The Solutions for Adjustment and Reconstruction of Water-Drive Surface Systems in the Old Areas of Daqing Oilfield

Introduction Owing to long-time running, more facilities including stations, pipelines, vessels have become corrosive and aged ,some process has grown old, it has exert more burden for the maintenance and repair.Simultaneously, the fluid production rate, oil production rate and water injection rate has changed greatly so that the inflicts and problems from the established surface systems will become more obvious. Energy cost of production and running has increasing continuously. Capacity has been unbalance in systems and areas.

密井网区叠前高分辨率反演及其在薄储层预测的应用

针对大庆长垣油田密井网区SⅡ油层组陆相河流-三角洲相沉积微相类型变化快、井间厚度2 m以下的窄小河道砂体预测误差大、河道走向预测多解性强、砂体间连通关系判别差异性大等问题,以长垣油田A区块为例,开展叠前井控道集处理技术、基于改进的Xu-White岩石物理模拟技术、基于“波形指示马尔科夫链-蒙特卡洛”随机模拟算法的叠前波形指示反演技术研究。结果表明:研究区砂岩储层具有低纵波阻抗、低纵横波速度比值的特征,纵波阻抗为3.8~8.2 Gg/(m^(2)·s),纵横波速度比为1.7~2.1;随时砂岩厚度的增加,其纵波阻抗及纵横波速度比有减小的趋势。通过70口后验井的定量分析及评价,在密井网区叠前波形指示反演对厚度为[1,2)m的薄互层砂体识别精度为80.7%,对厚度大于等于2 m的砂体识别精度为85.1%。研究成果对河流―三角洲相薄储层开发方案的合理制定及措施调整具有指导意义。

辫状河储集层隔夹层成因及其对剩余油的影响——以大港油田刘官庄地区馆陶组三段Ⅱ砂组为例

为明确辫状河储集层隔夹层对剩余油分布的控制作用,以大港油田刘官庄地区馆陶组三段Ⅱ砂组为例,利用岩心、测井、录井、开发生产等资料,建立了研究区目的层段隔夹层定量识别标准,确定了隔夹层层次结构、成因及对剩余油分布的影响。研究区隔夹层可划分为砂组间隔层、单砂体间夹层和单砂体内夹层,分别发育在7级、8级和9级砂体构型界面附近。砂组间隔层与泛滥平原泥岩和粉砂质泥岩有关,厚度多为几十厘米至数米,对油气的垂向分隔作用强,开发过程中边水沿着地层优先推进,导致边部水淹严重,剩余油多分布在远离注水井的复合心滩坝及辫状河道的上部。单砂体间夹层与废弃河道和冲沟中的细粒沉积有关,厚度一般为0~2 m,局部阻碍流体垂向运移,侧向上控制着不同砂体间的剩余油分布,主要形成废弃河道控制型和冲沟控制型2种剩余油分布模式。单砂体内夹层主要与侧积泥岩、落淤层和河道间泥质沉积有关,层内夹层厚度可达几十厘米,可形成侧积泥岩控制型、落淤层控制型及河道间泥岩控制型3种剩余油分布模式。

埕岛东区水淹油藏加密水平井合理生产压差研究

埕岛油田东区馆上段Ng4^(2)层油藏历经多年注水开发,已形成较强水淹,在井区调整加密水平井大幅提高产能的开发需求下,既要保证油井较高的产能和采油速度,又要在平台寿命期内合理控制含水上升达到较高的采收率,需要优化合理的生产压差。通过建立埕岛东区的油藏物理模型,设立六种不同生产压差分别模拟评价含水率变化特征、产液量变化特征、采出程度变化特征,并开展综合开发效果评价。结果显示,在埕岛海上平台开发寿命周期内最优生产压差为1.2 MPa,并在251GB-P1、251GB-P2等井的矿场实践中取得了较好的开发效果。研究认为,在水淹油藏通过优化生产压差实现提升产油量、提高采油速度和最终采出程度的目的是可行的。

