两点系泊延伸试验和早期生产系统
为了科学评价油田开发，降低海上油田开发风险，避免总体开发方案和工程设计方案因缺乏测试资料而造成的失误和经济损失，需要在制定海上油田开发方案和工程方案前进行延伸测试，进一步验证油藏模型，测算油田实际产能，了解水(气)的上升趋势，掌握油藏物性和流体性质，确定油藏动态特征、最佳生产方式和适用的采油技术。考虑到边际油田和分散油井的开采，建设一个多功能、易操作、灵活、适应不同海况、可拆卸、可重复使用的海上延伸试验和早期试采系统被提上日程(图11-1，11-2
图11-1扩展测试和早期试生产系统“I”总平面示意图
图11-2“ⅱ”扩大试验和早期试生产系统示意图。
首先，扩展测试系统的主要流程
扩大试验和早期试采系统的地面工艺设施取决于试验井的压力和产量，一般采用两级分离技术。由于连续测试，生产的原油被输送到油轮，因此配备了外部输油泵、安全防火系统和安全报警系统。扩试及早期试生产系统地面工艺流程见图11-3。
图11-3扩展测试流程图
延伸测试和早期试采系统已在渤海湾和珠江口盆地等多个油田成功应用。该系统于2001年1月4日被中国人民* * *和中国国家知识产权授予发明专利权。
第二，新技术在扩大试验和早期试生产系统中的应用
(一)延伸试验优化了锦州9-3油田总体开发方案的主要参数。
锦州9-3油田位于渤海辽东湾，是19911发现的中型稠油油田。6月完成油田总体开发方案，次年6月获得政府主管部门批准。方案设计总井数为68口，建设一座人工岛和两座平台。稳产期油田年产油81×104 m3，开采15年累计产油604×104m3。由于设计的开发井和平台数量过多，项目基础设计投资较大，经济评价结果较差，方案无法实施。
为了重新评价，在油田主体部分1992-1995进行了三维地震采集和精细解释，钻了锦州9-3-7和9-3-8D两口评价井，特别是锦州9-3-8D的扩试和早期试采109天，取得了较为准确的储层参数。据此对开发方案进行了再次优化和修改，使油田开发达到中海油中国规定的利润标准，油田在搁置8年后于1997年底正式开始开发。
1.根据油田所处的海洋环境和延伸测试的要求选择测试系统。
锦州9-3油田水深6.5 ~ 10.5米，平均海平面2.03米，锦州9-3-8D井延伸测试的目的是对比探井和评价井的DST结果，找出DST与e DST的关系。选择的延伸试验和早期试生产系统为自升式钻井平台+两点系泊+储油船+穿梭油船。
自升式钻井平台已转变为钻井、延伸测试和早期生产的综合作业平台。延长测试期生产的原油通过具有一定强度的柔性3”浮动保温软管输送至储油船，再由穿梭油船外输，穿梭油船以靠泊方式与储油船对接。为了便于浮式软管输油和穿梭油轮靠泊，储油船采用水下浮筒两点系泊系统。
2.扩展测试和早期试生产系统中采用的新技术。
该系统采用的新技术有:水下浮标两点系泊系统；双筒吸力锚；两艘油轮采用两点系泊系统进行海上靠泊输油；浮动软管用于海上扩展测试等。
(1)水下浮标两点系泊系统
该系统用于系泊储油船，长期系泊在海上进行储油作业。其系泊系统包括:水上部分有摩擦链和尼龙系泊缆，水下部分主要有浮标、系泊链和水泥锚(负压重力锚)。见图11-4。
该系统具有结构简单、制造安装使用方便、安全可靠、操作简便、可重复使用、投资少、见效快、耐候性好的特点。该技术于10月23日被中华人民共和国专利局授予“实用新型”专利权，1999。
(2)双筒吸力锚
根据锦州9-3-8D井所在海域海水较浅，表层土较软较硬，泥面以下3m内快剪强度为4 ~ 8kpa，3 ~ 6m内快剪强度为6 ~ 20kpa的特点，采用内筒吸力锚。
吸力锚安装时采用了两项新的技术措施，即遥控集成抽水注水泵、阀门系统和沉锚状态实时监控系统，保证了施工作业的顺利进行(图11-5)。
这项技术获得了“实用新型”专利。
(3)两艘油轮采用两点系泊系统进行海上靠泊输油。
海上延伸测试和早期试生产期间生产的原油应运输至储油轮，原油外输时穿梭油轮应与储油轮对接。当原油运输遇到恶劣海况时，当油轮系泊张力超过允许值时，穿梭油轮必须与储油轮分离。
海上油轮靠泊方式见上图11-1。该技术为国内首创。
图11-4水下浮筒式两点系泊示意图。
图11-5双筒吸力锚结构示意图
(4)浮动软管用于海上延伸试验。
