中国海油低渗及非常规油气藏储层改造技术进展及展望

中国海上低渗及非常规油气开发存在产能低、投资大、操作费用高、收益较低及单井经济任务重等问题。经过技术攻关,中国海油形成了平台压裂、钻井船压裂和拖轮压裂等海上储层改造作业模式,研发出集海上低渗储层改造液体系、海上控水支撑剂技术、低渗储层压裂管柱设计和海上储层改造监测技术为一体的海上低渗储层改造技术,以及适用于陆上深煤层大规模压裂技术。本文综述了中国海上低渗油气储层改造技术及陆上深煤层大规模压裂技术研究进展,展望了未来储层改造重点发展方向,对推动中国海油低渗及非常规油气开发技术进步有重要指导意义。

渤海辽中凹陷南洼走滑断裂带成藏模式

基于辽中凹陷南洼油田实钻等资料,对处于同一构造带的东部走滑断裂带和西部走滑断裂油气成藏特征进行对比研究,结合两个断裂带的构造特征等分析油气成藏差异性的主控因素,最后总结成藏模式。结果表明:①东部走滑断裂带主力含油层系为新近系馆陶组,为重质原油,油品性质较差;西部走滑断裂带油层主要集中分布在东营组,整体为中—轻质原油,油品性质较好。②东部走滑断裂带长期活动且晚期构造活动强度较大,油气突破东二下亚段厚层泥岩沿断裂运移至浅层储盖组合较好的馆细段富集成藏,馆细段组合表现为“薄泥盖厚砂”,相对开放的地质环境,后期水洗氧化和生物降解致使油品性质较差;西部走滑断裂带为早断早衰型断裂,消亡于古近系,晚期活动强度弱,油气主要被封存于东二下亚段厚层泥岩下伏的东三段,“厚泥盖薄砂”优质储盖组合呈相对封闭的地质环境,油品性质较好。③东部走滑断裂带属于“早期成藏—中期调整—晚期富集”的油浅层气成藏模式;西部走滑断裂带属于“早期充注—中期富集—深部成藏”成藏模式。本项研究成果对该区的油气勘探具有指导作用。

致密砂岩岩电参数实验方法对比研究

岩电参数是电测井资料评价含水饱和度的重要参数,主要通过多种室内实验方法获取,但不同方法所得岩电参数具有差异性。针对岩电参数实验中的关键环节,实验研究了洗盐前与洗盐后、常规抽真空饱和与注CO_(2)置换抽真空饱和、自吸增水法与气驱法岩电参数的差异性。结果表明:洗盐后的岩样孔隙空间变大,模拟地层水赋存连续性增强,岩石的导电能力增强,岩石电阻率测定前需要对岩心进行清洗处理;注CO_(2)置换真空饱和对于特低渗、超低渗岩心饱和程度达标率高,更能反映真实的电阻率值;当岩样为超低渗时,自吸增水法较气驱法线性关系更好,测试点数分布均匀。选取某地区致密砂岩密闭取心井岩样,利用本文优选出的测试实验方法获取岩电参数,进而计算得到的含水饱和度与实测原始含水饱和度吻合度更高。本文研究可以为致密砂岩储层含水饱和度预测和精度保证提供有力支撑。

横摇工况下FLNG绕管式换热器降膜流动换热数值模拟研究

绕管式换热器作为浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)的主低温换热器,研究其在海况条件下换热性能的变化对提高FLNG在海洋环境运行时的综合性能具有重要意义。本文以绕管式换热器内换热管的管外降膜流动换热过程为研究对象,建立了圆管与椭圆截面正弦波管管外降膜流动换热模型,分析对比了水平静止和横摇工况下2种换热管的周向局部换热系数和平均换热系数。研究结果表明,在水平静止状态下,椭圆截面正弦波管的换热能力高于圆管。在横摇运动状态下,横摇最大倾斜角对椭圆截面正弦波管换热性能最恶劣时刻的周向局部换热系数影响较小,横摇周期对其几乎无影响;横摇时间、最大倾斜角和周期对圆管与椭圆截面正弦波管周向平均换热系数均无影响。对比分析表明,椭圆截面的抗晃荡能力稍逊于圆管,但晃荡工况下其换热性能仍高于圆管。本文研究结果对绕管式换热器的设计与性能优化具有一定参考价值。

