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莺歌海盆地东方1-1气田天然气来源与运聚模式赵必强;肖贤明;胡忠良;黄保家【期刊名称】《沉积学报》【年(卷),期】2005(023)001【摘要】莺歌海盆地东方1-1气田以其埋藏浅、天然气成份变化大、气藏位于底辟构造带等特征一直是研究的热点.长期以来对其气源、充注历史等问题存在不少疑问.该研究应用生烃动力学与碳同位素动力学方法通过对典型烃源岩的研究,建立起了烃源岩在地质条件下的生气模式与碳同位素分馏模式.结合天然气地质地球化学特征,研究认为:东方1-1气田烃类气体主要来源于梅山组烃源岩,非烃气体来源于三亚组或更深部含钙地层;天然气藏形成相当晚,与底辟作用有关,烃类气体主要充注时间在1.3Ma以后,CO2气体主要充注时间在0.1Ma左右;天然气成份的非均一性主要受控于底辟断裂活动所控制的幕式充注.【总页数】6页(P156-161)【作者】赵必强;肖贤明;胡忠良;黄保家【作者单位】中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室,广州,510640;中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室,广州,510640;中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室,广州,510640;中国海洋石油有限公司湛江分公司技术部,广东湛江,524057【正文语种】中文【中图分类】P593【相关文献】1.南海西部海域莺歌海盆地东方1-1气田开发认识及增产措施研究 [J], 李华;成涛;陈建华;管琳;薛国庆;刘凯2.莺歌海盆地东方1-1气田成藏条件及其启示 [J], 童传新;王振峰;李绪深3.莺歌海盆地高温超压大型优质气田天然气成因与成藏模式——以东方13-2优质整装大气田为例 [J], 谢玉洪;张迎朝;徐新德;甘军4.滨浅海泥流沟谷识别标志、类型及沉积模式——以莺歌海盆地东方1-1气田为例 [J], 李胜利;于兴河;谢玉洪;陈志宏;刘力辉5.莺歌海盆地东方1-1气田上新统莺二段源-渠-汇研究 [J], 周伟;张磊岗;马勇新;杨楷乐;管琳;高雨;陈硕因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
世界气田概况世界上有天然气田26,000个，探明储量142万亿立方米，最大的气田是俄罗斯的乌连戈伊气田，储量为8.1万亿立方米。
第二号大气田是亚姆堡，储量4.76万亿立方米，它们都分布在西西伯利亚盆地。
该盆地储量超过l万亿立方米的超巨型气田有8个，其中包括世界上排前四位的四个储量最大的气田，所以说，西西伯利亚盆地是世界上天然气富集程度最高的盆地。
世界气田概况世界上有天然气田26,000个，探明储量142万亿立方米，最大的气田是俄罗斯的乌连戈伊气田，储量为8.1万亿立方米。
第二号大气田是亚姆堡，储量4.76万亿立方米，它们都分布在西西伯利亚盆地。
该盆地储量超过l万亿立方米的超巨型气田有8个，其中包括世界上排前四位的四个储量最大的气田，所以说，西西伯利亚盆地是世界上天然气富集程度最高的盆地。
中国气田1、苏里格气田苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区。
该气田从1999年开始进入大范围勘探，2001年前期探明的储量只有2204.75亿立方米。
气田的开发目前也已进入实施阶段，包头、呼和浩特的天然气进城工程正在铺设管道。
2003年，苏里格气田又新增探明储量3131.77亿立方米，并通过国土资源部矿产资源储量评审中心评审。
至此，苏里格气田以累计探明5336.52亿立方米的地质储量，成为中国目前第一特大型气田。
2、普光气田位于四川省宣汉县普光镇，已探明储量3560.72亿立方米，是目前国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田。
到2008年预计探明储量将达到5000亿立方米至5500亿立方米，年产能将达到120亿立方米净化气，现为中国第二大气田。
3、达州气田2007年5月26日四川达州市人民政府在西博会上宣布，四川盆地天然气富集区达州市发现特大天然气田，天然气资源量达3.8万亿立方米，探明可采储量达6000亿立方米以上，是国内第三大气田（其中宣汉普光气田已探明可开采储量3560亿立方米，是迄今为止国内规模量最大、丰产最高的特大型海相整装气田）。
