旅大油田群.docx

旅大油田群.docx

《旅大油田群.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《旅大油田群.docx（19页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

旅大油田群

第四章旅大油田群

第一节开发历程与生产情况

一、开发历程

1位置与构成

旅大4-2/5-2/10-1油田地处渤海辽东湾中部海域，位于绥中36-1油田CEP平台的西南方向。

绥中36-1油田与旅大4-2油田、旅大5-2油田及旅大10-1油田一次近于直线排列。

旅大5-2油田距绥中36-1CEP平台约2.4km；旅大4-2油田距旅大5-2油田约8km；旅大10-1油田距旅大4-2油田约13.6km；旅大10-1油田距绥中36-1油田陆上终端57.3km。

目前，投产油田有LD10-1、LD4-2。

表4-1旅大4-2/5-2/10-1油田海上工程组成

序号

设施

数量

单位

1

海上平台

旅大5-2油田综合平台（DPP）

1

座

2

旅大10-1油田中心平台（CEP）

1

座

3

旅大10-1油田井口平台（WHPA）

1

座

4

旅大4-2油田井口平台（WHPB）

1

座

5

海底管线

旅大4-2油田WHP平台至旅大10-1油田CEP平台多相混输管道（10″×16″，13.6km）

1

条

6

旅大5-2油田DPP平台至绥中36-1CEP平台含水30%原油海底管线（10″×16″，2.4km）

1

条

7

旅大5-2油田DPP平台至绥中36-1油田海底气管线（6″，2.4km）

1

条

8

旅大10-1油田CEP平台至新建陆上终端的含水1%合格原油海底管线（12″×18″，57.3km）

1

条

9

海底电缆

旅大10-1油田CEP平台至旅大4-2油田WHPB平台复合光缆长度13.6km

1

条

10

旅大4-2油田WHPB平台至旅大5-2油田DPP平台海底电缆长度8km

1

条

二、油藏地质特性

1概述

旅大10-1构造是一个在古潜山背景上发育起来的断裂半背斜，近北东走向，西北边界为辽西1号断层，东南侧呈缓坡向凹陷过渡，油田范围内，断层不甚发育，构造较为完整。

辽西1号断层呈北东走向，延伸长度达100km以上，是分割辽西低凸起和辽西凹陷的边界大断层，在油田范围内呈弧形绕曲，目的层段的断距为150～250m，该断层对旅大10-1油田的构造演化及沉积起着明显的控制作用。

油田范围内发育一条北东走向的内幕断层，延伸长度1.4km，目的层段平均断距60m，为辽西断裂带的派生断层。

旅大10-1构造长约10.0km，宽约2.5km。

东营组地层倾向近南东，构造顶部较缓，翼部相对较陡，地层倾角3o～6.7o。

一油组：

构造圈闭面积8.1km2，高点埋深1，310m，闭合线1，400m，闭合幅度90m。

二油组：

构造圈闭面积8.5km2，高点埋深1，460m，闭合线1，650m，构造幅度190m。

2沉积相

区域沉积相研究认为，渤海辽东湾地区在东营组东二段沉积时期为一湖盆环境，三角洲沉积体系比较发育，旅大10-1地区主要接受来自北西向古水流携带泥砂的沉积。

根据地震、岩心、测井，以及古生物等资料分析，旅大10-1油田东营组东二下段存在“S”斜交型前积反射；砂体中发育块状层理、平行层理和波状层理，具有反粒序沉积特征；砂岩颜色为浅灰色，泥岩颜色较深，多呈灰-褐灰色，全层段发现大量光面球藻属、粒面球藻属、网面球藻属、瘤面球藻属、穴面球藻属等代表滨-浅湖相环境的藻类化石。

