中国石油工程设计大赛答辩课件D5

作品编号：16161002方案设计类作品综合组THE

6TH

CHINA

PETROLEUM

ENGINEERINGDESIGN

COMPETITION第六届中国石油工程设计大赛油藏工程13采油工程汇报提纲HSE与经济评价5油田开发工程42钻井工程地理概况水深1350-1525m，属深海区块研究工区距离最近港口油库120海里海域主导风向和主浪向为NE，次主风向和次主浪向S海域概况表层水温17-29℃，底层水温2-3.5℃1区块概况目标区块位于某海域，工区面积约5.5km2油藏工程油藏工程2油藏地质——地层特性自上而下揭示的地层层系包括：第四系A组，新近系B1组、B2组，古近系C1组、C2组，C2组CPEDC2、CPEDC3段是主力含油层系。CPEDC1段地层厚度60.5～157.0m，以褐灰色泥岩为主，夹灰质页岩，局部见薄层泥质白云岩，为一套特殊岩性段。CPEDC2段地层厚度41.5～115.0m，上部为褐灰色泥岩夹粉砂岩；下部灰色泥岩与浅灰色细砂岩、含砾中粗砂岩不等厚

互层。CPEDC3段（未穿）上段缺失中段地层厚度204.5～746.5m，岩性以巨厚层浅灰色、褐灰色泥岩为主，在泥岩中部发育一套单井厚度18.5～166.5m的储层，为本油田的主要含油层系。下段

红褐色泥岩与白灰色灰质粉砂岩不等厚互层油藏工程3井-4井-5井地层对比图3井5井4井2油藏地质——地层特性CPEDC3段地层由构造高部位3井向构造低部位5井与4井增厚油藏工程2油藏地质——构造特征构造形态为一被断层复杂化、北东走向的半背斜构造。CPEDC3段油层顶面构造图东侧边界断层，呈北东走向，贯穿整个油田，该断层控制了该区构造和沉积演化北东东走向的断层，呈雁行排列，断距180～740m，延伸距离4.3～6.4km更次一级断层，断距小，延伸距离短，使构造进一步复杂化该地区发育三组断层：流体特征油•密度845.9kg/m3,粘度1.28mPa·s，凝点5℃，含蜡量7.7%硫元素摩尔分数0.12%，气油比66.3m3/m3，体积系数1.2293轻质、低粘、低含硫、中含蜡、CPEDC3段为常规黑油油藏气•气油比8159.2m3/m3,偏差因子0.8213，最大反凝析压力8MPa凝析油密度0.7385g/cm3低含凝析油、CPEDC2段为带油环的凝析油气藏水•矿化度21063mg/L，PH=8.4，Ca2+、Cl-含量高盐水、弱碱性、CaCl2型渗流特征油藏工程2油藏地质——流体特性油藏工程孔隙度分布范围孔隙度平均值渗透率分布范围平均值渗透率CPEDC24.5～40.1％22.5％0.1～1687.8mD267.9mDCPEDC39.8～34.8％21.3％0.2～3535.1mD382.3mD排驱压力饱和度中值压力平均孔喉半径毛细管压力曲线类型CPEDC20.013～0.298MPa0.112～2.433MPa0.811～7.481μm以粗歪度为主CPEDC30.013～0.997MPa0.098～15.529MPa0.198～13.52μm以中～粗歪度为主2油藏地质——储层物性岩心分析资料该区孔隙度和渗透率有较好的相关性，为中孔中渗储层储层物性统计表4井区3井区油藏工程2油藏地质——储量评价纵向分五个单元开展含油面积图的编制；依据试油与电测解释的油水层、油柱高度及储层变化划定含油边界；

