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1、李宗田 2014年10月,蓬莱19-3油田B/C平台 溢油事故原因调查与分析,主 要 内 容,一、蓬莱19-3油田原油泄漏事故简况 二、蓬莱19-3油田基本背景 三、B平台溢油原因分析与措施 四、C平台溢油原因分析与措施 五、几点启示,溢油事故回顾,2011年6月4日上午9点，发现海面冒油, 时有伴随气泡。 6月5日，潜水探摸发现海床有一个长3.5m，宽1.5m， 深2m的坑，坑内有气泡和油，取样化验证实为蓬莱原油。 6月7日6月17日，相继关停B/E平台所有注水井。 7月13日，责令关停B、C平台所有生产井。 8月5日，责令8月31日，处理完事故，清理完海面。 8月30日，国务院组织联合调查
2、组。 9月30日，国务院组织专家对全国海洋石油进行全面大检查。,蓬莱19-3油田原油泄漏新闻发布会,环渤海经济生态分布,蓬莱19-3油田地理位置,蓬莱19-3油田原油泄漏造成的影响,国务院和社会广泛关注 -相关媒体竞相报道,国务院组织七部委联合调查组,8越30日，国务院组织国土资源部、环保部、交通部、发改委、国家安全总局、海国家洋局、能源局等七部委，组成联合调查组，对康菲公司蓬莱19-3油田溢油事故进行调查。 下设： 技术组 评估组 综合组,蓬莱19-3油田位置,蓬莱193油田主要污染区,BC两个平台溢油点与生产设施相对位置,C 平台,主 要 内 容,一、蓬莱19-3油田原油泄漏事故简况 二、
3、蓬莱19-3油田基本背景 三、B平台溢油原因分析与措施 四、C平台溢油原因分析与措施 五、几点启示,中国近海油气田分布,蓬莱19-3油田,合同执行情况,1994年12月7日，中海油CNOOC与康菲COPC签定中国渤海11/05石油勘探合同。 1999年5月和2000年5月在合同区内先后发现蓬莱19-3、蓬莱25-6油田。,油田开发主要开发指标,蓬莱19-3油田2002年投入开发，现有7个平台。油田生产井193口，注水井60口,年产原油800万吨。2011年5月份日产油2.4万方，日注入量5万方,含水47%，采油速度2.2%，采出程度4.5%，年注采比0.9，累积注采比 0.72。,蓬莱193油
4、田地质背景,渤海海域面积7.3万平方公里，其中可勘探矿区面积约4.3万平方公里。渤海油田属于盆地构造，有辽东、石臼坨、渤西、渤南、蓬莱5个构造带，总资源量在120亿方。其地质油藏特点是构造破碎、断裂发育、油藏复杂，储层以河流相、三角洲、古潜山为主，储层物性较好，油质较稠，稠油储量占65%以上。 蓬莱193油田处于蓬莱构造断块背斜的位置。浅部的断层封堵性较差，深部的断层封堵性相对较好。但有部分断层从下部延伸到了浅表层，被称为“通天”断层。,蓬莱193油田地质背景,3. 蓬莱193油田地层层序从海底表层向下可划分为第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组和古近系东营组、沙河街组等五套地层。这些地层分布
5、的空间中，分布着南北走向两组断裂构造，断层把储层切割成若干个块体。 4. 蓬莱193油田主要储集层在明化镇组下段和馆陶组两套地层。这两套地层是由陆相碎屑组成的岩石，成岩固结疏松，物性好，油层埋深为8401400m。,5. 原油性质具有“三高四低”的特征，即高密度、高黏度、胶质含量较高，凝固点低、含蜡量低、沥青含量低、地层压力处在正常压力范围，需要借助外力，以注水开发方式进行开采。 6. 采用注水开发方式，是否可控，不出现溢油污染隐患主要取决于注水压力的控制，以不破坏断层封堵性为限。只要注水压力控制得当，就不会破坏断层封堵性注水开采就是安全的。在地质构造复杂区，通常采用分层注水开发方式。,蓬莱1