综上所述，旅大10-1油田东营组东二下段应为湖相三角洲沉积。

油田主体区主要发育三角洲前缘亚相，沉积物源来自北偏西方向。

根据单井相分析，可细分为水下分流河道、河口坝和分流河道间三个微相。

水下分流河道微相：

岩性为浅灰色粗、中、细砂岩，分选中等，磨圆次圆～次棱状。

沉积构造主要为块状层理及平行层理，正粒序。

粒度分析，C-M图由Q-R-S段组成，代表牵引流沉积；粒度概率曲线主要为两段式，有跳跃和悬浮段组成。

GR及SP曲线呈齿状钟型及箱型。

岩心分析孔隙度29%～35%，渗透率为1，000～5，500md。

河口坝微相：

岩性主要为灰色细砂岩及中砂岩，分选中等，磨圆次棱～次圆状。

GR及SP曲线呈齿状漏斗型，地震剖面上见“S”斜交前积反射，砂岩段具反粒序沉积特征。

储层孔隙度25%～31%，渗透率300～2,200md。

分流河道间微相：

岩性主要为粉砂质泥岩及浅灰色粉砂岩。

沉积构造主要为水平层理及波状层理，与水下分流河道一起发育。

岩心分析孔隙度为22%～29%，渗透率为1～10md。

综合分析认为，2井区二油组属于水下分流河道和河口坝的迭置复合体，砂体相对发育，储层较厚；3井区为水下分流河道沉积。

砂体在平面上分布稳定，连续性较好。

3储层性质

3.1储层岩石学特征

根据录井资料以及铸体薄片、扫描电镜分析，东营组东二下段储层岩性主要为中-粗粒长石岩屑砂岩，颗粒分选中等，磨圆次圆～次棱状。

石英含量27%～33%，长石30%～35%，岩屑一般为34%～42%，岩屑成分多半为火成岩岩块，填隙物主要为结晶状高岭石，含量2%～5%，成分成熟度平均0.41，粒间孔面比率25%～30%，粒内溶蚀孔面比率约为2%。

3.2孔隙结构特征

储层岩性较为疏松，孔隙发育，连通性好。

统计结果，粒间孔占总储集空间的93%，粒内溶蚀孔约为7%。

孔隙喉道多为粒间缝、溶蚀粒间缝以及胶结物中的微孔隙。

3.3储集物性特征

常规物性分析，东二下段储层孔隙度主要分布在27%～35%之间，渗透率为10～5500md，储层具有高孔、高渗的储集物性特征。

3.4储层分类

综合储层岩性、沉积相、物性、孔隙结构及含油性特征，根据罗蛰潭、王允诚陆源碎屑岩储层分类标准（1981年），将本油田东二下段储层分为Ⅰ、Ⅱ两种类型，包括Ⅰa、Ⅰb和Ⅱc三个亚类。

Ⅰa类储层，沉积微相属于水下分流河道及河口坝沉积，岩性为粗、中、细砂岩。

常规物性分析，孔隙度29%～35%，渗透率1，000～5，500md；毛管压力曲线表现为分选好、粗歪度，排驱压力一般小于0.02MPa，饱和度中值压力小于0.2MPa，最大孔喉半径大于50μm，属于大孔隙、粗喉道。

Ⅰb类储层，沉积微相为河口坝沉积，岩性为中-细砂岩。

孔隙度在25％～31％之间，渗透率300～1，000md。

Ⅱc类储层，主要为分流河道间沉积，岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩。

岩心分析孔隙度一般小于30％，渗透率1～10md，储层的储集物性较差。

三、油田生产概况

本部分包含油田采出程度、生产历史、管理模式、生产现状和生产预测等。

旅大10-1油田于2005年1月28日投产，目前约开采了2%；旅大4-2油田于2005年4月25日投产，目前约开采了1.4%；旅大5-2油田于2005年10月28日投产。

旅大油田属于绥中36-1区块，由天津分公司绥中36-1作业区统一管理，旅大10-1、4-2油田由10-1CEP总监统一管理，平台总监负责整个平台的生产、维修、人员动态的管理，并向绥中36-1作业区负责。

目前该油田保持稳产、高产，外输量约6，200方/天，远远超过预计产量5，536方/天，其中旅大10-1的产量约为5，400方/天，旅大4-2的产量约为800方/天。

旅大油田群预计开采年限为15年，届时旅大10-1的采出程度为25.5%，旅大4-2的采出程度为28.0%，旅大5-2的采出程度为14.6%。

1.生产情况

旅大5-2的生产物流在旅大5-2综合平台上处理后，含水30%的原油通过新建海管进入已建的绥中36-1CEP平台，与绥中36-1油田生产的原油一同通过已建长输管道输送到绥中36-1路上终端进行处理、储存；生产污水经污水处理系统处理后回注，不够的用水源井的水进行补充。

旅大4-2井口平台生产物流经海底管道旅大10-1中心平台，与旅大10-1井口平台生产的物流一并进入旅大10-1中心平台工艺系统进行处理，处理后，含水1%的稳定原油经新建的海底管线输送登陆；分离出的生产水经旅大10-1中心平台上的含油污水处理系统处理后首先作为旅大10-1的回注用水，多余的生产水经处理达标后排海，旅大4-2的注水取自水源井。

