“油氣人工運(yùn)移”方法論證
——海上邊際油氣藏開發(fā)技術(shù)探索*

馬勇新 米洪剛 高 達(dá) 曾遠(yuǎn)芳 雷 昊

(1.中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院 武漢 430074； 2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

“油氣人工運(yùn)移”方法論證
——海上邊際油氣藏開發(fā)技術(shù)探索*

馬勇新1, 2米洪剛2高 達(dá)2曾遠(yuǎn)芳2雷 昊2

(1.中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院 武漢 430074； 2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

馬勇新,米洪剛,高達(dá)，等.“油氣人工運(yùn)移”方法論證——海上邊際油氣藏開發(fā)技術(shù)探索[J].中國海上油氣，2015,27(4)：68-72,79.

Ma Yongxin,Mi Honggang,Gao Da,et al.Hydrocarbon artificial migration: a novel development technology for offshore marginal reservoir[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):68-72,79.

海上油氣田現(xiàn)有開發(fā)模式投資成本高昂，很大一部分儲(chǔ)量規(guī)模小、分布分散、異常高壓、高含CO2等邊際油氣藏難以經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。探索性提出了“油氣人工運(yùn)移”方法，即通過建立人造運(yùn)移通道，使邊際油氣藏油氣流體運(yùn)移匯集到已開發(fā)的油氣藏優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，充分利用現(xiàn)有的井網(wǎng)及平臺(tái)設(shè)施，實(shí)現(xiàn)對(duì)邊際油氣藏間接動(dòng)用開發(fā)，從而達(dá)到大幅度降低開發(fā)成本、經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用邊際油氣藏儲(chǔ)量的目的。文中利用等值滲流阻力分析、節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析及油藏?cái)?shù)值模擬等方法計(jì)算了油氣運(yùn)移流量，論證了“油氣人工運(yùn)移”的可行性；分析了方法適用的油氣藏類型和降低開發(fā)成本的優(yōu)勢。

邊際油氣藏；油氣人工運(yùn)移；適用性；間接開發(fā)；降低成本；海上油氣田

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，規(guī)模大、豐度高、品質(zhì)好、產(chǎn)量高的大型優(yōu)質(zhì)油氣藏日益減少，邊際油氣藏已成為油氣產(chǎn)量接替的主要領(lǐng)域之一。邊際油氣藏能否經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)與目前的開發(fā)模式、開采工藝技術(shù)、經(jīng)濟(jì)環(huán)境條件密切相關(guān)，具有時(shí)間性與階段性[1-3]。目前受常規(guī)開發(fā)模式下生產(chǎn)平臺(tái)規(guī)模及控制儲(chǔ)量范圍有限、投資成本高等因素的影響，使得很大一部分儲(chǔ)層物性并不差，但儲(chǔ)量規(guī)模小、分布分散、異常高壓[4]、高含CO2[5]的海上邊際油氣藏難以經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，因此必須因地制宜，解放思想，探索新的開發(fā)理念及方法。本文探索性提出了“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法，并系統(tǒng)分析了這一開發(fā)方法的原理及應(yīng)用前景，對(duì)促進(jìn)海上邊際油氣藏儲(chǔ)量資源開發(fā)及戰(zhàn)略規(guī)劃有深遠(yuǎn)的意義。

1 海上邊際油氣藏開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

海上油氣田傳統(tǒng)的開發(fā)模式是利用生產(chǎn)平臺(tái)或水下生產(chǎn)系統(tǒng)，儲(chǔ)層中的原油、天然氣在天然能量或人工補(bǔ)充能量的作用下流向生產(chǎn)井，并通過海管輸送至陸上終端或FPSO(浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油卸油裝置)，整個(gè)開發(fā)建設(shè)周期長、開發(fā)投資大，投產(chǎn)后的生產(chǎn)操作費(fèi)高，單井開發(fā)成本約為陸上開發(fā)成本的30～50倍。因此，對(duì)于儲(chǔ)量規(guī)模小、豐度低的邊際油氣藏，傳統(tǒng)開發(fā)模式下其單井平均分?jǐn)偟拈_發(fā)總成本高達(dá)數(shù)億元，通常無法實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

