虚拟现实系统在渤海石油研究院的设计和实现

石油勘探开发是一个数据驱动的风险行业。海量的地震数据和油藏模型提供了复杂的地下构造的影像和模型,为了提高和加强对地下构造的认识,渤海石油研究院设计和建设了虚拟现实中心。本文回顾和总结了虚拟现实中心的设计和技术线路,探讨了虚拟现实技术在科学计算数据可视化领域在石油勘探开发领域的应用。

渤海稠油油藏冷采产能测试技术参数限值研究

通过分析渤海稠油油藏冷采测试数据,结合油藏工程理论公式及油藏数值模拟计算,确定渤海稠油油藏冷采测试黏度参数限值。在此基础上,利用油田冷采产能测试资料,评价热采产能,形成渤海稠油油藏热采产能评价方法。研究成果可应用于评价油田是否适合冷采测试和指导油藏合理产能配置,从而节省勘探成本、提升油田开发效益。

海上多层砂岩油藏油井压裂充填时机研究与实践——以渤海L油田为例

渤海多层砂岩油藏L油田目前已进入中高含水期,调整油井压裂充填后的含水率差异较大,部分油井含水率高、日产油达不到设计要求,对油田调整井的部署影响较大。利用多层数模机理,在不同含水时期分别对油井全井各层压裂充填、仅对主力层压裂充填以及仅对非主力层压裂充填3种压裂充填方式进行效果分析,研究表明,当主力层强水淹厚度达到一定比例时,对主力层压裂充填会导致水窜严重,影响产油量,而对非主力层进行压裂充填,有利于控制油井含水率和增加产油量,为油田调整井射孔压裂充填开发提供依据。

渤海湾盆地沙南凹陷古近系中深层砂岩储层特征与岩性油气藏勘探

渤海湾盆地沙南凹陷陡坡带古近系沙河街组二段发育辫状河三角洲相砂岩储集层,该储层受构造位置、埋藏速率、古地温变化、断裂作用的影响,在不同构造区特别是中深层,其物性具有明显的差异性。笔者等利用钻井、测井、地震及分析化验等资料,对中深层砂岩储层沉积相、成岩作用及孔隙演化特征进行研究,提出优质储层的主控因素及演化规律。结果表明,研究区中深层砂岩以岩屑长石砂岩为主,孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔为主,储层存在中孔中渗型、中孔低渗型、低孔低渗型和低孔特低渗型4类,且以中孔低渗型为主。储层孔隙总体比较发育,储层整体表现为中等孔隙度、中等渗透率,储层物性较好。对区内优质储层发育的控制因素进行研究表明,富含石英、长石的物源区母岩是区内优质储层发育的物质基础,三角洲分流河道沉积相是优质储层发育的主要沉积相类型,成岩晚期方解石胶结物经过强溶蚀作用是优质储层发育的关键因素。对中深层优质储层时空演化规律分析表明,沙南凹陷南次洼曹妃甸14-e构造区发育辫状河三角洲相砂体,且这些砂体都位于有效烃源岩内,油气运聚条件优越,所以岩性油气藏勘潜力较大。已钻井也证明了区内厚油层的存在,说明该区是沙南凹陷岩性油气藏勘探最有利场所。

渤海JZ-X油田气顶窄油环油藏井位优化和挖潜策略

针对气顶底水窄油环油藏易气窜水锥、剩余油分布复杂的生产难题,在渤海矿区逐渐探索出利用水平井开发的井位优化与挖潜策略。基础井网阶段:水平井段垂直构造线穿多层来提高储量动用程度,并匹配智能滑套分采管柱以缓解层间矛盾;基础井网平行于流体界面,部署于油水界面之上1/3油柱高度避气控水。综合调整阶段:通过油藏数值模拟研究,油田开发进入中—后期,剩余油平面上主要富集于井间滞留区,纵向上后期水体能量驱动逐渐发挥主要作用,剩余油主要富集于油层上部。对比井间侧钻、气顶注气和屏障注水方案增油量指标,当前剩余油挖潜策略以井间侧钻与气顶注气为主。井间侧钻通过低产低效井平面侧钻至井间,纵向高部位部署挖潜剩余油,单井净增油量为3.4×10^(4)~4.2×10^(4)m^(3);气顶注气通过采气井转天然气回注,补充气顶能量,气驱水平井上部剩余油,提高原油采收率,预测净增油量为5.2×10^(4)m^(3)。

