某油田区开发可行性研究工作成果汇报(PPT 37页).ppt

汇报安排,(一)项目综述:刘伟(二)地质油藏:王勇(三)钻井采油:于继飞(四)油田工程:刘伟(五）工程经济:刘英韬,中海石油北京研究中心刘伟2009年11月,锦州25-1油田南区开发可行性研究工作成果汇报项目综述,（一）项目历程（二）油田概况（三）面临问题（四）工作思路（五）推荐方案（六）内审专家意见及回复（七）投资估算与经济评价（八）初步结论,汇报提纲,项目历程,可行性研究范畴锦州25-1油田南区开发南区开发系统工程方案可能依托的已建设施能力核算和改造：锦州25-1原油缓冲、外输系统锦州25-1南TEG脱水系统及增压系统锦州25-1南原油脱水、缓冲、外输系统锦州25-1南生产水处理与注水系统锦州25-1南至绥中终端94km海底管线绥中终端2座5104m3储油罐绥中终端外输码头能力旅大10-1原油脱水、缓冲、外输系统旅大10-1至绥中终端59.2km海底管线“明珠号”使用初步评估与改造,项目历程,2008年第11月：5日，接受分公司委托，地质油藏专业开始跟踪、分析、消化勘探工作成果，并直接参与储量研究报告编制工作。2008年第12月：3日，中心下达项目经理任命。组建项目组，项目正式启动。2009年第1月：15日，天津分公司对项目命名进行修改，由“锦州25-1油田南区6、10D、11、14、15井区前期研究”改为“锦州25-1油田南区前期研究”。2009年第2月：12日，项目可行性研究开工会和方案研讨会。13日，项目进展、工作计划和存在问题汇报会（天津分公司领导），会上确定锦州25-1油田7井区纳入到锦州25-1油田南区开发。2009年第3月：13日，聘请地质油藏专家就油田开发大思路进行研讨会。2009年第4月：24日，聘请中心专家就油田开发工程方案大思路进行研讨会。,项目历程,2009年第5月：13日，聘请有限公司开发生产部、工程建设部、天津分公司开发部、锦州25-1南油田开发项目组及中心领导和专家就油田开发工程方案大思路进行研讨会，会议原则同意将锦州25-1油田南区的10D、14、15井区与锦州25-1南油田的1、8井区进行联合开发的方案。15日，项目进展、工作计划和存在问题汇报会（天津分公司领导）。2009年第6月：22日，研究中心技术支持部组织地质油藏专家对锦州25-1油田南区地质油藏开发方案可行性研究进行内部审查。2009年第7月：23日，分公司组织地质油藏专家对锦州25-1油田南区地质油藏开发方案可行性研究进行审查，专家要求进行进一步细化工作。,项目历程,2009年第9月:3日，分公司再次组织地质油藏专家对锦州25-1油田南区地质油藏开发方案可行性研究进行审查。2009年第10月：15日，研究中心和天津分公司组织地质油藏、钻完井与采油、工程等方面专家对锦州25-1油田南区开发方案可行性研究进行联合内部审查。2009年第11月:3-4日，有限公司开发生产部组织地质油藏、钻完井与采油、工程等方面专家对锦州25-1油田南区开发方案可行性研究进行审查。,项目历程,可行性研究联合内审会主要结论总体上认为：中心项目组完成的锦州25-1油田南区开发可行性研究，依托周边现有管线外输的工程方案符合区域开发设想，平台设置两座，并分别兼顾锦州25-1油田与锦州25-1南油气田的7井区与1、8井区是符合综合区域设想和经济相应提案的。钻采、工程方案技术可行，安全环保职业卫生以及节能措施完善，投资估算和经济评价正确，内容和深度已达到了可行性研究要求，同意项目上报申请有限公司审查,项目概述设施布置,以锦州25-1南区为基础东北距：锦州25-1CEP约6.1km南距：锦州25-1南CEP约9.5km平均水深：23m冬季有海冰覆盖,油田：6、11、12、10D、14、15、7井区动用储量：原油3525104m3天然气45108m3储量的75%在6、7、11、12井区,油田构成,面临难题,难题一：,面临诸多地质复杂性和不确定性,难题二：,如何充分利用天然能量，均衡开采达到较高采收率,难题四：,与依托项目实施进度不一致，如何能经济有效的借助被依托项目开发本项目,15井区为带气顶的窄油环，地层构造幅度大，断层发育，开发难度大6井区和11井区高部位油层厚度大（油层有效厚度50m以上），开发时层间干扰严重，缺乏海上油田大厚油层开发的相关经验；主体区的纯油区范围小，油水过渡带范围大,难题五：,生产系统与平台空间如何应对周边可能存在的潜力,难题三：,钻完井如何穿越大断层开发1、8井区,降低地质油藏风险、提高开发效果合理钻完井方式，降低开发投资优化工程系统方案，降低开发投资,工作思路,项目经济效益（主线）结合油田开发要求,工作思路,开发设计原则：动用优质储量，以主体区（6、11、12、10D、14井区）为主，带动周边其它区块和区域的开发（7井区和15井区）；油藏采用人工注水方式保持地层压力在饱和压力以上开发；以定向井开发为主，油层单一的较薄部位利用水平井或大斜度井开发。