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2021, 41(1): 1-7.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.001
摘要:
由于天然气水合物具有埋藏浅、横向变化快的特点，为了精细刻画天然气水合物矿体，需采用三维高分辨率地震调查技术。该文介绍了在中国海域针对水合物调查首次采用三源多缆的高密度、高分辨率三维地震采集技术。其采集参数为3震源、震源间距25 m、电缆间距75 m、采集面元6.25 m×12.5 m、震源沉放深度5 m、电缆沉放深度6 m。经过三维叠前深度偏移处理，资料信噪比、分辨率较以往资料有了非常大的提高，为水合物矿体研究奠定了基础。
由于天然气水合物具有埋藏浅、横向变化快的特点，为了精细刻画天然气水合物矿体，需采用三维高分辨率地震调查技术。该文介绍了在中国海域针对水合物调查首次采用三源多缆的高密度、高分辨率三维地震采集技术。其采集参数为3震源、震源间距25 m、电缆间距75 m、采集面元6.25 m×12.5 m、震源沉放深度5 m、电缆沉放深度6 m。经过三维叠前深度偏移处理，资料信噪比、分辨率较以往资料有了非常大的提高，为水合物矿体研究奠定了基础。
2021, 41(1): 8-14, 21.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.008
摘要:
西湖凹陷WBT地区平湖组下段是该区主要的勘探目的层。通过对其岩石学、储集空间及物性特征进行分析，总结了研究区有利储层控制因素。在此基础上，利用沉积相、成岩相及异常压力分布图的叠合，对研究区有利储层分布范围进行了刻画。研究表明，WBT地区平下段储层主要为长石岩屑砂岩，储集空间主要为次生溶孔，但仍保留大量原生孔隙。沉积相控制了储层的展布特征，成岩作用对原生孔隙影响较大，但异常高压对原生孔隙具有保护性作用。预测WB断层下降盘、BT断层下降盘及WB地区高带为Ⅰ、Ⅱ类有利储层区。
西湖凹陷WBT地区平湖组下段是该区主要的勘探目的层。通过对其岩石学、储集空间及物性特征进行分析，总结了研究区有利储层控制因素。在此基础上，利用沉积相、成岩相及异常压力分布图的叠合，对研究区有利储层分布范围进行了刻画。研究表明，WBT地区平下段储层主要为长石岩屑砂岩，储集空间主要为次生溶孔，但仍保留大量原生孔隙。沉积相控制了储层的展布特征，成岩作用对原生孔隙影响较大，但异常高压对原生孔隙具有保护性作用。预测WB断层下降盘、BT断层下降盘及WB地区高带为Ⅰ、Ⅱ类有利储层区。
2021, 41(1): 15-21.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.015
摘要:
近年来，随着南海东部海域勘探投入的持续加大，对井场调查的现场作业效率提出了更高的要求。该方法通过充分借鉴周边已有井场的资料，对位于勘探成熟区浅层地质灾害发生概率较小的半潜式井场，采用如稀疏模拟物探测线密度、削减海底表层取样数等方法优化作业设计方案，重点勘察井位中心附近的区域。应用结果表明：在井场有资料面积减少的情况下，该方法获得的物探数据仍可为半潜式钻井平台的安全作业提供可靠的地质评价资料，大幅度提升了井场调查作业的工作效率。
近年来，随着南海东部海域勘探投入的持续加大，对井场调查的现场作业效率提出了更高的要求。该方法通过充分借鉴周边已有井场的资料，对位于勘探成熟区浅层地质灾害发生概率较小的半潜式井场，采用如稀疏模拟物探测线密度、削减海底表层取样数等方法优化作业设计方案，重点勘察井位中心附近的区域。应用结果表明：在井场有资料面积减少的情况下，该方法获得的物探数据仍可为半潜式钻井平台的安全作业提供可靠的地质评价资料，大幅度提升了井场调查作业的工作效率。
2021, 41(1): 22-26.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.022
