崖13-1气田成因浅析

ＴＥ１１２．１　　　　　　　　２００００４０９崖 １３－１气田成因浅析［刊］／崔护社,仝志刚… ／／石油勘探与开发．－２０００,２７（４）．－４５～４８ 崖１３－１气田是迄今中国海域发现的最大气田,有关其天然气来源问题目前仍有争论。结合地质和地球化学研究成果,运用ＰｒｏＢａｓｅｓ盆地数值模拟系统定量模拟气田西侧的莺歌海盆地和东侧的琼东南盆地的构造、地温及孔隙流体压力的演化过程。模拟结果表明：崖１３－１气田区东西两侧盆地（或凹陷）构造演化和温度场、压力场演化的特征都有明显差异;气田区附近的异常超压是莺歌海盆地异常超压流体系统的一部分,因欠压实、水热增压以及黏土矿物脱水的综合作用而产生;１号断层（气田区段）是热流和高压释放带,亦是流体和烃类运移的通道,莺歌海盆地异常高温高压可以驱使烃类及流体由深向浅、自西向东进行大规模的长距离运移。据此得出结论：崖１３－１气田的天然气既来自西侧的莺歌海盆地下第三系烃源岩（早期）与上第三系烃源岩（晚期）,也来自东侧的崖南凹陷下第三系陵水组、崖城组烃源岩（晚期）,是双向供气形成的混源气田。图７参２（崔护社摘）     

崖13-1气田形成新认识

崖13-1气田自发现以来,仅烃源就有煤气说、高压气包说和双源说.如果把烃源岩的生烃过程与地质构造发育史结合起来分析的话,就会发现上述各说只分别论述了该气田形成的部分问题,其实该气田有复杂的形成过程.经归纳共有4期:崖城组烃源岩形成期,油藏形成期,梅山组烃源岩形成期,热气注入油藏转为气藏期.据此,莺歌海盆地以含气为主,而琼东南盆地应以含油为主.     

崖13-1气田完井工艺

崖１３—１气田位于海南岛三亚市南部１００ｋｍ海域,气田面积５４ｋｍ２,气层平均有效厚度９３．９ｍ,天然气储量８８９×１０８ｍ３,是目前我国发现的最大的海上气田。气田特点是地层温度高,压力高,单井产量要求高,要求每年稳定地向香港供气２９×１０８ｍ３和海南供气６×１０８ｍ３,７１１．２ｍｍ至香港输气管线,３５５．６ｍｍ至海南油气输送管线,香港接收站和海南处理站。稳产２０年不能停产。因为对完井工艺设计比较严格,要求气井能长期正常地生产,不停产或少停产进行修井作业。文中简要地介绍该气田的完井工艺特点,完井管柱结构及主要井下工具结构、技术规范及作用,ＭＡＸＲ工具悬挂射孔枪负压射孔方法以及完井施工作业程序。     

崖13-1气田形成新认识

崖１３－１气田自发现以来,仅烃源就有煤气说、高压气包说和双源说。如果把烃源岩的生烃过程与地质构造发育史结合起来分析的话,就会发现上述各说只分别论述了该气田形成的部分问题,其实该气田有复杂的形成过程。经归纳共有４期：崖城组烃源岩形成期,油藏形成期,梅山组烃源岩形成期,热气注入油藏转为气藏期。据此,莺歌海盆地以含气为主,而琼东南盆地应以含油为主     

崖13-1气田天然气的混源特征

采用储层地球化学研究方法 ,分析了崖 13- 1气田储层流体的非均质性 ,结合包裹体均一温度及源岩有机相分析结果 ,研究了崖 13- 1气田天然气的混源特征。崖 13- 1气田存在两种不同生源构成的“烃源灶”所生天然气以及不同成熟阶段所生天然气的混合作用。从南块 3、6井区→北块 4井区→北块 1、2井区 ,天然气的“油型”(水生生物的贡献 )特征逐渐减少 ,“煤型”(陆源输入物的贡献 )特征逐渐增多 ,天然气的成熟度增高     

