拧在采油线上的“螺丝钉”——记华北油气分公司采油一厂优秀共产党员程云鹏

脱下橄榄绿,换上红工装,初心不改,本色不移,程云鹏在自己的平凡岗位上甘做一颗永不生锈的"螺丝钉"。"热洗和扫线车,是我工作的工具。它就像战士的枪,不爱惜保养好,临时出故障,影响工作效率不说,还有严重的安全隐患。"今年49岁的车辆管理组组长程云鹏,每天出车时都会提前40分钟,绕车前后左右转一圈进行全面检查。这一习惯,他已经整整坚持了19年。他说:"爱车、护车、懂车,是我们作为驾驶员的基本素质。"

鄂尔多斯盆地西南缘断缝体油藏开发特征与潜力

鄂尔多斯盆地西南缘广泛发育不同规模断层和裂缝,极大地改善了致密储层渗流能力,形成了基质储层低渗透背景下的优质油藏类型——断缝体油藏,同时也加剧了油藏的非均质性和产能的差异性,给油藏内幕结构精细刻画和产能控制因素研究带来挑战。充分运用断裂体系空间刻画、断裂分类分级和产能对比分析等方法,基于井-震-藏联合攻关进一步明确了断缝体油藏开发特征。建立了断缝体油藏“二元四区”模型,划分出断核破碎带、诱导裂缝带、微裂缝改造带、基质孔隙带等4个区带,其中断核破碎带是主要产量贡献单元。断层延伸长度越长、实钻构造位置越高,断核破碎带单井产能越高。诱导裂缝带距离断层越近,产能也越高。断缝体油井生产特征主要分为3个阶段:①断裂系统作为储集体的高产阶段;②断裂系统既作为储集体又同时发挥导流作用的储-导转化阶段;③裂缝主要发挥导流作用阶段。通过研究大幅提升了断缝体油藏高产井占比,同时对盆地西南缘中生界油藏高效滚动勘探开发部署具有重要的指导作用。

鄂尔多斯盆地西南缘延长组断缝体特征及对油藏的调控作用

鄂尔多斯盆地西南缘断缝体发育,针对断缝体对延长组油藏甜点分布控制作用的研究有待深化。利用大量的地震及测井解释结果,从断缝体演化机制角度对断缝体特征进行精细描述,进而系统探讨断缝体对油气的调控作用。研究结果表明,鄂尔多斯盆地西南缘发育直立走滑断裂,多具有“Y”字型、花状及负花状结构,且断裂常穿过白垩系底、延安组底、长7油层组底等界面,向下则插入基底。部分断裂仍具有早期逆断性质,表明断裂在后期反转程度不彻底。主断裂在不同部位具有不同的形态及偏移量,剖面上表现为张扭及压扭性质的循环转变,平面上则表现为不同类型断裂组合形式的交替出现。构建了断缝体中走滑断裂的发育模式,走滑断裂具有典型的多期活动、继承发育的特征。长8油层组主要发育垂直缝及水平层理缝,水平层理缝的发育频率为62.5%,垂直缝的发育频率为37.5%,且垂直缝含油级别相对较高。裂缝主要发育于分流河道细砂岩。当距主断裂距离大于1.25~1.5 km时,裂缝发育程度急剧降低,存在断缝体边界;在该边界范围内,厚度小于6 m的单砂体裂缝较为发育,当单砂体厚度超过6m,裂缝发育程度急剧降低。所构建的基于沉积(基础)、构造(主导)及裂缝(见效)的指标体系可以有效预测研究区长8油层组断缝体油藏有利区。

宁东油田延安组延10油层组油气成藏条件研究

宁东油田地理位置位于宁夏盐池县、甘肃环县境内,构造位置位于鄂尔多斯盆地天环向斜中段西部。本文拟通过系统研究,综合系统地分析出延10油藏的油气成藏条件,为油田寻找接替储量提供可靠依据。前人的研究成果表明,宁东油田延安组烃源岩不发育,油源源于延长组长7油页岩至下而上运移。宁东油田在延10沉积期,是一套以河流-湖沼相为主的沉积体系,发育河道、边滩、沼泽等微相。研究区延10层的主要储层是河道砂体,储层岩石成分为以石英砂岩为主,岩屑石英砂岩次之,为低孔隙度~特低渗储层,成岩作用类型主要有溶蚀作用、次生作用等。研究区延10油藏的圈闭类型主要岩性圈闭。湖沼泥岩充当了延10油藏的封盖层。

采油工艺技术探讨

采油生产过程中,采取优化的采油工艺技术措施,能够开采出更多的油流,为油田生产创造价值。随着油田开发的不断深入,采油工艺技术措施也经历了多次的革新和发展,依据油田不同开发时期的特点,选择合适的采油工艺技术,达到油田开发的目标。

