東方1－1氣田經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

姜 平 何 巍 成 濤

1.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢） 2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司

東方1－1氣田經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

姜 平1，2何 巍2成 濤1，2

1.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢） 2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司

鶯歌海盆地東方1－1氣田具有面積大、各氣組含氣面積疊合性差、儲(chǔ)量豐度低、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)和非烴組分含量高等特點(diǎn)。為達(dá)到經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)氣田的目的，針對(duì)該氣田特點(diǎn)及開發(fā)過程中的主要矛盾，在對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性詳細(xì)研究的基礎(chǔ)上，以高分辨率三維地震技術(shù)落實(shí)構(gòu)造、刻畫砂體，尋找出海上淺層低滲透氣藏的“甜點(diǎn)”——相對(duì)高的孔滲體（帶），利用大位移長水平井段鉆井技術(shù)來提高單井的控制產(chǎn)能，通過兩期開發(fā)及后續(xù)調(diào)整井的分步實(shí)施，實(shí)現(xiàn)了對(duì)該氣田的經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)，其產(chǎn)量滿足了下游產(chǎn)業(yè)的用氣需求。此外，針對(duì)長水平段井產(chǎn)能測試?yán)щy的問題，提出了適應(yīng)水平井的穩(wěn)定產(chǎn)能測試新方法，成功解決了生產(chǎn)管理過程中的難題，達(dá)到了少井高產(chǎn)、高效開發(fā)海上氣田的目標(biāo)，為類似氣田的開發(fā)提供了經(jīng)驗(yàn)。

鶯歌海盆地 東方1－1氣田 非均質(zhì)性 經(jīng)濟(jì)高效 滾動(dòng)開發(fā) 水平井 地震勘探

1 氣田簡況及開發(fā)難點(diǎn)

1.1 東方1－1氣田概況

東方1－1氣田是我國海上最大的自營天然氣田，位于南海北部鶯歌海海域，區(qū)域構(gòu)造位置為鶯歌海盆地中央泥底辟構(gòu)造帶北部，氣田水深64～70 m。

氣田為一個(gè)大型泥底辟簡單短軸背斜構(gòu)造，埋深1 200～1 600 m，含氣面積超300 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量超千億立方米，儲(chǔ)量豐度低。氣田被南北向主斷層劃分為東區(qū)和西區(qū)，兩翼壓力系統(tǒng)、氣水界面、氣組分差異明顯。

東方氣田產(chǎn)氣層段劃分為4個(gè)氣組，即Ⅰ、Ⅱ上、Ⅱ下、Ⅲ上。分兩期開發(fā)實(shí)施。

1.2 氣田開發(fā)面臨的主要困難

1.2.1 儲(chǔ)量豐度低

東方1－1氣田天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量大，但含氣面積也大，儲(chǔ)量豐度低，平均不到3×108m3／km2，經(jīng)濟(jì)高效地提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度的難度很大。

1.2.2 低阻薄氣層產(chǎn)能低

氣田Ⅰ氣組為高孔、低滲、高含水飽和度、低電阻率的薄氣層，單井產(chǎn)能較低，而海上氣田開發(fā)井?dāng)?shù)少，出于下游用戶對(duì)產(chǎn)量的要求和經(jīng)濟(jì)目的，要求單井產(chǎn)能較高，如何提高單井產(chǎn)能以解決這一矛盾是開發(fā)難點(diǎn)之一。

1.2.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)

由于儲(chǔ)層后期被沖溝改造，內(nèi)部溝谷發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)。如何針對(duì)氣田的非均質(zhì)性，在海上氣田開發(fā)井?dāng)?shù)相對(duì)較少的情況下提高儲(chǔ)量的動(dòng)用程度和采出程度是主要困難之一。

1.2.4 氣體組分分布復(fù)雜

氣田氣體純烴組分僅略高于50%，非烴組分含量較高（CO2含量超過30%，N2含量近20%），并且由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，導(dǎo)致非烴組分的分布也很復(fù)雜，開發(fā)如何布井，使得多數(shù)井打到高烴區(qū)域，生產(chǎn)時(shí)如何配產(chǎn)，在滿足下游用戶對(duì)組分的要求情況下，盡量提高氣田采出程度是氣田開發(fā)的主要任務(wù)。