海洋油气资源分布、储量及开发世界及我国海洋油气资源分布、储量及开发现状据预测，全球陆上的油气可采年限约为30-80年。
随着对石油需求的快速增加，进入21世纪，世界随之步入了石油匮乏的时代，也就是所谓的“后石油时代”。
业内专家表示，海洋油气的储量占全球总资源量的34%，目前探明率为30%，尚处于勘探早期阶段。
丰富的资源现状让全世界再次将目光瞄准了海洋这座石油宝库。
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据统计，2009年海洋石油产量已经占世界石油总产量的33%，预计到2020年这个比例将会提高到35%。
2009年海洋天然气产量占世界天然气总产量的31%，预计2020年，这个比例会提高到41%。
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目前，深水和超深水的油气资源的勘探开发已经成为世界油气开采的重点领域。
TSC海洋集团董事长蒋秉华在接受《中国能源报》记者采访时说:“在海洋石油方面，过去十几年世界上新增的石油后备储量、新发现的大型油田，有残骛楼諍锩瀨濟溆塹籟婭骒東。
160%多来自海上，其中大部分是来自于深海。
”中国的沿海大陆是环太平洋油气带的主要聚集区，蕴藏着丰富的石油储量，据预测，中国海洋油气的资源量达数百亿吨。
作为全球石油消费第二大国，2009年我国的原油对外依存度已超过50%，因此，加快中国海洋石油工程业务的发展已势在必行。
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一、世界海洋油气资源分布及储量据美国地质调查局(USGS)评估，世界(不含美国)海洋待发现石油资源量(含凝析油)548亿吨，待发现天然气资源量78.5万亿立方米，分别占世界待发现油气资源量的47%和46%。
因此，全球海洋油气资源潜力巨大，勘测前景良好。
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世界海洋油气与陆上油气资源一样，分布极不均衡。
在四大洋及数十处近海海域中油气含量最丰富的数波斯湾海域，约占总储量的一半左右;其余依次为:委内瑞拉的马拉开波湖海域、北海海域、墨西哥湾海域、中国南海以及西非等海域。
海洋石油发展史题库1、目前世界石油产量约为 39 亿吨,海洋石油产量占总产量的35 %；世界天然气产量约为万亿方,海洋天然气产量占总产量的 30 %;2、世界四大油气富集区为中东、西西伯利亚、里海和玻利瓦尔;3、海洋石油金三角是指的墨西哥湾、西非和巴西三个地区构成的几何形状,三者的共有特点是具有丰富的深海油气资源,目前海洋勘探开发投资最多的地区是西非 ;4、世界上第一口陆上商业井是1859 年钻成,第一口海上商业井是1947 年钻成;5、深海油气勘探开始于 20世纪70 年代;6、目前世界上七大海洋石油产区为波斯湾、马拉开波湖、北海、里海、西非、巴西和墨西哥湾;7、1891年英国石油公司在波斯湾的伊朗国家钻了第一口井,而波斯湾最大的海上油田是 1951 年在沙特阿拉伯国家发现的; 8、 1964 年英国开始开发北海油田,1975年正式开采投产,1978年首次达到5000万吨产量,1982年产量达亿吨,次于苏联、美国、沙特阿拉伯和墨西哥,成为世界第五产油大国,1992年挪威产量也超过1亿吨,超过英国居欧洲第二石油生产国;9、20世纪70年代巴西首次在海洋发现石油资源;10、1917 年在马拉开波湖打出第一口生产井,1922 年起在马拉开波湖大规模开采石油,由此,在20世纪60年代委内瑞拉成为世界上最大的石油输出国,到1971年一直是世界上最大的海洋石油生产地区,目前马拉开波湖原油产量占委内瑞拉总产量的约75 %;11、1960年伊拉克、伊朗、沙特阿拉伯、科威特和委内瑞拉5国成立石油输出国组织,简称欧佩克,总部设在日内瓦,1965年迁到维也纳;12、中东地区探明原油储量约占世界总量的61%、探明天然气储量约占40%、原油产量约占40%、原油出口量约占2/3;13、西非海上油气开发开始于20世纪70年代、西非深海油气勘探开始于20世纪90年代;14、非洲海上油气主要集中在几内亚湾和苏伊士湾;15、西非海上油气产量主要集中在两个国家,即尼日利亚和安哥拉;16、埃及海洋油气构成中,主要产油海域在苏伊士湾,主要产气海域在地中海;17、美国曾一度控制着世界石油工业的生产与销售,最强盛时期被称为墨西哥湾时代,具体指的是从1859年到第二次世界大战后一段时间;18、2004年深水石油产量占全球石油产量的5%,2010预计可达到9%,其中57%是来自于巴西海域