巴西深水盐下油田开发工程模式探讨及对我国南海深水油气田开发的借鉴意义

巴西Libra油田是近年发现的世界级深水盐下油田,目前低油价条件对其开发工程模式选择提出了挑战。分析了Libra油田的油藏、钻采和流动安全保障特点,探讨了巴西深水油田标准开发模式"FPSO+水下生产系统"在Libra油田的适用性;介绍了Libra油田开发工程项目FPSO上部生产流程及水下生产系统优化方案,并总结了巴西深水油气田开发工程模式及工程设施标准化特点。本文研究成果对其他深水油田,特别是我国南海深水油气田开发工程方式选择具有重要的借鉴意义。     

巴西深水盐下钻完井配套技术与降本增效措施

自2006年巴西超深水海域发现巨型盐下油田以来,深水盐下钻完井技术取得了显著进步。本文总结了巴西深水盐下钻完井面临巨厚盐岩层蠕动危害大、灰岩储层漏失严重、地层可钻性差、超深水钻井装备可靠性及应急管理挑战、巨厚储层完井严重漏失等难题,阐述了盐层段安全钻井及套管设计、控制压力钻井技术、钻井工具及工艺优化提高钻速技术、深水应急专项技术、大尺寸智能完井技术等深水盐下钻完井配套技术,并梳理了深水盐下L油田降本增效举措,最后展望了超深水无隔水管钻井、完井管柱湿式解脱工具、混合式智能完井控制系统等深水盐下钻完井新技术,以期为国内深水油气田钻完井技术发展提供借鉴。     

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。     

巴西国家石油公司深水技术研发与管理

巴西石油公司长期从事海上油气勘探开发,目前深水、超深水及盐下油气勘探开发技术居国际先进地位。为应对深水和盐下油气勘探开发的严峻挑战,公司制定实施了一系列战略性的技术研发计划,并采取广泛合作、开放创新的研发策略以确保技术获取、降低研发风险。所有项目都有具体的研发路线图,并突出时间节点、研发界面和中间成果的管理。公司不仅是项目的组织者,也是技术研发的参与者和创造者,而且要求越来越多的合作研发工作在巴西进行,以实现技术及装备的最大本土化率,进而推动巴西工程技术领域的共同进步。这些经验值得国内企业在国际合作过程中学习借鉴。     

巴西盐下碳酸盐岩油藏裸眼智能完井技术分析

巴西盐下碳酸盐岩油藏主要位于Campos和Santos盆地,所处海域水深1 900～2 400 m,属于超深水海域; 油藏位于巨厚盐层下,部分区域盐层厚度达2 000 m,钻完井作业难度大,费用高。套管内射孔并下入智能完井管柱成为该区域主要的完井方式。然而,套管射孔作业对储层伤害严重,作业时间长,超深水作业综合日费昂贵,使得油田开发成本进一步增加。为提高油田开发经济效益,分析巴西盐下碳酸盐岩储层岩石特征,提出适用于该区块的裸眼智能完井技术,并利用ANAYS有限元软件对裸眼井在不同生产压差下井壁稳定性进行模拟。结果表明:巴西盐下碳酸盐岩储层岩石力学强度较高,生产压差15 MPa时,井眼极限扩大率1.5%,发生塑形屈服区域小,井壁稳定性好,适合裸眼完井。优化后的裸眼智能完井技术方案经济、可行,能较大幅度降低钻完井成本。     

