老油田剩余油挖潜技术对策分析研究

大庆油田经历60多年注水开发,如何有效地挖潜剩余油已经成为老油田原油持续稳产亟待解决的问题之一。针对现有的剩余油挖潜钻井技术还不能完全满足油田剩余油挖潜需要,开展了剩余油挖潜需求及技术对策分析研究,分析形成了老区新型柔性钻具挖潜技术、侧钻短水平井+小直径桥塞分段压裂组合挖潜技术、外围甜点区鱼骨刺挖潜技术等多种剩余油挖潜对策钻完井技术对策,为寻找更多有效的剩余油挖潜钻井技术提供了参考与借鉴作用。

老油田地面工程系统优化技术研究

注水开发依旧是我国东部高含水期老油田实现油气产能硬稳定的重要手段,加强油田地面工程系统运行效益至关重要。然而当前老油田地面工程系统普遍存在着注采结构性矛盾突出、整体运行质量不高以及新能源利用比例低的问题,严重影响了油田开发效益。为此,文章以中国石化某重点油田为例,在详细阐述油田地面工程系统存在的问题基础上,按照区域统筹、功能简化、流程优化、标准设计的建设思路从新材料、新技术、新设备、新工艺方面开展了针对性优化,并通过在采油厂的应用实践证实了优化升级的必要性。

海上油田化学药剂的应用和防腐蚀策略探讨

海上油田在处理油、气、水生产过程中使用多种类型的化学药剂,每种化学药剂都具有特殊的作用。正确认识、评估化学药剂的作用和适用性,才能发挥化学药剂的应用价值,为油田生产发挥切实有效的作用,并能有效降低高桶油成本运营带来的生产成本,带来长效生产效益。通过分析化学药剂的应用数据和化学药剂在防腐蚀措施方向的实践,深入探讨化学药剂在海上油田防腐蚀方面的管理策略。

砂质辫状河储集层构型表征——以孤东油田七区西馆陶组为例

孤东油田七区西馆陶组N1g45小层—N1g16小层为辫状河沉积,砂体内部构型复杂,需精细解剖储集层结构,揭示其对油气开发的影响。采用Miall构型要素分析法,以现代辫状河规模作为约束,进行砂体储集层构型表征,采用动静结合手段检验研究成果,总结储集层构型对注水开发和剩余油分布的影响。结果表明:研究区为砂质辫状河沉积,主要发育辫状河道、心滩、溢岸以及泛滥平原4种构型单元;辫流带宽度为150~750 m,宽厚比为47~74;在辫流带内,有辫状河道-辫状河道、心滩-心滩、辫状河道-心滩-辫状河道和心滩-辫状河道-心滩4类构型模式;心滩平均长度为250~350 m,平均宽度为110~140 m,长宽比为2.20~2.50,心滩与河道平面面积比为0.36~0.51;心滩内一般发育2~4个落淤层,落淤层延伸长度为70~150 m,产状近水平,背水面夹层倾角为0.9°~2.3°;生产动态揭示由于构型单元边部物性变差,构型拼接部位油气流动受阻,成为局部剩余油富集区;在构型单元主体部位,油藏连通性好,开发效果好。

海上油田群不停产工况下电力组网方案研究与应用

电力是海上油田生产的动力来源,为了提高海上油田群供电可靠性和经济性,需要将油田群内不同的电站平台并网运行。为避免因进行电力组网而使平台油井关停导致的经济损失,研究了两个独立运行的电网在平台油井不停产工况下进行电力组网的方案,并对现场实际应用效果进行了分析。

油田井壁取心供电电源研究

传统的调压器加变压器油田测井电源方案具有体积大、电压调节不灵敏等缺点,研制了一种深井用双相交流电机地面供电系统,分析了供电系统的整体结构、工作原理、硬件参数计算和软件控制方法。实验结果证明,设计的供电电源具有体积小、质量轻等特点,实现了电机的变频软起动和降频快速制动停机,提高了电机的运行效率和稳定性,并且能够满足电机在不同工作条件下的需求,从而提高油田测井装置的工作效率和可靠性。

