中国近海开发的策略介绍.ppt

中国近海油气田开采策略 1 中小型海相砂岩油田 惠州油田（21－1、26－1、26－1北、32－3、32－2和32－5）群； 西江油田（24-3、24－1、30－2）群； 陆丰22－1油田； 涠洲11－4油田； 文昌13－1/13-2油田等。 1.1 海相砂岩油田地质特征 背斜构造，圈闭小、幅度低，断层少或者没有。 储层为海相沉积，以砂岩为主，分布稳定，物性好（最高达到几万毫达 西），含油井段长、油层多。 流体性质好，以中低粘度轻质原油为主，地面原油相对密度0.79-0.89，地层原油粘度一般为0.3-5mPa.s，个别为14mPa.s。 生产能力旺盛，油井单井产量高。14个油田18口井61个层段的试油资料统计，单井日产量大于2000立方米的占27.8%，日产量1000-2000立方米的占38.8%，日产量500-1000立方米的占33.3%。 1.2 海相砂岩油田 开采策略 充分发挥天然水驱能量，在不注水的条件下获得完全水驱的开发效果. 采用稀井、高产和高速开采的开发方针，使油田在较短的开发寿命内获得较高的采收率。 开发这类油田井数都比较少(1-20口）,单井产能较高（200－2000m3/d），采油速度高（4－6％）采收率大（30－40％）。 海上工程采用以“三大件” 为 主、 全海式的方案，基本上满 足我国海上油田生产的需要。 “三大件”是指生产平台、单点系泊和储油轮，三者用海底管线连接。油气处理、集输和动力系统都在储油轮上，大大减少平台的负担。这种设施基本上符合我国海上油田情况，珠江口、渤海湾和北部湾等地区油田，多数采用这种形式。 实施油田群联合开发方案，使一部分在经济警戒线以下的油田也能投入开发。 如惠州油田群：六个油田，四个平台公用一套单点系泊和储油轮。使原来独立开发没有效益的边际油田（惠州32－2、32－3、32－5和26－1N油田）能投入开发；独立开发有效益的油田（惠州21－1、26－1油田）效益更好。西江油田群也采用这种开发方式。 采用世界上先进有效技 术，开发小型边际油田。 西江24－1油田： 用一口大斜度水平位移井开发一个油田； 陆丰22－1油田：用五口水平井、水下井口、人工举升系统，在水下井口设电动增压泵，将生产的流体直接送上储油轮进行处理。省去了建造平台的投资，打破“三大件”模式，开创用一条船开发一个油田的先例。 投资回收快，经济效益好 除个别新投产的油田外，都已回收全部开发投资，如惠州油田群已回收的相当于全部投资的三倍，有些油田如惠州26-1北，投产7个月就收回了全部投资。惠州32-5油田1999年2月投产，到2000年下半年，1年多的时间回收全部投资。涠洲11-4油田投产不到2年回收全部投资。 二、大中型 重质油油田 主要分布渤海盆地，如 绥中36-1、埕北、锦州9-3 秦皇岛32-6、南堡35-2、 蓬莱19-3、渤中25－1和 曹妃甸11－1等油田。 流花11－1油田。 2．1 大中型重质油油田 地质特征： 大型披复式背斜为主，构造面积大，储量规模大。 这类油田中探明级石油 地质储量一般都在亿吨 级以上，含油面积数十 平方公里。 储层均为河湖三角洲-河流相沉积；砂体埋藏浅（800-1800m），含油层数多（数层-数十层），含油井段长（几十米-数百米）；储层物性好，渗透率高（500-8000mD），孔隙度大（25-35%），胶结疏松，油井出砂严重。 流花11－1油田是上第三系珠江组沉积一套生物礁－滩灰岩；储层物性中等，孔隙度10－30％，渗透率15－800毫达西； 流体性质较差，具有密度大（0.93-0.97），粘度高（地下原油粘度26-150mPa.s），胶质和沥青质含量高(17-44%)及低含蜡（5-9%），低凝固点（一般-29ο-3ο），低气油比（5-30立方米/立方米）的特点，属常规重质油，可以用常规的注水方式进行开发；个别油田例外。 油藏类型多数为层状边水油藏，但天然能量不足，边水不活跃；饱和压力高，地饱压差小，常有小气顶存在；也有例外，流花11－1油田是一个块状底水油藏，埕北油田是个边水油藏，天然能量充足。 2．2 重质油油田开采策略： 油田在水驱条件下可以获得较好的开发效果，建立有效的水压驱动方式，是开发这类油田的核心，多数油田需要人工注水。个别油田（如埕北、流花11－1）天然能量充足，可以采用天然水驱能量开发。 要求ODP报告必需符合油田实际。海上重质油油田的开发受开发年限、平台和经济条件的限制，井下作业不能过于频繁，调整工作量不能过大。地质储量、单井产能、生产规模、层系