海上油气田前期研究.ppt

1,海上油气田前期研究研讨会地质油藏部分汇报提纲）,中海石油研究中心开发设计院2004年5月,2,提纲,1，海上油气田开发概况2，油气田开发前期研究的概念3，海上油气田前期研究阶段划分4，储量评估和开发预可行性研究5，油气田开发可行性研究6，总体开发方案编制,3,1，海上油气田开发概况,4,中国海上油气田开发自1967年至今已有37年，到1982年，年产不足10104t，15年累积产油仅107104t，经历了一个漫长、低速的探索过程。20世纪70年代末中央决定海洋石油对外开放，进行合作勘探开发。1986年第一个合作油田埕北油田投产；1993年最大的自营油田SZ36-1油田投产；1996年海上油气当量年产超过1000104t；1997年油气当量年产超过2000104t；2003年油气当量年产3000104t。目前海上油田开发正迅速发展。,5,截止2003年底，我国近海共发现71个油气田和103个含油气构造。共发现各级石油地质储量46.71108t，各级天然气地质储量12202108m3。近海已投入开发的油气田36个，已投产油气田的探明石油地质储量17.97108t，已投产油气田的探明天然气地质储量2226108m3；累积采油1.94108t，累积采气325108m3。,6,四大油气开发区,渤海油气开发区投入开发的油气田14个。主要有上第三系为主的重油油田、下第三系及前第三系复杂储层复杂油藏类型的油气田。珠江口油气开发区投产油田13个。主要的是以海相三角洲砂岩为储集层的背斜油田；以中新统碳酸盐礁灰岩为主要储层的披复背斜油田。南海西部油气开发区投产油气田8个。北部湾以含油为主的盆地、琼东南及莺歌海含气盆地，东海油气开发区投产油气田1个。主要储油构造集中在西湖凹陷。,海上油气田开发基本做法,合作和自营并举，发展近海油气初步勘探和试验性开发阶段（1957～1979年）发现了7个油田，13个含油气构造，其中5个小油田投入试验性开发。合作和自营并举阶段（1980～2003年）对外合作给我国海洋石油工业带来了勃勃生机；对外合作为自营油气田的开发创造了条件，成效显著；一大批自营油田的发现和成功开发，促进了新一轮大规模的对外合作。,8,高速高效开发海上油田我国海上早期开发的油田，仍然是以较长期的稳产为指导思想例如埕北油田。关于海上高速开采思路的突破对外合作解放思想，开辟了高速开采的新思路。采油速度研究及实验结果表明高速开采不会降低采收率高速开发取得良好的效果原油产量迅速增长与油田陆续投产和海相砂岩轻质油油田高速开采密切相关。东部公司高峰年采油速度4.2～11.1，各油田生产期平均年采油速度为3.7～6.5。,采用先进技术，保证油田高效有效开发做法高起点、重应用的海洋石油技术发展策略；依靠社会力量、紧密结合生产，开展实用配套技术研究；狠抓科技创新，促进科研成果迅速产业化。主要技术油藏描述是油田高速、高效开采的重要基础；先进钻井技术开拓了海洋石油高速、高效发展的新途径优快钻井、大位移钻井、水平井技术；先进完井、酸化技术有力地保护油层酸化解堵技术、气层保护技术；先进的采油工艺技术拓展了采油的新领域灵活多样的海洋工程设施，加速了边际油田开发,10,以经济效益为中心，贯穿开发全过程,随着每个开发阶段工作重点的转移制定了相应的经济目标在前期研究阶段以达到公司内部收益率为目标；在油田建设阶段以不超过ODP的投资估算为目标；在油气田生产阶段以控制单位原油操作成本为目标；进入市场要保证油气营销渠道畅通和保证资金及时回笼；油气田废弃时要以投入产出平衡为目标。,11,2，油气田开发前期研究的概念,,12,前期研究的重要性前期研究结果是油气田开发的决策依据。就是研究如何开发可以投入最少、产出最多，使企业获得最大的收益。