油田勘探开发经济效益

油田勘探开发经济效益（精选九篇）

油田勘探开发经济效益 篇1

一、以财务为视角对油田勘探开发效益进行分析评价

(一) 财务运行情况

该油田2009年勘探投资成本为2451万元, 开发投资成本为43263万元, 注水投资成本为700万元, 完全成本为15772万元, 单位成本为每吨664元, 销售价格为每吨3300元, 净利润为42394万元, 折旧为4396万元, 每万吨的产能投资为4370万元, 净现值为25510万元, 内部收益率为39%, 投资回收期为2.98年。

该油田2010年勘探投资成本为3362万元, 开发投资成本为47473万元, 注水投资成本为6218万元, 完全成本为17765万元, 单位成本为每吨683元, 销售价格为每吨3300元, 净利润为45986万元, 折旧为5369万元, 每万吨的产能投资为4677万元, 净现值为18600万元, 内部收益率为28%, 投资回收期为3.66年。

该油田2011年勘探投资成本为3004万元, 开发投资成本为45503万元, 注水投资成本为9156万元, 完全成本为24989万元, 单位成本为每吨889元, 销售价格为每吨3300元, 净利润为44827万元, 折旧为5466万元, 每万吨的产能投资为5273万元, 净现值为7627万元, 内部收益率为18%, 投资回收期为4.73年。

(二) 分析评价

根据以上的数据可以看出, 此油田在经营成本方面运用了低成本战略, 虽然产能投资出现减少的情况, 但原油单位的成为基本保持平衡的状态。在产能投资方面由于受到产能降低以及资源质量变差的影响, 2011年该油田的产能投资跟往年相比有了大幅度的下降, 但原油产量却在逐年增加, 由此可见, 油井的管理工作正被逐渐重视。在万吨产能投资方面虽然有上升的趋势, 但主要是由于资源有限的影响。油田以注水来控油, 因此对管网和注水站投资在不断的加大, 虽然在入资金后不能很快得到短期效益, 但以长期的眼光来看, 其利益还是可观的。在勘探投资方面, 由于探井的平均井深变小, 使单井投资降低, 新增可采储量也因此降低, 通过勘探可以为油田开发提供有价值的信息。根据环保的要求, 油田在井场道路绿化以及清洁文明井场等工作上加大了投入, 并取得了较大的社会效益。根据财务指标来看, 此油田的开发投资内部收益率远远超过了行业基准收益率, 净现值是正数, 且投资回收期相对较短, 具有较强的流动性, 取得了明显的经济的效益, 因此, 此项目的可行性较强。

二、油田勘探开发中存在的问题以及解决措施

(一) 油田勘探开发中存在的问题

由于人类对石油资源的不断开发和利用, 因此造成油层品质越来越差, 这使勘探开发成本也在不断地增加, 从而给项目的经济效益带来了不利影响。由于注水工程需要较大的投资、材料的消耗量较大, 而且短期效益不明显。此外, 由于油田的干线太长, 涉及的地区较大, 会受到严重的外部干扰, 行政性收费项目的不断增加加重了企业负担。而开采的原油含水量较大, 这无疑又增加了生产运行成本。

(二) 解决措施

1、加强油井管理, 提高油井利用率。

通过投用88组油井值班房, 加强对抽油工驻井制度的完善, 重视对抽油工的管理工作, 并进一步加强油井计量工作, 严格执行油井三级巡查制度, 以防止停抽情况的出现, 要确保采油时率高达95%以上, 以完成原油任务。

2、制定科学的油田开发方案。

首先要加强对油藏的认识, 对开发方案要重视实用性, 进行精心的设计, 施工过程中要做到细致, 要使用科学的方法注水, 有效地挖潜, 从而提高采收率。其次, 在确定勘探开发方案的过程中必须做到科学严谨, 对于压裂工艺、钻井方案以及井位部署等环节必须确保合理、谨慎和认真, 并要最大限度的减少水大井, 从而提高钻井的成功率和质量。

3、加强燃料、材料以及用电管理。

首先必须加强预算管理, 通过将各项费用逐层分配到班组和单位, 并对材料和燃料的定额进行调整, 必须做到严格考核和硬兑现, 从而减少费用的支出。其次是加强招标管理, 要做到货比三家, 并对采购进行严格把关, 在源头上控制价格, 在确保采购质量的同时减少采购成本。最后是要加强电气维修质量以及偷挂电现象的打击力度, 以降低用电耗能。

4、加强设备管理, 减少设备运行成本。

首先必须加强重视相关设备的维护保养工作, 其次是针对设备修理方面要严格按照采油厂制定的《设备修理补充办法》以及《设备内外修》等制度严格执行。对于拥有较多车辆的单位, 应该设置小维修工段, 并制定相应的奖惩制度, 严禁重复修理和扩大修理的情况发生。最后要对外雇设备进行严格的控制, 从而提高内部设备的利用率, 减少开支。

三、结论

综上所述, 由于人类对石油资源的需求量在日益增长, 石油资源也在逐渐的枯竭, 在这种情况下, 我们应该合理制定油田勘探方案, 并根据油田的财务运行状况进行对比分析, 找出勘探过程中存在的问题, 并制定科学的解决方案, 从而提高油田的勘探开发水平, 实现经济效益的最大化。

参考文献

[1]徐经柱.搞好生产勘探, 提高经济效益[A].中国矿山地质与西部矿山资源开发研讨会论文集[C].2001年

油田勘探开发经济效益 篇2

大庆油田勘探开发对环境和居民健康影响的探讨

大庆是一座因油而生的资源型城市,大庆油田开发建设近50年,石油勘探开发在带来巨大的经济效益的同时,也对大庆地区的土壤、大气环境、水生态环境造成了不容忽视的影响.文章介绍了大庆油田勘探开发带来的主要环境问题,分析了大庆地区油田勘探开发对环境的影响,以及石油环境与人类健康的.关系,并在此基础上提出了保护生态环境的对策建议.

作 者：刘世妍 杨明杰 作者单位：大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江,大庆,163712刊 名：科技信息英文刊名：SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION年，卷(期)：2009“”(29)分类号：关键词：油田勘探开发 环境 健康 大庆地区

石油勘探开发投资经济评价指标探讨 篇3

关键词：勘探开发 投资效益 评价指标

目前，在石油勘探开发投资经济评价中涉及的经济评价指标主要有内部收益率、基准折现率投资回收期和净现值等。由于在石油的勘探开发过程中投资的特殊性，使得这些指标在应用过程中和理论还有一定差距，影响了投资经济效益的评价的客观性，使得石油勘探开发投资经济评价在结果上受到一定影响。因此，本文就涉及的经济评价指标在石油勘探开发投资经济评价中的作用以及适用性进行分析，希望可以解决现阶段在石油勘探开发投资经济评价中凸显的一些问题。

▲▲一、净现值（NPV）

净现值是石油勘探开发投资经济评价中的一个基础性指标，它是一种限值累加值。通过对项目寿命周期中所有的净现金流量遵循一定的折现率，以期初时作为折现期的一种计算方式。净现值的指的是投资者在自己投资的项目中获得的超额收益。如果净现值为零，说明收益为投资者的最低期望值。净现值指标在经济评价中最能反映企业追求的效益最大化特点，因而，在石油勘探开发投资经济评价的所有指标中是最为可行的。虽然NPV这个指标非常适用于石油勘探开发投资经济评价，但也存在一定的不足：1）它没能直接反应出投资的规模，只是用资金的形式予以体现。而资金有是企业的最为宝贵的资源，对企业的投资是否能取得应有的效用并不能直接反映。为了避免这种情况，一般都采用增量投资分析或者净现值指数的方式解决实际中的优先问题。2）在进行石油勘探开发投资经济评价时，如果采用NPV，由于折现因子的存在，使得油田越早投产NPV值就越大，就会在一些类型的油气开采中，由于想获得较好或者较高的收益而加快开发的现象。进而导致了破坏性开采的情况增多，而使得油田的最终收益降低。因而，政府需要运用科学完善的石油开采制度，如稳产期的增加税收，在开采中后期减免税收的办法，以促使石油开采企业合理高效利用地下资源，最大限度地保证油田的开发。

