海上稠油油田开发新模式和少井高产新技术
按中国海油勘探监督手册地质分册（1997.3）规定，稠油系指在温度20℃条件下，原油相对密度介于0.900～0.940之间的原油；或按我国石油工业行业标准SY/T6169-1995规定，称为稠油的原油系指在油层条件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相对密度＞0.920的原油。
我国在近海油田中，稠油油田基本探明地质储量占海域全部基本探明地质储量的65%，渤海稠油油田地质储量占渤海全部储量的85%，且多集中在一些亿吨级到几亿吨级的大型油田中，可见其举足轻重的地位。更为重要的是，渤海海域是中国海油未来5年原油产量跃升的主要海区，提高稠油油田开发效果和采收率，是关系到中国海油近期产量大幅度上台阶、今后持续高速发展的重大战略问题。
一、海上稠油油田开发新模式
（一）目前国内海洋油气田开发生产的主要模式
海洋油田的开发模式基本上承袭了陆上油田的开发模式：首先进行一次采油，在开发初期，依靠油藏自身能量开采出部分原油，这期间的主要投资是打井，采油方式是自喷、下泵举升。当地层能量降低到一定程度时，就施以保持地层能量为主要目的的注水、注气开发，进入所谓的二次采油阶段，这期间的主要投资是建立注入系统（包括注入设备、管网等）。迄今为止，国内外海上油田都未采用三次油技术。CNOOC的“十五”规划和2015年发展规划就是按此模式做出的。
从石油工业的发展历史看，一、二、三次采油的原油开发模式的形成是石油生产实际过程，也是人们对石油开采规律的认识不断深入的结果，是石油开发技术不断进步的体现。
（二）这种模式的主要问题
该模式已经被众多陆上油田证明在技术和经济上都是成功的，海上油田采用该模式有利于减少风险，因为其投资是分阶段进行的，且相对分散，利于资金回收。国内外海上油田的开发生产成功实践也证明，利用这种模式来开发我国的海上油田是可行的，但它的问题也很明显，存在着巨大的改革余地和发展潜力。
由于高含水期提高采收率、进一步高产稳产的三次采油技术在国内外并未完全过关，油田现行的开发模式事实上是以水驱提高采收率最大值为基础进行开发方案设计的。一、二阶段划分相当严格清楚，三次采油阶段只作为一种设想而未考虑进去，使实际采收率不超过30%，这样使油田开发生产时间很长，采收率不高，原油产量不高，或高产稳产期短，含水上升快。即使三次采油提高采收率的技术过关，能够实施并达到设计要求，使最终采收率也有所提高，但油田开发期却因此而大大加长。在采收率一定的情况下，油田开发期越长，就意味着其经济效益越低，换言之，这种模式的效益必然不高，或者说现在的油田开发效益的提高尚有巨大空间和余地。
另一方面，从理论上讲，石油勘探开发的核心业务都应同时着重进行两项工作，一是大力进行勘探，尽可能增加储量，一是努力提高原油采收率，以最大限度利用已掌握的资源。但是迄今为止，国内外的石油公司由于历史、社会、经济和传统观念的影响，在制定其核心业务的发展战略时，重点首先在加大勘探力度、增加储量上，对油田开发的重点是如何提高单井产量和油田产量，以及如何延长高产稳产时间，而为实现高产稳产在很大程度上也依赖于找到新储量和动用新储量，很少谈到以尽量提高现有油藏采收率为目标来保证做到高产和稳产。因此多年来一直对水驱后进一步提高油藏采收率的三次采油技术重视不够，以至于至今提高水驱后油藏采收率技术的三次采油技术未能有所突破，这也是这种模式能够一直存在的重要原因。
在现在科技进步已经使这种技术的解决成为可能的情况下，如果把提高油藏采收率作为核心业务的发展战略目标，则有可能为我们核心业务的发展带来更为广阔的发展空间和更大的潜力。因此，现有模式不是适应海上油田开发生产特点的最佳模式，应对其进行实际改革，建立起海上油田开发生产的新模式。
（三）新模式的基本思路
受海洋油田开发环境、特点以及自然条件等因素的限制，海洋石油开发更应该以提高原油采收率和经济效益为中心，即在相对较短（平台使用期）的时间内，在同时考虑最大经济效益和最高原油采收率前提下，快速、高效地开发油田。
如何充分利用先进的原油开发技术，将更多的原油经济快速地开采出来，不仅是经济效益的要求，更是保护资源、合理利用资源的要求。如果以最大限度利用石油资源为目的，目前的做法应该是，根据目前石油开采的最新技术成果和油藏条件，先制定原油采收率目标（特别是在目前大幅度提高采收率的三次采油技术将有可能有所突破和发展的时候，这一点更为重要），再根据海洋油田开发的特点（时间限制）和开发技术现状，反过来制定开发模式、进行经济评价、制定开发方案，从而有可能打破现有模式，带来开发观念的更新，带来更大经济效益和社会效益。
近5～10年来，原油开采技术和为原油开采服务的相关技术领域有很大进步，为海洋石油开发模式的更新和开发效益的提高奠定了技术基础。这些技术包括：提高油井产量类技术（包括水平井采技术、压裂防砂技术、井下举升技术等）、提高原油采收率类技术（如聚合物驱、复合化学驱等）和高分子化学、胶体化学、表面化学及化工合成技术等。在充分考虑这些技术进步的基础上，重新审视、论证海洋油田的开发模式，在促进海洋石油开发技术进步的同时，也必将促进我国相关领域的技术进步。
因此新模式的基本思路是：以目前原油开发领域的最新技术为依托，以最大限度提高原油的采收率为开发指标，以最大经济效益为目标来制定开发方案。
（四）新模式的基本含义
依靠科技进步和科学化的管理，以大幅度提高现有油藏采收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）为基本出发点，来规划、设计发展中国海上油田的开发、生产与经营，在有限的开采期限内，使现有的油气田发挥最大的经济效益，获得更多的原油产量。
a．以尽量提高油藏采收率为开发生产的战略目标（而不是以现有技术能够达到的采收率为目标）进行开发方案设计。①核心业务中，把加大勘探的技术资金投入以寻找更多的储量与尽最大努力提高已掌握的油田采收率放在同等重要位置，而在开发中把努力提高采收率作为开发的战略目标；②加大对提高采收率技术的攻关力度，以尽快形成实用技术作为新模式的先行和技术保证：③以可以提高的最大采收率（目标为35%～40%）为目标进行开发方案设计，并为今后进一步提高采收率留下“接口”。
