设计基础油田群总体开发方案.docx

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设计基础油田群总体开发方案

设计基础

一.1油田的地理位置

23-1油田位于中国南海珠江口盆地北部坳陷带西南缘凹陷南部隆起断裂带的西侧，距香港西南约210km，所在海域水深约95～100m，距离24-2油田约14.3km。

23-2油田位于中国南海珠江口盆地北部坳陷带西南缘凹陷南部斜坡断裂构造带上，距香港西南约208km，所在海域水深约99m，距24-2油田西南约11.2km。

23-7油田位于中国南海珠江口盆地北部坳陷带西南缘凹陷南部隆起断裂构造带中部，距香港以南约207km，所在海域水深约93m，距24-2油田仅8.5km。

18-1油田位于中国南海珠江口盆地北部珠Ⅰ坳陷西南缘凹陷南部隆起断裂带的中部，距香港西南约195km。

18-1油田与西南方向已申报储量的24-2油田相距约12.5km，油田所在海域水深约90~95m。

四个油气田的分布见图1.1-1。

图1.1-123-1油田群位置分布图

一.2地质分层

一.2.123-1油田

（1）地质分层

23-1油田钻遇的地层自上而下依次为（表1.2-1）：

第四系；新近系万山组、粤海组、韩江组、珠江组；古近系珠海组（未穿）。

23-1油田的油层主要分布于新近系中新统韩江组下部、珠江组和古近系渐新统珠海组地层。

（2）断层构造特征

EP23-1构造范围内主要发育6条正断层，见表1.2-2。

表1.2-123-1油田地层简表

表1.2-223-1构造断裂要素表

一.2.223-2油田

（1）地质分层

23-2油田钻遇的地层自上而下依次为（表1.2-3）：

第四系；新近系万山组、粤海组、韩江组、珠江组；古近系珠海组、组（未穿）。

23-2油田的油层主要分布于新近系中新统韩江组地层。

表1.2-323-2油田地层简表

（2）断层构造特征

23-2油田内部对构造有影响的断层主要有2条，且同样都为正断层。

表1.2-423-2构造断裂要素表

一.2.323-7油田

（1）地质分层

23-7油田钻遇的地层自上而下依次为（表1.2-5）：

第四系、新近系万山组、粤海组、韩江组、珠江组；古近系珠海组（未穿）。

23-7油田的油层主要分布于新近系珠江组地层。

表1.2-523-7油田地层简表

（2）断层构造特征

EP23-7构造范围内发育的断层比较多，且都为正断层，具体介绍对构造有控制作用且具有一定规模的7条断层。

表1.2-623-2构造断裂要素表

一.2.418-1油田

（1）地质分层

18-1油田的EP18-1-1A井的完钻层位是中生界花岗岩基底，EP18-1-2D的完钻层位为古近系渐-始新统组地层，两口井从上而下钻遇的地层是：

第四系，新近系上新统万山组、中新统粤海组、韩江组、珠江组，古近系渐新统珠海组以及处于渐新统与始新统的组地层。

表1.2-718-1油田地层简表

（2）断层构造特征

18-1构造范围内主要发育4条正断层，在构造西部断层为单条，规模也较大，构造东部断层规模变小，呈帚状散开排列，这4条断层都对18-1油田构造起到控制作用。

表1.2-818-1油田断裂要素表

一.3储层物性

一.3.123-1油田

23-1油田储层岩性主要为细～中粒长石石英砂岩，平均粒径0.0473~0.828mm。

分选中等～好，一般为次棱～次圆状。

砂岩成份主要为石英，平均为80.7%，最高含量达92%，长石含量次之，平均为11.6%，岩屑含量较少，平均为7.7%，岩屑主要以火成岩为主，岩石的成分成熟度较低，见少量云母和绿泥石。

填隙物中，泥质杂基比较普遍，但含量均较低，普遍小于10%，最高为35%。

砂岩碎屑颗粒的胶结物主要以铁方解石和菱铁矿胶结为主，其次为铁白云石和黄铁矿胶结，偶见白云石胶结，深层的样品中还见石英次生加大的硅质胶结。

胶结类型均以孔隙式胶结为主，偶见晶粒镶嵌型胶结。

风化程度深~中等，浅层以点接触为主，深层以线~点接触为主。

23-1油田岩心全岩X-射线衍射分析表明，粘土矿物含量占岩心成分的3%～29%，相对较低。

粘土矿物成份主要为高岭石（占17～63%）、其次为伊利石（17～43%）、伊-蒙混层（1～41%），同时见少量绿泥石。

一.3.223-2油田

23-2储层岩性主要为细～中粒长石石英、长石岩屑砂岩。

砂岩成份主要为石英（平均占75.6%），其次为长石（平均占15.5%）、岩屑（平均占8.8%）。

胶结类型以孔隙式胶结为主，胶结物含量0.5%～11.5%，以泥质胶结为主，泥晶结构菱铁矿其次，局部铁方解石、铁白云石胶结严重，个别样品有白云石、硬石膏、黄铁矿和自生粘土胶结物。

