中國海上油井技術怎麼樣

『壹』 渤海油田的主要特點

1.2.1.1 地質特徵

（1）構造特徵

S油田整體構造形態（圖1.1）是一個受遼西1號斷層控制，呈北東向展布的半背斜構造。構造主體 上次級遲灶斷層不發育，除油田邊界斷層外，油田內只有一條次級斷層，該斷層沒有破壞構造的完整性，僅 在局部控制Ⅱ油組的油水分布，斷距約10～30m，延伸較長，約6km。

圖1.1 S油田構造圖

（2）儲層特徵

S油田東下段儲層沉積相為陸相三角洲沉積。縱向上Ⅲ，Ⅱ，Ⅰ油組分別形成一個單獨的沉積旋迴。平面上，在油田范圍內，沿構造軸向形成了兩個相互連接的三角洲朵葉。

Ⅰ，Ⅱ油組兩個沉積朵葉砂體在垂向上和平面上的分布和成因規律如下：

1）小層砂體的沉積微相主要由河口壩及水下分流河道組成，水下分流河道佔23.7％，河口壩占 33.1％，天然堤佔5％，遠砂壩佔18.2％，分流間灣佔8％，淺湖相佔12％。

2）東下段儲層由南北兩朵葉組成（圖1.2），各小層南北兩朵葉界線清晰，但是受河道擺動的影響，南北兩朵葉在各小層之間的界線也左右擺動。南北兩朵葉各小層沉積微相分布規律、儲層特徵存在一定 的差異：

兩朵葉局部水流方向有所不同。南朵葉水流方向近東前前西向，而北朵葉水流方向近北西向。

兩朵葉各微相空間分布規律不同。南朵碼悔扮葉以河口壩為主，伴隨少量水下分流河道，並且水下分流河 道多為河道末梢。北朵葉以水下分流河道為主，伴隨少量河口壩砂體。

圖1.2 S油田朵葉體模式圖

3）儲集物性：S油田儲層疏鬆，膠結性差，物性較好。常規岩心分析結果表明，大部分樣品孔 隙度主要分布在25％～35％之間，油組井點平均孔隙度為32％（圖1.3），滲透率主要分布在100～ 1000mD之間（圖1.4），平均滲透率為300mD，平均含油飽和度為72％，各油組的儲層物性略有差別。孔隙類型以粒間孔為主，其次為溶蝕孔。

圖1.3 孔隙度分布圖

圖1.4 滲透率分布圖

（3）油組劃分

縱向上分為4個油組（零油組和Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ油組）和14個小層（圖1.5）。根據小層精細對比、沉 積微相研究，結合流體性質以及油田生產動態資料，認為S油田受岩性及構造的影響，存在多個流體系統。

零油組：受岩性控制的薄層油氣層，平面分布不穩定。

Ⅰ油組：地層厚度108～160m，主要岩性為中－細砂岩和泥岩不等厚互層，砂層總厚度10.6～ 89.7m。Ⅰ油組又分為Ⅰ_上、Ⅰ_下油組，Ⅰ上油組縱向上分為3個小層（1～3小層）；Ⅰ_下油組縱向上分為 5個小層（4～8小層）。

Ⅰ_上油組：與Ⅰ_下油組之間發育一套穩定的泥岩隔層，油組內部泥質夾層分布不穩定，在部分井區各 小層砂體縱向上疊置在一起，因此，Ⅰ_上油組為一個獨立的流體系統。評價井、開發井均未鑽遇水層。

Ⅰ_下油組第4小層：全油田穩定分布，為一個流體系統。位於構造低部位的C4井鑽遇油底－1566.9m，G30井鑽遇水頂－1 566.8m。

Ⅰ_下油組第5小層：受岩性影響分為南區和北區。5小層南區與4小層、6小層之間發育穩定的泥岩隔層，為獨立的流體系統。南區C7井鑽遇油水界面，5小層北區與4小層之間泥質夾層發育不穩定，與4小層 為同一個流體系統。G28井鑽遇油底。

Ⅰ_下油組第6小層：受岩性影響分為南區和北區。6小層南區與7小層之間發育穩定的泥岩隔層，為 獨立的流體系統。C6井鑽遇油底，G11井鑽遇油底，同樣6小層北區具有獨立的流體系統，H14井鑽遇油底。

圖1.5 S油田油藏剖面圖

Ⅰ_下油組第7小層：7小層僅在油田南部發育，與8小層之間發育穩定的泥岩隔層，具有獨立的流 體系統。C10井鑽遇油水界面。

Ⅰ_下油組第8小層：8小層砂體僅在油田南部發育，與Ⅱ油組之間發育穩定的泥岩隔層，位於低部位 的E8井鑽遇油底－1573.8m，E13井鑽遇水頂－1572.7m，油水界面－1572m。

Ⅱ油組第9小層：受岩性和油田南部次級斷層的影響分為西南區和東南區。西南區沒有鑽遇水層。東南區位於低部位的A5井鑽遇油底，A11井鑽遇水頂，A10井鑽遇油底。另外，在油田中部的B8，F22 井區以及北部的H22，H16井區還發育薄層油氣層，儲層連通性差，屬岩性油氣藏。

