东海凝析气层一体化测试管柱井下PVT取样技术

钢丝作业取井下PVT样品方式在海上凝析气层测试中存在用时长、圈闭易失效、安全风险高等问题。根据TCP+APR一体化管柱特点，将SPS保压单相取样枪及其托筒连接在测试管串上一并入井，通过控制环空压力激发取样枪并圈闭井下流体样品。该技术性能稳定，取样成功率高，样品质量可以满足油气藏评价要求，测试作业效率及安全性明显提升。以东海某勘探区为例，5年内共进行了13井次应用，取样成功率100%,累计节约作业时间超200 h。海上勘探油气藏类型越来越复杂，成本控制和高质量勘探要求下，一体化测试管柱井下PVT取样技术具有重要的现实推广意义。     

地层流体现场快速分析技术及其在海上油田的应用

随着电缆测压取样技术海上油田的广泛应用,传统的样品分析方法是将样品带回陆地实验室分析,存在样品运输时间久、样品损害、分析时间缓慢等诸多问题,为此,对样品的快速、准确分析,就显得很迫切。地层流体现场分析技术应运而生,该技术主要包括原油高温高压物性(PVT)分析和水分析。原油高温高压物性(PVT)分析是指在取得样品后的6 h~8 h能够完成恒质膨胀实验、单次脱气实验、粘度实验,测得包含地层原油泡点压力等PVT参数;水分析通过快速测定泥浆滤液和水样样品中常见离子浓度,判断水样样品是泥浆滤液还是地层水及估算泥浆混入比例、推算纯地层水总矿化度。目前该技术已在国内四个海域应用,取得了很好的应用效果。     

南海海域高温高压钻井液技术

南海西部海域属世界三大高温高压并存的地区之一,且存在地温梯度高、压力高、压力窗口窄等特点。要在该海域打井必须解决在高温高压共同作用下对钻井液性能的影响,确保高温高压井的安全、快速钻进。文中简单分析了高温高压条件下水基钻井液技术的难点,高温对钻井液性能的影响和作用机理,通过对南海西部海域从1984年至2004年间所钻19口高温高压探井的实践经验和科研成果进行归纳,总结出南海西部海域高温高压井钻井液技术的特点,探讨适合南海西部海域高温高压井特点的钻井液技术。     

渤海油田探井测试井下PVT取样技术进展研究与改进

经对渤海油田探井测试工艺中井下PVT高压物性取样技术分析和研究,指出了目前稠油探井测试取PVT样品的难点问题。对取样测试管柱的优化和螺杆泵泵抽取样时机的优化,提出切实可行的改进措施,在一定程度上解决了稠油探井测试取PVT样的难题,同时,在"降本增效"方面有很高应用价值。     

世界深水勘探特点及中国深水勘探现状分析

深水勘探具有5大特点,即盆地类型以被动陆缘盆地为主,勘探区带以有油气发现浅水油气区的延伸深水区为主,圈闭类型以大型构造为主,储层以第三系深水扇体类型的高孔高渗储层为主,油气类型以油为主。我国目前的深水勘探区域主要分布于南海海域,又可进一步细分为南海西部海域、南海东部海域、南海南部海域。南海西部深水区圈闭条件较好,总体上属相对较高风险区。南海东部深水区与南海西部深水区条件基本相似,因此,从近期来看,该区的勘探条件同样不很成熟;但从长远来看,该区有一定的勘探潜力。南海南部深水区与南海北部深水区条件差别较大,从近期来看,该区的勘探条件较为成熟,勘探潜力大。但随着世界深水勘探的成熟,对地质风险的承受能力增强,南海北部深水区将成为可勘探的油气区。     

南海海域首次钻成一口中曲率半径水平井

位于南海北部湾海域的涠11-4-A13井,是南海西部石油公司自营开发涠11-4油田的一口水平井,也是我国在南海海域完全依靠自己的技术力量首次独立完成的第一口水平井。该井是一口中曲率半径水平井,由南海西部石油公司自行设计,自己施工。A13井由自升式钻     

