JZ20-2凝析气田流体特性

JZ20－2凝析气田的油气流体分布具有一定规律：南、中、北3个高点的凝析油从南向北逐渐变重，凝析油含量逐渐减少。对比3个高点具有代表性的凝析气组份和实验室衰竭试验成果，绘制出南高点沙一段凝析气相态图，用经验统计法对中、北高点的油环进行验证并对南高点油环的存在进行预测。其研究为指导该凝析气田的开采提供了流体方面的依据。

JZ20-2凝析油气田井壁稳定性研究

JZ20-2凝析油气田钻遇馆陶组砂砾岩、东营组泥岩段以及沙河街组高孔隙压力段时,容易造成井壁坍塌和漏失以及井涌井喷造成的井壁坍塌。针对以上各地层影响井壁稳定性的地层孔隙压力、油气田地应力等因素入手,通过引进三轴强度试验装置系统,进行地层强度测试及建立准确的强度剖面。并综合考虑调整井的井斜、方位对坍塌压力和破裂压力的影响,从而精细确定了各地层安全泥浆密度窗口。

锦州20-2凝析气田海底管道改造复合清洗技术

锦州20-2凝析气田海底管道输送介质黑油含量较高,致使改造工程中海底管道的切割、回接存在安全隐患和残油污染海洋环境问题。设计了"双向直板型清管器+化学药剂清洗"的复合清洗工艺方案,并通过实验对化学清洗剂进行了确定,采用无毒、无污染的D-柠烯、AQ-11和AQ-12分别作为油溶性清洗剂、乳化剂和水溶性清洗剂。复合清洗工艺方案实施结果,海底管道排出液含油质量浓度低于30mg/L,达到了我国海洋污水排放标准,并且清洗液用量较少。

渤海气田JZ20-2气田临界携液流量计算模型的选择

本文针对渤海JZ20-2气田的气井,介绍了常用的几种预测积液的临界携液流量模型:Turner模型,Coleman模型,Nosseir模型,李闵模型。并通过大量井对模型的计算,最终为渤海JZ20-2气田选取Turner计算模型。

降凝剂对JZ20-2油气田海底管输高凝点混合原油流变性影响的试验研究

JZ20-2油气田产出原油类型复杂,主要为低凝油、黑油和凝析油。利用试验手段,研究了降凝剂对JZ20-2油气田混合原油流变性的影响。通过降凝剂评价试验对降凝剂剂型、处理温度和加剂量进行了优选;通过管输模拟试验对加降凝剂处理后混输原油的降凝效果和稳定性进行了评价。该项研究及其结果对加降凝剂原油输送技术在我国海上的进一步应用有一定借鉴意义。

JZ20—2凝析气田的水驱能量

利用JZ20－2凝析气田的实际生产数据、水层测试结果、气藏压降曲线、物质平衡图解和定容封闭气藏诺模图等方法，分析研究气藏的水驱能量，认为JZ20－2凝析气田无论中高点气世故还是高点气藏，水驱能量都十分有限，属带底油和底水的定容封闭式凝析气藏。

动态法在JZ20—2凝析气田储量计算中的应用

JZ20-2气田由南、中、北3个气藏组成,气藏均为具底油、底水的异常高压凝析气藏,其地质条件及流体分布情况比较复杂,容积法不能满足地质储量计算的要求.文中基于实际开发生产资料,探讨了几种动态储量计算方法在该气田的适用性,并探讨了用数模法较准确地计算具有底油底水复杂气藏地质储量的方法与技巧.

南海西部深水区大气田凝析油成因与油气成藏机制——以琼东南盆地陵水17-2气田为例

基于凝析油及天然气地球化学特征,结合区域地质背景,对南海西部琼东南盆地深水区陵水17-2大气田凝析油的来源与成因进行剖析,并探讨油气成藏机制。陵水17-2气田凝析油具有密度低、含蜡量低和Pr/Ph值高等特征,凝析油为烃源岩成熟阶段所生,共生天然气以高成熟的煤型气为主。油气均来自渐新统崖城组富陆源有机质烃源岩,凝析油的形成既与源岩性质有关,又与后期"气洗"改造密不可分。油窗阶段生成的轻质油气聚集于储集层中后被晚期大规模注入的高成熟天然气"气洗"发生强烈的蒸发分馏。崖城组具备丰富的气源,底辟断裂构成有利的油气运移通道,油气两期充注成藏。中央峡谷发育的中新统黄流组浊积砂岩岩性圈闭及更靠近烃源灶的古近系构造圈闭是下步油气勘探的有利区域。

JZ20-2-3井泡沫排液采气药剂筛选与评价技术研究

泡沫排液采气药剂的性能是制约泡沫排液采气工艺顺利实施的主要因素之一。建立一套完整的泡沫排液采气药剂筛选与评价技术体系,并优选出适合JZ20-2-3井的泡沫排液采气药剂在工艺实施过程中占有重要地位。分别从配伍性、发泡力、抗温性及耐油性等方面对5种泡沫排液采气药剂进行了筛选与评价技术研究,优选出适合该井的泡沫排液采气药剂XXJ,该药剂在高温、高矿化度和高含油的情况下具有很强的起泡、稳泡和携液能力。一般使用质量浓度为0.3%～0.5%。研究成果对泡沫排液采气工艺的药剂筛选与评价具有一定的借鉴意义。

