欧洲石油公司采用新方法自动完成油井轨迹设计

欧洲最大的石油公司之一，AkerBP（英国BP公司与挪威Aker公司共同控股公司），近期在挪威大陆架油田调整井的钻井设计中，推出新型油井轨迹设计方法，即利用“多学科约束”方法自动完成油井井身轨迹设计。

在钻井设计中，技术人员利用新方法，快速生成多条油井的井身轨迹，以供相关人员对比或参考。具体说来，技术人员将数据约束作为参数列表，输入到未来的调整井结构设计中。所做的调整井设计，包括垂直井与斜井设计，按照预先工作计划，都要进行油田规划的软件计算，以评估满足要求的各种潜在油田开发方案。最终形成完整的油田开发方案与相应的油井轨迹设计约束。在世界范围内的钻井设计中，石油公司通常是用手动迭代方式，进行井眼轨迹设计。

以前，钻井轨迹设计人员绘出一个井身轨迹，要考虑多种因素。例如，优化钻孔长度，削减整个钻井阶段成本支出。还要通过各种算法，生成无碰撞轨迹，来防范钻井过程中的主要风险。近年来，钻井设计人员还要满足要求，以最短的钻井轨迹，减少碳足迹和温室气体排放，以实现环保目标。公司实现自动化钻井轨迹生成技术之后，显著优化了钻井项目生命周期。不仅减少钻井工程师生成储层靶区轨迹所花费的时间，还可考虑多种因素，例如优化钻井井眼长度。从钻井设计角度看，油田开发的油井轨迹优化过程，涉及多个学科。技术人员要生成油井井眼轨迹，必须经过多次反复生成尽量最佳钻井轨迹。对于钻井工程师来说，这是一个耗时的过程。而且稍有不慎，最终可导致所选择的规划轨迹达不到最优标准。

Aker BP公司钻井设计人员提出，自动设计油井轨迹的过程，要依赖于收集各学科基于现场设计，钻井经验的约束条件，以成批生成可能的油井轨迹替代方案。相较于传统油井路径生成过程，通过一个或少数几个计划轨迹来生成可能的油井轨迹组合；自动轨迹生成方法，则产生在限定条件下的一系列可能的油井轨迹。

在自动生成钻井井身轨迹的研发过程中，技术人员发现，如果研发人员给定的约束限制条件“较为宽松”，则算法可能会生成许多优化轨迹；但如果限制条件“较紧”，则算法可能只有生成少数井眼轨迹，甚至可能产生不了井眼轨迹。AkerBP公司采用这种新的工作流程后，从事钻井设计的多学科团队，将重点放在约束条件的相关性上，而不是计划轨迹的细节上。

技术人员认为，在钻井轨迹设计中，捕捉这些约束与限制因素，是油井规划流程的基本结果。与此相反，自动产生钻井轨迹则只是其副产品，或者是成果之一。

设计人员还指出，有关约束条件问题，包括相关井眼轨迹、井眼结构及其与地层压力体系的关系，或者油田勘探计划与井眼方位之间的不确定性关系。还有约束条件之间的相互影响。钻井设计人员还提供补充建议，包括提供油田开发客户端提出的一些约束条件。例如，寻找符合防碰撞标准的钻井轨迹，避开地下断层或在不可避免的情况下，以高入射角穿过断层的钻井措施。

Aker BP公司设计人员还谈及，在穿过地下特定地层时，钻井轨迹应满足井场地层倾角条件，并且能够有效克服地质形态的各种限制等复杂问题。从原则上说，自动生成钻井轨迹的技术成果，都可以完全自动解决这些地质问题。

雪佛龙推出优化气田储层数据监测技术

雪佛龙澳大利亚有限公司（Chevron Australia PtyLtd） 于2023年10月在国际石油技术大会上推出新型技术，即对于气田储层各种参数进行监测的同时，对于监测所获得的各种数据进行价值评估（VoI,Value ofInformation）。

雪佛龙澳大利亚公司监测的参数，包括井眼内瞬时压力、速率和温度变化、流体化学或与油井完整性相关的诊断信息等参数。

雪佛龙澳大利亚公司的“信息价值评估（VoI）”方法，由于是全球首家石油公司采用的气田参数价值的评估程序，直接涉及气田数据利用价值评判，故引起欧美石油巨头的关注。在此之前，世界各石油公司的气田，均采集成套并且完整的井筒数据。但采集的数据缺乏精确的使用价值评价。具体说，对于气田储层开发的物理参数变化，以及流体化学或与油井完整性相关的诊断信息，以前世界上还未有石油公司进行量化评价。即这些数据的使用价值通常很少被量化。

