“莺琼大气区勘探关键技术”通过国家验收

2000年12月2日,由中国海洋石油总公司牵头承担的国家863计划重大项目“莺琼大气区勘探关键技术”通过国家科技部的验收。南海莺琼盆地有丰富的天然气资源,但该盆地中深层高温超压的特点影响着大气区的勘探进度。1997年5月,“莺琼大气区勘探关键技术”作为国家863计划重大科研项目通过立项论证。该项目由海上中深层高分辨率地震勘探技术、海上多波地震勘探技术、高性能优质钻井液和完井液的研制、精确的地层压力预测和监测技术、高温超压地层测试技术5个课题组成,这5个课题均是实现南海天然气勘探突破的关键性技     

南海莺琼盆地地层压力预测技术现状及展望

莺琼盆地是世界海上三大含油气超压盆地之一。盆地内超压分布十分广泛,超压成因复杂多样,目前钻遇最高压力系数达2.36。钻井实践表明,地层压力异常严重影响了作业安全和时效,是长期制约盆地内高温高压及深水领域天然气勘探开发进程的关键因素。该文通过详细回顾地层压力预测技术发展脉络,系统梳理了中海油莺琼盆地地层压力预测技术面临的挑战,总结了制约地层压力预测技术精度的关键因素。在此基础上,面向未来勘探及钻井作业安全需求,指明了后续盆地内地层压力预测技术发展趋势及重点攻关方向,为海上低勘探地区的压力预测研究提供了重要参考。     

南海西部海域高温高压天然气成藏机理与资源前景——以莺- 琼盆地为例

南海莺- 琼盆地已发现X1-1、Y13-1 等多个常压大气田,但受中深部地震资料品质差、高温高压地质条件复杂及钻完井工程难度大等限制,高温高压领域天然气成藏机理认识不清,严重制约了莺- 琼盆地高温高压领域天然气勘探发现。以破解莺- 琼盆地高温高压条件下成藏机理关键理论问题为核心,利用钻井地质、地震勘探资料,开展了高温高压条件下烃源岩生烃、天然气溶解实验、高温高压领域大型储集体沉积模式和盖层封盖机制研究。研究认为:莺- 琼盆地高温场促进有机质生气, 高压早期抑制、晚期促进有机质生气;高温高压条件下天然气能够出溶形成游离气;莺- 琼盆地发育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂储集体;超压封盖控制了莺- 琼盆地高压气田的成藏富集。构建了“陆源海相烃源岩生烃、重力流储集体聚气、断裂/ 超压裂隙输导、超压盖层封气”的高温高压天然气成藏模式。研究成果为莺- 琼盆地高温高压领域勘探突破提供了理论依据,指导了近年X13-1/X13-2、L25-1 等大中型高压气田的发现。莺- 琼盆地发育的一系列的深、大高压凹陷且中深层整体勘探程度较低,尚有规模巨大的天然气资源量待发现。     

南海高温高压勘探钻井技术现状及展望

南海北部莺- 琼盆地高温高压区域具有巨大的天然气资源勘探潜力。但该区域具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,对高温高压钻井工程设计和作业提出了巨大的挑战。经过三十余年的技术攻关和在该海域超过50 口高温高压井的作业实践,形成了适用于南海高温高压天然气勘探的钻井关键技术体系,包括多机制地层超压预测、抗高温钻井液、压稳防窜固井、窄压力窗口安全钻井、高温高压一体化钻井与提速等关键技术,克服了南海复杂高温高压环境下的勘探钻井技术难题,实现了南海高温高压勘探钻井作业的安全和高效。这一套较为成熟完善的海上高温高压探井安全高效钻井技术体系和管理模式,为石油工业海上高温高压钻探提供了借鉴。     

莺- 琼盆地高温高压区域浅层气钻井风险评估与防治

准确评估浅层气地质风险并确定合理的防治措施是海上高温高压钻井井控安全控制技术的关键环节，依据浅层气对地震速度产生不同响应的原理，建立了基于浅部地层孔隙度和密度的双参数莺- 琼盆地浅部沉积物纵波速度数学模型，结合莺- 琼盆地部分已钻井的浅部地震数据和测井资料，形成了莺- 琼盆地浅部地层岩土纵波速度趋势线，预测了蓝、黄、橙、红4 个风险等级的浅层气纵波波速变化趋势，开发了莺- 琼盆地浅层气钻井风险评估图版，制定了对应的浅层气钻井风险防治方案。通过莺- 琼盆地现场实钻应用，评估精度达到90% 以上，证明了该图版在莺- 琼盆地具有较好的成熟度。     