▲▲二、内部收益率（IRR）

内部收益率也是石油勘探开发投资经济评价中的重要指标，在评价中也最为常用。它主要是针对NPV=0的情况。内部收益率能直接反应出投资者的效益，因此，也可以认为是盈利率或者回报收益率。这种评价方式被用于石油勘探开发投资经济评价中的缺陷主要有两个：1）只有一个解的情况，针对净现金流量来说，为序列正负号只变化一次的项目。即使序列正负号多次改变，也是只有一个解的情况，如果出现两个以上解的情况，就不是内部收益率计算范畴。之所以会出现正负号的改变，是由于投资过程的不连续，而石油的勘探开采涉及的投资量很大，如果只对一次投资进行考虑，就不能客观地反应被评价区域的经济效益。如果对多次的投资都予以考虑则内部收益率的结果可能很多，但就真实的内部收益率来说，其结果都不是正确的。2）在对内部收益率进行计算的过程中，含着一个假定情况，即由此项目获得的纯收益可以用来继续投资，继续投资的收益率和项目的内部收益率相等。在油田寿命枯竭，项目停止开发时，按照内部收益率来计算，就是投资未来值的累加等于收益未来值的累加，由于条件的制约，收回来的投资不可能在进行同样地理条件的含油气项目的投资中，因此，石油勘探开发投资的经济评价指标中，内部收益率评价方式并不适合，只能作为辅助性指标来参与评价。

▲▲三、投资回收期

投资回收期分为动态及静态两种。静态对资金的时间价值不要考虑，而动态正好相反，对资金的价值必需进行考虑。因此，动态投资回收期更能反映出项目的经济价值。在对投资回收期进行可行性项目评价时，必须和投资者在投资时的基准回收期进行比较，如果基准回收期小于投资回收期，说明项目不可行。如果结果相反即为可行。虽然通过投资回收率我们看到了投资的经济效益以及投资风险，但由于这种方式对于投资回收之后的项目情况并不涉及，因此，在进行评价中，也只能作为辅助性目标。

▲▲四、基准折现率

基准折现率，是投资者对于投资所获得的最低回报率。由于在企业间存在的风险以及目标不同，折现率也会多种多样。由于项目的不同，在风险上也有很大差别。因此，在对不同项目进行经济评价时，需要采用的基准折现率也会不同。

▲▲五、指标计算问题

各种经济评价的指标，都是在项目寿命时间内对现金流进行计算得到的。因此，对现金流量进行科学合理的预测决定了经济评价的正确与客观。因为是种预测，因此，就有可能存在一定的与实际不符的情况，特别在对现金流的描述中。因此，更应该尽最大可能减少预测中的偏差，尽可能与实际相符。

▲▲六、结语

在进行石油勘探开发投资经济评价中，对经济评价指标进行科学的确定和计算是非常重要的。它不仅关系到石油勘探开发投资决策水平，也关系到投资成本以及收益情况。因此，做好石油勘探开发投资经济评价，是优化投资，提升投资效益的必经之路。

参考文献：

[1]胡健等.油气资源价值分级与有偿使用的方法研究.西安：陕西人民出版社，2011

[2]傅家骥，仝允桓、技术经济学.北京：清华大学出版社，2010

【作者简介】刘东旭（1988-），女，汉族，辽宁省盘锦市人，2010年7月本科毕业于东北石油大学勘查技术与工程专业，工作于辽河油田勘探开发研究院，任助理工程师。目前就读于东北石油大学，攻读石油工程管理专业硕士学位。

油田勘探开发经济效益 篇4

2009年以前, 邵家油田沾27块共有油井9口, 其中6口井停产, 区块采油速度为0.1%, 采出程度仅为4.4%。该块具有多套含油层系, 勘探程度低, 采出程度低的特点。在勘探开发难度日益加大, 资源接替问题日益突出的今天, 沾27块作为河口采油厂重要的能源接替阵地, 具有较大的资源优势, 但该区存在诸多复杂因素影响制约着勘探开发的步伐。

(1) 油藏地质情况复杂, 对油藏的精细描述困难大。邵家油田沾27块地处义南断层的下降盘, 发育馆陶、沙一段、沙四段三套含油层系, 存在平面上地层对比困难, 断裂系统复杂与沉积相带的发育及储层纵横向展布规律认识不清等问题, 给油藏的精细描述带来一定困难。

(2) 邵家油田沾27块三套层系地质特点不同, 原油性质差异大, 上馆陶组为河流相沉积, 属稠油油藏, 粘度在3000-5000mPa.s;沙一段顶部为生物灰岩, 中下部为灰质砂砾岩沉积, 储层物性较差;沙四段发育泥灰岩的薄互层沉积。要达到经济有效地动用油藏, 提高最终采收率, 需要针对不同油藏特点设计与之配套的工艺措施, 达到地质与工艺协调统一。

(3) 地面情况复杂, 制约着钻井、地面工程等的实施。沾27块地面处于河口区义和镇的西南方向, 位于河口区与沾化县交界处, 村庄密集, 工农关系复杂。此外, 因区块地处偏远, 地面管网设施不配套, 给地面工艺流程的施工带来较大困难。

2 实施精细化管理, 提升勘探开发效益

为改善沾27块开发效果, 提高储量动用程度, 实现高效勘探开发的目的, 我们需要从精细管理上做文章, 寻找一种适合该块的有效管理方法。邵家油田沾27块实施滚动开的发精细化管理, 是针对高速高效新建产能, 按照“储量、产量、效益”三统一的原则, 对油藏的资源进行优化整合, 应用现有的成熟的技术和管理模式, 对管理手段、管理方法、管理方式进行优化, 精细过程管理, 从而实现油田的可持续发展。主要做法如下:

2.1 精细油藏描述, 努力扩大新老区储量和产能

(1) 强化基础资料的信息管理, 打造高效信息平台, 提升研究效率。

油井的基础信息资料包括:井位坐标、测井数据、试油资料、地质分层、小层数据, 取芯资料, 物性资料、井史资料, 封堵层资料等一系列的静态、动态资料, 对于这些宝贵的资料, 我们采取信息化管理的方法, 建立了坐标库、试油库、测井数据库、小层数据库等。各种资料信息的分类规整, 大大提高了资料的利用率, 为快速查阅找寻相关资料提供了极大便利, 起到了良好的效果。

(2) 依靠认识创新、理论创新、技术创新, 努力扩大产能阵地。

河采地质研究人员始终坚持积极进取的传统, 强化认识, 解放思想, 创新思维, 树立“勘探无禁区”信念, 敢于突破原来的成藏理论, 重塑构造新的成藏模式, 重点是加大了三维地震资料的精细解释、岩性油藏研究及储层描述技术的攻关力度, 在老区周边滚动取得了显著效果。邵家油田沾27块沙一段、沙四段是以灰岩为主的构造-岩性油藏, 在构造解释过程中, 我们利用地震正演模型识别地震相, 利用地震相干技术识别低序级断层, 同时应用水平切片等相关技术细化断层, 经过精细构造解释后, 小断层数量较以前的构造有很大的改变, 在成图完以后构造块的数量明显增多, 这为下一步井位部署提供了可靠的依据。

(3) 滚动、勘探、开发技术共享, 形成集合优势。

按照规划部署, 我们在沾27块积极进行勘探、滚动、开发一体化管理, 边落实资源, 边进行产能建设, 开发早期介入, 勘探向后延伸, 勘探、滚动和开发紧密结合在一起, 相互渗透, 互为借鉴, 实现勘探开发一体化。沾27块在滚动取得较好效果的情况下, 与勘探部署相结合, 在邵家沙四段加强研究力度, 在邵36块以南部署1口探井, 通过滚动勘探、开发部署综合调整, 有效加快了储量探明步伐和动用节奏, 为油田高效开发打下了坚实的基础。

2.2 精细产能方案的优化设计和管理

2.2.1 地质部署与工艺措施相结合, 对开采方式进行优化

地质上按照不同层系建立不同地质模型, 对馆陶、沙一、沙四三个层系, 针对不同的地质特点制定了相应的工艺措施。

(1) 针对馆陶组的稠油开展蒸汽吞吐的工艺措施, 在注气参数、注气管柱、注气监测工艺等方面进行优化, 使采油工艺技术能满足地质部署的要求。

(2) 针对沙一段、沙四段灰岩储层采取酸化及酸压的工艺措施。针对沾27块沙一段灰岩砾石成分为主的灰岩油藏, 工艺上用酸化替代了酸压, 节约了成本, 取得了较好的效果。在沾27-12区块, 沙一段自然投产初期液量较低, 酸化施工后, 目前正常投产7口井, 平均日产10t/d, 达到设计效果。

(3) 及时召开地质、工艺技术人员交流会, 加强交流、信息互馈。地质和工艺技术人员加强相互交流, 经双方共同研究, 根据油层物性特征, 优选出相应的开发方式及工艺措施。

