1流花11-1油田设施示意图FPS-FPSO距离= 1.5 miles油田于1987年发现，是中国南海东部海域地质储量最大的油田位于香港东南130海里，所在海域水深约300米1996年3月29日油田建成投产油田是CNOOC和BP-AMOCO联合开发2003年7月，由CNOOC接管油田全部权益，成为中海油深圳分公司第一个自主管理的自营油田主开发区开采系统：FPS + FPSO + 水下井口和管汇系统该油田共有25口生产，目前产量约21000桶*位于香港东南130海浬*所在海域水深约300米2LH11-1 油田未来规划布井示意图说明：流花油田生产平台共有25口井槽，即，有25口生产井如果不考虑额外增加井口，计划在20052008年间将从25口生产井槽中筛选12口进行侧钻大位移井和侧钻井，用于开发3井区和主开发其它层位3说明：1.2005年至2008年每年实施3口侧钻井可为油田带来179.7万方的净增油量2.上述规划将根据现时情况进行更合理的调整3.2005年开发调整井已经做了调整根据今年计划，将实施4口井的工作量，其初步的作业顺序为：B5 修井 C1ERW5 A3ERW6 D1ST1 C7ERW7流花流花11-111-1油藏长远侧钻计划油藏长远侧钻计划流花流花11-111-1油藏基础方案与长远侧钻方案对比图油藏基础方案与长远侧钻方案对比图C6ERWA6ERWC7ERWA5ST1C1ERWB6ST1C3ERWD2ERWA3ERWB5ST1C5ST1D1ST1B1ST1流花流花11-111-1油藏油藏侧钻井井位示意图侧钻井井位示意图LH11-1 油田未来规划布井示意图4LH11-1 油田产量构成曲线及未来产量规划2005-2008年主开发区3井区侧钻井流花4-1油藏现油田主开发区产量趋势图3井区已钻4口大位移井产量（已占目前全油田产量的46%）5LH11-1 油田主开发区产量递减趋势从产量曲线可以看出：如果不进行3井区的开发，流花油田产量在2005年降至47万吨。
主开发区产量包括主开区与3井区间的鞍部油藏的生产井的产量6LH11-1 油田侧钻大位移调整井业绩1.流花油田地质储量达到2108 m3，是南海东部海域地质储量最大的油田2.流花油田油藏进行了分期开发，先投入开发了西高点，即主开发区或流花11-1油田投产的25口油井全部采用水平井技术开发3.经过产量高峰期后油田综合含水超过90%，产量递减迅速，期间在主开发内虽进行了部分调整井的挖潜，但稳产效果不明显4.从2002年开始，相继投入实施了7口侧钻大位移井和侧钻补充井开发距离西高点主开区4.5 km的东高点3井区油藏5.2003年7月，中国海洋石油接管流花11-1油田全部权益后，先后独立设计实施了国内第1批超大水垂比的高难度大位移井：流花11-1-C02ST1、流花11-1-A4ERW3和B3ERW4开发3井区的油藏2004年这批大位移井的成功钻探，为油田的增储挖潜和二次开发带来了生机流花深水油田利用原生产井槽侧钻超大水垂比大位移井应用的综合技术在中国油田是第一次，其采用的工艺技术和工具已经达到国外先进水平7LH11-1 油田大位移井技术难点和技术创新流花油田大位移井独特的技术难点1.侧钻大位移井是在半潜式生产钻井平台进行，面临原流花11-1油田复杂的水下井口和管汇系统，同时受水深内波流影响严重。
2.平台井槽选择受到限制，井眼防碰成为大位移井工程设计和实施中的一个重要问题3.油田油藏埋藏浅（泥线以下约900米），油层较薄，底水严重；井眼走向控制严格4.造斜段长，侧钻点浅，地层软，造斜率高5.稳斜段长，井斜角大；同时，受电潜泵下入段要求稳斜段狗腿度不超过1/30 m，井眼平滑度要求高井眼轨迹控制难度大6.采用水基钻井液和海水，井眼清洗和固相控制难度大对降低扭矩和摩阻带来问题7.长裸眼，套管磨损问题突出；长裸眼段下套管难度大8.平台设备老化，同时，井深带来的负荷大，对设备工具要求高设备要经受长时间的高负荷，特别是顶部驱动装置和泵系统的可靠性要求更高8LH11-1 油田大位移井技术难点和技术创新流花油田大位移井技术上的创新：1.解决流花油田大位移井面临的技术难点本身就是技术上的一种优化和创新，在攻克技术难点和减少风险基础上完成大位移井的作业亦表明这种技术的应用已逐步成熟2.第一次软地层，浅造斜，短距离，大井眼，高角度造斜3.比较合理的符合流花油田实际并经实践的井身结构和套管程序4.稳斜段合理尺寸的扩眼5.生产目的层使用海水钻进，避免了对产层的影响（流花浮式钻井生产平台无法实施油基泥浆）。