南美桑托斯盆地深水区古拉绍-1井油气勘探发现及意义

2021年,南美桑托斯盆地深水区风险探井古拉绍-1井获得重大原油发现,地层测试获得日产千吨高产油流,确定了巴西阿拉姆区块超大型油藏的勘探潜力,证实其具有规模商业开发前景。为了更好认识这一重大突破,在区域地质背景分析的基础上,结合油气勘探历程,对古拉绍-1井的构造-沉积背景、油气成藏条件以及油藏特点进行了详细分析。研究结果表明：(1)阿拉姆区块位于桑托斯盆地阿拉姆—乌拉普鲁(阿—乌)隆起带,与卢拉—苏格(卢—苏)隆起带的卢拉油田隔“湖”相望,具有相似的构造沉积背景;盆地中央大型古隆起为碳酸盐岩沉积提供了有利条件。(2)阿拉姆区块邻近主力生烃凹陷,油源充足。(3)继承性古隆起控制了湖相碳酸盐岩储层连片分布。(4)盐岩、盐上灰泥岩和泥岩对油藏形成了多重有效封盖。(5)盐下背斜圈闭规模大,为有利油气指向区。(6)古拉绍-1井油藏属于低CO₂、低H₂S中质油超压油藏。古拉绍-1井的成功钻探是巴西桑托斯盆地盐下核心区向外围区拓展取得的重大突破,是中国石油天然气集团有限公司(中国石油)坚持海外风险勘探的重大成功,是中国石油海外深水油气合作发展的又一成功实践...     

南海深水油田智能井修井挑战及对策

随着深水油田的不断开发,深水边际油田修井作业也将越来越普遍。中海油首次动用半潜式钻井平台对L油田实施批量修井作业,并完成了一口智能井修井,作业难度高、费用高、风险高。作业过程中创新地采用了柔性连接管柱组合回收水下采油树帽,优选了采油树阀门远程控制模式,细化了油管挂回收程序,避免水下湿接头损坏,有效识别了单罐双泵智能完井管柱下入风险并采取应对措施,形成了一套完善的深水边际油田修井作业技术,对以后深水边际油田修井作业具有一定的借鉴意义。     

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.     

深水稠油开发技术发展现状与前景展望

海洋深水稠油储量巨大,但由于深水低温使得稠油流动性更差,给深水稠油油田的开发带来了难度和挑战。巴西等国家的深水稠油油田已经成功实现了商业化开发,并形成了一系列配套开发技术,我国的深水稠油开采技术尚处于探索阶段。了解国际上深水稠油开发技术进展,对推动我国海洋油气开采技术进步,保障能源供给安全意义重大。概述了国外深水稠油开发关键技术,主要从深水稠油开采的钻完井技术、测试技术、人工举升方法和关键设备以及流动保障技术等方面进行了介绍和分析,给出了我国深水稠油开发技术发展的一些建议。     

深水油区多油田组合开发及产量接替优化

对由多个油田组成的海外深水开发项目区块,高效开发的关键是针对不同油田的特点,统筹规划不同油田投产次序和产量接替的组合方式,实现有效开发时间内的整个开发项目的最大收益。文中基于深水油田特点及开发要求,通过3个方面的研究来实现深水油区不同油田组合的储量动用及产量接替优化。一是建立深水油田储量分级评价标准,并利用数学综合评价方法确定不同油田的储量等级;二是通过分析深水油田产量运行主控因素,建立不同等级储量的关键开发指标预测模型,可作为不同油田组合开发下产量运行计算的基础;三是建立满足不同限制条件、开发效益最大的数学模型,并利用过程控制理论进行计算,优化得到不同储量等级油田的组合方式和逐次动用程序。将本文方法应用在XF深水油区的开发部署中,基于油田实际数据,进行了不同条件下、多个油田储量动用及产量接替方式的计算,优化结果符合实际开发需求,提高了深水油田开发决策的科学性。     

深水盐下湖相碳酸盐岩缝洞地震预测 ——以巴西桑托斯盆地F油田为例

桑托斯盆地F油田位于巴西深水区域的盐岩之下,具有埋藏深、岩性多样、非均质性强的特点.与常规的以孔隙型为主的储层和中国西部"串珠状"的大型溶洞储层不同,研究区碳酸盐岩为深水盐下湖相碳酸盐岩,其溶蚀孔洞孔径小、裂缝类型多,导致地震响应特征极其不明显,常规缝洞预测方法不适用.另外,受上覆巨厚盐岩层的影响,缝洞发育储层段的地震...     