6、93油田地质背景,蓬莱19-3油田 ODP分期和期开发。 期： A平台：2002.12投产 期： C平台：2007.07投产 B平台：2008.05投产 D平台：2009.05投产 F平台：2009.12投产 E平台：2010.03投产 M平台：2011.04投产,蓬莱193油田地质背景,在渤南低凸起基底隆起背景上发育的、受两组南北向走滑断层控制的断裂背斜。 被一系列北东东向正断层切割成多个断块。,L50油组地震反射层三维显示,蓬莱193油田地质背景,油层主要分布明化镇（Nm）和馆陶组（Ng）； 含油井段长，约500m；单井油层厚度大，120-140m; 薄层较发育，单层厚度一般1-4m； 储
7、层横向上变化较快，储层非均质性强。,蓬莱193油田地质背景,主体区各油组平均渗透率柱状图,主力层系为特高渗透率层，但渗透率差异达60倍。,蓬莱193油田地质背景,储层非均质性强，长井段合注合采， 导致纵向上吸水不均，各层压力差异大。,蓬莱193油田地质背景,主 要 内 容,一、蓬莱19-3油田原油泄漏事故简况 二、蓬莱19-3油田基本背景 三、B平台溢油原因分析与措施 四、C平台溢油原因分析与措施 五、几点启示,B平台溢油点与油田生产设施相对位置,C 平台,主要原因是B23井长期笼统高压注水导致各油组层间压力差异加大，L70油层形成局部高压，造成该井附近的502断层稳定性和封闭性发生变化，致使
8、沿断层面形成溢油通道，致使原油沿502断层纵向运移并溢至海床，导致海面污染。,B平台溢油原因分析,B平台溢油原因分析示意图,502断层,B平台溢油原因分析,注水导致L70层超压，使断面不稳定，地层流体沿502断层溢出海床。,B23注水出现异常,6月2日注水量由600m3/d增加至792m3/d后， 井口压力由8.8MPa下降4.96MPa.,Note: Red - fault to the seafloor. Purple-fault 0-50m below sea floor; Green-fault 50-100m below sea floor Grey-fault 100m below
9、 sea floor,B23 Wellbore Seismic,B23,FLT_501,FLT_502,The distance from Res Inter to the nearest faults.,B23位于502断层附近,所有B和E平台注水井关停。 B23 井在反排中； B37ST01 在完井中；,B23位于502断层附近,从海底附近的断裂系统分布图可看到，溢油点在502断层附近， 初步认为原油是从油层段沿502断层溢出到海底。,502断层延伸至海床且临近溢油点,B23井组由于大井段笼统注水，在L70层形成局部超高压。B23井吸水剖面测试表明L70是主力吸水层，导致L70层超压，B3
10、7ST1随钻测压证实L70层超压3.49MPa。,B37ST1,（超压3.49MPa）,地层局部超压致使地层破裂和破坏断层的稳定性,B23井注水期间，井底压力介于最小、最大破裂压力之间。 从断层封堵性分析来看，目前地层压力大于断层开启临界压力，断层处于不稳定状态，502断层断面为沟通上下的主要通道。,B23井井口压力在10.42MPa时日注水量逐渐下降，说明注水过程中地层没有破裂，而井口压力在8.8MPa时日注水量增加200方/天，说明是沿断层面形成渗漏通道。,B23井最高注入压力，形成渗漏通道,溢油口附近地形三维图像,旁扫声纳原始记录图,调查结果：1、溢油口周边有长约25.5m、宽约18.9
11、m、高约1.3m椭圆形堆积物分布； 2、溢油口的半径约为3m、深约0.6m。,现场排查情况,调查时间及范围：2011年6月16日至6月18日； 以溢油口为中心500m500m的正方形区域。,溢油点,63,第三次声纳探测排查潜在风险点,新集油罩20日出海安装15*15m 旧集油罩安装后(12日晚) 每天抽液8方：含油1079ppm 自12日晚起：海面无油膜 渗漏点东北疑似点再次排除,疑似点,渗漏点,64,B23 冲砂136019日到1800m（井深2224m） 逐层挤水泥封堵溢油源 延断层侧钻，逐层挤水泥封堵溢油通道,封堵地层漏点和溢油通道强化措施,主 要 内 容,一、蓬莱19-3油田原油泄漏事