3井区为主力含油断块，CPEDC3段为纯油藏、CPEDC2段为带油环凝析气藏；4井区主要发育CPEDC2油藏，计算该区原油储量699.4万吨，凝析气6.12亿方。断块4井区断块3井区断块合计层段CPEDC2CPEDC3CPEDC2CPEDC3凝析油气地质储量凝析油地质储量（104t）0.2807.507.7油环油地质储量（104t）20.59042.37062.68黑油地质储量（104t）80.400548.6629总计101.2950.1548.6699.4容积法计算参数计算值评价结果储量规模699.36（万吨）小型油田储量丰度43.22（10t/km）低丰度油藏产能34-131（t/km.d）中高产能计算地质储量（×104t）拟合地质储量（×104t）相对误差699.36755.207.09%该区油藏属于深海、小型、低丰度、中高产能油气藏储量评价计算储量与数模拟合储量相对误差7.09%储量拟合2油藏地质——储量评价油藏工程油藏工程3油藏工程——采收率预测3油藏工程——井网密度32.6%28.2%30.4%谢尔卡乔夫公式勘探院经验公式13.1口/km26.35口/km2经济合理井网密度7口/km2合理井距为350-400米配产原则：米采油指数—采用试油实测值，取1/3作为米采油指数取值;生产厚度—考虑油层连通状况,一般取储量计算厚度的80%;生产压差—考虑地饱压差、试油生产压差，同时考虑油井产量、抽油方式、井深及所选泵型确定对应不同含水的合理生产压差油藏工程3油藏工程——单井配产合理配产层段CPEDC2CPEDC3合理配产直井26.84~55m3/d95~165m3/d考虑到储层横向变化与油田较长时间稳产，CPEDC3段油井配产100-110t/d；保证合理压差与采气速度3-4%，气藏无阻流量1/5~1/7，CPEDC2段气井配产

4×104m3/d。油藏工程4地质建模——构造模型与属性模型构造层面图三维地质建模构造图孔隙度分布图渗透率分布图油藏工程4地质建模——网格模型根据工区面积、地层厚度以及开发井网平均井距的大小，确定平面网格精度为20×20m，平面网格分布为93×144，纵向上划分为29个网格。因此，该地质模型的总网格数为388368个。网格化2D图网格模型5数值模拟——布井方案①

以经济效益为中心，整体部署分批实施；②

优先投产储量规模大、产能高的断块；③

充分利用现有井场，一套井网为主，局部两套井网；④

主体区先开发CPEDC3段油藏，后开发CPEDC2油环（要保持油气区压力平衡）；⑤

油藏采用注水开发，凝析气藏采取天然能量开发。根据上述原则，部署了3种开发方案进行优选井口位置布井方案开发方式方案一P8CPEDC3重新布置了7口生产井，构造边部3口水井；CPEDC2层段布置2口井CPEDC3层段三注七采方案二Well3CPEDC3重新布置了4口生产井，老井利用1口，构造中部2口水井；CPEDC2层段布置2口井CPEDC3层段两注五采方案三Well3重新布置了7口生产井，老井利用1口，无注水井；CPEDC2层段布置2口井七采（天然能量开发）油藏工程油藏工程5数值模拟——布井方案方案一井网部署图方案二与方案三井网部署图CPEDC2布置2口油气井Pg2Pg1油藏工程累产油—时间注采系统累产油（104t）采出程度方案三八采12717.5%方案二二注六采20728.5%地层压力—时间5数值模拟——指标预测与优选方案二与方案三相同井网，初期区块产量相同，但方案二注水效果好方案三方案二方案三方案二油藏工程5数值模拟——指标预测与优选方案一比方案二多部署3口，单井配产相同，两个方案采出程度相近；方案一边部注水在地层较陡该区较方案二面积注水效果差；方案一初期采油速度为3.2%偏大，造成后期递减较大。注采系统累产油（104t）采出程度方案一三注八采21028.9%方案二二注六采20728.5%方案三累产油—时间方案一方案二油藏工程5数值模拟——指标预测与优选

方案二为优选方案，动用储量725万吨，共部署井位8口，老井利用1口，新井7口，主力断块形成2注5采的井网，保持年产19万吨稳产6年，20年末累产油207.4万吨，20年末采出程度为28.5%。油藏工程13采油工程汇报提纲HSE与经济评价5油田开发工程42钻井工程钻完井工程1井眼轨迹设计序号

