气田单井生产经营决策支持系统开发研究

运用系统分析的思路与技术经济的方法深入研究单井经济效益影响因素,建立反映生产实际的分析模型,并在此基础上将研究思路转化为计算机语言,研究开发气田单井经营决策支持系统,为气田开发生产的科学决策提供方法与工具。本系统在中石化某气田开发中应用,取得了显著的效果。

大牛地气田开发井钻井工艺技术研究与应用

大牛地气田储层特点是低压低渗低产,地层非均质性强、复杂情况多、地层可钻性差,以往的钻井工艺技术钻井周期长、机械钻速低不能适应气田开发的需要,因此,对钻井工艺技术进行研究,形成了一套快速、优质、低成本的钻井工艺技术,降低了气田开发成本、缩短了钻井周期、提高机械钻速和开发的经济效益。

油气勘探与开发技术的数字化变革探析

在大数据时代,越来越多的行业依赖大数据技术都取得了令人瞩目的成绩。论文介绍了云计算与大数据的方法理论,结合油气勘探、开发技术特点和发展需求,探讨了云计算与大数据对油气勘探、开发技术发展的影响,提出了在云计算与大数据影响下的未来油气勘探开发技术发展的设想。

递减期油田开发经济评价体系研究

本文将针对开发指标变化规律,分析递减期油田开发的评价体系及方法,希望对提高油田经济效益起到借鉴作用。

“云计算”与“大数据”在油气勘探开发中的应用

在大数据时代,越来越多的行业都依赖大数据技术取得了令人瞩目的成绩,本文介绍了“云计算与大数据”的方法理论,结合油气勘探、开发技术特点和发展需求,探讨了“云计算与大数据”对油气勘探、开发技术发展的影响,提出了在“云计算与大数据”影响下的未来油气勘探开发技术发展的设想。

大牛地气田太原组储集砂体沉积相研究

综合运用岩心、录井、测井、薄片及地震等研究资料,研究认为大牛地气田太原组太1段主要储集砂体为障壁海岸沉积,主要发育障壁岛和潮汐三角洲;太2段储集砂体主要为辫状河道沉积。该研究成果可能对气田的下一步的勘探具有一定的指导作用。

黄土塬地区煤田地震勘探资料处理技术

黄土塬地区地表高程变化剧烈、地表结构与表层岩性变化大、低速带厚度大且速度低,导致地震勘探资料的静校正问题突出,信噪比低,振幅与波形一致性差,是整个资料处理流程中的重点与难点。给出了能较好解决不同波长静校正问题的联合静校正技术,既能有效去除噪音又能使有效信号不被破坏的多步多域迭代去噪技术,实现振幅与子波特征一致性的处理技术。应用表明,这些技术能有效地改善地震剖面的质量。

约束稀疏脉冲波阻抗正反演参数研究

约束稀疏脉冲反演技术作为一项成熟的技术已经在石油和天然气勘探领域得到广泛应用,且在后期的深度域地质统计学反演中,约束稀疏脉冲反演得到的波阻抗数据体也起到关键作用。从正演出发,首先设计典型的透镜体地质模型,然后根据自激自收原理正演地震数据。再进入反演环节,通过分析不同反演参数的作用和影响,得出各参数的最佳范围,设置合理的参数反演出原始的透镜体地质模型。最后对改善波阻抗反演的效果提出新的设想。

强水敏油藏注气提高采收率实验研究

强水敏油藏采用注水方式开发,存在注水困难,易对储层造成伤害等问题。而采用注气驱的方法开发水敏油藏,既能避免对储层造成伤害,同时又可取得明显的增产效果;另外采用CO2驱还可以减少温室气体的排放。细管实验表明,CO2和液化气+天然气段塞在地层条件都能与原油混相,可以获得较好的增产效果。长岩心实验的研究证明,水驱造成了岩心渗透率明显下降,岩心渗流能力伤害严重,注入水最终无法注入。而注气驱的增产效果远远好于水驱,同时可有效地保护储层。

综合压裂技术在低压致密气藏储层中的研究与应用

大牛地气田储层属于低压致密气层,非均质性强、孔喉直径小、毛管压力高、多层叠置且层间跨度不等导致储层保护和加砂压裂难度大。通过研究提出了采用液氮增能低伤害压裂液体系,降低对储层的伤害,有效地保护了储层;采用大型加砂压裂技术,增加了裂缝长度,扩大了泄气面积,提高了单层产量,气产量由200 m3/d提高到7.23×104m3/d;采用不动管柱连续分层压裂工艺技术实现了多层叠置气层均衡改造,压裂投产作业时间缩短了近67%,费用降低了20.69%。

红河油田37井区长8致密砂岩油藏油水微观赋存状态及产出规律研究

红河油田37井区长8致密低渗砂岩油藏开发存在含水上升快,开发效果差的特点,本项目以长8储层油水微观赋存状态及分布规律研究为出发点,利用荧光显微、核磁共振实验等技术手段,从储层的微观角度上明确给出了长8致密砂岩油藏含水上升快的微观机理以及不同渗透率级别储层的出水规律。研究表明,岩心物性越差,岩心整体含油饱和度越低,含水饱和度越高,随着物性逐渐变好,含油饱和度上升,原油的赋存状态及连通性有所改善,原油越容易动用,但含水上升速度也越快。