傳統(tǒng)模式開發(fā)海上邊際油氣藏面臨的挑戰(zhàn)主要包括：①油氣田儲(chǔ)量規(guī)模較小，儲(chǔ)量規(guī)模與產(chǎn)能規(guī)模難以滿足海上高效開發(fā)的需求[6]；②海上油氣田單井鉆完井成本高，隨井?dāng)?shù)增加平臺(tái)設(shè)施投資呈臺(tái)階式增長，設(shè)施壽命有限，開發(fā)成本高昂；③開發(fā)設(shè)施系統(tǒng)日常生產(chǎn)維護(hù)及生產(chǎn)操作費(fèi)用高，開發(fā)運(yùn)營成本高。因此，傳統(tǒng)開發(fā)模式難以解決邊際油氣藏儲(chǔ)量及產(chǎn)量規(guī)模小與高成本之間的矛盾，需要探索全新的油氣開發(fā)方法來應(yīng)對(duì)邊際油氣儲(chǔ)量資源經(jīng)濟(jì)開發(fā)的挑戰(zhàn)。

2 “油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法的總體思路

本文提出的“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法的總體思路是：通過建立人造油氣運(yùn)移通道(即人工運(yùn)移井)，將邊際油氣藏油氣流體從現(xiàn)存的儲(chǔ)集層運(yùn)移匯集到儲(chǔ)層物性優(yōu)良的已開發(fā)油氣藏儲(chǔ)層，然后充分利用已開發(fā)儲(chǔ)層現(xiàn)有的井網(wǎng)及平臺(tái)設(shè)施開發(fā)，減少地面開發(fā)井?dāng)?shù)和平臺(tái)數(shù)量，大幅度降低開發(fā)成本，實(shí)現(xiàn)對(duì)邊際油氣藏的間接、經(jīng)濟(jì)開發(fā)(圖1)?！坝蜌馊斯み\(yùn)移”的主要原理是通過人造運(yùn)移通道的引流作用，以邊際油氣藏儲(chǔ)層(運(yùn)移流出儲(chǔ)層，一般為原始地層壓力)與已開發(fā)油氣藏儲(chǔ)層(運(yùn)移流入儲(chǔ)層，一般地層壓力已下降)之間的壓力差作為主要?jiǎng)恿?，將油氣流體運(yùn)移到已開發(fā)儲(chǔ)層。因此，“油氣人工運(yùn)移”的流量和時(shí)間可受人為控制，運(yùn)移井可根據(jù)實(shí)際情況選擇定向井或水平井井型。

圖1 “油氣人工運(yùn)移”開發(fā)新方法示意圖

3 運(yùn)移流量分析及方法可行性論證

“油氣人工運(yùn)移”的流體運(yùn)移過程包括3個(gè)環(huán)節(jié)，即從油氣供給的油氣藏至人工運(yùn)移通道井入口的滲流、人工運(yùn)移通道井筒內(nèi)管流和人工運(yùn)移通道井出口到目的油氣藏的滲流，整個(gè)流體運(yùn)移過程中壓力和流量是連接3個(gè)環(huán)節(jié)的主要參數(shù)，其中運(yùn)移流量是評(píng)估人工運(yùn)移開發(fā)技術(shù)可行性及經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵參數(shù)，可以根據(jù)油氣運(yùn)移流動(dòng)特點(diǎn)采用等值滲流阻力分析、節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析及油藏?cái)?shù)值模擬等方法來分析和計(jì)算油氣運(yùn)移流量,并分析“油氣人工運(yùn)移”的適用性及提高開發(fā)效果的相關(guān)措施。

3.1 等值滲流阻力分析法

等值滲流阻力分析法[7]是以電場來描繪滲流場，然后按照水電相似原則來求解更復(fù)雜的多排井滲流的方法?！坝蜌馊斯み\(yùn)移”的流體流動(dòng)是3個(gè)流動(dòng)過程的疊加，其運(yùn)移過程及流動(dòng)阻力如圖2所示，運(yùn)移量可表示為

(1)

