中国石油企业适合自身情况的战略规划体系构建

当前发展背景下,我国石油企业面临经济转型升级,在石油价格低迷徘徊、国家形势复杂等多重困境的影响下,我国石油企业必须健全新时期中国石油企业的战略规划体系,通过"一体化"发展战略、归核化发展战略、"走出去"的联盟发展战略等,打造符合企业特色的发展格局。

桥式同心配水器结构优化及其在南堡油田的应用

南堡油田注水开发已处于油藏中后期,为满足油藏“注上水、注够水”的开发需求,大斜度井分注需求逐年增加。此前,大斜度井采用同心分层注水工艺技术后,存在调不动和漏失量大等问题。针对同心配水器存在的问题,对水嘴形状和结构进行优化改进,开展模拟测试并应用于矿场试验。该技术已在油田58口井上成功应用,应用井的最大井斜62.08°,施工成功率100%,初次测调成功率100%,测调效率提升2倍。

柳赞油田多层砂岩优势渗流通道特征及喉道体积

陆相油藏储集层非均质性强,长期注水开发容易形成优势渗流通道,导致油井快速水淹,驱油效率降低,开发效果变差。以柳赞油田古近系渐新统沙河街组为例,综合分析测井岩电响应、储集层非均质性、注采特征、储集层孔隙特征等,描述柳赞油田多层砂岩优势渗流通道特征,确定了该区优势渗流通道形成条件,通过建立优势渗流通道喉道体积的计算方法,明确了油藏下一步调驱剂用量,达到了有效封堵优势渗流通道的目的,研究成果可为油田下一步稳油控水提供技术支撑。

疫情期间井下作业公司安全培训工作探索与实践

安全培训作为企业安全管理工作的重要一环,在很大程度上决定了企业能否实现优质高效的可持续发展。但因为新冠疫情防控要求,多地限制线下聚集性活动,给各企业安全培训工作的开展创造了不小的难度,也给企业安全管理工作带来了一定的挑战。如何在疫情期间开展行之有效的安全培训,已成为一个急需解决的难题。以冀东油田井下作业公司安全培训开展情况为例,从企业当前安全培训现状、问题分析及下步对策等方面,阐述疫情期间员工安全培训的有效开展的见解与看法。

致密油有效储层物性下限的确定——以高尚堡油田G区块Es_(3)^(3)Ⅴ油组为例

致密油有效储层物性下限是划分储层、确定有效厚度、合理开展储量计算的重要参数。高尚堡油田G区块Es_(3)^(3)Ⅴ油组为近源准连续致密砂岩油藏,储层物性参数的不确定性给后续开发工作和钻采工艺技术的应用带来困难。基于区块岩心分析和生产测试资料,采用含油产状法、经验统计法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法和压汞参数法等五种方法,并通过相渗实验、试油投产结果进行验证,确定了区内储层的物性下限孔隙度为7.7%、渗透率为0.16×10^(-3)μm^(2)。研究成果可为高尚堡油田致密油有效储层的产能计算、储层评价以及开发选层提供依据。

冀东柳赞油田古近系沙河街组层序地层及岩相古地理

柳赞油田位于河北省滦南县与唐海县交界处 ,是冀东油田的主力油田之一 ,构造上处于燕山褶皱带前缘 ,渤海湾盆地南堡凹陷的东部。受柏各庄断层活动及古斜坡地形的影响 ,该区古近系沙三段地层属于近源快速堆积沉积 ,分选差 ,成熟度低 ,岩相复杂 ,为典型的扇三角洲沉积。通过对沉积特征和沉积相带展布的分析 ,建立了该段地层的扇三角洲沉积模式。以层序地层学原理和方法为手段 ,应用测井和三维地震资料 ,通过不整合面、湖泛面等层序界面和沉积旋回的识别 ,将柳赞油田沙河街组地层划分为 4个准层序组 ,12个准层序 ,建立了高分辨率的层序地层格架 ,分析了准层序在垂向上的叠置样式 ,把准层序组归纳为进积式和退积式两种类型 ,确定了优质储层在准层序和准层序组中出现的位置及分布规律。在分析沙河街组沉积时期古地形、古气候与古生态特征的基础上 ,应用砂岩厚度等值线图 ,恢复了柳赞油田古近系沙河街组岩相古地理面貌。工区内发育扇三角洲前缘亚相 ,分支水道是主要的砂体微相 ,砂体沿北东—南西向延伸 ,与古物源方向基本一致。

冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术

为解决冀东油田浅层ϕ139.7 mm套管开窗侧钻水平井存在的钻井泵压高、机械钻速低、油水层封隔效果差、油井投产后含水上升快等问题,选用了可以降低钻井泵压的ϕ79.4 mm非标钻杆,试用了能给钻头柔性加压的小尺寸水力加压提速工具,选用了ϕ95.3 mm非标套管、采用了膨胀悬挂尾管筛管顶部注水泥完井技术,并制定了提高侧钻小井眼固井质量的技术措施,形成了适用于冀东油田浅层小井眼侧钻水平井的钻井完井关键技术。该技术在冀东油田5口浅层高含水油藏侧钻水平井进行了应用,与未应用该技术的邻井相比,试验井泵压得到了有效控制,机械钻速提高了24.6%,钻井周期缩短了14.1%,同时解决了小井眼窄间隙井眼封隔差的问题,实现了对水平段水层的封隔和侧钻窗口处的密封,避免了对后期采油生产的影响。试验结果表明,冀东油田浅层小井眼侧钻水平井钻井完井关键技术能够提高小井眼侧钻水平井的机械钻速、缩短钻井周期和有效分隔油水层,提速提效效果显著,具有较好的推广应用价值。

冀东油田浅层CO_2吞吐接替潜力

冀东油田浅层油藏已整体进入特高含水开发阶段,随着二氧化碳吞吐技术的广泛应用,现有井网条件下可供优选的二氧化碳吞吐井和层的质量与数量均呈快速递减趋势,且剩余油挖潜难度增大。分析二氧化碳吞吐面临的主要问题,从定向井和水平井两个方面制定有针对性的治理方案。对于定向井,通过油藏分析,明确不同井网间剩余油潜力,研究层系归位、井网重组后回采+二氧化碳吞吐潜力;对于水平井,应用数值模拟技术,实现不同轨迹类型水平井模型产液规律可视化,明确水平井产液规律,在封堵主产液段的基础上再实施二氧化碳吞吐,进一步提高采收率。通过两类措施研究,进一步扩大了实施二氧化碳吞吐的潜力方向。

冀东油田深层油藏注氮气井管柱及井口装置设计

冀东油田高5区块具有油藏压力高、注气井斜度大、管柱下入深等特点。根据该区块目前的注气井井身结构、地面设施状况和注气增效要求,设计了笼统注气的管柱结构方案。利用冲蚀模型优选油管尺寸,并按照不同工况条件开展高温高压动态腐蚀模拟实验,探究注氮气井的井筒腐蚀机理,确定各因素对腐蚀速率的影响。最后对管柱的剩余强度和服役寿命进行评价。结果表明,选用Φ73 mm、13Cr油管作为笼统注气管柱能够应对注氮气产生的冲蚀、氧腐蚀等影响,并有着良好的服役寿命。配备地面安全阀等安全装置,可以大大降低高压注气井存在的安全风险。该设计方案能够满足冀东油田深层氮气驱的生产需要,具有广泛的应用前景。

辫状河砂岩储层三维地质模型重构技术——以冀东油田高尚堡区块新近系馆陶组为例

以冀东油田高尚堡区块新近系馆陶组Ⅳ油组的二维平面相和剖面相为训练图像,利用线性池化方法获得其三维沉积相的多点统计概率,通过蒙特卡洛抽样确定预测点的沉积相类型,建立了研究区辫状河三维精细地质模型,并采用抽稀井网的方法验证了其准确性。研究结果表明:(1)研究区主力生产层段馆陶组Ⅳ段12和13小层发育心滩、辫状河道与泛滥平原微相。心滩坝呈底平顶凸特征,辫状河道呈顶平底凸特征,河道与心滩规模均较小,宽度一般不超过600 m;辫状河道顶部发育泛滥平原沉积,整体上呈“砂包泥”特征;辫流带宽度为650~1 300 m,心滩平均长度为480 m,平均宽度为176 m,辫状河道平均宽度为71 m。(2)地质模型刻画出的储层砂体形态和空间分布准确,平面上心滩位置与地质分析结果吻合,心滩中间厚、两翼薄的特征显现;剖面上具有典型的底平顶凸的心滩特征;模型中泥岩相占比的误差为9.8%,心滩相占比的误差为3.4%,河道相占比的误差为6.4%,总体上看,建模误差均小于10.0%。