Ⅱ油組第10小層：受岩性和油田南部次級斷層的影響分為北區、西南區、東南區。10小層與9小層、11小層之間發育穩定的泥岩隔層，10小層北區、東南區和西南區各自具有獨立的流體系統。

Ⅱ油組11～14小層：11～14小層之間泥質夾層發育不穩定，具有統一的流體系統。

另外，在Ⅰ_上油組、Ⅰ_下油組第4小層、Ⅱ油組第9小層、Ⅱ油組第11小層、Ⅲ油組分別鑽遇氣頂。

1.2.1.2 渤海油田地震資料的特點

（1）原有地震數據類型復雜

渤海地區20世紀80年代以來持續開展地震勘探，原始數據的復雜性具體表現在二維地震數據和三 維地震數據的疊合、三維和三維數據的拼接。這些造成構成時移地震基礎觀測的數據在採集方式、採集 設備和參數、施工條件以及採集時間間隔等方面都存在巨大差異。

（2）採集導航定位精度低

海上採集的地震數據，其導航定位系統是成像、數據比較以及時移地震應用的基礎。然而，早期導 航定位系統不夠精確，存在10m左右的誤差，且不同時期的導航定位系統精度相差較大。

（3）地震資料品質相對較差

由於採集技術本身的限制和渤海地震地質條件的限制，渤海地區的常規地震資料解析度低，目的層 主頻大多在35Hz以下，只能分辨20m以上的儲層，且在斷層、尖滅點處成像精度更低。

（4）環境和氣候條件等直接影響地震採集施工效率和資料品質

渤海水深相對較淺，是我國主要的漁業基地，漁船較多；渤海又是我國海上運輸的重要通道；它處 於我國北部，每年11月到次年4月風浪較大，且有冰凍，在一年的時間里大約只有6個月的時間可以進 行地震採集作業。這樣的環境和氣候條件也給時移地震數據採集提出了挑戰。

1.2.1.3 渤海油田開發狀況

S油田分兩期開發，其中Ⅰ期包括A，B，J三個平台，於1993～1997年陸續投產；Ⅱ期包括C，D，E，F，G，H六個平台，於2000年至2001年陸續投產（圖1.6）。到2004年6月份，全油田共有開發井256口（包 括5口水平分支井，1口調整井），其中油井207口，注水井40口。另外水源井9口（有2口為出砂井 轉為水源井）。全油田採用反九點法規則井網進行注水開發。

（1）流體性質

地面原油性質：S油田原油具有密度大、粘度高、膠質瀝青含量高、含硫量低、含蠟量低、凝固點低 等特點，Ⅰ油組地面原油密度為0.975g/cm³，Ⅱ油組為0.951g/cm³，屬重質稠油（圖1.7）。

綜合地面及地下原油性質分析結果，S油田原油性質分布具有以下規律：在平面上，構造高部位原油 性質明顯好於構造低部位。原油粘度在平面上變化較大，同一油組構造高部位的原油粘度明顯小於低部位。在縱向上，同一口井Ⅱ油組原油性質要好於Ⅰ油組。

溶解氣油比：根據PVT分析結果，Ⅰ油組溶解氣油比為26m³/m³，Ⅱ油組為32m³/m³，Ⅲ油組借用Ⅱ 油組值32m³/m³。

（2）油氣藏類型和油氣水系統

S油田儲層分布比較穩定，油層呈層狀分布。根據小層精細對比、沉積微相研究，結合流體性質以及 油田生產動態資料，認為S油田受岩性及構造的影響。油藏類型屬受岩性影響的在縱向上、橫向上存在多個油氣水系統的構造層狀油氣藏，存在多個流體系統。

圖1.6 S油田兩期開發示意圖

圖1.7 S油田稠油粘度平面分布圖

根據油藏構造形態、油層分布特點以及油氣水關系，S油田的油氣藏可分為四種類型。

1）館陶組的底水塊狀油藏，儲層分布穩定，油層分布在構造高處。具有統一的油水界面，海拔 －975m。

2）東營組下段的零油組的層狀氣藏，其砂層薄，分布不穩定。具有統一的油氣界面，海拔－1227m。

3）東營組下段的Ⅰ和Ⅱ油組的多個小氣頂的構造層狀油藏，其油層厚，分布穩定，是油田的主力 生產層位。Ⅰ和Ⅱ油組各自具有獨立的油氣水系統，同時受斷層、構造和儲層的影響，各油組內部又具 有多個油氣水系統。油水界面由南向北油水界面抬高，從C區到G區再到H區，Ⅰ油組油水界面海拔 由－1576m到－1565m再到－1543m。

4）東營組下段的Ⅲ油組的構造層狀油藏，儲層分布主要受潛山古地貌控制，具有一個油水界面（海 拔－1607m）和兩個油氣界面。

（3）采出程度

全油田疊合含油麵積42.5km²。到2006年6月份的采出程度為8.2％。其中A1采出程度10.7％，A2 采出程度17.6％，B采出程度16.2％，C采出程度2.9％，J采出程度9.3％。