崖13-1气田油气混合特征研究

崖131气田位于莺歌海盆地和琼东南盆地交界处,其气源长期存在争论。采用天然气GS/MS分析新技术,根据该气田天然气生物标志化合物、有机包裹体生物标志化合物、储集层包裹体温度、油气轻烃组成及碳同位素等资料,对其天然气的气源和混合作用进行综合研究,结果表明:该气田的天然气为典型的混合气,由不同类型有机质、不同热演化程度气源岩生成的天然气(煤成气和高成熟—过成熟海相成因气,以海相成因气为主)混合而成,北区块是Ⅲ型、Ⅱ型干酪根成因的混合气藏,南区块主要是Ⅱ型干酪根成因的气藏。主力气源岩是崖南凹陷沉积中心下第三系崖城组、陵水组的浅海相泥岩,生烃母质具有Ⅱ型干酪根特征。该气田的凝析油为煤成油,在蒸发分馏作用下形成;琼东南盆地存在切穿多层烃源岩的深断裂,形成局部低压带,为产生蒸发分馏作用提供了重要地质背景。图5表3参6(傅宁摘)     

崖13-1气田混合气混合体积比例计算

自然界不同来源和不同成因天然气的混合是一种普遍现象,混合作用是一种物理过程,混合气体积为各组分在混合气中的含量,以其体积比例加权的和。因此,根据混合气和被混合气的碳同位素丰度可确定在各种被混合气的比例,根据这一原理对崖13－1气田天然气的混合比例进行了计算,结果表明,崖13－1气田北块区（YC13－1－1,2,4井）混合气有50％－75％可能是来自气田下伏崖城组,陵水组煤系源岩所生的煤成气,而南块区（YC13－1－3,6井）混合气则有75％是来源于崖南凹陷沉积中心的崖城组,陵水且浅海相源岩所生的海相油型气。     

崖13-1气田混合气混合体积比例计算

自然界不同来源和不同成因天然气的混合是一种普遍现象。混合作用是一种物理过程 ,混合气体积为各组分在混合气中的含量 ,以其体积比例加权的和。因此 ,根据混合气和被混合气的碳同位素丰度可确定出各种被混合气的比例。根据这一原理对崖 1 3-1气田天然气的混合比例进行了计算 ,结果表明 ,崖 1 3-1气田北块区 ( YC1 3-1 -1、 2、 4井 )混合气有 50 %～ 75%可能是来自气田下伏崖城组、陵水组煤系源岩所生的煤成气 ,而南块区 ( YC1 3-1 -3、 6井 )混合气则有 75%是来源于崖南凹陷沉积中心的崖城组、陵水组浅海相源岩所生的海相油型气。     

崖13-1气田海南基地项目建设管理

围绕崖13-1气田海南基地项目建设的管理方式、选好与管好承包商、管理措施等方面论述了该建设项目管理的先进性。特别总结了海南基地建设中所采用的一种特殊的管理承包商方式,这种方式有利于在国际合作项目中,按国际通用标准和惯例对国内项目实行建设管理,对降低项目费用起到了重要作用。这些经验,值得借鉴。     

崖城13-1气田海南管线HI-REAL清管作业模式

原有的海南管线清管作业模式存在清管效率低、成功率低、成本高、天然气排放量大,段塞流捕集器高液位关停导致供气中断等问题。通过探索并实施以清管球国产化、清管球外径过盈量2%、以海南管线持液量确定清管周期、海上平台发球"三确保"、陆地终端收球"六提前"、发球失效重发增援球等六项措施为主要创新内涵的HI-REAL清管作业模式,从改进清管球和优化清管作业程序两个层面着手,以较低的成本解决了崖城13-1气田海南管线超低流量生产工况下的清管难题,其安全性高,可操作性较强,节能环保,经济效益可观。2018年按照该模式对海南管线实施清管作业累计64次,成功率100%,清管球成本支出下降57%,天然气减排量达到952.96×10~4m^3/a。     

崖13－1气田的热异常

琼东南盆地的地温梯度有两个特点：一是靠近①号断裂带地温梯度高。二是崖13－1气田气层上、下的地温梯度大，其平均梯度为4.17℃/100m，异常段可达10℃/100m。镜质体反射率的变化规律与温度一致。热模拟表明，崖13－1气田热异常的成因主要受自西向东的高温流体流动的影响。     

崖13－1气田进入全面开发阶段

崖１３－１气田进入全面开发阶段崖１３－１气田位于海南省三亚市以南９６公里的莺歌海盆地和琼南盆地交界处，面积５３平方公里，储量１０００亿立方米，是我国迄今为止在海域上查明的唯一的世界级大气田。该气田由中国海洋石油总公司南海西部石油公司与美国阿科－中国有...     