b．假设化学驱（聚合物驱、复合驱）提高采收率技术已经过关，且行之有效，其中聚合物驱可将水驱后的采收率再提高10%～12%（或更高），复合驱可再提高20%～25%。
c．完全打破一、二、三次采油的严格界限，而把它们作为3种不同情况下的采油和提高采收率的手段和系列技术，按油藏特性和最新的开发开采技术，对3套系列技术进行综合、优化、组配和集成，形成一种能在最短时间内达到油藏最高采收率的技术经济开发模式以及相应的系列配套技术，以实现“在条件允许的尽可能短的时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标。以渤海油田为例，将ODP规定的现有采收率25%再提高10%～15%，使之达到35%～40%，使一、二、三次采油优化组合，使总开发时间不延长或进一步缩短，不仅使油藏总采油量比原来有大幅度提高，而且使每年原油产量有大幅度提高，油田的综合总投入相对减少，从而获得比现在更大的社会经济效益。
（五）新模式的基本内容
（1）充分应用其他学科的最新成果，改进完善化学驱技术，努力提高海洋油田的最终采收率目前我国海洋油田所用的一次采油和二次采油技术基本过关，完全能够达到ODP规定的指标，而二次采油水驱后的进一步提高采收率的三次采油完全没有考虑。目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性也较强，油藏湿度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田三次采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比原ODP的要求再提高10%～20%成为可能。这也相当于找到了新的石油储量，为CNOOC提高产量，增加石油储备做出技术上的支持，成为新模式的技术及物质基础。
（2）利用高新技术加速一次采油的开采速度，缩短一次采油时间
在不损害油层（或不造成不可逆损害）的前提下，利用先进的技术和设备，修改开发方案，大幅度提高油井产量，大幅度提高油田原油年产量。
在一次采油技术比较完善的情况下，积极采用新技术、新设备，进一步增加原油日产量，缩短一次采油时间，是新模式的第一个环节。利用目前先进的大位移水平井技术，扩大油井控制动用原油面积，提高油井日产量。利用优快钻井完井技术和进一步搞好全过程油层保护技术，进一步提高单井产量。利用多种提液技术，扩大油井的生产能力，搞好现代完井防砂技术，提高油井产量，从而加快一次采油速度，缩短一次采油时间，为实施提高油藏采收率技术赢得时间，也为新模式在更短的时间内生产出更多的原油提供必要的“出口”。
（3）提前进入二次采油阶段
一次采油时间的缩短，相对而言就是提前进入二次采油时期。而更为重要的是，要大力增加油田原油日产量，就需要较以往更为提前注水，以便做到在保持地层能量和驱替机理作用下，使油田维持这个较长的稳产期。在这期间，在合理的井网、合理的注水速度下，提高油藏动用程度，增加产量，在中低含水期使原油高速经济地开采出来，获得较好的经济效益。
（4）缩短注水开发时间，提前进入三次采油阶段
缩短注水开发时间有几方面原因。一是因为海上平台的有效期较短，海上油田的注水开发就不能像陆上油田那样持续很长时间，所以必须为实施提高采收率技术挤出时间。二是因为注水开发中后期的效益不高。随着注水开发的延续，水驱在高渗透层突破时间较短，原油含水率将不断上升，影响油田的产油指数。三是现有研究表明，二次采油和三次采油在本质上并无严格的区别和界限，因此，需要模糊二次采油、三次采油概念，将注水开发与三次采油有机结合成一个整体，提前进入到油田的开发过程中。
综上所述，新模式的特点是：①在CNOOC的核心业务中把努力提高油藏采收率作为油田开发与生产的战略目标，并与勘探放到同样重要的位置上。把“在最短时间内，开采原油达到油藏最大采收率”作为油田开发的指导思想。在现阶段把尽快解决聚合物驱技术、使采收率再提高10%以上作为此模式的基础及技术保证。②利用石油开发生产最新技术，大幅度提高油井产量和油田产能，加快油田开发速度，缩短一次采油时间。③模糊二、三次采油界限，合并这两个阶段，把它作为提高油藏采收率、使油田高产稳产的两项系列技术，加以优化、组合、综合应用，在达到大幅度提高油藏采收率的同时，大大缩短油田开发时间，以获得更大的社会经济效益。
若上述4个环节在技术上、经济上可行，这种模式的结果将是在较短时间内，在保证油田每年高产量的同时，使我国油气资源的利用率大大提高。并且在加快资金回收的同时，相当于用少得多的投资再增加半个到一个同样的油田。这对以经济效益为中心的海洋石油来说，将大大提高海洋资金利用率，降低海洋开发生产的风险。
（六）海洋油田开发新模式的可行性分析
1．大幅度提高年产量的技术、设备、市场可行性分析
在国内，目前石油供求市场处于供大于求的状态，并且这一局面将持续很长时间。国内石油加工企业的加工能力还未达到饱和。同时，随着国民经济的持续健康快速发展以及石油加工技术的进步，对成品油的需求以及石油加工能力还将进一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年产量不存在市场阻力。
目前，提高油藏开发速度的各种单一技术都相对成熟，或经过短期攻关就能够成熟，只要加以组织、整合与集成，就可以实现加快一次采油速度、缩短一次采油时间的目的。而油藏早期注水技术在我国已是成熟技术，用于此模式中应不是问题。
化学驱提高采收率的三次采油技术是构成新模式的基础和关键。近20～30年来，由于国内外专家（特别是国内）的不懈努力，目前该领域已经取得重大进展，而且已经处于即将突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年内即可突破，形成可用于海洋油田的实用技术，为新模式的建立和应用打下技术基础。
2．我国聚合物驱油技术发展现状