12、故简况 二、蓬莱19-3油田基本背景 三、B平台溢油原因分析与措施 四、C平台溢油原因分析与措施 五、几点启示,C平台海底溢油点位于平台附近,溢油点附近无废弃的预探井及评价井,C平台C25是岩屑回注井，长期超高压注入24.5MPa（3500psi），并且由东营组连续两次上调到馆陶组，形成部分超高压层系。在旁边打C20井钻井过程中钻遇到高压层而发生井涌事故。在处理井涌过程中，表层套管太浅，加大泥浆比重压井造成上部地层破裂侧漏，导致油基泥浆和地层流体沿破裂通道溢出海床。C20井所钻遇的高压层是C25井岩屑回注而形成的。C20井钻井施工设计对岩屑回注可能引起的复杂情况估计不足、分析不够。,C平台溢油
13、原因分析,C25 现注入层位: 自2008年12月开始工作 恰好在断层下面 (构造更新后) 平面180m +/- 距C20 L80-L100 垂直100mTVD 距C20 井底,C20,C25,老注入层位分别注一年,现注入层位,100m,L120,180-190m,250m,岩屑回注井,C20事故井,平台溢油事故原因,垂向上C25井现注入层位距C20井底L100层100m,C25井,C20井,C平台疑似漏点位置,14日25日共发现16个渗漏点，25日探摸只有3、5、7号点存在微小渗漏,C平台疑似漏点照片,18日发现,C平台近期海床新渗漏点原因分析,C20井已经通过7段水泥塞成功对该井生产层位封
14、堵。新发现的多个小渗漏点是C20井井涌溢油过程中海床浅层部分残留在原渗漏通道中的油基泥浆和原油混合物的渗出。,C20井打水泥塞过程,C20,6月19日04:30-6月21日03:45 1和2打入后，井涌停止 3-5连续作业，5顶面设计352米，探深393米 6后分两次挤入水泥47桶，挤入水泥时，海面油花增加 6顶面244.3米，尚距套管鞋8米，7后挤水泥不入 2011年6月21日17:00,7试压，1000psi，TOC163.7m,#7,#6,#5,#4,#3,#2,#1,弃井作业结束后，潜水员探查发现在C平台附近的海床有大量泥浆堆积。,方案1：C20井浅层井下直接封堵,作业程序 从C20井
15、钻水泥塞至约400m左右。 利用裸眼井段进行再次挤水泥作业。挤水泥的主要目的是封堵井筒393m以上到套管鞋位置的浅部地层到海底的漏失通道。 作业特点 处理的时间短，大约3天时间； 挤水泥时需要将漏失通道中的油基泥浆和原油挤出至海底，造成短时间的油花增多后果，则需要布置围油栏和回收设备进行回收海面溢油。,作业程序 从C20井钻水泥塞至约700m左右。 下9-5/8”套管、固井。 分段射孔，下泵筛管管柱排液，根据采出液，判断泄漏层位。 在漏层排采减压，排采泄压后再挤水泥封固。 作业特点 处理时间相对较长，从钻水泥塞到下完排采管柱约需要7天； 污染相对少； 挤水泥时需要将裂缝通道中存留的油基泥浆和原
16、油挤出海底，造成短时油花的增加，则需要布置围油栏和回收设备进行回收海面溢油。,方案2：C20井浅层先排后堵封堵,泄压射孔段,C03井上返浅层泄压后封堵,钻新井C53浅层泄压后封堵,方案3：临井浅层井下泄压封堵,方案4：配合溢油罩对海床疑似漏点封堵,采用工程勘察船，在漏点处抛锚就位，利用勘察船的钻孔设备（需要时租用相关设备），采用水力喷射的方法，在泄漏点处的海床泥面以下喷射出一个孔洞，然后向洞内注满水泥浆，在海底泄漏点处实施封堵。 软管下入方案 在紧靠平台或者工程船不便于就位的位置附近，可以考虑采用注水泥高压软管的方案。 下入管串即为：射流掘进器+高压软管,主 要 内 容,一、蓬莱19-3油田原油泄漏事故简况 二、蓬莱19-3油田基本背景 三、B平台溢油原因分析与措施 四、C平台溢油原因分析与措施 五、几点启示,