南海崖13—1气田封闭条件探讨

崖１３─１气田在有众多断层及不整合面存在的条件下保存了丰富的天然气，其封闭闭条件主要有压力封闭和毛细管封闭，构成良好的复合型封闭。在构造顶部及其西翼断上盘主要由梅山组异常高压形成压力封闭，其东翼由三亚组显陵水组二段泥岩形成毛细管封闭，而下伏的崖城组含煤地层则由略高于胶水组气层的过剩压力和较差的岩石物性形成了良好的“封托”。正是由于这种压力、毛细管力的共同作用，因而尽管崖１３—１气田地质条件复杂，仍然在气层四周形成了一个极好的“封存箱”，并在箱内保存了丰富的天然气。在研究油气富集条件时，“封闭”是较之“圈闭”更能反映油气生、聚、散动平衡的重要条件，对天然气尤为重要，因此，今后对新生代富气盆地的研究中应加强这方面的研究。据研究，在莺歌海─琼东南盆地超压顶面之下，可能有丰富的天然气保存，是今后值得重视的勘探目标。     

崖13—1气田天然气的混源特征

采用储层地球化学研究方法,分析了崖13—1气田储层流体的非均质性,结合包裹体均—温度及源岩有机相分析结果,研究了崖13—1气田天然气的混源特征。崖13—l气田存在两种不同生源构成的“烃源灶”所生天然气以及不同成熟阶段所生天然气的混合作用。从南块3、6井区→北块4井区→北块l、2井区,天然气的“油型”(水生生物的贡献)特征逐渐减少,“煤型”(陆源输人物的贡献)特征逐渐增多,天然气的成熟度增高。     

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。     

崖13—1气田开发建设进展顺利

崖１３—１气田开发建设进展顺利据中国海洋石油报记者王一新、曾大智报道．南海崖１３１气田井口至香港７７８公里、井口至三亚９２公里海底管线于１９９４年１１月Ｉ６日全部铺设完成，这条目前世界第二长海底管线的辅设成功，标志着崖１３一１气田正按开发计划顺利推进...     

我国海上崖13—1气田首次进行低侵入取心作业

崖13—1气田是目前我国最大的海上气田,该气田是美国阿科（中国）有限公司在1983年7月发现的,后由中国海洋石油总公司和阿科（中国）有限公司及科威特佩克（中国）有限公司合资开发。1983年至1990年钻了6口探边井,开发并于1994年开钻。为了准确地计算该气田天然气地质储量,提供较精确的原生水饱和度数据,在该气田的崖13—l—AI和AZ两口首批开发井,首次采用低侵入（即钻井液滤液对岩心的侵入或污染较小）取心方法和低侵入合成油基钻井液成功地进行了取心,也是首次在中国采用低侵入油基钻井液进行取心。在崖13—1—Al的取心中,除了…     

崖城13-1气田海南管线HI-REAL清管作业模式安海重陈炽彬

原有的海南管线清管作业模式存在清管效率低、成功率低、成本高、天然气排放量大,段塞流捕集器高液位关停导致供气中断等问题。通过探索并实施以清管球国产化、清管球外径过盈量2%、以海南管线持液量确定清管周期、海上平台发球“三确保”、陆地终端收球“六提前”、发球失效重发增援球等六项措施为主要创新内涵的HI-REAL清管作业模式,从改进清管球和优化清管作业程序两个层面着手,以较低的成本解决了崖城13-1气田海南管线超低流量生产工况下的清管难题,其安全性高,可操作性较强,节能环保,经济效益可观。2018年按照该模式对海南管线实施清管作业累计64次,成功率100%,清管球成本支出下降57%,天然气减排量达到952.96×104m3/a。     

南海崖13—1气田海底输气管道铺设成功

我国海上目前最大的天然气田——南海崖13—1气田的海底输气管道于1994年11月铺设成功。据悉,该气田的海底输气管道是世界上已开发的海上天然气田的第二长海底输气管道。 南海崖13—1气田位于南海莺歌海盆地,是美国阿科中国有限公司1983年7月在合作合同区块内勘探发现的。现已探明,其天然气储量达1 000亿m~3。该气田共有两条输气管道:一条从气田至香港,长788 km,内径711.2 mm;一条从气田至海南省三亚市,长92 km,内径为355.6 mm.铺管作业由世界著名的意大利能源工程公司和欧洲海洋工程公司总承包,1993年