荔湾3-1深水气田开发中心平台工艺设计若干问题研究

在荔湾3-1深水气田开发工程中,采用在深水区气田设置水下生产系统、在浅水区建设中心集输处理设施的工程模式,实现深、浅水天然气的区域性开发,既可以满足深水区气田开发的依托要求,也能提高浅水区气田开发的经济效益.对荔湾3-1深水气田开发中心平台工艺设计中登平台压力对平台工艺设计的影响、气体脱水系统压力和增压设备配制、中心平台节能降耗工艺设计等问题进行了研究,提出了相应的解决措施,以期为我国海上类似工程工艺设计提供参考.     

珠江口盆地白云-荔湾深水区油气成藏条件与勘探潜力

白云-荔湾深水区位于南海北部陆架边缘陆坡区。近年来在白云凹陷北坡的一系列天然气发现和LW3-1气区的突破证实白云凹陷为富生烃凹陷。白云-荔湾深水区发育古近系文昌组、恩平组和珠海组等3套巨厚烃源岩层,并发育古近系浅海陆架、陆架边缘三角洲和新近系陆坡大型深水扇2套优质砂岩储集层系。渐新世—中新世分布在白云凹陷南北两侧的2个陆架坡折带、"构造脊+断裂+砂体+不整合+流体底辟"复合油气输导体系以及晚期构造运动控制了白云-荔湾深水区的油气运移和成藏,形成了中新世陆架坡折带(白云凹陷北坡—白云主凹气区)和渐新世陆架坡折带(白云凹陷南坡—荔湾主凹气区)两大油气富集区,已发现天然气均位于两大陆架坡折带控制的有利成藏区内,展示出白云-荔湾深水区具有巨大的勘探潜力。     

荔湾3-1气田深水段管线路由区工程地质分区与评价

详细分析了荔湾3-1气田深水段管线路由区前期的勘察数据,并且结合路由区地形地貌特征、海底浅层土的分布与工程地质特性以及海底土体稳定性等要素对气田管线范围内土层进行了工程地质分区与评价,对在不稳定区的工程设施提出了相应的工程措施。荔湾3-1气田深水段管线路由区地质分区与评价有利于指导该区管线铺设与油气开采设备装配,同时也可为深水项目工程场地评价提供参考。     

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。     

世界深水油气勘探形势分析及对我国深水油气勘探的启示

为了了解及借鉴世界深水油气勘探开发的技术、经验,从而对我国正在开展的深水油气勘探开发有所启示,对当前世界深水油气勘探开发形势、面临问题及发展趋势等进行了广泛调研,并进行了较深入分析。全球深水海域油气资源丰富,已成为当前热门的油气勘探领域。深水油气产量及所占比重不断增长,全球深水油气产量从1996年的不足2×108bbl油当量增长到2005年的14×108bbl油当量,全球深水油气产量占海洋油气总产量的比重分别由2004年的10%和7%,将增长至2015年的25%和12%。与此同时,随着深水油气勘探的逐渐深入,也面临着越来越多的难题,如油藏规模越来越小、油藏流体越来越复杂、作业海域环境越来越恶劣以及对技术的要求越来越高等。为了解决这些问题,高分辨率3D地震技术、4C/4D地震技术、大位移水平井及分支井技术、智能完井技术、各种深水作业平台以及越来越智能化的海底生产系统等,正日益广泛应用于深水油气的勘探开发中。全球深水油气勘探开发形势表明,深水油气勘探开发虽然面临各种难题与挑战,但因其丰厚的投资回报以及相关技术的快速进步,使得其在世界各深水海域得以迅猛推进,尤其在大西洋两侧的西非沿岸、巴西近海和墨西哥湾深水区,并不断取得重大发现,成为全球油气储量增长的重要一极。我国南海北部陆坡深水盆地具有与大西洋两侧盆地群类似的被动大陆边缘背景,亦应具有良好的油气前景,最新的荔湾3-1-1井取得的重大发现亦证实了此点。南海南部周边国家在南部深水区已取得的众多油气发现亦表明我国南海南部深水区具有良好的油气勘探前景。因此,应加快勘探开发的步伐,充分利用深水区丰富的油气资源。     

南海深水开发迈入世界先进行列

<正>2月9日,从南海东部石油管理局获悉,中国深水油气工程建设领域日前创造了历史:南海深水全面实施荔湾气田群和流花油田群等示范工程建设项目,形成了我国具有自主知识产权的深水油气开发工程建设技术体系,这标志着中国深水油气工程建设已具备了1 500 m深水油气田开发的能力,迈入世界海洋深水石油工程建设的先进行列。在全面建设深水开发工程建设技术体系的同时,管理局坚持工程科技支撑引领,持续加强深水制造     

