浅水环境中,多次波广泛发育且很难压制.与一次有效波相比,多次波具有反射角小、传播路径长、照明范围广等优点,如何较好地处理浅水自由表面多次波是海洋地震资料处理的重要环节.本文改变将多次波当作噪音进行压制的做法,实现对其有效利用.首先基于确定性水层多次波压制(DWD)技术加自由表面多次波压制(SRME)技术联合实现对于浅水自由表面多次波与有效反射波的良好分离;然后利用分离的有效波通过反馈环理论实现不同阶次多次波的预测;最后基于成像精度更高的逆时偏移成像技术,实现不同阶次多次波的分阶成像.模型资料和实际资料的试处理结果表明,组合分离方法实现了对浅水自由表面多次波与反射波的良好分离,而分阶成像既避免了成像过程中串扰噪音的影响,又通过利用不同阶次多次波进行成像,扩大了成像照明范围,提升了浅水发育区域地震资料的成像质量,实现了对浅水自由表面多次波的有效利用.

CCUS-EOR是驱油与埋存并行、效益与环保并重的绿色开发技术,已成为油气田企业实现碳中和目标技术组合的重要组成部分.CCUS-EOR项目的决策,不仅取决于技术攻关,更多是经济考量."现金流量法+衍生方法"是由现金流评价发展的新方法,将现金流量法与各类项目经济评价精准融合.CCUS-EOR项目经济评价方法为现金流法+有无对比法,通过技术和经济两大类、18 项指标评价其可行性.在"双碳"目标驱动下,CCUS-EOR项目经济评价技术将朝着先导试验评价、全产业链经济评价、碳源评价、多方案比选、多情景分析、投入产出一体化数据库建设 6 个方向发展.

针对X80管线钢管环焊接头热影响区软化造成环焊缝断裂失效的问题,采用数字图像相关法对焊接接头拉伸过程的应变分布情况进行了分析,并建立了焊接接头承载能力数值分析模型,对接头断裂位置及承载能力进行了预测,研究软化区宽度及软化程度对环焊接头强度和承载能力的影响.结果显示,焊趾处软化区宽度为0.3 mm、最大软化程度为2.6％时,拉伸过程中在母材处发生颈缩,软化对接头承载能力影响不明显;当软化程度为2.6％时,软化区宽度增大对接头承载能力没有明显影响;当软化区宽度为5 mm、25 mm,软化程度分别为25％和10％时,环焊接头承载能力降低约10％.研究表明,接头承载能力降低与颈缩位置有关,随着软化区宽度的增加,颈缩位置逐渐由母材向软化区转移,达到某一临界值时颈缩发生在软化区,此时接头的承载能力主要取决于软化区的性能,因此导致接头承载能力降低.

针对分别采用Ni-Nb-Cr和Ni-Nb-Mo两种合金设计的X80钢级管线用钢,采用同种轧制工艺和埋弧焊接制成φ1219×23.7 mm直缝埋弧焊管,发现-30℃低温环境下Ni-Nb-Cr合金板材焊接后焊缝韧性波动大,而Ni-Nb-Mo合金板材焊接后焊缝韧性稳定且较高.开展了金相(OM)、扫描电镜(SEM)、透射电镜(TEM)、X射线衍射仪(XRD)等试验研究,结果表明:板材成分设计差异导致焊接后过渡到焊缝中Cr和Mo含量不同,Ni-Nb-Cr板材焊接后的焊缝出现4.3％粗大先共析铁素体组织,焊缝低温韧性不稳定,而Ni-Nb-Mo板材焊接后焊缝中针状铁素体相互细密交错、较为均匀,含Mo焊缝低温韧性稳定.含Mo板材焊缝中M-A组元面积占焊缝面积的5.4％,粗大M-A组元和大块状M-A组元分别只占面积的1.0％和9.5％,相比含Cr板材焊接后焊缝中M-A组元面积分数以及粗大M-A和大块状M-A面积分数都较低.所以Mo元素加入能引起焊缝产生更多细小均匀的类圆形或球型M-A组元,弥散分布在焊缝中,确保焊缝低温韧性较高且稳定.