柴达木盆地南翼山地区油田卤水中挥发性有机物分析

柴达木盆地南翼山地区油田卤水中无机盐资源丰富,但油田卤水中高含量的有机物会对该地区卤水资源的开发利用产生一定的影响。挥发性有机物(VOCs)是油田卤水中广泛存在的一类物质,对VOCs的系统研究有助于全面了解油田卤水有机物的组成特征。文章采用单因素分析法,通过优化顶空-固相微萃取实验条件,建立非目标性分析油田卤水VOCs物质组成的方法。结果显示,四种不同萃取纤维头对油田卤水中VOCs的非目标性富集效果存在较大差别,富集效率由好到差依次为50/30μm Divinylbenzene/Carboxen/Polydimethylsiloxane(DVB/CAR/PDMS)、75μm CAR/PDMS、65μm PDMS/DVB和100μm PDMS。基于富集到的VOCs组分总峰面积和峰数目,选择50/30μm DVB/CAR/PDMS萃取纤维头,最佳萃取条件为在80℃下恒温30 min、萃取50 min、解吸3 min。从南翼山地区油田卤水中共检出56种VOCs,主要包含苯系物、烷烃类化合物、多环芳烃类化合物以及部分含杂原子有机化合物。本研究结果可丰富南翼山地区油田卤水中有机物的物质组成数据,为该地区油田卤水综合利用过程中有机物的有效处理或去除提供科学依据,并为其他地区高盐油田卤水中VOCs的分析方法提供借鉴。

鄂尔多斯盆地长4+5_(2)注水开发及其影响因素:以横山油田为例

为提高单井产量以及研究特低渗透油田注水开发的控制因素,实现油田稳产高产。通过动态数据,试油、试采等数据进行整理分析,利用正方形反九点法对横山油田麻地沟区长4+5_(2)油层亚组井网进行注水见效分析,并对其影响因素进行分析。结果表明,油井见效分为明显见效、中等见效、微弱见效3种类型,分别占比为48.28%、41.38%、10.34%,见效方向主要以多向受效为主,其中在多向见效中又以五向见效为主。控制因素中主要有沉积微相、渗透率、井距3种,分流河道砂体发育,砂体越厚、连通性越好,油井越容易受效;油井注采见效程度好的,其渗透率也较好,渗透率越高,油井越容易受效;注采井距分布在150~300 m,说明井距并不是影响注采见效的唯一因素,而且井距大小的选择与研究区砂体厚度、连通性及储层物性密切相关。

安塞油田黑山梁区长6油层组单砂体构型分析及平面展布特征

安塞油田黑山梁区块位于延安市安塞区,三叠系延长组长6油层组是其主力产油层。目前该区已进入注水开发阶段,但砂体展布、非均质性、砂体叠置规律等认识不清,导致开发过程中存在注水受效程度不均衡,整体水驱效果差等问题。为此,本次研究依托丰富的测井、录井资料,以及岩心、镜下薄片资料和分析测试数据,开展地层精细刻画、沉积微相、砂体平面分布及单砂体叠置规律的综合研究。结果表明:黑山梁地区长6时期主要发育三角洲前缘亚相,岩性以细粒长石砂岩为主,分选性中等-好,磨圆度中等,水下分流河道和分流间湾微相较为多见,河口坝微相发育较少;水下分流河道为优势相,砂岩分布广、厚度大,沿河道方向延伸,早期形成的河口坝由于波浪作用和分流河道侵蚀作用被破坏,河口坝无法保存完整,仅有部分痕迹。砂体类型包括水下分流河道砂和河口坝砂两种,单砂体垂向叠置可分为孤立型、叠加型和切叠型3种;侧向拼接样式可分为孤立式、对接式和侧切式3种。研究区内砂体沿北东-南西方向呈长条状展布,由于河道频繁摆动和分叉,砂体切叠现象明显,顺物源方向砂体连通性较好,垂直物源方向砂体被分流间湾泥隔开,砂体连通性较差,并结合生产动态数据,认为砂体连通程度越高,水驱动用效果越好。基于该研究成果建立了研究区曲流河三角洲沉积模式,为后期油藏完善注采井网、分层注水开发方案调整提供地质依据。

