)入手，模擬東方13-2氣田的地層溫度和壓力環(huán)境，進(jìn)行了十幾組實(shí)驗(yàn)，得到不同工況下各種材料的腐蝕速率，最終推薦了適合于該氣田高溫高壓井的油套管材質(zhì)及螺紋類(lèi)型，確保油氣田整個(gè)生產(chǎn)開(kāi)發(fā)期間的井筒完整性。

3.1.3 研發(fā)適應(yīng)于高溫高壓井的固井水泥漿體系

針對(duì)高溫環(huán)境中地下套管易膨脹伸長(zhǎng)發(fā)生井口抬升、地層中高壓流體易氣竄影響固井質(zhì)量的問(wèn)題，通過(guò)聯(lián)合攻關(guān)，研發(fā)出一整套高溫高壓井固井水泥漿體系，實(shí)現(xiàn)全井段水泥漿封固，有效解決了漏失、氣竄、腐蝕等一系列技術(shù)難題。

3.1.4 研發(fā)高溫高密度鉆井液體系

在南海西部廣泛應(yīng)用Duratherm鉆井液體系與中海油田服務(wù)股份有限公司（簡(jiǎn)稱中海油服）自主研發(fā)的PDF-THERM鉆井液體系，一定程度上確保高溫高壓井段井徑規(guī)則平滑，電測(cè)作業(yè)順利，保障取全取準(zhǔn)資料，解決了南海西部高溫高壓鉆井時(shí)鉆井液的高溫穩(wěn)定性難題。

3.1.5 創(chuàng)新高溫高壓高含CO2井控關(guān)鍵技術(shù)

研究超臨界態(tài)CO2流體的相態(tài)轉(zhuǎn)化特性、井筒多相流流動(dòng)特征及氣體溶解度差異的影響，建立了高含CO2氣體井筒壓力分布計(jì)算方法，國(guó)內(nèi)首創(chuàng)CO2超臨界狀態(tài)下井控技術(shù)，解決了溢流早期風(fēng)險(xiǎn)控制問(wèn)題。該創(chuàng)新技術(shù)應(yīng)用于16口高溫高壓井，井下復(fù)雜情況下降了96%，作業(yè)時(shí)效大幅提高，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)顯著降低。

2015年，我國(guó)海上最大高溫高壓氣田——東方13-2氣田開(kāi)工建設(shè)，歷經(jīng)5年攻關(guān)，2020年11月25日高效投產(chǎn)，高峰年產(chǎn)氣量預(yù)計(jì)超30×108m3，年產(chǎn)氣量可供100萬(wàn)人使用15年。東方13-2氣田成功投產(chǎn)，標(biāo)志著我國(guó)海上高溫高壓天然氣田開(kāi)發(fā)獲重大突破，實(shí)現(xiàn)從常規(guī)定向井到高溫高壓大位移水平井的跨越式發(fā)展，對(duì)于進(jìn)一步開(kāi)發(fā)海上油氣資源、建設(shè)海洋強(qiáng)國(guó)、保障國(guó)家能源安全具有重要意義。我國(guó)已成為世界上少數(shù)系統(tǒng)掌握高溫高壓氣田勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)的國(guó)家之一，鶯瓊盆地中深層迎來(lái)勘探開(kāi)發(fā)的春天。

3.2 南海流花16-2/20-2/21-2油田聯(lián)合開(kāi)發(fā)工程

流花16-2/20-2/21-2油田聯(lián)合開(kāi)發(fā)工程位于中國(guó)南海東部，油田區(qū)水深分別為404m、392m和437m。該項(xiàng)目新建1艘15萬(wàn)噸級(jí)FPSO、3座水下生產(chǎn)系統(tǒng)、6條海底混輸管道、9條海底電纜和3條海底臍帶纜，是我國(guó)近海深水區(qū)開(kāi)采量最大的油田群，高峰年產(chǎn)量可達(dá)420×104m3。流花20-2油田和流花16-2油田分別于2020年9月20日和10月26日投產(chǎn)，流花21-2油田將于2021年投產(chǎn)。

