海上A气田生产水回注可行性方案研究

为实现海上气田生产零污染的目标,在没有现成研究流程和模式的情况下,以浅层封存地质条件研究为基础、以回注层注入指数为桥梁、以地层破裂压力为约束,对A气田分别从浅层断裂系统、回注层位优选、回注层注入能力分析等方面开展生产水回注方案研究,结果表明,A气田浅层地层形态较为完整,断层发育较少,从三潭组至海底未见断层发育,气田生产水回注对断层影响较小,不存在断层溢流的风险。     

莺-琼气区天然气主气源及注入史分析

通过对莺歌海盆地和琼东南盆地天然气、凝析油的地球化学特征分析,认为莺歌海盆地底辟带天然气主气源为上第三系梅山组,三亚组海相泥岩,YC13－1气田天然气主气源为下第三系陵水组,崖城组滨海沼泽及 浅海相源岩,有机包裹体,成岩作用和天然气分布等研究结果表明,莺歌海盆地底壁带天然气为多期幕式充注,最晚一期为富含CO2天然气的充注,YC13－1气田天然气总体上为连续充注。     

物质平衡法在海上油田生产水回注研究中的应用

随着北部湾油田群规模的扩大及老油田的含水上升,需处理的生产水越来越多。为此,从油藏方面对生产水回注进行探讨,为海上油田生产水回注已开发油藏提供可行性依据,通过对物质平衡方程的推导,建立了回注目的储层累积亏空量(累积回注量)与地层压力的线性关系。结果表明WZ-A油田南块涠洲组在废弃后进行生产水回注可以满足北部湾油田群生产水回注的要求。     

莺-琼气区天然气主气源及注入史分析

通过对莺歌海盆地和琼东南盆地天然气、凝析油的地球化学特征分析 ,认为莺歌海盆地底辟带天然气主气源为上第三系梅山组、三亚组海相泥岩 ,YC1 3-1气田天然气主气源为下第三系陵水组、崖城组滨海沼泽及浅海相源岩。有机包裹体、成岩作用和天然气分布等研究结果表明 ,莺歌海盆地底辟带天然气为多期幕式充注 ,最晚一期为富含 CO2 天然气的充注 ;YC1 3-1气田天然气总体上为连续充注。     

时移地震在中国海上气田的应用

本文介绍了崖城13-1、东方1-1两个海上气田时移地震的应用与实践。文章通过介绍岩石物理实验、时移地震资料处理、综合解释等方面的研究与分析,对崖城13-1气田的生产动用区块、剩余气分布进行了分析和预测,并在此基础上对东方1-1气田进行了系统的时移地震综合研究。在东方1-1气田的时移地震研究过程中,克服了多批次地质资料的匹配处理、无法直接用井资料进行地震动态标定、气田开发导致开发区块压力下降而各气层组气水边界基本不变等难题,取得了很好的研究成果,研究成果已被应用于气田开发调整方案的设计。开发调整井资料显示东方1-1气田时移地震预测结果正确,可使气田提高一定的采收率。     

高含硫气田废水回注黄龙3井数据传输方案

根据环境影响报告书的要求,罗家寨、滚子坪气田工业生产废水及检修废水经处置达标后需经回注井回注地层,罗家寨、滚子坪气田项目废水起排点天然气处理厂距离废水回注井的地理位置较远,为了能够有效地对废水回注井及回注管线压力、流量和温度数据进行实时监测,并在废水回注过程中意外事故发生时能够得到及时的预警,废水回注井井口数据传输方案设计的可靠性及可行性变得非常重要。故从设计角度出发,阐述了罗家寨、滚子坪气田废水回注井多种数据传输可行性设计方案,经过对比分析及现场测试,推荐GPRS无线数据传输为本气田废水回注数据传输的最佳方案。     

崖城13-1气田提高采收率技术研究与实践

崖城13-1气田是南海西部海域投产的第一个气田。针对该气田动静储量差异大、见水明显、压力下降快等问题,通过综合分析影响气藏采收率的主要因素,提出考虑储量动静比的影响,对水驱气藏采收率标定方法进行了改进,利用改进后的方法计算得崖城13-1气田标定采收率为79%。为了达到气田的标定采收率,结合崖城13-1气田开发实践提出了提高气藏采收率的主要措施:补孔提高单井产能,增加储量动用程度;完善开发井网,扩大储量动用范围;采取综合治水工艺措施,减弱水侵强度;适时降低气井井口压力,延长气井生产周期。上述措施实施后取得了较好的效果,既保持了气田稳产,又改善了气田开发效果,为海上其他水驱砂岩气藏开发提供了经验借鉴。     

丙烷制冷装置在崖城13-1气田的运用

崖城13-1气田投产以来采用的是节流阀膨胀制冷脱重烃方式。随着地层压力逐渐降低,制冷过程中会造成天然气压力降低,严重影响气田的正常处理工艺。提出了丙烷制冷脱重烃改造方案,对该方案进行了详细说明,并对其经济性和可行性进行了分析,分析表明,丙烷制冷脱重烃设计方案可行,可提高气田采收率,经济效益显著,从而为优化设计、其他方案比较提供技术依据。     

储层包裹体古压力的求取及其与成藏关系研究——琼东南盆地崖21－1构造实例剖析

文章通过对琼东南盆地崖21-1构造陵水组砂岩储层中的次生气态烃包裹体和同期盐水包裹体的精细分析并与崖13-1气田包裹体特征进行比较性研究，利用PVTsim软件模拟计算了包裹体的捕获温度和压力，进而探讨储层古压力的演化与天然气充注的关系。结果表明，崖21-1构造渐新统陵水组储层大约在上新世早期压力系数已高达1.65（强超压），上新世晚期压力系数已达到1.98，推测超压形成时间大约开始于晚中新世早期，早于崖南凹陷斜坡崖城组烃源岩大量生排气阶段，妨碍了天然气的大量充注，未形成商业性气田。可见，精细地分析高压储层压力的演化及其与烃源灶生排烃高峰的关系，可减少高压成藏系统勘探风险。     

崖城13-1气田开发中后期排水采气工艺

崖城13-1气田在经过高速开发以后,自2007年下半年以来已经受到边水的侵入,使该气田产气量下降、产液量上升、部分气井的生产受影响。随着采出程度的增加和地层压力的递减,边水活跃程度必然加剧,必将影响崖城13 1气田的稳定生产。为有效降低水气比上升对气田生产的影响,针对该气田高温、低压、深井的特点,采取了一系列有针对性的技术措施：①优选堵水工具,封堵下部出水层位;②结合实际生产数据,进行携液能力分析,优选生产管柱;③结合排水采气工艺,延长气井生产寿命。通过以上工艺的研究和实施,从总体上缓解了崖城13 1气田水气比上升对生产造成的不利影响,对气田的稳产提供了技术支持。