热力采油技术探讨

热力采油技术措施的应用,能够通过提高温度的方式,降低油流的黏度,达到最佳的开采效果,不断提高油井的产能。各种热力采油工艺技术措施,应用于不同的油井生产环境。因此,有必要研究热力采油技术措施,提高油田开发的效果。

新形势下采油厂强化HSE管理体系高效运行的措施探究

面对新形势,华北油气分公司采油一厂以安全环保“强基固本、提质增效”为主题,以“零容忍”态度坚决遏制事故,抓实HSE管理体系承接落地、承包商及作业风险分级管理、安全环保隐患治理、依法合规手续办理、绿色企业创建等多类重点工作,取得了良好的成效,为鄂南油气田的效益开发提供了强大安全环保支撑。

鄂尔多斯盆地志靖地区长7段储层发育机理

为探究鄂尔多斯盆地志靖地区长7段储层发育机理,采用铸体薄片、扫描电镜、压汞、黏土矿物分析等技术,对储层岩石学特征、成岩作用、成岩相进行细致研究分析。结果表明:(1)长7储层岩石类型多为长石砂岩、长石岩屑砂岩,填隙物以绿泥石和伊利石为主。(2)长7储层平均孔隙度为7.87%,平均渗透率为0.11×10^(-3)μm^(2),孔隙以粒间孔、溶蚀孔为主。(3)研究区水下分流河道、浊积岩控制储层的物性,成岩作用影响着储层渗流能力。研究结果明确了砂体变化的因素和优质储层的主控因素及分布规律。

红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。分析认为,长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小,其次是注入水与地层水不配伍、结垢,加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此,提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明,多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好,具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明,多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染,恢复、提高地层渗透率,达到降压增注的目的。

泾河油田三叠系长8段天然裂缝特征与预测

据野外露头、岩心和FMI测井等资料分析认为,鄂尔多斯盆地泾河油田三叠系长8段天然裂缝主要为垂直裂缝和高角度斜交裂缝,裂缝走向主要为北东—南西向。裂缝主要在砂岩岩层内发育,穿层裂缝较少,裂缝充填程度低,大多为开启缝,有效性较好。天然裂缝发育程度主要受岩性、构造变形和断层等因素控制,其中断层是主要因素。天然裂缝分布预测表明,泾河油田东部泾河17井区和西部泾河2井区为裂缝发育区,同时储集层砂体较厚,开发潜力较好;中部和北部地区裂缝较发育,开发潜力次之,预测结果与实际生产数据吻合较好。

基于灰色关联法高温堵剂性能评价

研发出了新型耐高温调剖堵水试剂磺化改性落叶松栲胶,其典型配方为：6.0 wt%磺化改性落叶松栲胶、2.5 wt%~3.0 wt%醛类交联剂、1.0 wt%~1.5 wt%酚类促进剂P-1,其他为水,用氢氧化钠将p H调节至8~10。通过实验对改性落叶松栲胶性能进行测试。试验表明,堵剂胶凝时间4~10 h可控,满足p H在4~10范围内使用,能用于100000 mg/L的较高矿化度地层,所成凝胶强度高。采用灰色关联法对温度、矿化度、组分浓度、p H等影响因素进行分析,各因素对磺化改性落叶松栲胶成胶时间和成胶强度的影响程度从大到小依次为温度、p H、栲胶浓度、矿化度。

泾河油田原油破乳剂的优选与复配

针对泾河油田原油密度大、非烃及沥青质含量高、脱水困难、破乳剂用量大等问题,测定了6种商品破乳剂对含水20%稠油的脱水效果。单剂破乳剂25-A和HL-1的脱水效果均优于其它破乳剂,破乳温度65℃、破乳剂浓度600 mg/L时的脱水率分别为65.6%和62.5%。复配破乳剂脱水效果明显优于单剂破乳剂,相同条件下,脱水率高出15.7%。通过破乳剂浓度和破乳温度等影响因素的分析得出,泾河油田原油的最佳破乳条件为:破乳剂浓度400 mg/L,复配比例2∶1,破乳温度80℃,沉降10 h后脱水率可达94.5%。

鄂尔多斯盆地东胜气田二叠系中统下石盒子组储层评价

通过对岩石薄片、孔渗特性和压汞曲线等资料的综合分析,对东胜气田下古生界二叠系中统石盒子组碎屑岩储层特征进行了研究。结果表明:下石盒子组为近源沉积,砂岩坚硬,胶结较好,岩石成熟度较低,分选、磨圆中等—较差。孔隙类型以粒内溶孔、粒间溶孔为主,见少量微裂隙。胶结类型以孔隙胶结为主,颗粒之间点、线接触,颗粒粒度中—粗粒,以粗粒为主。研究区主要目的层段储层具有较高的排驱压力和中值压力、较小的孔隙喉道半径,属微喉道,局部存在较高渗透性。综合储集岩的岩石学特征、孔渗特征和孔隙结构特征,将东胜气田上古生界下石盒子组储集岩分为4大类,其中Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类为储集岩,其储集性能依次渐差,Ⅳ类为非储层。