流花16-2/20-2/21-2油田群開(kāi)發(fā)建設(shè)工程技術(shù)面臨的主要問(wèn)題有：（1）油田群所處海域環(huán)境較為惡劣，百年一遇有義波高達(dá)13.6m，最大內(nèi)波流速達(dá)1.55m/s，給FPSO、系泊系統(tǒng)、立管、海底管道、海上安裝和運(yùn)維等帶來(lái)挑戰(zhàn)；（2）油田群存在井?dāng)?shù)多、原油含蠟且伴生氣量大、井溫高、電潛泵回接距離遠(yuǎn)等特點(diǎn)，帶來(lái)長(zhǎng)距離電潛泵變頻供電、水下含蠟原油長(zhǎng)距離輸送流動(dòng)安全保障、高溫深水海底管道側(cè)向屈曲等技術(shù)挑戰(zhàn)[21]。

3.2.1 流花油田群工程總體開(kāi)發(fā)方案比選

流花16-2油田設(shè)計(jì)8口井，流花20-2油田10口井，流花21-2油田8口井，面對(duì)平均水深為400m的實(shí)際情況，采用常規(guī)導(dǎo)管架開(kāi)發(fā)模式已經(jīng)無(wú)法實(shí)現(xiàn)，可供選擇的有張力腿平臺(tái)（TLP）、順應(yīng)式平臺(tái)和FPSO。經(jīng)過(guò)比選，單個(gè)油田少于12口井時(shí)采用張力腿平臺(tái)和順應(yīng)式平臺(tái)均無(wú)優(yōu)勢(shì)，且張力腿平臺(tái)的張力筋腱被國(guó)外壟斷，設(shè)計(jì)、材料、安裝均受?chē)?guó)外制約。我國(guó)FPSO已經(jīng)積累了豐富的運(yùn)營(yíng)維保經(jīng)驗(yàn)，基于技術(shù)可行、經(jīng)濟(jì)合理考慮，最終確定流花16-2/20-2/21-2油田群開(kāi)發(fā)共用1艘FPSO、3個(gè)油田各建1座水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開(kāi)發(fā)方案[22]。

3.2.2 國(guó)內(nèi)最深、最復(fù)雜、最龐大的FPSO及滑環(huán)數(shù)量最多的系泊系統(tǒng)

流花油田群開(kāi)發(fā)項(xiàng)目FPSO“海洋石油119”由我國(guó)自主設(shè)計(jì)、建造和集成，船體總長(zhǎng)約256m，寬約49m，甲板面積相當(dāng)于2個(gè)標(biāo)準(zhǔn)足球場(chǎng)，集成14個(gè)油氣生產(chǎn)功能模塊和1棟可容納150名工作人員的生活樓。“海洋石油119”滿載排水量達(dá)19.5×104t，是中國(guó)最大極地科考船“雪龍?zhí)枴?倍多，可抵抗百年一遇的臺(tái)風(fēng)，作業(yè)水深達(dá)420m，為國(guó)內(nèi)作業(yè)水深最大FPSO；擁有國(guó)內(nèi)最復(fù)雜的海上油氣處理工藝流程，每天可處理原油2.1×104m3、天然氣54×104m3。其單點(diǎn)系泊系統(tǒng)是目前世界上技術(shù)最復(fù)雜、集成精度最高、滑環(huán)數(shù)達(dá)最多（19個(gè)）的單點(diǎn)系泊系統(tǒng)之一。綜合考慮可操作性和對(duì)油田生產(chǎn)的影響，系泊系統(tǒng)按照臺(tái)風(fēng)期不解脫設(shè)計(jì)，水下部分遵循國(guó)際規(guī)范進(jìn)行設(shè)計(jì)，最終確定采用3×3、系泊半徑約為1250m的錨腿布置方案。

3.2.3 國(guó)內(nèi)最長(zhǎng)的水下含蠟原油長(zhǎng)距離輸送流動(dòng)安全保障技術(shù)

流花油田群原油屬于低凝點(diǎn)含蠟原油，析蠟點(diǎn)高，尤其是流花16-2油田，原油析蠟起始點(diǎn)為25.2℃，而油田最低環(huán)境溫度為8.1℃。從水下管匯到FPSO的水下回接距離為23.1km，是目前國(guó)內(nèi)最長(zhǎng)的含蠟原油由水下井口直接輸送到依托設(shè)施的長(zhǎng)距離回接管道，需要解決深水區(qū)含蠟原油長(zhǎng)距離回接的輸送和流動(dòng)安全保障問(wèn)題。通過(guò)研究分析，提出流花16-2/20-2油田采用單層鋼管，流花21-2油田采用軟管，推薦雙管輸送、環(huán)路清管方案。通過(guò)開(kāi)展水下含蠟原油海管管徑優(yōu)化和流動(dòng)安全保障技術(shù)專(zhuān)題研究，模擬典型年份下蠟沉積位置、蠟沉積量及蠟沉積后引起的壓力變化等，提出了含蠟原油不同生產(chǎn)年份下的清管周期及清管操作建議。