基于井筒完整性分析的海上风险井弃井技术研究——以锦州20-2南气田为例

海上风险油气井存在井下情况复杂、管柱腐蚀严重、井口带压等问题,并受环境条件和环保要求限制,对其永久性弃井作业提出了较大挑战,因此研究安全、高效的海上风险井弃井技术具有重要意义。以锦州20-2南气田为例,结合井屏障理论,提出了基于完整性分析的海上风险井弃井技术。该技术通过压井曲线及井口带压数据进行井筒完整性评估,研究原有井筒屏障元件的可靠性及退化或失效原因、识别永久性弃井风险并制定相应对策,建立风险井安全高效压井起管柱系统流程,最终建立风险井弃井作业流程。基于井筒完整性分析的海上风险井永久性弃井技术在锦州20-2南气田4口风险井弃井作业中取得成功应用,弃井作业后井口无带压、井筒内地层流体无泄漏,满足弃井规范/标准,可为海上风险油气井永久性弃井作业提供借鉴。

辽东湾JZ20-2构造第三纪沙河街期的礁

本文作者对辽东湾拗陷JZ20-2油田沙河街组通常称为生物碎屑灰岩(白云岩)的储集岩,经观察研究认为是礁灰岩,是该油藏高产的条件之一。这就提出了渐新世沙河街期是否存在造礁生物的环境?那些生物是造礁生物?在那些部位适合这类储集岩发育等问题。这会对该区渐新世时期沉积环境的认识产生影响,对有目的地寻找这套有利储集岩有所帮助。因此本刊发表该文,欢迎就此进行讨论。

锦州20—2凝析气田油气藏评价工作的主要特点

JZ20－2凝析气田的油气藏评价工作，经历4年多时间，钻了3口预探井，7口评价井，经过四轮油气藏研究工作，基本上搞清了气田的地质模式和气藏特征，主要介绍该凝析气田的油气藏评价工作。

南海陵水17-2深水气田开发工程方案研究

陵水17-2气田是中国海油在南海自主勘探发现的第一个自营深水气田,该气田所在海域水深1 220~1 560 m。针对陵水17-2气田气藏的分布状况,提出了回接至浅水导管架平台开发和回接至深水浮式平台开发2种工程方案。基于中国现有海洋工程工业技术水平及南海的适应性,确定了适用于陵水17-2气田的深水浮式平台方案;基于该方案及南海现有油气管网的分布现状,首次提出了凝析油储存在深水半潜式浮式平台的创新方案;在确定了水下生产系统及深水半潜式浮式平台方案的基础上,对回接浅水导管架平台开发和回接深水浮式平台开发2种工程方案进行了对比研究,得到了气田采收率、技术和经济性等多方面的对比结果,最终选择采用深水浮式平台方案对陵水17-2气田进行开发,并对深水浮式平台特殊技术进行了研究。本文研究思路和方法有效支持了陵水17-2气田开发工程方案的科学决策,对于南海深水油气田开发具有一定的指导意义。

辽东湾凝析气田超压成因及侧向传递机制初探

位于辽东湾西部低凸起北端的JZ20-2超压凝析气田,离供烃中心较远,压力系数却达到1.56～1.7,这在我国东部裂谷盆地比较少见。经过综合分析,作者认为JZ20-2凝析气田异常高压的形成与其所处的特殊地质背景紧密相关,辽中凹陷沙河街组三段超压凝析油气沿不整合面、砂体输导通道向辽东湾西部低凸起的运移、充注和能量的侧向传递是JZ20-2凝析气田异常高压形成的根本原因,而上覆东营组二段下亚段-东营组三段巨厚的强超压泥岩封盖和辽西3号边界断层侧向遮挡共同构成的优越封闭环境是超压保存的必要条件。本文分析了该气田超压特征及其远距离超压侧向传递的成因机制,不仅有助于揭示辽东湾西部低凸起超压流体运移聚集的规律和成藏作用,而且可能提供了一个超压远距离侧向传递的典型实例。

崖城13-1气田凝析水产出规律实验研究及预测方法

崖城13-1气田为典型的高温高压凝析气藏,开发过程中未见水气井水气比持续上升,但产生原因不明。选取该气田2口典型井A4、A8井样品,通过室内实验模拟研究了地层压力和CO_2含量对凝析气中水汽含量的影响,结果表明:当地层压力从38 MPa降至3 MPa时,A4井地层流体中水气比由0.16 m^3/10~4m^3增加到1.07 m^3/10~4m^3,其中低压阶段(地层压力从12 MPa降至3 MPa)水汽含量上升量占整个阶段的71.64%;凝析气中CO_2含量从8%增加到35.39%时,初始水气比从0.24 m^3/10~4m^3增加到0.43 m^3/10~4m^3。在室内实验的基础上,建立了凝析气中水汽含量与主要影响因素的二维关系,通过Levenberg-Marquardt方法拟合得到了崖城13-1气田凝析水含量预测经验关联式,实例应用中预测结果与实际生产数据吻合程度较高。本文预测公式可用于崖城13-1气田气井凝析水产出规律预测、气井产水来源判断,以及对水侵井进行水侵动态分析等。