前期研究成果水平直接影响决策的准确性，质量不高的研究成果可能使本来可以获利的油气田被枪毙掉或延迟开发，也可能使已经开发的油田达不到预期回报率，两者都对企业的经济利益造成一定影响。特别是海上投资巨大，因此对于这一阶段的工作无论是研究人员还是决策层都是慎之又慎。,13,前期研究定义指第一口井发现商业油气流后到油气田总体开发方案（ODP）经过国家主管部门批准的所做的地质、油藏、钻完井、海上工程、经济评价、环境/安全分析的全部工作。这个阶段的工作特点是时间相对长、专业涉及多、往往需要行业内部的互相配合，还要有一定的工程量。,前期研究包括油藏地质评价和储量评估；油田开发预可行性研究（开发早期评价）；油田开发可行性研究；总体开发方案（ODP）研究。,14,3，前期研究的阶段划分,前期研究阶段划分,,,,,,,,,,前期研究阶段,工程建设阶段,生产阶段,勘探阶段,,,,,,,,,预可行性研究,可行性研究,ODP研究和编制,储量报告,,,,,可研审查,,,ODP审查,,,投产准备,16,勘探阶段在确定钻探对象时，根据地质模式初步认识预测的资源量，进行开发可行性预评价，将有较好开发效益的构造作为钻探首选，为早日找到有价值的油气田创造条件。地质和储量评估属于勘探和开发研究的衔接部分为开发提供物质基础。油气田开发的预可研配合储量申报所作的开发问题研究。油气田开发的可行性研究提供多种油藏方案供决策。总体开发方案的研究最终选定的开发方案,,17,地质油藏的前期研究,这里指的是油气藏评价井基本完钻后所进行的地质开发问题研究。在整个前期研究过程中随着资料的不断丰富、分析研究工作的不断加深，对油气藏的认识逐渐趋于真实，因此尽管根据不同目的分成预可研、可研和ODP阶段，但地质油藏的研究工作是不可分隔的，它们是一个连续的整体一般在可行性研究阶段是地质油藏研究工作的重点。油气田地质油藏是前期研究的基础，由于对地质模式认识存在一些不确定性，需要通过人们的思维去客观的认识，因此油藏研究工作经常出现反复是不足为奇的。这种反复无疑会使前期研究的地质基础更加符合实际。,4、储量评估和开发预可行性研究,19,储量评估,储量评估的可靠性决定了油气田开发的成败，油气田的建成规模主要取决于储量规模和储量质量。其关键是对于地质模式的认识，如果地质模式判断失误，储量计算结果可能导致油气田开发的完全失败。充分利用评价井与高质量地震资料提高评估水平；已投入开发油气田的储量计算误差多数保持在15；多学科综合研究加快了油气藏评价的进程；,20,储量评估需要的基础资料1，2D或3D地震采集，要求品质较高、具有一定测网密度的资料；2，地震资料的处理结果与地质认识相符，地震资料的特殊处理；3，钻探了一定数量的评价井，评价井的密度和分布合理；4，评价井的录井、取心、测井、试油、流体取样资料；5，岩心、流体的常规和特殊分析化验资料。,储量计算公式,OOIPAhφγ/BA-含油面积；h-油藏碾平有效厚度；φ-油藏平均孔隙度；γ-原油密度；B-原由体积系数。,,21,储量评估提供的成果1，油田构造图、连井剖面、含油面积图；2，有效厚度等值图、孔隙度等值图；3，层位对比和划分结果和沉积相研究成果；4，流体包括油、气、水性质评价和储层综合评价；5，油气水分布及流体界面；6，储层物性分析；7，产能评价；8，油气藏类型；9，储量计算参数（cut-off）和储量计算结果；10，静态地质模型；11，储量报告（达到储量申报标准）,22,成果应用于油藏工程油田地质和储量研究成果是油藏研究的基础。例如1，储量分布和质量用于确定建成规模和动用范围；2，分层资料和流体分布用于确定层系划分；3，测试资料和有效厚度分布用于确定生产井产能；4，构造图用于井网部署；5，地质的静态模型位地质建模提供了方便；6，地质模式是数值模拟的重要依据。,29,预可研与储量评价的关系,1，预可研和储量评价研究目的有所不同◆储量评价是根据油气田储层研究成果，较准确的计算出地下有多少不同级别可供开发的储量。