2.2.2 地质部署与地面工程相结合, 对地面管网进行优化

地质部署和地面工程相结合, 地面工程适应滚动勘探开发的需要, 优化地面建设方案, 采用成熟的技术、设备和材料, 保证原油生产的正常运行, 最大限度降低工程投资, 提高投资的经济效益。

2.2.3 地质部署与经济评估相结合, 对投资效益进行最大化

地质部署与经济评估相结合, 采取实事求是, 科学公正的原则, 把动态分析与静态分析相结合, 以动态分析为主, 定量分析与定性分析相结合;以定量分析为主, 全过程分析与阶段性分析相结合;以全过程的经济效益分析为主, 对钻采、地面等总成本费用进行测算分析, 评估产能方案的可行性及敏感性分析, 从而避免了风险投资, 最大限度的提高经济效益。

通过三个方面的优化, 邵家油田沾27块建成7.3万吨能力。

2.3 建立监管组织机构, 强化监督运行管理

(1) 建立监督管理组织机构, 简化管理层次。确定管理组织机构后, 组织主管领导围绕科研、生产环节明确各自的责任, 制定详细的规章制度, 建立健全考核制度。结合以往的管理经验, 确定了新的运行管理模式, 以办公网络为媒体实现信息交流互馈, 资料共享。监督管理组织机构的建立和运行, 保证了勘探开发过程的制度严谨、决策科学和运行平稳。

(2) 培养高素质的监督队伍。监督管理涉及到钻井、录井、测井、试油、固井等勘探工程的关键环节。在各项施工过程中, 由地质技术人员盯在施工现场进行质量监督、审核、控制和技术指导施工, 具有超前预测性、目的性和时效性。我们结合工作实际, 采用加强培训的方法来提升职工素质。一是签订“导师带徒”合同, 发挥老师傅的经验优势;二是采取“请进来、走出去”的方法加大培训力度。通过全方位的培训和实践, 培养和锻炼了一批高素质的监督管理人才。

3 区块精细化管理实施效果

(1) 邵家油田沾27块滚动勘探实施精细化管理以来, 实现了资源的有效接替, 取得了较好的成果和效益。2009年以来, 共部署探井1口、滚动井2口, 新建产能块2个, 开发井27口、建产能力7.3万吨。截止到2012年10月, 沾27-12块的投产15口新井酸化投产后, 平均单井日油能力达到7吨, 沾27-10块的5口水平井热采投产, 初期平均单井日油能力达到15吨, 新区产能部分共年生产原油2.2×104t。新增探明含油面积2.0Km2, 石油地质储量300×104t, 按20.0%预测采收率计算, 新增可采储量40×104t。

(2) 立足经济效益, 注重管理的精细化和实效性。沾27块在滚动建产能中, 各部门协调一致, 达到速度与风险、质量与效益的综合平衡, 实现了油田勘探开发工作向精细化过程管理的转变。

油田开发过程中地质勘探技术的创新 篇5

一个国家的经济发展水平的高低与其国家的能源物质的支持是离不开的,在这种情况下,我国近年来对于石油行业给给允了极大的推动,石油行业也对我国的经济与社会的进步发展进行了很大的促进作用。石油行业想要更快的发展就需要开发技术进行不断的创新,所以近些年我国的地质勘探技术也得到了很大的技术上的创新。石油是一种最最基础的能源物质,对于我国的经济发展起到了重要的作用,几乎是不可或缺的一种发展促进能源。所以我国的经济水平的提升与发展,就会对石油产业的发展起到促进的作用,而石油行业的发展了也会对我国的地质勘探技术进行更大的技术水平上的促进。但随着我国的石油开采进行,石油这种能源的储量已经越来越发的紧缺,根据我国的现在的勘探技术发展,如果石油的开采企业想要在石油开采的过程中提高生产石油气的产能,对于其开采勘探的技术就必须进行创新。

2 技术创新

2.1 钻井技术方面

我们进行石油资源的开采之前,对其所在进行开采的区域需要进行提前的地质勘探,而进行前期的地质勘探的费用会占到我们进行石油开发的总成本支出的50%以上。在这种情况下,如何降低这种钻井的的勘探成本,减少投入成为我们对总投入成本进行控制的关键问题。所以,现在对开钻井勘探技术的研究以经成为了现在世界上一些大型的石油开采公司首要进行研发的技术核心内容。

起源于加拿大的传统的钻井技术,因其是一种欠平衡的钻井技术,其优势明显,主要是对于地层的破坏较小,这种技术可以更快的提升钻井的速度,我们在进行钻井操作的时候其发生卡钻、遗漏的情况较少,其发生的机率在明显的低于其他技术,在我们对一些石油开采的枯竭油层具有很大的开采上的优势。伴随着这利优势明显的钻井开采技术,其缺点也是同样明显的:这种开采的技术其操作上比较复杂而且在其过程中需要使用大量的不同种类的设备进行其技术上的支持才能进行工作,在这种情况下,技术设备的使用时其安全性比较差,这些问题都需要我们进行对此的完善。现在石油的勘探技术比较先进的主要技要主要是以下几种:多分支井钻井技术、深井钻井技术、超深井钻井技术、可视化钻井技术、三维钻井技术、特殊工艺钻井技术。而其中在以上这几种技术中应用的最为普遍的就是其分枝的钻井技术,这种技术相较于其他的技术而言,其主要的优势在于对于石油的建设与开发的过程中。对于新型技术的开发与应用,带动了其钻井的效率提升,对其质量也不断的进行了提升,生产成本得到了有效的降低,可以使我国的石油产生进行良性的循环发展。

2.2 物探技术方面

地质勘探工作中的最重要的内容就是进行物探技术,我们可以通过使用物探技术对其石油的开发区域的地层进行结构物点上的的了解。并且通过物探的方式,我们可以进行地震的勘探技术,并且根据技术的特点不同,我们可以将此技术分为三类:三维地震技术;反射地震技术;数字地震技术。而现在我国对于新技术的使用主要有,三维的可视化技术以及经验技术与油藏检测描述和三维地震技术等四种。并且一些相关的技术在不断的进行着研发,这些研发中的技术一旦我们进行投入使用,对于我国的石油开发会产生很大的推动力量,实现对油藏的检测与生产上的监测,实现钻探上的可视化,以于油田的地质状况进行评估,为我国石油的开采提供数据上的支持。

2.3 测井技术方面

我国近些年一些测井创新技术不断的发展,如套管技术、随钻技术、核磁共振技术、快速平台技术等,而在这四种技术当中广泛得到应用的就是核磁共振测井技术,快速平台测井技术也具有一定的优势,其表现在对测井时间上的减少,可以减少故障率的产生,为我们的测井工作时间进行了节省。随钻测井技术相较于其他的几技术而言,其优势是尺寸较小,成本控制低,具有可靠性高,随意组合的优势,其发展可以慢慢的向阵列化成像方向,这样可靠的程度更高。

3 技术发展创新的重要性

我国现在的石油勘探技术的创新也有了更多的发展,例如;通过计算机的仿似与仿真可以对勘探的质量进行提高。多维发展可以对综合勘探的水平进行加强。膨胀套管技术可以降低勘探的成本等,更多的高效方法的研究可以增强其勘探的效率。现在全球的资源严重的缺乏,导至了能源发展与创新成为更在是为重要的事情。在这种情况下,对于石油开发的勘探技术进行创新就具有更多的意义。我们应该对科学技术不断的进行引入,增加勘探水平,对其勘探的质量进行提升,提高我国的油气产量,对我国的能源开发进行保护,这些都对我国的社会经济发展具有重要的作用。

参考文献

[1]吕艳宗.石油地震勘探技术中的编译码器研制[D].中国海洋大学,2005.