国内外提高原油采收率的理论与实践已经证明，对于适合于聚合物驱和复合驱提高采收率的油藏，只要物驱替液性能达到设计要求，则可将其水驱后的采收率再提高10%～20%。聚合物驱提高采收率技术已经在大庆油田的主力油藏进入工业化应用阶段，其采收率比水驱提高12%，三元复合驱在大庆的先导性证验结果表明，采收率比水驱提高20%。
经过“八五”、“九五”攻关，聚合物驱油已经在我国形成了系列配套技术。具体包括聚合物驱油提高采收率机理研究、聚合物流变性与渗流特性研究、注水后期油藏精细描述研究、聚合物的筛选与评价、聚合物驱油数值模拟、聚合物驱油合理井网设计、防窜及聚合物采出液回注工艺技术、地面配注配套设备、聚合物驱油经济评价等。它们具体应用的规模和效果及水平处于世界领先，但由于聚合物溶液的黏度在更高温度和矿化度条件下无法达到设计要求或因成本太高而没有大面积推广。
与陆上油田相比，海上油田注聚合物驱的主要难点在于：①要求聚合物具有很好的耐盐性，因为海上油田注聚只能采用高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因为海上平台空间有限，不允许建大型储液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因为海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许的前提下具有更高的黏度；④要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力，这是海上油田大井距对聚合物的必然要求。
经过国内专家的不懈努力，在最近10年，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物的研制开发取得突破性进展，特别是适合于高温高矿化度油藏化学驱用的新型疏水缔合水溶性聚合物NAPS的研制成功，使聚合物驱和复合化学驱的应用范围大大拓宽，温度已经拓展到90℃，矿化度已经拓展到5×104mg/L，驱油剂的配制条件已经从清水配制拓展到污水配制，从技术上已经具有解决海上油田聚合物驱的上述四大难题的基础条件，为目前中国海上油田采用以提高原油采收率为目标的强化开采模式提供了保证。
图10-1 不同矿化度下的黏浓关系（80℃、7.34s-1）
图10-2 不同水质下的黏浓关系（45℃、7.34s-1)
a．图10-1、图10-2分别是该聚合物与HPAM在不同条件下的增黏效果对比实验，结果表明，该聚合物完全能够解决海上油田进行聚合物驱的高效增黏、海水配制和污水回注问题。
b．新型缔合聚合物由于分子上疏水基的可逆缔合作用，在低剪切条件下溶液的表观黏度显著增加。在高剪切条件下，缔合作用被破坏，溶液表观黏度降低，这就保证了聚合物溶液具有良好的抗剪切能力和在注入时具有相对较低的注入压力。图10-3是该聚合物溶液的注入性评价实验结果，表明溶解良好的NAPS溶液具有较好的注入性，能够有效地向地层中传播。
c．根据陆上油田统计，油井见到注聚效果的时间与注采井平方呈正比，与注采井间油层平均渗透率呈反比，并有较好的相关关系，如图10-4所示。渤海油田的高渗透率为大井距条件下的注聚提供了有利条件。
d．表10-1表明，新型聚合物AP比HPAM有更高的抗剪切能力。表10-2表明，新型聚合物的驱油效果优于HPAM。表10-3表明，在高温（70～80℃）和高矿化度（5000～100000mg/L）条件下，缔合聚合物体系仍具较高的驱油效果，都能使水驱后的采收率提高10%～20%，甚至更高。
图10-3 NAPS的注入性实验
图10-4 港西四区聚合物驱油井见效时间与d2/K的关系
表10-1 新型聚合物的抗剪切性能（搅拌l5min，矿化度：4000mg/L,45℃，7.34s-1）
表10-2 新型聚合物与HPAM的驱油实验结果对比
表10-3 不同矿化度下岩心驱油试验结果
我国聚合物驱油技术研究表明，适用于我国海洋油田聚合物驱提高采收率的实用系列技术，应用条件已经初步具备，只要集中力量，加大投入，近期内就可能突破。
3．聚合物驱实施时机对海上油田原采收率总体效益的影响——模糊二、三次采油阶段的可能性
聚合物驱提高采收率的机理分析、室内驱油实验结果和现场应用结果表明，适用于水驱和聚驱的油藏，从水驱转入聚驱的时机与最终采收率关系不大，而转聚驱的时机越早，总体效益越好。
（1）大量室内岩心试验研究结果表明，在不同含水阶段进行聚合物驱，最终采出程度相差不大。韩成林、胡靖邦等用非均质正韵律地层模型来模拟了转聚驱时机对最终采收率的影响实验。表10-4和表10-5是分别用HPAM和新型聚合物在不同含水阶段的驱油实验结果，都得到了相同的结论：聚合驱提高采收率的大小与注聚时油藏注水开发（二次采油）进行的程度关系不大。
（2）聚合物注入时机不同，其经济效益却有很大的差别。注聚时机的影响因素主要包括剩余油饱和度及转注聚时的含水率。剩余油饱和度是保证聚合物驱油效果的主要因素之一，也是影响见效时间的关键因素。矿场统计资料表明，在相同地层条件下，驱油剂用量、浓度及段塞大小相同时，油层的剩余油饱和度越高，越容易形成原油富集带，见效时间就越早，驱油效果也就越好。大量室内物理模拟研究结果表明，二次采油进行程度越高，转注聚合物时油井的含水率越高，聚合物驱提高采收率效果越差。韩成林、胡靖邦等的研究和表10-3都得到了相同的结论。
（3）国内外的矿场试验结果表明，聚合物注入时机对其效果有明显的影响。孤东油田八区Ng3-6与孤岛油田中一区Ng4地质条件相似、储层物性相近、流体性质相差不大，孤东八区、中一区Ng4分别在采出程度为18.95%、38.33%时开始注聚，矿场试验结果表明，中一区降水增油效果远不如孤东油田八区。根据国外1964～1981年期间所进行的聚合物驱有参考价值资料的29个现场试验中，在接近一次采油末期便开始的16个试验中，有12个获得成功；在二次采油阶段期间开始的7个试验中，只有1个获得成功；在三次采油阶段（即注水结束后）开始的6个试验中，仅有1个试验勉强有效。可见聚合物驱开始越早，越有希望获得好的效果。