渤海典型薄互层油藏水驱动用及关键开发指标研究

P油田整体为典型的薄互层油藏,主要特点是储层厚薄不均、薄层发育、储层横向变化快、储层连通性差、测试及生产动态资料少,导致真实水驱动用程度预测难度大。水驱油藏中注采对应率的高低直接决定了水驱动用程度,对油藏关键指标如采收率、递减率和含水上升率的预测精度有重要影响。首先基于地质精细小层对比,从薄互层油藏注采对应率出发,得到油田平均静态注采连通率在75%左右,进一步分析油田的随钻测压资料及实际生产数据,油藏实际动态注采对应率为70%;通过建立能够代表油田薄互层油藏地质特征的典型数值模型来判断注采对应率对递减率、采收率、含水上升率的影响。研究结果表明,在相同的产液速度条件下,注采对应率越高,递减率越小;反之,则递减率越大。随着注采对应率的提高,油田采收率和含水上升率也相应提高。

基于有限元仿真技术的超大通径悬挂器的研制与应用

常规悬挂器由于通径小无法胜任膨胀筛管完井作业,并会给后续作业带来更大的风险。针对此问题,研制出一种径厚比超过8的超大通径悬挂器,将主体坐封、坐挂、下入传扭、丢手等功能结构全部集成到服务工具中。首先介绍了超大通径悬挂器的结构特点和工作原理,并对核心零部件胶筒进行了有限元分析,然后制造了悬挂器样机,开展了悬挂器的多项性能测试。分析和实验结果表明:防液锁球座密封性能良好;悬挂器坐挂、胀封、丢手动作顺畅,与设计预期相符;悬挂器的胶筒承压大于25 MPa;卡瓦以及基管等结构件可承受50 t悬挂力载荷;其性能指标满足膨胀筛管现场施工使用要求。

智慧照明系统在海上平台的研究与应用

常规海上平台采用普通LED照明,灯具节能技术已达到瓶颈,照明负荷及电费优化困难。随着国家对碳达峰、碳中和的持续推进,海上油气平台对设备节能环保、节能降碳高度重视。智慧照明系统以照明灯具为智能联接管控对象,通过可靠的物联网技术和设备,实现了照明灯具的照度调节、能效监测、故障告警、寿命预测、信息追溯等功能,达到了高效率、精细化、低成本的照明管理。以海上某新建平台为例,对平台采用常规LED照明方案与基于物联网的智慧照明方案进行了详细对比分析,根据分析结果可知,采用智慧照明系统节电量约41.3%,年减少CO_(2)排放39.17 t,年节煤量约13.89 tce,节能降碳效果显著,可为后续油气田工程建设提供重要的参考借鉴。

渤海油田区域开发新模式研究

渤海油田经过多年探索形成了“大型油田单独开发”、“中小油田依托开发”、“小型油田群联合开发”三种开发模式。但近年来,现有开发模式遇到挑战,制约了油田发展。基于此,在充分考虑渤海海域各油田资源及勘探、开发、工程各生命周期计划预案基础上,提出了区域开发新模式。该模式统筹大油区内部油田各类资源,实现区域高效开发;通过勘探开发一体化,推动勘探进程,为区域开发提供物质基础;通过油藏与工程一体化,实现区域工程方案的全寿命设计。区域开发为渤海类似油田提供新的高效开发模式。