井名井井深深一一造造斜斜段段第一一稳稳斜角扭方位（゜）垂垂深深井底位移（m）水平段长度（m）水垂比（m）第一造斜

造斜结束点

点全角变化率(゜)（m）（m）（m）（°/30m）1P13733.518702047.9317.793650542.6/0.252P23694.121502026.1316.43675256.1/0.113W13931.919602003.5315.353900355.9/0.144P43715.819501874.7315.63700244.4/0.115P83675/////36750/02060.7317.073650514.1/0.236

P6

3725.8

18907

P7

3863.0

16701877.3320.733730740.0/0.33序号

井名井深第一造斜段第二造斜段第一稳斜角扭方

位（゜）垂深井底位移（m）水平段长度（m）水垂比（m）造斜点造斜结束点全角变化率第二造斜点造斜结束点全角变化率(゜)（m）（m）

（m）（°/30m）（m）

（m）（°/30m）1P13826.9

1870

2127.23/25.723650794.5/0.362P43709.821002056.43 / 15.643675345.3/0.153P23937.021502011.53 / 16.153900383.2/0.154P63679.319901996.03 / 15.603650319.7/0.145W13876.417301887.23 / 15.723800560.7/0.246Pg3480.517001879.23

17.923400520.50.277P54140.416801999.43 / 31.9438001219.4/0.538W23716.619002015.4第3 / 17.543675383.2/0.176根据油藏工程方案开展井眼轨迹优化设计钻完井工程类型编号井型井数平均井深/m套管程序方案一方案二方案一方案二套管尺寸（in）×下深（m）第一类直井103675013-3/8''×400+9-5/8''×1500+7''×2175第二类3800m以下常规定向井643661364613-3/8''×300+9-5/8''×1450+7''×(2175~2223)第三类3800m-4100m定向井533957388013-3/8''×500+9-5/8''×1700+7''×(2347~2561)第四类4100m以上定向井010414013-3/8''×350+9-5/8''×2000+7''×(2642~2859)2井身结构设计按照丛式井井深结构设计原则，该区井型以二三类为主隔水套管采用喷射下入，入泥深度约50m。套管尺寸为24''，壁厚11.13mm，钢级为C90。套管强度：采用抗内压安全系数为1.125，抗外挤安全系数为1.125，抗拉安全系数为1.6钻完井工程井别尺寸/in公称重量

(lb/ft)钢级扣型注水井13-3/868J55BTC9-5/847N80BTC726N80BTC采油井13-3/868J55BTC9-5/847N80BTC7269CrN80BTC采气井13-5/868J55BTC9-5/847N80BTC7269CrN80BTC2井身结构设计套管设计选型结果:对注水井、采油井、采气井钢级、尺寸给出了选择其中含Cr套管为防腐蚀套管钻完井工程2井身结构设计明确了不同类型井身结构开次深度开次套管（in）钻头（in）直井井深（m）小于3800m井深（m）3800-4100m井深（m）大位移井深（m）导眼2417-1/250505050一开13-3/817-1/21905180520051855二开9-5/812-1/43005299533793795三开78-1/236753425—37353825—40204140井身结构小于3800m常规定向井井身结构3800m~4100m定向井井身结构大位移井井身结构钻完井工程3钻井平台选型名称兴旺号981南海九号OPUSTIGER1希望2号希望3号大连开拓者南海八号类型半潜半潜半潜钻井船浮式圆筒浮式圆筒钻井船半潜水深/m15003000150017003800380030001400钻深7500100007500120001200012000100007600钻井设备选择A油田选择南海九号半潜平台，兴旺号作为备选方案，选择吸力式基础抛锚4钻井液设计设计流程设计技术难点窄密度窗口

井壁稳定性差井口水合物中强水敏、酸敏浅层气发育破裂压力低地层特点低密度低固相含量与储层良好的配伍性PH值不宜过高适当的抑制性（NaCl）钻井液性能设计要求双梯度钻进水下井口