表10-4 HPAM转聚驱时机对驱油效果的影响
表10-5 新型聚合物转聚驱时机对最终采收率的影响
综上所述，理论和实验研究及矿场实践表明，对于适宜于聚合物驱的油藏，注水开发的二次采油和聚合物驱提高采收率的三次采油，从本质上讲，并无传统意义上的严格界限，只要聚合物驱技术过关，从水驱转为聚合物驱的时机对总最终采收率影响不大，但经济效益却有很大差别。水驱和聚合物驱不再是采油的两个不同阶段，是可以把油藏采收率提高到40%～50%而综合应用的两套系列配套技术。它们的合理应用，不仅可以显著提高采收率，节约注入水，提高注聚效率，提高油田开发效益，而且可以缩短或去掉二次采油阶段，使油田开发期大大缩短，使实现“在条件允许的最短时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标在技术上成为可能，使我们新模式的建立有了技术可行性。
（七）新模式效果预测
渤海油田是目前中国海洋石油的主要产能建设区，直到2015年，中国海油的大部分原油产量将来自渤海油田，因此，它的开发效果对CNOOC的原油产量及整体发展具有举足轻重的作用。下面以渤海油田为例来说明新模式对海洋石油开发的重要意义。
1．新模式的应用将显著增加油田的开发效益
以NB35-2油田为例，该油田计划在2003年投产。按照目前ODP规划，当年生产33× 104t，第三年即2005年达到133×104t的最大产量，然后递减，在20年内开发结束，累计产油1084×104t，总采收率为22%。每年的产量情况如图10-5所示。
采用新模式，如果油田的开发有效期分别为20年、15年，产量规划如图10-6所示，与现有模式相比，新模式将使该油田累计增产640×104t原油，增幅达59%，增加产值约64亿元。
图10-5 NB35-2油田产量规划（现有模式）
图10-6 NB35-2油田产量规划（新模式）
2．将为完成和超额完成2015年规划原油产量提供技术保证，同时有可能使CNOOC2010年的发展规划达到更高水平
表10-6是渤海油田原油产量建议模式与现有模式的综合对比情况。
表10-6 渤海油田原油产量建议模式与现有模式的综合对比
从表10-6可以看出，仅对CNOOC的渤海油田实施这种新模式就可能在2010年使CNO－
OC的原油产量由原来计划的3000×104t增加到4629×104～5047×104t的水平。若在其他油田也作类似考虑，则其产量将有可能达到更高的水平，稳产时间也将会更长。此模式不仅可以很好保证CNOOC2015年规划的顺利实现，而且还可能使CNOOC的2015年发展规划达到一个更高的水平。若真能如此，不仅能大大促进CNOOC的发展，而且其社会效益和经济效益都将会有重大突破，同时形成一种新的海洋油田开发生产模式和与之配套的一、二、三次采油系列技术。
a．把提高油藏采收率作为油田开发生产的战略目标。当前，使聚合物驱技术提高采收率10%以上。
b．应用一切提高原油产量的各类钻井、完井、采油增产技术，尽可能提高单井产量和油田产量，并建立起与提高了的产量相匹配的集输处理能力与技术和油藏经营体系。
c．根据油藏特性和产量与采收率的关系，模糊一、二、三次采油的界限，合理应用、优化、组合一、二、三次采油的系列技术，大大缩短一、二次采油的时间或合并二、三次采油过程，大大缩短油田开发时间，从而达到“在尽可能短的时间内，增加原油产量，使油田采收率尽可能高（40%以上）或比现在水驱再提高10%以上”的目的。若此模式及其配套的一、二、三次采油系列配套技术能成功应用于其他油田，则其社会和经济效益不可限量，必将会为国家做出更大的贡献。
二、渤海稠油油田少井高产开发新技术
以地质、油藏、钻井、完井、采油、海洋工程及综合经济评价等多学科为基础，利用各学科的最新研究成果和技术工艺，对渤海稠油油田实现“少井高产”研究，重点综合研究渤海稠油油田地质规律、开发策略、思路、方式、措施和技术，解决目前渤海稠油油田开发面临的难题，即单井产能低、单井最终采出少和单井投入产出比低，以达到减少油田开发投资和提高经济效益的目的。
（一）待开发油田“虚拟”开发
为了能指导未开发油田实现“少井高产”，利用油藏描述技术和油藏数值模拟技术，通过对开发历史较长的重油油田以多种假想模式进行“重新”编制开发方案，即虚拟开发研究，内容包括进行储量动用、井型选择、产能设计、不同阶段的调整策略以及对评价待开发油田“虚拟”研究，研讨少井高产的可能性。
对埕北油田的虚拟开发研究的初步结论是：通过分阶段开发和随钻调整并采用多底井、水平井等提高产能的新技术，可以实现少井高产目标。详见埕北油田实际方案和虚拟方案结果对比表（表10-7）。
表10-7 埕北油田实际方案和虚拟方案结果对比表
（二）少井高产新技术的成功应用
以渤中25-1油田（南）及南堡35-2油田为实例，采用水平分支井钻井、完井技术进行待开发油田的“虚拟”开发，在最终采收率接近的前提下，开发井总井数分别减少8.3%、18.3%，使南堡35-2油田因经济效益低不能开发的海上边际油田得以开发（表10-8、图10-7）。
表10-8 渤中25-1S和南堡35-2油田方案效果对比表
图10-7 南堡35-2油田产量规划
南堡35-2油田位于渤海中部海域，1996年5月发现，石油地质储量9854×104m3，其中基本探明含油面积16.4km2，地质储量7917×104m3。
南堡35-2油田是一个被断层复杂化的鼻状构造，储层为明化镇组下段和馆陶组，孔隙度在22%～44%之间，渗透率介于50～5000md之间，油层岩性疏松易出砂，原油地面密度介于0.939～0.966g/cm3之间，黏度为196～2010 mPa·s，属于重质稠油，油品差，产量低。
南堡35-2油田是一个复式油气聚集区，具有多种油气类型，由于受构造演化、断层切割和储层分布的影响，油田具有多套油水系统，油水关系复杂，自油田发现以来，进行了多轮油藏研究，均达不到中国海油内部盈利率的需要而未能启动。2003年采用了水平分支井技术，减少了开发井的井数，提高了油井产能（相当于水平井产量的1.2倍），降低了钻完井成本，使南堡35-2油田开发建设项目得以启动。南堡35-2油田能够有效益地开发，为我国海上稠油油田的经济开发展示了很好的前景。