南海西部海域边际油田开发浅谈

南海西部海域有数十个未开发边际油田,采用常规开发模式和技术难以投入生产。为了经济有效开发这些海上边际油田,分析了制约南海西部海域边际油田开发的主要因素:地理环境、基本地质条件、储量规模和评价程度,探讨了边际油田开发的有利条件,包括当前的高油价、开发技术发展、本海域油田开发实际模式和经验等,在此基础上总结了一套适合南海西部海域边际油田开发的基本思路,即勘探开发一体化、合理开发模式、先进开发技术、少井高产和借鉴已开发经验,并在涠洲油田群、文昌油田群具体实施。开发实践表明,开发思路和技术合理有效,开发效果和经济效益十分显著。对于类似边际油田开发具有重要的借鉴和指导作用。     

南海油气勘探又受外商青睐

自1994年7月中国海洋石油总公司赴美招商以来,许多实力雄厚的世界大油公司纷纷前往海洋石油南海西部公司,了解南海西部海域石油天然气勘探开发的现状和前景,并对合作勘探南海油气表示出浓厚的兴趣。     

北部湾盆地凝析油气藏综合识别方法

北部湾盆地存在凝析气、挥发油、常规油以及大量过渡类型的流体,烃类组分复杂,测井响应特征相似,给凝析油气藏的识别和评价带来了很大的困难。以测试、取样和投产分析结果为依据,利用原油密度和气油比等参数对流体进行分类。在此基础上,分别利用四孔隙度差比值和纵横波速度比等方法对凝析油气进行识别,并指出由于海上油田种种因素的限制而难以广泛应用的现实问题。为此,分析北部湾盆地凝析油气藏的分布特征和运移模式,对具有不同原油性质的生油洼陷及其油气运移区域进行分类,利用气测组分比值和改进的三角形图版,来建立区域流体性质判别的定量解释标准,判别结果通过测压点回归、井下取样、测试或PVT流体分析可得到有效验证。实际应用表明,利用上述多种方法进行综合分析和相互印证,能够有效识别凝析油气层,目前该方法已在南海西部海域各区域推广应用。     

海洋水文气象环境工程区划数值模拟研究

基于１９４５￣１９９４年间影响南海西部海域的热带气旋数据资料，在采用已被海洋石油工业界充分肯定的先进的风、浪、流数值后报模式，进行了大量的数值后报模拟的基础上，本文较好地给出了中国南海西部海域的海洋水文气象环境工程参数区划研究的结果。     

随钻地层测试在大斜度井油基钻井液中的应用

南海西部油田滚动勘探部署大斜度井兼探多个目的层位,并利用高密度油基钻井液保障井壁稳定性,采用常规电缆地层测试作业风险高、难度大,而且常规的声波、密度、电阻率探头难以准确区别地层油与油基钻井液滤液,难以保障取到合格资料,因此需要应用随钻测井取样技术。FASTrak Prism随钻测压取样工具可随钻具组合入井,克服了电缆测井作业遇阻遇卡问题,随钻光谱技术可通过多通道光密度测量判断流体含气量(甲烷)实现地层原油准确识别。通过FASTrak Prism随钻测压取样技术在南海西部油田储量评价中的应用案例,展示了借助随钻光谱探头快速区分油基钻井液滤液和地层油的方法,可以为勘探开发一体化储量评价提供地层压力、储层物性和流体性质等关键资料,验证了该项技术在南海西部油田勘探开发一体化中实施的可行性。     

南海西部海域油气田开发技术进展及发展方向

南海西部油田已成为中国南方重要的能源生产基地,在实现稳产上产的过程中面临老油气田增产挖潜、海上新领域(高温高压、深水)气藏开发难度大以及海上低品位储量动用困难等问题.经过不断探索实践,形成了以老油气田增产挖潜、新领域高效开发以及低品位储量有效动用为核心的南海西部油气田上产关键技术系列,推动了南海西部油气田稳产上产.进一...     