基本是研究地下的静态特征；◆预可研则是研究怎样将储量经济有效的开发出来成为商品。因此它基本研究的是地下流体的动态特征。2，预可研和储量评价的因果关◆储量评价为预可研提供可靠的物质基础；◆预可研为储量评价提供经济开发的手段，从而证实储量的商业价值。,30,3，预可研和储量评价工作上的衔接◆储量评价的成果是前期研究的地质基础；◆储量评价项目队必须有油藏工程研究人员参与；◆油气藏的前期研究每个阶段必须有油田地质研究人员参与；◆参与储量评价的油藏工程研究人员可能成为前期研究阶段的中坚,而储量评价的有关成员将负责前期中的地质研究；,31,4，参与储量评价工作的油藏工程研究人员任务◆研究流体性质，为储量计算提供可靠流体参数；◆根据压力恢复解释结果，分析储层的流动能力；◆根据测试油井产能分析，确定生产井合理产量；◆通过常规和特殊岩心分析，研究储层性质流动特性；◆根据流体及储层特性，研究油气藏类型和天然驱动能量，计算不同驱动能量条件下的采收率；◆为前期研究工作需要，与地质人员共同确定需补充录取的岩心和流体资料以及需完成的分析化验项目；◆对于未完钻的评价井的产能测试方式及测试要求、以及流体取样提出具体意见。,工作重点根据储量评价结果，提出油气田开发的多种设想，寻求经济有效的开发途径，确定其商业开采价值。指出下一的研究计划及对补充录取资料的要求、转入开发可行性研究或终止研究的建议。基础资料评价井基本钻完，储量评价工作基本结束、基础资料基本齐全，但一些研究开发问题的实验参数正在测试中，部分资料存在局限性。成果精度研究成果粗旷、趋势正确，定性结果，定量的精度略差。成果应用为钻完井、海上工程的预可研提供设计基础，综合研究成果用于储量报告。作为决策层确定下一步评价计划的依据。,来源于储量评价的资料,1.1地质、油藏1.1.1构造构造图，构造形态（背斜、鼻状等），断层系统（走向、倾向、断距，断层发育史等），圈闭类型（岩性、构造、断层）1.1.2储层储层分布，空间（垂向和平面）展布，层位、油组主要含油小层的对比，储层的特征（渗透率、孔隙度，孔隙结构，粘土矿物成分，岩电对应关系等）,来源于储量评价的资料,1.1.3流体a.根据取样和实验条件鉴定流体分析结果的准确性;b.流体组分及物理、化学性质（地面、地下流体在平面、纵向上的分布。1.1.4压力、温度系统与油藏类型a.压力、温度系统压力梯度、温度梯度b.油藏类型油藏是否具有边、底水，其能量大小,研究工作主要内容,1.2产能1.2.1DST测试的资料分析与鉴定了解油气井测试简况；鉴定测试结果的可信度；鉴定压力恢复资料录取的准确性；1.2.2利用DST进行产能和流动特性分析计算测试层的采油指数和米采油指数；选择解释软件进行试井解释，求取流动参数；1.2.3全井产能计算单层的理想产能；根据米采油指数和油田平均有效厚度，考虑多层开采和测试误差的系数，计算油气田单井平均产量；对于气田要根据测试数据计算无阻流量。,研究工作主要内容,1.3影响油气田开发的地质特点分析油气藏类型稠油油藏、轻油油藏、挥发油藏，干气藏、凝析气藏、湿气藏，异常压力温度油气藏，块状、层状油气藏、特殊岩性油气藏等等；油气藏的驱动能量分析边水、底水能量，气顶能量，溶解气能量；储层岩性（疏松、致密）；储量质量分布（平面、纵向），风险与潜力；原油性质的区域变化和天然气组分变化；储层的连续性和非均质性等。