番禺油田群稠油油藏储集层构型特征及剩余油挖潜

针对番禺油田群稠油油藏采出程度低、隔夹层发育、剩余油预测难等问题,亟需提高储集层构型解剖和预测精度。利用地质、地震和测井资料,采用自然伽马回返率和大数据统计技术,识别储集层3级、4级和5级构型界面,研究各级次夹层的分布模式,定量表征储集层构型单元砂体内部结构以及夹层的展布形态,分析剩余油赋存模式及其主控因素,厘清构型界面对剩余油的控制作用。研究结果表明:储集层中发育的3级斜交型前积夹层能延缓流体垂向渗流,4级叠置型水平夹层能阻止流体垂向窜流;剩余油运移能量和方向主要受3级夹层、4级夹层及韵律差异控制。利用低产低效井侧钻10口调整井,初期总产量为680.00 m~3/d,侧钻后日产油量为侧钻前的5倍。

分散式风储一体化系统提升海上油田群电网频率稳定性研究

针对海上油田群电网接入海上风电引发的频率稳定问题,提出了分散式风储一体化系统(distributed wind-storage integrated system,DWSIS)的解决方案。首先,基于某实际油田群电网,构建了DWSIS及其接入电网的模型;然后,提出了DWSIS改善电网频率稳定性的原理及分析方法;最后,通过各典型故障下的电磁暂态仿真,验证了DWSIS的有效性和实用性。所提出的解决方案有望提升高风电渗透率下海上油田群电网的频率稳定性,进一步推动海上平台生产的低碳化发展。

高比例新能源接入海上油田群电网稳定性提升方法

由于新能源具有波动性和间歇性的特点,当其高比例接入海上油田群电网时,易导致电网出现频率稳定问题,需对高比例新能源接入海上油田群电网稳定性提升方法开展研究。基于海上油田群电网频率解析模型,分析了透平机组调频参数对电网频率稳定的影响机理,并研究了储能功率配置等对海上油田群电网频率稳定的影响。结果表明:海上油田群电网易在透平机组动态时间常数大、一次调频系数小的工况下出现频率稳定问题,而大容量储能可显著改善电网频率稳定问题;进而提出了不同开机方式、不同频率稳定约束条件下的储能配置优化方法;最后,以某海上油田群电网为例,通过将PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真模拟结果与理论计算结果对比,验证了所提方法的可靠性。本研究为高比例新能源接入的海上油田群电网的稳定运行提供了参考。

基于等值频率响应模型的海上油田群电网风电穿透功率极限分析方法

提出了一种基于等值频率响应模型的海上油田群电网风电穿透功率极限分析方法.首先,构建了海上油田群电网的平均系统频率响应(ASFR)等值模型,基于单、分轴燃机确定电网原动机-调速器参数,根据t location-scale分布和差分变换方法刻画风电出力波动概率分布;然后,基于电网可承受的最大风电波动对应累积概率指标和最严重故障后电网最大频率变化指标,提出了考虑稳态频率偏差约束和暂态频率稳定约束的风电穿透功率极限分析方法;最后,以某实际海上油田群电网为例验证了所提方法的准确性与有效性,结果表明,原动机-调速器响应速度和暂态频率稳定约束对于海上油田群电网的风电穿透功率极限具有关键影响.

钻井平台油田群水域拖带作业通航安全保障措施研究

海上石油平台是海上石油开采的主力设备,为对平台拖带作业航线附近的通航安全风险进行精准识别,提出针对性安全保障措施,本文以“海洋石油931”钻井平台涠洲油田群水域拖带作业为例,借鉴相关学者关于拖带作业风险及保障措施制定经验,结合油田群水域通航环境特点,分析拖带航线附近水域通航安全风险因素,针对性的制定通航安全保障措施,以缓解平台油田群水域拖带作业风险,保障拖带作业的通航安全。

渤海海域秦皇岛-曹妃甸油田群岸电潮流计算

海上油田常利用开发的伴生天然气或原油自发电供平台使用,此供电方式效率低、噪声大。在碳达峰、碳中和目标背景下,渤海海域秦皇岛油田群和曹妃甸油田群项目通过岸电系统对海上油田进行供电。本文根据我国港口岸电供电系统利用牛顿拉夫逊算法进行潮流分析,建立系统模型,分析节点电压及潮流分布特征,对渤海海域秦皇岛油田群和曹妃甸油田群岸电稳态潮流计算进行深入研究,为电网运行提供关键分析数据以提高电网稳定性。

渤海亿吨级油田群全面投产

渤海垦利6一1油田群实现全面投产,标志着我国成功掌握了非整装大型油田开发技术体系。截至目前,垦利6一1油田群日产原油突破8000吨。据了解,该油田群探明地质储量超1亿吨。

