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农夫三下乡
首页 > 论文问答 > 《渤海风》杂志2021年第三期目录

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笑之典典

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目前我国海域共发现70多个油气田,探明加控制石油地质储量超过19×108t。在已发现的油气田当中,由于受石油地质储量规模、海况条件及开采工艺技术等条件的制约,约有70%以上的油田属于在商业经济界限以下的边际油田。如何充分利用这部分油气资源,使其具有开采价值,一直是海洋石油工业面临的一个重大课题。通过多年来对海上油气资源分布规律的探索和对当代世界海洋石油高新配套技术的调研,基本上形成了一整套开发此类油气田的新思路和新技术。对于那些成群成带分布的中、小油田所构成的油田群,采取联合开发的做法。将几个相距较近的油气田纳入到同一套油、气、水处理系统和集输系统,并选择适用的钻、采新技术进行油气田开发,达到节约油气田开发投资、提高投资效益的目的。采用的生产系统分为半海半陆式生产系统和全海式生产系统。对于个别储量偏小而又孤立存在的油气田,采用适用的高新技术进行开发,使油气田开发变得具有经济价值。例如珠江口盆地陆丰22-1油田,石油地质储量1903×104t,油田所在海域水深达329m。采用5口延伸水平井、水下井口系统及1艘多功能油轮等先进技术,使这个因采用常规开发方式无商业价值而长期搁置的油田实现了低成本开发。又如珠江口盆地西江24-1油田,储量规模仅465×104t,常规开发没有经济效益。1996年采用当今世界上最先进的钻井技术,利用距该油田8km的西江24-3平台的钻机和井槽,钻了一口大位移井,全部费用只相当一个小卫星平台开发费用的25%,因此油田投产仅半年就回收了全部投资。一、半海半陆式生产系统(一)渤西油田群在渤海湾西部发现歧口18-1、歧口17-2和歧口17-3等小油田,3个油田合计石油地质储量仅有3806×104t,单独开发均无经济效益。但上述油田具有离岸近、海域水浅、油田与油田相距较近(小于20km)、油田成群成带分布的特点。进入90年代后期,随着新工艺技术推广和应用,中国海油提出对渗西油田群采用半海半陆式生产系统进行开发的构想,以便充分利用油、气资源,减少投资风险,获得最佳经济效益。图11-7 渤西油田群工程设施图半海半陆式生产系统主要包括海上4座平台,平台间由海底管、缆相连,通过5km海底管线将油气输送到陆上终端处理厂,设计处理厂年处理原油能力50×104t,日处理天然气50×104m3(图11-7)。渤西油田群开发中采用的新技术如下。1.优快钻井技术1995年歧口18-1油田所钻开发井平均井深3561m,建井周期从渤海湾地区平均57d降至82d(其中最快1口井仅用了28d),仅此一项就可节约27%的钻井成本。1999年在钻歧口17-2油田开发井时,平均井深2219m,建井周期缩短至66d。2.大位移钻井技术歧口17-2油田由于东部含油断块地质储量仅488×104t,单独建一座平台进行油田开发从经济上讲是不可取的。为此该断块采用从歧口17-2油田西区平台向东钻4口大位移(斜)井进行开发,其水平位移最大3697m,创造了本地区海上钻井的新纪录。这项技术的应用就节省工程费5000万元人民币,歧口17-2油田东区投产后10个月就全部回收投资。3.海上长距离输油气管道铺设从歧口18-1油田井口集输平台至渤西油气处理厂,铺设5km长18"×14"输油管线及12”输气管线,这在当时是渤海海上第一条最长的海底输油、输气管线。油田群自1997年投产以来,每年稳定向下游供气2×108m3左右,2001年渤西油田群年采油量达2×104t。