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近日，国家降低天然气价格，给中海油利润目标的实现和“十三五”产能规划带来严峻挑战，对上游气田开发提出了更高要求。同时，天然气消费需求有望增加，为中海油布局未来市场提供了发展机遇。
当前，研究总院正在开展陵水17-2气田开发的前期研究工作。为适应经济新常态，在严峻市场形势下高效开发国内首个深水自营气田，研究总院项目管理和技术研究双管齐下，在深水气田开发中不断探索创新，力图从设计源头降本、科技增效。
陵水17-2气田是中海油深水自营勘探发现的第一个高产大气田，它的成功开发，将加快南海大气区建设，对保障华南及港澳地区工业和民生用气、调整能源结构、改善生态环境、促进经济发展具有十分重要的意义。作为我国首个深水自营气田，在开发过程中面临如下诸多挑战。
“十三五”来临，我国经济迈入“新常态”，国际油价仍处于低位震荡。受此影响，国内天然气市场需求出现拐点，首次由“以产定销”转变为“以销定产”的模式，天然气面临着市场不景气和竞争力下降的压力。近日，国家发改委宣布降低非居民用天然气门站价格，这对于上游天然气田的开发无疑是雪上加霜。
南海海底地形非常复杂，呈阶梯状下降的大陆坡分布广泛且常常急剧变陡并隔以深沟，存在滑塌的风险。这对海底生产设施及管线的施工和运行带来巨大影响，有时为避开地形复杂区域，海底管线需绕行数十公里，项目投资相应增加十几亿元。
南海每年6月份后开始出现台风，11月至次年2月则是持续性季风天气。尤其是“土台风”，形成移动快，变化多端，防台难度较大，破坏力极强。这对深水气田的开发生产及人员设施安全造成巨大威胁。
此外，南海还有一种特殊的自然风险——内波流，它的内部水流变化大，无任何规律，类似于“滚筒洗衣机中的水流”，会在垂直方向上形成剪切力，对浮式平台产生冲击，对水下结构和生产设施带来危害。
与浅水气田开发不同，深水气田开发需要攻克油藏出水风险预测与应对、深水气井出砂防砂、水下气液分离及增压、水合物预测防控及流动安全保障、立管疲劳计算、浮式平台方案设计等技术难题。
深水开发的钻完井、施工安装、维修作业费用远高于设备费用，且这几项费用的变化对项目经济效益影响较大，研究阶段即需充分考虑各种作业工况，既要通过合理安排工期及施工资源严控安装成本和费用风险，以实现降本增效，又不能在实施阶段费用不足，项目管理和方案决策面临挑战。
国内首个超千米水深气田——荔湾3-1气田于2014年4月投产，我国深水油气资源开发与生产的序幕才刚刚开启。
许多深水气田开发所需关键设备，如：水下采油树、水下生产管汇、乙二醇回收及再生装置等基本上都依赖国外生产。虽然我们拥有3000米水深作业能力的深水铺管起重船，并且已掌握3万吨超大型海洋平台设计建造安装和1500米水深海管铺设技术，但是在深水工程施工安装、现场操作、台风等恶劣气候条件应对、深水巡检维修等方面的经验仍然不足，与国外公司存在一定差距。
综上所述，开发高成本深水气田，必须提高对南海复杂地形及海况环境的识别能力，创新项目管理模式，加强深水气田开发技术研究和人才建设，提供更具竞争性的天然气价格，才能助力推进海油“二次跨越”、谱写海洋石油工业深水建设的新篇章。
（来源：中海油研究总院 作者：朱海山 陵水17-2深水气田开发前期研究项目经理 编辑：刘栖彤）
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