喷射下导管钻进工艺钻完井工程钻完井工程井段钻井液类型密度

(g/cm3)PV(mPa.s)YP(Pa)导眼海水1.03——17

-1/2"海水1.03——12

-1/4"KCl聚合物/聚合醇钻井液1.10-1.3525-3510-148

-1/2"油基钻井液1.25-1.3528-3612-174钻井液设计设计结果一开使用海水钻井液，二开使用KCl聚合物/聚合醇钻井液，三开使用

VERSACLEAN油基钻井液体系，油基钻井液的油水比为80:20，采用食品级白油作为基油,API失水量在3ml以内，PH7-8，固相含量5%以内。各开次钻井液配方表D1井各开次水泥浆配方表13-3/8"套管水泥浆返高泥面水泥类型“G”级水泥水泥浆密度领浆：1.44g/cm3；尾浆：1.65

g/cm3附加量不小于按钻头直径计算环空容积的150%；套管内不附加固井方法单级固井9-5/8"套管水泥浆返高首浆返至上层套管鞋以内至少，尾浆返至油顶以上至少水泥类型“G”级水泥水泥浆密度前置浆：1.50g/cm3；后置浆领浆：1.48g/cm3，尾浆：1.65g/cm3附加量不小于电测环空容积的20%，或不小于按钻头直径计算环空容积的井径的50%；套管内不附加固井方法单级双封固井7"套管水泥浆返高首浆返至上层套管鞋以内至少，尾浆返至油顶以上至少水泥类型“G”级水泥水泥浆密度1.65

g/cm3附加量不小于电测环空容积的20%或不小于按钻头直径计算环空容积的井径的40%固井方式单级双封固井钻完井工程5固井方案设计确定了不同开次（套管尺寸）的水泥浆返高、水泥浆密度、固井方式等事项。6井控方案设计钻完井工程0088

55000000层位垂深（m）原始地层压力（Psi）井口头压力级别（psi）B123903605.3632000B226604012.6632000C133205008.2863000CPEDC134005128.9685000CPEDC234805249.655000防喷C器C器PE组DC3合一：40006034.•10000psi上环形防喷器10000psi下环形防喷器2×15000psi双闸板防喷器15000psi单闸板防喷器

防喷器组合二：10000psi上环形防喷器10000psi下环形防喷器15000psi上变径闸板防喷器15000psi中变径闸板防喷器15000psi下变径闸板防喷器依据不同地层压力数据确立了两套防喷器组合钻井工程7完井方案设计完井方式优选CPEDC2、CPEDC3层段含有大量的粉砂质泥页岩，水敏特征明显，不适用于裸眼完井；设计结果：根据孔隙性油田对高孔密、深穿透射孔的要求，以及定向井、射孔段长等特点，选择TCP射孔方式。所有定向井全部采用平衡射孔负压返涌技术。使用隔板传爆技术，以增加项目的安全性和环保性。油藏工程13采油工程汇报提纲HSE与经济评价5油田开发工程42钻井工程1采油气工程设计思路及原则采油气工程采油气工艺采油气工程设计管型选择优选举升方式其他生产系统管柱结构配套技术优化水下采油树系统生产管柱水下生产系统设计低成本、高效益成熟技术和先进技术2生产管柱选择采油气工程C2层的采气井油管选用1-1/2″尺寸9Cr管材；

C3层的高产油井油管选用4-1/2″尺寸的1Cr管材；其他油井选用3-1/2″尺寸的1Cr管材；注水井管柱选用3-1/2″尺寸的普通碳钢管材。油管选择结果汇总表采油气工程2生产管柱选择采油井管柱结构采油管柱结构图注水井管柱结构注水管柱结构图采油气工程3采油气工艺举升方式通过对不同采油工艺的分析与A油田的经验，举升方式首选以气举为主。注水方式

注水管柱采用3-1/2"NUE油管＋空心集成配水工具，7"尾管分注管柱采用2-7/8"NUE油管＋空心集成配水工具。配水器工作筒与注水管柱一同下入，一投三分配水器可应用钢丝作业投入。地面采用钢丝投捞配水器，调配水嘴；采用陶瓷水嘴，嘴径从Φ2mm～Φ15mm不等。最大井口注入压力14Mpa。A油田最大井口注入压力4水下生产系统水下井口系统采油气工程的单防喷器组水下井口系统标准压力为34.5MPa(5000psi)；使用和

