简介:在如今的网络和分布式计算时代,资源共享和信息安全日益成为被关注的焦点。本文以胜利油田勘探数据库应用(EIS软件)作为切入点,论述了如何利用COM+技术构建安全、健壮的DCOM分布式软件系统。COM+提供了包括可靠的安全性在内的诸多技术,可利甩它构建容纳WindowsDNA体系结构中的业务逻辑层的应用服务器。
简介:多级压裂增产处理的实施和优化仍然是非常规油气资源商业性开发中最关键的一个步骤。最近发展起来的并经过现场测试的两项新技术为压裂作业带来了巨大的变化,它们分别是无缝衔接式射孔(1ust—In—TimePerforating,lIPT)和自主完井系统(AutonomousCompletionSystems)。尽管无缝衔接式射孔已是一项比较成熟的技术(在科罗拉多州Piceance盆地已经得到广泛应用),但它在水平井中的运用却是近期才开始的,有望改善单段增产处理的效果,有效降低功耗,减少所需的压裂桥塞的数量,增强水资源管理的灵活性。此外,埃克森美孚公司正在大力发展其拥有专利权的自主完井系统,有了这个系统,就无需采取管缆操作的采油井下工艺措施(如铜缆、挠性管或牵引车等),使得地表设备的使用效率达到最大化,此外也不再需要润滑器、起重设备、额外的人员和车辆,同时增强作业的安全性。本文展示了在完井技术发展过程中近期取得的一些里程碑式进步。最近通过一个综合性的先导试验项目成功地证实了无缝衔接式射孔技术在水平井中的适用性,这个项目涉及30多口井,1400多井次的单段压裂施工。同样,自主完井系统的应用范围也可以拓展到射孔作业系统以外。此外,自主完井部件都是高度易碎的,不需开展回收作业。这些技术的应用有望改善油气业界现有的多级压裂方法的设备使用效率和操作灵活性。
简介:本文是介绍如何应用智能井系统与完井的结合来控制深海区的油藏流入。在深水海底,远程控制水流入的能力可以免除成本很高的钻井平台维护作业,同时能延长油井的寿命并增加可采储量。在巴西深水海域,具有机械裸眼隔离的裸眼水平井砾石充填完井都已与完全可靠的电子智能井系统结合在一起。本文将详细介绍这些技术的设计、测试和实施。巴西深水海域仍然是迫切需要为提高经济效益而推动新技术应用的地方。1998年在巴西深水海底实施了水平井砾石充填完井。到目前为止,已对生产井和注入井成功实施了52次海底水平井的砾石充填。为了进一步提高深水区的经营效益,于1999年开始在坎普斯(Campos)盆地实施5级多分支井。由于裸眼水平井砾石充填的成功不断显示出经济效益,有必要提供一种与砾石充填相结合的有效层位分隔。2001年在坎普斯盆地成功应用了可获得层位分隔的分流阀技术。水平井的层位分隔和长水平距离使油田经营者能够选择性地开采油藏,并使桶油当量的开发成本降至最低。莫索拉(Mossoro)油田,在陆上部署了由31/2-in和51/2-in流入控制设备构成的完全电子化智能井系统。安装这套系统的目的是为了在将该技术应用于海底油井之前加以验证。这些阀门是在办公室遥控操纵的。经过数月的成功应用和收集数据,拆除了该系统并准备将其安装到深水海底油井。在陆上油井的试验期间,发现有必要修改数据的存储容量。然后对软件进行了修改,以优化数据的存储速率。为了将智能井系统与防砂完井相结合,必须有一个优化过程以满足建井和作业需要。这一优化过程包括:(1)为达到目标井位进行井眼轨迹设计,同时要控制“狗腿”的严重程度以利于智能井系统设备的下入;(2)为获得流入控制和尽量降低安装过程作业�
简介:西西伯利亚盆地中部上侏罗统巴热诺夫(Bazhenov)层为一典型的海相黑色页岩单元,含有大量的Ⅱ型干酪根,具有很高的生油潜力。在西西伯利亚盆地中,90%的石油来源于这些页岩。在这些页岩中存在非常规自生自储式油藏。储层发育带一般较小,并沿断层面分布。石油的初次运移主要沿邻近断裂带的裂缝网络进行。Bazhenov层中的石油的聚集作用发生于第三纪,该层中石油的生成和排出作用导致形成超压。在位于盆地中部的Surgut和Nyalinsk区域性大背斜之间的研究区内,断裂和破裂作用发生于始新世到第四纪。断裂作用导致Bazhenov层中有机质的热成熟度局部增加。Bazhenov层中自生自储式油藏勘探风险主要与用地震勘探方法确定的区域断层或横断层有关。