摘要:
受海上油气生产平台面积有限、设备作业日费高、作业安全风险大等因素影响，诸多陆地成熟的水平井分段压裂技术在海上油田无法得到应用，海上水平井分段压裂技术发展水平也远低于陆地油田。该论文详细分析了海上水平井分段压裂需求特点，明确了海上水平井分段压裂技术需求方向。广泛调研巴西、西非、北海以及国内等海上油气田水平井压裂施工情况，梳理出目前海上水平井压裂分段工艺类型、施工作业模式以及海水基压裂液、压裂船等配套技术发展情况。为更好解决海上水平井压裂经济效益不理想的现状，从压裂方案设计优化、水平井分段压裂工具改进、海水基压裂液体系升级三方面展望了海上水平井压裂技术发展趋势，对今后海上水平井分段压裂改造具有指导意义。
受海上油气生产平台面积有限、设备作业日费高、作业安全风险大等因素影响，诸多陆地成熟的水平井分段压裂技术在海上油田无法得到应用，海上水平井分段压裂技术发展水平也远低于陆地油田。该论文详细分析了海上水平井分段压裂需求特点，明确了海上水平井分段压裂技术需求方向。广泛调研巴西、西非、北海以及国内等海上油气田水平井压裂施工情况，梳理出目前海上水平井压裂分段工艺类型、施工作业模式以及海水基压裂液、压裂船等配套技术发展情况。为更好解决海上水平井压裂经济效益不理想的现状，从压裂方案设计优化、水平井分段压裂工具改进、海水基压裂液体系升级三方面展望了海上水平井压裂技术发展趋势，对今后海上水平井分段压裂改造具有指导意义。
2021, 41(1): 27-31, 38.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.027
摘要:
气井出水影响气井的正常生产，堵水是治理出水问题的有效方法。对出水层位不明确的井，准确找到出水层位才能提高堵水成功率。而对于大斜度多层合采井或者水平井，常规电缆/钢丝测试找水的方法存在一定困难。该文介绍的方法可解决大斜度多层合采井电缆测试找水存在局限性的问题。主要是利用连续油管技术，配合暂堵体系封堵不同生产层位，同时结合地面生产数据的变化，以此判断出水层位。优选堵剂体系后，利用连续油管实施定点封堵，达到精确堵水的目的。室内实验和现场应用情况表明，该技术对大斜度井及水平井找水、堵水施工有一定借鉴意义。
气井出水影响气井的正常生产，堵水是治理出水问题的有效方法。对出水层位不明确的井，准确找到出水层位才能提高堵水成功率。而对于大斜度多层合采井或者水平井，常规电缆/钢丝测试找水的方法存在一定困难。该文介绍的方法可解决大斜度多层合采井电缆测试找水存在局限性的问题。主要是利用连续油管技术，配合暂堵体系封堵不同生产层位，同时结合地面生产数据的变化，以此判断出水层位。优选堵剂体系后，利用连续油管实施定点封堵，达到精确堵水的目的。室内实验和现场应用情况表明，该技术对大斜度井及水平井找水、堵水施工有一定借鉴意义。
2021, 41(1): 32-38.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.032
摘要:
针对渤海油田在适度防砂井日常生产过程中所面临的井口冲蚀问题，通过结合渤海油田常用采油树类型，建立相应的CFD模型，并采取非均匀结构化网格划分；分析了不同产液量、含砂量及砂粒尺寸对流道冲蚀分布轨迹状态，以确定井口采油树受冲蚀磨损的关键区域。结果表明，出砂含量的增加会加剧采油树内壁特定区域冲蚀范围的集中，出砂粒径变化会导致冲蚀位置及最大冲蚀率产生有规律性的分布。该研究为渤海油田采油树安全检测及现场安全生产管理提供一定的指导意义。
针对渤海油田在适度防砂井日常生产过程中所面临的井口冲蚀问题，通过结合渤海油田常用采油树类型，建立相应的CFD模型，并采取非均匀结构化网格划分；分析了不同产液量、含砂量及砂粒尺寸对流道冲蚀分布轨迹状态，以确定井口采油树受冲蚀磨损的关键区域。结果表明，出砂含量的增加会加剧采油树内壁特定区域冲蚀范围的集中，出砂粒径变化会导致冲蚀位置及最大冲蚀率产生有规律性的分布。该研究为渤海油田采油树安全检测及现场安全生产管理提供一定的指导意义。