FPSO是Floating Production,Storage and Offloading system的英文缩写，意为浮式生产储油装置。这种装置是集油气处理、储油与卸油、生活、发电等为一体的海上油气开采装置。浮式生产储油装置（FPSO）始于20世纪50年代末，大规模发展于90年代。到目前为止，全世界已有近80条FPSO在服役，它们主要分布在北海、巴西沿岸、西非沿岸、东南亚和中国。由于FP-SO具有海域适应性强、经济性好、可靠性高和可重复再利用等特点，它已被石油界广泛地用于海上油气田开发。
中国海油经过20多年的大力发展，FPSO已成为海上油田开发的关键设施之一。目前有11条FPSO在服役，还有2条FPSO正在建造之中，我国已成为世界上少数大量使用FPSO的国家。11条FPSO分布于渤海和南海，作业海域的水深从20～330m不等；FPSO的载重吨位从5万吨级至25万吨级，总载重吨位已达到140×104t。FPSO根据不同海域的环境要求，有抗冰型、浅吃水型和抗台风型；根据不同油田的使用要求，FPSO采用了新建、改造和租用的方案。现有新建FPSO的设计寿命都在20～30年以上，并能做到在20～30年的海上作业期间不解脱进坞维护，可以做到长期连续安全生产。
中国海油自从20世纪80年代的改革开放以来，于1987年为渤海BZ28-1油田建造了5万吨级的“渤海友谊”号FPSO（图13-1）；为渤海BZ34油田建造了“渤海长青”号FPSO；在南海W10-3油田上，将18万吨级旧油轮改造成了“南海希望”号FPSO，该FPSO于1998年退役；为惠州油田群改造了25万吨级“南海发现”号FPSO。在90年代中期，渤海与南海各油田上相继投产了另外5条FPSO，它们是“渤海明珠”（图13-2）、“南海盛开”、“南海开拓”（图13-3）、“南海胜利”（图13-4）和“睦宁”。“渤海明珠”FPSO是国内第一次依靠自己的技术力量，按国际标准设计建造的58000t的FPSO，用于自营油田开发，它具有冰区作业功能，设计寿命达20年，该FPSO设计建造荣获国家科技进步奖。
从1999年起，中国海油依靠自己的技术力量，独立规划设计，国内船厂建造的高标准16万吨级和2条15万吨级大型FPSO，它们是“渤海世纪”（图13-5）、“南海奋进”和“海洋石油111”（图13-6）。这3条FPSO均用于中外合作油田开发上，受到油田合作伙伴的高度评价，开创了FPSO新的里程碑。
在20多年时间内，中国海油走过了由国外规划设计FPSO到完全由国内设计建造的过程。中国海油对FPSO规划、设计、建造、操作等已积累了相当长期的实践经验，可以根据不同油田开发的使用要求和经济效益选择新建、改造和租用FPSO的方案。目前，FPSO已成为中国海油一个新兴产业，我们将以合理价格、安全可靠、优质服务向外方提供油田开发的FPSO设施。随着中小油田及边际油田开发的需求，中国海油将会出现多种多样和全新概念的FPSO。
一、浮式生产系统分类
从海上油气田开发应用方面，浮式生产系统可分为以下3种基本类型。
a．油田开发系统：油田开发系统的用途是为了经济地开采储层流体直到经济的耗损点为止，其使用期限一般都超过5年。
b．早期的、试验性的或前期油田开采系统：该系统的用途是生产储层流体，为预测油藏长期产能和最终采收率提供可靠的生产经验及数据。而这种分类的初衷并不是开采到油层枯竭，其使用期限一般为60天到2年不等，通常不超过5年。
c．钻杆测试系统及油井或油藏的延长测试系统：该系统的用途是收集关于油井产能、介质特性、油层生产特征、油藏大小及动力、生产问题、油层连续性、油井的维护以及短期油藏维护的数据，使用期限一般测试达120天。
二、浮式生产储油装置的功能
浮式生产储油装置主甲板以下的舱室主要储存生产的原油，主甲板以上的生产甲板主要布置生产处理设施、公用设施和生活模块。
1．原油和生产污水的处理
在浮式生产储油装置主甲板以上，根据生产工艺的要求设置生产甲板。生产甲板就相当于一座陆地处理厂，在生产甲板上设置油气生产和污水处理所不可缺少的设备，如加热器、分离器、冷却器、污水脱油装置、压缩机、输送泵、安全放空装置等和生产需要的其他配套设施。处理合格的原油进舱储存；处理达标的生产污水直接排海或作为油田注水的水源；分离出来的天然气作为发电机和加热锅炉的燃料，或输送到陆地供客户使用。
2．供电和供热
开发一个油田需要大量的机械设备，而要维持这些设备和生产流程的正常运转，离了电和热是不行的。FPSO利用生产过程中分离出来的废气作为燃料进行发电和加热锅炉，锅炉产生的热量供生产流程加热，而所发的电力除供给FPSO本身生产和照明用电外，还可通过海底电缆输送到各井口平台，向井口平台提供电力所需。这样，可以减少井口平台上的设备和重量，简化井口平台的布置，节约工程费用和操作费用。
3．生活基地和生产指挥中心
在FPSO上除了布置生产设施以外，还布置有供生产操作人员生活和休息的住房。FPSO主尺度较大，为布置住房提供了有利条件，住房定员从几十人到上百人。住房内除设置卧室和餐厅外，还配备了专门的会议室、娱乐室、办公室、报房和中央控制室，不但为FPSO上的操作人员提供宽敞、舒适的生活和休息环境，还可以监控整个生产流程的运转情况，为附近平台提供支援和服务，成为油田名副其实的生产指挥中心。生活住房作为单独的一个模块，可以布置在FPSO的艏部，也可以布置在FPSO的艉部。在住房模块顶部设立直升机甲板，供倒班和应急情况时使用。
4．储存合格的原油
FPSO主甲板下面的舱室，除压载水舱、燃油舱、淡水舱、机泵舱和部分工艺舱室之外，绝大部分舱室都是用来储存处理合格的原油的，其储油量从几万吨到几十万吨，相当于一座海上大油库，与其他只能储存1万～2万吨的全海式开发方案相比，具有独特而明显的优势。FPSO的设计吨位和原油储存能力视油田海域的水深和油田的产能而定，一般应能储存油田10d以上的产量，否则，需要穿梭油轮频繁地停靠外输，受气候影响较大。
图13-1 “渤海友谊”号52000tFPSO