海上高含水油田群液量优化模型的建立及应用

海上油田群联合开发涉及因素众多,高含水阶段往往因受到生产设施能力的约束而难以发挥最大产能,因此基于现有设施能力在有限时间内获得最大产油量和最少产水量是这类油田群急需解决的问题。针对这一难题,通过综合考虑海上油田群生产各环节,基于广适水驱特征曲线建立了油田群单井液量优化模型,通过惩罚函数法求解得到单井最优日产液量,实现了油田群级别的单井液量优化。应用实例计算表明,液量优化后油田群的年产油量得到显著增加,含水率明显下降,降水增油效果显著,同时实现了油田群各生产因素对原油产量影响的定量表征。该方法基于平台-井筒-油藏一体化统筹考虑,所需数据简单易取,计算结果可靠,现场实施方便,具有投入低、收益高的优点,在海上油田具有广泛的应用前景。

西江油田群混合产液用破乳剂的研制与应用

针对西江24-3、23-1和30-2油田产液及油田群混合产液的特点,研制出了一种新型破乳剂BH-137。现场评价试验表明,与3个油田在用的破乳剂相比,新型破乳剂BH-137具有脱水速率快,终脱水率高的优势。现场应用试验表明,在比现场原用破乳剂用量降低的情况下,新型破乳剂BH-137在西江24-3油田仍能保持与原用破乳剂相当的处理效果,而在西江23-1油田及"海洋石油115"号FPSO和西江30-2油田表现了比原用破乳剂更好的处理效果。目前新型破乳剂BH-137已经在整个西江油田群实现工业应用。

基于遗传算法的油田群水域航路规划模型研究

为了保障油田群水域船舶通航安全,选择油田群水域船舶航路规划模型作为研究对象,立足于将现有最优化理论有效的应用于油田群水域航路规划问题中,旨在对油田群水域内的通航船舶做系统的航路规划.提出了多目标航路规划模型,并利用遗传算法求解最优路径,为油田群水域的航路规划、安全监管等方面提供理论支撑和技术支持.

海上油田群电力系统节点脆弱性评估

针对以往对海上油田电力系统的可靠性研究只考虑N–1故障,未能深入探究多重故障对系统可靠性影响的问题,考虑海上油田电网特点,提出节点脆弱性的评估方法。首先,基于油田电网历史故障数据建立连锁故障典型事故链,挖掘导致连锁故障问题的主导因素。然后,基于历史故障分析结果,建立了油田电力系统节点脆弱评估模型。该模型根据无功–电压灵敏度指标筛选出电压崩溃的场景,对电压崩溃的场景进行连锁故障的仿真,采用节点电力不足期望和缺电时间期望评估连锁故障场景下的各节点停电风险。在节点失负荷模式分析时,考虑了能量管理系统和继电保护可靠性对节点可靠性的评估影响。以某海上油田电力系统为实际算例,验证了所提方法的准确性。

垦利3-2油田群原油外输管道蜡沉积规律研究

根据管输原油粘度和DSC曲线，利用普适性蜡沉积模型，预测了垦利3．2油田群KL3．2至陆上终端输油管线在不同工况下输送两种混合原油时沿线蜡沉积速率。1#油析蜡点为52℃，在40℃到25℃是析蜡高峰区，2拌油析蜡点为55℃，在42℃到25℃是析蜡高峰区，管道在析蜡高峰区温度区间内蜡沉积严重，主要集中在陆管段。在相同输量下，冬季蜡沉积速率最高，蜡沉积出现位置最靠近陆管入口；在相同环境温度下，输量最小时蜡沉积速率最高，蜡沉积出现位置也最靠近陆管入口。输送2#油时蜡沉积速率较高，且蜡沉积出现位置较靠近陆管入口。

渤西油田群工艺设计方案优化

本文对渤西油田群天然气脱水工艺、原油处理及含油污水处理方案进行了深入的分析与比较,并介绍了三甘醇脱水、水力旋流器、混输泵等新装置和新技术。

基于层次分析法的海外断块油田群经济高效动用顺序优化

针对海外含众多断块的油田群经济高效动用顺序优化问题,运用层次分析法,考虑各个断块油藏关键技术经济指标,通过建立指标体系,构建层次分析模型,指标归一化,形成标准因子集,确定要素权重和计算综合因子等流程,可有效地对数量众多的断块进行定量评价,实现投产顺序的优先级排序。根据优化结果,考虑海外实际开发形势,还可划分出主力建产和接替稳产两部分。该方法对于海外其他类似分散多数量断块油田群的高效开发具有重要参考价值和借鉴意义。

