渤中坳陷渤中25-1/S油田硫化氢成因研究

硫化氢是天然气和石油伴生气中的一种有害成分,会给油气的安全生产带来隐患。在渤海湾盆地渤中坳陷渤中25-1/S油田开发期间,在多口井中检测到硫化氢,含量达到(5～318)×10-6。通过天然气、硫酸盐、硫化亚铁等样品的实验分析,对该油田明化镇组下段和沙河街组硫化氢成因进行研究,认为渤中25-1/S油田硫化氢与油气同源,来源于古近系沙河街组干酪根的热分解。     

水平井在渤中25-1南油田应用效果分析

对比研究了水平井与常规定向井在渤中25—1南海上大型复杂河流相稠油油田的应用效果,结合油田实际生产资料分析得出,12口水平井较其它定向井具有单井产能高、采油速度高、储量动用程度高以及防出砂效果好等特点。水平井在地下原油粘度50～250 mPa·s之间稠油油藏开发具有明显产能优势。     

渤中25-1油田勘探评价过程中地质认识的突破

渤中25—1油田位于渤海南部，1980-1984年中日合作勘探期间在此构造上钻探井4口，于沙河街组发现了油层，并获取了较高的产量。但当时对4口井评价后认为油层位于沙三段，是浊流沉积，砂体连通性差，为岩性油藏，计算的地质储量为1200万m^3，没有开发价值。经过15年的停滞之后，1998年对该构造古生物、岩性、沉积相、构造等重新研究，分析认为该油藏沙河街组主力油层位于沙二段，属于扇三角洲沉积，砂体连通性较好，为构造油藏，地质储量为5600万m^3。与此同时，首次认识到明化镇组具有更大的勘探潜力。BZ25—1—5井的钻探验证了以上新认识的正确性，进一步评价获探明地质储量2亿m^3，成为渤海第三大油田。图5参14     

蓬莱19-3FPSO和渤中25-1FPSO设计对比分析

通过多年在蓬莱19—3油田FPSO和渤中25—1油田FPSO设备维护和管理的经验积累,从船体、上部模块、单点系泊等方面,对这2个FPSO上的一些系统和设备在设计方面各自的特点进行对比和分析,旨在为FPSO的设计、建造及管理工作提供参考和借鉴。     

随钻测压工具Geo-Tap在渤中25-1油田E3S井的应用

为了获得渤中25-1油田目前的地层压力数据,验证该油田储层的压力衰竭情况,在E3井侧钻过程中使用哈利伯顿随钻测压工具Geo-Tap在打开油藏的同时测量了地层压力.为获得真实的压力数据,在钻井液等外来液体尚未渗入地层的情况下,吸取地层原始液体进行测量.根据测量所获得的数据,可确定地层压力及其地层相关物性参数,这些数据对后续的采油作业具有指导作用.简要介绍了随钻测压工具Geo-Tap的工作原理、测试流程及在E3S井中的测试过程.     

生产尾管固井技术优化及其在渤中25-1油田中深丛式井的应用

渤中25-1油田沙河街组油藏属于中深层高温高压油藏,制约了常规尾管固井技术的应用。对生产尾管固井技术进行了优化,解决了中深丛式井生产尾管固井作业安全、质量与时效之间的矛盾,实现了非钻机时间候凝和电测固井质量,显著提高了钻井作业时效。该项技术成果对于渤海中深层油田的开发具有重要意义。     

离心机在蓬莱19—3油田上的应用

介绍了Westfalia公司生产的离心机在蓬莱19—3油田中的应用，针对应急密封冲洗水的设置、离心机高速剪切问题和离心机对进料的要求比较高等问题，对离心机进行了改造，提出了解决问题的办法和建议。     

渤中25-1/s油田清污混注配伍性实验研究

对渤海渤中25-1/s油田水驱所用的清水与污水混合配伍性进行了室内实验研究.结果表明:两种冲突的水型,结垢量较大.     

新型地质导向技术在渤中25—1油田的应用

在水平分支井钻进过程中，地质导向技术是保证井眼顺利进入油层，并在油层中穿行一定距离的重要技术。结合渤海海域渤中25—1油田曲流河相沉积地层水平分支井开发实例，介绍了Powerdrive和GST等地质导向钻井工具，并进一步结合LWD／MWD和综合录井技术，探讨了复杂地层的地质导向技术，包括：依据近钻头电阻率、自然伽马判断钻头处的岩性；依据衰减电阻率和相位电阻率的差别判断钻头是否接近泥岩；利用顶密度和底密度的差别判断泥岩位置；利用顶底密度差别计算地层倾角；利用电阻率曲线的极化角现象识别地层界面；依据钻时和气体数据，结合岩屑、扭矩和D指数判断钻头处岩性；利用地层的韵律性，结合砂岩粒度变化判断井眼位于油层中的位置等。综合利用这些技术，可以在现场及时指导钻进方向，保证井眼轨迹尽可能多的位于油层中。从应用该技术钻进的7口水平井及水平分支井效果上看，钻遇油层率为95．3％，达到了非常理想的水平。导向工具的先进性、导向技术的全面性及技术人员的素质水平，是保障水平井导向最优化的前提条件。     