1.2.1.4 油田開發面臨的問題

作為中國海上最大的自營油田，S油田自1993年投產至今，大部分已進入高含水期，儲層物性及流 體性質等均發生了明顯變化，油水運動、油水動態分布日趨復雜；受層間、層內、平面三大矛盾制約，注入水沿高滲透層突進，形成嚴重的無效水驅或低效水驅，造成油田含水高，采出程度低，開發過程中 許多問題凸現，剩餘油分布認識不明確，開發調整方案的制訂非常困難，已經開始影響到生產：

現象之一：綜合含水大幅上升，採油指數降低，進入產量遞減階段，近兩年自然遞減率為13％。

現象之二：個別井組注入水突進明顯，含水較高，縱向上單層突進，平面上單向突破。

現象之三：合採合注的弊端顯現，動態數據難以判斷單個小層的動用情況與含水狀況，注入水的主 要驅油方向認識不清。

現象之四：反九點法規則井網注水開發，Ⅰ期地層壓力仍在下降，虧空嚴重，注水井欠注。

現象之五：部分井組生產動態與原來的小層對比方案存在矛盾。層間非均質及平面非均質嚴重，部 分砂體連通性差。

究其原因，總結歸納為：

1）油田地質條件太復雜，盡管是三角洲相，但砂岩疏鬆，砂泥岩互層薄且橫向變化快；

2）地震資料的解析度和信噪比太低，無法真正從地震數據中獲得小層信息；

3）稠油水驅；

4）反九點法規則井網；

5）合注合採的開發方案導致層間干擾嚴重；

6）在依託工程S油田開發階段的基礎研究中，沒有真正體現垂向靠井橫向靠地震的總體工作思路；

7）不同採集參數、方向、方式等因素的影響盡管已在處理過程中充分考慮，但是條件太復雜，地震 響應特徵仍是多因素的綜合反映，如何從中提取有關儲層和含油氣性的信息仍比較困難。

針對S油田的實際狀況和上述問題，顯然需要認真分析和應用開發動態數據，建立精細油藏地質模 型（第二次靜態建模），應用前期研發的大批關鍵技術，開展時移地震資料的三高處理、匹配處理、地 震差異求取、地震差異綜合解釋等工作，以求得剩餘油分布，提出優化的開發調整方案。

『貳』 關於海上石油鑽井平台的問題

採油過程中會排放出大量天然氣，而目前的技術，鑽井過程中的氣體是無法回收的，不點燃就排放的話，一旦沉降下來，與空氣混合，就是爆炸性氣體，遇凳首脊到摩擦引起的電火花就可以引爆混合氣體，棗滲爆炸威力足可以毀掉整個鑽井平台。

所以就在排放口直接點燃了。一些化工廠或石油處理廠芹梁也有點火塔，在生產中同樣會產生類似的氣體，就象水放的時間長了會產生水蒸氣一樣（不過水蒸氣無害罷了），解決處理這些廢氣非常麻煩，不僅種類多，而且大多是易燃易爆的，成本很高，所以只好燃燒掉了。

海上平台的工作海深一般是900～1200米、最大3000米，目前美國殼牌公司的最大鑽井深度是3000米。陸地的最大是8875米，在四川。

『叄』 我國深海採油技術已經走在世界前列，可為何我國海外油田並不多

開採油田不止需要先進的技術，也要考慮所處的環境。運用先進的技術開采完以後，需要把石油運到合適的地方，這個運送的步驟很難。

利布拉油田是巴西迄今勘探發現的最大規模的單體鹽下層區塊，且為油的質量上乘，通過開發有望讓巴西成為全球主要石油出口國之一，對當地經濟發展有重大意義。但是，這塊油田處於1英里厚的海鹽層之下的深海層，技術上的難題與資金的瓶頸令巴西本土石油公司不得不通過國際合作尋求突破，巴西尚且如此，我國亦然，不能沖動的進行深海採油。塵畝

深海採油固然是開採油田的一個好辦法，但是環境問題也不容小覷。我們要在保護環境的前提下與他國合作一起開採油田，不可貿然行動。

『肆』 大海中的石油鑽井，究竟能承受多大風浪

鑽井平台的洞搜地基都是深入海底的穗顫帆，非常牢靠，幾乎地球上最強的風浪也不能對鑽井平台造成損猜雹傷，抗風能力達到17級以上。

『伍』 　海上稠油油田開發新模式和少井高產新技術

按中國海油勘探監督手冊地質分冊（1997.3）規定，稠油系指在溫度20℃條件下，原油納寬相對密度介於0.900～0.940之間的原油；或按我國石油工業行業標准SY/T6169-1995規定，稱為稠油的原油系指在油層條件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相對密度＞0.920的原油。

我國在近海油田中，稠油油田基本探明地質儲量占海域全部基本探明地質儲量的65%，渤海稠油油田地質儲量占渤海全部儲量的85%，且多集中在一些億噸級到幾億噸級的大型油田中，可見其舉足輕重的地位。更為重要的是，渤海海域是中國海油未來5年原油產量躍升的主要海區，提高稠油油田開發效果和採收腔燃率，是關繫到中國海油近期產量大幅度上台階、今後持續高速發展的重大戰略問題。