南海天然气水合物取样技术现状及发展建议

为了进一步完善南海天然气水合物钻探取样技术,在前期取样工具研发和现场试验的基础上,分析了南海取样环境和天然气水合物特性对天然气水合物钻探取样技术的需求,总结了天然气水合物取样技术的现状,分析了取样工具研发过程中工具尺寸、低温保温、密封阀和取样作业方式等方面遇到的技术难点,提出了满足实际需求采取的技术措施,研制了适用于南海天然气水合物取样的绳索保温保压取样工具,并探讨了天然气水合物取样技术今后的研究方向。研究结果为南海天然气水合物取样技术的进一步发展和完善提供了技术参考。      

南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻井技术

为解决南海西部窄安全密度窗口地层钻井中易发生井漏、井涌甚至井喷等井下故障的问题,通过研究超高温高压复杂地层压力预测监测技术、钻井液随钻堵漏技术、井下当量循环密度预测与监测技术、抗高温钻井液、超高温高压固井技术,形成了适用于南海西部的窄安全密度窗口超高温高压钻井技术。该技术在乐东区域的7口超高温高压探井进行了应用,钻井成功率达到100%,井下故障率显著降低,与应用前的同类型井相比,钻井生产时效平均提高了21%。这表明,窄安全密度窗口超高温高压钻井技术可以解决南海西部安全密度窗口窄导致的问题,可为深水高温高压领域的勘探开发提供技术支持。      

中国南海含油气盆地构造类型及勘探潜力

中生代末期以来,中国南海区域经历古南海裂开-萎缩、新南海裂开-萎缩两大边缘海旋回,形成了南海北部大陆边缘、新南海洋盆、南沙地块、古南海残余洋盆、古南海南部大陆边缘、南海西部大陆边缘和南海东部大陆边缘等构造单元。由于古、新南海洋盆位置的不同,古南海裂开形成的构造格局在后期受到不同的截切、改造,并且形成新的构造格局。两大旋回构造叠加控制了不同单元的性质及其上叠盆地的类型与油气地质条件。南海北部大陆边缘在两大旋回中均表现为被动大陆边缘特征,但早期旋回的大陆边缘规模大(包括新南海旋回被裂离出去的南沙地块),现今残余的早期旋回仅是其陆内陆相裂谷部分, 与晚期旋回陆缘海陆过渡-海相裂谷区叠加,形成拉张盆地。早期烃源岩以中-深湖相地层为主,晚期烃源岩为海陆过渡相三角洲和海相泥岩;早期旋回烃源岩近岸分布,晚期旋回烃源岩远岸分布;早期主要呈陆生陆储或陆生海储,晚期则呈海生海储。南沙地块早期为古南海北部边缘裂陷盆地,发育海相烃源岩;中期向南飘移数千公里,夹持于古、新洋盆之间,沉积欠补偿;晚期被挤压改造,盆地沉积以早期旋回为主,呈现海生海储。古南海南部大陆边缘在早期为被动大陆边缘,晚期被改造成活动大陆边缘;早期的伸展盆地上叠挤压盆地,早期旋回地层被深埋处于变质状态,晚期旋回地层以大型三角洲群和海相泥岩为主,油气兼生,海生海储。南海西部大陆边缘早期为陆内环境,晚期被改造成转换型大陆边缘,张扭盆地发育,早期发育局限的陆相地层,晚期以海陆过渡三角洲相地层为主,该区域热流值高,以生气为主,发育底辟、潜山、生物礁等油气藏。南海东部大陆边缘正在俯冲,发育增生楔盆地。两期旋回不同的叠加关系,导致不同区域油气潜力差异巨大。古南海南部大陆边缘早期拉张、晚期挤压,盆地规模大,烃源岩丰富,均达到成熟状态,油气资源非常丰富。南海北部、西部裂陷盆地发育两套烃源岩,油气很丰富。南沙地块区早期处于古南海北部被动大陆边缘,晚期挟持于古南海残余洋盆与新南海洋盆之间,遭受区域性挤压,构造圈闭非常发育,油气潜力大。南海目前浅水区构造圈闭和生 物礁勘探程度较高,其他非构造圈闭勘探程度很低;深水区和超深水区已有重要发现,但尚处于勘探早期阶段,南海未来勘探潜力依然可观。     

南海北部边缘盆地西区油气运聚成藏规律与勘探领域剖析

南海北部边缘盆地西区整体油气勘探及研究程度尚低,且油气成藏地质条件较复杂.根据南海北部边缘盆地西区油气勘探与地质研究成果,在获取大量油气地质、地球物理和地球化学资料的基础上,采用地质综合分析方法对该区不同盆地的油气运聚成藏规律及勘探方向进行了深入剖析,指出了油气勘探新领域及勘探与研究的方向.     