根据滚动评价开发的原则，优先动用已落实的探明储量和可靠程度高的控制储量，兼顾评价剩余控制储量。尽量依托周边已建海上工程设施；在技术可行的前提下，尽量降低工程投资，以提高油田开发的经济效益；采用先进、成熟和实用技术，简化平台功能和设施;可靠的自动化和通信系统，以保证区域油田生产平稳；,工作思路,降低地质油藏风险、提高开发效果主体区开发带动周边小区快，增产提效,考虑动用50%控制储量：84104m3,工作思路,优化油藏方案，提高单井产能，降低开发费用,减少钻11025万元IRR提高1.85%,不含设备费,优化油藏方案，6/11井区沙二段分段开发提高采收率,11井区高部位油层有效厚度在50m以上，属于大厚油层考虑在油层较厚的高部位分两套层系开发，减小层间干扰的影响，提高低渗透层的采收率,3口井开发上层系,JZ25-1-11,3口井开发下层系,物性差,物性好,工作思路,优化平台位置，力求钻井与工程效果最佳打破油田区域界线，实现2个油田局部联合开发,独立开发2座平台节省近700万投资和约500万/年操作费NPV多500万元联合开发节省约9000万投资和约500万/年操作费IRR提高0.9%,工作思路,合理钻完井方式降低费用，满足投产要求,钻完井机具优化,钻井船,模块钻机,B平台36口井14预留钻井船+修井机:13.88亿工程设施:17.09亿合计30.97亿,B平台平台钻机:11.66亿工程设施:17.30亿合计28.96亿,C平台20口井20预留支持船+修井机:7.69亿工程设施:8.13亿合计15.82亿,C平台平台钻机:7.71亿工程设施:8.36亿合计16.07亿,B模块钻机省钻完井费约2亿C支持船+修井机节省约0.25亿后期大量调整井,支持船+修井机,工作思路,油藏与工程充分结合，降低开发投资,依托周边油气田，最大限度利用已建硬件设施根据依托管线裕量指导油藏配产灵活调整油田投产时间（JZ25-1S2012C、14年B）管线能在较长时间内满负荷运行，节省投资与操作费延缓或不带水上绥中终端,工作思路,优化工程系统方案，降低开发投资,天然气的去向：,原油的去向：,依托锦州25-1南，弥补供气规模,电力：锦州区域网电或网电+自发电,工作思路,工程系统方案依托开发方案一：依托锦州25-1南至绥中36-1终端管线方案二：依托旅大10-1至绥中36-1终端管线方案三：依托锦州9-3沉箱独立开发方案四：利用“明珠号”，即井口平台+FPSOa：“明珠号”系泊于锦州25-1油田南区b：“明珠号”系泊于金县1-1油田方案五：储油平台，即生产平台储油平台方案六：新建锦州25-1油田南区至绥中36-1终端管线方案七：新建FSO系泊于金县1-1,内审纪要与专家意见回复,纪要意见与回复1进一步细化浮托法和吊装法的工程方案和经济比选，推荐合理的施工方案，以利于专家和领导的决策。回复：已按照意见开展进一步比选工作，增加数据和论证。2CEPB大平台拆分成栈桥连接的两个平台的施工方案更加灵活，生产管理更加有利，请加强对推荐方案的论述和说明。回复：报告已完善对推荐方案的论述和说明3目前制定的注水指标工程上实施起来有困难，请油藏钻采专业开展放宽注水指标的可能性的研究。并在油田污水处理系统上留有一定余量。回复：需要进行专门的专题研究，本项目暂无法开展。可研阶段根据油田最大产量，水处理系统取1.4设计系数，已经为以后的生产做了适当预留。4考虑不同规模的油田报批程序和资源税不一样，请项目组进行油田规模和油田命名的专题研究。回复：经济专业针对专家意见已经做了专题研究，目前按照CEPB与锦州25-1为一个油田，WHPC与锦州25-1S为一个油田，并以此为基础计算矿费。,内审纪要与专家意见回复,专家主要意见与回复1.吊装应主要考虑浮吊跨距、海上动力放大系数，并结合已完工平台实际重量与可研阶段的重量比较（合理跌则系数）来迭取。回复：经过细致计算，已提出新的甲板组块吊装方案2.CEPB外输压缩机建议评估一个采用电动机驱动的方案。