2021, 41(1): 39-43.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.039
摘要:
建立长效防堵机制旨在解除油藏开发过程中泥砂堵塞，释放油藏产能。针对高含泥质疏松砂岩稠油油田产能急剧下降的问题，应用CPI防堵技术，集防砂与控水一体，实施后使目标水平井液量提高2倍，日产油提高2.85倍，采液指数提高1.75倍，为目标油田的治理寻找到行之有效的方法，对类似油田的开发具有很高的推广价值。
建立长效防堵机制旨在解除油藏开发过程中泥砂堵塞，释放油藏产能。针对高含泥质疏松砂岩稠油油田产能急剧下降的问题，应用CPI防堵技术，集防砂与控水一体，实施后使目标水平井液量提高2倍，日产油提高2.85倍，采液指数提高1.75倍，为目标油田的治理寻找到行之有效的方法，对类似油田的开发具有很高的推广价值。
2021, 41(1): 44-48.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.044
摘要:
A油田中心平台负责处理和外输8个油田、19个平台、350余口油井的产出原油，高峰期原油外输量超过原油外输系统的设计处理能力。同时，原油外输量的日益增加对于原油外输系统的安全稳定性以及异常工况下的应急处理能力也提出了更高的要求。通过评估校核外输能力、优化应急置换泵流程、增加应急置换泵供电模式、细化三级关断逻辑等措施，有效提升了原油外输系统的输送及应急能力，增强了原油外输系统的安全稳定性。2019年原油外输系统安全稳定运行，累计增输送原油约10.0×104 m3，为后期其他油田的接入提供了借鉴和指导。
A油田中心平台负责处理和外输8个油田、19个平台、350余口油井的产出原油，高峰期原油外输量超过原油外输系统的设计处理能力。同时，原油外输量的日益增加对于原油外输系统的安全稳定性以及异常工况下的应急处理能力也提出了更高的要求。通过评估校核外输能力、优化应急置换泵流程、增加应急置换泵供电模式、细化三级关断逻辑等措施，有效提升了原油外输系统的输送及应急能力，增强了原油外输系统的安全稳定性。2019年原油外输系统安全稳定运行，累计增输送原油约10.0×104 m3，为后期其他油田的接入提供了借鉴和指导。
2021, 41(1): 49-55, 60.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.049
摘要:
渤海油田开发工作已进入全面发展阶段，监测地层压力、判断地层能量变化程度已成为油田注采方案设计调整工作的重中之重，随钻测压技术能够在降低大斜度井作业风险的同时实现采集地层压力信息的目的。此文介绍了IFPT新型随钻测压仪，阐述了仪器的工作原理、测试制度与作业流程，对比验证了仪器的实时测量精度。经实例验证，IFPT在流度计算、流体识别与压力动态监测工作中取得了良好的应用效果。
渤海油田开发工作已进入全面发展阶段，监测地层压力、判断地层能量变化程度已成为油田注采方案设计调整工作的重中之重，随钻测压技术能够在降低大斜度井作业风险的同时实现采集地层压力信息的目的。此文介绍了IFPT新型随钻测压仪，阐述了仪器的工作原理、测试制度与作业流程，对比验证了仪器的实时测量精度。经实例验证，IFPT在流度计算、流体识别与压力动态监测工作中取得了良好的应用效果。
2021, 41(1): 56-60.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.056
摘要:
边际储量是渤海储量的重要组成部分，但受制于海洋边际油田的经济性和技术性限制，动用难度大。近年来渤海针对渤海边际油田简易平台部署井位少、覆盖地下含油面积小、钻完井投资高等技术难题，进行技术攻关，成功开发了渤中区域、曹妃甸区域的多个边际油田，积累了边际油田开发经验。应用大位移井、单筒双井、井口回接、单井双泵等技术方法，形成了一套适用于渤海边际油田的简化工程设施、依托已有设施的钻完井技术，取得了良好的经济效益。在国内外相关技术基础上分析当前制约渤海边际储量动用的钻完井技术瓶颈，整理渤海边际油田开发思路，对渤海边际油田开发钻完井技术未来研究方向进行思考和展望，为挖掘渤海边际油田油气资源提供了参考。