;19、美国国会1981年通过近海石油禁采法律,1990年老布什总统又签署了行政禁采令,使美国近海石油开采被完全冻结,2008年7月美国总统布什解除在美国近海开采石油的行政禁令,同年9月美国国会解除近海石油禁采令;近海石油禁采令主要是应对环境问题;20、有些地区由于油气资源丰富,被称为“第二个中东”或者“第二在波斯湾”,这样的地区有四个,分别是里海、北极、中国南海南部和中国东海;21、1922年,苏联在里海巴库油田附近用栈桥进行海上钻探成功,现在为阿塞拜疆首都,巴库的俄文含义是石油城;22、里海周边国家以1991年为界,之前是两个国家,但之后变为五个国家,五个国家中哈萨克斯坦石油产量最高,土库曼斯坦天然气产量最高,一直未在里海进行开发的国家是伊朗;23、里海地区第一条避开了俄罗斯的能源输出管线是2006年投产,输量为6000万吨；唯一一条从里海通往亚洲的运油通道为中哈石油管道,2006年投产,输量为2000万吨；于2008年开始建设的通往亚洲的天然气管线为中哈天然气管道,建成后,中国可从土库曼斯坦获得年输量300亿方的供给;24、据估计,北极石油储量约是世界总储量的25%、天然气储量约是45%;25、从1979年起,俄罗斯就已经在北极海域进行钻探和采油,并在2007年俄罗斯在4300米深的北极海域插旗,以此证明该地区为俄罗斯大陆架,由此引发了对北极的激烈争夺;26、2003年水深超过3000米的记录是由雪佛隆-德士古公司在墨西哥湾海域完成;27、1907年,在延长油田钻出中国陆地第一口现代油井,1967年,中国钻成第一口海洋井------海1井;28、目前,中国海洋石油年产量约为3360万吨,占全国总产量的18%；海洋天然气年产量约为73亿方,占全国总产量的8%;29、目前,中国最大的海洋油田是1999年由中国海洋石油公司与康菲石油公司合作发现的蓬莱19-3油田;30、我国海洋石油探明率约为%,海洋天然气探明率约%,远低于世界石油73%和天然气%的平均水平;31、中国海洋第一个商业性油田是埕北油田,是在1972年通过海7井获得高产油流被发现,于1985年与日本国的某石油公司进行合作正式投产;32、1959年,石油部联合组建第一支海上地震队；1964年,石油部组建了渤海第一支浅海地震队；1965年,由第一批海军战士复员队伍组成了我国海上第一支钻井队伍----3206钻井队；1966年完成了我国第一座桩基式钻井平台；1973年,中国设计建造了第一条自升式钻井船---名称为渤海1号,而世界上第一条自升式钻井船是在1954年建造的“迪龙一号”；1997年,中国第一口大位移井南海西江24-3-A14井于1997年成功完井,创新了世界纪录;33、胜利油田第一个海上油田是1988年发现的埕岛油田；辽河油田发现了第一个海上油田是1991年发现的葵花岛油田；中石油第一个百万吨海上油田是2003年投产的大港滩海油田的赵东油田；冀东油田于2005年在滩海发现储量达10亿吨的南堡油田,为中国海洋石油的发展增强了信心;34、1966年,地质部第五物探大队最早涉及北黄海盆地,但经过一系列勘探没有商业发现,至今仍没有大的突破；南黄海虽然在几口探井上发现了油气显示,但商业价值很不小,至今也是没有大的突破;35、据估算,东海海域的石油储量约为250亿吨,天然气约为8万亿方,被一些石油人员称为“第二个中东”;36、1980年中国东海海域第一口探井即龙井一号井；中国东海海域第一个中型油气田为平湖油气田,它于1999投产,年产达到亿方；2003年,东海域春晓油气田投产,产量为19亿方;37、1974年,南海东部开始海洋石油物探作业；1976年,西沙群岛永兴岛钻探了南海第一口深探井西永1井；1996年,南海东部油田产量超过1000万吨,成为中国第四大油田；2005年发现的陆丰13-1油田成为南海东部第一个自营油田;38、1999年,在西沙海槽还发现了海洋天然气水合物,亦称为可燃冰,总资源量约达700多亿吨油当量,约相当于我国近海石油天然气总资源量的一半;39、南海南部海域水深在1000米-3000米,石油地质储量大致在230-300亿吨,约占我国总资源量的1/3,有“第二个波斯湾”之称,目前,海域沿岸其它国家年产原油达6000万吨,我国反而未曾开发,因此,从多个角度出发,同海南部海域对中国的意义在于四个方面：聚宝盘、生命线、导火索、突破口;40、1982年成立中国海洋石油总公司,之后开创了中国海域的大规模对外合作的盛大局面;41、1983年成立了南黄海石油公司,也是东海石油公司的前身;42、世界石油工业面临的困难越来越大,未来的石油发展方向将有三个面向：面向深层、面向隐蔽、面向海洋;43、