自固结堵漏技术在冀东油田G21X3井的应用

G21X3井是高南斜坡部位高21断块构造较高部位的一口重点预探井,完钻井深为4392 m。钻至井深2670 m时出现放空,钻井液失返。在东营一段、二段共漏失4次,先后组织进行8次不同类型堵漏作业,累计漏失量为250 m3,未堵漏成功。根据G21X3井地层井漏情况,在分析常规堵漏技术缺点的基础上,提出一种新的自固结堵漏技术。对自固结堵漏材料形貌特征、不同温度下固结效果、堵漏承压效果进行了评价。自固结堵漏技术是通过在云母、纤维、核桃壳、石英砂等材料上涂覆一层树脂,将这些涂覆后的堵漏材料泵入到漏层后,在发生物理堆积的同时,在井底温度作用下树脂发生缩聚反应,堵漏材料相互固结,增加了堵漏层的强度和稳定性。自固结堵漏技术在G21X3井进行了现场应用,并堵漏成功。自固结堵漏剂沿用原来复合堵漏的施工工艺,操作简便,适用性广,具有广阔的应用前景。

冀东油田高含水含聚合物采出液处理技术

KYPJ破乳净水一体化处理剂为TA型、AE型、SP型聚醚破乳剂与丙烯酸的反应产物,其中KYPJ-1是针对冀东油田G104-5区块G17站含聚采出液研制的处理剂。室内实验研究结果表明,G17站高含水（85%-90%）含聚（11-14 mg/L）采出液在55℃静置30分钟后分离出的污水,在外加聚合物量为70-100 mg/L和〉250 mg/L两个区间,其含油量很高;按200 mg/L的量加入KYPJ-1后,外加聚合物量在前一区间时,分离出的污水含油量大幅下降;除KYPJ-1外再按20－30 mg/L的量加入絮凝剂,则外加聚合物量在后一区间的采出液分离出的污水含油量降至500 mg/L以下,KYPJ-1的最宜加量为200-250 mg/L。在日处理液量约1.2×10^4m^3的G17站,在含聚14.1 mg/L的采出液中按50 mg/L的量连续加入KYPJ-1,分离出的污水含油量由以前的1600 mg/L降至约300 mg/L,在6个月内维持在500 mg/L以下。

冀东油田数字化建设与管理实践

冀东油田数字化坚持技术先进、经济适用、安全可靠、逐级推广、整体完善的原则,采用标准化设计,统一布局、统一平台,老区优化、简化推行数字化改造,新建产能数字化建设一步到位。数字化建设实现了油气集输处理和采油生产智能管理,即无人值守、油水井数据自动采集传输、远程启停、自动倒井计量、自动恒流配水、视频监控、安全预警及智能管理;催生了油田生产组织方式的根本性变化,即陆上油田由原来的3个采油作业区整合为1个油田作业区,作业区基层单位由14个精简为8个,冀东油田用工总量大幅减少。

冀东油田高压注水带压作业管柱的研制与应用

为在高压注水井中应用不压井、不放喷作业技术,研制了高压注水带压作业管柱。该管柱主要由Y341注水封隔器、单流偏心配水器、多功能洗井阀、筛管和丝堵等组成。多功能洗井阀底部设有底堵,能保证在入井过程中管柱密封,地层水不会从管柱底部进入管柱;配水器上开设了偏心孔,可沟通上、下层注水通道,平衡密封段上、下压差,提高了测试仪器下井的安全性。现场应用结果表明,高压注水带压作业管柱成功实现了带压作业,提高了注水时效和水井利用率,保护了地层能量,提高了作业效率,具有良好的推广应用前景。