为了有效地防止海上延伸试验和早期试生产过程中产生的原油污染海洋环境，需要将产生的原油安全地运输到停泊在附近的储油船上。由于储油船处于风、浪、流的不规则变化中，如果采用带立管的刚性海底管道进行输送，就不能适应锚泊储油船的不规则变化。此外，输送原油的管道应具有一定的强度，并易于释放和回收。目前选择抗力为5t的柔性浮动软管进行海上延伸试验和早期试制，这在国内尚属首次。
3.扩展测试结果和应用。
1995年6月23日至10月9日，锦州9-3油田进行了109天的DST测试和延期测试，其中延期测试40天，累计产油15200吨。投产初期，单井产量为140m3/d，明显高于最初总体开发方案所依据的锦州9-3-1井和锦州9-3.2井的产量。见表11-2。
表11-2锦州9-3油田综合产能对比表
锦州9-3-8D井的延伸测试结果解决了对油井产能这一油田总体开发方案中重要参数的认识，使编制开发方案时提高平均单井产能成为可能。通过调整参数，重新优化开发方案，预测单井日产量指标比原总体开发方案的平均单井日产量提高了约40m3。优化推荐方案中，开发井总数由原方案的68口减少到44口，平台由3个减少到2个。15年累计产油706.9×104m3，大大提高了油田开发的经济效益。见表11-3。
表11-3锦州9-3油田主要开发指标对比
根据中国海洋石油总公司1997的经济评价参数，企业税后内部收益率为15%，油田投产四年后税后利润总额可达891亿元。敏感性分析结果表明，该项目具有一定的抗风险能力。6月，1997，11，油田开发井钻井作业正式开始。
(二)延伸试验为刘桦11-1油田的经济有效开发提供了重要的数据依据。
刘桦11-1油田位于南海珠江口盆地，是一个礁滩背斜构造圈闭。该油田发现于1987年3月，原油属于高密度、高粘度的稠油。油藏类型为典型的块状底水油藏，油田石油地质储量为2.3×108m3，是南海珠江口盆地开发的最大油田。油田所在海域的水深为310m。频繁的台风、强烈的冬季风以及南海独特的内波和海流构成了油田所在海域复杂的海况。
1994年4月第一轮综合评价时，假设使用两个固定平台钻68口直井进行油田开发。经过经济计算，认为经济效益较低，进而提出两种基本生产系统:①常规深水导管架加张力腿井口平台，钻60口水平井；②圆筒形浮船综合平台系泊生产系统钻30口水平井。预计油田开发投资将达到800 ~ 6543.8+0亿美元，其最终经济效益仍不明显。
为了降低投资风险，降低开发成本，寻求经济有效的开发方式，决定选择在油田不同礁体部位已钻的常规直井(刘桦11-1-3井)、大角度斜井(刘桦11-5井)和水平井(刘桦16544)。为进一步加深对刘桦11-1油田储层特征、储层类型、流体性质和油井产能的认识，确定底水活度、水锥形成条件和控制因素，确定油井初始产能及其随含水率的变化，开展油田开采技术试验，揭示油田开发中可能存在的矛盾，寻找有效开发该油田的方法。
半潜式钻井平台+系泊系统+浮式生产储油轮+穿梭油轮用于扩展测试和早期生产系统。生产系统见本节前面的图11-2。
1.扩展测试和早期生产系统采用的主要技术
A.一座经过改装的半潜式钻井平台，具备钻井、完井和修井功能，以及为电潜泵提供动力所需的发电和配电设备，加上大容量系泊系统，保证半潜式钻井平台在百年一遇的极端气象条件下永久系泊在现场。
B.浮式生产储油船由油轮改造而成，具有生产原油、处理和储存污水、安装测试所需设备的能力。油轮的船头安装有一个炮塔，锚链的一端系在油轮的炮塔上，另一端系在潜艇重力锚上。
c输出系统，即穿梭油轮串联系泊在浮式生产储油轮上。卸油系统包括计量设备、管道、浮式软管、海水冲洗卸油管、软管提升系统和电缆系统。
D.采用重力锚系泊系统。
2.扩展测试结果分析
A.延伸试验结果表明，不同类型井的产能明显不同。因为水平井和大角度斜井钻穿油层的厚度是常规直井的13.5倍和5.0倍，相当于在油层中制造了一条长裂缝，扩大了油井与油层的接触面，降低了井筒附近的渗流阻力，提高了油井产能。水平井平均日产油量是常规直井的2.6倍。
B.水平底水上升速度比常规直井慢得多。由于底水锥进方式的改变，水平井和大斜度井由点锥进变为线“脊”锥进。另外，生产井长，单位长度采油强度小，扩大了扫油效率。上述两类井的井底都远离油水界面。结果表明，水平井含水率日增长率为0.265438±0%，大斜度井为0.89%，常规直井为65438±0.45%。