图13-2 “渤海明珠”号58000tFPSO
图13-3 “南海开拓”号150000tFPSO
图13-4 “南海胜利”号144000tFPSO
图13-5 “渤海世纪”号160000tFPSO
图13-6 “海洋石油111”号150000tFPSO
5．外输合格原油
FPSO还可兼做海上输油码头，供穿梭油轮停靠，通过输油泵、计量系统和输油软管将合格的原油输送到穿梭油轮上外运销售。穿梭油轮可以侧靠也可以串靠 FPSO，选用哪一种方式，取决于油田的环境条件和操作要求。侧靠对穿梭油轮的吨位和环境条件有较大的限制，因此，在无冰海区，采用串靠输油比较灵活。串靠输油时，需配备几百米长的输油软管和相应的一些机械设备。
三、浮式生产储油装置生产系统的特点
从水深几百米、风大浪高的南海到最大水深只有30多米、冬季有海冰作用的渤海，中国海油广泛地使用了浮式生产储油装置FPSO开发海上油田，采用FPSO生产的原油产量，目前已占到中国海油国内原油产量的一大半，充分显示了这种开发装置具有诱人的特点和优势。
1．对水深和环境条件的适应性强
从水深几十米到几百米，甚至更深都可以使用这种生产系统。水浅的海域，采用固定式的结构比较经济，水深的海域采用更具灵活性的悬链式系泊结构。不论是渤海高纬度海冰地区，还是夏季受台风袭击、波涛汹涌的南海都已得到成功的应用。
2．具有风飘作用，受力条件最佳
由于浮式生产储油装置采用旋转部件与单点系泊系统相连，FPSO基本处于自由漂浮状态，不但可以自由地纵横摇摆和升沉起伏，还可以在风、浪、流、冰等环境力的共同作用下，绕单点作360°的自由旋转，使FPSO处于受力面积最小的最佳受力状态，使单点结构设计最为经济。
3．具有充裕的面积和空间
在浮式储油装置的主甲板上加设生产甲板，使浮式生产储油装置的所有面积和空间得到充分的利用，为储存原油、布置生产处理设施和公用设备以及操作人员住房提供了良好的条件。另外，还兼做海上输油码头，供穿梭油轮系泊和停靠，成为一座集生产、生活、储油和运油多功能为一体的海上综合基地。工程费用相对较低。
4．灵活机动
浮式生产储油装置常通过一些特殊部件与单点相连，在必要的时候，也可从这些连接部件方便地解脱。渤海绥中36-1油田试验区的抗冰单点，在遇到严重冰情时，可以在数小时之内完成FPSO的计划解脱，将FPSO拖到安全地点。根据环境状况和生产需要，也可以将FP-SO设计成能抵抗百年一遇最恶劣的环境条件，永不解脱。
5．可重复利用
可重复利用是浮式生产储油装置的另一大特点。这一特点特别适用于开发期较短的边际油田。当一个油田开发完成后，可以针对下一个油田的要求，对生产设施进行适当的改造和维修即可再次使用。由于改造的工作量相对较少，不但可以争取油田尽快投产，还可大大减少油田的一次性投入，提高油田的经济效益。
渤海绥中36-1油田试验区的明珠号经改造又用到了蓬莱19-3油田，而BZ28-1油田的友谊号曾搬迁到CFD1-6油田服役，目前又在进行设备的维修和局部改造，然后再回到原来的位置，为渤南油田群的开发继续使用20年。
6．施工周期较短
通过10多年的工程实践，有关浮式生产储油装置的设计和建造，国内已有了相当成熟的经验。建造一座10多万吨的浮式生产储油装置，一般只需1～1.5年的时间，与一座大型组块的施工周期差不多。另外，由于对FPSO的船型没有其他额外的要求，在油田急需投产的情况下，可以选用合适的旧油轮进行改造，在其甲板上增加生产工艺模块，然后与单点系泊系统相连，即可投入使用，这样，施工周期可以更短一些。像南海几个油田，旧油轮的改造时间大都在1年之内即可完成。
海上石油勘探主要依靠对探井和评价井进行中途测试（简称DST）来求产，由于中途测试时间短（一般为6～12h），以此求得的数据作为开发评价和工程概念设计的依据，有时会造成开发决策的失误。
为了科学地进行油田开发评价，减少海上油田开发风险，避免因测试资料不足而造成总体开发方案和工程设计方案的失误和经济损失，在制定海上油田开发方案、工程方案之前进行延长测试，进一步验证油藏模式、测取油田实际产能、了解含水（含气）上升趋势、掌握储层物性及流体性质、确定油藏动态特征及最佳生产方式和适用的采油工艺技术等是十分必要的。考虑到目前已发现的边际油田及零散分布的见油井的开采问题，建造具有多功能、操作方便、机动灵活、对不同海况适应性强、可撤迁并重复使用的海上延长测试与早期试生产系统就提到了议事日程上（图11-1,11-2）。
图11-1 延长测试与早期试生产系统“Ⅰ”总布置（平面）示意图
图11-2 延长测试与早期试生产系统“Ⅱ”示意图
一、延长测试系统主要流程
延长测试与早期试生产系统的地面工艺设施取决于测试井的压力和产量，一般采用两级分离技术。由于是进行连续测试，产出的原油输送到油轮上，所以配备有外输油泵以及安全防火系统、安全报警系统等。延长测试与早期试生产系统地面工艺流程见图11-3。
图11-3 延长测试工艺流程图
延长测试及早期试生产系统在渤海湾及珠江口盆地等多个油田获得成功应用。该系统已于2001年元月4日获中华人民共和国国家知识产权授予的发明专利权。
二、延长测试及早期试生产系统中采用的新技术
（一）延长测试优化了锦州9-3油田总体开发方案的主要参数
位于渤海辽东湾的锦州9-3油田是1988年发现的一个中型重油油田，1991年11月完成油田总体开发方案编制，次年1月获政府主管部门批准。方案设计总井数68口，建一个人工岛和两座平台，油田稳产期年采油量81×104m3，开采15年累积产油604×104m3。由于设计的开发井数和平台数过多，工程基本设计投资大，经济评价结果其效益较差，方案不能实施。
为了进行再评价，1992～1995年间又在油田主体部位进行三维地震采集和精细解释，并完钻锦州9-3-7、9-3-8D两口评价井，特别是对锦州9-3-8D井进行了109天延长测试与早期试生产取得了较为准确的油层参数。依此对开发方案再次优化和修改后，使油田开发达到了中国海油规定的盈利标准，使油田在搁置8年后于1997年底正式启动开发。
1．根据油田所在海域环境及延长测试要求，选择测试系统