雪佛龙澳大利亚公司旨在利用现有的VoI方法，为气田开发的油藏监测提供一种合理的方法。其结果将有助于为气田开发的其他部门，如采气部门与运营部门的常规监测活动提供依据。针对当前气田开发过程现状，技术人员观察气田现有的VoI方法，已经用于解决气田开发生产运营中出现的常见监控问题。在澳大利亚的气田作业区，已经安装相关的监测仪和计量设备。因此实施目前这套新型的监测程序，不需要额外费用，也不会显著增加成本。

但是，技术人员运用新型监测方法，可能会产生人员劳动成本，例如油气井仍在正常开发生产过程中，明显会增加生产人员成本，或者因进行监测质量与经济性指标，譬如进行压力瞬态测试而关闭油井。这样显然要造成采气等生产性损失。

公司专家指出，VoI可能带来暂时性生产损失。但是与气田的新型监测数据的经济性预测比较，公司还是获利更大，更为合算。公司进行采气监测的数据经济性评价，使得天然气工厂的未来供应更有保证，还避免了未来的天然气工厂的“输气空载”生产故障。

公司技术人员对解释气田生产数据，包括压力、流速和时间参数，与其不确定性程度进行比较，并且就井眼内的流量和时间进行考察，得到初步结论是VoI是一种功能强大的方法，其主要应用于两个领域。首先，VoI可用于日常油藏管理，提高产量预测的可靠性。其次，监控数据用于为未来决策提供信息，如开展钻井作业或进行天然气压缩项目。据观察，当油气田的气井储层监测的价值得到明确计算结果时，运营公司的管理层更倾向于同意储层监测。

“延时压力瞬态分析”法改善油井内永久式参数监测

近5年来，世界各大石油公司加快建设油井内部数据监测系统，即井筒内永久式固定安装数据监测装置。然而迄今还缺乏与这些永久安装相配套的数据监测方法。

2024年4月挪威南森研究中心（NORCE-NorwegianResearch Centre），以及挪威Stavanger大学的科研人员，在挪威石油技术会议上，合作推出一项新技术，即“延时压力瞬态分析”（Pressure Transient Analysis，PTA）。挪威研究中心与大学的成果，引起与会专家的兴趣。

目前在世界各地油气田开发中，油井内部的压力和速率（流量）监测工艺，对于新老油田十分重要。不仅如此，近年来油井内筒的关键数据监测工艺，对于地质“碳储存”和“地热”行业的储层监测流程也具有重要意义。因此，全球各大石油公司都有专门技术人员，对石油或地质现场采集的技术数据，以手动、半自动和自动模式，或者组合方式进行分析。

如今，挪威石油公司的技术专家已经采用自动分析程序，对于油井内提取的数据进行技术分析。具体就是，系统能够从已积累和实时接收的数据中，最有效地提取所需技术信息，或者提取油井生产所需知识储备。

技术专家利用永久式油井内压力表，以及监测获取的数据，开展自动油井监测流程。这一工作流程基于“延时压力瞬态分析”（PTA），并集成相关组件。这些组件名称，一是虚拟流量监测，二是瞬态识别，三是特征提取，四是模式识别。

专家指出，“自动分析程序”的重点部分，包括识别与提取瞬态压力响应中的特征和模式，以及基于“延时压力瞬态分析”（PTA）监测结果的油井性能评估。“自动分析程序”是结合不同物理信息，进行数据驱动的一种新式方法。

挪威专家提出，在过去20年北海石油钻井中，包括挪威大陆架的油田现场作业，石油公司专门设置了井口仪器与井下压力计与流量计，并组成应用广泛的平台。进而在多年时间里，为现场油气储层监测提供了大量井筒的压力、温度和流量测量数据。

挪威专家列举这项新技术的现场监测结果。特别指出石油公司的相关技术储备，为应用延时压力瞬态分析方法（PTA）提供有利的条件。与传统基于模型的延时PTA相比，新型的自动监测结果具有更大的可靠性和更高的准确性。

（编译：郭永峰 编译自美国《JPT（石油技术报道）》杂志）