閆正和 羅東紅 許慶華

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

南海東部海域油田開發(fā)模式的創(chuàng)新與應用實踐

閆正和 羅東紅 許慶華

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

根據(jù)油田地質(zhì)特征、儲量規(guī)模、地理位置和海洋環(huán)境,對南海東部海域20多年來陸續(xù)實施的大中型油田獨立開發(fā)、油田群聯(lián)合開發(fā)和小型油田依托開發(fā)模式的創(chuàng)新與應用實踐進行了總結(jié),并概括出了“水下井口+單體船”獨立開發(fā)、“水下井口+浮式生產(chǎn)平臺+油輪”獨立開發(fā)、水下井口依托開發(fā)、大位移井依托開發(fā)和無人簡易平臺依托開發(fā)等創(chuàng)新模式的海洋工程應對策略,為其他海域開發(fā)邊際油田和小型衛(wèi)星油田提供了可借鑒的經(jīng)驗。

南海東部;大中型油田獨立開發(fā)模式;油田群聯(lián)合開發(fā)模式;小型油田依托開發(fā)模式

南海東部海域多數(shù)油田地質(zhì)條件相對較好,構(gòu)造簡單完整,儲層物性和油品性質(zhì)較好,產(chǎn)能高,儲層連通性好,水體天然能量充足[1-2],因而開發(fā)難度相對較小,這在一定程度上降低了對海洋工程設施的要求。但是,隨著勘探程度的逐步深入,所發(fā)現(xiàn)油田儲量規(guī)模不同,投產(chǎn)后生產(chǎn)規(guī)模大小不一,而且油田分布相對零散,油田所在海域地理條件十分惡劣,水深相對較深(100～330 m之間),臺風多,水流和浪涌情況復雜,這大大地增加了海洋工程設施的設計要求和開發(fā)投資,致使許多油田經(jīng)濟效益邊際或無獨立開發(fā)經(jīng)濟效益。因此,如何解放思想,選擇與天然因素和自然條件(諸如地質(zhì)條件、生產(chǎn)規(guī)模、地理位置和海洋環(huán)境等)相適應的,與鉆采工藝相配套的,且滿足海洋石油高速開采和快速回收投資要求的海洋石油工程設施及其組合,對于南海東部油田的開發(fā)效果和經(jīng)濟效益影響重大,也對整個油區(qū)產(chǎn)量接替和維持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)至關重要。當然,創(chuàng)新開發(fā)模式來開發(fā)和動用儲量規(guī)模不一、地理條件不同的油田,這也是南海石油人孜孜以求并不斷為之奮斗的目標。

20多年來,通過不斷地調(diào)查研究和探索實踐[3-7],根據(jù)油田地質(zhì)特征、儲量規(guī)模以及地理位置和海洋環(huán)境不同,在南海東部海域油田開發(fā)中采取了相應的工程應對策略,先后配套組合了多種海洋石油工程設施,陸續(xù)實施了大中型油田獨立開發(fā)、油田群聯(lián)合開發(fā)和小型油田依托開發(fā)等3種主模式,其中創(chuàng)新了多種子模式,包括“水下井口+單體船”獨立開發(fā)、“水下井口+浮式生產(chǎn)平臺+油輪”獨立開發(fā)、水下井口依托開發(fā)、大位移井依托開發(fā)和無人簡易平臺依托開發(fā)等,均取得了良好的經(jīng)濟效益和開發(fā)效果。本文是對南海東部海域油田開發(fā)模式創(chuàng)新與應用實踐的總結(jié),概括出了各種開發(fā)模式的海洋工程應對策略,為其他海域邊際油田和小型衛(wèi)星油田開發(fā)提供了借鑒經(jīng)驗。

1 大中型油田獨立開發(fā)模式

在南海東部海域儲量規(guī)模超過2 000萬m3的大中型油田,當?shù)乩砦恢帽容^孤立時,一般采用獨立開發(fā)模式。根據(jù)具體的應對工程設施和采油技術的不同,獨立開發(fā)模式又可以細分為3種開發(fā)子模式,分別是“固定綜合平臺+油輪”子模式(簡稱為“DPP +FPSO”子模式)、“水下井口+單體船”子模式(簡稱為“SPS+FPSO”子模式)和“水下井口+浮式生產(chǎn)系統(tǒng)+油輪”子模式(簡稱為“SPS+FPS+FPSO”子模式)。其中,“DPP+FPSO”子模式屬于傳統(tǒng)和常規(guī)的海上油田開發(fā)模式,而“SPS+FPSO”和“SPS+FPS+FPSO”子模式則屬于海上油田開發(fā)模式上的創(chuàng)新。