圖2 油氣運(yùn)移過程及流動(dòng)阻力示意圖

式(1)中：ps為供應(yīng)源油氣藏供給邊界地層壓力；pt為注入目標(biāo)油氣藏開發(fā)井供給邊界地層壓力；Rs為供應(yīng)源油氣藏從供給邊緣向運(yùn)移通道(井)的滲流阻力；Rw為從運(yùn)移通道(井)的一端流至另一端的流動(dòng)阻力；Rt為從運(yùn)移通道(井)向注入目標(biāo)油氣藏開發(fā)井供給邊界的滲流阻力。

從式(1)可以看出，理論上2個(gè)油氣藏之間存在連通通道(人工運(yùn)移井)且有壓差作為動(dòng)力即可進(jìn)行運(yùn)移,并可以從2個(gè)方面提高運(yùn)移流量。一方面，提高運(yùn)移流出儲(chǔ)層與流入儲(chǔ)層之間的壓力差，即優(yōu)選在壓力差較大的儲(chǔ)層(或井位)進(jìn)行人工運(yùn)移更為高效。另一方面，降低整個(gè)運(yùn)移過程中的流動(dòng)阻力，具體做法包括：①盡量將運(yùn)移井部署在2個(gè)儲(chǔ)層物性都較好的位置；②做好運(yùn)移井流入流出井眼段儲(chǔ)層保護(hù)，減少儲(chǔ)層污染；③盡可能將運(yùn)移井流出井眼部署在現(xiàn)有生產(chǎn)井附近，減少從運(yùn)移井流出后流向現(xiàn)有生產(chǎn)井的運(yùn)移距離。另外，由于天然氣的黏度遠(yuǎn)小于原油的黏度，天然氣人工運(yùn)移的流量及速度要好于原油人工運(yùn)移，因此氣藏進(jìn)行人工運(yùn)移開發(fā)的效果更為顯著，原油黏度較低的稀油油藏同樣適用進(jìn)行人工運(yùn)移開發(fā)。

3.2 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析法

節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析法[8]的基本思想是在某部位(環(huán)節(jié))設(shè)置節(jié)點(diǎn)，將系統(tǒng)隔離為相對(duì)獨(dú)立的子系統(tǒng)，把由節(jié)點(diǎn)隔離的各流動(dòng)壓力和流量的變化關(guān)系的數(shù)學(xué)模型有序地聯(lián)系起來，以確定系統(tǒng)的流量。在“油氣人工運(yùn)移”系統(tǒng)中，通過系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)設(shè)置可以把系統(tǒng)分為3個(gè)部分，確定出4個(gè)節(jié)點(diǎn)位置(圖3)，其中邊際油氣藏邊界為始節(jié)點(diǎn)(節(jié)點(diǎn)1)，已開發(fā)油氣藏的開發(fā)井井筒附近為末節(jié)點(diǎn)(節(jié)點(diǎn)4)。

圖3 “油氣人工運(yùn)移”系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)位置示意圖

油氣從邊際油氣藏儲(chǔ)層流入至運(yùn)移通道井眼處(節(jié)點(diǎn)1至節(jié)點(diǎn)2)及油氣從運(yùn)移通道井眼流入至已開發(fā)油氣藏開發(fā)井井筒附近(節(jié)點(diǎn)3至節(jié)點(diǎn)4)，均符合常規(guī)的油、氣、水在地層多孔介質(zhì)中的流動(dòng)形態(tài)和滲流力學(xué)規(guī)律，可利用油氣藏滲流方程計(jì)算流量，而油氣在人工運(yùn)移井井筒內(nèi)流動(dòng)能力可按流體的管流規(guī)律進(jìn)行分析。通過油氣藏滲流方程、井筒內(nèi)管流方程、邊界初始值以及相同節(jié)點(diǎn)處的壓力與流量相等，可以建立節(jié)點(diǎn)分析方程組進(jìn)行聯(lián)合求解，得出各節(jié)點(diǎn)處的壓力及流量。