锦州9-3油田水深6.5～10.5m，平均海平面2.03m。锦州9-3-8D井延长测试目的在于对比探井、评价井DST结果，找寻DST与EDST（延长测试）之间的关系。选择的延长测试及早期试生产系统为：自升式钻井平台＋两点系泊＋储油轮＋穿梭油轮。
自升式钻井平台经改造成为可进行钻井、延长测试与早期生产的综合作业平台，延长测试期间产出的原油通过具有一定强度的挠性3”漂浮保温软管输往储油轮，再经穿梭油轮将原油外输，原油外输时穿梭油轮采用舷靠方式与储油轮靠接。为了便于漂浮软管输油和穿梭油轮舷靠，储油轮采用水下浮筒式两点系泊系统。
2．延长测试与早期试生产系统中采用的新技术
该系统应用的新技术有：水下浮筒两点系泊系统；双筒型吸力锚；两条油轮利用两点系泊系统进行海上舷靠输油；漂浮软管用于海上延长测试等。
（1）水下浮筒两点系泊系统
该系统用于系泊储油轮，将储油轮长时间系泊于海上，进行储油作业。其系泊系统包括：水上部分有摩擦链、尼龙系泊缆，水下部分主要包括浮筒、系泊链、水泥锚（负压重力锚）。见图11-4。
该系统特点是结构简单，制造、安装、使用方便、安全可靠，易搬运，可重复利用，投资少、见效快，具有较好的经受风浪性。这项技术已于1999年10月23日获中华人民共和国专利局授予“实用新型”专利权。
（2）双筒型吸力锚
根据锦州9-3-8D井所在海域水浅，表土层上软下硬，泥面下3m以内快剪强度4～8kPa、3～6m为6～20kPa的特点，采用内筒型吸力锚。
吸力锚安装时采用遥控式抽、注水一体泵、阀系统和沉锚状态实时监测系统两项新技术措施，保证施工作业顺利进行（图11-5）。
此项技术获“实用新型”专利。
（3）两条油轮利用两点系泊系统进行海上舷靠输油
海上延长测试及早期试生产期间产出的原油要输送到储油轮上，原油外输时穿梭油轮要舷靠储油轮。当原油外输遇恶劣海况时，油轮系泊拉力超过允许值时穿梭油轮必须与储油轮解脱。
油轮海上舷靠方式参见前面图11-1。该项技术属国内首创。
图11-4 水下浮筒式两点系泊示意图
图11-5 双筒型吸力锚结构示意图
（4）漂浮软管用于海上延长测试
为了有效防止海上延长测试和早期试生产期间采出的原油污染海洋环境，必须将采出的原油安全地输送到锚泊在附近的储油轮上。由于储油轮处于风浪流不规则变化中，如果选用带立管的刚性海底管道输送，无法适应锚泊的储油轮随风浪流不规则的变化。另外，输送原油的管道还应具有一定的强度，又要易于解脱和回收。目前选择允许抗拒强度受力为5t的挠性漂浮软管进行海上延长测试和早期试生产，这在国内当属首创。
3．延长测试成果及应用
1995年6月23日至10月9日锦州9-3油田进行为期109天的DST测试和延长测试，其中进行40天的延长测试，累积产油15200t。投产初期单井产量140m3/d，这一结果明显高于在编制最初总体开发方案时所依据的锦州9-3-1、锦州9-3.2井所确定的投产初期单井产量，见表11-2。
表11-2 锦州9-3油田产能综合对比表
锦州9-3-8D井延长测试结果解决了油田总体开发方案中的重要参数——油井产能的认识，使得编制开发方案时提高平均单井产能成为可能。通过调整参数、重新优化后的开发方案，预测油井单井日产量指标较原总体开发方案平均单井日产量增加了约40m3。优化后的推荐方案，开发井总井数由原方案的68口减至44口，平台数由3座减至2座，15年累积产油706.9×104m3，大大提高了油田开发的经济效益。见表11-3。
表11-3 锦州9-3油田主要开发指标对比表
按照中国海油1997年经济评价参数进行测算，企业税后内部收益率15%，油田投产后4年回收投资，税后利润总额可达8.91亿元。敏感性分析结果表明该项目具有一定的抗风险能力。1997年11月油田开发井钻井作业正式启动。
（二）延长测试为经济有效开发流花11-1油田提供了重要资料依据
流花11-1油田位于南海珠江口盆地，是一个生物礁、滩型背斜构造圈闭，油田于1987年3月发现，原油属高密度、高黏度重质原油。油藏类型为典型的块状底水油藏，油田石油地质储量2.3×108m3，是南海珠江口盆地开发的最大油田。油田所在海域水深310m，频繁的台风和强劲的冬季季风以及南海特有的内波流作用构成油田所在海域复杂的海况条件。
1994年4月第一轮综合评价时，曾设想采用2座固定式平台，钻直井68口进行油田开发，经济测算后认为经济效益低，随后又提出2种基本生产系统的设想方案：①常规深水导管架加张力腿井口平台钻60口水平井；②圆柱浮筒式综合平台式系泊生产系统钻30口水平井。测算油田开发投资将达到8～10亿美元，其最终经济效益仍不明显。
为了减少投资风险、降低开发成本和寻求经济有效开发途径，决定在油田不同礁体部位选择已完钻的常规直井（流花11-1-3井）、大角度斜井（流花11-1-5井）及水平井（流花11-1-6井）进行延长生产测试取得资料，达到进一步加深对流花11-1油田储层特征、油藏类型、流体性质、油井产能的认识，确定底水活跃程度、水锥形成条件及控制因素，确定油井初期产能及随含水上升的变化，进行油田开采工艺技术试验，揭露油田开发中可能出现的矛盾，寻找有效地开发该油田的途径。
采用半潜式钻井平台＋系泊系统＋浮式生产储油轮＋穿梭油轮这样一套延长测试与早期生产系统进行。该生产系统参见本节前面图11-2。
1．延长测试与早期生产系统采用的主要技术
a．经改装的半潜式钻井平台，它具有进行钻井、完井、修井作业功能并为电潜泵提供动力所需的发电及配电设备，外加一套高能力的系泊系统以保证半潜式钻井平台在遇到百年一遇的极值气象条件下永久性地系泊在现场。
b．浮式生产储油轮，是由输油轮改造而成的，它具有生产原油、污水处理及储存能力，并安装测试所需的设备。油轮的船首安装一个转塔，锚链一端系在油轮转塔上，另一端系在海底重力锚上。
c．外输系统，即穿梭油轮采用串联方式系泊在浮式生产储油轮上，卸油系统包括计量设备、管路、漂浮软管、海水冲洗卸油管、软管吊装系统及缆绳系统等。
d．采用重力锚系泊系统。
2．延长测试成果分析