为建立与实际非线性渗流一致的试井解释模型,在考虑低渗透油藏变渗透率渗流效应的基础上,建立了二维低渗透油藏变渗透率非达西试井模型,给出了差分方程组数值求解方法,绘制了考虑不渗透边界影响的试井典型曲线,进行了不渗透边界与低速非达西对低渗透油藏试井曲线的敏感性分析.研究结果表明,对于非达西流动情形,压力导数曲线在径向流动阶段便开始偏离0.5水平线而逐渐上翘,非达西作用越强,上翘幅度越大,在遇到不渗透边界后上翘幅度加快;对于低渗透油藏,井附近存在不渗透边界时,非达西流动有可能掩盖不渗透边界的影响.该模型可以有效的解决低渗透油藏试井曲线非达西上翘与不渗透边界上翘难以区分的问题,对低渗透油藏的试井解释具有较大的实用意义.

基于渗流力学理论,重构了描述层间窜流及平面非均质性的数学模型,运用有限差分算法得到各层井底压力的瞬时解,并绘制出压力曲线和压力导数曲线图版.研究表明:地层中流体从低渗层向高渗层窜流过程中,压力导数曲线表现出"凹子"特征;外区聚合物溶液的非牛顿特性,使压力导数曲线出现复合特征,呈抬升状,且两区总流动段压力导数曲线末期上翘.利用该理论图版对渤海A油田复杂井的压降资料进行解释,得到储层物性参数,成功指导油田低产低效井治理.

华H90-3井是部署在长庆油田陇东国家级页岩油示范区的一口超长水平段水平井,由于地质运移作用,该井水平段储层不连续,存在断层;砂体孔隙发育良好,地层承压能力低;地层流体活跃,堵漏浆被稀释后不易滞留,无法固化,防漏堵漏难度大.针对上述技术难点,应用当量循环密度监测技术,进行井漏超前预防;采用随钻堵漏技术,提高堵漏效率;研发阻水型可固化纤维堵漏工作液,配合漏层精准定位技术,实现漏层一次封固,形成了页岩油超长水平段防漏堵漏关键技术.该技术进行了现场应用,实现了华H90-3井顺利完钻,完钻水平段长度达到5060 m,刷新亚洲陆上页岩油水平井最长水平段纪录.研究认为,该技术为我国页岩油超长水平段水平井钻井提供了技术借鉴.

套管破损或漏失等问题直接影响油气水井正常生产.针对长停高含水井找漏问题,通过油井临时改注,利用生产测井组合技术,结合单井生产开发状况研究,对长停套损井套管出水点位置进行精准判识.实际应用表明,单一的找漏技术难以确定套管漏失位置,工程测井能检测出套管损伤位置,但不能保证损伤位置是出水位置;在水质较差的情况下,流量测井流量计探头易受污影响导致效果较差;温度测井能判断漏失段而无法确定漏失点深度;噪声测井对井筒环境要求相对较高.因此,不同井况需采用相适应性的组合测井技术,以长庆油田长停套损出水井为例,通过生产测井组合找漏技术进行长停套损井综合治理,应用效果显著.

为提高老龄油气管道风险管理水平,综合考虑各项风险因素,构建了评价指标体系.利用决策试验与评价实验室(DE-MATEL)方法分析各风险因素的相互关系,并计算指标权重,再结合集对分析法(SPA)得到不同管段的风险等级.结果表明,该模型可识别指标因果关系和相互影响作用,通过中心度、原因度、影响度和被影响度的计算,确定结构老化降级和政府保护机制不足是造成管道失效的主要原因,而自然灾害中除恶劣天气外,其余因素的中心度较小.经实例验证,其评价结果与实际情况相符.研究结果可为老龄油气管道运行状态评价和应急响应决策提供参考.