2集输工艺描述

旅大油田包括旅大10-1/5-2/4-2油田，其中旅大4-2（WHPB）为井口平台，旅大10-1油田中心平台（CEP）是一座集生产、动力及生活为一体的8腿平台。

旅大10-1油田井口平台（WHPA）是一座集计量、修井、注水为一体的4腿井口平台。

旅大10-1油田井口平台通过栈桥与旅大10-1中心处理平台连接。

旅大4-2油田井口平台生产物流经海底管线输送到旅达10-1油田中心处理平台，与旅大10-1油田井口平台生产的物流一并进入旅达10-1油田中心平台工艺系统进行处理，处理后含水1%的稳定原油经新建的海底管线输送登陆；分离出的生产水经旅大10-1油田中心平台的含油污水处理系统处理后首先作为旅大10-1油田的回注用水，油田开采初期注水量不够时用水源井水进行补充，油田开采后期多余的生产水经处理达标后排海。

旅大5-2油田综合平台是一座集钻完井、修井、生产及生活为一体的8腿综合性平台。

生产物流在旅大5-2油田综合平台上处理后，含水30%的原油通过新建海底管线进入已建的绥中36-1油田CEP平台，与绥中36-1油田生产的原油一起通过已建长输管道输送到绥中36-1陆上终端进行处理、储存；分离出的气体除自用外通过新建海底管线输往绥中36-1油田CEP平台燃料气系统；生产水系统经污水处理系统处理后回注，注水量不够时水源井水进行补充。

下面我们主要对旅大油田10-1处理流程进行简单介绍：

井口物流经过入口换热器CEP-E-2010与生产污水交叉换热后温度达到48-60℃，再进入生产分离器CEP-V-2020（500kPaG）进行三相分离出含水15-30%的原油，含水原油再经过原油换热器CEP-E-2030与电脱处理后的原油换热到60-80℃，含水原油然后再经过加热器CEP-H-2040与热介质油换热到110℃，原油进入热处理器CEP-V-2050/2060（150kPaG）处理，三相分离出含水10-20%的原油，电脱进料泵CEP-P-2090A/B/C将原油由150kPaG增压到500kPaG进入电脱，电脱CEP-V-2070/2080将原油脱水为含水低于1%的原油，含水低于1%的原油经过原油换热器CEP-E-2030与含水15-30%的原油换热到70℃，原油进入干油罐CEP-V-2100缓冲，然后经干油泵CEP-P-2110A/B/C由50kPaG增压到500kPaG到计量站CEP-MS-2120，合格原油经计量后由外输泵CEP-P-2130A/B/C增压到4,000kPa外输到绥中36-1终端处理厂50,000方储罐进行存储，绥中原油36-1处理厂将50,000方储罐中的合格原油通过油码头外输。

旅大原油脱水流程是典型的二级热化学一级电脱水器脱水，破乳剂加药点在生产管汇入口，使药剂和流体具有充分的时间混合。

混合流体随后进入入口换热器（CEP-E-2010），与生产污水换热，换热后温度可达48～60℃，进入生产分离器（CEP-V-2020）进行三相分离，但是这仍不是破乳剂脱水的合适温度，这主要是还是一个充分混合伴随一级热化学处理过程，主要是促进游离水和原油的分离，对乳化液脱水的贡献较少。

从生产分离器油相出来的流体进入原油换热器（CEP-E-2030）与成品原油换热，换热后温度可达60-80℃，一般的破乳剂在此温度下已经可以发挥较好的效果，应该说在此阶段是一个比较完全的一级热化学处理过程。

随后，流体进入加热器（CEP-H-2040），加热后温度可达110℃，进入热处理器（CEP-V-2050/2060），这个阶段属于二级热化学处理过程。

处理后从油相出来的流体进入电脱水器，这是个一级电脱水过程，经此处理后，原油含水小于1%，可以换热外输。

生产分离器CEP-V-2020分离出的含油低于1,500ppm的污水直接进入生产污水处理系统，热处理器CEP-V-2050/2060分离出含油低于1，500ppm的污水，电脱CEP-V-2070/2080分离出的含油低于2,000ppm的污水经入口换热器CEP-E-2010换热温度达到85℃后进入生产水处理系统。

撇油器CEP-V-3010/3020处理为含油低于300ppm的污水进入浮选器，浮选器CEP-V-3030处理为含油低于50ppm的污水进入污水缓冲罐CEP-V-3045，污水经污水输送泵CEP-P-3050A/B/C增压到500kPaG进入核桃壳过滤器，污水经核桃壳过滤器CEP-F-3060A/B/C过滤到含油低于15ppm后进入注水缓冲罐CEP-V-4140，注水缓冲罐存储平台分离出的水全部回注，油田开采初期注水量不够时由水源井进行补充，油田开采后期多余的生产水处理达标后排海。