泡沫堵水技术在高含水油田研究应用

目前,海上油田多采用大段防砂和强注强采的开发模式以满足“少井高产”技术需求,但经过长期强注强采,加之储层非均质性强、油水流度比大等因素,导致部分生产井防砂段内层间矛盾突出、层间干扰严重,含水率上升快、产量递减迅速。以渤海油田为例,目前含水率高于80%的井占生产井总量的比例高达39.9%,改善注水开发效果迫在眉睫。现有油井堵控水方法主要分为机械堵水和化学堵水,但机械堵水只能解决层间矛盾,且作业难度大、施工成本高,因此一般以化学堵水手段为主。

塔里木盆地富满油田满深区块南北向走滑断裂形成机制

塔里木盆地围绕小位移走滑断裂勘探获得突破,揭示了断控油气藏的存在,但断裂活动强度弱,产状高陡,其地震解释和地质解析难度大,需要从成因机制出发加深走滑断裂发育特征的认识以指导地震解释。以塔里木盆地富满油田满深区块走滑断裂为例,利用三维地震资料,运用构造解析结合相似性砂箱物理模拟,分析走滑断裂形成机制及发育特征。结果表明:研究区南北向走滑断裂与北东向断裂为同期形成但产生阶段滞后,从北东向断裂向外生长逐渐连接,断裂交叉区具有形成优质储层的条件;南北向断裂的形成受深部韧性层分布和北东向断裂间距的共同控制,推断研究区可能存在其他南北向断裂未被识别。研究成果有助于提高走滑断裂解释及指导碳酸盐岩断控缝洞型油气藏勘探。

三塘湖油田NJH区块中黏油CO_(2)近混相驱实验及应用

三塘湖油田NJH区块属于中黏油砂岩油藏,地层原油黏度为20.8 mPa·s,处于中含水期,预测水驱采收率为22.70%,提高采收率空间小。为了探索提高采收率技术,检验中黏油CO_(2)近混相驱可行性,揭示CO_(2)近混相驱相间传质规律及增油机理,开展了CO_(2)驱油室内实验及矿场试验。结果表明:CO_(2)驱前缘主要发挥溶胀作用,后缘萃取抽提作用强于前缘,降黏作用及提高剩余油驱油效率是主要的增油机理,地面原油黏度降幅为55%,C_(2)—C_(15)含量升高18.3%,驱油效率提高4.6倍;渗透率级差是影响波及体积的主要因素,渗透率级差达到6,低渗透层采收率仅为13.84%。矿场试验阶段累计注气量为2.66×10^(4) t,累计产油量为0.78×10^(4) t,换油率达到0.29,证实中黏油CO_(2)近混相驱具备良好的推广应用前景。

谈油田开发建设项目水土保持防治措施布设

在油田开发建设项目不断深入的背景下,新疆当地水土资源等生态环境受到严重影响。本研究以玛湖油田开发项目为例,深入分析项目区自然环境,并结合该区域实际土壤条件、水文条件等提出了玛湖油田开发建设项目水土保持防治措施布设方案,旨在探究工程措施、植物措施等防护措施结合路径的基础上,有效控制油田开发建设项目造成的水土流失问题,保护新疆区域生态环境。

基于轻量化YOLOv8的小样本油田烟火检测算法研究与应用

在油田作业现场监控视频中,烟火的及时检测对保障安全至关重要。传统的检测方法通常依赖于人工监控或传统的计算机视觉算法,难以适应油田环境的复杂性和烟火的多样性。本文提出了一种基于轻量化YOLOv8的烟火检测算法,该算法在小样本数据下展示了优越的检测性能。通过对YOLOv8模型进行轻量化设计,结合小样本学习和数据增强技术,本研究提高了检测精度和模型推理速度,优化了油田环境下的烟火检测效果。