1.1 “DPP+FPSO”子模式

在南海東部海域早期發(fā)現(xiàn)和投產(chǎn)的油田地理位置相對比較孤立,海水深度不超過150 m,一般采用“DPP+FPSO”開發(fā)子模式。這種子模式的工程應對策略是采用由具有鉆井和生產(chǎn)處理功能的固定綜合平臺、具有生產(chǎn)儲油卸油功能的油輪以及單點系泊系統(tǒng)和海管組成的海洋工程設施,其中固定綜合平臺包括導管架及樁腿、平臺甲板、生產(chǎn)設施、鉆機、天然氣壓縮系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、公用設施及生活模塊,它集鉆修設施、生產(chǎn)處理設施和生活設施于一體,投資規(guī)模較大。該子模式具有如下主要功能和特點:

1)可以鉆開發(fā)井,因此不需要動用鉆井船進行預鉆井,大大降低了開發(fā)投資;

2)可以鉆調(diào)整井,因此有助于改善油田的開發(fā)效果,并降低資本性投資;

3)可以進行修井以及其他各種增產(chǎn)作業(yè)和資料錄取作業(yè),降低了操作費;

4)可以進行油水分離和計量,降低了油輪的開發(fā)投資;

5)可以作為主設施帶動周邊衛(wèi)星小油田的開發(fā)和動用。

在南海東部海域,采取這種子模式開發(fā)的油田主要是陸豐13-1油田和西江23-1油田,分別動用地質(zhì)儲量2 000萬～2 200萬m3,截至2011年底累計采油已超過1 800萬m3。這2個油田在開發(fā)早期因其地理位置孤立,周邊無聯(lián)合開發(fā)的其他油田,開發(fā)評價均有獨立開發(fā)經(jīng)濟效益,因此采取了“DPP+ FPSO”開發(fā)子模式。后來由于周邊勘探開發(fā)規(guī)模的不斷擴大,這2個油田也發(fā)展成為與周邊的新油田進行聯(lián)合開發(fā)的模式,為南海東部油區(qū)早期快速建產(chǎn)發(fā)揮了重要作用。

1.2 “SPS+FPS+FPSO”子模式

“SPS+FPS+FPSO”子模式在流花11-1油田的成功應用是中國海上油田開發(fā)模式的首創(chuàng),其開發(fā)模式示意圖見圖1。

圖1 流花11-1油田“SPS+FPS+FPSO”開發(fā)子模式示意圖

流花11-1油田是當前中國海上最大的生物礁灘稠油油田[5],位于南海東沙群島西北側(cè),水深305 m,具有海況惡劣、含油面積大、儲量可觀、埋藏淺和油藏地質(zhì)結(jié)構(gòu)復雜的特點。經(jīng)過長達6年的前期可行性研究和模擬實驗反復論證后,在廣泛研究對比了國際海上油田開發(fā)所應用的先進的工程技術后,評價、篩選出了“SPS+FPS+FPSO”的工程設計方案,建立了一套獨創(chuàng)的開發(fā)系統(tǒng),找到了一條適合開發(fā)流花油田并能夠保證其經(jīng)濟效益的最佳途徑。這種子模式一般應用于開發(fā)難度大、海水較深、用常規(guī)開發(fā)模式無經(jīng)濟效益的油田。

“SPS+FPS+FPSO”子模式是以兩大浮體結(jié)構(gòu)(FPS、FPSO)作為生產(chǎn)主體,配合使用一系列深水技術,將諸多世界領先的工藝技術經(jīng)過實用性改造后組合在一個油田上使用,這在世界海洋油田開發(fā)尚屬首例。在流花11-1油田采用的主要新技術創(chuàng)下當時7項世界第一:首次全水平井深水開采海洋油田;首次使用水下臥式采油樹井口裝置;首次在水下井口系統(tǒng)中應用電潛泵采油;首次在民用工業(yè)中應用深水濕式電接頭技術;首次應用水下跨接管連接技術;首次采用既獨立又集中的多功能液壓系統(tǒng),在浮式生產(chǎn)平臺上控制水下井口;首個無人潛水作業(yè)的油田,所有水下作業(yè)全部由高性能的遙控潛水器(ROV)承擔。

