准噶尔盆地南缘芦草沟组油页岩地质特征及主控因素

准噶尔盆地南缘芦草沟组油页岩主要发育于博格达山北麓,位于准噶尔盆地和博格达山构造转换带.研究区内芦草沟组油页岩含油率和厚度分布差异性较大,有机质类型以腐泥-腐殖腐泥型为主,整体上可采性较好.大型开阔湖盆沉积环境有机质产量大,缺氧还原性水体环境是研究区油页岩矿主要控矿因素.博格达山隆升及大型逆冲推覆带和强烈褶皱有效抑制了油页岩有机质热演化进程,是本区油页岩成矿重要条件.综合油页岩矿地质特征及成矿控制因素,认为在叠合盆地内,原陆内坳陷基础上发育的局部构造隆升带是油页岩发育有利前景区.

深度神经网络在电潜泵井稳定生产中的应用

为了保证电潜泵油井稳定生产和提高电潜泵的运转时长,对电潜泵运行过程中的实时参数变化进行了研究。首先对渤海某油田电潜泵井生产过程中出现的气锁、油嘴堵塞、乳化和出砂时实时电机、生产和泵工况的数据特征进行分析,总结电潜泵异常时的参数特征;收集电潜泵异常生产时的参数作为训练样本和测试样本,并利用深度神经网络方法对这些样本数据进行模拟学习;最后得到用于预测电潜泵异常生产情况的深度神经网络模型。该模型通过分析电潜泵井实时生产数据,对其运行状态进行监控预警,对历史数据进行分析,辅助建立生产状态案例库,进一步保证电潜泵稳定运转。

浅湖-半深湖相湖湾环境油页岩成矿富集机理研究

沉积环境影响油页岩的厚度及含油率,因而研究油页岩沉积时的古环境对油页岩勘探开发有利区块的优选具有重要意义。本文通过对比白垩纪银额盆地苏红图坳陷乎伦陶勒盖小型凹陷与三叠纪鄂尔多斯大型克拉通坳陷盆地的不同时代、不同规模油页岩沉积环境及其与油页岩厚度、含油率分布的关系及规律,提出油页岩形成的最有利相带为浅湖-半深湖相湖湾环境,并被钻探证实。通过对沉积相和有机质富集机理的研究,解释了上述现象,并进一步总结了坳陷盆地油页岩成矿控制因素及成矿模式。

渤海Q油田特高含水期自然递减率与提液效果影响因素分析

渤海Q油田目前处于特高含水期,提液生产是油田增产挖潜的主要措施手段。通过对油田产量自然递减率定义及理论公式变形推导,明确油田递减率主要影响因素。基于油田生产实际,进行不同水驱类型油藏在扩容后提液、未提液及不同提液幅度下的油井含水上升幅度统计分析,确定渤海Q油田不同水驱类型及提液幅度下含水上升及产量递减影响因素,以此为指导开展扩容后提液井优选,取得良好增产效果。通过对比近年油田实际生产和自然递减率变化情况,预测了油田后期自然递减率变化,提高了油田配产的科学性与合理性。

某海上油田砂岩地层井壁稳定研究及应用

本文应用构造地质力学方法研究了该区域地应力的相对大小和大致方位,并应用井壁崩落椭圆法最终确定了该区块的最大地应力方向,从井壁稳定的力学机理出发,分析定向井井周应力分布规律,对坍塌压力、破裂压力随井斜、方位的分布规律进行了计算分析。

海上X油田水平井智能分采管柱卡堵水潜力井筛选及应用效果分析

水平井高含水治理是水驱油田开发中后期面临的主要难题。海上X油田水平井高含水治理措施难度大、费用高,而智能分采管柱卡堵水技术由于其成本低、作业简单、风险小等特点,适合于海上油田进行水平井卡堵水试验。通过分析X油田油井完井方式、目前含水状况、累产油量、储层非均质性和见水时间等因素,确定出X油田"水淹"井剩余油潜力大小及工程条件可实施性,最终筛选出5口具备水平井智能分采管柱卡堵水潜力的试验备选井,并依据1口井的卡堵水实例进行实施效果分析,结果表明利用智能分采管柱进行大段"找水、堵水"现场应用效果较好,值得进一步推广应用,为后期油田"控水、增油"提供技术借鉴。

黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件及有利区优选

通过地质条件与地球化学综合分析,从页岩沉积环境、生烃条件、储集条件及保存条件等方面进行研究,认为下寒武统牛蹄塘组页岩具备较好的页岩气成藏条件,深水陆棚相是页岩气发育的最有利相带。页岩厚度和有机碳含量是影响黔北地区页岩气藏形成的主要因素,并据此进行有利区优选,划定出石阡-瓮安有利区和酉阳-思南有利区。

渤海Q油田油井筛管堵塞的认识与解堵技术

渤海Q油田部分水平生产井存在筛管泥质堵塞现象,导致油井低产、低效,影响油田产量。根据油井储层地质特征、单井生产动态历史、地层能量状况等资料,对油田筛管泥质堵塞井进行筛选,并根据井型和管柱类型针对性治理,解除筛管泥质堵塞,提高油井产液量,释放油井产能。研究结果为油田筛管泥质堵塞井识别和治理提供指导。

锦州X潜山油藏裂缝应力状态分析及开启状态预测

变质岩潜山油藏裂缝面开启、闭合状态与裂缝面压力和裂缝两壁岩石变形强度密切相关。运用断面(裂缝面)压力确定原理对锦州Ⅹ潜山油藏裂缝面应力状态进行了分析,结果显示研究区内裂缝面压力明显小于裂缝两壁岩石变形强度,地层压力变化对储层裂缝开启程度影响较小,并且通过与油井生产动态进行对比,证实了研究区内地层压力下降不会引起储层裂缝大规模闭合,为锦州Ⅹ潜山油藏后续开发提供了指导。

递减率计算新方法及在调驱评价中的应用——以渤海Q油田为例

油田调驱措施与其他增油措施同时实施时,调驱增油与其他措施增油难以准确判断。为此,基于乙型水驱曲线推导出适用于稳定水驱阶段的定液量条件下的理论递减率计算方法,并通过Q油田两口井实例应用分析,说明该方法具备较好适用性,同时可为调驱增油和其他措施增油进一步量化劈分提供借鉴。

渤海Q油田提液井生产规律分析

为改善渤海Q油田提液生产效果,对油田实施大泵提液井生产动态参数进行分析,总结出油井提液前后含水率变化、后期递减率变化和含水上升速度与含水阶段、能量补充类型、储层厚度和提液幅度有一定的相关性。据此确定Q油田提液井筛选及优化方向为:优选能量补充类型为底水油藏、储层厚度超10 m、含水率达到95%的井实施提液。从理论上对提液井生产的合理性进行分析探讨,并对两口井的提液情况进行了验证,为油田下一步提液井筛选、提液时机优化等提供指导。

渤海X油田潜油电机发热对机组运转周期影响分析

为探索海上油田潜油电泵井电机发热对机组运转周期的影响,建立了海上油田不同生产管柱结构下流经电机表面井液流速计算方法,并分析不同产液量条件下每增加单位功率值时井液增温幅度。对比渤海X油田近3年所有机组故障井回归流经电机表面井液流速与井液增温关系曲线,得到潜油电泵井不同排量效率区间表面流速、井液增温与运转周期关系。

基于动态相渗及水驱曲线的提液预测及应用

注水油田在长期的注水开发中,储层的岩石孔吼结构及油水相对运动关系会发生变化,从而对油井提液的效果预测产生一定的影响。针对这个问题,通过相对渗透率的指数表达式进行推导,利用单井的水驱曲线直线段部分的生产数据,求得油水相指数及流度比的最优估计,在通过求取的参数与含水率的分流量方程建立含水率与无因次采液指数的关系曲线,从而进行提液量的预测及后续措施的指导。该方法应用于某稠油高渗油田油井的提液预测,其实测数据与理论模型吻合,且所得结果与实际提液量一致,不仅能够表达储层物性的变化,还能为油井后续措施进行有效的指引,为油井动态分析及预测提供依据。