图4-1.LD10-1原油处理流程

从生产分离器来的气体进入燃料气储罐，经缓冲沉降后进入一级进口冷却器，气体走壳程，海水走管程。

冷却后的气体进入一级进口洗涤器，通过液位控制阀控制洗涤器中的液位。

处理后的气体进入一级压缩机，一级压缩机的进口压力为370kPaG，出口压力为1,320kPaG。

压缩增压后的气体进入一级冷却器，气体走壳程，海水走管程。

经一级冷却器冷却后的燃料气进入二级进口洗涤器，洗涤后的气体进入二级压缩机，二级压缩机进口压力为1,100kPaG，出口压力为3,600kPaG。

燃料气经二级压缩机压缩后走壳程进入二级冷却器，冷却后进入燃料气洗涤器、燃料气过滤器/分离器，分离出来的液体到闭排管汇，气体到燃料气加热器，气体走管程，热介质走壳程。

来自燃料气加热器的燃料气进入燃料气接收罐，然后到透平发电机组，多余的燃料气送火炬燃烧。

图4-2.LD10-1污水、注水流程图

3生产井数、转注井数、水源井数

表4-2.旅大油田井数

平台

旅大10-1

旅大4-2

旅大5-2

油井

19

5

22

注水井

2+4（转注）

4（转注）

10+1（转注）

水源井

2

1

2

预留井位

9

6

5

总数

36

16

40

表4-3目前旅大油田生产状况

处理量（m3）

LD10-1

LD4-2

产液量

5，785.9m3/d

811.3m3/d

产油量

5，534.6m3/d

810m3/d

污水处理量

251.3m3/d

1.3m3/d

气产量

21.2×104m3/d

10.5×104m3/d

注水量

800m3/d

0

四、设备性能/原理/参数/滞留时间

表4-4旅大10-1油田设备参数表

编号

容量m3

尺寸

设计温度℃

操作温度℃

设计压力kPa

操作压力kPa

备注

CEP-V-1520

/

2000ID×6000S/S

82

32~52

1380

850

/

CEP-PR-1510

/

10"（outlet）×14"（bar）

82

32~52

5000

750

/

CEP-E-2010

/

/

140/140

48.6~60/100~85

1380/1380

700/100

55~63/60（生产来液）

CEP-V-2020

74

2800ID×11000S/S

90

48~60

1380

500

CEP-E-2030

/

/

230/230

110/150~200

1380/1380

350/600

壳程/管程

CEP-H-2040

/

/

230/230

110/150~200

1380/1380

350/600

105~115/110（出口原油）

CEP-V-2050/2060

74

2800ID×11000S/S

140

110

1380

150

设定3300m3/d（30%）

CEP-P-2090A/B/C

/

/

/

/

/

350

140m3/h

CEP-V-2070/2080

74

2800ID×11000S/S

140

110

1380

400

设定3000m3/d（20%）

CEP-V-2100

52.4

2800ID×7500S/S

100

70

500

30~50

4700m3/d

CEP-P-2110A/B/C

/

/

/

/

/

500

110m3/h

CEP-MS-2120

/

/

100

70

1380

350

220m3/h

CEP-P-2130A/B/C

/

/

/

/

/

3550

110m3/h

CEP-V-2690

25

2800ID×4000S/S

90

40~60

1380

440

/

CEP-WC-2620A/B

/

/

90/90

45~56/27~37

1380/1380

440/480

/

CEP-WC-2630A/B

/

1000OD×2500S/S

80

45

1380

370

/

CEP-C-2640A/B

/

/

/

/

/

370I/1320OUT

17.5×104Sm3/d

CEP-WC-2650A/B

/

/

170/170

45~134.5/27~37

1800/1800

1320/480

/

CEP-V-2660A/B

/

1000OD×2500S/S

170

42

1800

1270

/

CEP-C-2670A/B

/

/

/

/

/

1100I/3600OU

/

CEP-WC-2680A/B

/

/

170/170

45~133/27~37

4400/4400

600/480

/

CEP-V-3120

/

900OD×2500S/S

75

45

4300

3550

19.0×104Sm3/d

CEP-F-3140A/B

/

300OD×2500S/S

75

45

4300

3550

19.0×104Sm3/d

CEP-H-3130

/

/

230/230

200/45~75

1000/4300

500/3450

/

CEP-V-3150

8

1800OD×3200S/S

105

75

4300