以海上某氣田為例，基于供給氣藏的壓力及物性情況，可以通過流入產(chǎn)能方程得出供給氣藏流入至人工運(yùn)移通道井的流入產(chǎn)能曲線(圖4)；基于運(yùn)移目的氣藏的壓力及物性情況，可以通過流出產(chǎn)能方程得出人工運(yùn)移通道井流出至目的氣藏的流出產(chǎn)能曲線(圖4)。假設(shè)人工運(yùn)移井段長度較小，井眼內(nèi)的摩阻壓力損失可忽略(相當(dāng)于人造高滲運(yùn)移通道)，即節(jié)點(diǎn)2和節(jié)點(diǎn)3的壓力基本相等，聯(lián)立流入、流出產(chǎn)能方程及邊界條件求解，流入能力曲線和流出能力曲線的交點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的協(xié)調(diào)流量便為2個(gè)氣藏之間人工運(yùn)移井眼內(nèi)的運(yùn)移流量。

圖4 海上某氣田人工運(yùn)移井筒內(nèi)流入、流出產(chǎn)能曲線

3.3 油藏?cái)?shù)值模擬法

油藏?cái)?shù)值模擬法可以更準(zhǔn)確地描述多相流體在非均質(zhì)地層中的流動(dòng)規(guī)律，因此可更準(zhǔn)確地預(yù)測油氣在油氣藏之間的運(yùn)移流量、油藏壓力的變化動(dòng)態(tài)、運(yùn)移前緣位置、運(yùn)移累積量及油氣藏最終采收率等。 以海上某氣田為例，通過油藏?cái)?shù)值模擬法研究了通過人工運(yùn)移開發(fā)方法將下層系低品質(zhì)(高含CO2)的天然氣運(yùn)移至已有生產(chǎn)井的上層系，并開展了運(yùn)移井井?dāng)?shù)、運(yùn)移井井位部署等敏感性方案研究。通過油藏?cái)?shù)值模擬組分模型或者示蹤劑功能，能夠準(zhǔn)確地預(yù)測下層系氣藏高碳?xì)膺\(yùn)移至上層系的運(yùn)移流量動(dòng)態(tài)、運(yùn)移流動(dòng)前緣(即驅(qū)替前緣)、累積運(yùn)移量及現(xiàn)有生產(chǎn)井的受效情況與產(chǎn)量提高情況等(圖5，紅色區(qū)域?yàn)閺南聦酉颠\(yùn)移上來的高碳?xì)怙柡投确植记闆r)。

上述3種預(yù)測運(yùn)移流量的方法各有利弊，可根據(jù)實(shí)際需要進(jìn)行選擇。其中，等值滲流阻力法適用于直觀地指導(dǎo)分析采取何種措施可提高人工運(yùn)移流量；節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析法可用于快速估算運(yùn)移流量，但預(yù)測結(jié)果精度偏低；油藏?cái)?shù)值模擬法能夠模擬預(yù)測人工運(yùn)移過程中更為準(zhǔn)確、信息量更多的運(yùn)移參數(shù)，但數(shù)據(jù)準(zhǔn)備及擬合等工作量比其他2種方法大。

圖5 海上某氣田通過“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)下層系高含CO2氣藏?cái)?shù)值模擬場圖(運(yùn)移開發(fā)末期)

4 適用領(lǐng)域與降低開發(fā)成本優(yōu)勢

4.1 適用領(lǐng)域

“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法適用的邊際油氣藏類型有以下幾種(圖6)。

1) 遠(yuǎn)距離小規(guī)模油氣藏。該類油氣藏一般在現(xiàn)有生產(chǎn)平臺(tái)及開發(fā)井網(wǎng)控制范圍以外(常規(guī)開發(fā)模式下依托生產(chǎn)平臺(tái)鉆開發(fā)井的井網(wǎng)覆蓋范圍一般只有3～4 km)，分布分散，儲(chǔ)量規(guī)模小，通過新建生產(chǎn)平臺(tái)或水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)投資高，常規(guī)開發(fā)模式下難以經(jīng)濟(jì)開發(fā)。而通過“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法，可將遠(yuǎn)距離小規(guī)模油氣藏的油氣資源在壓差的作用下運(yùn)移匯聚到靠近生產(chǎn)平臺(tái)及已有開發(fā)井網(wǎng)的低壓在生產(chǎn)油氣藏儲(chǔ)層中，再從已有的生產(chǎn)井采出。該方法通過現(xiàn)有生產(chǎn)井與人工運(yùn)移井的“接力”作用，可使生產(chǎn)平臺(tái)的井網(wǎng)覆蓋范圍擴(kuò)展到7～8 km，從而擴(kuò)大了生產(chǎn)平臺(tái)的儲(chǔ)量控制范圍。