(二)涠洲油田群位于南海北部湾的涠洲油田群由涠洲10-3、10-3N、11-4、12-1等油田组成,该油田群开发早期采用全海式生产系统生产,直至1999年才由全海式转为半海半陆式生产系统。整个系统的改造包括弃掉希望号生产储油轮、新改建1个处理平台、在涠洲岛上新建1座终端处理厂(原油外输靠码头和单点系泊),见图11-8。此项工程改造提高了油田抗台风能力,降低了生产操作成本,促进了周围小油田的开发,使每年约1×108m3伴生气得到充分利用,油田群年生产能力突破200×104t,油田开发获得较好的经济效益(图11-9)。(三)渤南油田群位于渤海湾南部,由渤中28-1、渤中26-2、渤中13-1及曹妃甸18-1等油田组成,该油田群合计石油地质储量约4100×104t,天然气148×108m3。采用半海半陆式生产系统开采。工程分两期进行,一期工程包括重新启动渤中28-1油田,新开发渤中26-2油田,铺设90多公里海底管线,将天然气送至山东省龙口市新建陆地终端处理厂。预计一期工程将于2004年建成投产。二、全海式生产系统(一)惠州油田群位于珠江口盆地的惠州油田群由6个小油田组成,储集层同属下第三系珠海组和上第三系珠江组海相砂岩,储层分布稳定、物性较好,油藏类型以层状边水及块状底水为主,油井生产能力旺盛。例如惠州26-1油田发现井惠州26-1-1井,经过6个层段测试获日产油量4228m3,创下当时我国砂岩油层单井产量最高记录。目前油田群探明的石油地质储量为8359×104t。图11-8 涠洲油田群联合开发工程示意图图11-9 涠洲油田群历年油产量构成图该油田群分3期建成投产,不仅节约大量开发投资,而且使3个阶段原油产量得到很好的接替,取得很好的经济效益(表11-4)。表11-4 惠州油田群各油田情况简表1.第一期(1985~1991年)1985年4月惠州21-1构造上第一口探井惠州21-1-1井,发现9m油气层,经8个层段DST测试证实5个层段为高产油气层段,全井合计日产油5m3。1996年进行了油田总体开发方案编制,方案于1997年9月获主管部门批准。总体开发方案设计总井数14口,分两套层系开采,经济可采年限为5年,累积产油2 ×104m3,高峰期年产油量118×104m3,采油速度1%。该油田充分地利用丰富的天然气资源,解决油田工程设施的动力和人工举升(气举)用气问题,但油田开发的经济效益仅维持在边际水平。1998年又在惠州21-1油田西南方向约25km处发现惠州26-1油田,作业者ACT不失时机地提出惠州26-1油田与惠州21-1油田联合开发的设想,即2个油田共用一套浮式生产储油轮和单点系泊系统,达到降低开发成本、提高油田经济效益的目的。联合开发方案海上主要设施:①惠州21-1油田,1座井口平台、浮式生产储油装置、单点系泊、海底管线及海底电缆;②惠州26-1油田,1座井口平台、26km海底管线及海底电缆(与惠州21-1油田共用一套生产储油装置)。惠州26-1油田总体开发方案于1989年4月获得中国政府批准。以上两油田分别投产后,1992~1994年连续3年年产油量都在300×104m3以上,采油速度2%~9%。由于资源和工程设施得到充分利用,降低了两个油田的开发成本和作业费,其中惠州21-1油田仅开发投资一项就较预算节省了约2800万美元;而惠州26-1油田的开发投资相当同类油田单独开发投资的90%左右。油田投产后取得了显著的经济效益,惠州21-1油田用了二年零九个月、惠州26-1油田用了二年零三个月就收回了投资。联合开发也使惠州21-1油田经济开采年限由5年延长到10年,增加可采油量6×104m3。2.第二期(1991~1995年)此期间在惠州26-1油田附近相继发现惠州32-2、32-3油田,经开发可行性评价,认为这两个油田如果单独开发都没有经济效益,但只要对惠州21-1、惠州26-1油田上已有生产设施稍加改造就可联合开发。