3400

/

CEP-V-3010/3020

35.6

2400ID×7000S/S

120

50~93

500

90~110

150m3/h

CEP-V-3030

62.7

3000ID×7800S/S

120

50~100

500

40~60

300m3/h

CEP-P-3040A/B

/

/

/

/

/

/

/

CEP-V-3045

36

2600ID×6000S/S

120

93

500

10~20

52℃

CEP-F-3060A/B/C

18.55

/

120

50~93

850

500

150m3/h

CEP-P-3050A/B/C

/

/

/

/

/

/

150m3/h

CEP-V-3070

43.2

2800ID×6000S/S

120

50~93

500

25~35

/

CEP-P-3090A/B

/

/

/

/

/

/

30m3/h/400kPa压差

CEP-V-4140

34/64

/

120

50~93

500

50~70

/

CEP-P-4160A/B

/

/

/

150

/

1500

230m3/h/1475r/min

CEP-F-4170A/B

/

/

120

50~93

1034

700

230/280m3/h

WHPA-V-4110/4120

/

700ID×2000S/S

100~-18

50~70

1000

650

80m3/h

WHPA-F-4130A/B/C

6.74

/

120

50~93

900

550

/

CEP-F-4170A/B

/

/

120

50~93

1034

350

/

CEP-V-3410

/

1800ID×9000S/S

140~-18

/

500

/

/

CEP-P-6630A/B

/

/

/

/

/

/

50m3/h

CEP-T-3510

/

/

/

/

/

/

/

第二节采油采气工艺

一、油井生产方式

表4-5油井生产方式表

处理液量

旅大10-1

旅大4-2

旅大5-2

油层深度（m）

-1310~1640

-1540~1785

-1210~1660

井底压力（MPaA）

8（最小）

5（最小）

4.9（最小）

井底温度（℃）

62~64

70

52~69

关井压力（MPaG）

13.1

13.5

11.9

井口流压（MPaG）

1.4

1.9

1.49

井口温度（℃）

40~60

33~64

35~50

注水压力（MPaG）

12.9

11.9

9.9

生产方式

电潜泵

电潜泵

电潜泵

表4-6油井生产方式表

处理液量

旅大10-1

旅大4-2

旅大5-2

最大产液量（×104m3/a）

278.1

51.7

184.9

最大产油量（×104m3/a）

126.3

26

55.9

最大产气量（×104m3/a）

7535

2360

2244

最大产水量（×106m3/a）

194.9

43.9

154

最大注水量（m3/d）

5514（预计）

1617（预计）

5362（预计）

最大污水处理量（×104m3/a）

151.8

25.7

129

旅大10-1油田的生产污水经中心平台上的含油污水处理系统处理后首先作为旅大10-1油田的回注用水，油田开采初期注水量不够时用水源井水进行补充，油田开采后期多余的生产水经处理达标后排海。

旅大油层位于地底1，200米到1，800米，本油田东二下段储层分为Ⅰ、Ⅱ两种类型，包括Ⅰa、Ⅰb和Ⅱc三个亚类。

Ⅰa类储层，沉积微相属于水下分流河道及河口坝沉积，岩性为粗、中、细砂岩。

常规物性分析，孔隙度29%～35%，渗透率1，000～5，500md；毛管压力曲线表现为分选好、粗歪度，排驱压力一般小于0.02MPa，饱和度中值压力小于0.2MPa，最大孔喉半径大于50μm，属于大孔隙、粗喉道。

Ⅰb类储层，沉积微相为河口坝沉积，岩性为中-细砂岩。

孔隙度在25％～31％之间，渗透率300～1,000md。

Ⅱc类储层，主要为分流河道间沉积，岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩。

岩心分析孔隙度一般小于30％，渗透率1～10md，储层的储集物性较差。

旅大油田的预计开采年限为15年，在开采期间将使用注水、注聚的方式增产。

旅大10-1/4-2油田已在相应的位置安装了防腐防垢挂片，定期监测流程的腐蚀结垢状况。

目前旅大油田使用了破乳剂、消泡剂、缓蚀剂、防垢剂、杀菌剂、浮选剂和减阻剂，效果良好。

其中旅大是目前渤海区块唯一使用减阻剂的油田，其效果好坏直接影响到该药剂今后的市场前景。

二、化学药剂使用情况

表4-7旅大10-1油田化学药剂使用表

化学药剂名称

药剂代号

化学药剂罐

加药点

浓度（ppm）

防腐剂

BHH-01B

CEP-T-3610

撇油器入口、除砂器入口

20～40

破乳剂

BH-35

CEP-T-3620

WHPA生产/计量管汇

90～110

防垢剂

BHF-04

CEP-T-3625

撇油器入口、除砂器入口

20～40

消泡剂

BHP-