油田地質性溢油風險分析報告(油田群總體開發(fā)方案)

101118-1油田地質性溢油風險分析報告18-1油田有兩條主控斷層F1、F2發(fā)育，其均未斷至海底，其中F1斷層距離海底泥線的距離為440m，F2斷層距離海底泥線的距離為130m。開發(fā)井的設計軌跡可能會鉆遇斷層，但是斷層沒有延長到油區(qū)內。其開發(fā)方案承受自然能量開采，不涉及注水，整個開采過程為降壓過程，消滅地質溢油的可能性微小。為進一步確保油田的安全生產，對可能導致溢油的潛在地質油藏因素進展逐一分析。地質條件18-1油田位于中國南海珠江口盆地北部珠Ⅰ坳陷西南緣凹陷南部隆起斷裂帶的中部〔附圖1.1-，距香港西南約195k。與西南方向的24-2油田相距約12.5km，油田所在海疆水深約90~95m。18-1構造是發(fā)育在基底隆起背景上的低幅度斷背斜構造，為斷層圈閉油藏，平面上油藏分布主要受斷層掌握，含油范圍內主要發(fā)育4條正斷層〔附圖1.1-18-1北東東向，閉合高度約84～95m，斷圈面積53.88～66.59km2，圈閉主體部位地層較為平緩，構造由深至淺具有良好的繼承性，構造高點總體比較穩(wěn)定。18-1油田儲層是一套以三角洲前緣水下分流河道～河口壩為主的沉積。儲層巖性主要為長石石英砂巖，以細砂巖為主，巖石顆粒分選性差～好，大局部樣品分選性中等，以次棱－次圓為主，接觸方式以點接觸為主。膠結類型為孔隙型膠結，填隙物以泥質為主，偶見黃鐵18-123.7～，平均滲透率～～高滲儲集層。18-1油田縱向上可劃分12個油藏，均位于韓江組〔附圖1.1-3〕之間，飽和壓力為1.48～1.60MPa，地層壓力系數主要分布在1.003～1.020之間，地層壓力梯度約為0.98MPa/100m為正常的壓力系統(tǒng)〔附圖1.1-18-15.1/100m作為本油田的地溫梯度〔附圖1.1-。通過區(qū)域地層比照，以地震反射標志層T35對應的泥巖為界將韓HJ1-03與HJ1-04之間發(fā)育一套厚度約14m左右的穩(wěn)定分布的泥巖層，在HJ2-17之上發(fā)育一套厚度約7m的泥巖層〔附圖1.1-24-23-1油田可18-1油田各油層之間均發(fā)育有肯定厚度的穩(wěn)定泥巖，形成良好的儲蓋組合，使各油層具有各自的油水系統(tǒng)，形成多個獨立油藏。18-1油田的原油具有高密度、低含硫的特點，屬于重質油。地面原油密度為0.940.956g/c320，凝固點小于00.18～0.19%111.18～277.77mPa·s，原始溶解氣油比為2.7～3.6m3/m3，18-1油田韓江組油層的原油性質隨埋深增加變化不大，為重質稠油。斷裂系統(tǒng)分析18-1構造是發(fā)育在基底隆起背景上的受一組右行雁列式帚狀斷層所掌握的斷背斜構造，構造幅度較緩。運用地震方差體和螞蟻體追蹤技術，爭論18-11.2-1~附圖1.2-2是主要目的層段地震方差體和螞蟻體等時切片征顯示清楚，從而確定了油田范圍內斷層的平面組合關系〔附圖1.2-震資料，18-1油田在含油范圍內主要發(fā)育F1F2東西向，平面延長約5.07～7.82km，縱向上從基底始終向上斷至上世萬山組地層，目的層段斷距約120～240m，且下大上小，斷面上陡55°～75°范圍內。在地震剖面上，F1F2兩條斷層特征清楚可見18-1〔附圖1.2-4~附圖1.2-，其均未斷至海底，其中F1斷層距離海底泥線的距離為440m，F2斷層距離海底泥線的距離為130m。所以，綜合以上分析認為，18-1油田發(fā)生地質溢油的風險較低。