边际储量是渤海储量的重要组成部分，但受制于海洋边际油田的经济性和技术性限制，动用难度大。近年来渤海针对渤海边际油田简易平台部署井位少、覆盖地下含油面积小、钻完井投资高等技术难题，进行技术攻关，成功开发了渤中区域、曹妃甸区域的多个边际油田，积累了边际油田开发经验。应用大位移井、单筒双井、井口回接、单井双泵等技术方法，形成了一套适用于渤海边际油田的简化工程设施、依托已有设施的钻完井技术，取得了良好的经济效益。在国内外相关技术基础上分析当前制约渤海边际储量动用的钻完井技术瓶颈，整理渤海边际油田开发思路，对渤海边际油田开发钻完井技术未来研究方向进行思考和展望，为挖掘渤海边际油田油气资源提供了参考。
2021, 41(1): 61-64.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.061
摘要:
海洋油气勘探开发面临巨大的风险和挑战，尤其海上井喷失控的处置，极为困难。为了研究海上井喷失控的应急抢险技术，此文通过调研国内外海上井喷失控处置案例，分析了浅海井喷抢险作业的局限性，阐述了陆地成熟的井控应急抢险流程及国外水上井口井喷失控后采用的源头控制法，指出了我国浅海井喷应急抢险领域存在的不足，并对我国下一阶段浅海井喷应急发展方向提出了建议。
海洋油气勘探开发面临巨大的风险和挑战，尤其海上井喷失控的处置，极为困难。为了研究海上井喷失控的应急抢险技术，此文通过调研国内外海上井喷失控处置案例，分析了浅海井喷抢险作业的局限性，阐述了陆地成熟的井控应急抢险流程及国外水上井口井喷失控后采用的源头控制法，指出了我国浅海井喷应急抢险领域存在的不足，并对我国下一阶段浅海井喷应急发展方向提出了建议。
2021, 41(1): 65-72.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.065
摘要:
东海西湖凹陷区块存在一批大型低孔渗油气田，这些油气田大多埋藏较深，地层岩性均质性差，砂泥岩互层胶结疏松且夹发育煤层，这些地质特征易导致钻井过程中泥岩水化膨胀、剥落掉块以及煤层垮塌等井下复杂情况。PEM钻井液体系是东海西湖凹陷区块广泛应用的成熟体系，使用效果和经济性良好。为满足东海井深日益增加的高温深井的作业需求，减少钻井复杂情况，同时更好地保护低孔渗油气储层，通过实验研究，进一步对PEM体系的抗高温稳定性、抑制性、封堵降滤失以及膨润土加量进行优化评价。优化后的PEM体系抗温达180 ℃、流变性能好、失水低，150 ℃下滚动回收率达到92.5%，润滑系数为0.087～0.11，在现场应用中取得了良好的效果。利用测井资料计算钻井液侵入储层的深度小于30 cm，储层保护效果良好，该钻井液体系在东海西湖凹陷区块中许多孔渗条件差、地质情况复杂的油气田取得了良好的应用效果。
东海西湖凹陷区块存在一批大型低孔渗油气田，这些油气田大多埋藏较深，地层岩性均质性差，砂泥岩互层胶结疏松且夹发育煤层，这些地质特征易导致钻井过程中泥岩水化膨胀、剥落掉块以及煤层垮塌等井下复杂情况。PEM钻井液体系是东海西湖凹陷区块广泛应用的成熟体系，使用效果和经济性良好。为满足东海井深日益增加的高温深井的作业需求，减少钻井复杂情况，同时更好地保护低孔渗油气储层，通过实验研究，进一步对PEM体系的抗高温稳定性、抑制性、封堵降滤失以及膨润土加量进行优化评价。优化后的PEM体系抗温达180 ℃、流变性能好、失水低，150 ℃下滚动回收率达到92.5%，润滑系数为0.087～0.11，在现场应用中取得了良好的效果。利用测井资料计算钻井液侵入储层的深度小于30 cm，储层保护效果良好，该钻井液体系在东海西湖凹陷区块中许多孔渗条件差、地质情况复杂的油气田取得了良好的应用效果。