C油田开发37 a后,采出程度40％,综合含水率90％,稳产难度极大.为针对性地制定挖潜措施保障油田高效开发,开展了基于C油田地质油藏特征的三维可视化物理模型实验和油藏数值模拟研究,二者相互验证.对剩余油分布规律及影响因素分析研究的结果表明:边水主要沿储层底部推进,经过长时间驱替后,油藏类型由边水油藏逐渐转变为次生底水油藏,生产井井点处水锥严重,在井间及储层顶部剩余油富集;渗透率级差越大、地层倾角越小、原油黏度越高,水锥现象越明显.根据研究成果,在C油田实施了定向井井间水平井加密调整工作,取得较好挖潜效果,研究成果对于类似油田双高阶段剩余油挖潜具有较好的指导作用.

JX油田位于辽东湾辽中凹陷,目的层东营组砂岩厚度大,砂岩百分含量最高可达70％以上,辽中1号断层将其分割成东、西两块.辽中1号断层由两条分段断层组成,属于郯庐走滑断裂带的一部分,因其既具有一定持续性,也具有间歇性,从而使西块在走滑活动期(东营组沉积时期)发生构造反转,并在走滑活动间歇期沉积相对稳定.由于受活动期构造反转影响,间歇期前后沉积模式差异较大,导致同一区域不同层位砂体范围、水体倍数等差异明显,对开发方式和井网部署影响较大.通过对构造活动期次及其影响下的古地貌特征分析,开展各层段沉积模式研究,找到该区域油井低压原因,并进行相应调整井部署,取得了较好开发效果.该方法对于同类型走滑活动下沉积模式研究和开发方式、井网、井位部署,具有一定的指导和借鉴意义.

海上多层聚驱油井压裂渗流方面的研究相对缺乏.针对该问题,运用渗流力学、数学物理学、数值分析等方法,建立多层聚驱油井压裂解堵的试井模型,利用Laplace积分变换和有限余弦傅立叶变换求得压裂井拉氏空间解析解,并通过Stehfest数值反演方法计算井底压力、绘制井底压力双对数曲线.研究表明:海上多层聚驱油藏聚堵井压裂试井双对数曲线呈现7个典型渗流阶段.其中,线性流"双轨"特征是内区压裂裂缝的反映,两条近似水平的拟径向流段,反映内区为聚合物溶液、外区为油水混合物油藏的复合特征,导数曲线后期是多层合采井不同组合边界的特征响应.

渤海X油田由于地层能量的亏空及恢复导致气顶区油气界面发生运移,利用数值模拟开展气顶区油气移动规律及韵律性对剩余油分布影响特征研究.无论注入水首先从生产井什么部位越过及波及其右侧原油,油气界面都首先从模型上部(左侧)开始向上移动,然后逐渐过渡到模型的下部,且模型上部(左侧)油气界面的移动程度大于模型下部(右侧)油气界面移动程度.针对不同韵律性模型,在侵入气顶区的流体中,侵入油所占比例均大于95％,侵入水所占比例很小,说明注入水能够突破原油进入气顶区的量很少,油气界面移动主要由储层原油进入气顶区造成.

为有效降低在役输气站场生产过程中的安全风险,发挥安全仪表系统在风险管控中的作用.以某典型输气站场为例,采用危险与可操作分析(HAZOP)筛选风险等级较高的事故场景,并结合保护层分析(LOPA)对站内的SIF回路进行SIL定级,最后对SIL进行验证.通过SIL验证,只有ESD系统中SIF1回路的验证等级与要求等级不匹配,建议从缩短功能检测周期、改变系统冗余表决结构和增加单个设备可靠性等三个方面提高现有SIL等级.

油气储量资产化管理是适应国家油气体制改革的重要举措.在持续深化油气体制改革进程中,随着探矿权退出由"按勘查投入不足比例退减"转变为"试行到期延续25％硬退减"政策的实施,油气开采企业存量矿权退减压力巨大.为了切实推进油气储量资产的管理,实现油气开采企业可持续发展,从油气储量资产化的内涵、特征入手,在分析推进油气储量资产化管理必要性的基础上,提出了构建油气储量资产化管理体系的建议.研究结果表明:①构建油气储量资产化管理体系,必须从技术和管理两个层面着手;②在技术层面,一是要建立货币化的油气储量价值评估体系,二是要建立市场化的油气储量资产交易管理平台;③在管理层面,一是要建立油气开采企业储量资产监管体系,二是要构建油气储量资产化管理新模式,三是要完善油气储量专业评估师队伍.