2 氣田高效開發(fā)實(shí)踐

由于東方1－1氣田開發(fā)面臨著以上一些困難，要在海上氣田開發(fā)井?dāng)?shù)較少，產(chǎn)能要求較高的矛盾下開發(fā)好氣田，主要采用精細(xì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性描述刻畫砂體分布，優(yōu)選井位；采用水平井開發(fā)低豐度與非均質(zhì)性強(qiáng)的儲(chǔ)層，以提高單井產(chǎn)能、擴(kuò)大單井控制面積；對(duì)海上低滲透氣藏采用尋找“甜點(diǎn)”開發(fā)技術(shù)；在氣田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測過程中采用多種新技術(shù)新方法。由于采用以上開發(fā)技術(shù)，氣田開發(fā)較為高效，開發(fā)效果較好。

2.1 精細(xì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性描述是氣田開發(fā)實(shí)施成功的基礎(chǔ)

氣田儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，主要表現(xiàn)為沖溝將儲(chǔ)層切割得較為細(xì)碎，導(dǎo)致平面非均質(zhì)性強(qiáng)、各氣組各區(qū)塊CO2分布較為復(fù)雜，同一區(qū)塊井間連通性較差。而在開發(fā)過程中，為了將儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響減小到最低，進(jìn)行精細(xì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性描述，并以此來指導(dǎo)布井，因此精細(xì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性描述是氣田開發(fā)實(shí)施成功的基礎(chǔ)。

精細(xì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性描述主要有高分辨率三維地震技術(shù)和儲(chǔ)層精細(xì)描述技術(shù)。

2.1.1 利用高分辨率三維地震技術(shù)來落實(shí)構(gòu)造，指導(dǎo)生產(chǎn)井的部署并進(jìn)行深度預(yù)測

氣田一期實(shí)施前，對(duì)氣田主體區(qū)采集了超過400 km2的三維地震資料，二期實(shí)施前，針對(duì)一期地震采集未能覆蓋的區(qū)域補(bǔ)充采集330 km2的三維地震資料，兩期合計(jì)超過700 km2的高分辨率三維地震資料為儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究提供了可靠的基礎(chǔ)。圖1為東方1－1氣田Ⅱ下氣組深度構(gòu)造圖，左圖為采用二維地震資料所做，構(gòu)造中央由于地震資料存在模糊區(qū)而無法解釋，右圖為采用高分辨率三維地震資料所做，與二維地震資料相比，其構(gòu)造更加落實(shí)、斷層分布及組合更為清晰，深度預(yù)測更加準(zhǔn)確［1］。

圖1 東方1－1氣田Ⅱ下氣組深度構(gòu)造圖

2.1.2 儲(chǔ)層精細(xì)描述技術(shù)來刻畫砂體展布，指導(dǎo)鉆前、隨鉆井軌跡優(yōu)化及調(diào)整

精細(xì)儲(chǔ)層描述技術(shù)主要細(xì)分為沉積微相研究、儲(chǔ)層非均質(zhì)性的成因研究、有色反演提高儲(chǔ)層分辨率、單砂體隔夾層沖溝雕刻共4項(xiàng)技術(shù)。除了常規(guī)的沉積微相研究以及儲(chǔ)層非均質(zhì)性成因研究外，有色反演提高儲(chǔ)層分辨率和單砂體隔夾層沖溝雕刻2項(xiàng)技術(shù)在南海西部氣田開發(fā)中是第一次使用。

2.1.2.1 有色反演提高儲(chǔ)層分辨率技術(shù)

常規(guī)反演模型的建立依賴于解釋的層位，受井的約束較大，而東方1－1氣田聲波和密度受含氣和擴(kuò)徑的影響較大，所以常規(guī)的反演方法對(duì)本氣田的砂體預(yù)測并不太適用［2］。因此對(duì)氣田高分辨率地震數(shù)據(jù)體進(jìn)行了有色反演處理，得到有色反演剖面。圖2為過D7井地震剖面，上圖為有色反演，下圖為道積分剖面。與普通道積分剖面相比，更清楚地顯現(xiàn)了隔夾層的存在，為氣田單砂體雕刻、孔隙度預(yù)測、隔夾層分辨起到了重要作用。