流花11-1油田的開發(fā)中“SPS+FPS+FPSO”獨立開發(fā)子模式的創(chuàng)新與實踐,為中國近海大型整裝的深水邊際油田的開發(fā)動用提供了寶貴經(jīng)驗,對中國海油加速深水能源開發(fā)、向國際深海石油市場進軍具有重要推動作用。

1.3 “SPS+FPSO”子模式

“SPS+FPSO”子模式是一種簡化的開發(fā)模式,一般應用于開發(fā)難度大、海水較深、用常規(guī)開發(fā)模式無經(jīng)濟效益的油田。該開發(fā)模式在南海東部邊際油田陸豐22-1油田首先使用(圖2),成功動用地質(zhì)儲量近2 000萬m3,截至2011年底累計采油已超過670萬m3。

陸豐22-1油田是一個塊狀底水油藏,構(gòu)造復雜,油田內(nèi)部小斷層發(fā)育,開發(fā)難度大[4];同時,它位于海況惡劣的深水區(qū)(水深333 m),熱帶氣旋(熱帶風暴或臺風)和季風及內(nèi)波流所形成的大風、大浪和強流傳至油田海區(qū),對油田設施和油田正常生產(chǎn)都會產(chǎn)生明顯的影響,工程造價高,經(jīng)濟效益邊際。該深水邊際油田的作業(yè)者經(jīng)過三易其主,先后與中方開展了3次開發(fā)評價,最終創(chuàng)造性地確定了中國海上乃至世界海洋石油的新開發(fā)模式:

1)全部采用水平井開發(fā),水平井段較長(最長2 060 m),5口水平井控制11.5 km2近2 000萬m3原始石油地質(zhì)儲量;

2)天然水驅(qū),水下井口和水下泥線增壓泵采油(在海底330m處舉升),其中水下泥線增壓泵為世界海洋石油開發(fā)中的首次使用;

3)高速開采,高峰采油速度8%,單井日產(chǎn)油最高達3 800 m3;

4)以FPSO、單點系泊系統(tǒng)為主要工程設施,節(jié)省了近50%的投資費用。

陸豐22-1油田的開發(fā),開創(chuàng)了中國深水海域、海況惡劣、地質(zhì)情況復雜、用單體船成功開發(fā)一個油層最厚僅42 m的砂巖底水油藏的先例,取得了預期的開發(fā)效果和經(jīng)濟效益,為近海獨立開發(fā)經(jīng)濟效益差、又遠離已開發(fā)生產(chǎn)設施的邊際油田提供了寶貴經(jīng)驗。

圖2 陸豐22-1油田“SPS+FPSO”開發(fā)子模式示意圖

2 油田群聯(lián)合開發(fā)模式

油田群聯(lián)合開發(fā)模式是指把2個或2個以上的地理位置相鄰的油田“捆綁”在一起,共享部分海上設施一起進行開發(fā)和生產(chǎn),其工程應對策略為每個油田各自建立一座平臺,一起共享一艘油輪。根據(jù)各油田的儲量規(guī)模的大小不同,這種模式又可分為“強強聯(lián)合”型、“強弱聯(lián)合”型和“弱弱聯(lián)合”型。所謂“強”,指的是具有獨立開發(fā)經(jīng)濟效益的大中型油田;所謂“弱”,意為經(jīng)濟效益邊際的中小型油田。而按照加入聯(lián)合開發(fā)時間先后不同,聯(lián)合開發(fā)又可以分為“滾動”型和“孿生”型?！皾L動”型的特點是各油氣田加入聯(lián)合開發(fā)的時間前后不一,但有時為了適應新油田的加入,老油田設施需要擴容、升級或改造;而“孿生”型的特點是各個油田發(fā)現(xiàn)時間前后相差不久,開發(fā)設計統(tǒng)籌考慮,整體部署,各油氣田幾乎同時投入開發(fā)。