北山地区总口子盆地油气勘探方向

20世纪90年代中期,总口子盆地开始成为油气勘探的目标。1999年6月,在西部断堑野马泉东断鼻背斜构造上总1井未获油气突破,制约了人们对该区下步油气勘探。为了探索该区下一步的勘探方向,从盆地的构造和沉积演化着手,重点研究了该区的生油层、储层和圈闭特征和有利的油气聚集带。中—下侏罗统大山口群和白垩系麻木乌苏组为该区主要生油岩系;下白垩统额济纳组为良好储层;燕山运动早期和中期形成的各类局部构造圈闭,均可能成为油气聚集场所,东、西部断堑是有利的油气聚集带,展示了良好的油气远景。

低孔隙度低渗透率岩心水驱油岩电实验研究

利用实际岩心,通过模拟地层条件进行水驱油岩电机理实验,研究东濮凹陷深层油藏水淹层孔隙度、电阻率、含水饱和度和注水压力等各种参数之间的关系,揭示低孔隙度低渗透率水驱油藏水淹层复杂的变化过程,为更有效地实现油田开发中后期水淹层定量分级、精细评价、预测产层剩余油饱和度提供可靠的技术支持。

大牛地气田固井防窜水泥浆体系研究与应用

大牛地气田具有低压、低渗、个别井段易漏和固井后易气窜的明显特点,因此,对于储层的保护显得相当重要,气田对固井工程来说,在保证固井质量的同时尽量减少进入地层的水泥浆滤液和水泥浆颗粒,最大限度地保护气层。在2004年之前大牛地气田固井质量极不稳定,通过分析研究,发现水泥浆的性能严重影响固井质量。针对水泥浆性能影响固井质量的原因分析,通过水泥浆体系和水泥石的室内试验与评价,优选出适合本工区的水泥浆体系,固井质量取得了比较理想的效果。

利用测井曲线研究东胜煤田东高家梁井田煤层物性特征

根据井田内煤岩层物性特征,测井曲线响应特征,确定内蒙古东胜煤田东高家梁井田区煤岩层对比的依据,以此对该井田侏罗系中统延安组含煤地层进行定性、定厚解释和煤岩层的对比分析,在此基础上,确认了东胜煤田东高家梁井田区含煤地层。

大牛地气田大28井区高产液井合理生产制度研究

针对大28井区盒1气藏液气比高,稳产期短、产量递减快、生产效果差的问题,开展合理生产制度相关研究,改善井区开发效果。研究结果表明:(1)大牛地气田大28井区盒1气藏储层物性差,主要产水类型是天然气成藏过程中驱替不彻底的孔隙残留水,水多数赋存在多套泥质含量较高、物性较差的砂体中;(2)相同物性条件下,初期配产偏高时,生产压差大,产液量高,造成液相伤害,同时积液造成井底回压较大,气井产能不能完全释放,导致开发效果差;(3)为了合理利用地层能量,高产液气井合理生产压差应控制在7 MPa以内,对应的配产比例应低于无阻流量的1/3;(4)高产液井为了获得较高的EUR,取得良好的开发效果,初期压降速率应小于0.025 MPa/d。通过研究制定出合理的生产制度,控制合理生产压差和初期压降速率,高产液井稳产时间明显延长,单井EUR提高40%,为高产液气井的生产管理提供了指导。

大牛地气田钻井液对储层伤害模拟分析与优化研究

大牛地气田是一个平面上叠合连片的复式大型低空、低渗,致密砂岩气藏,岩石胶结致密,孔隙喉道细小,分选性和连通性差,在钻井过程中储层易受伤害。利用美国STIM-LAB岩心流动仪进行全过程动、静态模拟试验,了解各作业环节对储层的伤害程度,通过模拟试验和研究,优选出对储层伤害深度浅、渗透率恢复值高、成本低的钾铵基钻井液体系。

泾河油田断缝型致密砂岩油藏水平井设计优化研究

结合地质、物探、三维地质建模、地质导向等手段,开展了泾河油田断缝型油藏水平井优化设计研究。以泾河17井区为例进行水平井地质参数优化分析:水平段长度为300~500m,水平段与最大主应力方向夹角控制在70-90°,水平段位于砂体中上部,此时开发效果最好。

红河油田长8油藏压裂水平井生产规律研究

红河油田位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部,红河油田长8油藏属于低孔、特超渗储层,局部裂缝发育,基本无自然产能,需压裂投产。压裂投产后,按产量分类,第一类水平井产量高、含水低是高效生产模式,第三类水平井产量低、含水高是低效生产模式。3类水平井均符合双曲递减规律。通过地质、试油试采资料与地震相结合,第一类水平井主要位于河道主体部位且地震位于Ⅱ级、Ⅲ级及其附近断裂带;第二类水平井位于河道砂体相对较薄部位且地震位于Ⅰ类、Ⅱ级断裂区;第三类水平井位于裂缝不发育的基质区。

大牛地气田多层合采气井产量劈分方法研究

大牛地致密低渗透气藏已经进入多层合采阶段,为了确定各个生产层位的产气量和研究气藏动态生产特征,需要进行产量劈分。目前产量劈分主要利用地层参数和生产数据,然而却并未考虑产气剖面测试瞬时结果。因此本文利用产气剖面测试数据,建立了一种新的产量劈分方法,利用该新方法对大牛地D66井区—T2主力层位进行产量劈分,劈分结果和与地层系数(Kh)劈分法进行对比,两种方法较为吻合,误差小。该方法可以确定各小层的产出情况,为分析各小层动用状况分析提供依据。