基底变质岩深部潜山储层构造裂缝发育特征及主控因素——以渤海湾盆地渤中B区块为例

构造裂缝是改善基底变质岩潜山储层物性、提高油气产能的关键因素,但对于基底变质岩潜山储层构造裂缝的发育特征及主控因素的多尺度综合研究较少。以渤海湾盆地渤中B区块为例,综合利用薄片、岩心和成像测井资料,系统总结了基底变质岩潜山储层构造裂缝的特征,明确了主控因素,揭示了构造裂缝有效性影响因素和发育模式。研究区构造裂缝主要发育剪性裂缝,张性缝次之,斜交缝和直立缝较发育;裂缝整体充填程度高,主要充填物为泥质,其次为碳酸盐类;识别出近EW向、NE—SW向、NW—SE向和NNW—SSE向四组构造裂缝,其中近EW向裂缝较为发育,说明印支早期的强挤压作用环境是裂缝大规模发育的关键时期。研究区构造裂缝主要受岩石力学性质、构造作用、风化作用、储层物性和岩性控制。构造裂缝有效性主要受控于最大水平主应力方向与构造裂缝走向的夹角、构造运动、裂缝充填以及溶蚀作用等因素。纵向上基底变质岩深部潜山的构造裂缝随着深度增加所受风化作用减弱,在内幕带中沿断层局部发育溶蚀孔隙;不同岩石力学性质的岩石发育裂缝程度不同,脆性指数较大的岩石裂缝发育程度较高。横向上背斜核部的构造裂缝线密度大于翼部,当储层孔隙度和渗透率处于合适范围时有利于构造裂缝发育。

渤海湾盆地莱州湾凹陷沙三上段近源砂质辫状河三角洲沉积特征

为厘清渤海湾盆地莱州湾凹陷近源砂质辫状河三角洲沉积特征和储层发育规律,应用地震、钻测井资料、岩心观察及粒度分析等资料分析,总结K油田沙三上段的沉积特征。研究结果表明K油田沙三上段可识别出辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘及辫状河前三角洲等3种亚相,进一步划分出辫状河道、冲积平原、水下分流河道、河口坝、席状砂及水下分流河道间等6种沉积微相,不同沉积微相的粒度分布特征明显不同;沙三上段发育一套完整的升降旋回,初期主要发育水下分流河道沉积,砂体储层厚度4~9 m,河道末端发育河口坝,砂体储层厚度3~8 m,分流河道平面分布范围最大,是该地区重要的储集层;之后湖平面逐渐上升,河口坝平面发育范围达到最大,至最大湖泛面后湖平面缓慢下降,并在沙三上段顶部发育辫状河三角洲平原亚相,砂岩厚度减薄至2~5 m。

海生物对渤海导管架平台结构性能的影响

为分析附着海生物对渤海导管架平台结构性能的影响,以渤海某典型4腿平台为例,结合渤海油田导管架附着海生物现场实测数据,针对不同海生物厚度及密度对导管架结构的影响进行敏感性分析,结果表明,平台所受环境荷载随海生物厚度增加而增大,而海生物密度对环境荷载不产生影响;结构杆件UC值和桩头力随海生物厚度及密度的增加而增大,节点UC值随海生物厚度增加而增大,随海生物密度增加几乎没有变化;平台前三阶自振周期随海生物厚度及密度的增加而小幅增大;疲劳寿命随海生物厚度的增加逐渐降低,且几乎不受海生物密度的影响;平台极限承载力不受海生物的影响。

