陵水17-2气田是中国海油深水自营勘探发现的第一个大气田，它的成功发现将加快南海大气区建设，开发后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，在未来开发过程中面临诸多挑战。
天然气市场不景气
当前，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，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，非居民用天然气门站价格下调，这对于上游天然气田的成本控制提出了更高要求。
海底地形及水文气象条件复杂
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，项目投资相应大幅增加。
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，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，无规律可循，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。
深水技术和项目管理面临挑战
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、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。
设备建造、施工及生产作业经验不足
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、恶劣气候条件应对、深水巡检维修等方面的经验仍然不足，与国外先进企业存在一定差距。
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。
项目管理如何破局?
陵水17-2气田开发项目组(下称项目组)创新项目管理模式，加强风险管理，探索建立开放的多元化深水开发机制，以期实现天然气上游开发和下游市场开拓的双丰收。
摒弃“浅水思维”，创新项目管理模式
与浅水开发相比，深水气田开发研究内容多，技术难度高，开发风险大，需要在项目管理上摒弃驾轻就熟的“浅水思维”，有重点、有层次地开展前期研究工作。为此，项目组调研国外深水气田开发工程案例，并结合南海环境条件和海上生产作业安全要求，从多个方案中筛选出“水下生产系统+浅水固定平台”“水下生产系统+深水浮式平台”两个大方案，再对深水浮式平台中的SPAR、SEMI、TLP和FLNG等多种类型的平台进行重点比选研究。
为提高效率，项目组改变常用的管理组织架构，特设水下生产系统组和浮体组，集中优势兵力，从难处着手，先后啃下干湿采油树比选、深水流动安全保障、水下生产系统及远程控制设计、深水立管疲劳分析计算、浮式平台方案比选等“硬骨头”。
加强风险管理，夯实项目开发基础
地质油藏的认识清晰度及产量预测精确度是深水气田开发的重要基础，它不仅影响开发方案的选择，而且决定平台投资建设规模和项目收益率。有限公司湛江分公司研究院通过对比多个国内外类似气田，与研究总院项目组一起对生产后期的出水风险进行分类和量化，研究风险对策，夯实地质油藏工作。
此外，南海海底地形及水文气象条件复杂，不仅存在滑塌风险，而且台风、季风和内波流对设备设施的现场安装影响大。因此，要尽早启动路由和环境预调查，进行陆坡稳定性评估，提高对复杂地形及海况环境的识别能力，合理安排施工作业工期，提前锁定安装资源，才能合理规避路由风险，控制安装成本和费用风险。
转变营销方式，探索合作多元化
根据国内外气田的开发经验和当前天然气市场“以销定产”的供求关系形势，在气田开发项目中，市场开拓工作的进展情况对技术方案的研究影响巨大。因此，在“亮剑”深水气田开发中，我们需要抓住国内天然气市场再分配的机遇，转变营销方式，积极主动抢占高端市场。
我们还可以借国企市场化改革不断深入的东风，加强与地方政府和企业的战略合作，探索建立开放的多元化深水开发机制，让外资公司、民营企业或下游天然气用户参股上游天然气田开发，秉承“双赢”理念，坚持共享发展，支撑公司“十三五”产能建设，实现“贡献清洁能源、创造美好生活”的愿景。
技术如何攻关?
在陵水17-2气田开发的前期研究工作中，研究总院项目组成员凝心聚智，在摸索中砥砺前行，通过技术交流和系列技术创新优化开发方案，力图从源头降本、科技增效。
搭技术交流“高台”，唱深水开发“大戏”
面对复杂的超千米深水气田开发，研究总院恰似从未动过手术的实习医生第一次主刀，尚不具备成熟的系统经验。针对这一现状，项目组组织了50多场技术交流，既有国家重大专项课题组成员对科研成果的分享，也邀请荔湾3-1气田开发设计、施工作业和生产操作人员介绍经验，还与Technip、FMC、AkerSolutions、Saipem、SBM等国际知名工程公司进行专题讨论和方案咨询。
通过搭建高起点的技术交流平台，项目组广泛吸取国内外深水气田开发的成功经验，站在前人的肩膀上，以更宽阔的视野开展方案研究和技术攻关，努力建成一支技术水平高、综合素质强、结构合理的深水开发专业人才队伍，唱好深水气田开发这台“大戏”。
技术创新，源头降本
要想开发高成本的深水气田，必须通过系列技术创新从源头上优化方案，恪守“降本增效”的理念精打细算。
为降低钻完井投资，项目组依托自主专题研究进行技术创新，分析探井转生产井的可行性，开展全寿命出砂预测及防砂方式优选，进行钻完井液体系比选及初层保护专题研究，优化钻采方案、施工资源及顺序，降低钻完井投资，并统计分析国外深水气田修井频率和成本，降低修井作业费用。
在工程方面，项目组通过开展水下分离工艺与流动安全、海底管道单双管及清管方案比选、立管疲劳寿命与管径选择、管线防腐措施及材料选择、设备标准化和国产化、操作费构成分析和定量优化等一系列创新性专题研究，创造性地设计出半潜式(SEMI)平台储油方案，通过大量的数据反复对比、优化方案，从严从紧控制技术风险，以期合理优化装置处理规模，最大限度减小化学药剂注入量，降低项目工程投资及生产操作成本。
开源节流，协力降本
气田生产后期，井口压力会降低，必须增压后方可继续生产，否则只能关井，但是该气田属于边底水气藏，后期出水风险高，水下分离及增压所需要的设备投资巨大。
为延长生产年限，提高气田采收率，油藏专业和工程相关专业相结合，通过多轮综合比选研究，优选天然气增压及水下气液分离方案，优化气藏开发规模、采气速度和气井产量，使气田生产年限延长三年，采收率提高近4%。
深水气田的工程施工费用非常高，在项目总投资中占比最大。项目组统筹考虑钻完井、建造、安装等施工作业资源，与中海油服、海油工程等兄弟单位多次沟通协调，本着“抱团取暖、共度寒冬”的精神共同编制项目施工计划，开展施工方案优化组合分析，通过合理规划提高了项目效益。