在油公司体制下,采油(气)厂作为油气田企业的利润模拟分中心,承担着油气生产和成本控制的主体责任.当前评估其价值创造能力的方法是依据产量或利润指标算术排序,忽略了人员结构、地质结构、开采方式等主客观因素的影响.量本利综合打分法以产量为基础,以利润为核心,高度融合投入与产出的匹配关系,"量效并重"进行综合评估,对采油(气)厂的价值创造能力进行排序,在油气田企业工效挂钩政策制定中发挥了积极的作用.通过对CHQ油田12个采油(气)厂2021年度价值创造能力的评估分析,进一步证实了这一方法的实用性.

随着国家对矿业权管理和交易的政策不断深化,以及石油公司矿业权区块内部流转的持续深入,油气储量的资产属性愈加凸显,重技术、轻价值的管理体系受到严重冲击.通过油气矿业权流转的现状和成效分析,揭示了当前矿业权流转中暴露出的油气储量价值评估问题,根据评估方考虑因素的差异,提出了考虑储量获得投入的重置成本法、考虑储量未来收益的折现现金流量法、既考虑储量获得投入又考虑储量未来收益的综合成本法,形成了油气储量价值评估技术.通过对长湖油田M77区块油气储量进行价值评估,从流程和效果,到各种方法的适应性分析,全面验证了该项技术的操作性与实用性.为推进矿业权流转市场化,提出完善矿业权有偿使用制度、建立矿业权转让交易平台、探索混合所有制合作模式、强化投入产出一体化评价、构建价值型储量资产经营模式5个方面的工作建议,着力构建油气储量全生命周期价值评估体系,实现油气储量的保值增值.

具大气顶、窄油环、强边水特征的锦州X砂岩油藏,进入开发中—后期后,面临着地层压力下降快、气窜严重、挖潜难度大等难题,亟待优化其开发方式.以几何相似、物性相似和生产动态相似为原则,对锦州X油藏进行剖面模型化,通过可视化二维物理模拟实验,验证了屏障注水方案的可行性.在此基础上,结合数值模拟,推荐水平井平行井网屏障注水方案并确定实施技术要求.考虑到油藏的复杂性与开发风险,以气窜严重、纵向驱替不均衡、增产效果显著为原则,优选1个井组开展先导试验,提高对屏障注水的动态认识,为油藏开发提供借鉴.

CCUS(碳捕集、利用与封存)作为CO2减排重要措施之一,已成为油气田企业实现碳中和目标技术组合的重要组成部分.从驱油封存角度考虑,我国约有100×108t剩余石油地质储量适于CO2驱油,CO2增产及提高采收率技术是油气开采企业CCUS重要内容.国内CO2-EOR项目的商业运营模式主要有独立运营模式和运营商模式,CCUS全流程成本300～400元/tCO2,其中碳捕集环节成本最高,约占总成本的70％以上.按8％基准收益率测算,当原油价格70美元/bbl时,可基本平衡CCUS驱油封存成本.CCUS技术要实现规模化应用,需应对CO2利用、高成本、高投资三大挑战.综合考虑油气田企业现状,应从攻关全流程CCUS技术、以碳定价推动CCUS、专题研究CCUS减排量核算方法、完善CCUS政策支持体系、鼓励油气田企业发挥技术优势推进CCUS项目5个方面,推进CCUS技术成本下降,夯实商业化应用基础.

某石化企业水务运行部含油污泥离心脱水后的油泥泥饼,通过采用密闭式热风循环油泥低温干化设备对其进行低温干化,离心脱水后油泥泥饼的含水率从干化前的80％左右可降至10％以下,实现了对离心脱水后油泥泥饼的稳定化、减量化处理,有效降低了企业油泥外委处置量和处置费用.