一、海上稠油油田開發新模式

（一）目前國內海洋油氣田開發生產的主要模式

海洋油田的開發模式基本上承襲了陸上油田的開發模式：首先進行一次採油，在開發初期，依靠油藏自身能量開采出部分原油，這期間的主要投資是打井，採油方式是自噴、下泵舉升。當地層能量降低到一定程度時，就施以保持地層能量為主要目的的注水、注氣開發，進入所謂的二次採油階段，這期間的主要投資是建立注入系統（包括注入設備、管網等）。迄今為止，國內外海上油田都未採用三次油技術。CNOOC的「十五」規劃和2015年發展規劃就是按此模式做出的。

從石油工業的發展歷史看，一、二、三次採油的原油開發模式的形成是石油生產實際過程，也是人們對石油開采規律的認識不斷深入的結果，是石油開發技術不斷進步的體現。

（二）這種模式的主要問題

該模式已經被眾多陸上油田證明在技術和經濟上都是成功的，海上油田採用該模式有利於減少風險，因為其投資是分階段進行的，且相對分散，利於資金回收。國內外海上油田的開發生產成功實踐也證明，利用這種模式來開發我國的海上油田是可行的，但它的問題也很明顯，存在著巨大的改革餘地和發展潛力。

由於高含水期提高採收率、進一步高產穩產的三次採油技術在國內外並未完全過關，油田現行的開發模式事實上是以水驅提高採收率最大值為基礎進行開發方案設計的。一、二階段劃分相當嚴格清楚，三次採油階段只作為一種設想而未考慮進去，使實際採收率不超過30%，這樣使油田開發生產時間很長，採收率不高，原油洞圓亮產量不高，或高產穩產期短，含水上升快。即使三次採油提高採收率的技術過關，能夠實施並達到設計要求，使最終採收率也有所提高，但油田開發期卻因此而大大加長。在採收率一定的情況下，油田開發期越長，就意味著其經濟效益越低，換言之，這種模式的效益必然不高，或者說現在的油田開發效益的提高尚有巨大空間和餘地。

另一方面，從理論上講，石油勘探開發的核心業務都應同時著重進行兩項工作，一是大力進行勘探，盡可能增加儲量，一是努力提高原油採收率，以最大限度利用已掌握的資源。但是迄今為止，國內外的石油公司由於歷史、社會、經濟和傳統觀念的影響，在制定其核心業務的發展戰略時，重點首先在加大勘探力度、增加儲量上，對油田開發的重點是如何提高單井產量和油田產量，以及如何延長高產穩產時間，而為實現高產穩產在很大程度上也依賴於找到新儲量和動用新儲量，很少談到以盡量提高現有油藏採收率為目標來保證做到高產和穩產。因此多年來一直對水驅後進一步提高油藏採收率的三次採油技術重視不夠，以至於至今提高水驅後油藏採收率技術的三次採油技術未能有所突破，這也是這種模式能夠一直存在的重要原因。

在現在科技進步已經使這種技術的解決成為可能的情況下，如果把提高油藏採收率作為核心業務的發展戰略目標，則有可能為我們核心業務的發展帶來更為廣闊的發展空間和更大的潛力。因此，現有模式不是適應海上油田開發生產特點的最佳模式，應對其進行實際改革，建立起海上油田開發生產的新模式。

（三）新模式的基本思路

受海洋油田開發環境、特點以及自然條件等因素的限制，海洋石油開發更應該以提高原油採收率和經濟效益為中心，即在相對較短（平台使用期）的時間內，在同時考慮最大經濟效益和最高原油採收率前提下，快速、高效地開發油田。

如何充分利用先進的原油開發技術，將更多的原油經濟快速地開采出來，不僅是經濟效益的要求，更是保護資源、合理利用資源的要求。如果以最大限度利用石油資源為目的，目前的做法應該是，根據目前石油開採的最新技術成果和油藏條件，先制定原油採收率目標（特別是在目前大幅度提高採收率的三次採油技術將有可能有所突破和發展的時候，這一點更為重要），再根據海洋油田開發的特點（時間限制）和開發技術現狀，反過來制定開發模式、進行經濟評價、制定開發方案，從而有可能打破現有模式，帶來開發觀念的更新，帶來更大經濟效益和社會效益。

近5～10年來，原油開采技術和為原油開采服務的相關技術領域有很大進步，為海洋石油開發模式的更新和開發效益的提高奠定了技術基礎。這些技術包括：提高油井產量類技術（包括水平井采技術、壓裂防砂技術、井下舉升技術等）、提高原油採收率類技術（如聚合物驅、復合化學驅等）和高分子化學、膠體化學、表面化學及化工合成技術等。在充分考慮這些技術進步的基礎上，重新審視、論證海洋油田的開發模式，在促進海洋石油開發技術進步的同時，也必將促進我國相關領域的技術進步。

