海上边际油田经济评价模式创新研究——基于“利益共享、风险共担”思想

边际油田开发对于稳定我国石油产量有着重要作用。在海上边际油田开发的过程中,工程设施已经无法优化,企业已经将投资控制到最低,在这种情况下,要继续开发边际油田,就要与参与项目建设的各关联公司协调。首先,在给定产量、操作费的情况下,需要通过敏感性分析,测算出达到基准收益率时各关联公司需要降低的投资额,并在建设期初与其谈判提出降低投资要求;其次,本着保证石油公司收益率和"利益共享,风险共担"的原则,通过计算临界油价,提出对各关联公司补偿的方案,在后期油价上涨时逐年返还,从而满足各方对收益率的要求。     

边际油田开发无人平台设计探讨

边际油田由于经济效益较差,使用常规方法开发往往达不要求的经济收益,因此边际油田往往通过无人平台依托现有设施开发的方式以降低开发成本,达到经济评价的要求。文章以渤海油田某项目为例,详细介绍了依托自升式生产储油装置"蜜蜂式"开发边际油田模式下无人平台相关总图、工艺、安全、结构等方面设计与常规平台的差异,为今后工程设计提供参考。     

标准化设计在渤海油气设施定型中的研究与应用

基于渤海海域开发特点,以渤海典型在役平台为样本,结合工程设计、开发生产需求,以标准化设计为主要方法,开展海上油气设施定型研究。文章总结出一套适用于渤海油田的组块系列定型方案和导管架系列定型方案,并在“十四五”期间渤海油田平台设计与建造中推广应用,实现了加快勘探开发一体化、提高采办与建造安装效率、提升油气田全生命周期经济效益的显著效果。     

石油经济大事

(2009年6月)1日中国海洋石油有限公司宣布,其位于渤海海域的自营油田秦皇岛33-1已投产。该油田位于渤海中西部海域,水深约21米,目前有2口井在产,可日产原油2000桶。     

冀北公司成功实施国内首个大规模海上油田岸电接引项目

正9月23日,渤海海域秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电应用示范项目全面投产。这是我国首个海上油田群岸电应用项目,也是世界海上油田交流输电电压最高、规模最大的岸电项目,标志着我国海洋石油工业向绿色开发、高效开发、智能开发又迈出了历史性变革的一步。     

边际油田开发技术现状、挑战与对策

所谓边际油田是指一些中、小型油田或地层构造复杂以及地处边远地区的油田,石油公司无法采用常规的开采技术和管理技术进行油田开发建设与生产,只有在选用改进的技术进而资金方案的条件下才能获得经济效益。特指那些开采难度大,开采的成本高的油田。本文将从边际油田开发技术的现状、边际油田开发技术的挑战以及边际油田开发技术的对策三个方面进行深入分析。     

忍者齿PDC钻头在渤海油田花岗岩潜山地层的应用

为了解决渤海海域深层太古界花岗岩潜山地层机械钻速低的问题,渤海油田引入PDC钻头配合扭力冲击器钻井提速新工艺。但因钻头特性与地层匹配性较差,机械钻速未得到大幅度提升,出井钻头磨损比较严重。通过对PDC钻头切削齿的改进,提出使用忍者齿PDC钻头配合扭力冲击器,大大增强了钻头整体的抗冲击性能。现场实践证明,机械钻速提高65%～72%,进尺提高6～7倍,出井钻头磨损正常,提速效果明显。这一技术解决了渤海海域深层太古界花岗岩潜山地层机械钻速低的问题,在渤海油田后续深部地层的勘探开发作业中值得推广使用。     

渤海A油田瘦身井井身结构优化与应用

渤海油田已进入开发中后期，并且海洋环保要求日益严格。为提升油田整体开发经济效益、降低限制排放区钻井液及岩屑处置成本，通过井身结构技术研究，在渤海A油田全面推广瘦身井井身结构。通过井眼瘦身配套小井眼完井生产工艺，大大降低岩屑产生量，并减少了套管、钻井液、水泥等材料的使用量，节省作业成本。同时配合针对性的钻井提速措施，钻井作业效率明显提高，为渤海类似油田的开发提供了借鉴与参考。     

渤海稠油油田井筒电加热技术可行性分析

文章对于影响原油黏度的原因进行了简要地论述与探索,并对渤海海域的稠油油田的各类数据进行了相应地分析,在总结出渤海海域稠油油田的规律特点之后,模拟了井筒电加热技术,得出利用电加热技术能够有效地提升电潜泵机组的稳定性与效率性。     

渤海某油田2D井区开发井项目漏失风险评价及工程对策研究

渤海区域作为中国海上油气田开发重要的海域之一,随着渤海油田勘探开发的不断深入,面临着多重潜在井漏风险。以渤海某油田2D井区为研究对象,以钻井地质日报为基础,综合应用多种资料及技术方法,运用了Geoframe软件分析得出的常规剖面、方差剖面、蚂蚁体剖面以及测录井曲线,对渤海某油田2D井区的裂缝性漏失、薄弱地层漏失和工程漏失进行综合而深入的风险评价。结果表明：研究区累计完钻探井3口,漏失率66.7%,完钻开发井12口,漏失率50%;漏失层位集中在东三段、东二段,漏失类型归结为3类（裂缝性、薄弱地层、工程漏失）;断层、裂缝是井漏易于发生的重要地质因素,新井预测及优化应尽量规避近东西向断层,确需过断层建议在浅层穿越断层,需东营组过断层的应尽量垂直断层减小轨迹与断层接触,应按从大原则给出风险段,利于钻井作业做好充分准备,避免速度偏差引发的风险点预测偏差。通过系统性的研究,为渤海区域的油气勘探与开发提供科学的决策支持,降低漏失风险,推动油气产业在这一关键区域的安全高效发展。     