2021, 41(1): 73-77.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.073
摘要:
针对南海东部海域恩平组、文昌组等深部古近系地层压实程度大、岩石抗压强度高，并且含硬夹层较多，地层可钻性差难题，为解决钻井作业过程中出现钻头吃入困难、机械钻速低、钻头磨损严重、起下钻频率高等一系列问题，提高对钻井效率和钻井成本控制。该文以南海东部某区块为例，通过总结以往常规钻头使用效果，并综合地层可钻性开展分析，优选出一套复合冲击器配合专用PDC钻头组合的新型钻井提速技术，并在深部古近系难钻地层进行现场应用和验证。结果表明，该钻井提速技术与邻井同垂深、同层位对比，机械钻速显著提高，钻井效率大幅提高。该钻井提速技术的成功应用可为后续类似难钻地层的提速提效提供技术参考。
针对南海东部海域恩平组、文昌组等深部古近系地层压实程度大、岩石抗压强度高，并且含硬夹层较多，地层可钻性差难题，为解决钻井作业过程中出现钻头吃入困难、机械钻速低、钻头磨损严重、起下钻频率高等一系列问题，提高对钻井效率和钻井成本控制。该文以南海东部某区块为例，通过总结以往常规钻头使用效果，并综合地层可钻性开展分析，优选出一套复合冲击器配合专用PDC钻头组合的新型钻井提速技术，并在深部古近系难钻地层进行现场应用和验证。结果表明，该钻井提速技术与邻井同垂深、同层位对比，机械钻速显著提高，钻井效率大幅提高。该钻井提速技术的成功应用可为后续类似难钻地层的提速提效提供技术参考。
2021, 41(1): 78-82.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.078
摘要:
钻井过程中，发生了溢流或井喷，应立即关井。关井过程中，防喷器需经受关井产生的水击压力作用。该文对井喷喷流为天然气、钻井液和气液两相混合物三种情况下的关井水击压力进行分析计算，并以此进行了关井可靠性分析。分析认为，仅在井喷喷流为钻井液且喷流速度较大时，关井方式应选择“软关井”，以降低关井水击压力，其他情况应选择“硬关井”，以减少地层流体侵入。
钻井过程中，发生了溢流或井喷，应立即关井。关井过程中，防喷器需经受关井产生的水击压力作用。该文对井喷喷流为天然气、钻井液和气液两相混合物三种情况下的关井水击压力进行分析计算，并以此进行了关井可靠性分析。分析认为，仅在井喷喷流为钻井液且喷流速度较大时，关井方式应选择“软关井”，以降低关井水击压力，其他情况应选择“硬关井”，以减少地层流体侵入。
2021, 41(1): 83-86, 96.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.083
摘要:
低效井侧钻是渤海油田稳产增产的主要手段之一，合理匹配低效井槽口与侧钻井位是降本增效的首要之举。此文以渤海某油田三口低效井为例，通过分析低效井槽口与侧钻井位的位置关系，将其进行合理匹配，从全角变化率变化、井斜角变化、方位角变化、造斜段长度、井深、进尺等方面展开研究，形成一种槽口优选设计方法。现场实施结果表明，应用该方法选择难度较小的方案，节约成本两百余万元，该油田三口低效井槽口优选方案合理，作业难度及作业成本均有所降低。形成了一套渤海油田侧钻井槽口优选设计方法，可有效降低作业难度及成本，为渤海油田侧钻井槽口优选提供借鉴。
低效井侧钻是渤海油田稳产增产的主要手段之一，合理匹配低效井槽口与侧钻井位是降本增效的首要之举。此文以渤海某油田三口低效井为例，通过分析低效井槽口与侧钻井位的位置关系，将其进行合理匹配，从全角变化率变化、井斜角变化、方位角变化、造斜段长度、井深、进尺等方面展开研究，形成一种槽口优选设计方法。现场实施结果表明，应用该方法选择难度较小的方案，节约成本两百余万元，该油田三口低效井槽口优选方案合理，作业难度及作业成本均有所降低。形成了一套渤海油田侧钻井槽口优选设计方法，可有效降低作业难度及成本，为渤海油田侧钻井槽口优选提供借鉴。
