东方13-1高温高压气田全寿命多级屏障井筒完整性设计

东方13-1气田目的层温度高达141℃,压力系数1.90~1.94 g/cm^3,天然气中CO_2含量14.63%~50.04%,属高温高压高含CO_2天然气藏,实际开发中极易造成固井窜槽、油套管强度下降及腐蚀失效,给井筒安全造成隐患。为此设计采用了具有防漏、防窜、防腐蚀、防应变、防温变功能的"5防"树脂水泥浆体系及油气响应型自修复水泥浆体系,实现全井段水泥封固;并提出了"尾管树脂水泥浆+尾管顶部封隔器+回接插入密封+回接管柱顶部封隔器+自修复水泥固井+树脂水泥固井"六级屏障设计技术,形成多级屏障的安全系统。现场应用结果表明,东方13-1气田各生产井?177.8 mm尾管及回接段固井质量优良,而且从投产至今,各生产井井口压力监测均未发现有环空带压问题。该套技术可以有效封固高温高压高含CO_2产层,保障从钻完井至后期开发生产整个周期过程中的井筒完整性,降低了环空带压风险。

南海莺歌海盆地东方13-1高温高压气田特征与成藏机理

东方13-1高温高压气藏位于南海莺歌海盆地底辟带,上中新统黄流组主要气层的地层压力高达54.6 MPa(压力系数为1.91)、地层温度143℃(地温梯度4.36℃/100m),属典型的高温高压气藏.基于地质与地球化学资料的综合分析,认为该气田的天然气干燥系数高(C1/C1~5达0.98),且碳同位素值偏重:δ13C1为-30.76‰^-37.52‰,δ13C2介于-25.02‰^-25.62‰,系来自深部高成熟的中、下中新统梅山组-三亚组海相泥岩腐殖型有机质.地质分析及实验揭示,在与底辟相关的高温高压中新统含油气系统中由于欠压实产生高压的地层含有较多的孔隙水,且天然气在水中具有高的溶解度,若按下中新统三亚组的温压条件计算,天然气在水中溶解度可达10.5 m3/m3,因此,这意味着其中至少有部分天然气可能以水溶相运移.盆内丰富的气源为水溶气快速饱和乃至出溶奠定了丰厚的物质基础;底辟活动及其伴随的温压瞬态变化加速了水溶气出溶释放出大量游离气;黄流组发育的海底扇细砂岩造就了良好的气-水离析空间和聚集场所;而其上覆高压泥岩层构成了有效的封盖,从而形成了东方13-1气田.这种成藏机理揭示盆内底辟带高温高压领域具有良好的大中型气田勘探潜力.

莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术

为解决莺歌海盆地东方13-1气田小井眼尾管固井时存在的气窜和CO2腐蚀问题,研发了高密度高效清洗液和新型抗高温高密度水泥浆,并采用旋转尾管固井工艺,形成了高温高压气井尾管固井技术。抗高温高密度水泥浆配方中引入了胶乳颗粒、非渗透剂、超细填充颗粒及膨胀剂,有效改善了水泥浆的非渗透性和抗CO2腐蚀性,并采用颗粒级配技术提高了其稳定性。室内试验表明,密度2.20g/cm3的水泥浆可抗160℃高温,24h抗压强度为15.1MPa,防气窜系数为0.59。该固井技术在南海东方13-1气田6口开发井固井中进行了现场应用,水泥胶结测井结果表明,高压气层及重叠段固井质量优良率100%,生产期间气井井口无异常带压情况,应用效果良好。研究与应用表明,高温高压气井尾管固井技术能够满足莺歌海盆地东方13-1气田高温高压开发井尾管固井的需求。

莺歌海盆地高温超压大型优质气田天然气成因与成藏模式——以东方13-2优质整装大气田为例

针对莺歌海盆地东方13-2大型优质高温超压气田天然气成藏特征存在认识不清等问题,开展了天然气成因、来源及成藏过程与成藏模式的系统分析。研究认为,东方13-2气田天然气以烃类气为主,CO2含量低;甲烷、乙烷及CO2碳同位素特征表明天然气为高成熟煤型气,CO2为有机和无机混合成因;天然气轻烃C6、C7系列中环烷烃含量最高,且环己烷占优,生源母质以陆源高等植物为主。东方13-2优质大气田分布于DF底辟外围区,具有"上中新统黄流组一段大型海底扇储层、优质浅海相泥岩封盖和断裂(裂隙)输导"三元时空耦合控藏特征。DF底辟外围区主要聚集了早期充注的烃类气,CO2含量低,且烷烃气碳同位素组成表明天然气呈"高效运聚"成藏特点,是今后莺歌海盆地天然气勘探主要方向。

