下刚果盆地某大型深水油田群高效开发实践与认识

近年来,深水成为全球油气勘探开发热点领域。与陆上或浅海油田开发相比,深水油田开发具有投资规模大、建产周期长、开发成本高、地质风险高、技术复杂等特点,如何实现高效开发是深水油田普遍面对的重大问题与挑战。以西非下刚果盆地某大型深水油田群为例,剖析并总结了该油田群高速高效开发的主要做法及开发效果。研究表明,该油田群采取联合开发、少井高产的开发策略,采用稀疏井网条件下多点地质统计地质建模、油藏-井筒-海底系统一体化优化、4D地震技术等,实现了油田群高速高效开发,研究成果对我国深水油田开发具有一定借鉴和启示意义。

基于生产潜力的深水油田井位优化方法及应用

深水油田的井位优化是基于油藏特征、流体性质、钻井建设、平台设施及经济界限等多学科的高风险复杂系统工程。立足深水油田的地质、油藏、作业环境和经济效益要求,以高效开发和快速部署为目标,以"稀井网、大井距"条件下地质精细建模和油藏数值模拟为手段,提出一种基于改进型生产潜力指标的深水油田井位优化方法。西非某深水油田应用实际表明,该井位优化方法可获得更高的采油速度和采出程度,有利于缩短投资回收期,实现深水油田开发效果和经济效益最优化,对深水油田井网部署具有一定的实用价值和理论指导意义。

安哥拉下刚果盆地吉拉索尔深水油田

吉拉索尔油田位于西非安哥拉17号深水区块,水深1200～1400m,距安哥拉海岸150km。1996年发现,2001年产油,是安哥拉投入开发的第一个深水油田。油田面积约140km2,地质储量约为15.5×108bbl,可采储量约7.25×108bbl,为轻质油。油田所在的下刚果盆地主要经历了裂谷期、过渡期和热沉降期三个阶段的构造演化,相应沉积了裂谷期陆相地层、过渡期蒸发岩层和热沉降期海相地层。主要烃源岩为下白垩统Bucomazi组湖相页岩,有机质丰度高,类型好,成熟度适中,为很好的烃源岩。盆地深水区主要储层为上渐新统—中新统河道充填浊积砂岩复合体,砂岩固结差,物性良好。吉拉索尔油田主要由几个河道浊积砂岩复合体叠置组成,其中夹几个薄层席状砂岩,复合体之间被海相泥页岩分隔。上覆第三系泥岩为其主要盖层。

国外深水油田开发模式

深水油气田与浅海及陆上油气田勘探开发相比,具有诸多难题和挑战:技术要求高,作业难度高,投资风险大。深水油田的开发目前已经成为世界投资的热点,但对于深水油田开发模式方面的研究报道还比较少。通过研究国外典型深水油田的勘探开发过程,从油藏特征、开发策略和动态开发规律等方面分析深水油田的开发模式,为深水油田高速开发模式的建立奠定基础,同时为中国南海海域深水油田的开发提供参考。

深水油田高饱和油藏能量合理补充时机研究

基于深水油田高饱和油藏条件与开发要求,分析衰竭开发阶段储层流体不稳定渗流过程,采用稳定逐次逼近法研究储层中压力分布特点,以及衰竭开发的不同阶段储层弹性产出量的变化规律,提出不同条件下能量极限补充时机和有效补充时机,建立可满足开发要求的能量合理补充时机的计算方法.结合深水油田实际,研究不同条件下深水油田高饱和油藏能量补充时机的变化规律,根据油田流体性质和开发要求,确定一定条件下油藏能量的合理补充时机.

深水油田双电潜泵采油技术

深水油田开发单井产液量大,作业及维护成本高,对举升管柱工艺及配套装备提出了更高的要求。采用罐装电潜泵完井技术可满足深水人工举升要求,并能有效减少修井作业次数,延长检泵周期。阐述了双罐装电潜泵和罐装双电潜泵的管柱组成、工作原理和工艺特点,介绍了主要配套工具自动换向阀的结构和工作原理,最后结合我国第1个自营开发的深水油田流花4-1油田应用双电潜泵技术的实践成果,指出国内开展双电潜泵系统与高效井下油气分离技术和智能完井技术相配套的研究方向。

国外深水油田高效开发关键策略与技术

深水油田勘探开发在国外已取得了重要的成功,国内还处于起步阶段,开发经验及相关的研究和报道都比较少。基于此,在调研众多实例的基础上,从油藏特征、开发策略、开发方式、油田监测与管理方面对国外深水油田开发进行了研究与剖析,认为国外深水油田之所以能够实现高效开发,重力流沉积油藏优越的储层和流体条件是基础,少井高产和保持能量开发是关键,智能油田监测与管理是保障,观念和技术创新是根本原因。这些认识能够为我国南海东部深水油田的开发带来启示与帮助:贯彻少井高产开发策略,相比浅水油田,南海东部深水油田可以提高单井产量和单井控制储量;重视智能油田监测与管理等新技术,以提高监测与管理水平和效率。同样,当面对复杂、特种油气藏开发时,要敢于观念转变、善于技术创新或利用新技术,大胆实践,才能更有效地攻克开发难题。