2008年国外十大石油科技亮点

01深水盐下油气地质勘探理论技术应用取得重要进展 随着深水盐下油气地质勘探理论技术的不断创新与应用,世界盐下油气勘探取得突破性进展,分别在巴西海域、墨西哥湾等地区都发现盐下油气藏,特别是近期在巴西海上桑托斯盆地盐下相继获得一系列重大油气发现,引起业界的高度关注。盐下层系作为油气资源储藏非常重要的一个领域,显示出良好的勘探前景,正在成为世界油气勘探的新热点。     

巴西桑托斯盆地深水大油田勘探实践与理论技术进展

分析研究巴西桑托斯盆地油气勘探历程及勘探实践成果，利用地震、重磁、钻井等资料，系统研究总结了巴西桑托斯盆地油气富集规律理论认识和勘探关键技术进展。提出盆地“两隆三坳”构造格局及阿—乌隆起带控藏的认识，认为裂谷期主烃源灶控制油气富集区带、古构造控制湖相碳酸盐岩储集层规模和质量、连续厚层盐岩控制油气聚集与保存，揭示了CO₂充注改造油气藏过程和机理。研发了层控、相控盐下构造变速成图、湖相碳酸盐岩储集层预测、侵入岩和喷发岩分布预测、湖相碳酸盐岩烃类检测以及超临界状态CO₂流体测井识别等5项勘探关键技术。上述理论认识与技术方法为中国石油巴西深水项目超大型油田的发现和探明提供重要支撑，对桑托斯盆地及相似领域的深水大型油田勘探具有启示意义。     

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。     

巴西石油盐下油田投入生产

正《Offshore》2018年6月刊巴西石油位于桑托斯盆地的Búzios盐下油田近期投入生产,由浮式生产储油卸油装置(FPSO)P-74执行。装置距离里约州海上200千米,作业水深2000米。预计到2021年,油田开发将另外增加4个平台,每个平台每天能够处理15万桶原油和6百万立方米天然气。此前,巴西石油与BP签署了谅解备忘录,将联合在     

发现——巴西海上瓜拉地区获重大石油发现

巴西国家石油公司（Petrobras）2011年12月29习表示,公司在巴西海上瓜拉地区获得重大石油发现,估计拥有21亿桶油当量的可采油气储量。Petrobras表示,这个新发现将取名为Sapinho油田。Sapinho油田是Petrobras在巴西海上盐下地层中获得的另外一个巨型油田,也是巴西迄今为止获得的最大油田之一。据悉,Petrobras计划在2012年2月向巴西国家石油管理局提交这个油田的开发计划。     

巴西某深水油田水气交替注入系统研究

水下注入系统是深水海洋工程方案的核心技术之一,对水下生产系统安装、安全运行和工程投资等产生重要影响。针对巴西某深水油田FPSO+水下生产系统的开发模式,详细介绍了5种主要的水气交替注入系统(WAG)的水下总体布置方式,并从技术、经济、施工和安全因素进行评价,优选出单井单管WAG布置方式。详细论述了单井单管WAG布置方式的泄漏检测方法和水气切换方法,并对生产运行中主要风险进行了识别,提出了合理的应对措施。该研究成果可为今后水气交替注入系统的应用提供参考。     

深水钻进中采用低密谋钻井液的必备设备

欠平衡钻井技术在降低成本和提高油气藏产能上的显著效果促进了采用该技术所需的旋转控制头和其他设备的巨大进步。为了在深水浮式钻井平台上应用低密度钻井液技术和设备,巴西石油公司和其他几家作业和服务公司组成联合项目组,开发出了外隔水管旋转控制头、螺旋式多相分离器等设备,并在巴西海上Campos盆地深水油田浮式钻井平台上进行了低密度钻井液现场试验。     

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。