其方案包括新建2座4桩腿的井口平台,建立连接惠州2、32-3平台与惠州26-1平台间海底输油输气管线及海底电网。惠州32-2平台采用燃气发电,通过海底电缆建立的电网实现上述3座平台分享2座平台所发的电量。惠州32-2、32-3油田生产监测上,采用了最先进的连续电子监测系统取代常规油、水测试分离器,使上述两个油田的平台甲板面积大为减少,降低平台工程造价。联合开发使独立开发均无经济价值的两个油田得以开发,而且使油田开发投资减少到只相当于正常独立开发投资的60%左右。惠州32-2、3油田于1995年投产后,使惠州油田群年产油量从335×104m3增至563× 104m3,成为区内主力油田群之一。3.第三期(1996~2000年)1996年、1997年又相继发现了惠州32-5、26-1N油田,储量规模仅几百万吨。在油田开发上采用技术成熟、建设周期短、灵活性强、成本低、经济性好、可重复利用的水下井口技术,通过海底管线与惠州26-1平台连接,不仅实现惠州32-5、26-1N油田所产油向惠州21-1平台集输,同时实现油田人工举升(气举),油田分别于1999年、2000年投产(图11-10)。惠州油田群在油田开发中十分重视油田资源的充分利用,最大限度发挥工程设施潜力,采用多项先进、高效的油田开采技术,有效降低开发投资和作业成本,延长了油田经济开采年限,提高了油田采收率。油田投产10年来已累积产油3933×104m3,采出程度9%,综合含水4%。(二)西江油田群位于珠江口盆地的西江油田群,由西江24-3、30-2及24-1等3个油田组成,生产系统由2座平台、1艘浮式生产储油轮组成。油田分别在1994年11月、1995年10月及1997年6月投入生产,1997年全年生产原油达到9×104t,成为珠江口盆地又一个主力生产油田群。图11-10 惠州油田群工程设施图
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有星星的夜

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渤海湾盆地位于我国东部,包括华北平原北部、下辽河平原和渤海海域,整体上盆地中部宽,南北两端窄,呈北东—南西向反“S”形展布,总面积约60余万平方千米。盆地西邻太行山隆起带,北抵燕山褶皱带,东部和东南部为辽东、胶东和鲁西隆起,南端与南华北盆地的开封坳陷过渡,是叠加在古生代华北克拉通巨型坳陷之上的中、新生代界裂谷盆地(图1-1),其次级构造单元划分如图1-2和表1-1所示。盆地内发育辽河(辽河油气区)、黄骅(大港油气区和冀东油气区)、冀中(华北油气区)、济阳(胜利油气区)、临清和东濮(中原油气区)等大型坳陷,是我国重要的油气富集区。图1-1 渤海湾盆地构造轮廓图(据漆家福等,1997)1—老第三纪断陷边界正断层;2—老第三纪隆起;3—坳陷内凸起;4—走滑断层带;5—海岸线表1-1 渤海湾盆地构造单元划分简表图1-2 渤海湾盆地构造单元划分简图(据渤海湾深层勘探项目经理部,1994修编)1—盆地边界;2—二级构造单元边界;3—三级构造单元边界;4—凹陷编号;5—隆起;6—凸起渤海湾盆地深层烃源岩包含了三大套沉积岩系,一是埋深大于3500m的新生界和中生界,二是上古生界煤系,三是以海相碳酸盐岩为主的下古生界和中新元古界。对于古生界来说,所谓的“渤海湾盆地”范围只是华北地台古生代巨型克拉通坳陷盆地的一部分。从板块构造格局划分,渤海湾盆地主体位于华北古板块东部,盆地的形成和发展受华北古板块与周缘板块相互作用的控制。板块活动的多期性和复杂性,造成盆地构造-热事件的多旋回性和沉积作用的多旋回性,形成多层位、多类型的油气源岩,并多次生烃,使渤海湾深层具有多层系、多期次、复合成烃的特点(表1-2)。