,研究工作主要内容,1.4开发设想预可研阶段的油藏工程尚属粗浅研究，不确定因素还比较多，因此只能是初步设想，这可以存在多种设想以便寻找出最好的方案组合1.4.1开发规模根据总公司总体规划要求和油气田特性确定油气田的年产能力和采油速度；1.4.2开发方式天然能量或人工补充能量；1.4.3开采方式自喷、泵抽、气举等；1.4.4层系划分与组合确定主要开发对象，追求开发效果和经济效果统一；1.4.5井网部署井网、井距、井型、注水方式；,研究工作主要内容,1.4.4采收率估算根据油藏类型和流体性质选择适用的经验公式估算油气田采收率；利用相似油气田进行类比估算采收率；利用物质平衡法估算采收率；利用水驱油试验结果估算采收率；1.4.5开发指标预测计算全油田15-20年开发指标（年产油气水量和压力变化），编制预测大表和产量变化图；计算方法多为概算法、类比法、经验公式水动力学、或简单井组模型的数值模拟。,研究工作主要内容,1.5综合评价1.5.1资料基础评价a.评价资料精度及代表性；b.明确提出需补充的基础资料；c.论证需增钻评价井和三维地震的必要性；d.提出增钻评价井井位和取资料要求。1.5.2下步研究工作计划a.下步评价计划或原计划调整；b.终止评价工作或转入开发可行性研究的建议。,研究工作主要内容,1.6编写海上油、气田开发预可研报告第一章概况第二章油、气藏地质描述第三章储量第四章开发设想第五章勘探、开发投资估算与经济评价第六章研究结论与建议,例LD22-1气藏预可研,（1997年完成）,LD22-1气田勘探评价井位图,气藏地质概况和特点,地层分区气组划分沉积相气层物性,地层,LD1,LD3,LD2,Y1,,LD22-1气田,北块,南块,泥底辟上拱形成南北向背斜北块为圈闭背斜，南块为断鼻南陡北缓,分区,埋藏浅＜1700m含气层段长深度约3901600m。含气层数多，气层薄共有17个小层，有效厚度0.812m储层疏松,物性较好,地层,地层第四系上部、第四系下部和第三系莺歌海组地层,,有效厚度及其分布,,物性特征,LD1属高孔（30-40）和高（2560mD）或低渗（2.5-20mD）LD2/3和Y1属高、中孔（20-38）和中渗（320-1280mD）,浅海相，砂体为复杂滨海和浅滩条带,岩性砂岩粉砂岩，岩石类型石英砂岩为主,沉积相,气藏特征,温压系统气藏类型气体性质测试产能,统一温度系统，地温梯度约4℃/100m正常压力系统，压力系数1.0341.154MPa/100m，各气层都有各自的气水界面。,温压系统,气藏类型,以构造岩性气藏为主T13下和T20下为两个底水气藏，储量分别为55和59亿方，其它都为边水气藏。,气体性质,干气天然气组份好除T20上层外，各气层的气组份相近，CO2含量极低，为00.95（＜1）。T20上层CO2含量高，且分区又有差异，3井区为21.4，6井区34.8，1井区80。N2含量高，约18。,测试产能,产能变化大主力气层，无阻流量约为10250万方/天。非主力储层多，储量少，产能低，无阻流量＜30万方/天。,有效渗透率及skin,出砂现象,所有试气井段都观测到出砂现象,,含气面积154.7Km2储量406108m3,含气面积11.1Km2储量24.8108m3,含气面积165.8Km2探明储量431108m3,LD22-1气田,乐东22-1气田预可行性研究,1997.4.23提供乐东22-1年产10亿、12亿方案（15口井）；1997.6.2提供乐东22-1气田年产15亿方，稳产11年方（9口井）。,乐东22-1气田预可行性研究,分南、北两块单独考虑；北块储层多，储量多，开发以北块为主。,开发难点,CO2含量较高，需要防腐；气层疏松，需要防砂；气层多，含气井段长，层间干扰大，需要分层系开采；上部气层埋藏浅，生产井点水平位移很小，需要适当的平台数以保证对气藏的有效控制。主力气层有底水，开发难度大。,北块开发,中心平台11口井2个井口平台4口井,年产10亿，12亿，15口井三套层系，三套井网，分期投产,方案1997.4,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,南块LDD年产0.66亿方，稳产16年LDA年产0.55亿方，稳产21年,分期投产方案,5、可行性研究,工作重点在预可研的基础上，开展专题研究，补钻评价井或补取资料、补充岩心和流体试验项目；对影响开发效果的敏感参数进行分析；建立地质、油藏模型，利用数值模拟完成油田开发多个方案的指标预测，确定推荐开发方案。