18-1油田開發(fā)方案建一座WHPA平臺，承受13口開發(fā)井，其中12口水平井和11.2-6臺位于油田西邊，開發(fā)井設計軌跡均僅在目的層上方地層會鉆遇到斷層，但是斷層并沒有延長到含油區(qū)以內，因此溢油可能性較小。開發(fā)井軌跡在地震剖面上的顯示見附圖1.2-7~1.2-19。開發(fā)方式分析從砂體比照及連通性分析來看，18-1油田砂體分布廣泛，連通性〔附圖1.3-部油田的開發(fā)實踐閱歷說明油藏水體能量充分，油田具備足夠的能量18-1油田儲層屬于三角洲前緣沉積18-1油田開發(fā)方案利用自然能量開采承受人工舉升方式，增加油井產能，并且整個開采過程為降壓過程，因此由開發(fā)方式導致的的地層破壞和地質溢油的可能性比較小。周邊油田比照分析18-1油田所在的在凹陷的南部區(qū)域還沒有在生產的油田，在地理位置上與18-14-2油田和番禺5-1性質與18-1油田都具有較大的相像性。番禺4-2油田和番禺5-1油田于2023年1018-1油田與番禺4-2油田和番禺5-1油田在地質條件和開發(fā)方式上根本全都，從與周邊油田的類比來看，發(fā)生地質溢油的風險比較小。鉆完井相關溢油風險分析油田地層壓力狀況依據地質部門供給的資料，擬開發(fā)近系中統(tǒng)韓江組地層，其0.9991～1.0006之間，屬于正常壓力系統(tǒng)。地層壓力剖面狀況ODP爭論階段對油田已有井的測井資料的分析爭論，得出了兩口井的地層壓力、坍塌壓力以及裂開壓力剖面，地層壓力推測結果，其0.98～1.06結果油田直井井壁穩(wěn)定性較好，韓江組的坍塌壓力在0.97～1.24，韓1.77～1.85，安全泥漿密度窗口較大，井壁穩(wěn)定性較好。方案編制中使用的標準ODP設計參考使用了以下等標準，工程的工藝技術應用、器材選擇、強度校核滿足相關要求。AQ2023-2023《石油自然氣安全規(guī)程》SY/T5724-2023《套管柱構造與強度設計》SY/T5431-2023《井身構造設計方法》SY/T6426-2023《鉆井井控技術規(guī)程》SY/T5480-2023《固井設計標準》SY/T5323-2023《節(jié)流和壓井系統(tǒng)》Q/HS14003—2023《套管柱設計要求》SY／T5127-2023《井口裝置和采油樹標準》Q／HS2037.x-2023《海上石油平臺鉆機》海洋鉆井手冊相關風險因素分析井身構造設計考慮的因素井身構造結合水平井及定向井的井眼軌跡設計和開發(fā)層位將套3類，詳見ODP報告第三卷其次章2.6節(jié)井身構造封固易坍塌等薄弱地層和保護儲層等因素。固井方案隔水導管承受錘入法錘入，不固井。18-15.3-1。13-3/8“套管水泥漿返高首漿返至泥面，尾漿返至13-3/8“套管水泥漿返高首漿返至泥面，尾漿返至13-3/8″套管鞋以上100m水泥類型“G”級純水泥水泥漿密度領漿密度：1.58g/cm3，尾漿密度：1.90g/cm3附加量裸眼環(huán)空容積的100%，套管內不附加。添加劑添加劑早強劑固井方法單級雙封9-5/8“套管13-3/8“100m〔合格段水泥漿返高層以上至少200m。水泥類型“G”級純水泥水泥漿密度領漿密度：1.58g/cm3，尾漿密度：1.90g/cm3附加量裸眼附加30%，套管附加50%固井方法單級雙封各層套管的固井能夠進展有效的封隔，并確保水泥環(huán)強度。