南海莺琼盆地3000米下的地层深处，是全球三大海上高温高压区域之一。在这里勘探开发油气，属世界级难题。

　　30多年来，中国海油持续强化科研攻关，不断推进勘探实践，2010、2012年先后发现了东方13-1(开发阶段称东方1-1一期)、13-2两个气田。2015年，东方1-1一期投产。

　　如今，气藏规模、年高峰产量更大的东方13-2气田再次成功投产。原本的世界级难题，一下子捧出两个“聚宝盆”，世界为之瞩目。

　　瘦身健体闯难关

　　带着勘探突破的喜悦，东方13-2气田发现后，中国海油有限公司湛江分公司(以下简称有限湛江)立即着手开发建产，想尽快变储量为产量。

　　相关工作很快启动——2013年开始前期研究，2014年完成初版ODP。此时，无论是动用储量规模、工程建设规模，还是总投资额，该项目堪称南海西部史上最大。

　　然而，2014年下半年暴跌的国际油价，拉低了国内天然气价格。东方13-2气田群项目开发不再具有经济性，还能不能顺利开发?很多人为此捏了一把汗。

　　“多方面考虑后，中国海油决定以该项目为试点，上游、专业公司、下游发挥各自优势、创造条件，加快该气田开发。”有限湛江总工程师(开发)姜平说。

　　为提升开发经济性，2014年底中国海油将其列为提质增效重点项目，多措并举降本增效。最关键的举措是深度优化ODP——变区域开发为分步实施。再者，推进“三新三化”，再降投资。

　　“当时除了考虑经济性，我们还从技术方面深度考虑。”据姜平介绍，尽管东方1-1一期的成功开发为东方13-2气田开发积累了经验，但两个气田规模悬殊，东方13-2气田开发技术难度更大。

　　开发高温高压气藏，钻井作业风险大，稍不注意就会井塌、井喷;气藏高温高压及所含二氧化碳与水，对开发材料与设备的抗高温高压、抗腐蚀及密封性提出更高要求;生产环节，地层深处高温高压气流喷涌到地面，温度骤然降低易冰堵。

　　为攻克这些难题，有限湛江在前期技术积累的基础上，进一步深入研发。“比如在钻井方面，提升温度、压力预测精度，精细作业方案;借用东方1-1一期高温高压水平井经验，创新性地将水平段长度从300米延伸至600米，以增加泄油面积提高产能。”

　　ODP深度优化与技术攻坚，最终使东方13-2气田群开发项目在年产气量变化不大的情况下，总投资大幅下降，气田经济性跃升。2015年4月通过了集团公司投委会审核。

　　精准识别地下迷宫

　　气田产能高低，直接关系到气田经济性大小。要获得好的产能，首先要摸清地下情况，将气井部署到“甜点”上。但是，精准找到“甜点”，很难。

　　东方13-2气田属浅海陆架背景(非典型)挠曲坡折带海底扇沉积。储层非均质性强，砂体叠置关系复杂。再加上地震资料分辨率低，气田储层纵横向展布难以精细刻画。此外，受高温高压影响，地震属性存在多解性，气层与含气水层识别难度很大。

　　如何把设计的27口开发井打对位置?科研人员精细研究储层，科学井位部署。

　　“有限湛江重新采集了高密度三维地震资料。科研人员据此开展多专业联合攻关，精细解剖浅海陆架背景非典型海底扇，深化沉积模式和成因机制认识，从而识别出了多种沉积—充填模式。”南海西部石油研究院院长周家雄说。

　　在地质模式的指导下，科研人员想办法获得了高分辨率的高密度地震资料。同时，创新提出针对浅层气及底辟微裂隙影响的振幅补偿技术，大幅提高了储层地震振幅的真实性，降低了地震属性的多解性，为后续精细储层研究奠定了良好基础。

　　“地质研究中，技术创新始终是我们认清东方13-2储层的一把利剑。”周家雄说，“比如，提出宽频地质统计学反演高精度储层预测技术，有效解决了薄储层及薄泥岩隔夹层的精细刻画问题，提高了储层连通性及非均质性认识;自主研发分频调谐高温高压储层含气性预测技术，有效识别高温高压气层与非气层;基于改进后的高温高压气藏应力敏感实验和气水相平衡技术，加深了高温高压气藏产能变化规律及气水相态变化认识。”

　　经过各专业的深入研究，最终摸清了气田地下情况，合理部署了井位。后又定量化分析各开发井的潜力和风险，合理规避了9口开发井储层不连续性带来的生产风险，有效降低了3口井见水的风险，为高效开发奠定了坚实基础。

　　海上施工匠心独运

　　要将东方13-2气田埋藏于水下地层3000米以下的天然气取出来，还必须进行高质量的钻井作业和工程建设。

　　与东方1-1一期相比，无论钻井还是工程建设，东方13-2气田都不是一个体量级。“不太确切地说，相当于一个大城市与一个县城的区别。”有限湛江勘探开发部副总经理兼开发经理张辉表示，“面对巨大的工程建设工作量、更大的施工难度，我们充分借鉴东方1-1一期经验，边实践边攻坚。”

　　钻井方面，东方13-2气田地层的孔隙压力和破裂压力非常接近，需要密度十分精确的钻井液体系;提高可动用的井控储量，需要钻大位移水平井。有限湛江多专业联合攻关，研发了高温高压开发井配套钻完井技术，制定了一系列完善的工程建设安全风险防控措施，破解了高温高压条件下大位移水平井钻井技术难题。

　　工程建设方面，项目新建了3个海上平台。其中，长101米、宽38米、高37米的东方13-2中心处理平台，是迄今为止南海西部海域规模最大、重量最大、工艺流程最复杂的中心平台。如此巨大的海上平台，建造与安装都是世界级难题。海油工程采用一体化技术快速推进，建造安装安全、高效。

　　海管铺设施工方面，需要铺设195公里直径达80厘米、单根海管达12吨的大管径海管。这是我国迄今为止自主铺设的最长海底管线。作业时，国际先进的铺管船“海洋石油201”铺设张力高达160吨，接近其正常工作的上限。面对南海海况复杂等不利因素，作业仍高效完成，单日铺管最高达4.02公里。该管线的铺设完成，填补了国内长距离海管作业空白，标志着我国海底管线铺设能力跻身世界前列。

　　…… ……

　　历经5年，东方13-2气田最终高效投产，进一步验证了中国海油30余年淬炼的海上高温高压气田勘探开发技术的科学性、先进性，更加坚定了海油人书写海洋石油工业新篇章的信心。

　　责任编辑：陆晓如

　　znluxiaoru@163.com