因此新模式的基本思路是：以目前原油開發領域的最新技術為依託，以最大限度提高原油的採收率為開發指標，以最大經濟效益為目標來制定開發方案。

（四）新模式的基本含義

依靠科技進步和科學化的管理，以大幅度提高現有油藏採收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）為基本出發點，來規劃、設計發展中國海上油田的開發、生產與經營，在有限的開采期限內，使現有的油氣田發揮最大的經濟效益，獲得更多的原油產量。

a．以盡量提高油藏採收率為開發生產的戰略目標（而不是以現有技術能夠達到的採收率為目標）進行開發方案設計。①核心業務中，把加大勘探的技術資金投入以尋找更多的儲量與盡最大努力提高已掌握的油田採收率放在同等重要位置，而在開發中把努力提高採收率作為開發的戰略目標；②加大對提高採收率技術的攻關力度，以盡快形成實用技術作為新模式的先行和技術保證：③以可以提高的最大採收率（目標為35%～40%）為目標進行開發方案設計，並為今後進一步提高採收率留下「介面」。

b．假設化學驅（聚合物驅、復合驅）提高採收率技術已經過關，且行之有效，其中聚合物驅可將水驅後的採收率再提高10%～12%（或更高），復合驅可再提高20%～25%。

c．完全打破一、二、三次採油的嚴格界限，而把它們作為3種不同情況下的採油和提高採收率的手段和系列技術，按油藏特性和最新的開發開采技術，對3套系列技術進行綜合、優化、組配和集成，形成一種能在最短時間內達到油藏最高採收率的技術經濟開發模式以及相應的系列配套技術，以實現「在條件允許的盡可能短的時間內，使油田達到盡可能高的採收率」的目標。以渤海油田為例，將ODP規定的現有採收率25%再提高10%～15%，使之達到35%～40%，使一、二、三次採油優化組合，使總開發時間不延長或進一步縮短，不僅使油藏總採油量比原來有大幅度提高，而且使每年原油產量有大幅度提高，油田的綜合總投入相對減少，從而獲得比現在更大的社會經濟效益。

（五）新模式的基本內容

（1）充分應用其他學科的最新成果，改進完善化學驅技術，努力提高海洋油田的最終採收率目前我國海洋油田所用的一次採油和二次採油技術基本過關，完全能夠達到ODP規定的指標，而二次採油水驅後的進一步提高採收率的三次採油完全沒有考慮。目前投入開發的海洋油田，其整體滲透率高，非均質性也較強，油藏濕度和原油黏度都比較適合以增加驅替相黏度、控制流度為主要機理的化學驅或復合化學驅技術。而目前國內外的聚合驅提高採收率技術已經有了新的發展和重大突破，在可以預見的幾年之內就可能達到滿足海洋油田三次採油需要的水平。因此，在注水開發中期或早期，採用三次採油技術，配合相應的先進工藝技術和生產設備，可以實現真正意義上的強化採油目的，使最終採收率比原ODP的要求再提高10%～20%成為可能。這也相當於找到了新的石油儲量，為CNOOC提高產量，增加石油儲備做出技術上的支持，成為新模式的技術及物質基礎。

（2）利用高新技術加速一次採油的開采速度，縮短一次採油時間

在不損害油層（或不造成不可逆損害）的前提下，利用先進的技術和設備，修改開發方案，大幅度提高油井產量，大幅度提高油田原油年產量。

在一次採油技術比較完善的情況下，積極採用新技術、新設備，進一步增加原油日產量，縮短一次採油時間，是新模式的第一個環節。利用目前先進的大位移水平井技術，擴大油井控制動用原油麵積，提高油井日產量。利用優快鑽井完井技術和進一步搞好全過程油層保護技術，進一步提高單井產量。利用多種提液技術，擴大油井的生產能力，搞好現代完井防砂技術，提高油井產量，從而加快一次採油速度，縮短一次採油時間，為實施提高油藏採收率技術贏得時間，也為新模式在更短的時間內生產出更多的原油提供必要的「出口」。

（3）提前進入二次採油階段

一次採油時間的縮短，相對而言就是提前進入二次採油時期。而更為重要的是，要大力增加油田原油日產量，就需要較以往更為提前注水，以便做到在保持地層能量和驅替機理作用下，使油田維持這個較長的穩產期。在這期間，在合理的井網、合理的注水速度下，提高油藏動用程度，增加產量，在中低含水期使原油高速經濟地開采出來，獲得較好的經濟效益。

（4）縮短注水開發時間，提前進入三次採油階段

縮短注水開發時間有幾方面原因。一是因為海上平台的有效期較短，海上油田的注水開發就不能像陸上油田那樣持續很長時間，所以必須為實施提高採收率技術擠出時間。二是因為注水開發中後期的效益不高。隨著注水開發的延續，水驅在高滲透層突破時間較短，原油含水率將不斷上升，影響油田的產油指數。三是現有研究表明，二次採油和三次採油在本質上並無嚴格的區別和界限，因此，需要模糊二次採油、三次採油概念，將注水開發與三次採油有機結合成一個整體，提前進入到油田的開發過程中。

綜上所述，新模式的特點是：①在CNOOC的核心業務中把努力提高油藏採收率作為油田開發與生產的戰略目標，並與勘探放到同樣重要的位置上。把「在最短時間內，開采原油達到油藏最大採收率」作為油田開發的指導思想。在現階段把盡快解決聚合物驅技術、使採收率再提高10%以上作為此模式的基礎及技術保證。②利用石油開發生產最新技術，大幅度提高油井產量和油田產能，加快油田開發速度，縮短一次採油時間。③模糊二、三次採油界限，合並這兩個階段，把它作為提高油藏採收率、使油田高產穩產的兩項系列技術，加以優化、組合、綜合應用，在達到大幅度提高油藏採收率的同時，大大縮短油田開發時間，以獲得更大的社會經濟效益。