2.1.2.2 單砂體隔夾層沖溝雕刻技術(shù)

氣田開發(fā)過程中部分相鄰井的CO2含量差別很大，而在常規(guī)地震、地質(zhì)資料中找不到井間不連通的依據(jù)，為了解釋這種現(xiàn)象，更好地認(rèn)識(shí)氣田，應(yīng)用了單砂體隔夾層沖溝雕刻技術(shù)［3］。

圖3為過D2h－D4h井地震剖面，鉆前認(rèn)為2口井連通，組分也應(yīng)一致，均為高含CO2的儲(chǔ)層，但實(shí)際鉆后D2h井為高含烴類氣的儲(chǔ)層，運(yùn)用單砂體沖溝雕刻技術(shù)后認(rèn)識(shí)到2口井被沖溝分割，D2h砂體充注和高含烴類氣體。

通過對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性的精細(xì)描述，落實(shí)了氣藏深度構(gòu)造、刻畫了有利砂體的展布，對(duì)氣田下步制定開發(fā)策略、生產(chǎn)井的部署和井位優(yōu)化起到了指導(dǎo)作用，是氣田開發(fā)成功實(shí)施的基礎(chǔ)。

2.2 采用水平井開發(fā)低豐度與儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)的氣藏是提高單井產(chǎn)能、擴(kuò)大單井控制面積的有效途徑

由于東方1－1氣田儲(chǔ)量豐度低、儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，海上氣田開發(fā)井?dāng)?shù)有限，在多種因素制約下，開發(fā)制定了采用大水平井開發(fā)以提高單井產(chǎn)能、擴(kuò)大單井控制面積的策略［4］。

東方1－1氣田幾乎全部采用水平井開發(fā)，并且水平段長都在500～800 m，采用此項(xiàng)技術(shù)能有效提高單井產(chǎn)能。尤其是在開發(fā)Ⅰ氣組的低阻薄層時(shí)，較長的水平井段能更好地增加儲(chǔ)量動(dòng)用程度，提高采收率。圖4是側(cè)鉆井E3hb（虛線）與E3h（實(shí)線）的井軌跡對(duì)比圖，由圖可以看出：在側(cè)鉆之后井的水平段長比原井大幅度增加，并且緊貼氣層頂界面好氣層，使得側(cè)鉆后新井產(chǎn)能較原井高出2倍左右［5－7］。

圖2 過D7井地震剖面圖

圖3 過D2h－D4h井地震剖面圖

圖5是東方1－1氣田直井與一期生產(chǎn)井、二期生產(chǎn)井的無阻流量對(duì)比圖，水平井的無阻流量明顯高于直井，一般是相鄰直井的2～3倍，個(gè)別水平井產(chǎn)能為相鄰直井的4～5倍。

2.3 尋找“甜點(diǎn)”是開發(fā)海上淺層低滲透氣藏的根本出路

低滲透氣藏開發(fā)是目前氣藏開發(fā)的難點(diǎn)。而海上淺層低滲透氣藏開發(fā)則面臨著更大的困難。首先，低滲透氣藏氣井產(chǎn)能低，陸地開發(fā)經(jīng)驗(yàn)多為小井距、多井?dāng)?shù)開發(fā)，但海上氣田鉆井成本高，氣井較低的產(chǎn)量無法滿足經(jīng)濟(jì)性的要求；其次，在陸地低滲氣井常用的壓裂等儲(chǔ)層改造措施，在東方1－1氣田這類疏松、膠結(jié)程度不好的氣藏并不適用。因此，在低滲透氣藏中尋找“甜點(diǎn)”，并在此鉆井開發(fā)，“甜點(diǎn)”處較高的單井產(chǎn)能滿足經(jīng)濟(jì)性等的要求，并借此動(dòng)用低滲區(qū)儲(chǔ)量，是開發(fā)海上淺層低滲透氣藏的根本出路。