莺歌海-琼东南盆地天然气勘探新认识与新进展

南海莺歌海-琼东南盆地(莺-琼盆地)历经几十年勘探取得了良好的天然气发现,但气田主要集中在莺歌海盆地东方区和琼东南盆地深水区中央峡谷西区。从莺-琼盆地基础石油地质条件出发,通过分析莺歌海盆地乐东区构造事件与沉积、成藏之间的耦合关系及琼东南盆地深水区中央峡谷水道储层发育、油气运移成藏模式,提出了乐东区斜坡近洼带具有探明千亿立方米天然气的资源基础和中央峡谷水道东区是拓展勘探重要领域的新认识。在此新的地质认识指导下,新钻井获得重大发现,新增天然气地质储量约600×108 m3,深水东区测试获得日产约百万立方米的高产,从而揭开了莺-琼盆地高温高压和深水天然气勘探的新篇章。     

莺歌海-琼东南盆地天然气勘探新认识与新进展

南海莺歌海-琼东南盆地(莺-琼盆地)历经几十年勘探取得了良好的天然气发现,但气田主要集中在莺歌海盆地东方区和琼东南盆地深水区中央峡谷西区。从莺-琼盆地基础石油地质条件出发,通过分析莺歌海盆地乐东区构造事件与沉积、成藏之间的耦合关系及琼东南盆地深水区中央峡谷水道储层发育、油气运移成藏模式,提出了乐东区斜坡近洼带具有探明千亿立方米天然气的资源基础和中央峡谷水道东区是拓展勘探重要领域的新认识。在此新的地质认识指导下,新钻井获得重大发现,新增天然气地质储量约600×108m3,深水东区测试获得日产约百万立方米的高产,从而揭开了莺-琼盆地高温高压和深水天然气勘探的新篇章。     

莺—琼盆地高温高压领域天然气成藏与勘探大突破

经过多年勘探研究与实践,莺—琼盆地已经取得天然气勘探重要进展,但是深层地震资料品质差、地质条件错综复杂、高温高压条件下天然气成藏机理不清晰等不利因素制约了该盆地高温高压中深层领域天然气勘探的进一步突破。以莺—琼盆地高温高压环境下成盆、成藏机理等理论体系及其相关勘探技术方法体系为核心,结合实例精细解剖,综合研究了高温高压条件下天然气成藏机理、成藏主控因素及成藏模式。研究认为:莺—琼盆地高温高压领域天然气资源潜力巨大,为天然气勘探大突破提供了雄厚的物质基础;创新提出"走滑伸展盆地内构造转换带优势物源+不均衡沉降控制重力流展布"新认识;进一步完善了高温高压天然气成藏理论,构建了"走滑伸展控源控砂、超压裂隙输导、多期叠合"的高温高压成藏模式。研究成果为莺—琼盆地高温高压领域大中型油气田勘探突破方向选择以及其他高温高压盆地油气勘探提供了理论依据。近年来相继发现并成功评价X13-1、X13-2、L13-2及L25-1等大中型气田,开创了莺—琼盆地高温高压领域天然气勘探新局面。     

莺琼盆地高温高压钻井工程风险定量评价方法

南海莺琼盆地具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,钻井施工过程中工程风险事件发生概率较高、处理难度大,严重制约了高效、安全钻井。传统钻井工程风险评价结果多为定性或半定量,无法满足南海莺琼盆地高风险钻井施工作业的安全要求。本文建立了一套钻井工程风险定量评价方法,首先对地层压力和钻井液当量循环密度(ECD)的不确定性进行了分析,得到了地层压力和ECD的概率分布;在此基础上,基于广义应力与强度干涉可靠度理论推导了风险评价模型。莺琼盆地高温高压探井实例分析结果表明,本文提出的钻井工程风险评价模型计算得到的钻井风险概率结果与现场实际发生风险相吻合,可为该地区高温高压探井钻井安全作业提供指导。     