大坎波斯盆地盐下湖相介形虫特征及其古环境指示意义

湖相碳酸盐岩是南大西洋两岸重要的油气储层类型,其发育环境和控制因素是储层预测的关键。巴西大坎波斯盆地盐下湖相碳酸盐岩储层分布广泛,且富含介形虫化石。在生物地层格架内,通过介形虫古生态指标分析,可以较为准确恢复古环境条件,包括古水深、古盐度和水化学条件等。研究表明,巴西大坎波斯盆地与西非海岸盆地的盐下湖相介形虫具有相似的组合特征,从而建立了南大西洋两岸盆地统一的生物组合带,即AS1—AS12。介形虫古盐度和古水深指标分析表明,贝壳灰岩沉积期(断陷晚期,AS9—AS10)为微咸水环境,微生物灰岩沉积期(拗陷期,AS12)为半咸水环境,且由下到上呈现古水深和湖平面下降的趋势。此外,在贝壳灰岩沉积期和微生物灰岩沉积期均发现了Cytheridea sp.,Pattersoncypris symmetrica,Pattersoncypris micropapillosa等海侵标志种,指示了至少3期海侵事件,为造礁生物的繁盛和碳酸盐离子的富集提供了物质条件。研究区不同类型湖相碳酸盐岩的广泛发育是构造抬升、温—热古气候条件以及多期海侵事件影响等多种有利因素良好匹配的结果。

琼东南盆地深水区圈闭有效性评价方法及其应用

为了消除制约琼东南盆地深水区坡折带陵水B构造区油气勘探进程的地层速度规律不清、构造圈闭评价受限、不同地质体交互沉积、岩性圈闭难以刻画等问题,本文提出了基于地质沉积与构造共同约束的高精度叠前深度偏移速度建模方法,从大、中、小三种尺度研究了琼东南盆地深水坡折带少井区地层速度变化规律,并开展了基于气藏模式的单砂体速度验证及校正;针对深水区不同沉积地质体互相影响的岩性圈闭,从井点出发,结合沉积演化规律与叠前地震反演结果,精细刻画了不同沉积体的砂泥岩分布情况,并通过镂空技术立体化展示了不同地质体间的砂泥岩空间分布情况,实现了由点、线、面、体多维度评价岩性圈闭有效性。应用效果表明,深水坡折带陵水B构造区4000 m埋深的深度误差仅为2~5 m,该构造区梅山组第三期海底扇西块、北块和东块砂体等3个岩性圈闭有效性较好,是较为有利的钻探目标,其中第三期海底扇西块LS7井区对应水道内富泥沉积的T40A砂体钻遇厚气层,首次在梅山组海底扇获得工业气流,在该盆地深水区打开了新的勘探领域。

北部湾盆地乌石凹陷始新统储层特征及主控成因分析

乌石凹陷是北部湾盆地主要生烃凹陷之一,然而始新统优质储层主控因素和展布范围不清是制约研究区有效开发的主要地质问题。为此,本文采用从微观到宏观、从特征到成因、从定性到定量的研究思路,从沉积方面、成岩方面和构造活动的特殊性上探讨始新统不同类型储层的主控因素。分析认为埋藏深度、优势沉积相带、次生孔隙发育带是影响研究区储层发育的主控因素。流三段埋深相对较大,R o为0.68%~1.03%,处于中成岩阶段A2亚期,以压实、黏土矿物胶结作用为主;流二段埋深相对较小,R o为0.50%~0.85%,处于中成岩阶段A1亚期,以长石蚀变的溶蚀作用为主。水下分流河道和河口坝是储层发育的优势相带,具有较高的孔渗特征,且非均质性较弱。长石与碳酸盐胶结物的溶解是产生次生孔隙带的主要因素,构成深部有效储集空间。

深水油气田开发长距离大功率供电技术发展综述

为了降低深水油气田开发成本和提高油气田的采收率,目前水下长距离回接技术与水下泵和水下增压技术相结合的深水油气田开发方案日益受到关注,而深水长距离大功率供电技术是上述开发方案成功实施的关键。本文针对变频器长距离直接驱动、水下变压器和水下交流输配电等不同深水长距离大功率供电技术方案,从国内外应用案例、发展现状、关键技术及其适应性等方面进行了综合对比分析,同时对深水长距离大功率供电技术的探索方案及水下输配电电气设备标准化工作进展进行了介绍。本文成果可为我国未来南海深水油气田开发方案制定和水下电气设备研发提供参考和借鉴。

柔性管节点对海洋导管架固定平台非线性分析的影响

引入MSL非线性柔性管节点模型,研究了柔性管节点对导管架固定平台非线性分析的影响。首先对单一管节点进行静力加载的非线性分析,研究管节点柔性特征对自身非线性静力分析的直接影响;然后对二维框架结构系统进行静态非线性倒塌分析,研究柔性管节点对结构系统静力非线性分析的影响;最后对某实际三维导管架平台模型进行模态分析及非线性地震时程分析,以研究柔性管节点对平台整体结构系统动态分析的影响。研究表明,考虑柔性管节点进行海洋导管架固定平台非线性分析时,固定平台的局部和整体刚度均得到了显著的降低,进而影响了非线性强度分析结果及平台设计的经济性,因此建议使用MSL公式。