基于可拓理论的深水油田储量分级评价方法研究

在综合分析深水油田地质特点和开发要求的基础上,从影响深水油田开发投资、生产效果、开发效益等方面出发,筛选出深水油田分类特征参数,并确定相应指标分级标准,进而构建出多级评价指标体系;针对深水油田特点,基于可拓理论方法,提出深水油田储量分级评价的基本步骤,并建立相应的深水油田储量评价的多级可拓综合评价方法。实例分析表明,本文方法能够较好地确定出深水油田储量级别,为深水油田的高效开发奠定了基础。

浅谈深水油田开发中应对蜡的流动保障策略

深水油田开发中的蜡将给在低温时析出,附着沉积在管壁上,给流动造成严重的问题,甚至堵塞管道,流动保障设计中应基于蜡的各项工程物理参数进行适当的策略设计,合理确定操作温度、保温方案、化学药剂注入方案,并提前制定对应的操作步骤和程序,确保水下生产系统和管道系统合理应对蜡所带来的流动难题,保障油田设施安全经济运行。

深水油田油藏评价及工程实施的应用与效果

深水油田勘探开发存在经验不足,深水环境及地下因素复杂多变、单井投资费用高企,以及项目成本回收压力大等挑战,简单复制陆上和浅海的勘探开发一体化模式已无法满足深水油田勘探开发的需要。为此引入地质工程一体化理念,综合考虑地下不确定性、时间要素和成本要素,提出一套适合深水油田的油藏评价及决策体系,并在此基础上开展评价模式、决策方法以及钻完井配套技术研究。在巴西盐下深水油田的评价实践表明,以分区评价为核心的"一体双轴"的评价模式和以信息价值为代表的深水油田评价井决策方法,将有利地推动深水油田的勘探开发一体化进程,缩短评价周期,进而实现油藏评价的效益最大化和评价决策的科学化。盐下钻完井配套技术的应用,大幅提高了钻井效率,在为开发井积累经验的同时,降低了钻井成本。地质工程一体化理念在巴西利布拉油田的应用,证明了地质工程一体化作业模式在深水油田以及油藏评价阶段的适应性,从而扩大了地质工程一体化的应用领域。

LH深水油田采出水动态结垢特性及预测模型

深水油田开发具有工程建设复杂、维护成本高等特点,准确预测采出水的结垢速率对保障油田安全开发具有重要意义。为此,提出了一套动态结垢实验模拟方法并建立了动态结垢速率预测模型,开发出了动态结垢速率预测软件,从而确定了结垢特性的主要影响因素为采出水的离子浓度、pH值、剪切应力、温度及压力。研究表明,管线无机垢包括结晶垢和颗粒垢;结垢离子浓度越低、pH值越小,越不利于结晶垢的生成;低温不利于颗粒垢的沉积;低浓度体系剥除率的上升幅度高于沉积率;结垢速率随剪切应力的增大而降低。动态结垢模型可预测一定离子浓度、温度、pH值、流速、压力条件下管道壁面结垢量,模型预测值与油田现场实验值的相对误差为11.4%。

深水油田开发工程简析——以安哥拉吉拉索尔油田为例

为了了解当前世界深水油气勘探开发概况,以期对我国正在进行的深水油气勘探开发有所借鉴,对当前世界深水油气勘探开发概况进行了调研和分析,并以深水油气勘探开发的成功典范——西非安哥拉下刚果盆地的吉拉索尔深水油田为例,介绍了国外深水油气勘探开发中高效的组织管理、开发工程中各种包含高新技术设施的成功应用以及与深水油气活动相关的安全环保问题等,并对其进行了简析。最后结合我国深水油气勘探现状,进行了针对性地分析和建议。

西非深水油田开发用的混合结构作业平台

混合结构作业平台是针对西非远海油田特定的工况提出来的 ,这种作业平台由常规的张力腿平台 (TLP)和具有浮式采油、存储和卸油功能的作业船两部分组成。ABB公司为西非远海油田开发的延伸张力腿平台 (ETLP)主体由 4根垂直支柱构成 ,矩形浮筒与位于水下支柱的下方连接 ,支柱顶部与平台主体构成甲板 ,支承安装于平台甲板上的钻井系统、采油设备和生活区 ,与常规TLP相比 ,其质量减轻 4 0 % 。