目前,在南海東部海域采用聯(lián)合開發(fā)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,圖3)、西江油田群(包括西江24-3油田和西江30-2油田,圖4)和番禺油田群(包括番禺4-2油田和番禺5-1油田)。

圖3 惠州油田群聯(lián)合開發(fā)模式示意圖

圖4 西江油田群聯(lián)合開發(fā)模式示意圖

惠州油田群聯(lián)合開發(fā)屬于“滾動”型聯(lián)合開發(fā),截至2011年底整個油田群累計加入聯(lián)合開發(fā)生產(chǎn)的油田已達7個,除惠州32-5和惠州26-1N油田屬于水下井口依托開發(fā)模式(“SPS”子模式)、惠州19-1油田為大位移井依托開發(fā)模式(“ERW”子模式)外,其他油田均采用了“滾動”型聯(lián)合開發(fā)模式?；葜?1-1為第一個發(fā)現(xiàn)的油田,當時周邊尚無其他發(fā)現(xiàn),經(jīng)開發(fā)評價后決定采用“簡易平臺(WHP)+ FPSO”獨立開發(fā)模式,并于1987年向政府提交總體開發(fā)方案,但經(jīng)濟效益邊際。1988年在與惠州21-1油田相距25 km處發(fā)現(xiàn)了儲量規(guī)模較大的惠州26-1油田后,經(jīng)快速評價后確定這2個油田實行聯(lián)合開發(fā),共用部分設施(主要是油輪),同時充分利用惠州21-1油田地下天然氣資源(供動力燃料和氣舉采油之用),節(jié)省開發(fā)費用,提高經(jīng)濟效益,延長油田經(jīng)濟開采壽命。之后,隨著勘探的不斷發(fā)現(xiàn),惠州32-2和惠州32-3油田、惠州19-3和惠州19-2油田分別加入到了油田群的聯(lián)合開發(fā)陣容中,聯(lián)合規(guī)模越“滾”越大。

西江油田群和番禺油田群聯(lián)合開發(fā)屬于“孿生”型聯(lián)合開發(fā),油田群中各個油田發(fā)現(xiàn)時間前后相差不久,且地理位置相鄰,經(jīng)過評價后整體設計,一次性采用聯(lián)合開發(fā),避免了因新油田的后期加入而對老油田設施的改造。

惠州油田群和西江油田群是中國海油較早采取聯(lián)合開發(fā)的油田群,因共享油輪等設施,降低了開發(fā)投資,并共同分攤了操作費,使各油田的開發(fā)效益明顯提升,延長了油田的開發(fā)壽命,使強者更強;同時,聯(lián)合開發(fā)還降低了許多邊際油田的“經(jīng)濟門檻”,使之也具有開發(fā)效益,使弱者變強。后期,聯(lián)合開發(fā)模式與衛(wèi)星小油田依托開發(fā)模式相結(jié)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術依托惠州26-1平臺開發(fā)動用,西江油田群中西江24-1油田利用大位移井技術依托西江24-3平臺開發(fā)動用),油田群聯(lián)合開發(fā)形式進一步發(fā)展,聯(lián)合規(guī)模不斷擴大,帶動了一大批無獨立開發(fā)價值的衛(wèi)星小油田和含油構(gòu)造,有效地動用了地下資源。目前實現(xiàn)聯(lián)合開發(fā)已成為南海東部海域油氣田開發(fā)動用的一種主流趨勢,許多早期獨立開發(fā)的油田也已發(fā)展成為聯(lián)合開發(fā)形式。

3 小型油田依托開發(fā)模式

小型油田依托開發(fā)模式可以稱之為“以大帶小”型開發(fā)模式,是指一個小型油田(一般其地質(zhì)儲量不超過1 000萬m3)依托一個周邊大油田的設施來聯(lián)合開發(fā)動用。在這種開發(fā)模式中,大油田本身具有獨立開發(fā)價值,已經(jīng)建成綜合平臺和油輪,并投入了開發(fā);而小型油田的儲量規(guī)模較小,不具備獨立開發(fā)價值,但因采用這種模式也可以被有效開發(fā)和動用,這為南海東部油區(qū)的產(chǎn)量接替起到了巨大作用。在南海東部海域,依據(jù)小油田所采取的工程應對策略不同,這種模式又可以分為“水下井口”子模式(簡稱“SPS”子模式)、“大位移井”子模式(簡稱“ERW”子模式)和“簡易平臺”子模式(簡稱“WHP”子模式)。