南海西部岩石力学分析系统研发

南海西部存在大量易垮塌、可钻性差的复杂地层，现有商用岩石力学分析软件针对性不强、效率较低，为保障南海西部复杂地层安全快速钻进，自主研发了中海油首个岩石力学分析系统。该系统数据可视化程度高，操作简单，具有智能化数据筛选、多井参数分析对比、关键参数可沿井眼轨迹显示等功能。系统实用性较强，可用于岩石力学参数计算、井壁稳定分析、钻进参数评估、储层防砂预测分析等。现场应用表明，该系统计算精度较高，可为钻完井设计及施工提供参考依据，并可以推广到其他油田应用。     

“源热共控”中国海油气田“近岸油、远岸气”有序分布

中国海及邻区自中生代末以来经历5期成盆,形成多个新生代盆地。该区烃源岩形成期分古新世、始新世、渐新世和中新世4期。烃源岩类型有陆相、海陆过渡相和海相,其中陆相有半深湖相、湖沼相泥岩;海陆过渡相包括煤系三角洲与浅海相,主要为煤层、碳质泥岩和暗色泥岩;海相分陆源海相和海源海相。中国东部海域、南海北部海域和南海西部海域均具有近岸带以陆相半深湖相烃源岩为主、远岸带以海陆过渡相—海相烃源岩为主的特征;南海南部近岸带和远岸带都是海陆过渡相—海相烃源岩。中国海及邻区大地热流具有自近岸带向远岸带增高的趋势,烃源岩上覆层有自近岸带向远岸带增厚的趋势。因源热耦合作用,中国海及邻区形成以生油为主的近岸带和以生气为主的远岸带。近岸带从渤海盆地,经南黄海盆地、珠江口盆地北部坳陷带、北部湾盆地、莺歌海盆地河内凹陷、中建南盆地西部、万安盆地西部、湄公盆地、曾母盆地巴林坚坳陷、文莱—沙巴盆地中南部,向东北方向延伸到巴拉望盆地东部,是巨型石油生成区,已发现石油储量上百亿吨。远岸带包括东海盆地、台西盆地、台西南盆地、珠江口盆地南部、琼东南盆地、莺歌海盆地莺中坳陷、中建南盆地东南部、万安盆地东南部、曾母盆地康西坳陷、文莱—沙巴盆地北部、巴拉望盆地西部,是巨型天然气分布区,累计发现天然气储量数万亿立方米。目前中国海主要在成熟区的构造圈闭领域、特别是中浅层构造圈闭领域和生物礁领域勘探,复合圈闭和岩性圈闭的勘探刚刚起步,勘探新层系和新类型广阔;中国海勘探新区较多,尚有一批极具资源潜力、勘探程度很低的盆地或凹陷,特别是远岸带的深水区,预测其勘探潜力巨大。     

新型流体取样技术在高温高压低孔渗气田的应用

引入目前最新型的速星(Saturn)流体泵抽取样技术,对其在南海东方区一口高温高压井中流度为0.24×10-3μm2/(mPa·s)的极低孔渗储层成功取样进行了案例分析,指出该技术对识别低孔渗地层流体性质及评价低孔渗油气藏有着重要意义。由于目前常规的流体取样设备难以实现,DST测试成本又太高,针对这种情况,可以采用速星(Saturn)泵抽流体取样技术,该技术对盘活低孔渗油气田,了解低孔渗储层物性及进行油气藏评价、储量估算有很重要的实际应用价值。特别是针对南海气田存在的很多低孔渗非烃储层(流度一般小于5×10-3μm2/(mPa·s)),流体识别尤其重要。