基于时序InSAR的辽河油田地表形变监测及储层参数多模型反演

为获取辽河油田核心产区最新的地表形变与储层参数,基于2021-01~2023-06的Sentinel-1升轨影像,使用StaMPS-SBAS方法提取该区域地表形变。以形变速率结果为观测量,使用复合位错模型、Mogi模型和Okada模型对储层参数进行反演,并与已有研究进行对比分析。结果表明,研究区LOS向形变速率为-165.84~54.52 mm/a,研究时段内最大累积沉降量(LOS向)约为400 mm。区内存在3个显著沉降区,分别为曙光采油厂、欢喜岭采油厂和锦州采油厂,其中曙光采油厂存在一定的沉降减缓趋势,其余采油厂均存在沉降加速趋势。不同模型反演的储层参数存在明显差异,与Okada模型、Mogi模型相比,复合位错模型反演的储层深度(1 665.21 m)与实际最为接近(约1 600 m),且复合位错模型模拟的形变与观测形变最为吻合。

辽河油田热采井套管瞬时安全系数计算及优选

辽河油田稠油热采井套管损坏现象频发,注汽过程中套管热应力过高是套管损坏的主要原因,考虑稠油热采工程地质参数对套管规格进行优选是解决该问题的关键。针对此,考虑高温条件下套管屈服强度以及弹性模量变化规律,采用有限元方法建立了温度-压力耦合作用下套管应力计算及分析数值模型,分析了热采过程中套管-水泥环-地层温度场变化规律,并且对该模型进行了验证,计算了温压耦合作用下套管应力动态变化规律,研究了套管规格参数(钢级、壁厚)和工程地质参数(注汽压力、地层力学特性)对套管应力的影响,得到了不同条件下套管安全系数变化规律。研究结果表明:当注汽温度升高时,套管的热应力会显著增加,导致安全系数降低。为了满足更高温度的热采环境,可以采用更高级别和厚度的套管钢材,并根据不同工程场景选择不同的套管钢级和壁厚。在热采井地层弹性模量下降时,套管内壁所受的热应力会减小。为了减小套管所受的热应力,可以调整注汽压力以降低其与地应力之间的压差。研究结果可为辽河油田热采井的套管优选和高温状态下套管的安全性评估提供依据。

辽河油田:能源保供担当“顶梁柱”

3月22日,中国石油辽河油田迎来开发建设54周年纪念日。半个多世纪以来,一代代辽河石油人矢志奉献能源,积极投身勘探开发主战场、科研攻关最前沿、转型发展新实践,贡献了“为祖国加油”的辽河力量。接续奋斗,三十八年连续稳产辽河油田自1970年开发建设,先后破解稠油、高凝油、超稠油开采等一系列世界性难题,1986年产量突破1000万吨。截至2023年连续38年保持油气千万吨规模稳产,创造快速上产、长期稳产的辽河传奇。

辽河油田实验中学:传承红色基因 守住育人初心

“同学们,你们是祖国的未来,要努力成长、成才,成为全面发展的优秀学生,肩负起实现中华民族伟大复兴的历史使命……”多年来,辽河油田实验中学新入学的同学们都要走进学校“中共党史暨红色基因教育展览馆”,聆听意义非凡的“开学第一课”。

辽河油田第一座储碳库实现碳循环注入

截至2023年12月20日,辽河油田双229块循环注入站整体投运后,已平稳运行10天。这是辽河油田首套可实现捕集、液化、注入、循环处理全部功能的CCUS配套地面工艺系统,将有力支撑双229块特低渗透油藏提高采收率,同时为下一步碳封存做铺垫,迈出了辽河油田打造区域储碳库的第一步。

《国外测井技术》45年情系初心全球尊敬(十三) 应中国石油驻辽西地区石油石化企业协调组组长、辽河石油勘探局党委书记孙崇仁同志邀请,《国外测井技术》编委会执行主任、秘书长、总编辑杨清明同志赴辽河油田访问