深水油田高效开发策略及实践

深水油田开发往往面临资源品位差异大、不确定性大、方案实施要求高、动态调整难等难点,国内深水油田开发起步较晚,暂未形成相对应的高效开发策略。依托多个海外深水区块开发研究实践,从储量动用、方案实施、生产管理3个重要环节入手,总结了深水油田高效开发策略。即以“统筹规划—分级评价—量化评估”为主线的“立体式”储量动用策略,促进资源量到地质储量、再到动用储量的高效转化;以“递进评价—快速上产—接续稳产”为主线的“链条式”方案实施策略,保障从建设到上产、再到稳产的高效进阶;以“均衡开发—差异优化—高效作业”为主线的“多点式”生产管理策略,实现从夯实基础到存量挖潜、再到增量提效的高效开发。该高效开发策略在海外深水区块取得了良好效果,可为未来国内深水油田开发提供借鉴。

巴西盐下深水油田开发风险应对与启示

自2006年以来,巴西盐下深水区块连续取得重大勘探发现,成为重要的储量接替区,截至2017年6月,累计产油气17×10~8bbl。该地区水深高达2000m,地质背景和油藏条件复杂,油田经济有效开发难度大。总结了巴西盐下深水油田面临的主要开发风险,介绍了巴西国家石油公司在有效识别和把控风险方面形成的特色理念和做法,如经济有效的资料录取与油田评价、增加开发方案设计的适应性和灵活性、建立早期生产系统、分阶段开发等,这些举措是油田成功开发的关键。

深水油田开发风险及应对策略

与陆上及浅水油田相比,深水油田开发面临的突出挑战是开发投资大、开发风险高、调整余地小。如何在开发早期即制订合理的风险应对策略、实现风险的有效把控是深水油田开发的关键问题。调研和总结了近年来全球主要石油公司在深水油田开发风险应对方面的相关做法和经验,介绍了深水油田开发面临的技术风险、非技术风险、进度风险3类主要风险及其识别程序,并在此基础上,根据不同风险的差异,制订了6类典型油田开发策略;针对技术风险,提出应加快油藏信息获取,提高开发方案的适应性和灵活性问题,以最经济的方式降低油藏不确定性,最大限度地消除开发风险可能造成的影响。

深水油田水下处理技术装置及发展趋势

进入21世纪深水油田勘探开发逐渐成为热点,我国深水开发起步较晚,在技术和装备上与国际石油巨头相比存在很大差距。深水油田开发中的前沿技术——水下处理技术具有可增加产量、改善水下管输流动状态、消除上部设施处理量瓶颈、减少投资、安全环保等优势,水下处理现包括气液分离、油水分离、水下工厂等技术与装置,指出建立水下工厂综合处理系统将是未来的发展方向。

南海东部深水油田水平井产出剖面示踪剂监测技术及应用

南海东部深水油田产量测试及水平井产出剖面监测无法有效实施,利用Noyes–Whitney和Higuchi缓释机理制作缓释型油溶性和水溶性示踪剂,设计出适宜水平井的示踪剂工艺管柱,形成了一整套取样及解释方法,并在国内首次试验成功。技术测试过程无需动用管柱,可实现长期安全监测,克服了目前常用水平井生产测井操作复杂、风险高等问题,解决了深水油田产量测试及水平井产出剖面测井难题。

墨西哥湾深水油田工程选型分析

20世纪90年代石油工业获得最可喜的成就,是解决了海洋石油在深海中勘探、开发与生产的各方面技术问题,并从实践中证实深海油气大有可为。1998年初石油价格普遍疲软,除了OPEC超产、油耗量下降、非OPEC成员国出口增加因素外,深海采油采气成功的信息从心理上消除了“石油资源枯竭论”的阴影。如今,大家承认随着石油工业不断开发出更有效的勘探方法,致使一些以前不能涉足的地方——例如深海也采出石油,而且最新一些探测表明,在大洋深处都富藏石油,这对不断增加油料消耗的我国是一个喜讯。

深水油田开发中后期剩余可动储量的识别方法

在深水油田开发的中后期需要弄清楚油藏的剩余油分布规律,尤其是剩余可动储量的分布情况。通过改进油藏机会指数方法,提出了一种基于油藏数值模拟的剩余可动储量识别方法。以可动油柱高度表征油藏可动储量分布,以储层品质因子表征剩余可动储量富集区储层物性特征,以压力因子表征现有井网注采效果。通过细化油藏岩石类型表征和MDT多层压力精细拟合,提高对剩余可动储量的识别精度。在尼日利亚A油田的应用结果表明,运用这种剩余可动储量识别方法,可以比较准确地获得油藏剩余可动储量的分布情况。