摘要：河流相储层内部夹杂着诸多影响地层渗流的不连续界限,研究其对剩余油分布的影响,优化布井策略,对此类油藏高效开发具有重要意义。结合复合砂体构型理论成果,建立了不同级别不连续界限的油藏数值模拟模型,模拟了在大井距开发条件下,不连续界限对剩余油分布的影响,建立了河流相储集层不连续界限控制的剩余油分布规律图版;根据不连续界限两侧砂体叠置关系,将河流相不连续界限归纳为3种接触模式,基于界限规模和连通能力认识,结合界限控制的剩余油分布,提出了水平井穿不连续界限的布井策略。选取渤海某河流相油田进行了成果应用,根据示踪剂产出分析结果和新钻调整井生产效果认为,本文研究具有较好地适用性,对油藏开发方案设计井位部署和剩余油挖潜具有指导作用。

摘要：油藏内部普遍存在阻碍或影响流体渗流的不连续界限,由于尺度小且难识别,不连续界限的等效表征是地质建模的主要技术手段。选取海上新近系河流相复合砂体,对其内部发育的接触型、切叠型、堆叠型3种不连续界限开展了等效表征方法研究。设计了机理模型和数值模拟基础方案,分别从连通网格数量、渗透率变化、传导率变化等3个方面开展了敏感性分析;在此基础上,对不同类型不连续界限等效表征方法的适用性进行了研究。结果表明,基于连通网格数量的等效表征方法较适合于接触型界限,基于模型渗透率的方法较适合于切叠型界限,基于网格面传导能力的方法更适合于堆叠型界限。心滩坝的等效表征实验及海上油田复合砂体表征结果表明,本文方法可实现储层不连续界限的精细表征。

摘要：隔水导管定向打桩可有效解决海上加密调整井浅层防碰问题,但目前隔水导管定向打桩缺乏理论模型,作业存在安全风险。根据钻井设计及现场作业需求,首先通过导管鞋受力分析和历史作业数据反演,构建和优化了隔水导管定向打桩井斜角、偏移距离理论模型,然后通过导管与地层的承载力分析,构建了隔水导管定向打桩入泥深度设计模型。研究表明:导管鞋坡口角度是影响定向打桩效果的关键因素,坡口角度合理范围为20°~45°,具体角度需要根据井场地质条件和导管参数进行计算。构建的理论模型在南海东部海上隔水导管定向打桩作业中进行了应用,成功规避了加密调整井浅层碰撞风险,保证了海上作业安全。本研究成果可为海上加密调整井隔水导管定向打桩作业提供理论支撑。

摘要：流花11-1油田区域水深约300~330 m,油田于1996年投产,采用水下设施+半潜式平台+FPSO方式开发,但由于设施老化,面临进入退役状态。考虑该油田还有较大的开发潜力,以经济有效开发为目标,对流花11-1油田二次开发方案开展了详细研究,确定了深水导管架平台+圆筒型FPSO的开发模式;针对南海最深水导管架(“海基二号”)、首次应用的圆筒型FPSO(“海葵一号”)设计建造面临的问题展开了系统研究,形成了深水导管架平台设计、420 MPa级高强钢应用与平台建造安装以及圆筒型FPSO的主尺度确定、舱室设计、系泊方案、外输方案等多项关键技术;为进一步降低投资,对流花4-1油田回接管缆利旧可行性及方案进行了研究。新技术应用推动了流花11-1油田的二次开发,对南海深水油田开发,尤其是边际油田开发具有较强借鉴意义。

摘要：海上模块钻机对管子的处理效率直接影响钻完井作业时效,但现有管子处理装置安装尺寸大、扫掠面积大,严重制约了其在海上模块钻机的应用。以机械臂式管子处理装置为基础,研制了一种海上模块钻机新型管子处理机器人,该机器人共包含7个自由度,主要由主臂基座、主臂、翻转座、内臂、外臂和管子抓放总成等6个部分组成,通过主臂与副臂协调运动确定管子抓放总成位置,由管子抓放总成对管子进行抓取,翻转座可以带动副臂穿过主臂内部空间直接抓取和举升管子。利用ANSYS模拟计算优选了新型管子处理机器人关键结构的材料,按照1∶50的比例制作了原理样机,样机试验分析表明采用本文研制的管子处理机器人进行起下钻作业安全稳定,管子处理速度可达到520 m/h以上,能够极大提高钻完井作业时效,可满足模块钻机海上作业要求,具有较好的应用价值。