川口地区长6致密油藏成藏因素分析及储层评价

红河油田川口地区长6致密油藏油气富集程度及产能差异较大,通过油藏主控因素分析、储层四性关系研究对储层重新评价;结合探明区块开发情况,分析认为沉积相带、砂体厚度、储层物性、风化壳淋滤作用是影响油气富集程度的重要因素;基于试油结果及测井资料的研究,确定了该地区长6油藏储层的岩性与含油性下限、物性下限、电性下限,并分层位建立了吻合率较高的二次解释模型,对储层的综合评价和该区开发部署具有指导作用。

全国非煤矿山总量情况统计分析及监管建议

为研究全国非煤矿山基本情况并为非煤矿山安全监管部门提供决策支撑,采用统计、对比分析等方法,以各地上报的2017年统计数据及历年安全生产年鉴为依据,对我国“十三五”期间非煤矿山总量、类型、分布以及“头顶库”、高边坡露天矿山等重点监管对象进行分析,并在此基础上提出强化重点对象精准监管、严格安全生产条件、严控建设项目准入、规范尾矿库闭库注销制度4点监管建议。分析汇总了截至2017年底我国非煤矿山总量情况的统计数据,可为非煤矿山行业的深入分析研究提供重要支撑。

鄂尔多斯盆地红河油田HH12井区沉积相研究

红河油田HH12井区长81油层组沉积微相变化快,储层展布复杂,为油田后期进一步的注水开发带来了较大的难度。在高精度层序地层学研究的基础上,从岩心、测录井、地震相标志入手,识别主要沉积相类型,划分沉积亚相和微相,建立沉积模式,分析认为研究区长81段并非三角洲沉积体系,而是三角洲前方的浅湖至半深湖的风暴-重力流沉积体系。将研究区长81段划分为四种岩相:风暴-风浪丘状-波状层理粉细砂岩相、滑塌-碎屑流近平行-变形层理砂岩相、颗粒流块状砂岩相、浊流-液化流鲍玛序列粉细砂岩相,识别出与之对应的四种沉积微相类型:风暴沉积、滑塌-碎屑流沉积、颗粒流沉积、浊流-液化流沉积,重新绘制工区沉积微相图。

镇泾地区中侏罗统延安组低幅度圈闭成因类型与评价

鄂尔多斯盆地延安组低幅度圈闭广泛发育,但成因类型复杂,成藏富集条件苛刻。为了明确其评价重点、控制勘探风险,文中以镇泾地区延安组低幅度圈闭为例,通过开展平、剖面形态、构造等值线响应、地层厚度变化等特征研究,探讨了低幅度圈闭成因类型及关键控藏要素。结果表明:低幅度圈闭成因以构造作用为主、沉积压实为辅,根据二者在低幅度圈闭主体形成中的作用,分为早期继承型、多期改造型和晚期扭动型3种类型,其中以多期改造型低幅度圈闭为主。早期继承型低幅度圈闭存在构造与砂体的空间不匹配性,评价重点为圈闭主体储层发育情况;多期改造型低幅度圈闭进一步划分为旁侧断裂型和断裂贯穿型2个亚类,关键评价要素分别为横向输导体系与圈闭保存条件;晚期扭动型低幅度圈闭勘探风险较大,需要加强圈闭落实程度和保存条件研究。文中厘清了低幅度圈闭成因类型与评价思路,为镇泾地区延安组滚动勘探评价提供了有力技术支撑。

泾河油田稠油热洗方案确定及效果分析

泾河油田原油密度大,含蜡量高,易结蜡,油井热洗频繁,且易造成稠油软卡躺井,2015年因稠油软卡造成躺井占泾河油田全年躺井的58%,针对泾河油田稠油软卡频繁的特点,根据油井资料(示功图、电流、原油物性等)及以前热洗过程中存在的各种因素问题等进行细致分析,确定热洗方案,并对其进行效果分析。这对于提高油井泵效,延长检泵周期有着积极作用。

红河油田特低渗油藏微乳降压增注效果评价

红河油田长9储层为典型的低孔特低渗油藏,储层物性差,地层流体渗流能力低,在注水开发过程中,注入水驱油压差高,部分注水井组表现出对应油井增液不增油,注水开发效果差。分析认为,通过降低油水界面张力和降低储层含油饱和度能有效降低驱替压差。经室内实验评价表明,所研发的微乳降压增注体系,可降低储层岩心水驱压力28%~70%,达到提高驱油效果的目的,具有较好的推广应用前景。

Logistic模型与水驱特征曲线联解模型预测泾河油田开发指标

在油气田的开发过程中,油藏工程的一项重要内容就是预测油气田的产量和含水率的变化趋势。前人已研究出众多的油藏预测模型,这些模型是孤立的、分散的,本文在前人研究成果基础之上推导了Logistic增长模型的数学模型和甲型水驱特征曲线的联解模型,有效克服了两种预测模型的局限性。