流体包裹体分析技术在渤中25-1油田油气充注史研究中的应用

对应用流体包裹体研究油气充注史中存在的一些问题进行了探讨，并根据流体包裹体资料分析了BZ25-1油田的充注史，BZ25-1油田发生过3期油气充注；第一期（东营组沉积末）充注了低成熟油（R0相当于0.5%-0.6%)；第二期（明化镇组沉积时期）充注了中等成熟度的油气（R0相当于0.7%-0.8%)；第三期（第四纪）充注了较高成熟度的油气（R0相当于0.8%-1.0%)。包裹体类型及丰度分析表明，第二期油气充注对沙河街组油藏贡献较大；浅层明化镇组油藏为第三期充注。     

PEC有机正电胶钻井液体系在BZ 25-1油田的应用

BZ25-1油田一期开发作业中使用小阳离子海水聚合物和聚合物/聚合醇钻井液体系出现了泥岩水化膨胀严重、起下钻困难、倒划眼困难等问题,对该地区钻井时效产生了较大影响。针对BZ25-1油田地层特点,在室内实验的基础上,在油田二期钻井作业中使用了基于“软抑制”钻井液模型构架的PEC有机正电胶钻井液体系。现场应用结果表明,PEC有机正电胶钻井液体系具有独特的流变性和较强的携带岩屑能力,基本满足了BZ25-1油田优快钻井工程要求,有效地推动了该地区钻井时效的提高和钻井综合成本的降低。     

BZ25-1油田井壁稳定性分析

介绍了BZ25-1油田井壁失稳的现状。综合利用测井资料、井史和理论分析,采用"关键层位"法确定明化镇组和馆陶组为井壁失稳的关键层位;利用等效深度法计算了孔隙压力,与实测孔隙压力吻合较好;利用密度测井资料计算了垂向地应力;利用改进的黄氏模型计算了水平地应力。利用上述计算的结果和岩石强度参数,计算了坍塌压力和破裂压力剖面。结合井眼波动压力分析结果,给出了钻井液的安全密度窗口。现场应用表明,推荐的钻井液密度应用较好,且低于设计密度。     

BZ25-1低渗透油田压裂水平井参数优化

为研究海洋低渗透油田压裂水平井参数,针对日Z25-1油田目前地质、开发特征,应用Ecl i pse软件建立压裂水平井机理模型,对低渗透压裂水平井参数进行优化。结果表明：日Z25-1油田水平井的水平段最优长度为400 m ;水平段最优位置为储层中部;最优压裂裂缝条数为4;最优裂缝半长为90 m。研究结果为类似油田压裂水平井参数优选问题提供了思路和借鉴     

渤中25-1与渤中25-1S油田原油相容性研究

渤中 2 5 1油田原油产于沙河街组 ,属于含蜡轻质油 ;渤中 2 5 1S油田原油产于明化镇组 ,属于重质油 ;2种原油的油品性质相差很大 ,在混合输送及处理过程中可能会析出沥青质而影响生产。通过实验对 2种原油的相容性进行了分析 ,结果表明 :这 2种原油可以混合输送和处理 ,且混合后还有助于保持混合液中沙河街组原油中蜡的稳定性 ,降低沙河街组原油的凝固点。     

孢粉沉积作用与PL19-3地区晚第三纪沉积环境的关系

随着 PL19- 3等上第三系大油田的发现 ,渤海海域晚第三纪沉积环境的研究已势在必行。文中分析了孢粉沉积作用对孢粉化石组合面貌的影响 ,并根据孢粉沉积作用反演了 PL19- 3地区晚第三纪沉积环境。结果表明 ,馆陶组沉积时期为湖泊三角洲环境 ,明化镇组下段沉积时期属三角洲 -滨浅湖环境 ,明化镇组上段沉积时期为河流 -沼泽环境     

渤海海域蓬莱19-3油田原油生物降解气地球化学特征与成因

渤海海域已有天然气地球化学特征显示稠油降解气普遍与稠油油藏相伴生，其探明储量约占天然气总探明储量的12 % 。渤海湾盆地复杂的构造演化使生物气藏背景多样化，也使渤海海域生物气成因类型不清，其地球化学特征和成藏条件不甚明确。与非稠油降解气相比，稠油降解气中甲烷含量高、干燥系数大，以干气为主，并含有一定量的二氧化碳和氮气，甲烷碳同位素值偏轻，δ¹³C₁介于-35 ‰~-55 ‰，丙烷碳同位素值偏重，具有同位素倒转现象，二氧化碳碳同位素值重，δ¹³C_co2介于-10 ‰ ~20 ‰ 。原油降解气的生成是喜氧微生物和厌氧微生物共同作用的结果，有效的石油生物降解作用通常发生在温度低于80℃的储层中，因此地层温度控制了微生物降解原油生成原油降解气的发生范围，此外，含油气系统内的地层水也是重要的地质影响因素，中—低矿化度的NaHCO₃型或CaCl₂型地层水有利于微生物的繁殖进而对原油降解生成甲烷。生物降解气是微生物代谢活动的产物，所以降解气的规模是由油藏规模决定的。在渤海海域，储层温度与地层水类型适宜、油藏规模巨大的蓬莱19-3油田最具备大规模生成稠油降解气的条件。渤海目前已发现原油地质储量约36.4×10⁸t，其中埋藏深度在2 000 m以内的原油地质储量约为27.7×10⁸t，根据原油的生物降解模拟实验，1 m³原油每天可产生0.14~0.62 m³甲烷气体，每年可产生52.01~255.5 m³甲烷气体，若深度2 000 m为原油降解界限，据此估算渤海海域每年最多可产原油降解气0.66×10¹²m³，具有非常大的勘探潜力。