中海油南海再获深水大气田

中国海洋石油有限公司2月9日宣布,其合作伙伴哈斯基石油（中国）公司日前在南海珠江口再度钻获1个新的深水天然气田“流花29—1”,这是继“荔湾3-1”、“流花34—2”后,中海油在南海东部海域珠江口盆地钻获的第3个深水天然气田。     

南海M深水气田完井关键技术分析

我国在深水钻完井方面处于起步阶段,中国海油围绕国家深水开发战略,积极参与南海油气风险勘探开发,在南中国海珠江口盆地M区块M深水气田完成水深1 350~1 500 m的深水气井9口,初步形成了高精度出砂预测、深水防砂设计、压裂充填工艺及流动安全保障措施等完井关键技术。结合南海M深水气田完井作业实践,对深水完井作业中的可能风险点和现场应对技术措施进行总结和梳理,为后续项目设计和作业提供参考、借鉴。     

荔湾3-1气田深水水下管汇总体设计技术研究

水下管汇是最常用和重要的水下设施之一,本文具体针对南海深水气田荔湾3-1西区管汇的工程实例,从管汇基础、框架结构、管汇连接系统、内部管道系统和总体布置方面对深水水下管汇的总体设计技术研究进行了总结,并结合项目条件对西区管汇的设计方案,操作策略进行了研究和三维模拟,验证了荔湾气田西区管汇总体布局的ROV可操作性和设计合理性。该文的成果对于开展深水水下系统设施共性技术的研究具有重要的指导意义。     

陵水17-2深水气田开发钻井关键技术研究及应用

陵水17-2气田群为我国南海西部海域首次自营开发的深水高产大型气田,平均作业水深为1500 m。深水油气开发不仅需要克服恶劣的海上环境条件,而且面临浅部地层成岩性差、隔水导管及钻柱力学机制复杂、井控要求高等诸多技术难题。针对这些难题,采取周密的钻井技术措施,包括钻机能力评估、高精度水下定位系统、安全避让距离设计及定向井轨迹设计等,并重点应用隔水导管及水下井口稳定性分析、表层导管入泥深度校核、喷射钻进下表层导管等关键技术,安全高效地完成了钻井作业。陵水17-2项目顺利开发,进一步固化海上深水钻井安全高效的作业模式,为后续深水油气田的勘探和开发提供参考和借鉴。     

南海深水气田储量超千亿立方米

<正>中海油日前宣布,中国"海洋石油981"钻井平台在南海北部深水区发现的首个自营深水气田"陵水17-2"号,已通过国土部门评审办公室专家组审核,探明储量规模超千亿立方米,定为大型气田。与此同时,在南海开发油气田所面临的高温、高压和深水这三大世界级难题也被攻克。此次发现的陵水17-2气田距海南岛150 km,其构造位于南海琼东南盆地深水区的陵水凹陷,平均作业水深1 500 m,为超深水气田。位于南海西北部的莺琼盆地是典型的高温、高压盆地,盆地3 000 m中深层天然气资源丰富,之前我国没有在海上成功开     

珠江口盆地白云—荔湾深水区油气成藏条件及勘探方向

珠江口盆地白云—荔湾深水区的天然气勘探已经历了5个阶段,经地质综合研究认为:①白云凹陷具备优越的烃源条件,经历了断陷—断坳—坳陷3大构造演化阶段,断陷期沉积的文昌组—恩平组具有巨大的生烃能力,断坳期和坳陷期受渐新世和中新世2个陆架坡折带的控制,形成的渐新世珠海组浅海三角洲—滨岸沉积体系和中新世珠江组—韩江组深水扇沉积体系,是深水区最有利的2套储盖组合;②该深水区油气的成藏规律不同于北部浅水区,陆架坡折带、构造脊+断裂+砂体+不整合+流体底辟复合油气输导体系及晚期构造运动是控制该区油气运移和成藏的3大要素;③荔湾3-1深水气田是上述成藏条件共同作用下的典型代表,优越的圈闭条件,受陆架坡折带控制的三角洲分流河道相优质储层,断层+底辟构造构成的垂向输导体系和上覆巨厚的海相泥岩盖层,是大气田形成的有利地质条件。进而指出近期该区天然气的勘探方向:①凹陷中央的深水扇体系;②白云凹陷主洼东西两侧的隆起区构造—地层复合圈闭群;③主洼西南侧断阶带上一系列的大型构造圈闭群;④南侧荔湾等一系列凹陷的超深水新区。     