C.不同类型井水驱控制储量明显不同。根据各井水驱曲线计算结果，水平井水驱控制储量最高为93.7×104m3，其次为大角度斜井26.5×104m3，常规直井水驱控制储量仅为12.6×104m3。
3.从扩展测试中获得的主要知识。
由于刘桦11-1油田的自然属性和高速开采的独特要求，水锥提前形成、含水率快速上升、初期产量快速递减、生产压差大是不可避免的。
B.在先进的采油技术下，水平井和大角度斜井在高含水时仍能实现高产油。
C.在大压差生产条件下，该油藏纵向相对致密层不足以有效封堵底水锥进。刘桦11-1油田三口不同类型井的扩试成功，为该油田的有效开发提供了重要依据。
由于水平井不仅可以提高单井产量，减缓底水上升速度，而且其钻井成本仅为常规直井的1.9倍，采用水平井开发可以降低投资和开发成本。
3.早期生产测试系统在钻井、生产和测试中的成功应用。
曹妃甸1-6油田位于渤海湾西部，是一个由混合花岗岩组成的潜山油田，裂缝发育。1993年3月至1994年2月，曹妃甸井1-61井多次DST测试获得高产油流。为了进一步了解油井产能，核实油田石油地质储量，在1994年9月至165438年10月期间，采用了一套早期试油系统(图11-6)，* *生产原油15649m3。
图11-6随钻生产测试早期试生产系统配套工程示意图。
这是生产测试系统首次用于渤海探井和评价井，并在钻井、生产和测试中获得成功。由于该试采系统适用范围广，可在浅海地区大范围开发测试，完全适用于渤海各种油气藏的试采，还具有设备安装搬迁简单、可重复使用的特点。
(一)系统的主要技术创新
为了达到边钻边采边测试的目的，曹妃甸1-6油田在生产测试过程中对自升式悬臂钻井船进行了功能改造和开发，使钻井船既作为生产测试设施的作业平台，又保留了原钻井平台的钻井作业功能。因为涉及的作业多，技术专业多，特别是同时进行多项作业时，遇到的困难更大。在解决各种技术难点的过程中，该系统在国内外尚属首创。2001年4月5日，该技术被中华人民共和国知识产权局授予“技术专利”。
主要技术创新如下。
1.改造和发展自升式悬臂钻井船的作业功能。
从钻井船甲板布置、功能区划分、电气水电供油、载荷校核与控制到各种相关辅助作业，都进行了设计与改造。
对钻井船整个操作甲板进行了重新布置和设计，划分了不同的功能区和防爆区，并对载荷和功能进行了验证，对各种工况、采油和测试工况进行了系统设计和安装。此外，还对发电、供电、供热、供气、供水和人员住宿条件进行了规划和验证，对靠泊和吊装作业也进行了设计和安排。
2.搭建一个简易的二层井口平台。
利用曹妃甸1-6-1井和曹妃甸1-6-2DS井的30 "隔水管，搭建了一个简易的双层井口平台。此外，钻井船井口升降台作为防喷管的操作平台，满足钻井防喷器、生产井口和测试防喷管安装和操作的要求。在结构上，采用了两口井的立管横向连接加固和钻井船横向连接加固，使平台满足钻井和采油测试的安全要求。曹妃甸1-6-1试采的同时，曹妃甸1-6-2DS井进行了钻井作业，最终井深(井斜)超过3000米。
3.生产管柱结构
为了满足生产、测试和安全的要求，根据技术规范，在油井井口安装了电泵井口和采油树。y型管柱用于安装电潜泵和井下安全阀。在实际测试过程中，进行了各种压力和产量测试、关井压力恢复测试和高压物性取样。
4.油气处理工艺和输油设施
采用最简单的设计并使油气处理工艺流程满足测试、计量、输送等作业要求，并按安全生产规范要求设计安装相关设备，使工艺和设施具有检漏、报警、紧急停车等功能。
(2)扩展测试系统结果的应用。
1.根据DST测试修改该井的采油指数。
该井通过两次系统试井，平均产油指数为529m3/MPa.d，比DST测试计算值低约1/3 ~ 1/2。
2.确定合理的工作制度和产量。
根据不同油嘴的变化和产油量确定该井合理的工作制度时，油嘴应在18.26mm以下，产量应控制在530m3/d左右..
3.探明油水界面和石油地质储量。
利用延伸测试数据计算出油水界面为2946米(之前确定的油水界面为2900米和2950米)，计算出该油田的地质储量为400× 104 ~ 420× 104 t，与原容积法计算结果431×104t非常接近。