圖5 東方1－1氣田直井與水平井無阻流量對(duì)比圖

東方1－1氣田Ⅰ氣組5井區(qū)是典型的低滲透氣藏，平均滲透率5 mD左右，儲(chǔ)層面積較大，超過90 km2的含氣面積，僅有接近70×108m3，儲(chǔ)量豐度不足1×108m3／km2，儲(chǔ)層豐度低。在這樣的儲(chǔ)層中，如果僅在低滲區(qū)鉆井，即使采用長水平井，單井產(chǎn)量仍不高。以此區(qū)塊B8h為例，此井水平段超過1 300 m，單井產(chǎn)能不足4×104m3／d，且間歇開井，開發(fā)效果較差。

氣田二期實(shí)施在此區(qū)塊鉆B5h井，500 m左右水平段，單井產(chǎn)氣25×104m3／d，且已穩(wěn)產(chǎn)6年，實(shí)施效果較好，其原因即為在此低滲區(qū)塊中找到“甜點(diǎn)”。

圖6為過B5h井地震剖面，將Ⅰ氣組5井區(qū)按高阻、低阻分為上下兩層后發(fā)現(xiàn)，B5h井位于高阻、高滲層（A砂體），且此高滲層部分疊置于低阻、低滲層（B砂體）的上部，中間無隔夾層。因此，盡管高滲層A砂體地質(zhì)儲(chǔ)量僅6×108m3左右，但B5h生產(chǎn)5年多來，其動(dòng)儲(chǔ)量達(dá)到15×108m3，說明通過動(dòng)用“甜點(diǎn)”，利用“甜點(diǎn)”處的高滲儲(chǔ)層，氣井可以動(dòng)用其下一步的低滲儲(chǔ)層儲(chǔ)量，且開發(fā)效果好。在此思想指導(dǎo)下，后續(xù)鉆的調(diào)整井B7h也取得很好效果，單井產(chǎn)量超過20×104m3／d。

2.4 采用多種新技術(shù)、新方法，不斷改進(jìn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測方法

由于水平氣井在生產(chǎn)過程中存在與直井不同的地方，因此需要采用一些新技術(shù)對(duì)氣井進(jìn)行生產(chǎn)管理，合理高效開發(fā)氣田［8－11］。

2.4.1 水平氣井產(chǎn)能測試新技術(shù)

由于海上氣田水平井井斜大，狗腿度大，使得氣井在測試過程中鋼絲壓力計(jì)下放無法達(dá)到氣層位置，并且由于Ⅰ氣組等儲(chǔ)層物性較差的井在常規(guī)產(chǎn)能測試中工作制度達(dá)到穩(wěn)定非常困難，因此提出了適合水平氣井的穩(wěn)定點(diǎn)產(chǎn)能方程，以簡化測試流程。

經(jīng)推導(dǎo)后的水平井穩(wěn)定點(diǎn)產(chǎn)能為：

其中

在生產(chǎn)過程中，測試時(shí)不用關(guān)井，只需測得一個(gè)穩(wěn)定工作制度，利用投產(chǎn)初期回壓法產(chǎn)能試井得到的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程，迭代后即可得到測試時(shí)的氣井產(chǎn)能方程［12］。

2.4.2 優(yōu)化配產(chǎn)技術(shù)

由于東方1－1氣田氣體組分復(fù)雜，非烴組分（CO2、 N2）含量很高，總儲(chǔ)量中總非烴組分達(dá)到47.6%，而下游用氣用戶的要求年產(chǎn)氣為26.8×108m3，純烴組分大于58%，這就要求生產(chǎn)管理人員對(duì)氣井要進(jìn)行合理配產(chǎn)，滿足產(chǎn)量和組分的雙重要求。同時(shí)盡量發(fā)揮高含碳井的產(chǎn)能，合理利用資源。