粒径0.126～0.299mm，风化程度以中度为主，少量深～中，分选中等，次棱～次圆状，点接触为主，少量点—线接触。

EP23-2-1d井X-射线衍射分析表明，石英含量相对较高（41.2%～87%）。

粘土矿物成份主要为高岭石（占18～46%）、其次为伊利石（26～41%）、伊-蒙混层（13～37%）和绿泥石（11～23%）。

一.3.323-7油田

23-7储层岩性主要为细～中粒长石岩屑、岩屑长石砂岩。

砂岩成份主要为石英（平均占67%），其次为岩屑（平均占17%）、长石（平均占16%），少量云母。

胶结类型以孔隙式胶结为主，胶结物含量0.2%～30%，以泥质胶结为主，菱铁矿其次，局部铁方解石胶结严重，个别样品有方解石、黄铁矿和少量石英加大、自生粘土胶结物。

粒径0.03～1mm，风化程度以浅～中度为主，少量中～深，分选中等，次棱～次圆状，点接触为主。

EP23-7-1井X-射线衍射分析表明，粘土矿物含量相对较低（一般小于2%）。

粘土矿物成份主要为高岭石（占20～62%）、其次为伊-蒙混层（20～42%）、伊利石（14～35%），同时见少量绿泥石。

一.3.418-1油田

18-1油田储层属于三角洲前缘沉积，储层物性较好。

EP18-1-2D井在HJ2-21层进行了一次常规取心，从17块岩心的常规岩心分析结果来看，岩心孔隙度主要分布在≥25%的区间内，最大孔隙度为37.3%，最小为15.0%，平均为28.2%，为中～高孔隙度；岩心渗透率主要分布在50～500mD之间，最小渗透率15.2mD，最大渗透率3703.0mD，平均渗透率1179.9mD，以中～高渗为主，储层物性好。

18-1油田油层测井解释平均孔隙度23.7～33.7%，平均渗透率130.3～1243.1mD，总体上是属于中～高孔隙度、中～高渗储集层，仅HJ2-12为特高孔、特高渗层。

一.4地层压力系数及地温梯度

一.4.123-1油田

EP23-1-2井在主力油层ZJ1-12层进行了DST测试，测试结果原始地层压力为19.791MPa。

在其它油层，根据EP23-1-1井FET测压和EP23-1-2井MDT测压资料，地层压力在18.791～25.401MPa之间。

压力梯度为0.97MPa/100m，压力系数1.007～1.012之间，属于正常压力系统。

以海底温度为20℃计算，23-1油田地温梯度为4.14℃/100m，结合24-2油田和18-1油田地层温度资料，地区区域地温梯度为4.18℃/100m。

23-1油田地层压力、温度曲线见图1.4-1。

图1.4-123-1油田地层压力、温度曲线图

一.4.223-2油田

通过EP23-2-1d井的RCI测压资料表明，各油层的地层压力在12.210～16.014MPa，压力系数为1.014～1.022，压力梯度为0.978MPa/100m，属于正常压力系统。

由于23-2油田没有进行DST测试，地层温度主要是通过RCI测试获得，地层温度为71.80～83.95℃。

结合23-1、24-2以及周边的18-1油田的地层温度资料，综合分析得到地区区域地温梯度4.18℃/100m。

23-2油田地层压力、温度曲线见图1.4-2。

图1.4-223-2油田地层压力、温度曲线图

一.4.323-7油田

EP23-7-1井MDT测压地层压力在17.346～23.541MPa之间。

压力系数为1.0088～1.0148之间，压力梯度为0.98MPa/100m，属于正常压力系统。

由于23-7油田没有进行DST测试，主要利用地区23-1油田、24-2、18-1油田DST测试时的地层温度，以海底温度为20℃计算，得到的地区的地温梯度为4.18℃/100m。

