基于大数据分析的机采井组最优产能模型的确定与应用

基于大数据分析的机采井组优化技术,进行了现场应用。按照大数据技术原理确定的井组划分原则,采用“以注定采”的优化方式,实现对抽油机井组产液量准确的预测,给出了井组内各抽油机井1 a内的连续调控方案,解决了以单井为基础进行优化的有效周期短、沉没度波动大的问题。有效的延长了检泵周期,降低了机采井能耗及日常维修维护成本,满足了机采井低成本开发的需要,实现开发效益最大化,年创效益111.25万元,为后期油田智能化建设提供技术支撑。

H油田Y区井组输油管线清蜡技术研究及应用

为满足H油田Y区井组输油管线清蜡需要,分析了井组输油管线结蜡原因,指出了热洗清蜡和机械清蜡存在的弊端。经现场试验验证,明确了H油田Y区井组输油管线化学清蜡技术的基本参数:清蜡剂投加量为40 kg/次,投加周期为1次/5 d。施工对比发现,平均井组回压下降0.9 MPa,平均单井产液量提高0.3 m^(3),保证了油井产出液的顺利输送,消除了清蜡潜在的火灾、爆炸等安全风险,促进了油井稳产。

生物碎屑灰岩的沉积环境和Sr同位素定年:以华北板块北缘二叠纪三面井组为例

为明确广泛出露于华北板块北缘三面井组的地层时代,本文报道了康保县三面井剖面和正镶白旗朝海图剖面三面井组一段下部生物碎屑灰岩发育的古生物特征和差异以及生物碎屑灰岩的Sr同位素组成特征,并运用Sr同位素进行了地层年龄限制。三面井组一段下部生物碎屑灰岩中的生物碎屑丰度较高,保存完好,两个剖面的生物种类存在差异。其中三面井剖面主要是有孔虫([竹蜓]类为主)、腕足类和介形类,形成于滨海高能环境;而朝海图剖面主要是藻类、苔藓类、棘皮类、海绵类、腹足类和腕足类,有孔虫([竹蜓]类为主)相对少见,形成于滨海高能带-浅海低能环境。生物碎屑灰岩的^(87)Sr/^(86)Sr值范围在0.707556~0.708130之间,平均值为0.707748,这与同期全球海水Sr同位素组成相当。与全球海水Sr同位素演化曲线进行标定,结果显示研究区三面井组一段下部的生物碎屑灰岩形成年龄不晚于276.55Ma,结合前人研究,认为其形成时代为早二叠世空谷阶(Kungurian)中期。

盐井定向连通井组技术研究与应用

作为定向钻进水平连通井组,须探明盐矿层顶板及其上下标志层的地层情况,以便与先期完钻的直井进行层位对比。该盐矿拟采用定向水平井连通法进行水溶开采,为提高定向水平井的“中靶”概率,采用精准定位技术实现一次“中靶”连通,使该井组迅速投入生产,确保了采区先期施工井组满足采输卤装置区的总产量要求。

水平井组造腔提能方法探讨

目前,对于全球双碳经济背景及国内储能调峰的需要,岩盐开采后形成的溶腔(采空区)如何加以利用日趋得到重视。本文提出水平井组造腔提能方法,主要基于新建井组与现生产相结合,实现高效建腔、提能采卤、减少污染的目的,以作为解决当前瓶颈的有效途径之一。

井组节能错峰控制柜设计及应用效果分析

随着油气田大井组平台的出现,对大功率供电设备的需求越来越高,尤其在电网未铺设到的偏远油气井场。大井组平台发电机装机容量大,抽油机系统耗能严重成为制约大井组平台发展的两个因素。利用合理的控制系统设计,可以避免一个平台的多台抽油机同时到达最大用电功率,从而降低平台发电机的装机容量,起到节能降耗的作用。