我国南海发现深水高产大气田

<正>中国海洋石油总公司15日宣布,"海洋石油981"钻井平台日前在南海北部深水区测试获得高产油气流。据测算,这是中国海域自营深水勘探的第一个重大油气发现。此次发现的陵水17-2气田距海南岛150 km,其构造位于南海琼东南盆地深水区的陵水凹陷,平均作业水深1 500 m,为超深水气田。中海油南海西部石油管理局局长谢玉洪介绍说,陵水17-2测试日产天然气5 650万立方英尺,相当于     

中国南海发现深水大气田

正中国海洋石油总公司2014年9月15日,宣布"海洋石油981"钻井平台日前在南海北部深水区测试获得高产油气流。据测算,这是中国海域自营深水勘探的第一个重大油气发现。此次发现的陵水17-2气田距海南岛150公里,其构造位于南海琼东南盆地深水区的陵水凹陷,平均作业水深1500米,为超深水气田。中海油南海西部石油管理局局长谢玉洪介绍说,陵水17-2测试日产天然气5 650万立方英尺,相当于9400桶油当量。     

深水管汇设计方法及其在荔湾3-1气田中的应用

水下管汇是海上油气开发的重要设备,深水中的管汇设计面临许多技术挑战。管汇处于深水中,环境条件比较复杂;内部承压很大;需要实现的功能多;整体布局形式复杂。针对管汇的结构进行了优化,设计了一个应用于南海荔湾3-1深水气田开发的6井槽水下管汇。完成了单井产气的汇集,化学药剂的分配及清管功能,还实现了相关的化学药剂注入控制功能,满足了荔湾3-1深水气田开发的需要。     

中国在南海发现首个自营深水高产大气田

<正>中国海洋石油总公司2014年9月15日宣布,"海洋石油981"钻井平台日前在南海北部深水区测试获得高产油气流。据测算,这是中国海域自营深水勘探的第一个重大油气发现。此次发现的陵水17-2气田距海南岛150km,其构造位于南海琼东南盆地深水区的陵水凹陷,平均作业水深1 500m,为超深水气田。陵水17-2气田测试日产天然气5 650万立方英尺(约合160×104 m3),相当于9 400桶油当量,创造了中海油自营气井测试     

深拖系统在南海深水工程勘察中的应用

利用DT1深拖系统搭载EM2000多波束测深系统、EdgeTech侧扫声呐及浅地层剖面系统等设备在南海北部陆坡区域进行了大范围的深入调查,获取了调查区丰富的地形、地貌及浅地层的数据。在对定位数据滤波的基础上,借助Caris、Triton和KingdomSuite等软件分别对上述数据信息进行了高保真、精细化处理和多模式展示。资料处理成果清晰地揭示了调查区的滑坡、陡坡、凹沟等特殊地形地貌的特征,为评价调查区的工程地质条件提供了丰富的信息。本文探讨并总结了历次深拖调查作业所获得的技术经验,可为深水海域的类似调查提供参考和借鉴。     

中国首个深水自营大气田启动实质性建设

正11月12日,中国海洋石油集团有限公司(下称中国海油)对外宣布,中国首个深水自营大气田——陵水17-2气田正式进入实质性开发建设阶段。此举表明中国已成功掌握适应南海深水复杂海域的半潜式生产平台设计、建造和安装技术,这将有力推动南海深水油气资源开发,对南海大气区建设、保障中国能源安全具有重大意义。陵水17-2气田于2014年9月被成功发现,距海南岛     

南海深水又发现大气田

中海油2009年12月9日宣布,南海深水区块的勘探再度取得重大突破,合作伙伴哈斯基石油中国有限公司日前在29／26区块钻获重要天然气发现流花34—2,在钻杆测试中,流花34—2—1可日产天然气5500万立方英尺。在此之前,中海油与哈斯基在该区域附近发现了我国第一个大型深水天然气田荔湾3—1。     

南海深水油气勘探开发成热点

中国南海的荔湾3-1大型天然气田于2006年由中国海洋石油总公司与哈斯基公司合作发现,随后启动了联合开发计划。近日,中国海油、哈斯基能源公司（HUSKY）和挪威海洋石油钻井公司（SEADRILL）租赁西方大力士（WESTHERCULES）钻井船在南海开钻,该深水钻井船将用于南海海域荔湾3-1气田评价井和探井钻探作业。