a．延长测试结果显示不同类型井的生产能力差异明显，由于水平井和大角度斜井在油层内钻穿油层段的厚度，分别为常规直井的13.5倍和5.0倍，相当于在油层中造成一条较长的裂缝，扩大了油井与油层的接触面，降低了井筒附近的渗滤阻力，提高油井生产能力。水平井平均日产油量为常规直井的2.6倍。
b．水平井底水上升速度较常规直井慢得多，水平井和大角度斜井由于改变了底水锥进方式，由一个点状锥进改变为线状的“脊”锥进，加之生产井段长，单位长度的采油强度小，扩大了面积扫油效率，以上两类油井的底部距离油水界面较远。表现为水平井每天含水上升速度为0.21%、大角度斜井为0.89%、常规直井为1.45%。
c．不同类型井水驱控制储量有明显差别，根据各井水驱曲线计算结果，水平井水驱控制储量最高为93.7×104m3，其次为大角度斜井26.5×104m3，常规直井水驱控制储量仅为12.6×104m3。
3．延长测试取得的主要认识
a．水锥形成早，含水上升快，初期产量递减快和生产压差大，是流花11-1油田天然属性及高速开采特有要求所决定的，是不可避免的。
b．采用先进的采油工艺开采，水平井及大角度斜井在含水较高时仍可望达到较高的产油量。
c．该油藏中垂向上的相对致密层，不足以有效地遮挡在大压差生产条件下底水的锥进。流花11-1油田3口不同类型井成功的延长测试，为该油田有效开发提供了重要依据。
由于水平井不仅可以提高单井产量，减缓底水上升速度，而且其钻井费用仅为常规直井的1.9倍，因此采用水平井开发可以减少投资和降低开发成本。
三、边钻井、边生产、边测试早期生产测试系统的成功应用
曹妃甸1-6油田位于渤海湾西部，是一个由裂缝发育的混合花岗岩构成的潜山油田。1993年3月至1994年2月通过对曹妃甸1-61井多次DST测试获高产油流。为进一步搞清油井产能，核实油田石油地质储量，1994年9月至11月采用一套边钻井、边生产、边测试早期生产测试系统（图11-6），其间共产原油15649m3，获经济效益1936万元。
图11-6 边钻井、边生产、边测试早期试生产系统配套工程示意图
这是渤海海域首次采用该生产测试系统用于探井、评价井，边钻井、边生产、边测试，并获得成功。由于该生产测试系统适应范围广，能在浅海地区较大范围内进行开发和生产测试，完全适合渤海海域内各种油气藏生产测试的需要，而且还具有设备安装搬迁操作简便和重复使用等特点。
（一）系统主要技术创新点
为了能够达到边钻井、边生产、边测试的目的，在曹妃甸1-6油田生产测试时采用自升悬臂式钻井船加以改造和功能开发，使钻井船不仅作为生产测试设施的作业平台，而且仍保留原钻井平台钻井作业功能。由于作业内容多，牵涉技术专业多，尤其是在多项作业同时进行时，所遇到的困难就更大，在解决各种技术难点的过程中，这套系统在国内外属于首创，2001年4月5日此项技术获中华人民共和国知识产权局授予的“技术专利”。
主要技术创新点如下。
1．改造和开发自升悬臂式钻井船作业功能
从钻井船甲板布置、功能区划分、电气水油供给、载荷核实及控制到各种相关的辅助作业都进行了设计改造。
对钻井船整个作业甲板作了重新布置、设计，划分了不同的功能区、防爆区，对载荷、功能进行核实，对各种工况、采油生产及测试工况进行系统的设计、安装。此外，还对发电、供电、供热、供气、供水和人员食宿条件进行规划和核实，对靠舷、吊运操作等作业也进行了设计安排。
2．建造简易的二层井口平台
利用曹妃甸1-6-1和曹妃甸1-6-2DS井的30”隔水导管，建造简易的二层井口平台。加上利用钻井船井口升降平台作防喷管操作平台共三层，满足钻井BOP、生产井口和测试防喷管安装操作等要求。在结构上采取2口井的隔水导管横向连接加固和钻井船的横向连接加固，使平台满足钻井及采油测试安全要求。在曹妃甸1-6-1进行生产测试的同时，对曹妃甸1-6-2DS井实施钻井作业，终孔深度（斜）超过3000m。
3．生产管柱结构
为满足生产、测试及安全要求，油井井口按照技术规范，安装了电泵井口和采油树。采用Y管柱，安装电动潜油泵及井下安全阀等装置。实际测试过程中进行了多种压力、产量等测试，关井压力恢复测试及高压物性取样等。
4．油气处理工艺流程及输油设施
采取最简单化的设计并使油气处理工艺流程满足测试、计量、外输等作业时的需求，而且按照安全生产规范要求设计、安装相关器材，使流程及设施具有泄漏探测、报警、紧急关断等功能。
（二）延长测试系统成果应用
1．修改该井根据DST测试求得的采油指数
通过两项系统试井求得该井的采油指数平均值为529m3/MPa.d，比DST测试计算值低了约1/3～1/2。
2．确定合理工作制度及产量
根据不同油嘴与产油量变化确定该井较合理工作制度时，油嘴应在18.26mm以下，产量控制在530m3/d左右。
3．核实了油水界面和石油地质储量
利用延长测试资料计算油水界面为2946m（以往确定的水油界面为2900m和2950m），计算该油田地质储量400×104～420×104t，与原先采用容积法计算结果431×104t极为相近。
我国南海蕴藏着丰富的油气资源，而南海60%以上海域水深在300m以上，所以我国海洋石油从20世纪80年代末开始关注深水区，并通过对外合作启动了深水油气田开发工程一系列零的突破：
1996年，与外国公司合作开发水深310m的流花11-1油田，这是我国南海首次应用了水下生产技术，采用了当时7项世界第一的技术，如使用水下卧式采油树、水下湿式电接头
、水下电潜泵等；1997年，与外国公司合作开发了水深333m的陆丰22-1油田，仅用一艘浮式生产储卸油轮和水下生产系统就实现了深水边际油田的开发，并在世界上第一次使用了海底增压泵，成为世界深水边际油田开发的典型范例；
1998年、2000年，采用水下生产系统开发了惠州32-5、惠州26-1N油田；
2009年，我国与国外合作开发的、水深1800m、位于尼日利亚的AKOP油田建成投产；
2011年，我国南海第一个深水气田，水深1480m的荔湾3-1气田进入建造阶段，预计将于2013年底建成投产；
2011年，我国建成了第一艘作业水深达到3000m的深水半潜式钻井平台（海洋石油981）、深水起重铺管船、12缆深水物探船、深水勘察船等深水工程重大作业装备。
