散落繁星汇光芒

——南海西部“织网式”高效开发文昌海域边际油气田

中海石油（中国）有限公司湛江分公司文昌油田群作业公司

张伟宁

灿烂的阳光下，海南省文昌市约148公里处的南海西北部海域，泛起层叠的亮光。在这里，有限公司湛江分公司（下称有限湛江）2008年陆续开发建产的7个边际油田和3个边际气田，正有条不紊地产出宝贵的原油和天然气。13年来，已累计生产原油超2200万立方米、生产天然气超26亿立方米，开发效果好于预期。

有限湛江文昌油田群作业公司（下称作业公司）总经理介绍，这些油气田的油气藏具有边底水、低渗透等特点，且储量规模少，属于典型的边际油气田。

边际油气田被称为“鸡肋”——前期的勘探阶段，投入较大；开发阶段，却因预期产量低、经济效益差、开发成本高，难以实际开发建产，难以见到效益。然而，这些油气田的实际表现，却让人刮目相看：投产至今一直保持高效生产态势，2009年、2015年原油日产量两次冲上5600 立方米的峰值；气田群日产也在100万立方米以上，成为供气香港的重要气源。这些油气田是如何逆袭“改命”的？

增产“千般艺”，上演“连环计”

今年6月，文昌19-1-C7H1（简称C7H1井）换泵提液后，产量大幅增长。

6年前投产的C7H1井，曾是文昌19-1N油田的主力油井之一。今年开始，因地层压力低、泵挂浅，该井无产出。油田现场积极与生产部、作业公司沟通修井事宜。生产部油藏专业人员细致分析后认为，可通过换大泵并将泵下深至7寸套管处解决问题。作业后C7H1井日产量增至330立方米。

C7H1井的生产历程，一定程度上折射了整个文昌油田群的生产情况。

南海西部研究院科研人员介绍，一般而言，边底水油藏钻井、开发后极易被水淹，但他们细心研究发现，文昌油田群的边底水油藏，油藏与水层之间，发育有钙质层，阻止了边底水的快速推进，且边底水油藏天然能量充足，油田由此得以开发。而随着生产年限的延长，油田很快进入中高含水期，产量下降快。他们采取换大泵提液的举措，力求稳产、增产。

“我们常说的换大泵提液，就是将油井的电泵换成大功率电泵，让油井里的油水混合物更快更多的进入平台生产系统。”作业公司生产经理说。

换大泵提液，带来了产液量的大幅提升，有利于原油增产，但对油田的油气水处理能力及电力供应提出更高要求。对此，作业公司及时挖潜、升级地面设备，重点是提升供电能力和生产水处理能力。2022年，作业公司完成文昌海域电力组网改造，结束了文昌区域各平台过去“各自为战”的“孤岛电站”的时代，同时挖潜4个井口平台物理脱水能力，并在2个井口平台扩容升级生产水处理设备，投用后油田群产液能力达到8.3万立方米/天。

此外，作业公司还努力提高油气井的生产时率以增产。他们注重油气井的精细管理，以长寿井为标杆，包井到人，精心呵护；努力提高电力系统的稳定性，并利用台风停产时机更换老旧设施。得益于油气井的精细管理，油田群生产时率不断提高。

油田群各生产平台均设计有钻修机，平日员工们加对强钻修机的维护保养，确保随时可用。一旦油气井故障，立即维修。对于有增产潜力的油井，利用钻修机大力开展增产措施作业，今年已开展措施井作业16井次，累计增油超4万立方米。

对于少数低产低效井，作业公司制定了专项管理制度，一井一策以增产。比如，对井筒积液停喷的文昌9-3-B1H井，进行换层、补射孔和酸化解堵作业。今年第一季度，文昌9-2/9-3气田天然气产量较年初计划超产500万立方米。

开发善“织网”，管理“一盘棋”