延川南煤层气田V形水平井组压裂技术

延川南煤层气田存在单井产气量低、生产成本高和投资回收期长的问题,为此,进行了煤层气V形水平井组压裂技术研究。在统计该气田已压裂井裂缝方位的基础上,预测待压裂井的裂缝方位,依据煤层厚度及2口水平井水平段的埋深与夹角设计裂缝位置及裂缝长度,并优选分段压裂工艺、压裂液、支撑剂及压裂参数,形成了延川南煤层气V形水平井组压裂技术。该压裂技术在延川南煤层气田3组V形水平井组进行了应用,累计压裂29段,平均每段用液量881m3、加砂量49.4m3,压裂成功率90%,平均产气量是定向井的6.18倍,投入产出比低于定向井。现场应用表明,煤层气V形水平井组压裂技术可以提高单井产气量,降低生产成本,缩短投资回收期。

甘肃北山红柳园地区泥盆系三个井组和墩墩山群LA-ICP-MS锆石U-Pb测年及其意义

对甘肃北山红柳园地区三个井组下部玄武岩和墩墩山群安山质火山岩进行了LA-ICP-MS锆石U-Pb年龄测定,三个井组火山岩形成于420Ma±15Ma,相当于晚志留世;墩墩山群火山岩形成于367Ma±10Ma,相当于晚泥盆世。测年结果表明,晚志留世北山古生代洋盆已经俯冲消亡,并开始碰撞造山,而晚泥盆世墩墩山群火山岩则是北山早古生代洋盆碰撞造山后裂谷拉伸作用的产物,标志北山及相邻地区晚泥盆世进入到新的构造演化阶段——晚古生代板内伸展阶段。

辽河油田兴42块兴53井组MD膜驱油研究

将辽河油田兴42油藏岩心以不同方式处理并饱和兴隆台采油厂脱气脱水原油,在65～67℃下用兴二联回注水驱替至流出液含水98%,再用MD 1膜驱剂(一种单分子双季铵盐,分析试剂)的0.01mmol/L水溶液驱替至含水98%,得到了如下驱油结果并从MD膜驱油机理作了解释:在水驱基础上MD膜驱提高采收率的幅度,在直接饱和原油的岩心上一般很高,3个岩心为13.32%～15.73%,1个岩心为8.86%;在含束缚水的油饱和岩心上略低(15.92%和9.37%);在洗油、洗盐的含束缚水的油饱和岩心上极低(1.96%);在油中长期浸泡后的洗油、洗盐、含束缚水油饱和岩心上则很高(16.19%和15.93%);在直接饱和油的非油藏岩心上很低(4.04%)。在兴42块兴53一注五采高含水井组实施了MD膜驱油先导性矿场试验(井组油井含水80.0%～98.3%,平均92.4%),1998年5～10月注入有效成分25%的工业膜驱剂40t,注入液浓度2500～3000mg/L,注入总量0.005PV。5口采油井中有4口增产油、增产气并减产水,有效期超过2年。截止2000年11月有效期尚未结束,每注入1t工业膜驱剂已增产原油172t,经济效益可观。给出并讨论了膜驱油前后全井组和2口典型井的产油、含水曲线及全井组产气曲线。膜驱油过程伴随油井增产气过程,其特点是检验膜驱是否有效及有效期长短的矿场判据。图5表4表5。

埕岛油田埕北326A井组钻井液油层保护技术

针对埕岛油田埕北326A井组施工中面临的油层保护技术难题,采用充填暂堵与防水锁剂并用的油层保护方案,通过处理剂优选实验,研制了优质无污染海水钻井液体系。性能评价实验结果表明,该钻井液体系抗粘土、抗盐、抗钙污染能力强,具有良好的流变性能。动态污染实验结果表明,岩心渗透率恢复率超过90%,油层保护效果较好。埕北326A井组现场应用结果证实,优质无污染海水钻井液体系性能稳定,能有效抑制泥页岩水化,全井组在钻井、完井过程中,井壁稳定,施工安全顺利。截至2010年8月26日,埕北326A-2和埕北326A-4井的产油量分别为92和68.6t/d,且油层保护效果好。