柴达木盆地南翼山油田卤水的水化学特征和U、S同位素组成及成因探讨

南翼山油田卤水为多种资源共存的液体矿床,但至今尚未开发利用。本文首次利用(^(234)U/^(238)U)并结合南翼山油田卤水的水化学组成及S同位素数据,分析了沉积期后油田卤水水化学组成的变化,探讨了其变质过程。油田卤水的SO_(4)^(2-)和U含量分别为0.08~2.24 g/L和1.41~5.38μg/L,相对于石盐不饱和的大浪滩晶间卤水和石盐饱和的尕斯库勒盐湖卤水,油田卤水的SO_(4)^(2-)和U含量很低。油田卤水的δ^(34)S为53.59‰~58.46‰,明显较高,(^(234)U/^(238)U)为1.07~1.14,234U相对过剩。SO_(4)^(2-)的细菌和有机质还原是引起油田卤水变质、SO_(4)^(2-)含量大幅度减小和δ34S明显增大的主要因素。SO_(4)^(2-)还原过程中产生的H2S又促进了U的还原,从而使油田卤水的U含量减小和(^(234)U/^(238)U)增大。地表水和水岩反应对油田卤水的影响很小。这种地球化学条件不利于U向油田卤水中富集。南翼山油田卤水是硫酸盐型古盐湖卤水埋藏之后,经过变质而形成的氯化物型卤水。

安塞油田延安组储层特征及控制因素

安塞油田是鄂尔多斯盆地较为典型的油气富集带,浅层延安组油藏埋深浅,采出程度低,开发效果不佳。结合测井资料解释与岩心物性对延安组浅层油藏特征进行分析,进一步深化储层特征认识,进行有利区评价。结果表明:分流河道是延安组的有利储集相带;延安组储层孔隙度主要分布在14%~18%,渗透率约10.0×10^(-3)~80.0×10^(-3)μm^(2)。延安组油水分布复杂,沉积环境、成岩作用与储层物性共同作用的结果,构造和沉积相共同控制砂体空间展布特征,研究结果可为浅层延安组储层勘探开发提供合理建议。

基于故障树分析的海上油田LPG罐区安全管理

南海某深水油田群采用全水下开发生产模式,通过FPSO对油田产液进行处理、存储、外输,该FPSO工艺系统设计有一套LPG回收储存系统。主要通过故障树分析方法,全面体现海上油田LPG储罐火灾爆炸风险控制的关键环节和管理要点,从而提出更为合理、针对性更强的安全措施,以供同类型生产模式的作业人员和管理者参考。

吴起油田楼坊坪油区深层含油层系开发井网密度研究

为了合理高效地开发未动用的长8和长9油层,需要确定1套合理的井网系统,以便积累经验,指导吴起油田其他深层含油区域进行高效合理开发。根据不同流度下井网密度与采收率的相关性,研究区长8和长9油层的井网密度为6.8口井/km^(2);实际上,延长油田西部三叠系已开发油田的井网密度为9.2~18.0口井/km^(2)。考虑到新老井网的衔接,确定长8和长9油层开发井网密度宜在10~15口井/km^(2),以300 m井距部署井网密度较为适合;在分析研究区最大主应力与裂缝走向的基础上,尽可能在原有300 m×300 m正方形井网的基础上进行井网布置,以继承原有井网;采用300×300正方形反九点布井,采用反九点法注水。以上成果对整个吴起油田深层油藏开发具有一定的指导价值。

吴起油田白豹地区东部长8、长9储层特征研究

对鄂尔多斯盆地吴起油田白豹东部地区长8、长9储层进行储层特征研究。结果表明:白豹东部长8和长9储层的砂岩多为长石砂岩和岩屑长石砂岩;储层孔喉类型属于细孔粗喉,渗透率为强非均质型;长8砂体发育好,长9砂体发育程度差。同时储层敏感性研究表明:白豹项目区的长8、长9储层均为弱-中速敏、弱水敏和弱碱敏及中偏弱应力敏特征,但长8储层显示为弱酸敏,长9储层为强酸敏。