圖6 東方1－1氣田過B5h井地震剖面圖

圖7是東方1－1氣田的產(chǎn)量和組分曲線。可以看到：在二期A和B平臺(tái)投產(chǎn)之后，氣田產(chǎn)量有了大幅度的提升，達(dá)到780×104m3／d。同時(shí)，CO2穩(wěn)步下降，N2含量上升（二期投產(chǎn)井CO2組分含量較低，小于1%；N2含量較高，大于20%），純烴組分總的穩(wěn)定在60%左右，既滿足了組分的要求，又使得氣田產(chǎn)量達(dá)到了新的高度，合理利用了資源，提高了氣田的采收率。

圖7 東方1－1氣田產(chǎn)量組分曲線圖

2.4.3 動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)

在氣田日常生產(chǎn)中，需要對(duì)氣田開發(fā)進(jìn)行動(dòng)態(tài)監(jiān)測。由于海上氣田開發(fā)的特殊性，在完井過程中，有12口開發(fā)井下入了永久井下電子壓力計(jì)，在對(duì)氣田進(jìn)行動(dòng)態(tài)分析時(shí)有了12口井的全程壓力歷史。這為分析氣田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)提供了完整的數(shù)據(jù)。

對(duì)下有永久壓力計(jì)的井，利用TOPAZE軟件，建立單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模型，通過壓力歷史擬合進(jìn)行修正，并以此來預(yù)測氣井以后的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。圖8是下有永久井下電子壓力計(jì)的D3h井全程壓力歷史擬合圖，擬合結(jié)果很好，說明單井模型基本符合井下情況，用其預(yù)測單井以后的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)也較為合理。

圖8 東方1－1氣田D3h井長期壓力歷史擬合圖

此外，對(duì)于沒有永久井下電子壓力計(jì)的井，每年進(jìn)行鋼絲測試作業(yè)，取全取準(zhǔn)各井壓力及動(dòng)態(tài)資料，為動(dòng)態(tài)分析提供準(zhǔn)確資料。

3 實(shí)施效果

針對(duì)東方1－1氣田儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重、氣體組分分布復(fù)雜的問題，開發(fā)實(shí)施過程中采用了精細(xì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性描述技術(shù)來預(yù)測儲(chǔ)層、刻畫砂體、優(yōu)化井位，采用大位移水平井開發(fā)技術(shù)提高單井控制面積和單井產(chǎn)能，尋找“甜點(diǎn)”開發(fā)技術(shù)來開發(fā)海上淺層低滲透氣藏，水平井單點(diǎn)產(chǎn)能測試技術(shù)、優(yōu)化配產(chǎn)技術(shù)和動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)等新技術(shù)新方法來解決生產(chǎn)管理問題。這一系列技術(shù)的使用使得東方1－1氣田開發(fā)實(shí)施取得了很好的效果。

主要表現(xiàn)在以下幾方面：

1）構(gòu)造預(yù)測相對(duì)準(zhǔn)確。二期開發(fā)井鉆后，與鉆前預(yù)測的構(gòu)造圖相比，除Ⅰ氣組9井區(qū)構(gòu)造形態(tài)變化較大外，其余氣組構(gòu)造形態(tài)基本不變。從基本鉆穿整個(gè)儲(chǔ)層厚度的開發(fā)井看，總體上鉆后各井有效厚度比鉆前預(yù)測的厚。橫向上從有效氣層段長度占水平段長度百分比來看，大部分開發(fā)井為65.2%～97.4%，平均86.83%，證明開發(fā)井采用以上對(duì)策對(duì)井位井軌跡進(jìn)行優(yōu)化后確實(shí)部署在儲(chǔ)層厚度大、物性好、含氣性好的地方。

2）大位移開發(fā)井開發(fā)效果較好。尤其是二期實(shí)施16口井，單井產(chǎn)能較高，且全部為高烴井。

3）開發(fā)低滲儲(chǔ)層達(dá)到預(yù)期效果。開發(fā)低阻薄氣層的B5h、B7h井無阻流量與設(shè)計(jì)的無阻流量基本相當(dāng)。

4）二期開發(fā)實(shí)施后采用多種新技術(shù)新方法進(jìn)行產(chǎn)能測試、動(dòng)態(tài)監(jiān)測等，極大地簡化了測試流程，氣藏動(dòng)態(tài)分析更加全面、準(zhǔn)確及時(shí)，氣田開發(fā)高效，保證了氣田穩(wěn)步登上年供氣28×108m3的方案設(shè)計(jì)要求。