基础资料基础资料基本齐全、准确，并覆盖整个含油气面积（可能仍有小部分分析、试验、钻探工作仍正在进行中）。成果精度研究成果趋势正确，定性、定量的结果精度高于预可研阶段。成果应用提供给钻完井和海上工程、经济专业作为设计基础，综合研究成果提供给领导层决策最终推荐方案、决策ODP研究是否启动。,研究工作主要内容,2.1基础资料准备2.1.1以储量评价和预可研阶段的地质和油藏工程研究成果为基础。2.1.2搜集和整理预可研之后又补充录取的资料，如新钻的评价井资料、测试资料、岩心分析资料和流体样品分析结果等。2.1.3进行考察调研和技术难点的专题立项研究，为总体开发方案研究作好技术准备。,研究工作主要内容,2.2地质研究2.2.1构造、储层、沉积相、流体、产能、储量等宏观上应以预可研阶段、储量评价的地质研究结论为准，有新资料或新研究成果时可以补充，但若在认识上有重大改变须进行专家确定。2.2.2细化油气水分布和储层评价分析a.进行细致的小层对比，并相应划分出隔层、夹层；b.储层物性的各向异性和储层连续性分析；c.水体的区域性分析；d.裂缝性油气藏加深裂缝特征、基质与驱油机理研究；,研究工作主要内容,2.3地质建模2.1.1建立地质模型a.相对简单油气藏，将储量评价时地质模型进行移植转化，根据要求，经网格粗化后生成新模型；b.对于复杂断快或特殊岩性油气藏需进一步分析，重新建立能反映地下渗流特性的地质模型。2.1.2建立油藏工程地质模型a.小层构造框架模型；b.三维储层属性模型包括有效厚度、孔隙度、含油饱和度渗透率模型。,研究工作主要内容,2.1.3模型检验a.符合综合地质研究的认识；b.井点构造层面深度与钻井分层深度基本一致；c.储层模型井点参数如厚度、孔隙度、渗透率等与测井解释值基本一致；d.模型参数与储量计算参数基本一致；e.模型储量与储量评价计算结果相近,研究工作主要内容,2.4油气田开发的油藏工程研究2.4.1确定油气田的开发原则海上油田着重研究如何在较少井数情况下获得高产。a.地下资源的合理利用（尽量多的采出）；b.立足于少井高产（高速开采）；c.立足于一次井网；d.立足于油气并举；e.油气田的联合开发；f.考虑主体油气田周围构造的滚动勘探和开发。,研究工作主要内容,2.4.2油气田的开发方式选择a.天然能量衰竭或人工保持压力开发技术论证；b.人工保持压力方法论证（注水、注气）。2.4.3油气田开采方式a.建立单井模型论证自喷开采的可行性；b.利用单井模型计算机械开采的对比指标；2.4.4井网、井距、井型a.不规则井网和几何井网的选择；b.利用数值模拟研究不同井距的开发效果；c.根据储层分布选择井型（定向井、水平井、多底井、鱼骨刺井等）。,研究工作主要内容,2.4.5油井和油田产量评价a.测试层的单层产能计算；b.全油田单层平均产能计算；c.生产井平均产能计算；d.特殊井型的产能和产量计算；d.油气田建成生产规模的合理性论证。2.4.6油田采收率估计a.天然能量驱动的采收率；b.注水、注气或其它开采方式的采收率。,研究工作主要内容,2.5开发方案优化2.5.1建立全体模型数值模拟a.选择模拟器；b.输入参数准备；c.生产限制条件确定；d.多种方案设定（不同开发方式、不同井网、不同采油速度、不同注水方案等）。2.5.2生产前景预测（数值模拟计算）a.15-20年开发指标计算；b.计算结果整理（表、图）,研究工作主要内容,2.6开发方案优选a.开发指标对比；b.确定一组推荐方案；c.向钻完井、海上工程和经济提供推荐方案参数。