2021, 41(1): 87-92.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.087
摘要:
“勘探四号”半潜式钻井平台交流电站改造为数字控制系统，SCR直流传动仍保留原模拟控制。为了实现数字系统与模拟系统之间的功率限制，此文阐述了三种实现方法：加点电位、PLC通讯、用功率变送器。采用功率变送器采集有功功率和电流模拟信号，然后作用于SCR传动系统，经实际测试，对静态负荷或突变负荷的实时响应与功率限制都达到原设计的要求。
“勘探四号”半潜式钻井平台交流电站改造为数字控制系统，SCR直流传动仍保留原模拟控制。为了实现数字系统与模拟系统之间的功率限制，此文阐述了三种实现方法：加点电位、PLC通讯、用功率变送器。采用功率变送器采集有功功率和电流模拟信号，然后作用于SCR传动系统，经实际测试，对静态负荷或突变负荷的实时响应与功率限制都达到原设计的要求。
2021, 41(1): 93-96.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.093
摘要:
针对石油钻井行业研发的自动化机具设备控制系统复杂、试制成本高的问题，探讨了联合仿真环节在设备研发过程中的应用，并以海洋钻井平台的折臂吊为例，利用Simulation X对该设备进行了机、电和液的联合仿真。将仿真结果与设计参数进行对比，验证了在海洋平台自动化机具的设计过程中加入联合仿真环节能够针对设备的设计参数进行有效验证，同时相对于传统的PLC程序仿真调试而言，能够对系统的电控程序进行更接近于真实现场环境的调试。
针对石油钻井行业研发的自动化机具设备控制系统复杂、试制成本高的问题，探讨了联合仿真环节在设备研发过程中的应用，并以海洋钻井平台的折臂吊为例，利用Simulation X对该设备进行了机、电和液的联合仿真。将仿真结果与设计参数进行对比，验证了在海洋平台自动化机具的设计过程中加入联合仿真环节能够针对设备的设计参数进行有效验证，同时相对于传统的PLC程序仿真调试而言，能够对系统的电控程序进行更接近于真实现场环境的调试。
2021, 41(1): 97-100.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.097
摘要:
事故工况下，火炬放空系统保证了可燃气体的安全放空燃烧。在正常工况下，为满足油田生产工艺流程稳定运行要求，火炬放空气不可避免地产生，造成了资源的浪费和环境的破坏。受海上油气田空间狭小等因素影响，已有的陆地放空气回收技术不能满足应用要求。现有的放空气回收技术，主要围绕工艺处理产生的低压气展开，包括在气田应用的低压闪蒸气回收技术和油田使用的压缩机、增压射流装置低压气回收技术，这些技术有效地回收了低压气，但低压气不是火炬放空气的全部来源。随着环保要求的不断提高和低碳可持续发展思想的深入，放空气整体回收这一课题受到研究人员的重视，相关技术也在海上平台取得了应用。放空气整体回收技术起步较晚，根据海上油气田特点和放空气回收存在的难点，对该项技术的发展方向进行了探讨。
事故工况下，火炬放空系统保证了可燃气体的安全放空燃烧。在正常工况下，为满足油田生产工艺流程稳定运行要求，火炬放空气不可避免地产生，造成了资源的浪费和环境的破坏。受海上油气田空间狭小等因素影响，已有的陆地放空气回收技术不能满足应用要求。现有的放空气回收技术，主要围绕工艺处理产生的低压气展开，包括在气田应用的低压闪蒸气回收技术和油田使用的压缩机、增压射流装置低压气回收技术，这些技术有效地回收了低压气，但低压气不是火炬放空气的全部来源。随着环保要求的不断提高和低碳可持续发展思想的深入，放空气整体回收这一课题受到研究人员的重视，相关技术也在海上平台取得了应用。放空气整体回收技术起步较晚，根据海上油气田特点和放空气回收存在的难点，对该项技术的发展方向进行了探讨。
2021, 41(1): 101-104.