23-7油田地层压力、温度曲线见图1.4-3。

图1.4-323-7油田地层压力、温度曲线图

一.4.418-1油田

EP18-1-2D井进行了两次DST测试，DST#2测试的是HJ2-21，DST#3测试的是HJ2-15/HJ2-16/HJ2-17（三层合试），从测试结果得到原始地层压力为12.74～13.519MPa。

从两口井的测压资料得到,地层压力在12.141～32.783MPa之间，地层压力系数主要分布在1.003～1.020之间，地层压力梯度约为0.98MPa/100m，为正常的压力系统。

从原油高压物性分析得到，饱和压力为1.48～1.60MPa，地饱压差为10.575～12.946MPa。

利用EP18-1-1A井和EP18-1-2D井的DST测试得到的油层中部的温度资料，以海底温度为20℃计算，18-1油田的地温梯度为4.22℃/100m。

结合24-2油田和23-1油田的DST测试地层温度资料，得到地区区域地温梯度4.18℃/100m。

18-1油田的地温梯度与地区的地温梯度非常接近，因此采用地区的区域地温梯度4.18℃/100m作为本油田的地温梯度。

18-1油田地层压力、温度曲线见图1.4-4。

图1.4-418-1油田地层压力、温度曲线图

一.5流体性质

一.5.123-1油田

从EP223-1-1和EP23-1-2两口井地面原油分析和PVT分析表明，23-1油田原油性质较好，为低密度、低粘度、高含蜡量和低含硫的轻质油。

（1）地面原油性质

地面原油密度：

0.803g/cm3～0.820g/cm3（20℃）；

地面原油粘度：

2.89mPa.s～3.34mPa·s（50℃）；

含蜡量：

26.31%～27.32%；

凝固点：

25～30℃；

含硫量：

0.01%～0.05%；

胶质+沥青质：

2.45%～7.1%；

（2）地层原油性质

地层原油密度：

0.771g/cm3～0.804g/cm3；

地层原油粘度：

1.68mPa·s～2.41mPa·s；

原始溶解气油比：

5.0m3/m3～9.4m3/m3；

原始体积系数：

1.071～1.077；

饱和压力：

1.500MPa～2.400MPa；

一.5.223-2油田

（1）重质油原油性质

EP23-2-1d井在HJ1-06层的取样点为1266.4m（TVD），高压物性和原油地面分析结果表明，该层原油为重质油，表现为高密度、中等粘度，低溶解气油比，低含硫等特点。

1）地面原油性质

地面原油密度：

0.926g/cm3（20℃）；

地面原油粘度：

43.63mPa.s（60℃）；

含蜡量：

2.64%；

凝固点：

＜0℃；

含硫量：

0.15%；

胶质：

10.17%；

沥青质：

2.60%。

2）地层原油性质

地层原油密度：

0.894g/cm3；

地层原油粘度：

28.86mPa.s；

原始溶解气油比：

4.6m3/m3；

原始体积系数：

1.035；

饱和压力：

1.870MPa。

（1）轻质油原油性质

EP23-2-1d井在HJ2-16层的取样点为1643.0m（TVD），高压物性和原油地面分析结果表明，该层原油为轻质油，表现为低密度、低粘度，低溶解气油比，低含硫等特点。

1）地面原油性质

地面原油密度：

0.835g/cm3（20℃）；

地面原油粘度：

3.50mPa.s（60℃）；

含蜡量：

16.38%；

凝固点：

13℃；

含硫量：

0.07%；

胶质：

4.02%；

沥青质：

0.93%。

2）地层原油性质

地层原油密度：

0.778g/cm3；

地层原油粘度：

1.65mPa.s；

原始溶解气油比：

12.4m3/m3；

原始体积系数：

1.071；

饱和压力：

2.390MPa。

地面原油和高压物性分析结果表明，23-2油田的原油性质具有随埋深增加，油品逐渐变好的趋势。

一.5.323-7油田

23-7油田主要分布为轻质油，取样层位和深度自下而上分别是ZJ1-29（2116m，TVD）、ZJ1-38（2243m，TVD）、ZJ1-41（2265.1m，TVD）共3个层位。