2.7以经济效益为准则的技术方案全面优选2.7.1与钻完井及采油工艺专业的协调2.7.2与海上工程专业的协调2.7.3与经济专业的全面协调2.7.4领导层和专家全面审查2.7.5确定最优方案,研究工作主要内容,2.8编写可行性研究报告2.8.1按“海上油、气田ODP编制指南”编写报告2.8.2报领导层决策后修改完成最终报告2.8.3有关附件．地质储量报告；．试井解释报告；．流体及特殊岩心分析报告；．其它有关的专题研究报告。,1、方案Z四套层系、两套井网、双管开采，12口井2、方案A三套层系、三套井网、分期投产，15口井3、方案B三套层系、三套井网、同时投产，15口井4、方案Q三套层系、三套井网、分散布井，15口井5、方案N三套层系、一套井网、逐层上返，9口井6、方案O三套层系、一套井网、逐层上返，14口井,例LD22-1气藏可行性研究层系、井网、开采方式的不同方案,第一套层系T11-T14,第二套层系T15-T19,第三套层系T20U-T20L,数值模拟计算,模拟器VIP、ECLIPS、WORKBENCHＤ等；建模网格方向视油藏形状而定；XY向网格大小视油藏沉积类型和开采方式而定，一般一个井距之间３个网格；Z纵向网格至少与地质分层相等，对于厚层或处于油水界面处应细分层；输入参数与流体流动有关参数；生产限制条件与生产实际相符的参数；模型初始化与储量相符；生产预测至少20年的开发指标；,,年产15亿9口井井口压力2MPa三套层系一套井网逐层上返,推荐方案1997.6,N522,方案敏感性分析,1、不同年产气量（10、12、15和17108m3）推荐年产15亿方的方案；2、不同井口压力（1、2和3MPa）建议井口压力选用2Mpa；3、不同skin值（0，10，20和30）建议采用表皮因子为20的方案指标作为经济分析的依据。,累积采气217108m3采气速度3.7采收率53.4,方案N522,15,6、ODP编制阶段,研究工作重点总体开发方案属于前期研究的最后阶段，主要是根据新的资料进一步补充和完善地质与油藏工程方案。ODP阶段的工作重点已由油气田的地下研究转向钻完井和海上工程研究。研究基础资料基础资料齐全、准确，并基本覆盖整个含油气面积。研究成果精度研究成果、趋势正确，定量的精度较高。研究成果应用成为油田建设阶段的主要技术文件。,研究工作主要内容,3.1基础数据提供3.1.1向钻完井和海上工程提供设计参数设计井位图、井数、井位、开采层位、完钻井深、开采方式、建设规模、预测的生产指标、投产程序、开采过程中的调整等，给出开发方案的风险分析和提出实施要求。3.1.2对于概念设计需要的生产数据，根据类似油气田的实际数据酌情提供。,研究工作主要内容,3.2推荐油藏方案的进一步细化3.2.1井位的进一步调整3.2.2开发指标的进一步测算3.2.3开发风险和潜力的进一步探讨,研究工作主要内容,3.3编写报告3.3.1按ODP报告的编写要求编写地质、油藏部分3.3.2按项目组要求编写总论的地质、油藏部分3.3.3按申报要求和项目组安排编写汇报简缩本3.4为有关部门的审查准备材料a.投资与预算专家组审查材料；b.总公司决策层决策材料；c.国家审查材料。,ODP编写大纲,第一卷总论第二卷油田地质及油藏工程第三卷钻井完井及采油工艺第四卷油田海上工程第五卷生产作业第六卷安全分析第七卷投资估算及经济评价第八卷环境保护,第二卷编写大纲,1，概况2，油田地质特征3，油藏工程开发原则开发方式及开采方式建设规模井网层系生产井产能分析采收率和可采储量估计4，方案设定5，开发指标预测推荐方案6，方案实施要求,ODP被批准后的权威性,a.项目被批准启动后，ODP就成为实施阶段的唯执行文件；b.何人无权对其进行修改，编制单位只能对某些具体问题予以解释；c.一些重大技术和经济指标在项目执行过程中必须以ODP文件为约束条件；d.