若上述4個環節在技術上、經濟上可行，這種模式的結果將是在較短時間內，在保證油田每年高產量的同時，使我國油氣資源的利用率大大提高。並且在加快資金回收的同時，相當於用少得多的投資再增加半個到一個同樣的油田。這對以經濟效益為中心的海洋石油來說，將大大提高海洋資金利用率，降低海洋開發生產的風險。

（六）海洋油田開發新模式的可行性分析

1．大幅度提高年產量的技術、設備、市場可行性分析

在國內，目前石油供求市場處於供大於求的狀態，並且這一局面將持續很長時間。國內石油加工企業的加工能力還未達到飽和。同時，隨著國民經濟的持續健康快速發展以及石油加工技術的進步，對成品油的需求以及石油加工能力還將進一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年產量不存在市場阻力。

目前，提高油藏開發速度的各種單一技術都相對成熟，或經過短期攻關就能夠成熟，只要加以組織、整合與集成，就可以實現加快一次採油速度、縮短一次採油時間的目的。而油藏早期注水技術在我國已是成熟技術，用於此模式中應不是問題。

化學驅提高採收率的三次採油技術是構成新模式的基礎和關鍵。近20～30年來，由於國內外專家（特別是國內）的不懈努力，目前該領域已經取得重大進展，而且已經處於即將突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年內即可突破，形成可用於海洋油田的實用技術，為新模式的建立和應用打下技術基礎。

2．我國聚合物驅油技術發展現狀

國內外提高原油採收率的理論與實踐已經證明，對於適合於聚合物驅和復合驅提高採收率的油藏，只要物驅替液性能達到設計要求，則可將其水驅後的採收率再提高10%～20%。聚合物驅提高採收率技術已經在大慶油田的主力油藏進入工業化應用階段，其採收率比水驅提高12%，三元復合驅在大慶的先導性證驗結果表明，採收率比水驅提高20%。

經過「八五」、「九五」攻關，聚合物驅油已經在我國形成了系列配套技術。具體包括聚合物驅油提高採收率機理研究、聚合物流變性與滲流特性研究、注水後期油藏精細描述研究、聚合物的篩選與評價、聚合物驅油數值模擬、聚合物驅油合理井網設計、防竄及聚合物采出液回注工藝技術、地面配注配套設備、聚合物驅油經濟評價等。它們具體應用的規模和效果及水平處於世界領先，但由於聚合物溶液的黏度在更高溫度和礦化度條件下無法達到設計要求或因成本太高而沒有大面積推廣。

與陸上油田相比，海上油田注聚合物驅的主要難點在於：①要求聚合物具有很好的耐鹽性，因為海上油田注聚只能採用高礦化度的海水配製，同時，由於環保要求，其產出污水不能直接排放，必須回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因為海上平台空間有限，不允許建大型儲液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因為海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因為渤海油田的地下原油黏度高，為了實現流度控制，必然要求聚合物溶液在經濟允許的前提下具有更高的黏度；④要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力，這是海上油田大井距對聚合物的必然要求。

經過國內專家的不懈努力，在最近10年，以適應惡劣油藏條件下的驅油用聚合物的研製開發取得突破性進展，特別是適合於高溫高礦化度油藏化學驅用的新型疏水締合水溶性聚合物NAPS的研製成功，使聚合物驅和復合化學驅的應用范圍大大拓寬，溫度已經拓展到90℃，礦化度已經拓展到5×10⁴mg/L，驅油劑的配製條件已經從清水配製拓展到污水配製，從技術上已經具有解決海上油田聚合物驅的上述四大難題的基礎條件，為目前中國海上油田採用以提高原油採收率為目標的強化開采模式提供了保證。

圖10-7南堡35-2油田產量規劃

南堡35-2油田位於渤海中部海域，1996年5月發現，石油地質儲量9854×10⁴m³，其中基本探明含油麵積16.4km²，地質儲量7917×10⁴m³。

南堡35-2油田是一個被斷層復雜化的鼻狀構造，儲層為明化鎮組下段和館陶組，孔隙度在22%～44%之間，滲透率介於50～5000md之間，油層岩性疏鬆易出砂，原油地面密度介於0.939～0.966g/cm³之間，黏度為196～2010 mPa·s，屬於重質稠油，油品差，產量低。

南堡35-2油田是一個復式油氣聚集區，具有多種油氣類型，由於受構造演化、斷層切割和儲層分布的影響，油田具有多套油水系統，油水關系復雜，自油田發現以來，進行了多輪油藏研究，均達不到中國海油內部盈利率的需要而未能啟動。2003年採用了水平分支井技術，減少了開發井的井數，提高了油井產能（相當於水平井產量的1.2倍），降低了鑽完井成本，使南堡35-2油田開發建設項目得以啟動。南堡35-2油田能夠有效益地開發，為我國海上稠油油田的經濟開發展示了很好的前景。