一种基于等效介质理论的储层流体识别技术

基于简单岩石弹性参数的流体性质识别受岩性、孔隙结构的影响,对复杂岩性储层识别结果存在较大不确定性。从岩性、孔隙结构、流体性质等3个方面入手,在微分等效介质理论基础上提出变骨架参数值计算方法,并将计算结果引入到多重孔隙介质模型中,求解多重孔隙条件下模型的数值解,得到干岩石体积模量,进而计算流体模量因子,最后通过流体模量与流体模量因子交会分析精确识别储层流体性质。渤海油田的应用效果表明,本文方法在一定程度上校正了岩性、孔隙结构对岩石属性的影响,使得岩石弹性参数仅反映流体性质特征,储层流体性质识别符合率显著提高,具有较好的应用推广价值。

海洋油气勘探专家何敏

何敏,男,教授级高级工程师,1997年毕业于原长春科技大学应用地球物理专业现任中海石油（中国）有限公司深圳分公司南海东部石油研究院副院长,2016年被聘为中国海洋石油总公司海洋油气勘探专家.发表文章30余篇,参与多部专著的编撰;获得省部級科技进步特等奖1项、一等奖5项、二等奖2项、三等奖2项,以及科技特别奖1项.

蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷构造演化及烃源岩发育特征

对蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷构造演化特征进行了分析,重新厘定了构造演化阶段,并对主力烃源岩发育特征及油气来源进行了深入分析。研究表明:喀土穆凹陷的形成与演化受控于中非剪切带的活动,该凹陷经历了裂陷Ⅰ期、裂陷Ⅱ期及拗陷期等构造演化阶段。早白垩世裂陷Ⅰ期的强裂陷作用是湖相烃源岩发育的主要时期,综合烃源岩地化指标及油-源对比分析认为Abu Jinn组烃源岩为喀土穆凹陷的主力烃源岩。喀土穆凹陷Abu Jinn组烃源岩与穆格莱德盆地Abu Gabra组主力烃源岩沉积环境类似,为弱氧化-弱还原的沉积环境,且水体较淡。不同构造位置处Abu Jinn组烃源岩有机质类型和甾烷分布差别较大。Abu Jinn组烃源岩热演化程度主要受埋藏深度的控制,但火山活动促进了Abu Jinn组烃源岩的热演化,烃源岩成熟度受火成岩影响范围约为火成岩上下200 m范围。

渤海稠油底水油藏精细定量注水研究——以秦皇岛32-6油田西区为例

渤海稠油底水油藏注水开发过程中如何优化注水和提高注水效率是一直面临的问题。通过设计恒压注水装置,对注入水在不同注入条件下的流动形态及样式进行了室内实验。根据注入水流动形态,应用渗流力学基本原理,结合重力作用研究了稠油底水油藏注水波及系数、注水强度、注采比及井距之间的关系,建立了注采比与波及系数、注水强度与波及系数理论图版。根据理论图版,参考地层破裂压力及工程因素,提出了秦皇岛32-6油田西区底水油藏注水定量优化调整的技术界限。应用该技术界限对秦皇岛32-6油田F8注采井组进行了增注先导试验,调整后单井增油量达到10 m3/d,且日产液缓慢增加,有效减缓了底水油藏的产量递减,为秦皇岛32-6油田西区稠油底水油藏的综合调整方案提供了技术保障。

水下湿式电连接器密封组件密封性能模拟与分析

利用ANSYS有限元软件建立了水下湿式电连接器橡胶密封组件在工作工况下(最大水深500 m,往复插拔运动)的二维有限元简化模型,模拟分析了不同表面摩擦系数、不同径向压缩量及动静密封状态下密封区域的接触应力分布情况,分别利用经验公式法和雷诺方程分析法计算了泄漏量,对密封组件密封性能进行了定量分析。结果表明:密封区域的接触应力随表面摩擦系数增大而增大,但当表面摩擦系数为0.20时密封区域局部失效;不同径向压缩量情况下瞬时动密封的接触应力均高于静态密封的接触应力;密封组件径向压缩量增大,接触应力也随之增大,但当径向压缩量为1.0 mm时密封区域局部失效。经验公式法和雷诺方程分析法计算的泄漏量均小于规范的最大泄漏量标尺,表明水下湿式电连接器密封组件具有良好的密封性能,但经验公式法比雷诺方程计算的结果相对偏小,主要原因是雷诺方程计算侧重的是接触面的湿摩擦,而经验公式侧重的是接触面的干摩擦。本文研究结果对水下湿式电连接器密封结构设计和相关参数选取有一定的指导意义。