如果某些问题需要变更，特别是需要追加工作量和投资时，必须按规定和有关程序上报,中心平台D四个井口平台A、B、C、E,中心平台5口水平井1口斜井采I东、II下东、III上主要采高CO2区,井口平台A、B、C和E全部采低CO2的单元A平台5口水平井，1口斜井（II上东、II下西）B平台5口水平井（I西、II上西）C平台5口水平井（I西、II上西）E平台4口水平井（II下西）,布井方案,1997年4月完成了ODP，6月向原国家计委进行了申报，要点如下-设计平台5座，生产井数26口，其中水平井24口、定向井2口；-动用储量909108m3；-三套化肥和部分民用设计年供气量27.9108m3，纯烃含量63.4，年产纯烃17.7108m3，稳16年；-投产顺序为第1年投D、A、E平台，5年后投B平台，10年后投C平台。,东方1-1气藏ODP,ＯＤＰ调整-最终方案,1999年3月，通过对下游天然气用户的市场分析，又对东方1-1气田的开发进行优化，恢复全面开发、平衡开采的原则，即高、低CO2区同时开发，除开发低CO2区的A、B、E平台外恢复D平台作为中心平台的地位，总井数为22口。对以下三个供气方案进行了配产研究。方案11-3年年产16108m3，第4年起年产24108m3，方案21-5年年产16108m3，第6年起年产24108m3，方案3年产24108m3；,采用1999年3月优化的布井方案，但对平台井数做了调整，要点如下四座平台A、B、D、E，其中D平台为综合平台，A、B、E均为井口平台；总井数22口，除两口井为定向井外，其余均为水平井；D平台井数8口，其中6口井采高CO2区，2口井采低CO2区；A平台、B平台各6口井，E平台4口井，全部采低CO2区。将E平台两口井改为从D平台钻出。,井位部署,近海油气田开发潜力和面临的问题,2003年底原油储量状况,2003年底天然气储量状况,2003年底已投产油田储量,2003年底开发状况,潜力目前还有近一半石油地质储量和三分之二以上天然气地质储量尚未投入开发，说明我国近海油气田开发的后备资源和储量比较充足，为近海石油工业的今后发展打下了可靠的基础。提高重质油油田水驱采收率有一定空间；海相砂岩油田开发调整潜力不可忽视；复杂油气田需要加深研究；未开发油气田的加快投产,水驱开发中的三大矛盾,平面矛盾通过动态分析剩余油平面分布，侧钻水平井、钻加密井，提高水的平面波及范围；层间矛盾通过生产测井、C/O测井、机械找水，了解小层储量动用状况，采用机械堵水和注水井深层调剖提高水淹厚度；层内矛盾通过动态分析和能谱测井确定剩余油分布，化学堵水提高动用程度。,IOR的技术难点,已开发油田目前急待解决的工艺问题防砂井段内的小层堵水问题；水平井的堵水问题；层内的堵水问题；出砂井的修井问题。,面临的挑战,已经投入开发的油气田多数是储量比较大，储层和原油性质比较好，产能比较高的整装油气田，而未投入开发的油气田有相当一部分是属于储量规模较小，原油性质较差，地质条件不好的油气田。如稠油油田，复杂油气田和处在经济警戒线以下的边际油气田。今后我国近海油气田的开发比过去的困难要大的多，要面临技术和经济两个方面的严重挑战。,重质油油田采收率低；海相砂岩油田进入高含水期后产量递减快；复杂油气田开发效果不理想；三次采油方法应用受到制约；边际油田储量动用难度大,技术经济对策,增加已投产老油田可采储量；油田周边储量的动用；已投产油气田周围区域加强勘探和评价力度，实现滚动开发；加快新油气田的建设速度；促进边际油田向有效开发的转化；开展三次采油技术的系统研究。。,开发规划,中国海洋石油产量（国内）到2010年预计将达到3247104t。中国海洋天然气产量（国内）到2010年预计将达到147108m3为了实现这一宏伟目标，需要政府和同行们的大力支持和全海洋石油人的不懈努力。,谢谢,