做构建新型电力系统的行动派

正9月23日,渤海海域秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电应用示范项目全面投产,这是我国首个海上油田群岸电应用项目,也是世界海上油田交流输电电压最高、规模最大的岸电项目,标志着我国海洋石油工业向绿色开发、高效开发、智能开发又迈出了历史性变革的一步。这也是国网冀北电力有限公司在推动构建以新能源为主体的新型电力系统、     

异常高压低渗油藏注水开发实践与认识——以BZ25-1油田沙二段为例

渤海海域的渤中25-1油田沙二段为异常高压低渗油藏,油田在实际开发过程中由于受储层异常高温高压低渗特点影响,开发效果不理想。文章针对低渗油藏开发生产过程中存在的问题,通过沙二段低渗油藏合理注采井距、注水时机、注水先导试验、配套工艺技术等多方面研究,制定了针对异常高压低渗油藏切实可行的治理对策,实现了沙河街油藏注水开发,达到改善低渗油藏开发效果。     

石油经济大事(2009年6月)

1日中国海洋石油有限公司宣布,其位于渤海海域的自营油田秦皇岛33-1已投产。该油田位于渤海中西部海域,水深约21米,目前有2口井在产,可日产原油2000桶。9日总投资66亿元人民币的江苏如东县洋口港液化天然气（LNG）项目获得商务部批准。该项目由中国石油天然气股份有限公司、江苏省国信资产管理集团有限公司与香港太平洋油气有限公司共同投资成立，三方分别持有55％、10％、35％的股份。     

稠油完井液体系研究——生物酶完井液

现阶段渤海海域使用的完井液主要为隐形酸完井液及聚胺完井液两种。品种单一,具有一定局限性。渤海海域部分油田原油具有密度大、粘度高、胶质沥青含量高、含硫量低、含蜡量低、凝固点低等特点,属典型重质稠油。需要研发专门针对稠油油藏的高效环保型稠油完井液。我们研发的生物酶稠油完井液体系具有良好的界面张力,洗油效果较好,满足渤海海域稠油油藏完井液的需求。     

滩海油田开发特点及经济评价分析

胜利油田滩海油田与一般陆地油田相比，具有环境条件差、开发工程投资高，经济效益边际等特点，具有较大的投资风险，为降低投资风险，必须进行前期经济评价论证。通过对项目财务评价指标的测算和不确定性分析，为项目建设提供决策依据，确保该类油田能得到有效开发。     

我国海上全新“绿色油田”建成投产

3月15日,从中国海洋石油集团有限公司(以下简称“中国海油”)获悉,我国海上全新“绿色油田”——曹妃甸6-4油田正式投产。该油田建设应用“设计施工一体化”理念,采用绿色低碳管理,完善了我国海上“绿色油田”建设新模式,为海上油气增储上产和助力京津冀协同发展、雄安新区建设等注入新动力。曹妃甸6-4油田位于渤海中西部海域,距离天津市约116公里,平均水深约20米。     

大庆外围油田经济有效开发的模式研究

大庆外围油田新站、新肇古68、葡西、他拉哈等油田,油层发育不好,油藏类型复杂,储量丰度低,地面条件差,且分布在耕地、鱼塘、低洼地、江湾等,给油田开发建设带来了困难。经济评价结果表明,如果按照常规模式开发,这些油田的百万吨产能投资均在40亿元以上,内部收益率为负值,达不到行业标准,无法有效功用。大庆油田根据外围油田实际,结合地质特点和地面条件,把百万吨产能投资指标适当放宽．在满足内部收益率10％的指标下,把单井日产量界限平均降低0．7吨左右。通过采用5种不同模式,有效功用了十个产能建设区块。经济评价分析显示,以上区块百万吨产能投资均在50亿左右．内部收益率在8％左右,地面建设投资在产能建设总投资中所占比例由最初的51％下降到17．2％～40%,取得了明显的经济效益。     

某海上油田稠油热采工艺设计

热力采油是稠油油藏开发的主要工艺技术措施,渤海油田具有非常丰富的稠油资源。为充分开发渤海某油田稠油资源,文章基于蒸汽吞吐工艺技术的原理,针对高黏度特稠油的特性,结合该油田具体油藏特点,进行稠油热采工艺设计和应用实施,在注热前期成功进行热力降黏,提高了该油田稠油采收率。     

现代优快钻井技术在渤海油田开发中的应用

本文首先介绍了现代优快钻井技术的特点,然后简要分析了渤海油田开发中存在的难点,接着详细介绍了现代优快钻井技术在实际应用中的成功案例。最后展望了优快钻井技术在渤海油田开发中的应用前景。     

渤海油田中曲率半径侧钻井关键技术

随着渤海油田的不断开发，高含水和高采出程度是油田开发中面临的主要问题。近年来，利用老井侧钻中曲率半径平井技术是解决渤海油田平台槽口和在生产井控制储层面积有限问题、降低开发成本、进一步挖潜剩余油、提高油田产能的有效技术手段。由于中曲率半径侧钻井在钻完井工程中存在轨迹曲率半径小、套管开窗、过窗难度大、导向钻具疏松地层定向困难、套管下入摩阻大等难题，从轨迹设计、开窗工具优化、钻具组合设计、钻井摩阻水力学分析、下入管柱结构优化等方面形成了渤海油田中曲率半径侧钻井工艺体系。通过实际应用，证明该技术成功解决了该类型井靶前位移不足的问题，为海上油田安全、高效实施提供技术支撑，大大缩短了钻完井工期，节省了费用，提供了海上油田“挖潜剩余油”的新思路，对同类型井具有较强的指导意义和推广前景。