深水高温高压气田双层套管射孔技术可行性模拟试验

陵水25-1气田天然气资源丰富,该区块深水、高温、高压并存,完井作业难度大,若采用单层套管射孔完井,不能保障所有气组高效开采,亟需开展双层套管射孔工艺专项技术攻关。双层套管射孔技术可行性模拟试验设计通过高温高压双层套管穿透性能简化试验和常温常压双层套管射孔地面全尺寸试验两部分进行测试和验证射孔作业相关参数。基于高温高压工况双层套管射孔模拟试验,确定了高温高压对射孔孔径和孔眼深度的影响规律,获得了高温高压工况下孔深的折减系数;基于双层套管射孔地面全尺寸模拟试验,研究了不同工况下射孔穿透性规律,建立了炸药量与穿深/孔径的量化关系,并进行了射孔孔径差异影响因素的量化分析。通过高温高压折减系数,分析了双层套管射孔效率量化影响规律,模拟试验证明了双层套管射孔的可行性,对陵水25-1气田高效开采具有借鉴意义。

莺歌海盆地东方13-2重力流储层超压气田气藏性质及勘探启示

东方13-2气田是近期在莺歌海盆地发现的超压大气田,已探明天然气地质储量近700×108 m3。产层黄流组一段是邻近莺西斜坡的盆内坡折带所控制的重力流海底扇沉积,发育向东方1-1底辟构造翼部上超尖灭的构造-岩性圈闭,水道砂分布广、厚度大、物性优,岩心平均孔隙度17.30%,平均渗透率42.3 mD,为高温超压弹性边水大气藏,天然气组分优良。东方13-2"整装、优质、高产"大气藏的形成具有以下优越条件:1东方13-2气藏处于西物源重力流源-汇轴向区,为"甜点"储层集中发育部位;2海底扇水道多期切割,水道砂横向均质,形成阁楼式超大储集空间;3底辟侧翼较低部位盖层破坏程度低,有利于天然气动平衡保存;4大型砂体低幅超覆,有利于大面积捕获油气,实现高效疏导。基于以上诸因素高效匹配导致该区大型天然气田形成,也为中国海域高温超压盆地油气勘探提供一个典型范例。

崖城13-1气田高温大位移井硬地层螺杆钻井技术与实践

崖城13-1-A16井12 1/4″井段钻进至梅山组时降斜严重、旋转导向钻具无法满足井眼轨迹控制要求,使用螺杆钻具成功进行了大位移井硬地层造斜钻进,达到了工程质量以及地质中靶要求。结合现场井眼情况以及定向钻进技术难点,对高温控制措施、螺杆钻具大位移井钻进风险控制措施以及井眼轨迹控制等技术措施进行了讨论,为类似井定向钻井施工作业提供参考与借鉴。

崖城13-1气田高温低压大位移井钻完井工艺

为满足气田开发的需要,从2009年12月到2010年10月中海石油(中国)湛江分公司进行了崖城13-1气田4口调整井的钻完井作业,实施这批调整井存在以下技术难点:①井深大、水平位移大、裸眼段长;②井底温度高;③储层孔隙压力低;④地质情况较复杂;⑤海上模块钻机甲板面积狭小。为此,基于4口大位移调整井的实际钻完井作业情况,结合相关理论研究和软件计算,深入分析和总结了崖城13-1气田高温低压大位移井钻完井的技术特点与经验教训,主要研究与应用成果包括:井身结构设计、井眼轨迹控制、井眼稳定及井眼清洁、钻井液体系优选、高温低压作业措施、防磨降阻技术方案、下套管作业、钻头优选选及连续油管诱喷等钻完井工艺。结论认为:该套钻完井工艺具有坚实的理论基础,经过现场作业的检验并取得了良好的应用效果,是国内外开发高温低压油气田中的一个成功案例,对后续类似油气田的开发具有借鉴意义。