中东海洋石油产量在1971年超过马拉开波湖地区,然后一直位居海洋石油产量第一;44、1996年,在安哥拉海域发现了西非第一个大型深水油田——吉拉索尔油田;45、1982年通过的联合国海洋公约规定,任何国家均可把其海岸线200英里以内的水域当作专属经济区,而海岸线350英里以外的大陆架主权也归该国所有;大陆架交错的国家应该经过协商解决划界问题,如果不能达成协议,则依照中线原则划分;46、印尼国家是全球最大的液化天然气LNG出口国,澳大利亚国家是第一个向中国提供液化天然气的国家;47、中国最大的海上自营油田,也是第二大海上油田是1993年投产的绥中３６--１油田,也是被认为是目前世界上开发难度最大的稠油油田;48、中国自营的南海东部最大海上油田是2005年投产的陆丰13-1油田；49、中国最大的海上气田是1983年投产的崖13－1气田,称为“东方气龙”；中国自营的第一个海上气田是2003年投产的东方1-1气田;50、2006年中国海上第一口水深超千米的探井——荔湾3-1-1井获得成功,填补了中国深水海域油气发现的空白;。
莺歌海盆地东方1-1气田中新统黄流组浅海多级海底扇形成机理及储层分布莺歌海盆地东方1-1气田位于华南地区，是中国海上油气勘探领域的重要发现之一。
其中，中新统黄流组被认为是气田的主要目标层系，其储层的分布和形成机理备受关注。
黄流组是东方1-1气田中新统的一部分，沉积于海侵期间形成的浅海环境中。
根据地质特征和物性分析，黄流组主要由石英砂岩、泥质砂岩、硅质泥岩和泥质泥岩等岩性组成。
这些岩性具有较好的储集性能，为气田的形成提供了有利条件。
黄流组的沉积环境主要为浅海多级海底扇。
在古海盆的沉积过程中，由于断层的作用以及沉积物供给的变化，扇体被分成多个扇脊。
每个扇脊由一至多个扇泵组成，扇泵之间通过扇坡相连。
扇脊之间的关系复杂多样，包括交叉、合并、分离等。
扇体的形成与古地形、河道分布、海平面变动等密切相关。
扇体的形成机理多种多样，包括河道发育、泥石流沉积、沿海建筑、震荡沉积等。
以黄流组为例，其扇体形成的主要机理是河道分布和沉积物供给的变化。
在古地形变动的作用下，河道具有分岔、汇聚、重整等特点，这导致了扇体的复杂形态。
同时，断层活动和沉积物的堆积也对扇体的形成产生了影响。
黄流组的储层分布与多级海底扇的特点密切相关。
由于沉积物供给的变化，在不同的扇脊和扇泵中，储层的厚度和连通性存在差异。
一般来说，储层在扇脊中最好发育，在扇泵中次之。
扇体中储层的连通性较好，有利于气体的储存和运移。
据研究发现，黄流组的储层特点主要有以下几个方面。
首先，储层厚度普遍较大，可以达到数十米至百余米。
其次，储层孔隙度适中，一般在10%左右，孔径分布较为均匀。
再次，储层渗透率较高，常常达到百毫达因尺。
最后，储层连通性较好，具有较大的储量潜力。
综上所述，莺歌海盆地东方1-1气田中新统黄流组的浅海多级海底扇成机理及储层分布的研究具有重要意义。
通过了解扇体形成机理，可以更好地预测储层的分布和性质，为勘探开发提供科学依据。
未来的研究应进一步深入研究扇体发育特点和储层分布规律，以提高油气勘探的效率和成功率综合研究结果表明，莺歌海盆地东方1-1气田中新统黄流组的浅海多级海底扇形成机理和储层分布具有重要意义。
“东方1—1”气田投产
谭蓉蓉（摘编）
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2006(26)9
【摘要】2006年8月，随着东方1-1气田平台气嘴阀门的启动，强大的天然气流从近1500m的地层深处喷涌而出，至此，我国海上最大的自营气田——东方1-1气田全面建成投产，该气田预计产天然气达到27×10^8m^3，凝析不平衡近2×10^4m^3，东方1-1气田位于我国南海西部海域的莺歌海盆地，是中海油（中国）有限公司拥有100%权益的海上最大气田，
【总页数】1页(P73-73)
【关键词】东方1-1气田;投产;南海西部海域;莺歌海盆地;地层深处;天然气;不平衡;大气田
【作者】谭蓉蓉（摘编）
【作者单位】
【正文语种】中文
【中图分类】TE323
【相关文献】
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3.东方1-1气田二期项目成功投产 [J], 谭蓉蓉（摘）
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第十三章东方气田第一节开发历程及生产情况一、气田概述东方1-1气田位于南海北部湾莺歌海海域，气田海域水深70m ，1996年2月，落实气田的含气面积287.7 km2，天然气储量996.8×108m3（天然气组分N2:16.72%，CO2:19.69%，C1：61.87%，C2：1.22%，C3+:0.5% ），纯烃储量612×108m3，属于干气田。