基于多属性融合的火山机构喷发演化规律研究

渤海湾盆地渤中34-9油田常规砂岩油藏贯穿火山机构内部,油藏储层叠置连片分布,造成岩相变化快、物性变化大以及不同期次的火山岩叠置。综合利用火山岩岩心、薄片、测井、地震融合等资料,基于神经网络技术对渤中34-9油田不同岩性结构化数据进行有效表述和预测,对新生界火成岩发育特征和火山机构时空演化规律进行研究,明确多岩相沉积时期火山活动范围,并建立不同火山岩相识别方式模板。研究认为,渤中34-9油田火成岩相可分为火山通道相、溢流相、爆发相、次火山岩相和火山沉积相;发育5期复合性火山喷发活动,内部发育多个单一火山旋回相序。经78口开发井实施表明,有针对性地进行评价和优化井位,可有效规避钻遇火成岩的风险,提高砂岩油藏钻遇率。研究成果可为渤海乃至国内外类似油田的勘探和开发提供参考。

石臼坨凸起南部陡坡带扇三角洲沉积特征研究

近年通过钻探在渤海中部海域石臼坨凸起南部陡坡带东三段发现了大型扇三角洲沉积,其具有储层厚度大、岩性复杂、横纵向非均值性强等特征。充分利用录井、测井、壁心和薄片等分析化验资料,对扇三角洲的沉积模式、储层特征、沉积微相特征以及储层展布特征进行研究。结果表明石臼坨凸起南部C构造东三段为湖盆陡坡带的吉尔伯特型扇三角洲沉积,主要发育扇三角洲前缘的近岸水道、远岸水道和水下分流河道间沉积微相。其中近岸水道粒度较粗,以含砾砂岩、砂砾岩为主,储集空间以原生孔隙为主,物性较差,为低孔低渗型储层;远岸水道粒度较细,以含碳酸盐中细砂岩为主,次生溶蚀孔隙发育,物性较好,多为中孔中渗型储层。同时根据地震层序和时频分析技术可将其砂体纵向划分为四期扇体,结合沉积模拟和地震属性,识别了四期扇体的展布范围。研究成果可为扇三角洲储层的油气田勘探开发提供借鉴指导。

广义Beta小波域地震高分辨率处理方法研究

渤海湾南部海域A油田是典型的辫状三角洲沉积。由于前积体储层埋藏较深,地震资料主频低且纵向分辨率不够,影响单期前积体储层刻画的准确性。针对这一问题,研究提出了将地震高分辨率处理方法表示成小波域中带有正则化约束的反演问题,引入非凸稀疏约束获得更稳健、准确的衰减补偿结果,从而提高地震资料的纵向分辨率;然后引入广义Beta小波变换,得到更佳匹配地震数据的时频谱,进而补偿每个频率衰减的基于非凸稀疏约束的广义Beta小波域地震高分辨率处理方法。经A油田的无噪及含噪合成地震数据和二维地震数据验证结果表明:研究提出的处理方法能够有效提高地震资料的纵向分辨率,地震波强弱信号关系明显,同相轴横向变化(尖灭)突出,与井震匹配结果吻合程度较高。利用研究成果追踪解释前积体,可以准确刻画岩性圈闭的边界,为后续井位部署和井轨迹优化提供技术支撑。

基于动力响应特征的海洋平台感知需求研究

建立智能海洋平台,实现海上平台结构的健康监测与智能评估,首要关键技术是为海洋平台结构构建一层感知层,使其自身具备感知能力。为此,开展基于动力响应特征的海洋平台感知需求研究。基于ANSYS建立符合平台当前服役状态的数字仿真模型,采用模态分析和瞬态响应分析,研究平台结构的自振特性和振动响应。基于时域和频域分析,识别平台关键节点位置的振动响应特征,确定平台上部振动监测网络的测点位置及监测参数范围,明确平台监测网络的感知需求。