太阳能在冀东油田勘探开发中应用 篇6

环境与能源问题已成为当今社会普遍关注的焦点之一。在能源日趋紧张的背景下,节能与开发可再生能源变得十分重要。能源危机及生态环境的破坏,使人们重新思考自由利用的太阳能资源[1,2]。对于油田来说,既是产能大户,又是耗能大户[3,4]。油田每年原油产量中有近1/5用于石油开采与输送,尤其是在原油管输、原油开采的注水、注汽技术等环节需要消耗大量能源。在降低油田开采能耗方面能够采取的一个有效措施就是寻找替代能源或合理利用余热。冀东油田公司立足“以节能环保带动油田开发建设”和“环保重于开发、环保优先开发”的基本理念,制定了冀东绿色油田建设实施方案。提出海油陆采技术,即海上油气人工岛集中开发技术,达到了“海油陆采”目的。人工岛上不但要考虑生产、生活所需要的热能、电能等能源消耗,同时为保护海洋资源不受污染,对油田生产的环保性有严格的要求。冀东油田位于太阳能资源较丰富的地区,开发利用太阳能具有相当大的潜力。若能将太阳能应用于海上油气人工岛的生产和生活中,将在节能降耗、绿色环保方面起到积极的示范与推广作用。

1 冀东油田气候特点

从地理条件方面看,冀东油田处于河北平原东部,属于冲积平原地貌。该地区属温带、暖温带大陆性季风气候。冬季寒冷干燥少雪,春季干旱少雨多风,气温及日照等数据如表1所示,该地区年日照时数达到2 658 h。

我国按接受太阳能辐射量的大小,将全国划分为四个太阳能辐射资源带[5],如图1所示。冀东南堡油田属于第Ⅱ类太阳能资源较富带,年辐射总量为5 400～6 700 MJ/(m2·a),非常适合应用太阳能技术。

2 太阳能在海上人工岛中的应用

根据海上人工岛的环境,为了充分发挥太阳能在油田生产、生活上的优势,结合实际情况,本文将太阳能技术在海上人工岛上的应用从三个方面进行了分析:①太阳光直接利用。通过光导管或光导纤维结构,解决采油作业区室内的照明问题;②太阳能光伏利用。产生的电可以用于采油平台远程监视系统和助航系统,也可以提供海上采油平台或人工岛上生活用电,替代电网供电,解决海上人工岛用电问题;③太阳能光热利用。低温段用于供暖、生活用热水,中高温段用于加热输油管道、海水淡化、污水降解等。

2.1 太阳能直接利用

太阳能直接利用主要将室外的自然光通过采光罩导入系统,经特殊制作的光导管道或光纤传输,压缩强化提升阳光照度,然后由系统的底部的漫射装置把自然光均匀漫射到室内每一个角落,光导管导入的光线为自然光,因此不会产生炫光和频闪,从而避免产生“灯光疲劳综合症”(眼睛发干、发酸、头晕、头痛、紧张、疲劳等症状)。图2为聚光和光导管组合传送方式示意图。采用抛物面型聚光镜和椭圆面型反射镜组合汇聚压缩光能,再通过定日镜的反射和柔性空心光导管传输光能,然后释放到照明单元内。通过光导管或光纤可以随心所欲到达任何位置,不受照明位置、方位、太阳高度等条件的限制,一整日都能够进行稳定的采光。夜间照明可以采用光伏发电技术解决。

2.2 太阳能光伏利用

太阳能利用的另一主要方面是利用光电效应[6,7]实现太阳光的辐射能直接转变为电能。太阳电池就是具有这种特性的发电装置,图3为一典型的太阳能电池结构示意图。太阳电池可以将光能直接转变为电能,应用非常方便,所以受到全世界的重视。利用太阳能电池发电不需要消耗燃料和水等其他物质,不会造成空气污染。太阳电池只要有日光照射就能发电,所以地球上大多数地方都能使用,特别是在日照强烈、阴雨天少的高原和沙漠地区,太阳能电池能具有一定优势。太阳能光伏发电技术可为海上采油平台或人工岛上供电,提供绿色、环保的洁净的电力资源。根据岛上的具体要求,可以为路灯或家用电器提供电源,也可以用于数兆瓦或数十兆的大型固定电源,解决人工岛上的供电问题。特别是近年来小型半导体逆变器(将直流电变为交流电的器件)的出现,使太阳电池发电系统很易和电网连接,实现并网发电,应用就更加方便了。

太阳能光伏电池种类繁多,包括单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池、非晶硅太阳能电池、化合物半导体电池和叠层太阳能电池等[8]。硅材料是目前太阳能电池关键材料,这不仅因为硅在地壳中含量丰富,而且由各种晶体硅构成的太阳能电池光电转化效率相对较高。但是单晶硅太阳能电池制作工艺繁琐,且单晶硅价格居高不下,大幅降低成本非常困难,无法实现太阳能发电的规模利用。为了实现太阳能光伏技术高效低成本化,研究人员在开发新材料的同时,还需要积极开展光电转换理论和机制等方面的基础研究。在太阳能光伏利用中,尽管发现了光电池的光谱响应特性曲线,例如单晶硅光电池的工作光谱带只在(0.38～1.12)μm,但是目前常用的光伏发电系统还是把全谱段的太阳辐射照射在光伏电池上,光电池不工作谱段的太阳辐射不仅在光电池中转化为热量,还降低了发电效率。鉴于此,我们可以通过揭示太阳能光谱有效能分布规律,通过适当技术把太阳能光谱转移到光电激发效率高峰区来,如图4所示。同时还可以改善材料表面的微结构,构造高效的光能诱捕结构,使得光能吸收最大化。

2.3 太阳能光热利用

目前,随着全球能源供应问题日显突出和可持续发展战略的积极推行,国内外对太阳能中高温技术的开发应用已掀起新一轮高潮。槽式聚集产热系统是利用国产材料制造的设备系统,在太阳辐射(0.7～1.2)kW/m2的条件下(适合我国绝大部分地区),实际产生(100～400)℃热水和蒸汽,单位面积造价比普通真空管热水器还要低,为太阳能中高温工程化、产业规模化利用提供了可能。

冀东油田槽式聚集产热系统的应用,可以为人工岛提供温度为(50～350)℃的热水资源,结合相关技术,可以广泛应用于生活热水、冬季采暖、洗浴用水、海水淡化、伴热管线等各种需要热水和热蒸汽的生产与生活领域。图5为一种典型的槽式太阳能聚集系统的示意图和实物图,槽式聚集系统根据需热量可以串联在一起,图5中的装置的峰值热功率可达21 kW。

3 前景与展望

目前冀东油田的勘探开发工作主要集中在南堡凹陷,以海岸线为界,分为两部分:南堡陆地和南堡滩海(南堡油田),先后发现了高尚堡、柳赞、老爷庙、唐海和南堡油田等五大主力油田。从储量和开采前景上看,冀东油田未来的发展方向,特别是要建成千万吨级油田,巩固陆上油田,加快发展海上油田将是今后的开发策略。

开发油田的同时也需要解决内部能源消耗问题,根据人工岛上采油的环境和气候特点,太阳能的光、电、热技术在油田开发建设中具有极其广阔的应用前景,应该加强研究和开发。太阳能在人工岛石油勘探开发过程中的科学利用,将为“冀东绿色油田建设规划实施方案”提供有力的支持。

摘要：充分利用绿色替代能源是石油企业降低油田开采能耗的有效途径。本文结合冀东油田的气候特点,根据人工岛采油规划基本理念,从太阳能直接利用、光伏发电以及太阳能光热利用三个方面详细分析了太阳能在冀东油田人工岛上的应用,为冀东油田建设成节能降耗、绿色环保大油田提供理论依据。

关键词：太阳能,人工岛,油田开发,太阳能直接利用,光伏发电,太阳能光热利用

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油田勘探开发经济效益 篇7

中国石油走出国门迈向海外寻求石油已经有近20个年头, 海外石油勘探开发竞争日趋激烈, 其核心竞争力表现在:成功发现新的储量, 以现有资源取得最大的原油采收速度、原油采收率和效益最大化为目标;降低生产成本并确保高标准的HSSE质量。从这个角度来看, 国内外各大石油公司都致力于改善原有竞争方式, 以增加油田产出, 纷纷开始以数字油藏[1]、数字盆地[2]、数字井筒等数字化与智能化油田的综合实力取得竞争优势。通过信息技术、自动化技术、虚拟现实技术、石油专业技术共同提升油企的经济效益和核心竞争力。通过建设数字化、智能化油田逐步转变原有工作方式, 可见数字化与智能化在石油勘探开发的过程中重中之重, 也是发展的必然趋势。在1950年以前, 在全球范围内, 前寒武系尚未确认具有可靠的生物化石与储集层, 并且仅发现有个别“显生古储”型油气藏。