地层压力随钻预测技术在高温高压井的应用

莺- 琼盆地高温高压井压力台阶多、压力体系复杂,仅靠钻前地震资料预测难以满足现场作业要求。地层压力随钻预测技术是利用综合录井的压力随钻监测结果,实时修正钻前地层压力预测模型和结果,从而提高地层压力预测精度。本文结合高温高压Y1 井的实例,应用国际先进的EquiPoise 系统进行现场地层压力随钻监测,根据地层压力监测的实际结果来修正地层压力预测模型,进而对下部未钻地层的地层压力进行再预测。钻后实测压力验证表明,该方法的地层孔隙压力预测精度达到94%,说明利用地层压力随钻监测结果实时修正地层压力预测模型,可以实现提高地层压力预测精度目的,为高温高压井钻井参数设计、钻井方案调整和安全控制提供技术保证。     

基于机械比能—钻井效率的莺琼盆地地层压力监测方法

莺琼盆地呈现高温高压地层特征,传统地层压力监测方法在该区块内适应性较差,建立一套针对该盆地的新型地层压力监测方法对于盆地内优快钻井具有显著意义。文章建立了基于机械比能—钻井效率(MSE-DE)的地层压力监测方法,该方法可通过随钻过程中获得的机械比能及钻井效率数据,对地层压力实现实时监测。利用文章建立的监测方法对莺琼盆地东方区块7口井的地层压力进行了计算。研究结果表明,基于机械比能—钻井效率的地层压力监测方法在自源型及他源型高压中均具备良好的适应性,且该方法误差较声波时差法及dc指数法更低,在多种岩性地层均满足工程要求。莺琼盆地计算结果表明该地层起压深度在1 900～2 150 m左右,起压地层在莺歌海组二段,异常高压最大值在1.70～2.05左右,所在深度在2 800～3 400 m左右,主要分布在黄流组地层。该方法的应用可为莺琼盆地地层压力评价提供依据。     

PreVue录井技术在高温高压地层钻井中的应用与效果——以中国南海莺-琼盆地为例

莺-琼盆地是一个高温高压盆地,钻探过程中一直面临异常压力界面识别难度大、压力窗口窄等作业风险。为了确保高温高压井的钻探成功,引入法国地质服务公司地层压力评价技术PreVue,对高温高压井进行随钻地层压力监测。该技术基于dc指数法结合伊顿公式进行实时监测,同时利用随钻工程参数和井况信息对地层压力综合评价。现场应用表明,该技术能够准确地监测地层压力变化,具有较好的实用性和实效性。     

莺琼盆地中深层勘探提速

<正>5月6日,在南海西部油田,飞旋的钻头强势挺进东方13-1高压目的层。莺琼盆地中深层天然气资源丰富,但异常高压,钻井风险高,严重阻碍勘探进程。中海油湛江分公司历经10余年攻坚,自主研发了一套精准的地层压力预监测技术,钻前压力预测误差小于8%,随钻监测误差小于3%,预监测精度国际领先。得益于该技术,莺琼盆地中深层勘探提速,目前已安全高效完钻20余口井。     

南海莺-琼盆地复杂压力层系井身结构优化设计北大核心CSCD

南海莺-琼盆地中深层压力层系复杂,压力台阶多、抬升快等特征给钻井作业带来喷、漏、卡等工程难题,导致井身结构设计复杂。在分析莺-琼盆地复杂地质特征基础上,综合考虑目的层深度、地层三压力剖面、必封点、钻井复杂情况、测试方案、钻井成本等因素,对该地区复杂压力层系井身结构进行了优化设计。对于垂深3 000~4 000 m中深层高温高压井,通过优化表层套管和技术套管的下入深度,避免使用非常规套管层次,优化为5层次常规套管程序井身结构;对于垂深4 000~4 500 m压力窗口极窄或负压力窗口的深层高温超压井,通过增加1层298.450 mm技术尾管封隔薄弱地层,不增加开钻尺寸、减小完钻尺寸,优化为6层次常规套管程序井身结构;上述2种井身结构若中途提前下套管,则启用149.225 mm备用小井眼。优化后的井身结构在莺-琼盆地39口探井中取得了良好的应用效果,井下复杂情况明显减少,钻井周期大幅降低,具有较好的应用推广价值。     