海上多轮次蒸汽吞吐后期开发特征及方案优化研究

渤海海域稠油储量比较丰富,蒸汽吞吐是稠油热采的主要方式,LD油田是中国海上油田第一次开展蒸汽吞吐先导试验的稠油油田,探索海上地下原油黏度在350 mPa·s以上稠油油田的有效开发方式,2口热采试验井随着吞吐轮次的增加,高峰日产油逐渐下降、地下存水量逐渐增加,见油前排液时间及累产液增加。由于海上稠油蒸汽吞吐开发仍处于试验阶段,目前缺乏海上蒸汽吞吐开发特征和规律的总结,需要开展海上多轮次蒸汽吞吐后期开发特征和开发规律的研究。随着吞吐周期的增加,2口热采试验井出现地层能量不足、低产低效、递减快的问题,主要原因是2口蒸汽吞吐井的加热半径仅40余米,而且加热范围外的原油因流度低、启动压力梯度大而导致有效动用半径小。因此,有必要开展蒸汽吞吐方案优化研究,扩大加热半径,改善热采开发效果,研究成果用于指导渤海稠油油田蒸汽吞吐开发。

渤海LD油田砂砾岩沉积特征及储层展布规律

渤海LD油田砂砾岩油藏开发方案实施后证实,南侧井区未成藏,北侧井区成藏,地质油藏模式发生较大变化。为探究其原因,利用岩心、薄片、钻测井、三维地震及开发动态等资料开展沉积储层研究,结果表明:沙二段为陡坡扇三角洲前缘沉积,物源供给受控于南北两侧沟谷,平面上发育两套沉积体;利用测井相识别出辫流坝、分支河道、河口坝、席状砂体等4类微相砂体,其中,辫流坝和分支河道沉积水动力强、砾石含量高,孔隙、微裂缝发育,储层物性好,为优势储层相;优势储层受控于沉积水流方向和古地貌,北侧砂体的展布与油气充注方向匹配较好,油气充满度高,是油田调整挖潜的主要目标,而南侧砂体未成藏。

渤海湾盆地莱北低凸起明下段低弯度曲流河沉积特征

明下段V油组是渤海湾盆地莱北低凸起的重要含油层位,V油组顶部发育低弯度曲流河沉积。应用地震、岩心和钻测井资料,对V油组L砂体的沉积特征和沉积模式进行精细刻画,L砂体沉积主体为低弯度曲流河,低弯度曲流河可进一步细分为河道、天然堤、决口扇和泛滥平原等多种沉积环境,主河道正韵律特征明显,发育稳定,次级河道发育局限,岩性主要为岩屑长石中-细砂岩,胶结疏松,孔喉发育,粒度统计结果表明,主要发育P-Q-R段;L砂体河道长度约为10.15 km,河谷长度为8.37 km,弯曲指数为1.21,整体表现为低弯度曲流河,河道宽深比为52.64~67.70。L砂体沉积时期构造相对平缓,基准面进一步降低,沉积物供给速率较低,是低弯度曲流河形成的主要控制因素。该认识为莱北低凸起的岩性油气勘探提供借鉴。

基于动态反演的“双高”油田驱油效率研究及挖潜实践

“双高”开发阶段油田水淹程度强,剩余油呈现整体分散、局部富集的分布特点,开展剩余油潜力精准评价对该阶段调整挖潜意义重大。以矿场实际生产数据为基础,在极限驱油效率室内试验认识的基础上,综合考虑矿场典型井网模式、水淹厚度、采出程度和含水率等因素,建立矿场级别下极限驱油效率动态反演数学模型,定量计算典型井网模式极限驱油效率。研究结果表明:1)原油黏度不同,驱油效率有差异,原油黏度为50 mPa·s时,驱油效率可达68%,原油黏度为300 mPa·s时,驱油效率可达62%;2)井网模式不同,驱油效率变化规律差异较大,结合SZ油田开发实际,定向井网极限驱油效率可达48%,水平井-定向井联合井网驱油效率可达61%~68%。SZ油田驱油效率仍有大幅提高空间,后续可通过调整井网进一步提高驱油效率。该研究成果考虑黏度差异的影响,定量评价高含水期油田井网调整对提高驱油效率的影响,为SZ油田潜力评价提供了指导,同时也为其他相同开发阶段油田提供借鉴。