回复：经与厂家沟通，设计外输压缩机采用电动机驱动3.由于锦州25-1CEP6.3kw中压盘短路容量限制需考虑分段运行将造成生产操作的的方便，可各评估一下WHPC的电力由锦州25-1CEP供电的可能性。即油田群组网方案应充分考虑未来生产操作的实际需要，应尽量避免JZ25-1SCEP平台中压盘分段运行的情况出现回复：,内审纪要与专家意见回复,专家主要意见与回复回复：目前海上油田已建的电力组网项目均存在发电机端母排短路容量超出规范允许范围，而解决该问题的方式有2种：1、采用分段运行的方式，改造工作量最小，不需增加设备费用，简单易行。2、需在JZ25-1SCEP发电机端母排处增加快速限流器。需要增加2面开关柜（1000*1340*2200）电抗器等设备，仅设备费用约200万人民币且改造工作量较大。到目前为止，没有了解到运用实例。关于WHPC电源由锦州25-1CEP供电在汇报PPT做过方案比较。该方案仍存在发电机端母排短路容量超出规范允许范围发电机端母排短路容量超出规范允许范围,内审纪要与专家意见回复,专家主要意见与回复4.建议C平台钻机设置采用灵活的方式回复：已对平台模块钻机、钻井船+修井机、5000m井架式修井机+多功能支持船等不同钻井方式进行比选，推荐修井机+多功能支持船。5.注水标准方案工程与钻完井一起讨论。同时，工程应论证式类比现流程可达要求的依据。回复：已于钻完井专业沟通，油田油藏渗透率为122mD177mD，并且因为是新油田投产，因此适用SY/T5329-94中B1级标准。本油田油品属于轻质油品，工程上考虑的流程为旋流+气浮+核桃壳过滤+双介质过滤，经过对比分析，认为可以达到B1注水指标的要求。如果钻采专业论证能够适当放宽注水指标，该流程可以考虑优化。,油井:39口注水井:16口水源井：2口预留井槽：34个,开发井:57口,WHPB布井:36口,油田布置1座中心平台CEPB、2座井口平台WHPB&WHPC,CEPB与WHPB栈桥连接,推荐方案油藏,CEPB+WHPB,WHPC布井:20口,WHPC,动用储量原油：3525104m3天然气：45108m3,开发方式：注水,WHPA布井:1口,平台归属WHPB、CEPB锦州25-1油田WHPC锦州25-1南油田,推荐方案,推荐方案-钻完井及采油,完井方案：,定向井：套管射孔管内简易防砂水平井:优质筛管简易防砂水源井：优质筛管,机采方式：,电潜泵,B平台位置：X=587463.29(E)，Y=4464930.59(N)C平台位置：X=589834.18(E)，Y=4459738.97(N),钻井方案：,生产井、修井和调整井：B平台模块钻机C平台钻井船预钻（5口）+5000m井架修井机+多功能支持船,推荐方案-工程系统方案（1）,工程系统方案,方案一：依托锦州25-1南至绥中36-1终端管线（推荐）方案二：依托旅大10-1至绥中36-1终端管线（备选）,主要流程及产品,原油经二级分离稳定处理，合格原油经海管送绥中终端储运销售；（进入锦州25-1南外输系统）天然气增压后海管输送到锦州25-1中转到锦州25-1南脱水，再外输至营口陆上终端；（富余天然气）生产水处理合格后回注地层；产品：脱水稳定合格原油；饱和水天然气；合格生产水,WHPB,CEP,WHPA,WHPC,12，5.2km,1285km,营口气终端,锦州25-1油田,气管线去JZ20-210,28km,锦州25-1南油田,锦州25-1南区,CEP,WHPA,8&6，6.5km,8&10，12.8km,一座中心平台；一座井口平台一条输气管线；一条输油管线；一条集输管线二条海底动力/控制复合电缆JZ25-1WHPA/CEP平台依托改造JZ25-1SCEP平台依托改造,推荐：依托锦州25-1南至绥中36-1终端管线,12，94km绥中终端,WHPB,电缆5.9km,电缆5.2km,工程系统方案,联合开发C平台仍为JZ25-1SWHPC产出物直接输往JZ25-1SCEP,已有预留,CEPB,工程设计规模：,海上施工方案：,JZ25-1WHPB、CEPB浮托JZ25-1SWHPC吊装,推荐方案-工程系统方案（2）,投资估算与经济评价,投资及操作费（人民币）：,预期经济效益：,初步结论（1）,可研推荐（备选）方案兼顾了油田项目效益、实现公司原油产量目标以及开发地质效果等各种综合因素。油藏开发方案技术可行，油气利用率高。高峰年生产原油152104m3、天然气1.9108m3。钻完井策略技术及采油工艺方案先进、成熟、实用和可行；作业机具