崖城13-1气田高温气井动态监测与分析技术

南海琼东南盆地崖城13-1气田是典型的海上高温高压气田,具有井深大、水气比变化大等特点,动态监测与分析面临很大困难。通过该气田的开发实践及技术研发攻关,形成了一系列适用于高温高压气井的动态监测技术:对高温气井常规测试方法和监测制度进行了优化,减少了测试工作量和降低了测试风险;将管流计算分析与产能方程结合,形成了井口产能测试技术,为优化气井配产和工作制度提供了依据。基于气藏凝析水产量计算方法的凝析水预测技术以及产出水实验分析技术,结合产出剖面生产测井技术形成了高温气井产水定量分析技术和产出水识别技术,指导了堵水措施的成功实施。应用本文研究成果在降低测试风险和测试成本的同时,还准确获取了相关测试资料,从而为气田下步开发方案的制订和决策提供了指导。

储层精细描述在东方1-1气田中的应用

东方1-1气田宏观和微观上非均质性严重,泥流冲沟发育,组分分布复杂,这些特征影响了开发效果,文章从气田沉积微相研究入手,精细描述了各类储层非均质性及其成因,借助地球物理新技术,提高地震资料的分辨率,从而进行单砂体雕刻,最终建立精细三维地质模型。通过对气田储层精细描述,认清了储层沉积微相与砂体成因类型、分布特征以及各类储层非均质性对天然气分布的控制作用;刻画了单砂体的展布、隔夹层分布以及泥流冲沟的边界;建立了实体三维储层非均质参数模型,对储层空间几何形态及物性空间变化进行精细描述。以此为依据,优化开发井的井别、井位、井轨迹,使气田开发在满足下游供气需求的同时,尽可能地平衡开采,提高气田采收率,为海上类似气田的合理开发提供参考。

琼东南盆地崖城13-1气田渐新统陵三段沉积物源综合分析

物源体系分析是确定储层沉积的成因类型、空间展布与演化规律的关键问题之一,本文通过古地貌、重矿物、岩屑成分和结构与地层倾角测井等多种方法的综合分析,对琼东南盆地崖城13-1气田渐新统陵三段物源进行系统研究,确定了研究区陵三段沉积时期的物源体系主要来自北西方,碎屑沉积物以石英含量高的岩屑长石质石英砂岩与长石质石英砂岩为主,并根据重矿物组合特征分析,认为物源区母岩类型主要有酸性岩浆岩、变质岩以及再改造的沉积岩等。由于物源区距研究区距离适中,地形有一定的坡度,容易产生机械破碎的大块碎屑,故此种母岩特征是研究区陵三段辫状河三角洲砂体成因及沉积特征的内在因素。

琼东南盆地崖13-1气田陵三段沉积微相对储层非均质性及流动单元划分的影响

崖13-1气田陵三段是河控与潮控的辫状三角洲,主要储层沉积微相为分流河道、水下分流河道、河口坝、远砂坝及席状砂,其中河口坝的储层物性比分流河道和水下分流河道微相好,席状砂与远砂坝的物性相对较差,而各类正韵律河道与反韵律的砂坝决定了各垂向流动单元储层韵律特征。气田内的隔夹层与不同规模的海泛面相关,隔层以前三角洲泥为主,分布稳定,而夹层以分流间湾与水下分流间湾泥为主,分布较局限。结合沉积微相分布、储层非均质性及断层的分布,可以把气田区分为两个大区及6个流动单元,而南II、南III区仍可有较好的储层,但由于构造上处于低部位,含气前景还需进一步论证。

琼东南盆地崖13-1气田气源区圈定与成藏运聚模式

琼东南盆地崖13-1气田成藏运聚模式一直存在不同的认识。应用生烃动力学、碳同位素动力学及流体包裹体方法对该气田有效气源区、气藏充注时间和运聚效率等进行了研究。结果表明,崖13-1气藏成藏时间较晚,天然气主成藏期出现在2Ma以后;有效气源区是崖南凹陷斜坡带崖城组,现埋深范围4000～5500m;天然气为累积聚集气,目前天然气仍在有效的充注阶段。在此基础上,提出了崖13-1气田天然气成藏运聚模式。此研究方法及建立起的成藏模式对于莺-琼盆地天然气勘探具有重要指导意义。

东方1-1气田伴生CO_2盐水层埋存可行性研究

通过筛选论证，将位于莺歌海盆地的岭头13—1构造作为盐水层埋存体，用于处置东方1-1气田在海南岛陆上终端分离出的CO2。油藏数值模拟结果表明，CO2年埋存量在10～20万t时，可实现20a的安全稳定注入。根据矿场条件，采用岛上处理加压、海底管线长距离液态输送、海底井1：3注入的工艺流程，整个流程中的节点压力低于25MPa；海底管线内径采用0．10m或0．13m，注入水平井油管管径采用0．115m。由于管线费用较大，CO2埋存成本稍高于国外，为211—229形t，引入碳税将会非常有利于中国CO2埋存工程的开展。