全烃峰形面积计算方法在霸县凹陷岔河集油田解释评价中的应用

全烃数据是解释评价中的重要参数,由于全烃峰形形态的评价主要依靠肉眼识别,主观因素占比较大,其应用效果受到一定限制。为了实现全烃峰形形态的定量化评价,从全烃曲线基本原理出发,先通过梯形分割计算出全烃峰形的绝对面积,再通过其绝对面积与矩形面积的比值建立全烃峰形相对面积计算方法。基于全烃峰形绝对面积、相对面积与全烃最高值、甲烷相对百分含量建立解释评价图板,区分流体性质的效果良好。该方法在霸县凹陷岔河集油田进行应用验证,符合率达77.3%,可以满足生产需求,为全烃峰形形态的定量化评价提供了一种新方法。

吴起油田楼坊坪油区储层特征研究及评价

为进一步了解吴起油田楼坊坪油区的储层特征,挖掘开发潜力,针对研究区长8和长9储层特征研究中存在的薄弱问题,利用岩心薄片、压汞、测井及岩心等分析资料,从岩石学特征、物性、孔隙结构以及非均质性等方面对研究区进行储层表征研究,并对储层进行了分类评价。结果表明:1)研究区油层主要成分为长石砂岩,其余依次为岩屑、云母和填隙物;2)研究区储层孔隙度主要为6%~12%,渗透率主要为(0.3~1.0)×10^(-3)μm^(2),整体上属于低-特低孔隙度及超低渗透率储层,物性较差;3)该区油组砂岩储层的非均质程度层内为不均质地层,层间为“极不均质”;4)储层类型以Ⅳ_(a)和Ⅳ_(b)为主,是超低渗储层。以上成果认识,对研究区持续开发提供一定理论依据。

基于非稳态热传导的SAGD开发指标预测模型

根据传热学和热采理论,利用程序设计的方法,对考虑边界效应的SAGD(蒸汽辅助重力泄油)非稳态热传导模型和开发关键指标解析解及开发指标的快速预测进行了研究。研究结果表明:(1)现有的非稳态热传导模型对传热外边界的温度假设存在局限性,根据能量守恒原理修正传热外边界条件,建立传热深度与累积传热量的解析关系,可定量计算上覆和下伏地层的热损失;(2)在巴特勒经典SAGD产量模型基础上,推导的蒸汽腔上升及横向扩展阶段和下压阶段的产水量、油汽比和蒸汽热利用率等解析模型,可实现SAGD特定开发阶段或全生命周期开发关键指标的快速预测;(3)通过与实际指标对比,井组生产6.4 a预测油汽比和含水率的符合率均在95%以上,证实了解析模型和程序设计的可靠性;(4)根据准噶尔盆地风城油田重32井区油藏参数,预测分析的不同油层厚度条件下SAGD蒸汽热利用率和关键开发指标表明,蒸汽热利用率大于35%、油汽比大于0.15对应油层厚度应大于12 m。

南翼山构造区油田卤水相关地层中岩石和矿物的沉积期后变化

油田卤水与油气的生成、运移和储集等各个阶段都密切相关,其形成及演化必定受烃源岩、油气运移通道所在地层和油气藏储集层等岩层在沉积期后所发生的水岩反应的影响。南翼山构造区油田卤水的储层为N22y、N12y、N1g和E32g,正好是该区油气的主要烃源岩和储集层,油气的运移也是在这些地层之中进行的。本文通过对这些地层的地表露头和油井岩芯或岩屑的岩石薄片进行镜下观察和鉴定,识别岩石及其组成矿物在沉积期后的变化。南翼山构造区油田卤水相关地层中的岩石和矿物在沉积期后曾发生过方解石和粘土矿物分别交代石英和长石、长石的绢云母化和粘土化、方解石白云石化、方解石的重结晶、灰(云)质岩的溶蚀、粘土矿物重结晶为黑云母、绢(白)云母、绿泥石和玉髓等,以及绢云母交代石英和长石、黑云母的白云母化和绿泥石化、黄铁矿的形成等方面的地球化学过程,也可见到硬石膏、天青石和铁方解石等自生矿物。岩石和矿物的这些沉积期后变化将为油田卤水形成及演化过程中水岩反应的深入研究提供岩石学和矿物学方面的证据。