摘要：水下采油树系统作为深水开发常用设备,其装备制造和海上作业模式已经基本成熟,但其在浅水海域使用进行油气田开发,中国近海尚未有成熟作业模式。从浅水水下钻完井模式的成本分析入手,通过对水下采油树装备和水下钻完井作业程序开展系统性的对比分析,建立了成本博弈模型,得出基于最优成本法的浅水水下采油树的设计思路,并在渤海首个工程示范项目成功实施,可为中国近海浅水海域基于自升式钻机进行钻完井作业和水下装备安装的水下采油树装备设计提供设计参考,对浅水油气田的水下开发模式和水下装备研究具有重要的指导意义。

摘要：利用中国近海油气田井下腐蚀环境不含H2S、低含CO2的特点,引入非API标准的经济型低铬管材,通过室内近700组模拟井下腐蚀实验建立了中国海油防腐选材图版,通过修正腐蚀速率计算方法和建立沿井筒分压剖面优化了防腐设计方法,进而提出了海上油套管防腐新策略,即组合材质策略和低铬管材策略。现场应用与效果评价表明,新防腐策略可以满足海上全寿命周期安全生产需要,目前已应用于中国近海27个油气田近500口井的开发方案设计与实施中,大大降低了油套管费用,促进了海上油气田难动用储量的开发。

摘要：水下采油树在关井工况下,由于内部采出液流动区域温度降低可能导致水合物生成和原油结蜡现象发生,进而严重影响后续生产的进行,因此需要准确预测水下采油树在关井后的瞬态温度场,从而确定保温层厚度和具体施工工艺。首先利用OLGA软件确定出了水下采油树入口流体的边界条件,然后再利用有限元和计算流体动力学(CFD)软件相结合,模拟分析渤海某油田水下卧式采油树在正常运行工况和非计划关井工况时固体结构和内部流道内流体的温度场,并利用已投产的采油树实际设计数据验证了物理模型和计算方法的可靠性,分析了不同保温层厚度对关井冷却时间的影响。依据模拟分析结果,结合实际现场工况,提出了保温材料选型、保温层厚度和位置设计以及施工检验过程中依据的标准和原则。研究结果为国产化水下采油树的设计制造和工程应用提供了基础。

摘要：陵水17-2气田开发采用带凝析油储存和外输功能的深水半潜式生产储油平台——“深海一号”能源站,为国际上首个采用立柱储油的半潜式生产平台,该平台设计面临环境条件恶劣、建造场地和合龙资源受限、凝析油储存和外输安全性要求高、立管运动要求严格等诸多挑战。本文详细阐述了“深海一号”能源站总体设计技术,包括深水环境条件分析、基于受限场地资源的定制化设计、凝析油U型储存隔离与安全储存和动力定位外输以及整体船型参数设计等,并重点介绍了深水系泊系统设计、深水钢悬链立管布置与疲劳寿命分析、平台低频运动响应预报、关键结构设计及30年不进坞的防腐方案设计等关键技术。基于上述技术,研制出了新型半潜式生产储油平台母型船——“深海一号”能源站。该平台建造完成并投入使用,标志着中国海洋工程制造业逐步向深水浮式生产平台等高端装备业进军,也为同类深水浮式平台的设计提供了借鉴。

摘要：针对普通稠油常规水驱开发面临的注采流度大、含水上升快、最终采收率低的问题,通过一维及二维物模实验研究了常规水驱后转热水驱时,不同热水温度、不同注入倍数、不同转注时机及高渗条带对驱油效率、波及规律的影响,探讨了海上稠油热水驱的可行性。研究结果表明:随着温度的升高,油水黏度比变小,岩石润湿性向亲水方向转变,导致束缚水饱和度增大,残余油饱和度变低,相对渗透率曲线整体上向右偏移。注热水温度由52℃升至110℃时驱油效率提高约30.9个百分点,从110℃升高至250℃,最终驱油效率仅提升4.3个百分点,注水温度110℃是重要温度拐点,注入倍数的拐点为2 PV。在常规水驱到不同时期(含水率)后转热水驱,均能提高驱油效率,最终驱油效率随转注时机(含水率)的推迟逐渐降低,产出井见水前或见水初期转注热水,可实现注热水充分利用,有效提高驱油效率;注入凝胶能够对高渗条带起到有效的封堵作用,热水的波及面积由7.2%提高到37.7%,调剖后驱油效率提高9.8个百分点。对于油藏中存在水窜通道的情况,在注热水之前需进行调剖处理,处理后可提高后续热水驱的波及效率,从而提高采收率。研究成果可为海上稠油进行热采方案设计提供技术支持。