地面原油分析和PVT分析表明，各层位原油性质较好，表现为低密度、低粘度、低溶解气油比、高含蜡量和中凝固点、低含硫、低胶质特点。

（1）地面原油性质

地面原油密度：

0.817g/cm3（20℃）；

地面原油粘度：

2.98mPa.s（50℃）；

含蜡量：

18.92%，含蜡较高；

凝固点：

26℃；

含硫量：

0.05%，为低含硫原油；

胶质：

3.35%；

沥青质：

1.2%。

2）地层原油性质

地层原油密度：

0.768g/cm3～0.775g/cm3；

地层原油粘度：

1.8mPa.s～3.1mPa.s；

原始溶解气油比：

8.3m3/m3～12.6m3/m3；

原始体积系数：

1.067～1.077；

饱和压力：

1.97MPa～2.80MPa。

一.5.418-1油田

18-1油田对韩江组油层的样品进行了地面原油物性分析，

（1）地面原油性质

从EP18-1-2D井地面原油分析结果来看，HJ2-11到HJ2-23层的原油具有高密度、低含硫的特点，属于重质油。

地面原油密度（20℃）：

0.948～0.956g/cm3

地面原油粘度：

334.0～411.5mPa.s（50℃）

凝固点：

<0℃

含硫量：

0.18～0.19%

沥青质：

5.58%

2）地层原油性质

地层原油密度：

0.919～0.935g/cm3

地层原油粘度：

111.18～277.77mPa.s

原始溶解气油比：

2.7～3.6m3/m3

原始体积系数：

1.027～1.032

饱和压力：

1.48～1.60MPa

地面原油分析和高压物性分析结果表明，18-1油田韩江组油层的原油性质随埋深增加变化不大，为重质稠油。

采用苏林分类法对地层水进行分析，为CaCl2水型。

一.6探井及周边开发井情况总结分析

23-1/2/7/18-1油田目前共钻井多口，含周边油田已钻探井情况总结见表1.6-1。

表1.6-1探井情况统计表

井名

EP18-1-2d

EP22-2-1

EP23-1-1

EP23-1-2

EP23-2-1d

EP23-3-1d

EP23-5-1

EP23-6-1

EP23-7-1

钻井平台

海洋石油941

南海5号

南海6号

海洋石油941

南海5号

开钻日期

2011-11-24

2005-8-3

2005-2-20

2011-8-5

2011-6-8

2012-3-30

2010-7-6

2010-8-7

2010-6-11

完钻日期

2011-12-23

2005-8-18

2005-3-5

2011-8-25

2011-7-16

2012-4-12

2010-8-2

2010-8-19

2010-6-24

建井工期d

76.13

23.8

24.86

60.67

22.94

31.89

19.11

完钻井深m

3418

2060

2923

2905

3900

2856

2603

2576

2798

完钻地层

组

珠江组

珠海组

组

珠江组

珠海组

套管程序

30"

190.84

178.8

175.73

193.98

194.68

192.82

168.5

172.7

172.53

13-3/8"

694

603.62

705.82

698.7

697.2

844.5

604.75

650.1

650.48

9-5/8"

1596.66

2898

2895

3415

泥浆体系

36"

海水般/土浆

水基钻井液

海水般/土浆

17-1/2"

海水般/土浆

海水般/土浆（16"）

水基钻井液

海水般/土浆

12-1/4"

PDF-PLUS/KCL

PDF-PLUS/KCL（97/8"）

PDF-PLUS/KCL

使用密度

36"

1.06

1.05

1.07

1.06

1.07

1.06

1.07

17-1/2"

1.07

1.06

1.05

1.07

1.06

1.07

1.06

1.08

1.07

12-1/4"

1.07-1.12

1.08-1.28

1.06-1.14

1.07-1.14

1.08-1.13

1.06-1.15

1.07-1.13

1.08-1.13

8-1/2"

1.13-1.2

23-1/2/7/18-1油田已钻井在钻遇新近系韩江组、第四系粤海组遇阻，以及珠江组有阻卡事故发生。

遇阻这些层段都含有厚泥岩层或泥岩砂岩互层，泥岩易水化膨胀，导致掉块和缩径，特别是珠江组为厚层灰色泥岩、砂质泥岩砂岩呈略等厚互层，钻井过程中阻卡发生频率高；遇阻事故发生频率较高。