辽河油田勘探局地处辽河下游,是中国石油集团骨企业和辽宁省重点企业,业务领域包括石油工程技术.能源勘探开发、装备制造、生产贸易服务等主营业务。2007年全局总收入突破300亿元,从经济总量上再造了一个辽河油田勘探局,为加速我国石油工业发展作出了卓越贡献,是大庆精神铁人精神在辽河油田传承发扬又一范例!为此,应中国石油驻辽西地区石油石化企业协调组组长、辽河石油勘探局党委书记孙崇仁同志邀请,《国外测井技术》编委会执行主任、秘书长、总编辑杨清明尚志专程前往学习调研。

《国外测井技术》45年情系初心全球尊敬(十三)应中国石油驻辽西地区石油石化企业协调组组长、辽河石油勘探局党委书记孙崇仁同志邀请,《国外测井技术》编委会执行主任、秘书长、总编辑杨清明同志赴辽河油田访问

辽河油田勘探局地处辽河下游,是中国石油集团骨干企业和辽宁省重点企业,业务领域包括石油工程技术、能源勘探开发、装备制造、生产贸易服务等主营业务。2007年全局总收入突破300亿元,从经济总量上再造了一个辽河油田勘探局,为加速我国石油工业发展作出了卓越贡献,是大庆精神铁人精神在辽河油田传承发扬又一范例!为此,应中国石油驻辽西地区石油石化企业协调组组长、辽河石油勘探局党委书记孙崇仁同志邀请,《国外测井技术》编委会执行主任、秘书长、总编辑杨清明同志专程前往学习调研。

辽河油田东部凹陷页岩气成藏条件及含气性评价

通过类比国外页岩气盆地的页岩有机质类型、有机碳含量、热演化程度、厚度等指标,初步确定辽河油田东部凹陷存在发育页岩气藏的条件。页岩吸附气量实验研究表明,东部凹陷页岩吸附气量与暗色泥页岩有机碳含量和热演化程度呈正比关系,东部凹陷页岩吸附气量为0.2-1.2m3/t,与加拿大Gordondale页岩和中国四川盆地下志留统龙马溪组页岩基本相当。利用气测全烃值,结合有机碳含量、热演化程度、含气页岩厚度等指标,对不同层系页岩含气性进行了整体评价。依据评价结果,指出驾掌寺—二界沟洼陷为东部凹陷内页岩气勘探的首选目标。

辽河油田超稠油废水潜流湿地处理系统研究

首次以经过驯化的芦苇湿地为介质处理超稠油废水.在辽河油田进行的中试研究表明,即使超稠油废水的BOD5/COD仅为0.06,潜流湿地系统也具有很好的净化效果,当系统的水力负荷为2cm/d时,主要污染物的去除率为石油类91.83%,COD 83.16%,BOD5 90.66%,TN 89.37%;出水平均浓度为:石油类 2.26mg/L,COD 77.34mg/L,BOD5 3.13mg/L,TN 1.66mg/L.中试研究还表明,该系统出水水质稳定、耐冲击负荷强,是一种经济有效的超稠油废水处理新技术.对系统内外芦苇的生长量、纤维素、木质素、戊糖及纤维素的长宽比的研究表明,超稠油废水对芦苇材质无明显影响,可回收用于造纸等.

辽河油田石油污染土壤的2阶段生物修复

建立了污染土壤预制床处理工程 ,对不同类型原油污染土壤分别进行堆腐处理 ,历时 2个阶段 ,共运行2 1 0d .当稀油、稠油、特稠油和高凝油污染土壤中石油烃总量 (TPH)为 2 5 8～ 77 2 g·kg- 1时 ,经过 5 3d(为第 1阶段 )的运行 ,TPH去除率 3 8 3 7%～ 5 6 74 % .第 2年 (为第 2阶段 )继续处理 1 5 6d ,TPH降解率达到 66 5 9%～80 96% .连续运行结果表明 ,污染土壤中易分解的石油烃污染物大部分在第 1阶段得到降解 。

