滩海油田技术对比分析研究解读

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1、研究报告总结 一、前言 二、海洋石油开发概况 三、海洋石油勘探开发特点和开发模式 四、滩海油田开发采油工程技术现状 五、中国石油滩海油田主体采油工程技术适应性研究及技 术对策 六、结论及建议 一、前言 中国石油滩海油田开发是股份公司一个新的领域 ，开采区块不断增加，规模不断扩大，研究滩海油田 开发方式和投资对指导滩海油田开发部署具有重大意 义。研究目标是通过滩海油田开发模式调研分析，系 统了解滩海油田开发情况，重点对大港、冀东、辽河 和胜利滩海油田开发与开采情况进行调研和分析，研 究滩海油田采油工程技术发展趋势，为保障滩海油田 顺利开发提供技术决策支持。 （一）海洋油气资源 海洋石油的绝大部分

2、存在于大陆架上，海底蕴 藏着丰富的石油和天然气资源。据1995年的估计 世界近海已探明的石油资源储量为379亿吨，天然 气的储量为39万亿立方米。目前，海底油气开发已 从浅海大陆架延伸到千米水深的海区。 全球石油资源可采储量为3000亿吨。 海洋石油储量占45%，可采储量为1350亿吨 。 二、海洋石油开发概况 （二）我国石油资源 我国平均探明率为38.9，海洋仅为 12.3，远远低于世界平均探明率73%和美 国的探明率75。我国天然气的平均探明率 为23，海洋为10.9，而世界平均探明率 在60.5左右。因此我国油气资源的探明率( 尤其是海洋)很低，整体上处于勘探的早中期 阶段 。 （三）海

3、洋石油开发简史 1887年，美国人以栈桥连陆方式在加利福尼亚距海岸200 多米处打出了第一口海上油井 标志着海上石油工业的诞生。 20世纪40年代建造成功第一台专门设计用于海上石油钻井 平台。 标志着海洋石油工业与陆地石油工业相同，开 始了明确的分工，即海上油公司与专业服务公司的分 野。 50年代以后，研制成功移动式钻井平台 已经系统地形成了海洋石油工业体系，通过一 种严密的社会分工体系，多专业公司协作开展海洋石 油的开发工作。 1976年浮动石油平台已超过350台 海洋石油勘探已经成为各个油公司是否可持续 发展的重要指标 20世纪80年代中期，海洋石油产量占世界石油产量的三分 之一 海洋石油

4、的勘探开发已经成为国际关系的重要 环节 20世纪50年代末，中国的海洋石油工业开始起步 1967年到1979年，我国海洋石油十年的累计产油量也才 63万余吨 20世纪70年代末期，中国海洋石油首先开始对外开放 中国海洋已累计探明油气储量22108t，2002年产油量已 达2350104t，其中渤海湾地区累计探明储量12.6108t。 （四）我国海洋石油发展现状 三、海洋石油勘探开发特点和开发模式 （一）海洋石油开发特点 由于海洋环境的特殊性，决定了海上油气田开发与陆 上油气田开发有相当大的差异，对专业技术的要求有很大的 不同，这主要是由客观环境的截然不同所决定的。主要有以 下十个显著的特点：

5、一自然环境恶劣； 二平台工作空间有限； 三油气田建设装备工具复杂、科技含量高； 四投资大、牵涉面广、管理难度大及未知领域多； （一）海洋石油开发特点 五采用低成本和技术创新的策略带来高风险； 六人员素质要求高； 七油气田寿命周期短； 八对交通运输的要求与陆地完全不同； 九陆地基地的支持保障及海上应急救助的特殊需求； 十海上生产设施安全管理和环境保护比陆上要求高。 （二）海上油田开发模式 海上油田开发模式主要受水深、规模以及地形影响，水深 对选择方案有重大的影响，从经济角度出发，在浅水（小于200米 ），一般常选择固定平台（钢制导管架平台或重力式平台）。在 深水中（大于200米），由于固定平台的

6、费用成倍增长，所以多考 虑采用水下生产系统与浮式生产系统的组合方案。 油田离陆地较近 油田离陆地较远,且为产 量较小的边际型油田 管输上岸，在陆上建油气处理厂， 进行油气分离、储运或采用人工岛 浮式生产系统，充分利用浮式生产 系统可重复利用的特点 采用混凝土式重力式平台 海底地形平坦，土质坚 硬的海域 固定平台或其它形式的设施 土质松软，海底不平坦 的海域 油田离陆地较近 管输上岸，在陆上建油气处理厂， 进行油气分离、储运或采用人工岛 考虑 考虑 考虑 考虑 海上生产设施 固定式生产设施 水下生产系统 浮式生产系统 桩基式 重力式 人工岛 顺应性平台 半潜式 张力腿式 FPSO 水下干式 水下