冀东油田大斜度井井壁取心技术研究与应用

冀东油田施工井中大斜度井占比大,井斜大于45°的施工井段无法采用常规电缆输送的井壁取心工艺技术,导致该井段无法在完井测井阶段录取地层岩心资料。针对这一问题,讨论了实现钻具输送的可能性,并对该技术中的实现信号传输、防阻减震、提高发射成功率、提高收获率等关键技术进行了研究,同时制定了现场的技术保障措施。目前已完成33口井的井壁取心作业,最大井斜达到65. 2°,平均岩心收获率高达87. 89%,解决了使用电缆取心时大斜度井和复杂井的井壁取心技术难题,实现了钻具输送撞击式井壁取心技术在国内的首次规模应用。

冀东油田套变井分注技术研究与应用

为了解决套管变形井分层注水管柱解封解卡困难、遇卡大修率高、小直径胶筒密封大尺寸套管承压低以及套损井利用率低等问题,研究了适用于大斜度井和套管变形井的分层注水管柱及配套工具。该分层注水管柱主要由小直径逐级解封注水封隔器、油管锚定器、桥式偏心配水器及解封安全接头等组成,打捞时上提油管实现管柱的油套连通、逐级解封解卡,下部管柱遇卡时实现遇阻丢手、分段打捞,管柱解卡力小且不受压差影响,降低了深斜井分注管柱解卡提拉载荷,提高了套损井的利用率及修井效率。该工艺在冀东油田现场应用8口井,最小套变内通径96 mm,施工成功率100%,投捞测试成功率100%,注水最高压力30 MPa,最长服役时间740 d,累计增注6.17万m^(3)。该套变井分注技术实现了精细分注,提高了水驱动用储量,具有良好的推广应用前景。

调流控水筛管在冀东油田水平井的应用研究

水平井是一种通过增加泄油面积来提高油井产量的开发手段,水平段轴向产液不均匀会造成水平井含水上升速度过快,影响油井的有效开发。开发研制了一种新型调流控水筛管,可通过设置不同直径的喷嘴使水平井各段均衡产液,局部见水后限制产水段的产液量,并对调流控水筛管的控水效果进行了现场应用。

冀东油田低压油井防污染管柱研究与应用

为了解决冀东油田低压井检泵、洗井和清蜡等措施作业后产量恢复周期长、封隔器密封不严和解卡打捞困难等问题, 研制了不压井、不放喷防污染采油配套管柱.该管柱通过常闭滑套和单流阀插管的配合, 使井筒内的流体无法进入地层, 地层的流体也无法流进井筒, 既防止了修井液污染地层, 又防止油层脱气井喷.现场应用结果表明, 防污染管柱下井顺利, 封隔器坐封、丢手和验封均一次性合格, 封隔器坐封处最大井斜47. 19°, 最大井深3 269 m, 作业后含水恢复期缩短6～10 d.该管柱实现了不压井和不放喷作业, 具有良好的推广应用前景.

微流量精细控压钻井技术在冀东油田的研究与应用

冀东油田南堡2号潜山储集层裂缝发育,地层压力系统复杂且具有高气油比的特点。欠平衡钻进过程中时常发生井漏、溢流和漏喷同存等复杂情况,钻井时效低,井控风险大。为解决这一技术难题,在NP23-P2012井奥陶系储层段开展了微流量精细控压钻井作业。通过井下环空微流量监测,地面节流设备自动调整回压及调整钻井参数等手段,实现了对井底压力的实时监测和精确控制;及时发现并快速控制了钻进过程中的溢流、漏失情况,避免了井下情况的进一步恶化,成功实现了"零密度"窗口条件下的安全钻进,极大地降低了井下复杂时间和井控风险,并使得水平段延伸能力大大提高;作业过程中共发现7个油气显示段。该项技术的成功应用为相似复杂地层控压钻进作业积累了经验。

冀东油田采油废水生化处理工艺

好氧生物处理是在提供溶解氧的情况下,以好氧微生物为主对有机物进行降解,使其稳定的一种无害化处理。冀东油田建成生化处理站4座,采用悬浮、附着好氧—厌氧生化处理技术,全部实现了长期运行平稳、水质达标排放,主要控制指标是石油类、CODCr和悬浮物含量。该工艺生物活性高、污泥量少、操作简便、运行成本低,生化处理外排的单位成本仅为0.665元/m3,可节约77%费用,经济效益显著。