doi: 10.3969/j.issn.1008-2336.2021.01.101
摘要:
渤海地区某油田FPSO运行多年，但是两级生产分离器水堰管最佳拔高一直没有确定，经常调整水堰管高度使分离器内油水界面过高或过低而导致油相出口原油含水过高或水相出口水质不合格。此文系统地阐述了水堰管控制油水界面的原理，推算出两级三相分离器水堰管拔高与油水界面高度关系。通过分析船体倾斜、化学药剂效果、分离器内部积砂、油和水密度等影响这两级三相分离器油水界面的因素，结合油田实际生产情况，计算油相和水相的最佳停留时间及对应的有效容积和油水界面高度，从而反推出水堰管最佳拔高。FPSO生产人员根据推算结果调整分离器水堰管拔高，实地验证了计算结果的准确性。
渤海地区某油田FPSO运行多年，但是两级生产分离器水堰管最佳拔高一直没有确定，经常调整水堰管高度使分离器内油水界面过高或过低而导致油相出口原油含水过高或水相出口水质不合格。此文系统地阐述了水堰管控制油水界面的原理，推算出两级三相分离器水堰管拔高与油水界面高度关系。通过分析船体倾斜、化学药剂效果、分离器内部积砂、油和水密度等影响这两级三相分离器油水界面的因素，结合油田实际生产情况，计算油相和水相的最佳停留时间及对应的有效容积和油水界面高度，从而反推出水堰管最佳拔高。FPSO生产人员根据推算结果调整分离器水堰管拔高，实地验证了计算结果的准确性。
摘要：
在某型悬臂梁平台上，其悬臂梁锁紧装置无法将悬臂梁精确锁定于任意位置，无法满足现场生产需要，该研究基于改变这一现状。此文通过对该型悬臂梁锁紧装置的结构和控制系统的原理进行详细分析，发现该系统在设计上还存在着部分隐患。通过针对性研究，作者提出了该系统的优化设计方案和推荐改进建议，并就此进行了分析。结果表明，改进后的锁紧装置，实现了悬臂梁可以精确锁定于任意位置，并解决了该装置不能双向锁定而造成悬臂梁异常移动的重大隐患。
在某型悬臂梁平台上，其悬臂梁锁紧装置无法将悬臂梁精确锁定于任意位置，无法满足现场生产需要，该研究基于改变这一现状。此文通过对该型悬臂梁锁紧装置的结构和控制系统的原理进行详细分析，发现该系统在设计上还存在着部分隐患。通过针对性研究，作者提出了该系统的优化设计方案和推荐改进建议，并就此进行了分析。结果表明，改进后的锁紧装置，实现了悬臂梁可以精确锁定于任意位置，并解决了该装置不能双向锁定而造成悬臂梁异常移动的重大隐患。
摘要：
为了降低作业难度，提高待侧钻井侧钻后生产效果、延长油气井生产寿命以及保证井眼后期再次利用，分别对浅层侧钻和深层侧钻井不同的侧钻方式进行对比，优选侧钻方式，降低作业难度。结合待侧钻井生产过程出现的问题，分析侧钻后不同井身结构的优缺点，优选井身结构。浅层侧钻井回收表层套管侧钻可充分保证后期井眼再次利用。针对水平段钻遇大段泥岩的井、出砂以及水淹情况严重的井，设计为套管水平井射孔完井，砾石充填防砂的方案。对于水平段钻遇大段泥岩的井可避免防砂管柱遇卡的情况；对于出砂及水淹情况严重的井可避开水淹井段射孔，改善生产效果；砾石充填完井方式可降低出砂风险，延长生产寿命。
为了降低作业难度，提高待侧钻井侧钻后生产效果、延长油气井生产寿命以及保证井眼后期再次利用，分别对浅层侧钻和深层侧钻井不同的侧钻方式进行对比，优选侧钻方式，降低作业难度。结合待侧钻井生产过程出现的问题，分析侧钻后不同井身结构的优缺点，优选井身结构。浅层侧钻井回收表层套管侧钻可充分保证后期井眼再次利用。针对水平段钻遇大段泥岩的井、出砂以及水淹情况严重的井，设计为套管水平井射孔完井，砾石充填防砂的方案。对于水平段钻遇大段泥岩的井可避免防砂管柱遇卡的情况；对于出砂及水淹情况严重的井可避开水淹井段射孔，改善生产效果；砾石充填完井方式可降低出砂风险，延长生产寿命。
摘要：