张力腿平台丛式立管钻完井作业窗口分析方法

针对张力腿平台(TLP)钻完井过程中丛式立管的作业安全问题,基于HUSE尾流模型和切片分析理论,考虑丛式立管之间的干涉作用,建立了TLP丛式立管系统力学分析模型,确定了TLP丛式立管钻完井作业准则,并提出了TLP丛式立管钻完井作业窗口分析方法及流程。以我国南海某深水油井为例,开展了TLP丛式立管钻完井作业窗口及其影响因素分析,结果表明:TLP丛式立管钻完井作业窗口总体上呈倒锥形,在低流速区域受立管最大弯曲角度限制,在高流速区域受立管最大等效应力限制;钻井液密度对立管钻完井作业窗口的影响较小,顶张力和立管间距对TLP丛式立管系统的钻完井作业窗口具有显著影响,顶张力不足会导致TLP丛式立管在高流速区域无法作业,立管间距设计较小会引起立管碰撞进而导致TLP钻完井作业失败。本文研究成果可为我国南海TLP丛式立管钻完井作业安全管理提供参考。

弯角马达工具面动态控制系统研制及试验

常规方法调整弯角马达工具面时作业效率低,易发生工具面漂移、托压等复杂情况。基于顶驱和MWD系统研制了一套弯角马达工具面动态控制系统,该系统可自动判断工具面偏移情况并发送指令至顶驱定位系统,实现连续滑动钻进过程中对工具面的实时监测和自动控制。仿真测试及现场试验结果表明,所研制的弯角马达工具面动态控制系统具有良好的快速响应及稳定性,滑动钻进时工具面可控制在目标值±10°范围内,具有较好的现场应用价值。

深海油田油井投产极限生产压差确定及应用研究

尼日利亚某深海油田油藏储层为深海河道和水下浊积扇沉积体,岩石胶结较差,在优质筛管完井油井投产阶段可能会破坏出砂,甚至引起井壁坍塌,导致泄流区流动效率降低,因此须确定可允许的压降范围,以确保井壁的完整性。油井投产启动时处于非稳定流,作用于岩石颗粒上的水动力起着主要作用,据此推导出了流体流动和岩石颗粒平衡耦合的生产压差计算公式,并应用于该油田的极限生产压差确定,其中对于推导公式中所涉及的无侧限抗压强度UCS,首次提出了基于岩心实验RSD数据的关联法确定。现场应用表明,在油井投产实际操作中没有出现出砂和井壁垮塌现象,而且长期生产井动态数据也表明生产井产能较为稳定,说明了本文方法的实用性及可行性。

压力恢复试井探测半径计算新方法

指出了目前计算探测半径的公式存在的问题,结合试井解释理论,提出了近似绘制理论压降漏斗剖面计算探测半径的新方法,矿场解释时先利用解析和数值的方法绘制压降漏斗,再根据压力恢复时间计算探测半径。该方法已在渤海油田成功应用,对其他地区矿场试井探测半径解释具有一定的参考性。

荔湾3-1气田1500m深水采油树单体船安装作业实践

阐述了"海洋石油708"深水工程勘探船在荔湾3-1气田1 500m水深成功完成水下采油树回收与安装的过程,验证了"海洋石油708"船舶的性能、船体的稳定性和克令吊的实际能力。相比目前世界主流使用钻井平台或浮吊进行深水采油树安装的做法,"海洋石油708"单船安装采油树具有船舶灵活机动、施工环节简便、作业时间短和日租费用低等优点,且缓解了深水钻井平台资源有限的紧张情况,开创了海洋石油工程界单船安装深水采油树的新模式。

海洋油气勘探专家 陈志宏

陈志宏，男，教授级高级工程师，1988年毕业于原石油大学（华东）勘探系勘察地球物理专业，2004年获中国地质大学（武汉）工程硕士学位。2003-2011年任中海石油（中国）有限公司湛江分公司研究院物探总师；现任湛江分公司联管会首席代表，兼任中国海洋石油总公司物探技术委员会委员；2011年被聘为中国海洋石油总公司勘探专家。曾先后参与总公司工作站建设的“金轨”工程和“金穗”工程项目，主持或参与多项总公司、有限公司综合科研课题项目（子课题）和生产性科研项目，在油气勘探领域研究、井位目标评价、油气田开发地质评价方面具有较为丰富的经验。先后获得总公司科技进步奖12项，其他省部级科技进步奖3项；合作出版专著2部，发表文章10余篇；2006年获得中国地质学会第十届青年地质科技奖——银锤奖。