3.1 “SPS”子模式

“SPS”子模式是采用水下井口采油技術并依托臨近的大油田設施來開發(fā)衛(wèi)星油田,采用鉆井船預先在小油田完成鉆完井作業(yè),然后安裝水下井口和海底管線回接到大油田的綜合平臺上,所生產(chǎn)的原油在該綜合平臺上進行計量和處理,最后與大油田的原油混輸?shù)接洼喩稀?/p>

該子模式先后在流花11-1、陸豐22-1、惠州32-5和惠州26-1N油田開展了成功應用。其中,惠州32-5油田和惠州26-1N油田儲量規(guī)模較小,都屬于無獨立開發(fā)價值的衛(wèi)星油田,但通過采用水下井口技術和“以大帶小”的開發(fā)模式均得以開發(fā),是中國海上油田開發(fā)模式的首創(chuàng),共動用地質(zhì)儲量近1 500萬m3,累計采油已超過670萬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口預先鉆好的水平井開發(fā),其工程設施主要包括3套水下臥式采油樹以及相應的上部設施和控制系統(tǒng)、3根φ152.4 mm柔性立管(作為輸油管線)、1根φ101.6 mm柔性立管(作為氣舉供氣管線)、1根八通道的電液控制管束和1根平臺立管套管,所生產(chǎn)的原油輸送到惠州26-1平臺上進行處理后再輸往“南海發(fā)現(xiàn)號”油輪,控制系統(tǒng)通過控制管束在惠州26-1平臺上操控(圖5)?；葜?6-1N油田距惠州26-1油田約9 km,也采用了相同的開發(fā)技術和開發(fā)模式,其主要工程設施包括1套海底采油樹、1條φ254 mm海底生產(chǎn)管線和1條控制纜(為海底采油樹傳送生產(chǎn)動力,在惠州26-1平臺上操控)。

圖5 惠州32-5油田“SPS”開發(fā)子模式示意圖

惠州32-5和惠州26-1N油田之所以采用水下井口聯(lián)合開發(fā),主要是考慮到以下因素:①儲量規(guī)模小,建立無人井口平臺不經(jīng)濟;②水下井口技術當時已在流花11-1和陸豐22-1油田成功使用,技術成熟,不建平臺可以節(jié)省開發(fā)投資;③利用惠州21-1油田地下天然氣資源進行氣舉開采,可以避免修井檢泵作業(yè),節(jié)省操作費。

3.2 “ERW”子模式

“ERW”子模式是直接在已投產(chǎn)大油田的綜合平臺(DPP)上通過鉆大位移井(ERW)來開發(fā)衛(wèi)星油田,其井下采出液在該綜合平臺上經(jīng)過一級處理后與大油田的原油一起通過海管外輸?shù)接洼喩?。通過鉆大位移延伸井不僅節(jié)省了建海上鉆井平臺、人工島和固定平臺等開發(fā)費用,而且用大位移井代替海底井口完成井,也可節(jié)省大量設備投資。這種開發(fā)模式一般要求衛(wèi)星油田距離大油田的綜合平臺不太遠(一般不超過10 km),而且綜合平臺的鉆井能力能滿足鉆大位移井的要求。

西江24-1油田是第一個采用大位移井技術開發(fā)的中國海上衛(wèi)星油田,XJ24-3-A14井是第一口大位移井,當時創(chuàng)下了3項世界第一[5]:最大水平位移記錄,全井水平位移8 062.7 m;最長裸眼井段記錄, φ311.2 mm裸眼井段長5 032 m;MWD/LWD實時傳輸接收訊號最深記錄達9 106 m。

在南海東部海域利用在已建成投產(chǎn)的綜合平臺上鉆大位移井,開創(chuàng)了中國海上油田開發(fā)模式的又一先例,動用了一大批無獨立開發(fā)經(jīng)濟效益的衛(wèi)星油田和周邊構(gòu)造,包括西江24-1油田(利用西江24-3平臺鉆井,圖6)、惠州19-1油田(利用惠州19-2平臺鉆井)、番禺11-6油田(利用番禺5-1平臺鉆井)、惠州25-4油田(利用惠州19-2平臺鉆井),合計動用地質(zhì)儲量近3 200萬m3,累計采油近1 000萬m3(截至2011年底)。