3.2.4 世界最遠(yuǎn)距離的水下供電關(guān)鍵技術(shù)

從FPSO上部模塊至流花16-2油田井下電潛泵直接變頻驅(qū)動(dòng)供電電纜總長(zhǎng)達(dá)27km，而目前國(guó)際上此類(lèi)最遠(yuǎn)距離僅為21km。對(duì)于27km直接變頻驅(qū)動(dòng)方案，面臨長(zhǎng)電纜對(duì)諧波反射產(chǎn)生放大效應(yīng)、在海底電纜及電動(dòng)機(jī)端引起過(guò)電壓?jiǎn)栴}，以及長(zhǎng)電纜驅(qū)動(dòng)電壓降和損耗都相對(duì)較大，長(zhǎng)電纜造成電動(dòng)機(jī)阻抗分量低、電動(dòng)機(jī)啟動(dòng)難度大等問(wèn)題。利用軟件潮流分析與理論公式對(duì)比計(jì)算，提出前端電壓補(bǔ)償?shù)目刂撇呗?，并在變頻器啟動(dòng)過(guò)程應(yīng)用可變壓頻比控制方式，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)距離電潛泵變頻啟動(dòng)，解決了啟動(dòng)難度大的問(wèn)題。

流花油田群深水工程形成了500m深水油田自主設(shè)計(jì)、建造和安裝能力，實(shí)現(xiàn)我國(guó)南海深水油田的自主開(kāi)發(fā)。通過(guò)方案優(yōu)化和降本增效措施，降低投資約20億元，預(yù)計(jì)經(jīng)濟(jì)年限內(nèi)，累計(jì)產(chǎn)油量可達(dá)約2000×104t，高峰年產(chǎn)油量約為400×104t。

3.3 陵水17-2深水氣田開(kāi)發(fā)工程

陵水17-2深水氣田是我國(guó)2014年自主勘探開(kāi)發(fā)的第一個(gè)大型深水氣田，位于瓊東南盆地北部海域，距離海南省三亞市約150km，距離西北側(cè)已生產(chǎn)的崖城13-1氣田約160km，距崖城13-1氣田至香港的輸氣管線約87km，氣田水深為1220～ 1560m。該氣田于2021年6月25日正式投產(chǎn)，每年將為粵、港、瓊等地穩(wěn)定供氣30×108m3，助力粵港澳大灣區(qū)、海南自貿(mào)港建設(shè)[23]，可滿足大灣區(qū)1/4的民生用氣需求。陵水17-2氣田采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接至半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)（又稱“深海一號(hào)”）進(jìn)行油氣分離處理，凝析油存儲(chǔ)在半潛式平臺(tái)立柱內(nèi)，由穿梭游輪運(yùn)輸至岸上，氣體通過(guò)φ762mm立管和海底管道接入崖城至香港管道（圖8）。

圖8 陵水17-2深水氣田開(kāi)發(fā)工程項(xiàng)目概況

陵水17-2深水氣田開(kāi)發(fā)建設(shè)工程面臨的挑戰(zhàn)主要體現(xiàn)在5個(gè)方面：（1）氣藏分散，南北、東西跨度分別約為30.4km、49.4km，水下生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化布置難；（2）所處海域存在內(nèi)波、臺(tái)風(fēng)和海底陡坡陡坎、沙波沙脊，除海底管道路由、平臺(tái)、系泊系統(tǒng)、立管、臍帶纜、多浮體渦激振動(dòng)、疲勞、干涉設(shè)計(jì)的挑戰(zhàn)前所未有外，還面臨海上多工程船舶協(xié)調(diào)作業(yè)保障各設(shè)施安全問(wèn)題；（3）產(chǎn)出氣體含凝析油，世界上尚無(wú)半潛式生產(chǎn)平臺(tái)立柱儲(chǔ)油和外輸經(jīng)驗(yàn)可借鑒；（4）10萬(wàn)噸級(jí)“深海一號(hào)”上部組塊與下部浮體大合龍精準(zhǔn)對(duì)接技術(shù)；（5）10萬(wàn)噸級(jí)“深海一號(hào)”長(zhǎng)距離海上濕拖作業(yè)。