海上油田群电网的综合潮流优化控制

将发电控制、电压控制和潮流优化结合在一起,综合考虑电网的功率约束、电压质量和经济性指标,建立了海上油田群电网的潮流优化控制模型,并给出了其求解方法。通过将海上油田群电网潮流优化控制问题转化为一个多目标非线性优化问题,从而设计并实现了一套基于内点法和分支定界法的优化求解算法,并通过调整目标权重来适应海上油田群电网各种运行控制模式的需求。采用涠西南油田群电网实际数据进行测试,表明适当设定权重参数可在保证电压质量、功率平衡的基础上,优化机组的出力,获得经济运行的效果。

基于全系统可靠性评估方法的海上油田群电网可靠性评估

海上油田群电力系统可靠性的优劣显著影响石油生产。考虑到该类电力系统是一个包含发电、输电、变电、配电系统的独立电力系统,故障时切负荷措施也不同于陆上电力系统,因此传统可靠性评估的模型和算法不能直接使用。文中基于全系统可靠性评估理论提出一种海上油田群电力系统可靠性评估方法,并建立了全系统可靠性指标体系。在状态采样时,根据全系统可靠性评估理论将全系统分为发输电系统采样和配电系统采样,并建立综合评估方法。在发输电系统状态评估中,考虑到海上油田群电网及其负荷的特点,建立基于优先脱扣的切负荷模型。在配电系统状态评估中,考虑了级联故障的影响。最后以某油田群电力系统为实际算例,得出全系统指标并分析4类故障的影响,验证了所提方法的正确性和有效性。

在役油田群海管网最低管输流量分析

本文结合某油田群的实际生产情况,以各生产平台为节点计算基础,分析计算了各平台间的分支海管和串联海管在不同含水率和不同入口温度下的最低管输流量,形成了一整套油田群海管网在不同含水率及温度下的输量数据表,为油田群各海管的安全输送提供了保障。

海上油田群地面与地下协同注采优化方法

海上油田采用多油藏联合开发模式,原油输运共用一套生产-集输系统。由于不同油藏生产潜力不同,常存在高输运液量油藏产油少、低输运液量油藏产油多的矛盾,因此提出基于经验曲线的两阶段一体化优化方法。第一阶段,综合考虑生产设施及平台液量处理能力,建立优化模型,通过构建经验曲线代理油藏数值模拟器加速优化速度,将油田群总液量优化分配给各区块;第二阶段,将第一阶段优化得到的最优区块液量作为附加约束,建立优化模型,指导实现地下生产制度优化。两阶段均结合优化算法进行求解,最终形成集地面集输液量优化分配与地下生产制度优化于一体的优化方法,指导海上油田开发。

文昌油田群珠江组钙质砂岩层发育规律研究

根据岩心、薄片鉴定、测井和测试等资料对文昌油田群珠江组储层中钙质夹层的特征和成因进行了研究。结果表明,钙质砂岩层主要分布在介壳碎屑富集区、泥岩或砂质泥岩突变接触带。主要有大气成岩、埋藏成岩2种成因类型,其中以埋藏成岩作用为主。钙质砂岩层的发育主要受沉积微相类型、构造幅度、泥砂岩厚度比3个因素的控制。

普光气田飞仙关组与米桑油田群Mishrif组碳酸盐岩储层对比分析

普光气田三叠系飞仙关组和伊拉克米桑油田群B油田白垩系Mishrif组主力产层均为礁滩相碳酸盐岩沉积,但两者储层物性差异较大。飞仙关组储层以白云岩为主,主要发育鲕模孔、粒内溶孔和粒间溶孔,为中孔低—特低渗;而Mishrif组储层以灰岩为主,主要发育粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔,以中孔中—低渗为主,纵向局部发育中孔高渗。综合研究发现:准同生期溶蚀作用是飞仙关组和Mishrif组优质储层形成的主要原因,白云石化作用对飞仙关组储层孔隙度贡献有限,但对储层进一步成岩作用和孔隙演化有重要影响;沉积环境不是造成两者储层物性差异的根本原因,但影响着后期成岩作用;差异压实和胶结作用是储层差异的主控因素。进一步分析表明,埋藏演化是导致成岩差异的主要原因,普光地区构造运动更为活跃,开放的成岩系统与强烈水-岩反应为飞仙关组储层大量胶结物的形成提供了基础,影响了储层的物性;米桑油田群封闭的成岩系统和较弱的水-岩作用不利于胶结物的形成,从而有利于储层孔隙的保存。研究结果可为海相碳酸盐岩储层和油气勘探研究提供参考。