的井口。井下工具①井下安全阀3-1/2"/4-1/2"油管携带式井下安全阀，活瓣式；3-1/2"/4-1/2"EUE

B×P；内径2.813"/3.813"；压力等级为5000psi；②过电缆封隔器适合于9-5/8"、40PPF套管，有电缆穿越通道、监测装置数据线、化学药剂注入阀管线通道及放气管线专用通道；承受上下压差要求：2500psi；③3-1/2"配水器工作筒适用于9.3PPF，N80，3-1/2"NUE油管；4.75"配水器工作筒；工作筒密封件外径：Φ121mm（橡胶密封部位）Φ121mm（钢体部位）；④注水测试工具与475系列配水器相匹配；密封段外径自上而下：Φ44mm4水下生产系统采油气工程水下采油树系统根据各采油树种类优缺点和适用性比较，基于层次分析法，选择EHXT增强型卧式水下采油树。采油树压力等级：压力等级A油田压力系数1.0180，属正常压力和温度系统，根据原始地层压力，采用10000psi采油树。采油树材质等级：A油田C3层CO2分压0.15MPa，C2层CO2分压

0.99MPa，不含H2S气体。C3层所有采油井采用CC级采油树，C2层产气井采用BB级采油树，注水井采用BB级采油树。采油树温度等级：依据API

6A标准，采油树及油管四通温度等级选择T级。水下采油树采油树示意图水下采油树生产原理图采油气工程4水下生产系统化学剂回路：化学药剂回路是负责将不同的化学药剂分别注入到井筒海底管道或采油树管道内清除污垢、蜡等杂质。甲醇：清蜡作用；阻垢剂：清除在采油的过程中积累在采油树内部的污垢、防止采油树堵塞；

乙二醇：防止在海底的低温环境中，由于油气凝结导致的管道堵塞情况，同时甲醇和乙二醇可以起到抑制水合物形成的作用。油藏工程13采油工程汇报提纲HSE与经济评价5油田开发工程42钻井工程油田开发工程1地理位置120海里构造距离最近港口油库120海里，区域水深1350—1525m，主要风向为NE生产模式：浮式生产储油装置（FPSO）+水下井口+穿梭油轮油田开发工程2生产模式示意图FPSO配套设备：汽轮机发电装置（运行稳定）：可利用该区的凝析气与溶解气发电；油气与污水处理装置斜板隔油器、加气浮选机、核桃壳滤器、超声波滤器水下维护设备—AUV机器人油气分离模块电站模块压缩空气模块水下设备油田开发工程3大型FPSO采油模型特点：具有将天然气处理并转换成压缩天然气罐装或外输能力，适合该区凝析气藏开发；海面设备简化、智能化程度高，可集人员居住与生产指挥系统于一体；具有转移、重复使用的优点；适合深海、浅海海域及边际小油田的开发该区适宜简易、小规模浮式生产储油装置油藏工程13采油工程汇报提纲HSE与经济评价5油田开发工程42钻井工程钻完井方向按“两书一表”例行检查和演练配备污染防治设施油管柱设计时，选用屈服强度高的防腐管材采油气方向优选排水采气技术合理设计集输流程和附属设施集输作业方向确保安全运输1

HSE管理纲要施工单位应遵守国家、当地政府有关健康、安全与环境保护的法律、法规及相关文件的规定。按SY/T6283—1997《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》行业标

准执行。HSE部分从健康、安全、环保角度出发，对职业卫生、生产安全有害因素（包括钻完井、采油、运输）、海上油田环境污染等各个环节可能出现的有害因素，提出相应的风险识别、事故预防措施以及事故应急预案。防止井喷失控、溢流HSE&经济评价2应急工作原则以人为本原则。牢固树立“珍爱生命，安全第一，责任重于泰山”意识，最大程度地预防和减少安全事故灾难造成的人员伤亡作为首要任务。预防为主原则。坚持预防与应急处置相结合，立足于防范，常抓不懈，防患于未然。依法处置原则。按照国家相关法律、行政法规和政策，综合运用政治、法律、经济、行政等手段等方法处置突发安全事故。统一领导，分类管理，分级负责，条块结合，属地为主。HSE&经济评价HSE&经济评价项目投资参数单位常规定向井及直井1.002万元/米大位移定向井1.226万元/米海工建设1240万元/井HSE52.94