3.3.1 油藏、鉆完井和工程一體化設(shè)計(jì)

針對(duì)油藏分散特點(diǎn)，采用分塊集中原則，優(yōu)化井位靶點(diǎn)和鉆井中心，以減少管匯數(shù)量、管道長(zhǎng)度為目的，提出了水下生產(chǎn)系統(tǒng)采用東、西分支單獨(dú)回接至半潛式生產(chǎn)平臺(tái)方案，減少大型中心管匯及大口徑鋼懸鏈?zhǔn)搅⒐艿桥R平臺(tái)安裝作業(yè)難度，釋放半潛式生產(chǎn)平臺(tái)承載能力。

陵水17-2氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)東部分支采用3套4井式管匯串聯(lián)、2條φ304.8mm總長(zhǎng)約22.5km海底管道和2條φ304.8mm鋼懸鏈?zhǔn)搅⒐埽⊿CR），西部分支采用2套4井式管匯串聯(lián)、2條φ254.0mm約26.9km海底管道和2條φ254.0mm鋼懸鏈?zhǔn)搅⒐?，并通過(guò)在φ152.4mm MEG管道和臍帶纜中的甲醇、化學(xué)藥劑管線注入水下生產(chǎn)系統(tǒng)中，確保投產(chǎn)后水下生產(chǎn)系統(tǒng)的流動(dòng)安全。

3.3.2 半潛式平臺(tái)、鋼懸鏈?zhǔn)搅⒐?、系泊系統(tǒng)一體化設(shè)計(jì)

陵水17-2氣田所處海域內(nèi)波、臺(tái)風(fēng)頻發(fā)，海床存在陡坡陡坎和沙波沙脊，立管系統(tǒng)是連接海底油氣設(shè)施和水面半潛式生產(chǎn)平臺(tái)的唯一通道，是將海底油氣順利輸送至半潛式平臺(tái)、保障油氣田資源的“生命線”。立管、臍帶纜、系泊纜均是通過(guò)特定結(jié)構(gòu)回接至半潛式生產(chǎn)平臺(tái)，在波浪、海流、內(nèi)波聯(lián)合作用下半潛式平臺(tái)、立管、臍帶纜、系泊纜運(yùn)動(dòng)并非同步，任何單體設(shè)計(jì)不合理都會(huì)造成平臺(tái)總體性能下降、立管疲勞壽命降低、系統(tǒng)與設(shè)備相互干涉碰撞等本質(zhì)安全問(wèn)題。通過(guò)整體考慮平臺(tái)偏移和垂蕩、系泊纜數(shù)量和張力、立管水中構(gòu)型和重量，反復(fù)迭代設(shè)計(jì)，最終確定的設(shè)計(jì)方案為：4×4系泊纜定位、平臺(tái)北部1根φ457.2mm立管、平臺(tái)南部2根φ304.8mm立管、平臺(tái)西部2根φ254.0mm立管，且相鄰立管、臍帶纜在平臺(tái)處采用不同脫離角和立管整體綁扎螺旋列板裝置抑制渦激振動(dòng)，優(yōu)化平臺(tái)尺度，避免平臺(tái)、立管、臍帶纜、系泊系統(tǒng)相互干涉，增加了立管生命周期的動(dòng)態(tài)服役安全性。

3.3.3 世界首座具備凝析油儲(chǔ)存和外輸功能半潛式平臺(tái)

陵水17-2氣田半潛式生產(chǎn)平臺(tái)設(shè)計(jì)30年不進(jìn)塢，通過(guò)在船體立柱中布置儲(chǔ)油艙，儲(chǔ)油艙周?chē)O(shè)置1.8m隔離空艙以實(shí)現(xiàn)凝析油保溫，在滿足安全性要求的前提下提供儲(chǔ)油功能。開(kāi)展外輸油輪與半潛式平臺(tái)碰撞風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估，確定采用DP油輪進(jìn)行原油外輸?shù)姆桨竅24]，節(jié)省長(zhǎng)距離輸油管線費(fèi)用7.9億元（輸送至崖城平臺(tái)凝析油管線）。

4 結(jié)束語(yǔ)