海上新区油气勘探突破典型案例分析及启示

随着陆地勘探程度越来越高,获得大发现的难度越来越大,油气勘探向海域拓展是大势所趋,加快海域新区突破、实现资源有序接替,具有十分重要的战略意义。重点剖析了渤海湾盆地秦皇岛32-6油田、黎凡特盆地塔马尔气田两个海域大发现的勘探历程,梳理每个勘探阶段的指导思想、部署思路及做法,探讨制约突破发现的因素及推动勘探突破的地质认识转变和思想革新。研究显示,盲目跟风追热点、未找到适合的理论指导制约了渤海湾油田发现;客观分析成藏特征,转变思路,以新近系为主要目的层,以生烃凹陷包围的隆起区及其倾没带为主要勘探方向,推动了秦皇岛32-6油田大发现。黎凡特盆地塔马尔气田的发现则归因于储层物源和低成熟生物气的新认识及较高的勘探投入。研究认为,摸清成藏规律是推动大发现的内在动因,尤其是深海前沿领域勘探;关键成藏要素的颠覆性认识是突破关键,保证持续稳定的勘探投入是推动海域新区突破的前提条件。

锂元素及其同位素对南翼山油田卤水形成演化的指示意义

南翼山油田卤水以高钙富锂等元素为特征,是柴达木盆地研究程度较高的油田卤水之一。根据南翼山构造区及其周边地区油田卤水、盐湖卤水、河水和潜水等不同水体的水化学及岩层的地球化学和矿物特征,研究了湖水的蒸发浓缩对Li+的富集作用,探讨了水岩反应对油田卤水Li+含量和δ7Li的影响。结果表明,埋藏之前的蒸发浓缩是Li+含量和总固溶物增大的主要原因;水岩反应对Li+含量和δ7Li有影响,但不会引起明显变化。南翼山油田卤水主要来源于古盐湖卤水,演化过程中曾受到水岩反应的影响。

浅谈加强油田矿区物业安全管理的思考

如何加强油田矿区物业安全管理,从提高安全意识、完善安全制度、加强安全培训、落实安全责任等方面进行探讨。同时,还介绍了物业管理公司在安全管理中扮演的重要角色,需要积极配合企业领导,加强与员工之间的沟通,及时解决问题,确保安全生产。最后,需要建立完善的应急预案,确保在突发情况中能够有效应对,保障人员和财产安全。总之,加强油田矿区物业安全管理的重要性不言而喻,需要全员参与,形成共识,共同维护安全。

海外岩性油气藏储量分类分级方法

为规范海外石油储量评估,提出海外岩性油气藏储量分类分级、岩性边界、含油面积及有效厚度确定的方法。研究结果表明:①海外P类储量一般必须具有公司或资源国政府批准的开发方案。P1储量以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元,其面积通常由生产井的泄油面积和已知气底或已知油顶与已知油底限定的范围确定。P1储量边界到其与岩性边界一半距离范围内的储量为P2储量;P2储量边界到岩性边界范围内的储量为P3储量,如圈闭内没有或尚不能确定油水界面,则P3储量应以圈闭溢出点来确定;如岩性或储层物性变化较剧烈,P2储量可按P1储量外推1个开发井距确定,P3储量可按P2储量外推1个开发井距确定。②当P类储量井到渗透储层尖灭线的距离不大于3~4倍开发井距时,对于中—高孔渗储层,尖灭线可直接确定为岩性边界;对低孔渗储层,可将达到P类储量标准的最小有效厚度等值线确定为岩性边界。由岩性边界、油气水边界、致密层封堵带等综合圈定含油气面积,面积内的井应达到P类储量标准。已查明流体界面的油气藏,用于圈定含油气面积的流体界面应经钻井取心资料或测试资料证实;未查明流体界面的油气藏,应以测试证实的最低的出油气层底界或有效厚度值外推圈定含油气面积。③P1储量有效厚度的确定应具有可靠的地层测试资料或充分的测井资料,并证实其具有一定的生产能力;P2储量有效厚度的确定通常缺乏结论性的测试资料,并且未证实其生产能力;P3储量的有效厚度存在较大的不确定性,因其在岩石物理解释方面存在不确定性。④推荐采用容积法开展岩性油气藏的储量评估,厄瓜多尔TP油田的实例证实了岩性油气藏储量分类分级和储量评估方法的有效性。