7、湿式 海上生产设施 全海平台式开发模式 全海FPSO开发模式 半海半陆式开发模式 海油陆采开发模式 水下井口+半潜式平台+FPSO 四、滩海油田开发采油工程技术现状和需求 （一）大港油田滩海开采技术现状和需求 大港油田滩海区总面积2250km2，宽度15-20Km，海 岸线长146km，发现了七套含油层系，探明石油地质储量 11521104t，探明天然气地质储量27.64108m3，控制 石油地质储量5653104t，预测石油地质储量1.08108t 。 大港油田滩海地区油气资源丰富，油气资源转化率及动 用程度很低。主要问题是：滩海区较完整的储量区块，均存 在地面条件差、工程建设投资高、风险大

8、。现有工艺技术和 装备不配套，无法获得准确的开发数据，可采储量难以落实 ，为后续开发带来极大风险，进行产能建设投资决策缺乏科 学可靠的依据，导致探明储量难以动用。 四、滩海油田开发采油工程技术现状和需求 （一）大港油田滩海开采技术现状和需求 大港油田目前投入开发张东区块、关家堡地区，主要采 用以下技术： （1）试油(气)工艺与管柱 1）“TCP+MFE+JET”三联作技术 2）“射孔+测试+水力泵” 跨隔（上返）三联作试油技术 3）“TCP + MFE +NAVI”三联作工艺 4）“TCP+APR+JJ1”联作试油直读技术 5）“TCP+MFE+酸压+JET”四联作试油技术 6）“TCP+测试

9、+酸压+JET”四联作试油技术 （2）储层酸化改造技术 1）缓蚀深部解堵酸化技术 2）暂堵分流酸化技术 四、滩海油田开发采油工程技术现状和需求 （一）大港油田滩海开采技术现状和需求 大港油田目前投入开发张东区块、关家堡地区，主要采 用以下技术： （3）储层压裂改造技术 （4）储层防砂改造技术 （5）举升工艺技术 1）自喷试采工艺 2）电潜泵举升试采工艺 3）水力泵举升试采工艺 （6） 海上常规安全环保控制技术 （7） 试油试采一体化井口 四、滩海油田开发采油工程技术现状和需求 （二）冀东油田滩海开采技术现状和需求 冀东油田目前投入开发南堡油田地区，南堡油田主要发 育南堡1号、南堡2号、南堡3号

10、、南堡4号、南堡5号等5个 有利构造，有利勘探面积1000平方千米。主导工艺技术包括 ：大斜度井、水平井、分支井开发技术；大斜度井、大位移 井、水平井优快钻井与油层保护；高产高效的完井方式；简 化优化的高效与长效举升、注水技术；高效油气水处理、油 气水混输、筑路建岛技术；实时监测与自动控制技术。 四、滩海油田开发采油工程技术现状和需求 （二）冀东油田滩海开采技术现状和需求 开发存在问题：如何优化井网部署与钻井轨迹，保证水平井、多目 标水平井、分支井控制储量最大、井网最优，有效保持地层压力，保持 高产稳产； 针对主力含油层系之上易坍塌大段玄武岩，油层疏松、气油 比高，如何实现优快钻进、高效完井与

11、采油工艺技术的配套，实现快速 上产； 针对油藏固结较疏松、气油比较高，如何实现优快钻、完井与采 油工艺技术的配套，钻井、修/完井同时运作，满足油田开发的需要，实 现快速上产与油井高产、稳产；针对进海路、人工岛特殊的建设环境， 如何实现安全、环保清洁生产，保障油田高效高速开发。 四、滩海油田开发采油工程技术现状和需求 （三）辽河油田滩海开采技术现状和需求 辽河滩海油气区位于辽东湾北部，西起葫芦岛，东到鲅鱼圈 连线以北，浅海区水深5 m以内的范围，由浅滩、海滩和陆滩三 部分组成，总面积3506 km2。其中陆滩范围732km2、潮间带 736km2、两栖区1000km2、极浅海1038km2。累计