1996年11月向国家储委审报，得到了认可。
气田所产天然气在海上平台经三甘醇脱水后水露点达到0℃，再与沉降脱水后的少量凝析油一起通过海底管道输至陆上终端。
气田总体开发方案海上设1座中心平台（CEP），3座无人驻守井口平台（A，B，E），共设26口井槽，钻22口生产井，气田内部有三条12"海底输送管道，三条海底复合电缆；一条22"从中心平台外输上岸的海底输气管道（全长110km）；陆上设终端处理厂，位于海南省东方市罗带乡，与中海石油化学有限公司化肥厂相邻。
二、油田基础数据气田开发分两期进行，第一期开发工程（两座平台和一个东方终端站）于2003年9月15日投产，正式向下游商业供气。
第二期开发工程将于2007年开始，将再建造两座无人住守的井口平台。
第一期开发的工程设施（上游设施）:海上平台：中心平台——D平台，设有8口生产井，为8腿导管架，三层甲板钢结构，并设有动力，生活模块，直升飞机坪等。
井口平台：E平台，设有4口生产井，为4腿导管架，二层甲板钢结构无人平台，动力通过海缆来自中心平台，设有直升飞机坪。
集气管道：井口E平台——中心平台海底管线12″，3.6km。
海底电缆：井口平台E与中心平台之间将铺设动力/控制/通讯复合电缆，由中心平台提供电力并实施监控。
外输海底管道：从中心平台至东方终端接收站将铺设22″，110km的外输管线。
三、东方1-1陆上终端简介东方1-1陆上终端位于海南省东方市罗带乡，与中海石油化学有限公司化肥厂相邻，距离东方1-1气田约110km，占地面积200亩。
第三节东方1-1气田1995年6月，中国海洋石油总公司向国家储委上报东方1-1气田天然气储量报告，初步确定探明储量801亿立方米，可采储量561亿立方米，计划年开采量20亿立方米。
据此，国家规划在海南东方市建设3套年产45万吨合成氨、78万吨尿素大型装置，形成年产尿素300万吨的大化肥基地。
截至2000年9月30日，中国海洋石油有限公司拥有净探明储量12740亿立方米。
2002年中国海洋石油总公司开始投资兴建东方1-1气田。
该气田是国家重点建设项目，由中海石油（中国）有限公司自主投资开发，投资总额32.7亿元，是我国独立开发和作业的第一座海上天然气气田。
2002年6月7日海上平台开始钻井，同年10月6日中心平台钢结构吊装工作全部安全完成。
东方1-1气田开发工程在海上建设5座生产平台、1台压缩机、26口生产井，铺设 110公里、直径为558毫米的海底输气管道，年供天然气24亿立方米。
通过东方化工城内的东方1-1陆上终端，对上岸天然气及凝液进行处理和稳定。
气田总投资32．7亿元。
东方1-1气田海底管线铺设工程包括2条海底管线，一条为平台间的海底管线，钢管直径12英寸，全长3.8公里；一条是平台到东方市陆上终端站的外输管线，直径22英寸，全长约105公里。
中国海洋石油总公司控股的海洋石油工程股份有限公司，承担海底管线铺设的施工任务。
海底管线施工工程，包括管线挖沟、清管、试压、排水及干燥等工序。
此项工程自2002年11月23日开始布拖拉缆，由该公司的“滨海109”和“蓝疆”号施工船施工。
“滨海109”船进行从海上到陆地的各线拖拉工作以及浅水段的铺设工作。
12月4日，“滨海109”船结束了东方1-1海管项目22英寸管线封头和弃管作业，共完成了直径22英寸海管拖拉铺设498根，总长6000多米的浅水段铺设，标志着东方1－1海管项目浅水段铺设施工胜利完成。
2002年1月16日，东方1-1气田陆上终端动工建设。
莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术一、绪论1.1 研究背景1.2 研究目的1.3 研究意义二、莺歌海盆地东方13-1气田2.1 地理位置2.2 气藏特点2.3 存在问题三、高温高压尾管固井技术概述3.1 尾管固井的基本原理3.2 尾管固井的主要方法3.3 尾管固井参数设计四、东方13-1气田高温高压尾管固井实践4.1 施工流程4.2 固井工艺4.3 固井效果分析五、结论与展望5.1 结论5.2 展望参考文献一、绪论1.1 研究背景随着石油行业的发展，原油和天然气作为重要的能源供应一直受到国家的重视。
尤其是近年来，能源科技的研究推进，石油和天然气的产量不断攀升，天然气成为“清洁能源”的代表。
然而，高温高压井深是现代石油工业中的重要难题，特别是气井的开拓更是面临着高温高压井深的挑战。