圖6 西江24-1油田“ERW”開發(fā)子模式示意圖

3.3 “WHP”子模式

“WHP”子模式是在小油田上建造一個簡易的井口平臺(WHP)進行開發(fā)。該簡易井口平臺只有修井能力而無鉆井能力,只有單井計量設施而無油水處理設施,其生產(chǎn)液體需要通過新鋪設的一條海管連接到附近已投產(chǎn)的大油田的綜合平臺上,在綜合平臺上對原油進行脫水脫鹽處理后再通過綜合平臺的海管輸送到現(xiàn)成的油輪中。采用該模式開發(fā)的油田一般儲量規(guī)模較小,而且距周邊油田設施相對較遠(一般超過10 km)。同其他開發(fā)模式一樣,它使得小油田可以經(jīng)濟有效開發(fā)動用,并可分攤大油田的操作費,又使老油田的經(jīng)濟壽命得以延長。

在南海東部海域,采取這種模式開發(fā)的小油田有陸豐13-2、惠州19-3等油田。以陸豐13-2油田為例,該油田于1988年由外方合作者發(fā)現(xiàn),因其儲量規(guī)模小,在當時的經(jīng)濟技術條件下,不具備獨立開采價值,一直擱置。外方退出后,中國海油于2001年對該油田開展新一輪的開發(fā)評價,提出了依托周邊老油田陸豐13-1的現(xiàn)有設施進行聯(lián)合開發(fā)的方案:設計采用無人井口平臺,所生產(chǎn)的油、氣、水經(jīng)單井計量后,利用電潛泵剩余壓力,通過海底管線輸送到陸豐13-1平臺,進入陸豐13-2油氣水處理設備;處理合格后的原油經(jīng)計量后與陸豐13-1油田合格原油一起,通過現(xiàn)有的海底輸油軟管,輸送至陸豐13-1儲油輪(“南海盛開號”)儲存和外輸(圖7)。這種開發(fā)模式實現(xiàn)了雙贏,一方面帶動了陸豐13-2油田的開發(fā)和動用,另一方面分攤了老油田的操作費,延長了老油田的經(jīng)濟開采壽命。

圖7 陸豐13-2油田“WHP”開發(fā)子模式示意圖

4 結(jié)束語

在南海東部海域,經(jīng)過20多年的開發(fā)實踐,在應用海上油田傳統(tǒng)開發(fā)模式的基礎上,面對中小型邊際油田、深水復雜油田和無獨立開發(fā)價值的衛(wèi)星小油田或含油構(gòu)造,通過引進、學習、消化和推廣一批高新尖端的水平井開發(fā)技術、惡劣海況下的海洋工程技術、水下采油技術、大位移鉆完井技術等,創(chuàng)新性地提出了多種開發(fā)模式,主要包括“水下井口+單體船”獨立開發(fā)模式、“水下井口+浮式生產(chǎn)平臺+油輪”獨立開發(fā)模式、水下井口依托開發(fā)模式、大位移井依托開發(fā)模式和無人簡易平臺依托開發(fā)模式。同時,通過組合海洋石油工程設施,較早地實現(xiàn)了油田群聯(lián)合開發(fā),目前已形成惠州油田群、西江油田群、陸豐油田群、番禺油田群和流花油田群等。實踐證明,多種開發(fā)模式的創(chuàng)新與應用,有效地動用了邊際油田和無獨立開發(fā)價值的衛(wèi)星小油田,成功地實現(xiàn)了油區(qū)的產(chǎn)量接替,有力地保障了油區(qū)連續(xù)16年原油年產(chǎn)超千萬方的目標。

我們有理由相信,隨著油氣田開發(fā)向深海區(qū)域的推進,將來還會不斷地創(chuàng)造出更多新的開發(fā)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

(編輯:葉秋敏)

閆正和,男,高級工程師,1988年畢業(yè)于原西安石油學院油田開發(fā)系,現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)和油藏管理工作。地址:廣東省深圳市蛇口工業(yè)二路1號海洋石油大廈(郵編:518067)。電話:0755-26022393。