延长油田数字化转型探索与发展

延长油田紧跟国家数字化发展趋势,积极推进数字化转型,通过自主研发,组建数字化团队,打造数字化研发培训基地,通过物联网自主研发、建设、自主维护化,以及软件定制化,实现数字化转型的全面发展。促进延长油田组织模式优化和业务流程创新,不断助推油田减员、降本、增效、提安,创建具有延长特色DNA的数字油田。2023年被国家工业和信息化部授予物联网赋能行业典型案例称号。

胜坨油田特高含水后期中高渗断块潜力带能量回升及调整技术的研究

胜坨油田自1963年勘探发现以来,已经经历了60多年的勘探开发。1966年胜坨油田开始投入注水开发,先后经历了无水采油期、低含水期、中含水期和高含水期等开发时期,到20世纪90年代初,已进入特高含水期开发阶段,开发的难度越来越大,油田稳定发展面临着严峻的挑战。 胜坨油田某单元自初期开发以来,经过长时间的强采强注,使得开采过程中层间、层内矛盾突出,平面动用不均衡。单元较强的非均质性导致水驱的规律认识困难。近年来,随着油气勘探开发理论的发展和科技的进步,油藏压驱注水的开发方式为油藏有效开发提供了解决办法。本文借鉴对低渗油藏的压驱经验,在胜坨油田该单元以T1-1井组为例,开展了一系列自主压驱实验,通过分析总结历年压驱井组见效规律,指导后续压驱方案实施,并在压驱实验结束后对单元实施潜力带调整方案,有效的改善了单元开发效果,为今后胜坨油田中高渗井区水驱剩余油的开发提供了参考。

渤海油田井眼瘦身可行性分析及应用

随着渤海油田勘探开发的不断深入,新发现油田中边际油田占比越来越多,其储量规模小、动用难度大,同时渤海海域受生态保护、航道和锚地等因素影响较大,经济有效开发受限。基于此,从降本增效的角度出发,对常规井眼进行瘦身优化,并对其进行了经济和技术可行性分析,证明常规井眼瘦身后,具有显著的经济可行性与技术可操作性;另外,针对非标准井眼开展相应配套工具的研发,研制新型四刀翼钻头和一趟多层压裂充填防砂管柱,为瘦身井的顺利实施提供了技术保障。该研究对渤海油田非标准井眼的设计提供了技术借鉴,为边际油田的高效开发提供了理论参考。

油田作业现场安全管理的实践探索

油田作业现场因其自身特质,安全管理难度极高。本论文聚焦于此,点明油田作业关联能源根基,从勘探至集输流程繁杂,又常处于恶劣自然环境,遭遇沙漠酷热、海洋风暴等极端条件,工艺环节包含高压、易燃易爆等高风险操作,加上人员工种交织、设备多样密集,致使安全隐患重重。传统安全管理手段尽显疲态,事后追责难以挽回事故损失,定期巡检存在时间“空窗”,难以及时捕捉动态隐患,标准化流程在复杂多变实际工况中适应性欠佳。为破困局,论文详述创新实践探索路径。人员管控上,精细甄别资质、强化技能与安全培训,借智能手环等实时监测疲劳、位置,确保操作合规;设备维护从采购把关开始,依运行数据预测寿命、精准保养,引入故障诊断系统即时维修;环境风险管理构建动态模型,融合气象、地质数据,提前布防灾害,增设防护设施抵御侵蚀;安全文化培育营造氛围,以可视化宣传、奖励激励促使全员主动参与,从“要我安全”迈向“我要安全”。综合而言,借多维度革新,力求搭建严密高效安全管理网络,护航油田作业安全无虞,稳固石油产业生产根基。