2 国内外数字化油田建设现状

进入21世纪, 随着世界石油勘探开发技术水平的不断提高和油气井数字化、自动化等多种技术的融合, 国内外油气行业相继提出了类似智能油田的概念并逐步投入到实施。壳牌 (Shell) 的Smart Field[3], 通过将最新的钻井、地震、油藏监测技术和数字信息技术集成应用来高效地提供能源, 通过在55个国家部署数字油气田, 日产量增加7万桶, 成本下降8亿美元, 同传统方式相比产量平均增加约10%;英国石油 (BP) e Field[3]强调了对油气田资产的实时连续的远程监控与管理, 将基于对地表和地下预测模型技术的数字决策支持系统用于分析实时数据和直接或间接的控制开发环境;雪佛龙德士古 (Chevron) 信息油田i-Fields[3], 多学科多领域的集成平台, 通过实时信息和可视化技术来完成技术支持和决策管理;斯伦贝谢公司 (Schlumberger) [3]提出的无论在任何地方都可以实时或者近似实时监控和管理所有作业活动, 以达到生产优化, 持续监控, 提升效益和HSSE的目的;兰德马克公司的推出的勘探开发一体化决策系统, 并建立数据银行Pet ro Ban k, 来持续提高油田管理水平[3]。

在国内, 三大石油集团公司都在抓紧实施自己的数字化油田战略, 并取得了初步成果。中国石油大庆油田是国内率先提出数字油田并经过十几年的建设已具备一定水平;中石化胜利油田从2003年开始确定数字油田的建设规划, 通过三步走的战略建设数字油田[4];中石油新疆油田从中石油“十五”、“十一五”到“十二五”是首个对外正式宣布“全面建成数字油田”并开启“智能化油田建设”新航程[4];中国石油长庆油田是近几年数字化建设中比较典型的代表, 通过让“数字说话, 听数字指挥”, 关注数据源头数据的及时性、准确性和有效性, 创新发展了数字油田[4];中海油数字油田通过“一个平台、两个重点、三纵四横”[3]的IT建设目标, 向数字油田迈向了一个新的征程。

整体来说:国外油气公司的数字化与智能化油田建设在实际的应用程度中更加先进, 通过以物联网技术、自动化技术、通信技术、信息技术等为手段, 实现油田企业的数字化、网络化、可视化、智能化, 并通过多种技术融合实现勘探评价、开发地上地下一体化, 达到了生产管理、经营管理最优化和领导决策智能化的水准;国内油田虽然已经取得一定成果, 但是还停留在数据标准、数据库建设、应用系统建设与集成阶段, 距离智能化的数字油田还相差甚远, 需要继续深化应用, 引进先进技术, 用好用活数据, 提高综合竞争实力。

3 CNODC海外油气田数字化现状

随着海外油气业务的快速发展, 作业的国家及相关项目还在迅速增加中, 与之伴随的国际竞争越来越激烈, 项目经营管理、生产管理、决策支持等公司业务日趋复杂, 要想实现公司经营目标, 建设具有国际水平的海外油田, 实现高效、规避风险, 海外油田的数字化与智能化的生产经营管理成为重中之重。目前海外油田数字化建设现状[4]:

(1) 信息化基础设施建设与管理水平正在逐年提高, 还有待进一步提高与完善。已经建成满足目前应用需要的石油广域网, 通过卫星链路、VPN等连接方式, 项目公司与总部建立了数据、语音及视频通信链路, 部分海外公司总部与油田作业区之间利用卫星、地面链路等方式进行组网, 防病毒、全球通的通信方式已经实现。信息技术规范和管理制度日益重要, 信息安全与管理还有待进一步的提高。

(2) 经营管理类系统正在逐步推广, 还有待进一步深化应用和集成。以ERP为主的经营管理类软件已经在总部应用, 部分地区公司和项目公司的财务、采办、计划等领域还在使用自己的软件来维持日常经营类管理, 还需进一步开展以ERP系统为核心的应用集成系统建设, 大幅提升海外业务的经营管理和办公管理水平。

(3) 生产管理类系统总部和各海外公司都有自建系统, 还需进一步深化应用和集成。目前, C NOD C总部已经建设了静态数据库、钻井作业系统等一系列生产类系统, 对于提高远程支持和管理有一定提高;“十二五”期间海外信息化重点生产业务全部推进并持续优化;集中统一的生产管理平台将实现对重点业务的全面覆盖与高度集成。

4 CNODC海外数字油田建设的必要性

(1) 海外油气业务快速发展的迫切需求。中国石油海外发展建设“海外大庆”、“半壁江山”和“60%”要求的目标, 和飞速增长的油气业务与复杂的海外管控模式、合同模式、信息化水平及安全状况与生产管理人员缺乏的矛盾日益突出, 迫切需要对现场生产作业进行高效的管理, 因而建立一套统一完善的生产管理、经营管理、决策支持平台就显得十分迫切和必要。

(2) 适应国际竞争的需要。当前国际石油公司已经建立起基于数字化、智能化油田, 为其业务发展提供决策支撑;海外油气业务的发展处在激烈竞争环境中, 迫切需要通过自动化和信息化手段提高生产经营管理水平, 降低安全风险, 增强核心竞争力。

(3) 急需改变现有数据质量差、标准不统一、共享差的局面。由于海外油田项目公司勘探开发与生产过程中产生的海量数据, 没有按照统一的标准存储和管理, 导致现有数据存储方式很难被有效利用;为满足适应海外勘探开发数据管理的要求, 提高数据源数据快速准确入库水平, 提升数据加载功能, 增强数据管理能力与应用能力。

(4) 亟需提升海外勘探开发生产一体化研究决策水平。随着勘探目标日趋复杂、油气藏开发难度增大, 海外勘探开发需要以目标区块为研究对象, 利用各种有效地质信息, 构建不同规模级别的实体模型和油气藏模型, 在三维空间进行集成应用。为最佳发现地下油气资源, 制定合理的开发方案, 提升研究水平、降低作业成本、减少油气勘探开发风险;解决现有的业务系统集成度不高、数据一体化应用水平低、决策手段不够先进、基于三维图形技术的信息化应用水平较低等问题的有力措施。

(5) 项目所在国的政治、法律等对数据保护要求, 必须在所在国解决勘探开发技术问题。随着各国对信息安全和数据的保护越来越严格, 油田项目中遇到的问题禁止实现远程业务数据传速, 导致必须通过远程共享决策平台实现问题的专家会诊, 这也进一步要求加强数字油田建设, 实现远程技术问题会诊。

5 海外数字油田主要研究内容

海外数字油田与国内总部的数字油田的研究既有共性又有差异。共性是:都是在“一个中心, 两条主线, 一个基础”的架构下, 其中:一个中心即:决策支持与信息共享中心;两条主线即:生产管理和经营管理;一个基础即:海外信息化基础设施;通过“121”的架构, 主要解决总部机关、海外研究中心与海外油田、海外项目、乙方单位积极进行远程信息共享、互动、异地数据存储、实时性强、商业秘密等问题。不同之处是:总部主要关注海外油田项目公司的生产经营状况, 注重面;海外油田项目公司作为一个经营的主体, 是数据的源头, 数据的采集、数据标准、数据处理、数据入库、数据管理都在海外油田项目公司, 这样有利于数据的有效使用;高质量、高利用率、标准且完整数据, 对于油田的勘探、评价、开发具有举足轻重的作用;海外油田项目公司要完成油田勘探、评价、开发、生产、经营、决策等各个环节的流程, 同时将数据共享到国内研究中心, 为国内专家团队提供重要基础数据做好技术支持工作。

6 海外数字油田勘探开发一体化平台

海外数字油田是由基础设施、软件、数据、标准和管理五要素组成, 包括数据管理、协同研究、生产管理、经营管理、企业资源管理和企业决策支持六个方面的解决方案[5], 如图1所示。

(1) 数据采集与传输层:数据源按专业分为物探、钻井、录井、测井、试油试采、井下作业、测试、分析化验、地质油藏、油气生产、地面建设、集输、供水、供电等数据, 通过井场、站库、管道等油田生产现场的实时自动化数据采集设备及技术, 利用有线网、无线或卫星传输与通信技术, 传输到油田项目公司的专业数据库中, 按照专业流程化的数据模型进行数据的组织与管理。

(2) 数据存储与管理层:工程技术数据库、油气生产数据库、勘探开发生产数据、地面工程数据、经营管理数据、地理信息数据、综合研究成果数据。工程技术数据库直接源于生产第一线主要包括:物化探数据、钻井数据、录井数据、测井数据、试油试采数据、井下作业数据;油气生产数据库 (生产动态数据、井下作业数据、分析化验数据等专业数据) ;地理信息数据 (空间数据、属性;工程技术、油田生产、地理信息数据库) 通过一定的标准转移到勘探开发生产数据库, 是原始基础数据, 这类数据是油田最为宝贵的财富;地面工程数据 (以地面站库、管网等数据) ; (经营管理数据:设备数据、物资数据、财务数据等) ;综合研究成果数据 (油藏地质模型、油藏数值模型、研究报告、解释分析、计划与建议、规划方案) 。从工作流程来看, 数据收集、数据分析、综合研究、油藏评价、综合调整开发方案等, 每一项工作还会产生中间整理的数据, 每一个环节对地质研究都起到重要作用。