因此，如何找到更加先进的高温高压尾管固井技术，是我们研究的重点。
1.2 研究目的本文旨在对莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术进行深入的研究，探讨尾管固井的基本原理、主要方法以及参数设计等问题，为气井固井技术提供可行性实践，为气井的开发和生产带来实质性的帮助和推动作用。
1.3 研究意义尾管固井技术是现代石油开发和生产中的重要工艺之一，它不仅可以取得更高的采收率，同时也可以加强含硫天然气开采安全的保障。
在气井固井技术研究领域，尾管固井技术的应用是最重要的因素之一。
因此，研究高温高压尾管固井技术，对提高气井固井的技术水平和保证气井的开采安全具有重要的意义。
二、莺歌海盆地东方13-1气田2.1 地理位置莺歌海盆地是中国南部重要的气田区域，位于福建雄安大陆边缘盆地北缘，东北走向，总面积约4.6万平方千米。
东方13-1气田是莺歌海盆地内的重要气田之一，地理位置在北纬20°43'~20°48'，东经120°20'~120°28'之间。
2.2 气藏特点东方13-1气田是一个深埋滞留型气藏，位于上更新世构造运动的新构造界面上。
莺歌海盆地东方1-1气田上新统莺二段源-渠-汇研究莺歌海盆地位于中国大陆架南部，是一个重要的油气勘探区域。
近年来，莺歌海盆地东方1-1气田的上新统莺二段源-渠-汇受到了广泛的研究关注。
本文旨在探讨该气田的地质特征、油气藏分布、形成机理等方面的研究进展。
首先，我们来了解一下莺歌海盆地东方1-1气田的地质背景。
该气田位于中国大陆架南部的南海北部，属于古近系上新统，是一个富含油气资源的盆地。
该气田主要由源岩、储集岩和盖层组成，其中源岩主要为上新统莺二段，储集岩则主要为上新统莺二段和下第三系，盖层则主要由中新统至上新统的砂岩和泥岩组成。
根据研究结果，莺歌海盆地东方1-1气田上新统莺二段的源-渠-汇油气藏主要分布在盆地的南部和东北部。
南部地区主要发育碳酸盐岩储集层，以岩溶缝洞为主要储集空间，受控于石灰岩发育程度。
东北部地区则主要发育碎屑岩储集层，以砂岩和泥岩为主要储集空间。
关于莺歌海盆地东方1-1气田上新统莺二段源-渠-汇形成机理的研究，学者们提出了多种观点。
其中，温室海洋沉积模式、季风环境和生物活动等因素被认为是该气田沉积物形成的重要因素。
此外，构造运动也对该气田的油气进退有着重要影响。
在盆地南部，构造破坏使碳酸盐岩储层的溶蚀程度改变，导致了不同的储层发育状况。
在研究方法方面，学者们使用了地震、测井、岩心和钻井数据等综合手段进行了细致的研究。
通过地震资料的解释，可以揭示出岩性和构造特征，从而为油气藏的识别提供了依据。
测井数据可以提供储集岩的孔隙度、渗透率等参数，为储层评价提供了基础。
岩心分析则可以获取沉积环境、生物成分和岩石力学特性等方面的信息，为油气埋藏和形成机理的研究提供了线索。
综上所述，是一个复杂而重要的课题。
通过对该气田的地质特征、油气藏分布和形成机理等方面的研究，可以为气田的勘探开发提供科学依据。
这对于中国能源战略的实施，以及莺歌海盆地资源的合理利用都具有重要意义。
综合研究表明，莺歌海盆地东方1-1气田上新统莺二段源-渠-汇形成机理受多种因素的影响。
第十三章东方气田第一节开发历程及生产情况一、气田概述东方1-1气田位于南海北部湾莺歌海海域，气田海域水深70m ，1996年2月，落实气田的含气面积287.7 km2，天然气储量996.8×108m3（天然气组分N2:16.72%，CO2:19.69%，C1：61.87%，C2：1.22%，C3+:0.5% ），纯烃储量612×108m3，属于干气田。
1996年11月向国家储委审报，得到了认可。
气田所产天然气在海上平台经三甘醇脱水后水露点达到0℃，再与沉降脱水后的少量凝析油一起通过海底管道输至陆上终端。
气田总体开发方案海上设1座中心平台（CEP），3座无人驻守井口平台（A，B，E），共设26口井槽，钻22口生产井，气田内部有三条12"海底输送管道，三条海底复合电缆；一条22"从中心平台外输上岸的海底输气管道（全长110km）；陆上设终端处理厂，位于海南省东方市罗带乡，与中海石油化学有限公司化肥厂相邻。
二、油田基础数据气田开发分两期进行，第一期开发工程（两座平台和一个东方终端站）于2003年9月15日投产，正式向下游商业供气。
第二期开发工程将于2007年开始，将再建造两座无人住守的井口平台。
第一期开发的工程设施（上游设施）:海上平台：中心平台——D平台，设有8口生产井，为8腿导管架，三层甲板钢结构，并设有动力，生活模块，直升飞机坪等。