表1-2 渤海湾盆地深层烃源岩发育简表渤海湾盆地作为华北古板块(地台)的一个组成部分,与其有着相同的地质发展历史,经历了太古宙地台基底的形成时期(地槽发育期)、中元古代—三叠纪的地台盖层沉积阶段和中新生代大陆裂谷发育阶段。渤海湾盆地区自古生代以来的构造-沉积演化可分为两大阶段,即古生代—中生代早期大陆板块拼合与克拉通盆地演化阶段、中生代中期—新生代活动大陆边缘与陆内裂谷盆地演化阶段。一、古生代—中生代早期大陆板块拼合与克拉通盆地演化阶段前中生代,本区为华北古板块(华北地台)的一部分,构造-沉积演化受古亚洲地球动力学体系(任纪舜等,1990)控制,表现为华北古大陆板块的形成并与南、北大陆板块逐步对接,于三叠纪最终拼合为统一的中国大陆板块(王鸿祯等,1985)。这一阶段是华北地台稳定发展的时期,明显的构造活动集中于古板块边缘,板内则以整体升降为特征,断裂、褶皱及火山活动微弱,长期稳定发育巨型克拉通坳陷盆地。根据构造、沉积特征,进一步化分出早古生代的加里东构造旋回和晚古生代—早中生代的海西-印支构造旋回等两个亚阶段。(一)早古生代的加里东构造旋回自寒武纪到早—中奥陶世,本区与整个华北地台一样、为典型的陆表海环境,沉积了厚达1200~1500m的海相碳酸盐岩,夹有膏盐夹层和泥质岩,岩性和厚度横向稳定,分异不显著,以平缓的近东西向同沉积大型隆起带和坳陷带为特征。早古生代海水于早寒武世中期府君山组进入该区,随后海水侵漫范围不断扩大。府君山组主要为潮坪沉积,馒头组呈现出泥灰坪、云坪发育的潮上-潮间环境,到毛庄组沉积时,海侵规模更大,发育以局限海为主的古地理面貌。中寒武世早期徐庄组形成时海水复又缓慢退出,古地理环境演变为广阔陆表海、潮间坪为总体的格局。中寒武世晚期张夏组形成时,区内乃至整个华北地台出现了大规模海进,局限台地广布、鲕粒浅滩发育。晚寒武世崮山组海侵继续加强,水深增大而水体宁静,环境以潮下低能开阔台地为主。长山组形成时海水稍退,环境演变为以潮间泥灰坪为主。凤山组形成时表现为局限海环境不断向北推进,呈一定海进趋势。奥陶系与寒武系为连续沉积。早奥陶世冶里-亮甲山组形成时,基本继承了晚寒武世凤山期的特点,表现为整体性面式海退(冯增昭,1984),沉积了一套以含燧石结核的白云岩为主、夹黄绿色薄层灰岩和页岩的沉积建造。下马家沟组为一次大规模海进时期,其中下马家沟组中晚期是海侵最广的时期,早期主要为潮上-潮间环境,中晚期以局限海-开阔海发育为特征,地层厚度由南向北增加,沉积了一套由灰岩、白云岩组成的碳酸盐岩建造。上马家沟组构成了又一个海进旋回,早期膏云坪、云坪为主,晚期以开阔海为主要环境。中奥陶世峰峰组形成时,海水进退频繁,古地理面貌总体上与上马家沟组相似,形成一套以碳酸盐岩为主、下部含膏盐层的沉积建造。峰峰组形成末期全区整体上隆,结束了该区早古生代的沉积历史,并因剥蚀差异导致峰峰组地层保存很不完全。(二)晚古生代—早中生代的海西-印支构造旋回早古生代中期,华北古板块南、北被动大陆边缘相继转化为主动大陆边缘(贾承造等,1988;胡骁等,1990),洋壳俯冲消减并发生局部碰撞,华北古板块具有弧后高原性质(马瑞士等,1995)。华北地台的加里东运动表现为整体抬升遭受长期风化剥蚀,缺失晚奥陶世至早石炭世沉积。晚石炭世早期复又整体沉降,从而开始了我国著名的晚古生代石炭—二叠纪海陆过渡相含煤岩系的沉积。华北古板块于晚古生代至早中生代完成了与南、北大陆板块碰撞拼贴过程,由此决定了晚古生代—早中生代沉积作用具有东西展布、南北分异的基本格局,华北盆地为克拉通坳陷并受大陆边缘板块活动影响。另一方面,马瑞士等(1995)认为,此期华北克拉通东部的板块活动对华北区构造—沉积起到控制作用,石炭纪时属于被动大陆边缘盆地,二叠纪时因野久洋(Cluzel等,1992)向中朝克拉通俯冲直至碰撞,华北东部转化为前陆盆地。