油田矿权区内多类型自然资源潜力分析及价值评价

为适应自然资源矿权新规,掌握勘探区块潜力,明确区块优选方法,针对中国石化胜利油田矿权周缘的12个选区块划定煤层气资源、铀矿资源、氦气资源有利分布区,评价出不同类型伴生自然资源的可采资源量。同时,在调研国内外伴生自然资源利用、价格走势的基础上,完成了油田矿权区多类型自然资源价值评价,明确了区块资源价值,为油田后续开展战略选区工作提供了有效参考。

新时期油田安全监督的重点与策略研究

处于全球能源格局深度调整、国内安全生产要求持续提高的新时期,油田安全监督至关重要。文章先剖析其重点领域,在生产作业流程方面,钻井作业要严控井喷风险、规范钻进参数,采油采气作业需确保巡检到位、集输流程稳定;设备设施运行上,石油专用设备要保证基础、润滑、附件等正常,特种设备得严守检验与操作规范,电气设备要防短路、过载等故障。人员操作规范监督强调资质审核、作业行为纠偏与安全意识强化,特殊作业管控聚焦动火、高处、受限空间作业的审批、防护与监护。基于此,提出系列策略,通过完善法制与制度明晰权责、强化执行,借助信息化手段实现实时监测预警与数据辅助决策,加强人员培训、建专业队伍提升素养,开展企业内部、第三方及社会公众协同监督,以提升油田安全监督水平,保障安全生产,推动石油产业可持续发展。

电子信息智能化提升油田现场管理效率的研究

随着信息技术的快速发展,油田现场管理面临着新的机遇和挑战。电子信息智能化系统的实施可显著提高油田现场管理效率。通过实地调研和数据分析,探讨了智能化系统在生产监控、设备维护和人员管理等方面的应用。结果表明,智能化系统能够实现实时数据采集、远程控制和智能决策,平均提高管理效率30%,减少人为错误80%。系统的整体架构包括感知层、网络层、平台层和应用层,采用5G、云计算和边缘计算等先进技术。在生产监控、设备健康管理、人员安全与效率管理、环境监测与应急响应等方面,智能化系统都表现出显著优势。

物联网环境下油田多传感器数据融合技术研究

随着油田智能化建设的不断推进,物联网技术与传统油田生产深度融合,产生了海量的传感器数据。研究探讨了物联网环境下油田多传感器数据融合技术的应用方案,通过实验验证了基于改进卡尔曼滤波算法的数据融合模型在油田生产过程中的有效性。实验结果表明,该融合技术能够有效提高数据准确性达85%以上,降低信息冗余30%,同时将故障预警提前时间延长至72小时,为油田生产安全和效率提升提供了有力支撑。

亚硝盐脱硫剂在特超稠油热采油田适用性研究

特超稠油热采油田开采工况温度较高,导致原油中含硫有机物分解、原油与硫酸盐热化学氧化还原反应,生成高浓度硫化氢,对油田设备运行及人员安全构成重大威胁。通常油田采用液态法脱硫措施,对油田硫化氢进行治理,但液态法脱硫药剂普遍碱性较强,加之特超稠油热采工况温度较高,易导致水体结垢,影响油田生产设备运行。亚硝酸盐具有适宜氧化型,可通过氧化还原反应将硫化氢转化为无害产物,达到脱除硫化氢的效果,且对比传统脱硫剂,亚硝酸盐碱性明显减弱,可避免水体结垢风险。因此,笔者从脱硫效果、硫容量、水体结垢风险、药剂自腐蚀性、油田现场应用方面详细探究了亚硝酸盐用作特超稠油油田脱硫剂的可行性。证实亚硝盐类脱硫剂在特超稠油热采工况条件下具有脱硫速度快、硫容高的优点。油田现场应用试验结果表明,亚硝盐类脱硫剂在加注浓度为200 mg/kg条件下,可实现全流程设备覆盖气硫化氢低于10×10^(-6),脱硫率大于95%的硫化氢治理效果,且不加重油田腐蚀结垢趋势。