井口平台：E平台，设有4口生产井，为4腿导管架，二层甲板钢结构无人平台，动力通过海缆来自中心平台，设有直升飞机坪。
集气管道：井口E平台——中心平台海底管线12″，3.6km。
海底电缆：井口平台E与中心平台之间将铺设动力/控制/通讯复合电缆，由中心平台提供电力并实施监控。
外输海底管道：从中心平台至东方终端接收站将铺设22″，110km的外输管线。
三、东方1-1陆上终端简介东方1-1陆上终端位于海南省东方市罗带乡，与中海石油化学有限公司化肥厂相邻，距离东方1-1气田约110km，占地面积200亩。
终端具有两方面的主要功能：一是对上岸天然气进行处理和对凝析油272进行稳定，处理后的天然气供给与终端毗邻的化肥厂和外输到洋浦电厂以及海口市，脱CO2处理后的CO2目前设计直接放空到大气（预留有CO2利用装置的工艺接口），处理后的凝析油装车外销；二是具有对海上平台设施远程监控功能，确保在台风期间生产人员撤离后天然气生产的连续性和可操作性，其设计寿命为25年。
东方1-1陆上终端的生产设施主要有：天然气进站分离系统、天然气烃露点控制系统（丙烷制冷系统）、脱CO2和脱水系统、天然气压缩冷却外输计量系统、凝析油稳定系统、凝析油储存装车系统、燃料气系统，并伴有供热、供风、供水、循环水、消防、供电、通讯、化验分析、生活办公及配套的公用设施。
东方1-1陆上终端由大港油田集团石油工程有限责任公司设计（其中脱CO2和脱水系统由大港油田集团石油工程有限责任公司和成都华西化工科技股份有限公司共同设计），中国石油天然气总公司第一建设公司承建，中海石油有限公司湛江分公司担当作业者。
整个工程于2002年1月16日正式开工，于2003年7月15日投产。
四、采气工艺在CEP平台上设置了一套天然气处理系统，系统包括生产管汇、计量管汇及放空管汇、生产分离器、计量分离器、段塞流捕集器以及清管球发射器，系统内这些设备的组成可以有效地处理天然气中的大部分水分和杂质，要满足海管外输要求还必须经过天然气过滤分离器及TEG系统进行天然气过滤和脱水，处理后的天然气经海底管线外输到陆地终端，在终端再进行细微处理，以达到外售要求。
井口平台生产的物流经海底管线进入中心平台的段塞流捕集器进行分离处理，分出的气体与CEP平台的天然气汇合。
中心平台工艺流程见图13－11主要设备及功能描述1.1气井1.1.1气井井身结构东方1-1气田的气井全部为定向井，十口气井中有8口是水平井，另外2口是斜井。
井身结构是指油井完钻之后，所下入套管的层次、直径、下入深度、及相应的钻头的直径和各层套管外水泥的返高等。
（1）隔水套管，也叫导管。
用于隔离海水以及为下一层钻井提供导向作用。
下入深度取决于第一层较坚硬岩层所在的位置。
（2）表层套管，它的作用是分隔地下水层，加固上部疏松岩层的井壁，保护井眼和安装封隔器。
（3）技术套管，又叫中间套管，用来保护和封隔气层上部难以控制的复杂地层。
（4）裸眼井段，用于保护气层，节约开支及筛管完井作用。
273图13－1 中心平台主工艺流程图2741.1.2气井管柱结构DF1-1气井基本采用筛管完井的方式，整个管柱由防砂管柱和生产管柱构成。
(1)防砂管柱的井下工具从下到上依次是浮鞋、盲管、密封筒、抛光密封插入管、盲管、复合筛管、盲管、冲筒、密封加长筒、尾管封隔器。
(2)生产管柱的井下工具从下到上依次是密封总成+座封球座+管鞋、定位头、油管短节、FOX油管、No-No工作筒、FOX油管、生产封隔器、13Cr套管顶深、压力计脱筒、FOX油管、座落工作筒、FOX油管、流动接箍、井下安全阀、流动接箍+油管短节、安全阀液控线、FOX油管、油管挂+短节。
(3)所有的井下工具中，井下安全阀与生产部门联系最为紧密。
井下安全阀是平台发生灾难的最后一道保护。
井下安全阀一般采用地面液压控制的活瓣式阀门，活瓣用螺旋弹簧固定在常闭的位置。
活瓣关闭时井流被截断，活瓣可以从地面用液压通过控制管线开关。
东方气田使用的是油管回收式井下安全阀，由Halliburton生产，油管回收式，内径与油管匹配；非橡胶密封性好，寿命长；驱替油量少，动作迅速：带自平衡装置和X工作筒，便于操作。
安全阀的活瓣上有一个小孔，在开井时井下安全阀能自动平衡活瓣上下部的压力，理论上讲开安全阀不需要人工平衡压力。
当液压油到达某一压力时，井下安全阀自动打开。
1.1.3采油树每口气井设有采油树，采油树担负着开采天然气从地下到地面，并控制其流量。
具体包括采油树本体、手动主阀、液压主阀、翼阀、地面安全阀、油嘴、套管阀等构成。