(3) 数据应用层:协同研究平台、生产管理平台、经营管理平台、决策支持平台。生产管理的过程中产生数据, 供协同研究平台进行处理、建模、作出勘探开发部署方案;协同研究平台调整开发生产方案作用于生产过程;生产过程中消耗设备、物料等物资反馈给经验管理平台;决策支持平台根据生产管理、经营管理以及协同研究给出的报表数据, 作出科学决策, 指导油田进行科学合理的生产经营管理。

(4) 协同研究平台:为研究决策人员充分利用各大专业数据库数据, 提供一体化的工作平台, 协同开展油气勘探、评价、开发和油气藏管理等研究决策工作;该平台通过软件接口实现了勘探开发专业主流软件的集成应用, 实现对测井解释、地震解释、油藏描述、地质建模、油藏数值模拟、动态分析、储量计算等多学科数据的实时共享、显著提高数据收集、加载和使用的效率与效果;通过实时数据和各类研究成果数据的协同展示, 对进行井位部署论证、钻井监控导向、油藏分析调整、精细油藏管理等工作提供了科学、有效的技术手段;该平台实现了对成果数据的统一存储与管理, 为管理者和研究者提供了一个集成化的成果查询与展示平台。

(5) 生产管理平台:涵盖物探、钻井、录井、测井、井下作业、试油试采、油气生产等油田工程技术服务专业和油气生产业务;贯穿现场作业小队、勘探开发与采油生产处理各业务部门, 规范业务操作流程, 提高作业效率, 降低生产成本, 遵循HSSE操作规范;同时也是物探、钻、录、测、试、采油各专业实时数据采集、生产报表、现场实时视频数据集成展示, 实现勘探开发生产全程动态管理与应急指挥的平台。

(6) 经营管理平台:以ERP为核心, 通过实施物料管理、财务管理、资产管理、采购管理等主要系统, 集成各专业相关信息系统, 全面支撑勘探开发生产的经营管理, 通过统一的业务流程, 规范业务管理, 强化过程控制, 优化资源配置, 达到提升管理效率和集中管控水平。

(7) 企业资源管理:通过云技术和虚拟化技术, 将众多数据、应用、服务器、存储等资源进行资源池化, 建立企业统一的资源管理和共享平台, 实现硬件、软件和数据资源共享。通过企业资源管理能够适应数字化油田企业发展的需求, 并有益管理变革, 使资源使用起来更加便捷, 数据存储更安全, 资源利用更高, 节约更多成本。

(8) 企业决策支持平台:通过勘探开发生产决策、经营决策的分析与预测, 海外油田项目公司的技术专家和管理者, 实现对油田核心业务的的实时管控, 提高油田效益, 保障HSSE (健康/安全/安保/环保) 。

7 海外数字油田勘探开发一体化平台核心技术

7.1 数据管理技术[6]

数据是石油企业勘探开发成果的“原料”, 是数字油田的“血液”, 数据的及时、准确、完整、规范是数据的质量保障。勘探开发一体化平台的生产数据业务涵盖油气勘探、评价、开发和生产五大业务的专业技术数据和成果数据;专业包括:物探、钻井、录井、测井、试油试采、样品试验、测试、井下作业、油气生产等专业数据;数据管理平台下的成果数据包括地质油藏数据和研究成果数据。数据管理平台包括数据采集、数据加载、数据管理和数据服务四类功能。

(1) 数据采集:包括有现场利用先进仪器采集的基础数据—物理勘探、随钻数据、测井曲线、实时录井数据、分析化验、试油试采数据、生产动态 (产量、压力、动态监测、措施改造) 等数据;又有经过先进仪器测试、数据处理和综合解释得到的中间数据和综合研究数据;还有经过地质研究和通过专业特定方法处理后形成的成果数据。

(2) 数据加载:提高数据快速准确的入库能力, 支持数据入库的流程化、规范化、远程传输, 完善的数据迁移与数据同步等功能。

(3) 数据管理:实现勘探开发一体化数据库数据安全管理和维护的便捷、高效, 包括元数据管理、数据字典管理、数据维护管理、数据备份与恢复、权限管理等功能。

(4) 数据服务:实现对勘探评价与开发生产管理、决策、项目研究和相关系统的数据应用支持, 包括通用数据服务功能、定制业务数据服务功能、数据交换与数据共享等功能。

7.2 数字油田协同研究平台技术

数字油田的勘探开发一体化协同研究平台是数字油田的核心。该平台的建设对于海外数字油田的发展起着重要作用, 勘探开发一体化数据库主要对油气勘探、评价、开发专业软件提供优质的完整数据。采用地质、测井、地震、油藏工程等多学科专业软件协同工作, 对海外油田进行区块评价、圈闭评价、油气藏评价、开发方案部署、开发效果评价, 以及区块开发的调整和管理, 通过在生产过程中产生的数据, 再进行优化方案, 动态的建模与调整, 使海外油田项目提高油气采收率, 进而提高经济效益, 降低投资风险。

(1) 勘探评价业务功能:包括构造、沉积、储层、层序地层、目标识别、井位部署和油藏评价等功能, 勘探评价终极目标是寻求油气最大发现和提交优质高效规模储量。主要通过地震处理软件、地震解释软件、地震图形处理软件、储层地震预测软件、测井处理解释软件等利用勘探开发一体化数据库数据, 客观认识和评价地下油气资源、为寻求勘探最佳发现提供有效依据, 为勘探决策和研究提供统一的三维空间展示平台。

(2) 开发生产业务功能:以提高最终采收率为目标, 进行开发技术方案研究, 综合考虑采油速度、油田地下能量的利用和补充、采收率的大小、稳产年限、经济效益及工艺技术等因素, 以综合地质研究、三维地质建模、油藏工程、数值模拟, 直至开发指标预测和优化;同时为开发决策管理人员提供最佳的方案模型展示平台和决策支持环境。

(3) 辅助生产决策平台:辅助生产决策主要指通过定制业务数据服务功能为勘探与生产主管或决策部门提供预设业务主题服务, 支持上报流程, 开发决策数据配置工具、决策信息交互工具, 提供决策环境, 集成协同研究、生产管理和经营管理平台, 为海外油田项目公司决策业务提供数据支持和决策环境。

7.3 数字油田融合技术

融合技术是实现海外数字油田勘探开发一体化方案的关键技术之一, 主要表现在数据融合、技术与应用融合、信息与业务融合;数字油田勘探开发是利用勘探、评价、开发和生产的技术融合、融合后的技术在勘探、开发、生产中发挥了重要作用。

(1) 数据融合, 数据库整合[6]:海外数字油田将海外油田区块中不同采集技术、不同专业领域、不同生产环节、不同时期产生的数据通过符合行业标准的格式 (PPDM, POSC, EPDM) 融合在一起, 存储转移到勘探开发一体化数据库中;既包括了对盆地或油田区块油藏的勘探数据, 也有对油井操控反馈的信息;有地震、测井、录井、分析测试、数值模拟的专业数据, 也有油井实时采集的数据、地质学家及时解译的油藏信息;这些数据即满足油藏三维空间、多层系、多阶段的特性, 又满足各专业具体业务需求;通过海外数字油田的勘探开发一体化平台提供的专业软件对数据进行加工, 以快捷的方式呈现给研究人员, 减轻研究人员目前收集与整理数据的工作量, 让专业数据发挥重要作用。多源数据融合会让数据发挥出整体优势, 可以让研究人员建立全局印象, 全方面把握油藏规律, 从而作出科学的决策。海外数字油田勘探开发一体化平台就是海外油田项目公司最有效的数据资源融合平台[6]。

(2) 技术与应用融合[6]:数字油田本身就是技术、应用、平台的融合体。技术与应用融合不仅体现在软件与硬件, 现场与科技基地, 还体现在各专业软件与专业数据库之间。通过数据管理系统实现专业软件之间的无损、自动数据交换。随着数字油田应用的不断推进, 油田生产物联网实现了终端和网络的融合, 网络与应用的融合, 提高了数据采集频率和质量;云计算技术推动了基础设施、平台与软件的融合, 随着海量数据处理能力的要求, 分布式并行计算算法, 将众多性能一般的服务器的计算能力和存储能力充分发挥和聚合起来, 能够为特定的应用提供海量数据处理能力, 形成一个高效的软件应用开发和运行平台, 同时聚集海量终端用户使用该平台上的各种应用进行协同工作, 满足数字油田业务发布的需要。