『陸』 中國海上油田排名

中國海上油田排名前五的有：渤海油田、南海東部油田、南海西部油田、南海深水油氣田和平湖油氣田。

1、渤海油田

中國最大的海上油脊顫侍田，2010年渤海油田油氣產量達到3000萬噸，佔中國海油國內總產量的60%，也是原油產量僅次於大慶油田的全國第二大油田。

『柒』 　海上油氣藏精細描述技術

油氣藏描述包括對油氣田的靜態描述和動態描述兩部分。靜態描述主要指對油氣田的構造、儲層，三維空間的物性和含油性特徵以及分布規律的描述，並計算油氣田的油氣地質儲量。動態描述則是對油氣田在開發過程中的地下油氣藏基本參數變化，油田、油井產能以及開發開采方式、採收率、產液剖面、吸水剖面等油田生產中動態規律的研究和描述，並用這些動態所反映的油氣藏地下實際情況，來修改、完善靜態描述提供的地質模型，預測油氣田未來動態變化趨勢，以及這種變化對油氣田生產的影響。同樣油田建模也包括靜態建模和動態建模。靜態模型稱為油氣田地質模型，動態模型稱為油氣藏模型。

油氣藏精細描述技術，在我國海上是20世紀80年代中期對外合作期間引進發展起來的新技術，是一項融油氣田地質、開發地震、岩石物理、油氣藏工程研究等技術為一體的油氣藏地質綜合研究。中國海油使用這項新技術以來，取得了很多曾引起國外專家高度重視和肯定的成果。

最為成功的油氣藏描述成果是1987年前後，中國海油向原國家儲委提交的綏中36-1油田和東方1-1氣田跡譽基本探明儲量報告中應用的儲量描述技術。其中，綏中36-1油田儲量研究工作的油藏描述技術，還在1988年昆明召開的全國儲量工作年會上進行了介紹和推廣，受到與會陸地各油田儲量研究單位專家和領導的贊賞和肯定。提交的綏中36-1油田基本探明儲量報告，獲1987年度國家優秀儲量報告升好獎。這是中國海油組建以來，首次獲得的一項國家優秀儲量成果獎。東方1-1氣田儲量報告獲1996年度國家儲委頒發的儲量報告一等獎和1997年國家科委頒發的科技進步三等獎。

一、渤海稠油油田油藏描述

（一）綏中36-1油田

綏中36-1油田，是中國海油在遼東灣海域發現的一個地質儲量上億噸的大油田，也是2000年以後，渤海地質吵州鉛實現年產千萬噸目標的支柱油田之一。油田現已按預期目標全面建成投產。

油田位於遼東灣水深約30m的海域，西距河北省秦皇島市102km，北距海上錦州20-2凝析氣田4km。在區域構造上，處於遼東灣－下遼河拗陷，遼西低凸起中段綏中36-1構造的中南高點，海域平均水深30m。

1986年6月，在構造北高點，鑽探了綏中36-1-1井，在下第三系東營組下段和前新生界風化殼附近見油氣顯示，於前新生界底部的風化殼試油時，油水同出。

對綏中36-1-1井鑽井、測試資料和本區二維地震資料精細研究、解釋之後，1987年2月在距綏中36-1-1井南11km處的南高點，以潛山和下第三系東營組為目標，鑽探了綏中36-1-2D井。該井在下第三系東營組下段鑽遇厚達200多米的疏鬆砂質岩油層。DST測試時，獲折算日產原油93m³、天然氣61m³。

綏中36-1油田位於遼西凹陷的東側的遼西大斷層的上升盤，是一個在前新生界基底上發育起來的斷裂半背斜。

主要儲層段岩性為一套砂質岩與泥岩頻繁互層的沉積組合，縱向上分Ⅰ、Ⅱ兩個油組，其中I油組（上油組）是油田生產主力油層，每個油組包含若干個厚度不等的薄砂層。油層分布穩定、橫向連通好、非均質性強（圖9-1）。

圖9-1綏中36-1油田儲層與油氣聚集關系圖

油藏類型為一個受岩性影響的、受構造控制的邊水層狀油藏。油田預計在高部位可能有儲量規模不大的氣頂。

1．油田早期儲量描述

1987年綏中36-1油田第一口發現井獲得成功後，結合1口預探井的鑽井、取心，測井及試油結果，開展了油田早期預評價。結合已採集的二維地震資料，充分發揮地質、地球物理、岩石物理及石油工程等學科技術優勢，用常規油田地質綜合研究方法和地質數理統計法，計算了油田控制級石油地質儲量，並完成了5口評價井的部署（圖9-2）。

圖9-14崖城13-1氣田開發井點陣圖

1995年，對東方1-1氣田的氣藏綜合描述和儲量計算，使中國海油再一次在南海西部海域實現了稀井廣探的戰略部署，提供的儲量報告獲當年國家儲委儲量報告一等獎和1996年度國家科委科技進步三等獎。

（二）崖城13-1氣田

崖城13-1氣田，是中國海油和美國阿科公司於1983年6月在中國鶯歌海盆地聯合勘探發現的地質儲量約億萬立方米的大氣田。氣田位於海南島南部海域，距三亞市100km左右，水深98m。

1983年6月在崖城13-1構造上部署2口探井，其中崖城13-1-1井鑽至3822m花崗岩基底完鑽。電測解釋氣層24層141.2m，從3278m到3587mDST測試3層，其中 DST2層（3658.6～3701m）獲日產天然氣58×10⁴m³，從而發現了崖城13-1氣田，它是在南海海域發現的第一個大氣田。