文昌油田群内的油气田，上世纪90年代勘探发现。这里水深普遍超120米，且油田零星分布、储量小，又是边底水、低渗透油藏，难以经济开发而沉睡多年。

为变储量为产量，有限湛江想方设法提升这些油气田的开发经济性。经多年研究，他们实施“联合开发”策略破解难题。

2008年、2009 年，他们先将文昌19-1、15-1、14-3、8-3油田被作为一个整体开发。随后，又依托这些油田的设施资源，继续在该海域进行滚动勘探，一旦发现新的储量，再一次依托现有资源开发建产。如此，其后又成功开发了文昌19-1N与8-3E两个油田。

而对于滚动勘探发现的文昌13-6低渗透油田，有限湛江直面油层识别、“甜点”预测、储层保护等多重开发挑战，针对性地开展科研攻关，最终使得该油田顺利投产。

2015年以来，油田群内的部分油田含水上升快、产量下降快，迫切需要采取新的举措稳产、增产。深入研究油藏、充分认识到油藏的增产潜力后，他们通过加密调整井等方式挖潜增油，并通过开展内挂井槽改造，努力挖掘井槽资源，累计投产调整井37口。

文昌油田群内的3个气田，也是通过“织网”高效开发的。

1994-2005年勘探发现的文昌9-2、9-3和10-3气田，属低渗凝析气藏。发现后同样久未开发，主要原因是单个气田储量少，难以达到经济开发要求，且下游市场难落实。对此，有限湛江优化气田开发方案，实施3个气田联合开发以降低开发成本。

3个气田投产后，气井重烃组分含量偏高，原设计高含二氧化碳气井产能不足，导致外输天然气不能满足用户合同要求。针对这个难题，他们又通过优化深度脱烃工艺、交替间歇开启高二氧化碳气井、掺混其他气田低热值天然气等举措，实现了商品天然气达标外输。

多年“织网式”勘探开发，目前文昌油田群作业面积已达2500平方公里。

油田群内的井口装置多、距离远，如何管理也是一项难题。文昌油田群依靠FPSO“海洋石油116”、文昌13-6平台和文昌9-2/9-3平台三个中心装置，整个油田群在资源配置、维修作业、生产监控方面推行一体化，促进了资源的有效调配与优化利用。比如，三个中心物料调配互通有无；凡有大型维修作业，统筹协调不同装置的技术骨干“集团军作战”；利用“海洋石油116”和文昌13-6平台中控室，对所有采油平台进行生产数据集中监控。由此，油气田生产管理实现了最优的“一盘棋”。

提效“轰油门”，智能“添新翼”

当下，有限湛江正努力为文昌油田群的明天作各种努力。

文昌油田群主任工程师介绍，对于像文昌油气田这类的边际油气田，随着开发年限的延长，稳产增产难度会越来越大，而且操作成本难以降低。对此，必须努力提效，油田群才有明天。

台风遥控生产，是油田群提效的重要举措。

当下，浩瀚的南海，海景如画。不过，季节转换之际，南海的台风接二连三，影响油气生产。2022年，作业公司完成了低等级台风遥控生产改造，通过“撤人不停产”，每年至少可增产1万吨原油。

除此之外，作业公司增效不拒细流，方方面面提效益。比如，通过创建标杆井口平台，提升生产现场的精细化管理水平以增效；充分发挥两个技能专家工作室的技术攻关优势，相继实现艉输软管、仪控设备等关键设备国产化应用以提效。

今年文昌油田群还集中抽调各平台中坚力量，组建自主维修小分队，集中力量开展透平、干气压缩机和直流输电系统等关键设备年检自修作业，既锻炼培养了员工队伍，也带来可观的成本节约。

细流汇江河，今年第一季度，油田群通过自检自修、、三新三化、生产精细管理等举措，累计降本近千万元。

科技增效威力大。文昌油田群“5G+海上智能平台”项目的实施，进一步扩大了质效提升的空间。目前，作业公司已在文昌9-2/9-3气田成功实施了该项目。以5G网络为基础，油田群将依托手持智能终端和视频监控，实现智能巡检和融合通信，提升了巡检、响应和指挥等工作效率，减少了人工收集、统计和上报信息的工作。特别是智能巡检监控，能尽早发现安全隐患，不依靠人力实地操作，有效降低了安全风险。