4 結(jié)論

1）儲(chǔ)層的精細(xì)描述技術(shù)對(duì)落實(shí)構(gòu)造、刻畫砂體、優(yōu)化井位等有重要指導(dǎo)作用，是氣田成功開發(fā)的基礎(chǔ)。

2）大位移水平井技術(shù)增加了單井控制面積和動(dòng)用儲(chǔ)量、提高了氣田儲(chǔ)量動(dòng)用程度、提高了單井產(chǎn)能、實(shí)現(xiàn)了少井高產(chǎn)和長期穩(wěn)產(chǎn)。

3）由于海上氣田的諸多限制，因此尋找“甜點(diǎn)”是開發(fā)海上淺層低滲透氣藏的根本出路。

4）采用穩(wěn)定產(chǎn)能測試技術(shù)、優(yōu)化配產(chǎn)技術(shù)和動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)對(duì)氣田進(jìn)行合理高效的管理。

總體來說，東方1－1氣田的高效開發(fā)取得了很好的效果，為東方1－1氣田保持長期穩(wěn)定地向下游供氣打下了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)，為類似氣田的高效開發(fā)提供了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。

符 號(hào) 說 明

Ah、Bh分別為水平井二項(xiàng)式產(chǎn)能方程系數(shù)；pR為供氣邊界地層壓力，MPa；pwf為井底流動(dòng)壓力，MPa；Kh為氣層水平滲透率，mD；h為地層有效厚度，m；μg為地層天然氣黏度，mPa· s；Z為真實(shí)氣體偏差系數(shù)，無因次；T為氣層溫度，K；S為視表皮系數(shù)或擬表皮系數(shù)，無因次；D為非達(dá)西流系數(shù)，（104m3／d）－1；reh為水平井折算供氣半徑，m；rwh為水平井折算井底半徑，m。

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Practices of economic and highly－effective development in the Dongfang 1－1 Gas Field，Yinggehai Basin

Jiang Ping1，2，He Wei2，Cheng Tao1，2
（1.China University of Geosciences，Wuhan，Hebei 524057，China；2.CNOOC Zhanjiang Branch Company，Zhanjiang，Guangdong 524057，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.16－21，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Gas zones at different areas are isolated from each other in the widely distributed Dongfang 1－1 Gas Field in the Yinggehai Basin，where reservoirs with great heterogeneity have low abundance of reserves and high content of non－h(huán)ydrocarbon components.In view of this，based on the detailed study of the heterogeneity of reservoirs in this field，the high－resolution 3D seismic techniques are adopted to identify structures，describe sandbodies，and find the sweet spots in the low－permeability gas reservoirs at shallow sea－beds.On this basis，the long lateral or"extended reach"horizontal wells are used to improve the single－well productivity.Through field practices after two－stage development，more new techniques and methods have been employed to achieve economic and highly－efficient development of this field and the gas production capacity will meet the needs of the down－stream users.In addition，new methods for testing the deliverability of long－lateral horizontal wells are presented to develop offshore gas fields efficiently with high production and cost－effectively with few wells.The successful experience in this field will provide reference for the development of similar gas fields in the future.

Yinggehai Basin，Dongfang 1－1 Gas Field，heterogeneity，high efficiency，progressive development，horizontal well，seismic exploration

姜平等.東方1－1氣田經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)實(shí)踐及認(rèn)識(shí).天然氣工業(yè)，2012，32（8）：16－21.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.004

姜平，1971年生，高級(jí)工程師；主要從事油氣田開發(fā)研究工作。地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區(qū)22號(hào)信箱。電話：（0759）3900511。E－mail：jiangp＠cnooc.com.cn

2012－05－16 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.004

Jiang Ping，senior engineer，born in 1971，is mainly engaged in research of oil and gas field development.

Add：Mail Box 22，Potou District，Zhanjiang，Guangdong 524057，P.R.China

E－mail：jiangp＠cnooc.com.cn