崖城13-1氣田為一個在基底隆起上發育起來的繼承性背斜構造，構造西南部受斷層切割而復雜化。以斷層為界，主體被斷層復雜化為半背斜（圖9-14）。主要儲集層為下第三系漸新統陵水組三段砂岩，次要儲層為上第三系三亞組楔形砂光體A和下第三系陵水組二段的楔形砂光體B，儲集層分布較穩定，具有扇三角洲沉積特徵。氣田具有統一正常溫度、壓力系統，氣藏類型為層狀邊水氣藏。氣田主體分布在構造東部，構造高部位儲層遭剝蝕。

為了進一步研究氣田構造、斷層空間展布，落實儲量，為開發提供可信的地質依據，1992年阿科公司在氣田內採集290km²、測網密度12.5m×12.5m的三維地震資料，並進行室內保幅保真精細處理和反射系數、亮點、瞬時速度、瞬時頻率等多項特殊處理。使用這些資料不僅搞清了基岩頂面形態，而且為標定氣層頂、底和層間的關系提供了可信的依據。以此為基礎，結合鑽井試油及測井成果，完成了對氣田構造、儲層的描述和儲量研究，並向國家提供了該氣田的基本探明地質儲量報告。

崖城13-1氣田氣藏描述是採用地質綜合方法，綜合地震信息、地質資料和測井成果在精細三維儲層建模基礎上完成的。

開發地震研究中，結合8口預探井、評價井的鑽探成果，在過井地震記錄上用橋式對比法確定了相應儲層的地震響應，精細地標定了氣層，並根據層序地層學原理劃分了5個地震層序，建立了氣田3個作圖層位、4個不整合面和5個地震層序的地震－地質解釋模型和儲層沉積模型。通過精細研究，以儲量計算單元為制圖單元，編制了相應的氣層頂、底構造圖和氣層的等厚圖。經鑽井標定，搞清了主力氣層頂面為一組代表低層速度、低密度、強振幅波谷反射的地震響應。

在此基礎上，計算了氣田的地質儲量（包括證實儲量和各級控制儲量）。

崖城13-1氣田自1983年發現以來，一度引起國內外的關注，繼中方完成儲量描述後，國內外先後有8家公司參與氣田的儲量計算。各家公司運用氣田的實際資料，背靠背地用崖城13-1氣田等厚圖進行計算，結果與中方基本一致。1990年7月，國家儲委批准了崖城13-1氣田儲量。崖城13-1氣田儲量描述最大特色，就是充分發揮了海上地震，特別是三維地震的採集、處理和精細解釋的優勢，使用了先進的斯倫貝謝測井解釋技術和油氣田地質綜合研究技術。

『捌』 海洋石油採油技術是什麼

海洋採油技術和陸上採油技術大體相同，舉升技術、注入技術、增產技術、修井技術、集輸技術幾乎都可以照搬陸上工藝。以舉升技術為例，除了抽油機採油方法因為佔地太大無法使用外，其他舉升方式完全一樣。海洋常用的採油方法是自噴採油、氣舉採油、電泵採油和水力泵採油。
但是海洋採油和陸上採油比較，也有自身特點。
第一，海洋採油的安全問題比陸上要更多地被人們關注，因此油井的井底和井口戚數必須設置安全閥，一旦發生意外，安全閥將自動把油井關閉，避免更大損失，也防止原油污染海域。
第二，海洋採油井從設計上就要求油層套管比陸上的尺寸大。目前陸上油田油層多數使用51/2英寸套管，個別地方使用7英寸套管。而海洋一般使用7英寸套管，甚至用95/8英寸油層套管，這是因為海上油井單井產量較高，而且從安全考慮採油管柱下入工具缺仔老較多，同時為追求高產可能會用雙管法採油，這都要求油層套管尺寸要大一些。
第三，海洋油井的導管稱為隔水導管，除了保護油井外，還要求與平台導管架連接成整體共同承受海浪、浮冰的橫向沖擊載荷，因此比陸伏升上油井導管尺寸要大、強度要高、下入深度要長。
第四，陸上多為直井，海上多為定向井，海上建築平台和敷設海底管線耗資昂貴，所以盡量在一個平台多打一些井，例如，一個井口平台可設36口井，其中35口為定向井。
第五，安置在水下的井口越來越多，隨著科學技術的進步，人們正由近海向深海進軍，試想當水深超過1000米時，井口導管架該是一個多麼大的龐然大物，而海上施工機具又該具備何等負載能力？於是人們已經研究並實施安裝海底井口底盤，用鑽井船通過海底底盤鑽出多口定向井，通過潛水員或機器人安裝海底採油樹。

『玖』 海上石油鑽井與陸地鑽井區別

海上石油鑽井與陸地相比，主要有四點不同：
一是如何在水面之上平穩地立起井架，並要經受得住風浪的襲擊;
二是在轉盤至海底之間，如何建立一個特殊的井口裝置悄孫早，把海水與井筒隔絕開來;
三是海上鑽井直井少斜井多，必須有保證鑽機等鑽井設備正常工作的海上鑽井平台;
四是海上鑽井凱慶費用高，要比陸啟雀上鑽井高3倍至10倍。