在某些探井中进行了地漏实验，实验数据见表1.6-2。

表1.6-223-1/2/7油田地漏实验结果汇总表

井名

测试深度m

漏失当量密度（g/cm3）

折算破裂压力当量密度（g/cm3）

EP18-1-2d

702

1.721

1603

1.7

EP23-1-1

716

1.44（未漏）

EP23-1-2

704.5

1.674

EP23-2-1d

697.2

1.65

EP23-7-1

662

1.44（未漏）

各井套管程序及钻遇地层情况见图1.6-1。

图1.6-123-1/2/7油田探井井身结构及钻遇地层图

各井段的机械钻速统计情况见图1.6-2至1.6-4。

图1.6-2区域探井17-1/2″井段机械钻速统计

图1.6-3区域探井12-1/4″井段机械钻速统计

图1.6-4区域探井8-1/2″井段机械钻速统计

一.7腐蚀预测及防腐措施

CO2腐蚀主要是由于地层中的CO2溶于水生成碳酸而引起的化学反应所致。

CO2腐蚀主要受CO2分压、温度、流速、Cl-等因素的影响。

其中，CO2分压的大小是影响腐蚀的主要因素。

根据CO2分压的大小，一般可确定是否存在腐蚀：

分压超过0.21MPa，有腐蚀；当分压低于0.021MPa时，腐蚀可以忽略；当分压为0.021MPa～0.21MPa时，腐蚀可能发生。

钻井和测试过程中均未发现H2S。

根据油藏配产及压力数据，井筒内基本不脱气。

含水快速上升后，分压下降较快。

根据油藏配产及压力数据，井筒内基本不脱气。

含水快速上升后，分压下降较快。

表1.7-123-1/2/7油田腐蚀性流体分压计算表

井号

井段

层位

地层压力（MPa）

温度（℃）

饱和压力（MPa）

伴生气CO2含量（%）

井流物CO2含量

伴生气分压（MPa）

井流物分压（MPa）

EP23-1-2

2126.5

珠江组

20.7

103.6

1.48

14.64

0.69

0.22

0.14

EP23-1-2

1976

19.8

99.4

2.2

7.78

0.65

0.17

0.13

EP23-2-1D

1643

韩江组

16.0

81.5

2.39

1.88

0.17

0.04

0.03

EP23-2-1D

1266.4

12.2

71.8

1.87

0.69

0.03

0.01

0.00

EP23-7-1

2243.0m

珠江组

22.0

99.0

2.8

16.28

1.71

0.46

0.38

EP23-7-1

2116.0m

20.7

95.0

1.97

10.58

0.73

0.21

0.15

对周边的已开发油田采用的油套管情况也进行了统计分析。

表1.7-2周边在生产油田采用油套管情况总结

油田

主要开发层位

腐蚀性流体分压情况

原采用的管材情况

生产井情况

西江24-3

珠江组

CO2：

0.1-0.4MPa

碳钢

使用碳钢油套管发生腐蚀穿孔情况严重

油层温度在80℃以上

氯离子含量20379ppm

番禺4-2/5-1

珠江组

CO2：

0.1~0.65MPa

碳钢油管+1Cr套管

碳钢油管在较短的时间内（1.5年左右）发生了严重腐蚀

H2S：

（0.1~1.4）*10-3MPa

PCO2/PH2S>100

油层温度：

75˚~110˚

所有井CO2和H2S并存

氯离子含量21000mg/L

番禺4-2/5-1调整井

珠江组

珠海组

韩江组

CO2：

0.06MPa～0.42MPa（PY4-2）0.12MPa～0.40MPa（PY5-1）

3Cr材质油管和套管

油层温度：

82˚~110˚

所有井CO2和H2S并存

24-2

珠江组

韩江组

CO2：

0.1-0.52MPa

3Cr材质油管和套管

23-1/2/7油田沿井筒的CO2分压情况见图1.7-1。

图1.7-123-1/2/7油田沿井筒的CO2分压情况图

图1.7-223-1/2/7油田防腐材料选择图版

根据防腐设计指南，进行了23-1/2/7油田防腐材料选择图版的比对，见图1.7-2。

计算了各层位的腐蚀速率及选择的管材，见表1.7-3。

表1.7-323-1/2/7油田各层位的腐蚀速率及选择的管材

开发井

垂深

储层温度

CO2分压

材质

年腐蚀速率

腐蚀裕量

℃

MPa

mm/a

EP23-1-A01

2126.3

109

0.22

3Cr

0.043

0.473

EP23-1-A02

2458.43

123

0.22

3Cr

0.039

0.429

EP23-1-A03

2575.47

128

0.22

13Cr

EP23-1-A04H

2074.73

107

0.17

3Cr

0.037

0.407

EP23-1-A05H

1982.34

103

0.17

3Cr

0.038

0.418

EP23-1-A06H

1989.17

103

0.17

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