2) 異常高壓氣藏。如南海西部海域部分異常高壓氣藏壓力系數(shù)達(dá)到2.0以上，為了安全開發(fā)此類異常高壓氣藏，現(xiàn)有開采方法下的采氣井須采用多套管層序、高防腐材質(zhì)及高耐壓級(jí)別的管材及采氣樹，地面設(shè)備安全等級(jí)也須大大提高，從而使單井投資大幅度增加(常壓氣藏開發(fā)井的3倍左右)。而應(yīng)用“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法，可將高壓天然氣運(yùn)移引流至低壓氣藏，運(yùn)移擴(kuò)散后壓力系數(shù)大幅度降低，從而轉(zhuǎn)化為低壓氣藏進(jìn)行低成本開發(fā)。

圖6 “油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法適用的油氣藏類型示意圖

3) 高含CO2氣藏。常規(guī)開發(fā)模式下，高含CO2氣藏開發(fā)時(shí)井筒及平臺(tái)設(shè)施的防腐成本高，產(chǎn)出天然氣脫CO2成本較高且增加了溫室氣體排放。而采取“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法，可將高含CO2的天然氣人工運(yùn)移至高烴優(yōu)質(zhì)天然氣藏，通過“氣驅(qū)氣”驅(qū)替置換作用將經(jīng)濟(jì)價(jià)值高的高烴天然氣驅(qū)替至生產(chǎn)井采出(需要設(shè)計(jì)運(yùn)移井井眼與現(xiàn)有生產(chǎn)井的合理井距，既保證有效驅(qū)替又不會(huì)過早突破)，提高了高烴氣藏采收率，而且高烴氣藏儲(chǔ)層中的束縛水或地層水可以溶解吸收部分CO2(CO2在水中的溶解度遠(yuǎn)高于烴氣在水中的溶解度),對(duì)部分高含CO2氣起到溶解改質(zhì)作用[9]。該方法既提高了高烴氣采收率，又將低價(jià)值的高含CO2氣繼續(xù)埋存在地下，減少了溫室氣體排放，具有很好的經(jīng)濟(jì)和環(huán)境效益。

4.2 降低開發(fā)成本優(yōu)勢

“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法可以促使寶貴的邊際油氣藏得以經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，其降低開發(fā)成本優(yōu)勢具體體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

1) 降低鉆井費(fèi)用。常規(guī)開發(fā)模式下，海上鉆開發(fā)井時(shí)鉆井船需要依靠現(xiàn)有生產(chǎn)平臺(tái)，而受平臺(tái)位置的限制，開發(fā)遠(yuǎn)距離油氣藏往往需要鉆大位移井；對(duì)于“油氣人工運(yùn)移”方法，鉆井船可在海上選取最優(yōu)的位置就位，以最短的鉆井進(jìn)尺和鉆井工期鉆人工運(yùn)移井開發(fā)邊際油氣藏，從而降低了鉆井費(fèi)用。

2) 降低完井費(fèi)用。人工油氣運(yùn)移井頂部橋塞以上井段不需要完井及下生產(chǎn)管柱，可減少完井工期，從而降低了完井費(fèi)用。

3) 降低工程費(fèi)用。常規(guī)開發(fā)模式下，新建平臺(tái)及管線開發(fā)投資少則幾億元，多則幾十億元(平臺(tái)及管線投資一般占到總開發(fā)投資的60%甚至更高)；而“油氣人工運(yùn)移”方法則充分利用已開發(fā)油氣田現(xiàn)有井網(wǎng)、生產(chǎn)平臺(tái)(或水下生產(chǎn)系統(tǒng))及海管等現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)施開采，不需要對(duì)邊際油氣藏開發(fā)新建平臺(tái)及管線等設(shè)施，可大幅度節(jié)省開發(fā)工程費(fèi)用。