3.3.4 自主實(shí)現(xiàn)10萬(wàn)噸級(jí)“深海一號(hào)”上部組塊與半潛式平臺(tái)立柱高精度大合龍

“深海一號(hào)”總高度為120m，最大排水量達(dá)11×104t，按照“30年不回塢檢修”的標(biāo)準(zhǔn)建造，設(shè)計(jì)疲勞壽命要求最低為150年，船體能經(jīng)受南海百年一遇的惡劣海況。平臺(tái)搭載近200套關(guān)鍵油氣處理設(shè)備，同時(shí)具備凝析油儲(chǔ)存和外輸功能，最大儲(chǔ)油量近2×104m3[25]。

“深海一號(hào)”船體分為82個(gè)分段，海洋石油工程股份有限公司（簡(jiǎn)稱海油工程）分別在青島和煙臺(tái)兩地同時(shí)建造，最終集中到青島場(chǎng)地進(jìn)行總裝搭載。在對(duì)船體定位精度、塢底承載能力等進(jìn)行反復(fù)論證和風(fēng)險(xiǎn)分析后，實(shí)現(xiàn)了上面立柱和甲板下結(jié)構(gòu)只有5mm偏差的精準(zhǔn)、安全、高效合龍，創(chuàng)造了我國(guó)深海工程設(shè)施建造技術(shù)新的里程碑[25]。

3.3.5 10萬(wàn)噸級(jí)“深海一號(hào)”長(zhǎng)距離濕拖作業(yè)

“深海一號(hào)”自山東煙臺(tái)啟航，跨越渤海、黃海、東海和南海4個(gè)海域，總航程超過(guò)1600n mile，沿途面臨海況復(fù)雜多變、極端天氣影響、拖航運(yùn)動(dòng)幅值大、多艘拖輪并行航行碰撞、航渡過(guò)程穿越多個(gè)密集航道、避讓操縱難度大等多重風(fēng)險(xiǎn)，通過(guò)調(diào)節(jié)平臺(tái)吃水深度保持平穩(wěn)航行狀態(tài)，及時(shí)調(diào)整拖纜長(zhǎng)度和拖纜張力，于2021年2月6日順利抵達(dá)目的地[26]。

陵水17-2深水氣田開(kāi)發(fā)工程建設(shè)中，創(chuàng)新半潛式平臺(tái)的儲(chǔ)油功能，取消長(zhǎng)距離輸油管線，節(jié)省了項(xiàng)目工程投資7.9億元；采用半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)為主體的油氣開(kāi)發(fā)模式和國(guó)際領(lǐng)先的深水平臺(tái)設(shè)計(jì)技術(shù)，大幅降低開(kāi)發(fā)工程投資，現(xiàn)有方案與導(dǎo)管架平臺(tái)等其他開(kāi)發(fā)方案相比，氣田投資降低了10億～ 13億元；水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)的工程開(kāi)發(fā)模式可多生產(chǎn)天然氣29×108m3，創(chuàng)造直接經(jīng)濟(jì)效益超過(guò)40億元。

“十三五”期間，中國(guó)海油加強(qiáng)與科研院所聯(lián)合攻關(guān)，取得了一系列認(rèn)識(shí)創(chuàng)新和技術(shù)進(jìn)步，支撐我國(guó)近海油氣儲(chǔ)量、產(chǎn)量增長(zhǎng)。在“油型”盆地發(fā)現(xiàn)渤中19-6大氣田、陽(yáng)江凹陷等潛在富烴凹陷獲得重大勘探突破，海上稠油采收率大幅度提高，海上高溫高壓東方13-2氣田、海上深水區(qū)流花16-2等油田群成功投產(chǎn)，自主設(shè)計(jì)并建造了亞洲最大的“深海一號(hào)”半潛式平臺(tái)。

“十四五”時(shí)期，國(guó)家能源需求將繼續(xù)增加。中國(guó)海油作為國(guó)內(nèi)油氣儲(chǔ)量、產(chǎn)量的重要增長(zhǎng)極，擔(dān)負(fù)著保障國(guó)家能源安全的歷史使命。中國(guó)近海經(jīng)過(guò)50余年勘探開(kāi)發(fā)，勘探領(lǐng)域面臨圈閉類(lèi)型更差、埋藏更深、水深更大、溫度壓力更高、低品位儲(chǔ)量占比更多等問(wèn)題，需堅(jiān)定信心、持續(xù)攻關(guān)，滿足海上物探、鉆井、測(cè)井、工程技術(shù)新需求，支撐海上勘探取得重大突破，進(jìn)一步提升低品位油氣田開(kāi)發(fā)能力，為推動(dòng)油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)、保障國(guó)家能源安全作出更多貢獻(xiàn)。