陵水17-2气田“深海一号”能源站立柱储油关键技术

“深海一号”能源站是部署在陵水17-2气田之上的深吃水半潜式生产平台,为世界首个深水半潜式立柱储油生产平台。与常规半潜式生产平台不同,该平台需要在立柱内储存最多2×10^(4)m^(3)的凝析油,给平台立柱结构设计、平台在位性能、凝析油储卸安全控制等方面带来前所未有的技术挑战。本文基于半潜式生产平台立柱储油面临的技术难题,对立柱凝析油舱的舱容计算及布置方案、装载变化对平台在位性能的影响、平台立柱结构设计与防碰撞分析以及凝析油储卸安全控制措施等关键技术进行了研究。相关成果为“深海一号”能源站的成功研制提供了强有力的技术支持,有效解决了中国南海天然气开发凝析油管网依托设施缺乏的难题。目前该平台已建造完成,即将用于陵水17-2气田的开发。本文所涉及的深水油气开发高端装备技术,为深水油气田开发提供了借鉴。

陵水17-2气田“深海一号”能源站总体设计及关键技术研究

陵水17-2气田开发采用带凝析油储存和外输功能的深水半潜式生产储油平台——“深海一号”能源站,为国际上首个采用立柱储油的半潜式生产平台,该平台设计面临环境条件恶劣、建造场地和合龙资源受限、凝析油储存和外输安全性要求高、立管运动要求严格等诸多挑战。本文详细阐述了“深海一号”能源站总体设计技术,包括深水环境条件分析、基于受限场地资源的定制化设计、凝析油U型储存隔离与安全储存和动力定位外输以及整体船型参数设计等,并重点介绍了深水系泊系统设计、深水钢悬链立管布置与疲劳寿命分析、平台低频运动响应预报、关键结构设计及30年不进坞的防腐方案设计等关键技术。基于上述技术,研制出了新型半潜式生产储油平台母型船——“深海一号”能源站。该平台建造完成并投入使用,标志着中国海洋工程制造业逐步向深水浮式生产平台等高端装备业进军,也为同类深水浮式平台的设计提供了借鉴。

流花20-2原油首次加工技术分析

流花20-2原油为轻质原油(凝析油),其硫质量分数和酸值均较低,轻油收率高。文章结合流花20-2原油性质,分析了加工该原油对炼厂一、二次装置的影响,并对加工过程中发现的问题提出了初步解决建议。

锦州20—2气田黑油问题研讨会召开

由中国海洋石油学会和中国海洋石油渤海公司主办的锦州20-2气田黑油问题研讨会于1995年5月3~8日在南京召开.出席会议的有中国海洋石油总公司、渤海公司、海洋石油勘探开发研究中心、中海石油工程设计公司、石油勘探开发研究院、规划设计总院、江苏石油勘探局、四川石油管理局、大港油田和石油大学等单位的代表26人.会议集中讨论的4个议题是:(1)锦州20-2油藏地质模式、储层研究及出黑油的地质因素;(2)治理黑油的采油工艺技术;(3)如何防止黑油对乙二醇的污染;(4)黑油对长距离油气混输的影响及对策.会议结合国内外类似气田的开发状况,系统地总结了海上凝析气田开发的经验教训,理清了解决黑油问题的思路,提出了许多有益的建议.例如,秦同洛认为,出黑油不能片面地被看作是坏事,它也有好的一面,必须坚持排油采气的方针;龙怀祖提出了取消MFG,油气分别脱水再混输的方案;张义堂提出了利用试井、生产压差等资料,通过数值模拟准确测定储量和产量的方法;刘同斌结合四川气田的开发实践,提出了排油采气的具体意见;吴光斌根据板桥凝析气田开采的经验,提出了自己对处理黑油问题的看法;王善书和胡仲琴介绍了他们对锦州20-2气田黑油问题的认识,等等.

一种确定带底油凝析气藏气井合理产量的新方法

采用由常规方法确定的带底油凝析气藏气井合理产量进行生产,使得锦州20-2凝析气田某些气井在投产后很快出现了底油锥进。通过对带底油凝析气藏气井系统试井资料的统计分析,找出产气量和压力平方差之间、压力平方差与生产压差之间的关系,进而通过确定气井射孔底界到气藏油气界面的距离计算出气井的合理产量。锦州20-2凝析气田2口井的应用结果表明,用本文提出方法确定的气井产量指导气井生产,可以有效地控制气井底油锥进速度,延长气井的稳产时间。