鉆井液設計分析依據探井作業(yè)狀況，鉆井液在不同井段承受的密度分別為：5.3-218-1油田定向井鉆井液設計〔EP18-1-A01〕井段井段鉆井液體系密度g/cm3PVmPa.sYPPa17-1/2”海水/般土漿1.06----12-1/4”聚合物體系1.06-1.2028-368-12井段鉆井液體系密度g/cm3PVmPa.sYPPa17-1/2”井段鉆井液體系密度g/cm3PVmPa.sYPPa17-1/2”海水/般土漿1.06----12-1/4”聚合物體系1.06-1.2026-348-128-8-1/2”無粘土相甲酸鹽體系1.08-1.2018-2614-24全密度窗口范圍內，能夠防溢流、防塌、防漏，確保安全鉆井。定向井防碰分析18-1全部井的深層進展了防碰掃描分析，分析結果顯示全部1.5。井控風險分析通過承受不同的鉆井液密度計算井底處鉆遇不同地層壓力當量密度狀況下的允許溢流量，可知隨著地層壓力當量密度的不斷增大，控要求。腐蝕分析及防腐方案2 CO 腐蝕主要是由于地層中的CO 2 22

腐蝕主要受CO

Cl-等因素的影2響。其中，CO2分壓的大小是影響腐蝕的主要因素。依據CO2分壓的大小，一般可確定是否存在腐蝕：分壓超過0.21MPa，有腐蝕；當分0.021MPa時，腐蝕可以無視；當分壓為0.021MPa～0.21MPa時，腐蝕可能發(fā)生。2依據18-1油田CO2分壓數據，結合中海油防腐材料選擇圖版，18-1油套管不需要防腐，承受一般碳鋼材質。采油樹壓力等級材質要求2依據高壓物性分析結果，參考開發(fā)井垂深及CO分壓，為了便利現場安裝、統(tǒng)一采辦以及后期的生產治理，依據實際狀況，統(tǒng)一采油樹的壓力等級及防腐級別均為3000psi，BB級。2生產管柱設計依據CO2分壓狀況，18-1不需要防腐，生產井全部承受電潛泵機過電纜封隔器。作業(yè)期間應實行的措拖現場作業(yè)時參照Q/HS2028—2023《海上鉆井作業(yè)井控標準》立管管匯進展壓力試驗，確保性能良好，滿足作業(yè)要求；現場作業(yè)時依據《海洋鉆井手冊》下冊第十五章其次節(jié)關于漿；起下鉆作業(yè)嚴禁猛提猛放，防止抽吸和壓力感動；鉆柱下端接近鉆頭位置應安裝鉆具止回閥，應安裝鉆具內防噴工具、溢流監(jiān)測儀器儀表、氣體監(jiān)測儀、鉆井液處理及灌注裝置；井方法。泥環(huán)返高，保證固井質量，必要時進展固井質量檢測；做好套管防磨損，保護套管的完整性，以防后期生產涉漏；用到的封隔器、橋塞，鋼絲絞車和油管打孔等工具。型溢油設備和設施的狀況。如遇溢油執(zhí)行“深圳分公司溢油應急打算”。風險分析及預防措施壓破上層套管鞋處薄弱地層狀況。針對這些狀況，提出了如下預防措施：單井設計過程中依據地質爭論結果優(yōu)化鉆井軌跡設計識別并避開延長到海底或接近海底的地質斷層。在鉆穿越這些斷層的開發(fā)井時，考慮承受隨鉆堵漏技術，在固井時封固斷層，或者在鉆遇漏失量較大的斷層時，考慮在鉆井實施中在鉆遇斷層前下一層套管。ODP階段進展了地層壓力推測爭論和井控分析，分析結果顯示，表層套管鞋下深可以滿足正常地層壓力體系下的鉆井井控要層壓力和深度，進展單井井控分析，校核井身構造及套管程序，加強壓力監(jiān)控，依據油藏壓力推測變化狀況優(yōu)化井身構造和鉆井液密度。作業(yè)期間，嚴格執(zhí)行Q／HS2028-2023《海上鉆井作業(yè)井控標準》的相關規(guī)定，做好井控預案，發(fā)生簡單狀況時，嚴格依據標準進展施工作業(yè)，切實保證鉆井安全。鉆井施工時選取局部井進展淺層地漏試驗，確定淺層的裂開壓力梯度，作業(yè)實施中進展合理的調整。井液和鉆屑進展收集，待檢驗達標前方可依據主管部門的批復排放；GB4914-2023和GB18420.1-2023中相關規(guī)定，鉆屑排放前，攜帶該鉆屑的水基鉆井液應符合其生物毒性容許值要求，油層段水基鉆井液和鉆屑不得排海。各層套管封固時，水泥漿要封固該井段鉆遇的斷層。在鉆完井作業(yè)過程