1.2管汇在CEP平台上共设置了一个管汇橇（CEP-X-1210），橇内包括生产管汇（CEP-M-1210）、计量管汇（CEP-M-1220）及放空管汇（CEP-M-1230），该橇安装在CEP的中层甲板上，各井口来的天然气直接进入生产管汇，在此混合后进入天然气冷却器（CEP-WC-2110），之后进入生产分离器（CEP-V-1410）进行除油水处理；在对每口井的产量进行计量时，打开该井通向计量管汇的阀门，经计量管汇到计量分离器（CEP-V-1310）进行该井天然气主要组分进行计量测试；各井口需要放空时可打开放空管汇的阀门，经放空管汇进入火炬系统，在火炬系统内将放空来的天然气烧掉。
1.3生产分离器生产分离器的主要作用是将来自生产管汇的天然气进行气、油水分离，如图13－2。
275图13－2 生产分离器1—两相流体入口；2—反射挡板；3—气相整流构件及雾捕集；4—防浪板；5—气出口；6—液体出口；7—防涡器分离原理主要是利用重力沉降不同相的流体分离。
天然气比液相轻，因此在分离中液相（凝析油和水）沉降到容器底部，天然气在分离器的上部并从顶部排出。
为了使气体中分离出雾气（雾气由细小的液滴组成，悬浮在气体中）使用除雾器装置把细小的液滴结合成大液滴从气体中分离出来。
1.4计量分离器计量分离器的主要作用是将来自计量管汇的天然气进行气、水、油三相分离并计量。
计量分离器的主要原理类似与生产分离器。
1.5段塞流捕集器段塞流捕集器（CEP-V-1510）主要处理井口平台WHPE的来气，WHPE平台生产的天然气在平台上不做任何处理即经WHPE上的生产管汇进入海底管线输送到中心平台的段塞流分离器，在此分离器进行油水处理，该分离器是一个气液两相的分离器，它的分离原理和结构类似于生产分离器。
1.6天然气冷却器在CEP平台的中层甲板上设置了一个天然气冷却器橇，橇内包括天然气冷却器及橇内仪表、配管、阀件，来自生产管汇的天然气冷却器之后，再进入生产分离器进行天然气和液体的分离，天然气冷却器可以有效地冷却天然气，以满足后面流程的分离需求。
结构如图13－3所示：276图13－3天然气冷却器1――壳体２――球阀３――管束４――管箱５――螺栓６――固定支架――移动支架1.7天然气收球器(CEP-PR-1510)CEP-PR-1510接受来自井口平台的天然气，经过收球器进入段塞流捕集器。
收球器是一12＂的三通球阀，正常打开时，天然气通过收球器进入段塞流捕集器，井口平台发球后，当过球指示器显示球进入收球器的同时三通球阀的末端的隔板截断发球，然后关闭三通球阀，隔离井口平台的天然气管线(此时天然气走收球器的旁通进入捕集器)。
通过快速盲板端泄压阀泄压，打开快速盲板收球。
1.8清管球发射器在中心平台的天然气处理系统之后进入海底管线外输到陆地之前设置了一台清管球发射装置，该清管球发射器用于向110公里海底输气管线投放清管球，在陆地终端海底管线的另一端设有一收球装置，用于接受CEP平台发射来的清管球。
清管作业的目的在于清除海底管线内表面沉积的污物，保持管道畅通。
清管作业应经常进行，当流体流量相对于投产量较低时，或生产后期天然气含液量增大时，应进行不停产清管操作。
清管间隔时间和计划应根据前期的操作作业和腐蚀情况来确定。
1.9井口控制盘、易熔栓控制盘井口控制盘是油田生产中的重要设备。
井口控制盘主要用来控制采油树的地面安全阀、井下安全阀和主阀。
井口控制盘分为公用模块和单井模块。
通过公用模块能对所有井进行控制，单井模块具体控制每一口井。
井口控制盘通过电气接口，还能够实现远程控制。
另外，根据需要，井口控制盘还兼具其它277控制，如紧急关停控制、采油树易熔塞回路控制等。
井口盘由新加坡WMX公司制造，设计为抽屉式结构，即每口井对应一个抽屉，每个抽屉为一个独立的控制单元，具有完善的控制功能。
2 天然气脱水系统中心平台天然气脱水采用成熟的三甘醇脱水技术。
三甘醇脱水/再生设置双系列，每个系列处理50%的天然气。
三甘醇接触塔采用归整填料形式，贫甘醇的浓度为98.5%（WT）。
甘醇的再生采用常规再生，并预留汽提装置和接口，以增加设备的操作灵活性。
采用整块归整填料塔作为三甘醇接触塔与传统的泡罩塔相比，有着体积小、重量轻、投资少等优点。
该脱水系统主要设备有天然气过滤分离器、接触塔、天然气/三甘醇换热器。
甘醇进入接触塔上部时被冷却到比气体温度高8O O C。
这样做是由于甘醇和水蒸汽之间的平衡状态受温度的影响。
在较高温度下，因为蒸汽压是平衡条件，更多的水蒸汽会留在气体中。
为了使贫甘醇冷却，从再生系统中出来的约800O C的贫甘醇在气/甘醇换热器中被冷却。
从天然气中吸收了水蒸汽的甘醇成为湿（富）甘醇，通过液位控制流向高压液位控制阀，在此处压力降低，降到约620kPaG（A）。