崖城13-1气田构造模型和流动单元层模型的建立

崖城13-1构造是一个半背斜构造,构造的形成与基底隆起有关。崖城13-1气田是中国近海在开发的最大的气田,陵水组三段储层是其主要的储气层。陵水组和崖城组在构造顶部被剥蚀,对于陵三段气层来说其构造形态是一个“秃顶”的半背斜。利用储层顶底精细的深度构造图建立起了气田的构造模型;利用高分辨率层序地层学把陵三段储层划分为7个流动单元,根据井点流动单元分层数据和地层模式建立了流动单元层模型。上述工作为崖城13-1气田的地质统计学三维储层建模打下了很好的基础。

东方1-1气田Ⅰ气组储层损害机理研究

东方1-1气田Ⅰ气组储层具有中孔、低渗-特低渗特性。从储层黏土矿物、孔喉结构特征、储层敏感性评价、水锁、固相以及水溶性聚合物污染等方面研究了低渗储层的损害机理。研究结果表明,Ⅰ气组储层具有泥质含量高,孔喉细小,水敏和应力敏感性较强,自吸现象明显,黏土类固相和水溶性聚合物损害严重。综合认为,钻完井过程中,Ⅰ气组低渗储层的损害因素主要是水敏、水锁、黏土类固相和水溶性聚合物侵入。

崖13-1气田凝析油的成熟度研究

对崖13－1气田凝析油进行族组份分离，将饱和烃经5A分子筛处理，弃去正构烷烃，提取支链－环烷烃进行GC／MS分析，配合岩样的Ro测定，可溶抽提物饱和烃相组份的GC／MS分析，获得了可靠的成熟度分析资料。在此基础上对该凝析油进行成熟度分析，结果表明该油为成熟－高成熟原油，成熟度在Ro 1.15%-1.5%左右。此结果与钻井揭示的崖城组煤系烃源岩的成熟度相近，从而为追溯源岩提代了可信的成熟度根据。

地震技术在崖城13-1气田开发中的应用

崖城13-1气田是中国海域内最早发现的千亿立方米级大气田,现已进入开发中后期,自20世纪80年代以来,针对该气田做过多轮地震资料的采集、处理和解释工作,并且引进了很多先进的技术和研究方法,比如三维油藏描述技术、时移地震技术等。随着地震采集处理解释技术的不断发展进步,对该气田构造、储层的认识也不断深入和完善。为此,首先回顾了该气田几轮有代表性的地震采集、处理工作和相应的解释成果,展示了对该气田认识的逐步深入和相应的构造变迁过程;其次详细阐述了该气田在国内首次应用的三维油藏描述技术,这为当时精确地计算气田储量奠定了基础;最后,通过多个方面的研究证实了气田的Ⅳ类AVO特征,为该气田开发挖潜及其周围目标的勘探评价提供了依据,降低了钻探风险。

崖13-1气田有机包裹体研究

通过对琼东南盆地崖１３－１气田陵水组三段储层砂岩自生石英中有机包裹体的类型分布、均一温度及成分等的研究认为，崖１３－１气田天然气开始运移的时间在上新世，运移深度为３．０～３．３ｋｍ，此时尚未形成气藏；大量运聚发生在上新世末—第四纪，运移深度为３．４～３．９ｋｍ，主要聚集期为第四纪。根据有机包裹体的成分特征对储层流体介质及气源进行了初步分析。

莺歌海盆地DF13-1气田井壁稳定性研究

DF13-1气田是高温高压气田,温度会对井壁稳定产生很大影响。传统的井壁稳定模型多未考虑温度的影响,为研究东方13-1气田的井壁稳定,在室内试验的基础上研究了该气田地层强度纵向分布规律,建立了考虑温度效应的井壁稳定分析模型,分析了温度对井壁稳定性的影响。指出在DF13-1气田钻井最大的挑战是井壁温度降低使破裂压力大幅降低,从而导致钻井液漏失,而钻井液密度过低又无法压住地层高压,准确预测地层破裂压力是DF13-1气田安全钻井的关键。在高温高压储层钻井时,考虑井壁温度变化的影响能提高安全钻井液密度窗口预测精度,对实际钻井具有指导意义。