南海莺-琼盆地复杂压力层系井身结构优化设计

南海莺-琼盆地中深层压力层系复杂,压力台阶多、抬升快等特征给钻井作业带来喷、漏、卡等工程难题,导致井身结构设计复杂。在分析莺-琼盆地复杂地质特征基础上,综合考虑目的层深度、地层三压力剖面、必封点、钻井复杂情况、测试方案、钻井成本等因素,对该地区复杂压力层系井身结构进行了优化设计。对于垂深3 000~4 000 m中深层高温高压井,通过优化表层套管和技术套管的下入深度,避免使用非常规套管层次,优化为5层次常规套管程序井身结构;对于垂深4 000~4 500 m压力窗口极窄或负压力窗口的深层高温超压井,通过增加1层298.450 mm技术尾管封隔薄弱地层,不增加开钻尺寸、减小完钻尺寸,优化为6层次常规套管程序井身结构;上述2种井身结构若中途提前下套管,则启用149.225 mm备用小井眼。优化后的井身结构在莺-琼盆地39口探井中取得了良好的应用效果,井下复杂情况明显减少,钻井周期大幅降低,具有较好的应用推广价值。     

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经过钻探证实,南海莺琼地区中深部地层同时存在着高温高压。实践也证明,高温高压在地层中的同时存在,比只是常温常压地层或者是高温常压地层、常温高压地层,给钻井作业造成的困难和风险大很大。南海西部石油公司组织人员,针对南海莺琼地区高温高压井钻井作业中遇到的问题,对国内外高温高压井的作业情况开展考察、研究,对适合南海莺琼地区高温高压井钻井的技术,进行了初步的探索,并取得初步认识。文章主要是在介绍南海莺琼地     

高温高压井测试水合物预测分析

针对莺琼盆地地层高温高压问题,开展了高温超压测试风险评估技术研究;从井筒温度压力场、水合物预测等方面对高温高压井测试安全控制技术进行分析研究,建立了高温高压测试期间井筒温度和压力场理论计算模型,通过室内模拟试验建立了天然气水合物生成条件的预测模型,结合高温高压测试期间现场情况,提出了水合物防治的具体措施,以进一步降低测试作业施工过程中的事故和风险。     

莺－琼盆地高温高压环境及油气运移机制

莺－琼盆地快速沉降和沉积的地质背景，导致盆地具高温高压的特征。高温高压环境是盆地内油气生成、运移和聚集的重要地质因素，高温高压油气水以间歇式混相运移方式进行。当“深部高温高压包”增压到接近或超过上覆地层负荷压力时，地压流体（油气水）突发性地沿①号大断层上升，并在断层附近聚集成藏，形成了崖13－1气田。     

南海西部高温高压探井随钻扩眼技术

南海西部海域莺- 琼盆地地温梯度大、压力系数高,在高温高压井段作业时往往需要维持较高的钻井液密度,导致安全密度窗口窄,钻井过程中易发生漏、喷同存的复杂情况。为提高高温高压井的钻井安全和效率,采用随钻扩眼技术,增加套管层次,进而为钻井作业提供良好安全窗口。以莺- 琼盆地某高温高压井钻井难点入手,分析了针对目标区域钻井难点的相应对策,并从扩眼技术适应性、扩眼工具选型、扩眼工具与领眼钻头尺寸优选、扩眼钻具振动分析、水力分析、现场技术关键等方面对随钻扩眼工艺进行分析,形成了相应的随钻扩眼工艺技术。     

高温高压含CO_2气藏偏差因子预测新模型

南海西部莺-琼盆地相继发现了大量(超)高温高压含CO_2气藏,亟需开展(超)高温高压条件下CO_2对关键流体参数偏差因子的影响研究。对已有8种偏差因子计算模型在研究区的应用效果进行了评价,认为已有模型不适用于莺-琼盆地储层温压条件或仅适用于低CO_2含量气藏,而对于高温高压且CO_2含量较高的气藏,目前常用方法的计算结果误差均较大。以莺-琼盆地实际高温高压流体偏差因子实验结果为基础,以温度、压力、天然气组分、CO_2含量作为输入变量,采用数值非线性最小二乘法建立了一种适用于高温高压含CO_2气藏的临界参数校正新模型,并与常规模型进行了对比,结果表明本文新模型对低、中、高含量CO_2气藏均具有较高的预测精度,实际预测误差1.2%。本文研究成果可为类似气藏偏差因子计算提供借鉴。