6.长距离，大角度裸眼稳斜段采用漂浮接箍技术下套管7.9LH11-1 油田大位移井技术应用的体会在流花油田大位移井技术上的一点体会：1.做好钻井技术和地质油藏的配合和沟通2.详细的风险分析和技术措施保障3.方案优化，并有理论数据支持4.融合、整合先进而适用的综合配套工艺技术和工具以及技术支持5.大团队的理念，包括参与作业的承包商能力的发挥6.总结，经验教训，持续改进7.10LH11-1 油田侧钻大位移调整井业绩1.经过近几年的引进吸收和应用，在大位移井综合技术方面，南海东部海域目前已经形成了以流花油田为代表的超大水垂比高难度的大位移井钻井技术，形成了以西江油田为代表的超长距离，一次多靶和大位移井侧钻新井的大位移井技术2.流花油田的大位移井2004年获得的业绩：大位移井技术的成功应用，给老油田的更深入开发开拓出一条新路是国内第一次超大水垂比，大斜度，高角度，长距离大位移井综合技术成功应用表明了我国在引进和应用高新技术上又迈出了一大步，为推动我国高新钻井技术的研究和应用做出了贡献流花11-1-A4ERW3水垂比（4714.07/1213.25）3.885，创造了海洋石油钻井的新纪录，而随后的流花11-1-B3ERW4大位移井再次刷新该项记录，创造了目前中国水垂比最大的记录4.58(5634.07/1229.36)。
流花11-1-A4ERW3井实际钻井周期33.77天，创造了海洋石油钻井井深5000 米以上井的最短钻井周期记录一只PDC钻头单次入井进尺4380 米，创造了当年海洋石油钻井单只钻头一次入井进尺最高的新记录Schlumberger旋转导向工具Powerdrive675一次入井进尺4380 米，获得了其世界最好成绩3井区4口ERW井已成为流花油田生产的主力，日产油量约占全油田25口井日产总量的46%半年生产期即可全部回收投资，经济效益显著11流花11-1油田未来钻井可能涉及的难题和风险1.平台现有钻井设备老化、能力不足，已经逐渐成为钻井作业的制约瓶颈应尽快确定钻完井设备的长远规划2.不同于纯钻井平台，海上设施人力资源配置和管理流程与钻井作业之间期间存在矛盾，在钻井作业期间应改变日常作业管理思路，围绕钻井作业适当调整现场管理流程3.油田主开发区油藏研究以及下一步的思路同如何提高油田采收率之间存在一定的差距但“生物礁油藏研究”的课题是世界上至今仍不能完全解析的一个难题4.虽然我们在不断提高对流花3井区构造的认识，但整体认识上仍有较大的不确定性5.油田现有水下设施老化，腐蚀问题逐年严重，FPSO生产处理能力能否满足未来长远规划产量以及污水处理要求等也是未确定因素。
6.依托现有生产设施，尽快开发和挖掘东翼油藏和主开发区其它层位油藏潜力应考虑多种途径，而不仅仅是钻调整井多种途径的目的一致：稳油控水，提高采收率但其中涉及的因素很多，关键仍然在油藏研究上7.周边构造的研究和投入开发应同利用现有油田现生产设施有机结合，如何找到经济有效的开发方案是根本8.大位移井综合配套技术的应用在流花油田仍然需要不断总结和提高12流花11-1油田未来钻井可能涉及的难题和风险解决方案1.重新评估油田钻井设备能力，有计划地实施升级改造同时配合海上组织机构的调整，调整钻井作业期间的管理流程，以减少钻井作业期间存在的工作界面和人员调度问题充分利用相关资源建立更专业的（钻井）设备维修保养队伍2.利用专业资源，充分评估现油田水下设施状况，结合未来临近边际油田的开发，制订经济可行的长远规划和维修改造方案3.加大力度做好油藏动态研究，多途径提高油藏采收率4.做好诸如大位移井技术的总结和提高5.建立并在相当一段时间内维持比较稳定的海上和陆地钻井作业指挥和管理队伍，并做好梯队建设6.在现有生产设施仍有利用价值的基础上，加快周边构造的研究和投入开发流花油田周边构造的投入开发不啻于自营新发现油田的开发价值。
7.13大流花油田前景LH4-1LH11-1LH11-1ELH11-2LH 4-1 距LH11-1油田平台西北10km，储量:1857104m3LH11-1E 距LH11-1油田平台东南15km，储量:488104m3LH11-2 距LH11-1油田平台西南6km。