信息融合是数字油田最为重要和高度复杂的技术。信息融合[8]是一种多层次、多源数据进行检测、结合、相关、估计和组合以达到精确的状态估计, 以及完整、及时的态势评估和风险评估, 为油田的生产决策作出依据。数字油田勘探开发一体化平台通过人员整合, 协同工作, 将油气勘探、油藏评价、油气开发部署和油田管理等各个环节上人员、数据、技术、应用、资源融合在一起, 促进地质人员、钻井、录井、测井、试油以及各类工程人员、管理人员以及科研人员的沟通, 在同一个平台同时解决同一个技术问题, 这样最终就实现了信息融合, 实现油田增储稳产、降本增效的目标。

海外数字油田勘探开发一体化平台就是对地下油气藏及其相关信息不断采集、加工处理和解释应用的过程, 也是数据、信息、知识与智慧的转换过程, 是数字油田最终将这些内容集成到一个平台上, 完成业务流、数据流、信息流融合在一起, 实现数据流与业务流的统一, 信息就是数据流和业务流高精度处理过程中的体现。

8 海外国际数字化油田案例

在建勘探开发一体化的数字化、智能化油田方面, BP (英国石油公司) 、Shell (壳牌公司) 、斯伦贝谢、雪佛龙、Statoil (挪威国家石油公司) 等石油公司已经走在前面, 处于国际领先地位。

Shell (壳牌公司) [9]为智能油田项目自行开发了一套智能油田技术, 整个系统与井下复杂的油气藏环境中的传感器和控制阀相连接, 通过实时监控, 实现油田生产的最佳状态。该项目包括智能井、先进协作环境、整体油藏管理等子项目, 均获得了巨大成功, 目前已在美国、加拿大、欧洲、中东和非洲等地区实施。截至2009年, 该项目为Shell带来的整体收益高达50亿美元。其在文莱Champion西部油田使最高采收率提高了3%~6%、开发成本降低了1~1.5美元/桶。

BP (英国石油公司) [9]的“未来油田”项目始于20 03年, 主要利用传感器与自动化等技术, 将现场与地下的实时数据传送到远程中心进行分析, 实现了基于分析的快速决策。BP还通过分布在全球的35个“先进协作中心”, 实现了多学科、多地点的远程协同, 克服了早期推广过程中遇到的阻力。BP认为, 未来油田技术对其总产量的贡献率超过50%, 该项目在实现关键业务目标的同时, 也带来知识经验共享、人员与组织技术持续提高等其他重要价值。

S t a t o i l (挪威国家石油公司) [9]于2005年启动“整合运营项目”, 通过跨学科、公司组织、地方协同合作, 依靠实时数据和创新工作流程的应用, 实现了更安全、更高效、更科学的决策。该项目实施以来, 为整个挪威大陆架实现潜在效益达到400亿美元, 其中增加储量及提高产量占70%, 降低成本占30%。项目还对组织结构和业务流程不断优化, 操作及管理人员无论在生产现场、办公室或监控中心, 都能够随时随地对业务状况进行整合管理, 智慧的现场管理成为其主要特色。

总之, 不同石油公司的不同油气田勘探开发一体化程度和内容不一样, 需要根据具体油气田面临的实际问题重点实施, 可以是局部智能化、数字化, 也可以是全面的智能化、数字化, 但是效果和目标是一致就是:增加储量, 提高产量, 降低成本。

9 海外结论和建议

海外数字化 (智能化) 油田是目前世界油气田发展的主流方向, 实现油气田高效开发, 提高管理的有效手段, 它使得油气田开发由过去的以专业和开发阶段划分为特色的时代, 走向以资产的持续优化为目标, 追求产量、采收率与效益最大化的新阶段, 它使得油气田在管理方面发生重大变革, 实现油田传统生产经营模式向一种全新的协同化、数字化、智能化的方式转变, 通过提高对勘探开发一体化的运用能力和管理决策水平、降低开发风险。

通过对海外数字油田勘探开发一体化方案的论述, 建议中国石油海外油气田建设如下:

(1) 根据海外油田项目公司的特点, 海外数字化油田建设要以“短、平、快”[10]的方式建设, 即:组织管理一体化、勘探开发方案部署一体化、生产运行一体化、数据录取一体化、经营管理一体化的整体有序衔接[10]。

(2) 建立以物联网技术为核心的数据采集系统, 将勘探数据、开发数据、生产数据等各个专业的数据以行业数据标准方式实时入库, 提高数据质量、可用性、共享性。

(3) 搭建勘探生产一体化数据管理集成平台, 优化数据入库与数据服务流程, 加强勘探开发数据应用的快速响应支持能力, 增强勘探开发项目研究、生产管理及决策支持的服务能力, 提高工作效率, 缩短勘探周期, 为勘探成功率及油气采收率的提高提供有效的数据支持。

(4) 借鉴与拿来国际油田实施数字化、智能化油田的先进经验和技术, 加快建立和完善勘探开发一体化平台, 持续动态优化并调整海外油田项目公司的油气勘探评价、开发生产部署方案, 达到增储增产。

摘要：本文分析了数字油田国内外发展与应用现状, 论述了CNODC (中国石油天然气勘探开发公司) 建设海外数字油田的必要性, 以及海外数字油田勘探开发一体化方案是全面提升勘探开发、生产、经营、管理与决策的重要手段;一体化方案中的数据管理、协同研究、生产管理、经营管理、决策支持相互作用, 不断优化, 形成一个闭环, 利用多学科、融合技术推动海外油田项目不断增强竞争力, 达到增储增产、降低成本, 效益最大化目标。

关键词：数字油田,勘探开发一体化,协同研究,融合

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[9]物联网云计算助力智能油田迎接油气增产高潮.http://www.smarterchina.cn/ListZixunGuonei/20120904/10001610647.html.2012.09.04.

油田勘探开发经济效益 篇8

油田勘探开发过程中要分析多种类型的数据:卫星影像、地震勘探、井位信息、油气水管线、地表地质研究等, 利用三维GIS技术将这些信息集成起来, 可以有效评估潜在石油资源, 正确开展勘探开发部署。

1 平台建设

探区多、资源背景大是中原油田企业分布的特点。通过充分利用先进的数据库、计算机网络和信息可视化技术等, 构建出能够从各应用系统获取数据信息的三维地理信息系统平台。三维可视化环境的出现, 改变石油勘探开发各类信息的获取及展示方式, 建成管理和操作人员所熟悉的现实仿真环境, 实现油田业务集成再上新台阶。

2 技术研究与应用展示

2.1 三维GIS数据库与发布技术研究

与空间关系、位置相联系的数据被叫做空间数据。Terra Builder可将各种遥感影像信息、地理信息等信息有效地合成在一起, 创建三维空间数据库, 实现各种格式、各种分辨率遥感信息的统一存储。想要使用户畅通无阻地浏览地形文件, 就可以用Terra Gate的海量数据发布技术。

2.2 数据访问统一服务技术研究

油田生产过程涉及的业务数据很多, 大体上可以划分为非结构化数据和结构化数据。数据访问统一平台的设计, 可实现油田现有业务数据的整合、数据资源的管理一体化, 从而为不同层面的应用提供简捷的数据访问服务。

2.3 三维可视化展示

地质勘探开发研究发展方向是用功能强大的三维可视化展示勘探开发信息。真实直观的三维空间展示是三维GIS可以提供的;可以改变观察地物距离调整观察角度, 犹如身在其中;还提供测量分析, 空间定位和对勘探开发业务对象的搜索等功能。实现基于遥感、GIS信息的查询可以通过GIS和遥感信息的结合来完成。

2.4 二维图形显示

二维图形是地质研究人员使用较多的图件, 油田很多应用系统中的底图也多是二维图形。能够显示油田勘探形势图、构造图等, 实现地理信息、地震工区及各类图件信息的有效组织。

2.5 二三维联动

在油田实际应用中, 三维GIS和二维图形导航各有优缺, 二者有效结合, 才能够全面充分地发挥各自的优势, 让用户使用起来得心应手。联动主要体现在三个方面:

(1) 漫游联动:进行放大、缩小和平移等操作时, 屏幕中心关注点在二维和三维上同步发生变化所引起的漫游移动。

(2) 管理业务对象联动:删除、投放等操作使业务场景中业务元素发生数量变化时, 在二维和三维发生业务元素显示数量变化时的联动。

(3) 辅助联动:创建新的标注类元素;编辑自定义区域元素;元素位置移动时产生的同步;创建新的面、线、点元素等操作, 进行消息传递时的辅助联动。

2.6 信息集成

集成现有勘探开发数据、勘探图件、油田二维地理信息, 扩充石油勘探开发数据体系, 不仅提供功能完善的信息查询, 还提供较好的三维可视化效果。探井是最宝贵的勘探资源之一, 大部分的勘探研究活动都围绕着探井而展开, 实现对各类勘探元素的投放及属性关联查询;油田生产中有大量的开发信息, 实现对开发元素的集成, 可将开发井投放到三维场景中, 开发关联右键菜单, 实现对开发井基本信息的查询;可将二维GIS信息作为图层叠加在地理影像之上, 这些GIS信息包括:井场线路、集输站库、输油气管线、注水管线、供电线路等。

3 结论与认识

三维GIS在油田生产中的应用, 再现油气田野外地貌场景, 提供业务对象的可视化展示, 优化勘探开发信息的获取和展示方式, 强化现有的决策支持系统和管理系统, 实现地质研究、管理决策与现场勘探、施工一体化协同运作, 为勘探开发水平的提升提供了有效的信息支持。

摘要：世界的本原是处于三维空间的, 地球这个空间三维体就是勘探开发研究的对象。将三维GIS技术应用于油田生产, 能够对油气勘探开发过程中的各种空间对象进行有效管理, 有效分析潜在资源, 实现管理决策空间和生产研究的可视化, 为油田勘探开发提供科学的决策依据。

油田勘探开发经济效益 篇9

地球物理测井简称为测井, 是应用地球物理的一个分支, 其定义具体描述为:应用物理方法研究油气田的钻井地质剖面和井的技术状况, 寻找油气层并监测油气层开发的一门应用技术。

可以理解为: (1) 测井定位:一门应用技术; (2) 研究手段:物理方法; (3) 研究内容:油气田的钻井地质剖面和井的技术状况; (4) 研究目的:寻找油气层并监测油气层开发。

2 各种测井方法的原理及应用

2.1 按研究的物理性质分类

(1) 电法测井; (2) 声波测井; (3) 放射性测井; (4) 其它测井井等。

2.2 按技术服务项目分类

(1) 裸眼井测井系列; (2) 套管井测井系列; (3) 生产动态测井系列; (4) 工程测井系列。

2.3 常规测井系列 (砂泥岩剖面)

20世纪90年代—至今:0.4米及4米梯度、自然电位、微电极、声波时差、双感应八测向、井径。

2.4 然伽马 (中子测井、密度测井)

利用相应的测井曲线研究钻井地质剖面、油气储集层的储渗特性, 研究油气层的地下分布规律、油气水开发动态和油气藏描述等等。

3 测井在石油勘探开发中应用-油气田开发期问题研究

(1) 识别水淹层;

(2) 研究油气田开发后期剩余油饱和度及其分布;

(3) 研究生产井和注水井中油、气、水的流动情况;

(4) 测井在石油勘探开发中应用-油井工程技术问题研究。

4 曲线特点

4.1 自然电位测井

(1) 自然电位测井曲线。

①泥岩段:自然电位曲线平直, 同一井段大体呈一条竖直线, 称为泥岩基线。②储集层:当地层水矿化度大于泥浆矿化度 (即淡水泥浆) 时, 曲线显示为负异常, 反之 (盐水泥浆情况) , 曲线显示为正异常;两种溶液的矿化度相近时, 曲线平直没异常。③对应储层中点处, 曲线显示为负的最大值。

(2) 影响储集层自然电位的因素。

①地层水矿化度和泥浆的性质:应避免使用盐水泥浆。②储集层的泥质含量:泥质含量增加, 异常幅度较少。③储集层含油性:相同岩性的油层异常幅度低于水层。④储集层的厚度:厚度越大, 异常幅度越大。

(3) 自然电位曲线的用途。

①划分储集层的主要依据:半幅点法。②地层对比和沉积相研究。③计算地层水电阻率。④判断水淹层:水淹后引起泥岩基线和异常幅度差的变化。

4.2 电阻率测井系列

(1) 岩石电阻率的概念 (Rt) 。

反映岩石阻止电流通过的能力, 是表征岩石导电性能的物理量, 单位为欧姆米。岩石电阻率越高, 导电能力越差, 反之越高。

(2) 电导率 (COND) 。

用于判断油水层的原理:沉积岩中矿物本身并不导电, 其导电作用是由孔隙中的地层水完成的, 当孔隙中充满水时, 电阻率就低, 充满油气时, 电阻率就高, 这就使岩石电阻率成为划分油水层的根据。

油层 (低侵) :R浅R中>R深。

4.3 影响电阻率的主要因素

(1) 岩性:

火成岩致密坚硬, 不含地层水, 电阻率极高。沉积岩均有孔隙, 孔隙中有地层水, 导电能力强, 电阻率较低。

(2) 地层水电阻率:

地层水电阻率越高, 岩石电阻率越高, 反之则越低。

(3) 岩石的孔隙度:

影响地层水的含量和导电能力。

(4) 岩石的含油饱和度, 即电阻增大系数:

I=Rt/Ro。

Rt:地层电阻率;Ro:地层完全含水电阻率, 一般只用于定性判断油水层。

(5) 微电极曲线测量原理:

是一种特殊的电阻率测井。

对于渗透性地层, 当泥浆电阻率大于地层水电阻率时, 微电位曲线值大于微梯度, 把两条曲线重叠绘制时, 在渗透性部分两条曲线分开, 呈现幅度差。

用途:是划分储集层和隔夹层的重要手段。

(6) 放射性测井系列。

在油基泥浆、高矿化度泥浆中均可测井。利用自然伽马曲线划分岩性。其曲线特征与自然电位相似, 砂岩显示低值, 泥岩显示出高值。当自然电位变化幅度小或平直时 (盐水泥浆) 而无法划分渗透层时, 可以用自然伽马代替自然电位区分砂岩和泥岩。

(7) 密度测井:

用于复杂岩性孔隙度。

(8) 中子伽马测井:

碳酸盐, 气层。

5 曲线应用

5.1 划分岩性和储集层

泥岩:微电极曲线为低值, 无幅度差或很少幅度差, 自然电位曲线平直, 自然伽马高值。声波时差在400-500之间, 井径一般大于钻头直径。

砂岩:微电极幅度中等, 明显正幅度差, 幅度和幅度差随粒度变粗而增加, 自然电位明显异常。自然伽马低值, 声波时差值在300-400之间。井径一般小于钻头直径。

致密灰岩:微电极无差异, 多呈刺刀状尖峰。电阻率高或特高, 自然电位平直或低值, 声波时差小于250微秒/米。

生物灰岩:微电极分开, 有正差异, 自然电位曲线明显负异常, 但声波时差明显低于砂岩。

5.2 泥岩剖面的油气水层的综合解释

5.2.1 水层

(1) 深探测电阻率低, 电阻率一般少于2-3欧姆。

(2) 自然电位幅度差大于油层。

(3) 明显高侵。

5.2.2 油层

(1) 电阻率高, 特别是深探测电阻率明显高。一般是岩性相同的邻近水层水层电阻率的3-5倍以上 (I≥3-5) , 而且含油饱和度越高、岩性越粗, 电阻越高。

(2) 自然电位异常幅度差少于邻近水层。

(3) 电阻率侵入特性为低侵或无侵。

5.2.3 油水同层

浅探测电阻率数值高, 近于油层, 深探测电阻率低, 但有明显的高阻显示, 一般为增阻侵入, 并且出现在油水界面附近, 自然电位值介入油层与水层之间。当地层厚度较大, 而没有明显的岩性变化的情况下, 由顶部到底部深电阻率曲线出现明显下滑。

5.2.4 气层

电性为明显的高阻层, 声波时差明显增大或出现“周波跳跃”现象, 中子伽马曲线值明显增高。

5.2.5 干层

一般分为非渗透性 (灰质) 或渗透性很差的层 (泥质粉砂岩等) 。前者自然电位无显示, 声波时差小, 明显高阻;后者微电极差异小, 自然电位小, 电阻率低。

5.3 岩性及矿化度对判断油水层的影响

(1) 低渗透性的油藏:

岩性细, 多为粉砂岩或粉细砂岩, 电性特征表现为电阻率低, 自然电位和微电极显示渗透性较差, 深探测曲线仍有高阻显示但不明显, 侵入性质为高阻侵入。

(2) 高矿化度油藏:

由于地层水矿化度是影响岩石电阻率的主要因素, 含有高矿化度地层水的油层电阻率将大大减少, 造成把油层错误的判断为水层。

参考文献

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