简介:美国的商业性天然气最早(1821)产自阿巴拉契亚盆地富含有机质的泥盆系页岩。了解有机质页岩层的地质和地球化学特征,提高其天然气生产率,是20世纪70年代以来耗资巨大的研究工作中极具挑战性的问题。页岩气系统基本上是生物成因(主要类型)、热成因或者生物——热成因的连续型天然气聚集,它以大面积含气、隐蔽圈闭机理、可变的盖层岩性和较短的烃类运移距离为特征。页岩气可以是储存在天然裂隙和粒间孔隙内的游离气,也可以是干酪根和页岩颗粒表面的吸附气或是干酪根和沥青中的溶解气。美国正在进行商业性采气的5套页岩层,在热成熟度(Ro)、吸附气馏份、储层厚度、总有机碳含量和天然气地质储量等五项关键参数上有出人意料的巨大变化。此外,低基质渗透率页岩储层中的天然裂缝发育程度是天然气生产率的控制因素。目前,只有少数天然裂缝十分发育的页岩井不采取增产措施便可生产商业性天然气。在其它的大多数情况下,成功的页岩气井需要进行水力压裂。密歇根盆地的泥盆系Antrim页岩和阿巴拉契亚盆地的泥盆系Ohio页岩约占1999年全美页岩气产量(380×10^9立方英尺)的84%。但是,后来经过充分勘探和开发的其它3套主要有机质页岩层,即伊利诺伊盆地的泥盆系新Albany页岩、福特沃斯盆地密西西比系的:Barnett页岩以及圣胡安盆地白垩系的Lewis页岩,其天然气年产量正在稳步上升。在作过资源评价的盆地中,页岩气资源量十分丰富,其地质资源量高达497~783×10^12立方英尺。技术可采资源量(Lewis页岩除外)变化在31~76×10^12立方英尺之间。其中以Ohio页岩的地质资源量和技术可采资源量最多。
简介:在全世界的非常规含气系统中,盆地中心气系统(BCGS)可能是经济价值较大的一种。美国每年的天然气总产量有15%来自盆地中心气系统。在许多方面,这些区域性分布的气藏都不同于常规圈闭气藏。与盆地中心气系统相关的盆地中心气藏(BCGA)具有区域性普遍成藏的典型特征,它们处于气饱和状态,具有异常压力,通常缺失下倾的水接触面,同时储层渗透率很低。这些气藏有些是厚度仅几英尺的单个孤立储层,有些则是几千英尺厚的叠置储层。目前人们已经识别两类盆地中心气系统:一类是直接型,以拥有气型源岩为特征;另一类是间接型,以油型源岩为特征。在埋藏和热作用过程中,这两类盆地中心气系统源岩的差异导致了系统特征的明显不同,从而对勘探战略产生影响。已知的盆地中心气藏以直接型为主。盆地中心气藏的勘探从初期到现在都集中在北美地区。在世界上其它地区,人们对盆地中心气系统的概念知之甚少,因此以这些气藏为重点的勘探活动微不足道。
简介:单个成藏层带的勘探结果表明,虽然油气发现规模变化很大,但其分布的某些性质对评价未钻探的远景圈闭有用,例如P99的上限。但这样的信息很少成为未钻探远景圈闭评价的必要组成部分。如果能将其纳入工作流程,历史数据就可以帮助限定与储层特性有关的自然分布,还可帮助控制地质和商业风险。在评价新远景圈闭时,可以计算高值情形的确定性储量体积,但获得这种储量的概率其本身主要是猜测性的;而低体积情形的计算更难控制。因此,概率方法已成处理勘探不确定性的标准方法。但在确定圈闭规模或含油气岩石总体积(hobGRV)时存在一个问题,由盖层位置、储层和流体界面的综合累计概率所确定的分布更为如此,因为在钻探之前,我们没有这些界面的直接数据。遗憾的是,这个问题没有解决办法,所以我们开发了一种质量控制手段,它利用确定性输入参数来检验概率输出结果的真实性。这种手段可以称为实点资源迭代(RPRI),其主要目的是提高体积预测的一致性。RPRI使用客观指标来计算两种确定性情况,据此就可以生成一个完整的油气发现规模分布。然后用简单的统计数据和由历史数据得出的信息对有关结果进行迭代。这种方法的关键在于根据最后闭合等深线(LCC)相对于构造顶点的深度来确定标准hcbGRV。这种方法不但快速、透明和可以重复,而且根据预测真实低值储量体积的经验可以避免过分乐观。其输出结果与概率方法的相似,意味着很容易对比和调整这两种方法。RPRI还可用于为特定的概率输出结果生成图件和储层参数,从而为经济评价和方案规划提供真实的依据。