12、探明石油 地质储量1.2679108 t，探明天然气地质储量16.28108 m3 ；发现了太阳岛、葵花岛、笔架岭、海南月东等4个油气田； 基本形成了年产50104 t的生产能力，已成为辽河油田油气生 产的重要后备接替区。 浅海油田开发经历了两个阶段。一是利用天然能量开发阶段 ，主要分自喷期和机械采油期两个时期；二是注水开发阶段，主 要以机械采油为主。 四、滩海油田开发采油工程技术现状和需求 （三）辽河油田滩海开采技术现状和需求 （1）自喷采油时期 浅海油田，由于目前开发的三个区块海南1块、海南3块、笔架岭 油田均属于稀油油田，原始地层压力较高，因而油井开采初期，均具有 一定的自喷能力。但由于

13、天然能量不足，递减很快，因而油井自喷期很 短，一般在3-5个月左右。纵观浅海油田油井的自喷采油时期，采用的采 油工艺技术有：优化自喷期油井的生产工艺参数、进行油井清防蜡技术 的合理选择。 （2）机械采油期 浅海油田的开发，目前均处于机械采油期。其中海南1、3块为利用 注水开发阶段的机械采油期，笔架岭油田为以天然能量开发的机械采油 期。从油井生产的现状来看，主要的采油工艺技术有以下几个方面： 1）有杆泵采油工艺技术 2）电潜泵采油工艺技术 3）油井深抽工艺技术 五、中国石油滩海油田主体采油工程技术适应性研究及对策 （一）滩海开发油气井特点 1、井身结构及尺寸 1）井型：水平井、多分支井、侧钻水平

14、井、大斜度井、 少量直井 2）油层套管直径：7、81/2、95/8 3）油管直径：27/8、31/2 4）油层深度：5000m 5）完井方式：筛管裸眼完井、套管完井、筛管防砂完井 6）井斜角：70度 2、油气层污染特征及堵塞类型 微粒分散运移、出砂、粘土膨胀、外来固相颗粒堵塞 、乳化堵塞 3、出砂情况 出砂指数：1.4104MPa 油井出砂严重，必须在合理范围内生产，同时采用安 全的防砂措施。 4、油井举升方式及产量 油井产量：500m3/d 举升方式：电潜泵为主，其中辽河大部分采用抽油机 。 五、中国石油滩海油田主体采油工程技术适应性研究及对策 5、水井注水方式及注水量 注水量：500m3/

15、d 注水压力：25MPa 注水方式：主要采用笼统注水，部分采用分层注水，分两 层 6、作业空间和时间要求 1）海水深度：10m 2）海床淤泥深度：20m 3）作业时间和空间严格受限，作业工序要求不能有间隙， 必须连续完成。 4）作业受天气影响大，大型作业必须选择合适的气候窗 7、安全环保要求 1）安全严格执行HSE要求 2）各种措施工作液严禁外排，要全部收回 3）水、电、火等使用严格受限 五、中国石油滩海油田主体采油工程技术适应性研究及对策 （二）技术适应性分析与评价 1、完井工艺技术 陆上油田完井工艺从节点分析理论、油套管选择、井身结构、射孔工艺 、储层保护技术整体来说适用于海上，陆上油田主

16、要是直井，海上几乎全部是丛 式井、定向井、水平井、大斜度井，因此，在完井方面适应海上要求应发展以下 技术： （1）水平井、大斜度井、水平分支井和分支井钻完井工艺技术，把这项技术 作为提高海上油气田单井产量和提高采收率的发展战略来考虑。 （2）海上油气井套管多层完井技术，对钢级、强度、蜜蜂、防腐和水泥返高 都有特殊要求。 （3）海上油井单井产量高，要求套管直径尺寸大于陆上油井，相应射孔参数 都需要改变，包括射孔枪、射孔弹、穿透深度、射孔密度、相位、负压值等均需 要优化。 （4）海上稠油开采，防砂要求高，一般要求完井措施要与油水井寿命同步， 要求防砂射孔相结合，一次管柱下井完成，减少作业污染。 （5）智能完井技术应用，对海上有层厚度大、产量高的水平井、分支井，发 展智能完井技术，由地面控制系统控制井下分层生产。 五、中国石油滩海油田主体采油工程技术适应性研究及对策 （二）技术适应性分析与评价 2、注水工艺技术 陆上油田注水水质处理、分层注水、分层测试、注水井解 堵增注、注水井防腐防垢技术基本可适用海上油田，但对海 上油田应发