晚石炭世,海水从华北地台的东、西两个方向向台地内部蔓延。渤海湾位于华北台地东部,故接受的海侵较早,在随后的晚石炭—早二叠世海陆过渡相含煤岩系形成过程中,渤海湾地区与大华北地台的其他地区相比,除了局部性的沉积相有所变化外,整体性质上具有共性。据上古生界地层厚度研究,渤海湾地区在晚古生代沉积时的构造特征表现为:在临清-济阳(上古生界沉积厚800~1000m),泊头-黄骅(上古生界沉积厚1200m),武清-唐山(上古生界沉积厚1200~1700m)等地存在着向斜构造,沉积厚度较大,而在上述凹陷间的背斜隆起区,则沉积厚度稍薄,一般为500~800m。表明上古生界含煤岩系沉积时,渤海湾地区存在着沉积环境和介质性质方面的变化,这种变化对煤系烃源岩的有机组分、地球化学性质、生烃潜力等方面都会带来不同程度的影响,造成煤系烃源岩的时空不均一性。二、中生代中期—新生代活动大陆边缘与陆内裂谷盆地演化阶段中三叠世末的印支运动是中国大陆地质演化史的转折点,板块拼贴形成统一的中国大陆,太平洋板块与中国大陆板块之间的相互作用(太平洋地球动力学体系)成为控制中国大陆东部地质演化的主导因素,构造-沉积分异由近东西向展布转化为北北东向展布与东西向展布并存的复合格局,同时也结束了大规模海侵历史,进入以陆相盆地为主的演化阶段。这一阶段可进一步划分为中生代燕山旋回和新生代喜马拉雅旋回等两个亚阶段。渤海湾盆地地区与中国大陆东部一样,经历了中生代和新生代两个裂陷作用旋回(马杏垣,1983),形成众多不同规模、不同类型的陆相沉积盆地。在适宜条件下,发育以湖相暗色泥岩为主的烃源岩。(一)中生代燕山旋回中生代地壳运动以挤压拉张交替出现、伴以不同程度的剪切为基本特点,裂陷作用具有明显的幕式和旋回性。燕山旋回早期(侏罗纪时期),中国大陆东部以挤压作用为主,形成一系列呈北东—南西方向排列的大型褶皱、并伴生压性断裂,构成渤海湾中、新生代盆地及内部一系列坳陷和凹陷的雏形。早中侏罗世盆地以压陷盆地为基本类型,主要分布于辽西、黄骅、济阳等地,盆地规模一般较小,充填一套河湖沼泽相含煤碎屑沉积。燕山运动晚期,中国大陆东部地壳活动加剧,深部地幔物质活动激化,导致地壳浅部拉张,发生较广泛的裂陷,同时伴有强烈的中酸性岩浆活动。晚侏罗世—白垩世盆地以裂陷为主,盆地充填以夹有大量火山岩的河湖相红色碎屑岩为特征,下辽河地区于火山活动间歇期,发育陆相聚煤作用。(二)新生代喜马拉雅旋回中生代末期,随着太平洋板块向东亚大陆的俯冲加剧,中国大陆东部普遍隆升,经历了晚白垩世至古新世的沉积间断和剥蚀夷平过程,在此基础上,开始新生代裂陷作用旋回,形成渤海湾裂谷盆地。新生代喜马拉雅旋回大体可分为老第三纪裂陷沉降和新第三纪至第四纪后坳陷热沉降等两个阶段(陆克政等,1997)。老第三纪裂陷作用具有幕式渐进发展特点,包括三次裂陷伸展期,形成三个完整的湖进湖退层序。层序1为始新世孔店组沉积期,作为渤海湾裂谷盆地的序幕,沿北北东-北东向断裂和北西-北北西向断裂形成一系列断陷湖盆,分割性较强,盆内充填粗碎屑岩-基性火山岩-湖相泥岩-膏泥岩沉积,反映快速沉降、快速补偿、湖盆闭塞和火山作用强烈的特点。层序2为沙河街组第四段和第三段沉积期,凹陷增多、相互贯通、沉积范围扩大、为大规模的湖侵期,由于主干断层的强烈伸展,形成较大规模的深陷湖盆,发育良好的深湖相暗色泥岩。第三期裂陷作用发育在沙二段、沙一段和东营组沉积期,其间沙一段沉积期又一次发生大规模的湖侵。老第三纪末结束了渤海湾盆地的拉张断陷历史,从新第三纪以后,进入区域性坳陷的后裂陷阶段。在老第三系断陷盆地层系之上,沉积了一套以河流相为主的新第三纪—第四纪红色碎屑岩建造,形成统一的渤海湾坳陷盆地。

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