辽河油田欧利坨子潜火山岩及其成藏机制

辽河油田欧利坨子油气的主要储集岩为侵位于沙三期烃源岩中的岩镰状潜火山侵入体。在岩浆侵位过程中,由于侵入体中挥发份的逸出并在岩体顶部聚集,于冷凝壳下发生“隐爆作用”,在冷凝壳内形成隐爆角砾岩砾间缝,在隐爆角砾岩附近震碎带形成网状裂缝;由于岩浆上拱力,在岩体顶部冷凝壳内形成垂向裂缝;岩体的冷凝收缩还形成了大量张性微裂缝。油气通过连通烃源岩与岩体的构造裂缝由下方烃源岩进入岩体上部裂隙系统,形成了工业型油气藏。

辽河油田东部凹陷中段走滑断层与油气的关系

走滑构造不仅加速含油气盆地油气的运移和富集,而且在促使油气圈闭的形成过程中也促使形成圈闭中的优良储集层。在具备生、储、盖地质条件时,花状构造样式的含油气性优于其他构造样式,不仅控制着油气藏的分布,而且走滑断层的应力释放区往往是油气富集区。扭应力作用使生油层中的分散油气被“强拧”驱赶、运移至花状构造背斜核部,在负花状构造的上升盘中形成高产油气流。辽河坳陷内的黄沙坨和欧利坨子地区便是郯庐断裂在辽河坳陷东部凹陷中段的应力释放区,对该区走滑断层的识别和解释,不仅对东部凹陷中段油气藏的形成、分布及富集有了新的认识,而且可为寻找同类油气藏提供依据。

辽河油田含水超稠油流变特性研究

以辽河油田含水超稠油室内试验为依据,讨论了含水原油的转相问题以及含水率、温度和剪切速率对含水原油流变性的影响。影响含水原油相转变机理的因素包括含水率、油的粘度、混合物流速、液滴尺寸及其分布和流态。辽河油田含水超稠油的转相点为18%。在转相点之前,油为连续相,含水原油表观粘度随含水率上升而增加,且受温度影响较大;在转相点,含水原油表观粘度急剧下降。转相点后,水为连续相,含水原油表观粘度缓慢下降,受温度影响小。含水率和温度对流变指数也有较大的影响。含水率越高、温度越低含水原油流变指数越偏离1,非牛顿性越强。含水原油的全粘温曲线分为放射段和直线段。在放射段,原油表观粘度随剪切速率增大而减小;而在直线段,表观粘度与剪切速率无关。

辽河油田稠油开发技术与实践

辽河油田稠油资源丰富,油藏地质条件极为复杂,在近30 a的开发实践中,形成了一整套适合中-深层稠油油藏特点的开发技术,完善配套了8项稠油核心开发技术,支撑了辽河油田稠油持续高产稳产,取得了显著的开发效果。结合辽河油田稠油开发实际,分析总结了稠油开发形成的技术成果及认识,可为同类稠油油藏的开发提供技术借鉴。

辽河油田超稠油油藏开采方式研究

辽河油田杜８４ 块兴隆台油层是一个超稠油油藏。由于地下原油粘度大，流动性差，因此常规直井蒸汽吞吐效果很差，平均周期油汽比只有０．３５。为了提高蒸汽吞吐开采效果，在油田现场采取了一系列技术措施，包括采用高效真空隔热油管、加深注汽管柱、采用大泵抽油等，措施后，周期油汽比提高到了０．５５９。同时，根据该油藏地质特征及原油性质，研究并试验了水平井注蒸汽开采、成对水平井蒸汽辅助重力泄油、水平裂缝辅助蒸汽驱及垂向燃烧辅助水平井重力泄油等新技术及开采方式。结果表明，水平井技术与重力泄油相结合，将是提高厚层超稠油开采效果的一种主要方式。