4) 降低維護(hù)費(fèi)及生產(chǎn)操作費(fèi)。常規(guī)開發(fā)模式下，海上平臺(tái)規(guī)模直接與井槽數(shù)量相關(guān)，平臺(tái)維護(hù)費(fèi)及生產(chǎn)操作費(fèi)又與平臺(tái)規(guī)模成正比。而“油氣人工運(yùn)移”開發(fā)方法下，不須增加井槽和采油樹，不需要地面維護(hù)，從而降低了地面設(shè)施的維護(hù)費(fèi)及生產(chǎn)操作費(fèi)。

據(jù)初步分析，南海西部海域可通過“油氣人工運(yùn)移”方法開發(fā)動(dòng)用的邊際油氣藏儲(chǔ)量達(dá)到1 800萬m3(油當(dāng)量)以上，應(yīng)用前景廣闊。另外，在海上油氣田開發(fā)方案亟需開展降本增效的形勢下，將“油氣人工運(yùn)移”與常規(guī)開發(fā)模式相結(jié)合，并應(yīng)用于邊際油氣田開發(fā)，在降低開發(fā)成本方面具有重大的意義。

5 結(jié)束語

針對(duì)海上油氣田開發(fā)的特殊性及邊際油氣藏開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)，通過解放思想，探索性提出了海上邊際油氣藏開發(fā)新方法——“油氣人工運(yùn)移”，初步論證了“油氣人工運(yùn)移”的可行性及提高人工運(yùn)移開發(fā)效果的相關(guān)措施。海上遠(yuǎn)距離小規(guī)模油氣藏、異常高壓氣藏、高含CO2氣藏等邊際油氣藏應(yīng)用“油氣人工運(yùn)移”方法開發(fā)具有廣闊前景，在鉆井投資、完井投資、工程投資、維護(hù)費(fèi)及操作費(fèi)等多方面具有大幅度降低開發(fā)成本的優(yōu)勢。在未來的實(shí)際應(yīng)用中,還須針對(duì)具體目標(biāo)油氣田研發(fā)和集成鉆完井配套技術(shù)，包括運(yùn)移通道井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)、不同壓力系統(tǒng)儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)、運(yùn)移通道井完井技術(shù)、井筒完整性保障措施、運(yùn)移通道井棄置技術(shù)、運(yùn)移量動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)等，從而確保人工運(yùn)移通道井的有效實(shí)施以及在整個(gè)壽命周期內(nèi)的安全。

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(編輯：楊 濱)

Hydrocarbon artificial migration: a novel development technology for offshore marginal reservoir

Ma Yongxin1,2Mi Honggang2Gao Da2Zeng Yuanfang2Lei Hao2

(1.FacultyofEarthResources,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan430074,China;2.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

A large part of marginal reservoirs with such characteristics as small-scale reserves, scattered distribution, abnormal overpressure and high CO2content are difficult to be developed effectively and economically under the current offshore oil and gas fields development methods because of the high cost. A method named artificial hydrocarbon migration was put forward in which the oil or gas migrates from marginal reservoir to another developed high quality reservoir through artificial migration channel, and the indirect development of marginal reservoir was achieved by fully utilizing the existing wells and platforms, thus significantly reducing the development cost and effectively developing the marginal reservoir reserves. Hydrocarbon migration flow was analyzed by equivalent flow resistance analysis, node analysis and reservoir numerical simulation methods, which demonstrated the feasibility of artificial hydrocarbon migration. The suitable reservoir types and the advantages of development cost reduction were also analyzed.

marginal reservoir; hydrocarbon artificial migration; applicability; indirect development; cost reduction; offshore oil and gas fields

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項(xiàng)目“天然氣人工運(yùn)移開發(fā)技術(shù)研究(編號(hào):YXKY-2013-ZJ-01)”部分研究成果。

馬勇新,男,高級(jí)工程師,主要從事油氣田開發(fā)研究工作。 地址:廣東省湛江市坡頭區(qū)22號(hào)信箱(郵編:524057)。E-mail:mayx@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0068-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.009

TE 349

A

2014-12-03 改回日期：2015-03-20