当前国际能源供需矛盾突出, 能源安全日益成为各国关注的焦点, 碳酸盐勘探开发聚焦了世界的目光。主要大国出于经济和政治利益的考虑, 加大对碳酸盐油气勘探开发的投入。世界碳酸盐岩油气探明可采总量为1 434.5×108t油当量, 其中探明可采石油750.1×108t油当量, 探明可采天然气684.4×108t油当量。世界碳酸盐岩油气田313个, 其中油田208个, 气田105个。中国碳酸盐岩探明石油15.2×108t油当量, 探明率为6.5%, 探明天然气1.36×108m3, 探明率为28.65%。碳酸盐岩油气勘探方法有地质法、地球物理法、地球化学勘探法、钻井法。开发成熟技术有多分支井技术、定向射孔技术、压裂酸化技术等。通过对世界碳酸盐岩资源勘探开发现状研究, 实现碳酸盐岩资源优化利用, 改善勘探开发效果, 必将为全球碳酸盐岩资源的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。
当前国际能源供需矛盾突出, 能源安全日益成为各国关注的焦点, 碳酸盐勘探开发聚焦了世界的目光。主要大国出于经济和政治利益的考虑, 加大对碳酸盐油气勘探开发的投入。世界碳酸盐岩油气探明可采总量为1 434.5×108t油当量, 其中探明可采石油750.1×108t油当量, 探明可采天然气684.4×108t油当量。世界碳酸盐岩油气田313个, 其中油田208个, 气田105个。中国碳酸盐岩探明石油15.2×108t油当量, 探明率为6.5%, 探明天然气1.36×108m3, 探明率为28.65%。碳酸盐岩油气勘探方法有地质法、地球物理法、地球化学勘探法、钻井法。开发成熟技术有多分支井技术、定向射孔技术、压裂酸化技术等。通过对世界碳酸盐岩资源勘探开发现状研究, 实现碳酸盐岩资源优化利用, 改善勘探开发效果, 必将为全球碳酸盐岩资源的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。
摘要：
研究表明，低渗透气藏储层中的气水界面可能较高，并且随储层的平面非均质性呈现出高低起伏的现象。对于海上低渗透气藏，由于毛细管压力资料比较有限，因此采用常规的方法无法精确地刻画出气藏各个部位的气水分布关系。通过采用流动层标志参数方法，给出了利用储层物性预测低渗透气藏等饱和度面空间展布的新方法，并在此基础上对低渗气藏等饱和度面的空间分布特征进行了研究。最后，利用这一研究成果对我国某海域一气田的生产动态进行了分析，取得了较好的应用效果。
研究表明，低渗透气藏储层中的气水界面可能较高，并且随储层的平面非均质性呈现出高低起伏的现象。对于海上低渗透气藏，由于毛细管压力资料比较有限，因此采用常规的方法无法精确地刻画出气藏各个部位的气水分布关系。通过采用流动层标志参数方法，给出了利用储层物性预测低渗透气藏等饱和度面空间展布的新方法，并在此基础上对低渗气藏等饱和度面的空间分布特征进行了研究。最后，利用这一研究成果对我国某海域一气田的生产动态进行了分析，取得了较好的应用效果。
摘要：
动态跟踪研究是油气田开发一项常规但重要的研究工作，同时又是一项复杂的工作[1]。尤其对于海上油气田开发而言，由于投资大，成本高，取资料困难，海上气藏动态跟踪研究工作不确定性较陆上大得多，研究思路亦有一定的差异，因此将海上气藏动态跟踪研究工作的研究方法进行流程化，一方面可以让刚参加工作的气藏动态分析技术人员可以迅速上手，高效快速准备进行动态分析，同时也针对海上气藏动态研究方面提出使用有效的研究思路具有重要的参考价值。
动态跟踪研究是油气田开发一项常规但重要的研究工作，同时又是一项复杂的工作[1]。尤其对于海上油气田开发而言，由于投资大，成本高，取资料困难，海上气藏动态跟踪研究工作不确定性较陆上大得多，研究思路亦有一定的差异，因此将海上气藏动态跟踪研究工作的研究方法进行流程化，一方面可以让刚参加工作的气藏动态分析技术人员可以迅速上手，高效快速准备进行动态分析，同时也针对海上气藏动态研究方面提出使用有效的研究思路具有重要的参考价值。