辽河油田兴42块兴53井组MD膜驱油研究

将辽河油田兴42油藏岩心以不同方式处理并饱和兴隆台采油厂脱气脱水原油,在65～67℃下用兴二联回注水驱替至流出液含水98%,再用MD 1膜驱剂(一种单分子双季铵盐,分析试剂)的0.01mmol/L水溶液驱替至含水98%,得到了如下驱油结果并从MD膜驱油机理作了解释:在水驱基础上MD膜驱提高采收率的幅度,在直接饱和原油的岩心上一般很高,3个岩心为13.32%～15.73%,1个岩心为8.86%;在含束缚水的油饱和岩心上略低(15.92%和9.37%);在洗油、洗盐的含束缚水的油饱和岩心上极低(1.96%);在油中长期浸泡后的洗油、洗盐、含束缚水油饱和岩心上则很高(16.19%和15.93%);在直接饱和油的非油藏岩心上很低(4.04%)。在兴42块兴53一注五采高含水井组实施了MD膜驱油先导性矿场试验(井组油井含水80.0%～98.3%,平均92.4%),1998年5～10月注入有效成分25%的工业膜驱剂40t,注入液浓度2500～3000mg/L,注入总量0.005PV。5口采油井中有4口增产油、增产气并减产水,有效期超过2年。截止2000年11月有效期尚未结束,每注入1t工业膜驱剂已增产原油172t,经济效益可观。给出并讨论了膜驱油前后全井组和2口典型井的产油、含水曲线及全井组产气曲线。膜驱油过程伴随油井增产气过程,其特点是检验膜驱是否有效及有效期长短的矿场判据。图5表4表5。

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层储层非均质性

兴隆台油层储层微观非均质性以上、下层系的成分与结构差异明显为特点 ,上层系岩石相组合以不含砾砂岩为主 ,主要为长石岩屑砂岩 ;下层系岩石相组合以含砾砂岩为主 ,主要为岩屑砂岩 ,较上层系分选性差、颗粒粗。宏观非均质性以储层砂体发育不均及物性变化大为特点。垂向上 ,上层系单砂层厚度小、砂层频率高、砂岩密度小 ;下层系单砂层厚度大、砂层频率低、砂岩密度大。平面上 ,上层系分东、西两个砂体 ,且东砂体相对发育 ,向上逐渐连为一体 ;下层系砂体分布开阔 ,但向上面积逐渐缩小 ,且东厚西薄。上层系的储层物性较下层系好。层间、层内及平面非均质性明显 ,且层间非均质性较层内非均质性强 ,层内非均质性自下而上逐渐增强。引起储层非均质性的主要原因是沉积环境和构造环境。

辽河油田东、西部凹陷深层沙河街组成岩演化规律

辽河油田东、西部凹陷深层沙河街组砂岩次生孔隙的发育有着明显的差异，东部凹陷为３ 个次生孔隙发育带，而西部为２ 个；东部凹陷沙二下部－ 沙三段顶部的次生孔隙带，即上部次生孔隙发育带，主要是受地表淡水淋滤和后期沿不整合面的开启性水循环综合作用的结果，而下部两个带与西部凹陷的两个次生孔隙发育带的形成机理类似，为封闭性水循环的有机酸水溶液对硅酸盐矿物的溶解作用所致。其形成的地质条件是温度１００～１３０℃，压力系数１．２～１．３±，烃源岩大量排烃的阶段和深度。

辽河油田东、西部凹陷深层沙河街组沉积相模式

我国东部大多数油田都已进入高含水的开发阶段,为了解决我国后备油气储量严重不足的问题,开展了东部深层(>3500m)的油气勘探工作。近年来的广泛研究表明,深层异常高温、高压区或其附近的良好储集砂体常常是油气聚集的有利区域,因而深层储集砂体的空间分布则是深层隐蔽油气圈闭的主要研究内容。根据辽河油田东、西部凹陷深层沙河街组的沉积特征,划分出3种沉积体系:扇三角洲、滨-浅湖和半深湖-湖底扇体系。对两个地区沉积层序旋回性和砂体韵律进行了统计研究,详细分析了两个研究区砂体在时空上的展布规律,并结合盆地构造演化史,探讨了地层的沉积充填过程,建立了沙河街期一、二、三亚期的沉积演化模式。

辽河油田侧钻井技术

侧钻井技术作为老油田挖潜增产的一项重要技术手段 ,已在辽河油田大面积推广应用。经过 1 0年来的现场实践 ,逐步发展、配套和完善了具有辽河油田特色的侧钻井工艺技术。介绍了侧钻井工艺配套技术、延长侧钻油井寿命、侧钻水平井、侧钻深井和侧钻井整体开发老区块油田等关键技术 ,以及利用侧钻水平井整体开发静 1