苏里格致密砂岩气藏大井组混合井网立体开发技术

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,针对其纵向上多层系含气、横向上砂体连续性差的地质特征,形成多层系大井组混合井网立体开发技术。通过复合砂体垂向分期,单期河道砂体平面划界,明确有效砂体孤立型、切割叠置型、堆积叠置型和横向局部连通型4种叠置方式。利用现场干扰试验、气藏工程论证等方法优化井网,针对不同砂体叠置方式和储集层特征,形成混合井网。考虑水平井、直井和定向井的开发优势,形成针对古生界多层系的大井组混合井网立体开发技术。该技术实现了山1段和盒8段河流相砂岩储集层、马家沟组五段海相碳酸盐岩储集层立体开发,整体储量一次动用,有效提高储量动用程度,降低开发成本,保障气田经济有效开发。

煤层气水平井连通井组轨道设计与控制方法

煤层气水平井组由一口或几口水平井与一口洞穴直井连通,共同利用该直井进行采气作业,因此煤层气水平井需进行两井连通作业。依据煤层气水平井组的特点,建立了以煤层气水平井为基准的坐标体系,并推出了两井坐标体系的转换公式;考虑到连通井段短和轨道控制要求高的特点,优选出增—增—稳设计剖面,并建立了分段轨道优化设计方法;以逐步缩小洞穴井与水平井相对位置的不确定性椭圆范围为目标,提出了煤层气水平井轨道测量的方法及稳斜扭方位的轨道控制模型。通过以上的基础研究,形成了较系统的水平井连通井组轨道设计与控制方法,并结合现场应用进行了连通轨道控制的分析。

基于遗传算法的集输管网井组划分

通过对油田集输管网的分析研究,建立了基于产量距离之和最小的井组最优划分的数学模型,并采用基于整数编码的遗传算法对模型进行了求解。实例计算表明:建立的以产量距离之和最小为目标的数学模型更能反映集油管网投资的经济性,采用基于整数编码的遗传算法进行求解,其寻优效益高,且收敛性和稳定性也较好。最后求得的产量距离和为18937.93 km.t/d,比文献[2]中的划分结果小1381.07 km.t/d.

陕西渭河盆地固市凹陷渭热2井组甲烷气成因及其意义

渭河盆地固市凹陷渭热2井组甲烷气的成功点火,再一次引起人们对渭河盆地油气资源前景的关注。渭热2井组及邻区7口井天然气组分、甲烷C同位素等分析指标显示,该区甲烷气具有2种成因类型,浅部气层为新近系张家坡组生物成因气,中深部天然气来自前新生界煤型热解-裂解气;伴生CO2气为有机成因。地质分析认为,渭河盆地固市凹陷具有良好的新生界生物气资源前景,前新生界煤系地层也是渭河盆地重要的潜在烃源岩,表明渭河盆地具有开展进一步油气调查的资源基础。

甘肃北山地区泥盆系三个井组碎屑锆石年龄及其地质意义

北山地区构造演化的关键时期是洋一陆转化发生时期，红柳园地区泥盆系三个井组是造山作用形成的前陆盆地磨拉石建造，其沉积过程反映了造山带的隆升过程。通过对5-个井组3个样品共计162个数据，苣LA—ICP—MSU—Pb同位素年龄的研究认为，三个井组锆石主要为岩浆锆石，也有少量变质锆石，锆石年龄在157～2610Ma之间，分布范围很宽，但主要集中在350～600Ma这一年龄区间内，共95个数据，占所有统计数据的66％，最小的具有重复性的年龄为（305±7）Ma。结合前人资料，认为三个井组的主要沉积时间在420～365Ma之间，时代为晚志留世-晚泥盆世，其物源主要为北部的造山带及逆冲推覆体；三个井组反映的古生代造山作用应始于晚志留世，延续到晚泥盆世，但板块俯冲效应可能延续到早石炭世。

井组示踪剂产出曲线组合解释方法研究

针对井间示踪剂产出曲线解释方法存在的问题,提出了井组示踪剂产出曲线的解释方法。建立了以一口注入井对应的多条产出曲线总体拟合最优为目标函数、以相应的注水量和井组面积等静、动态参数为约束条件的解释模型。利用遗传算法实现了产出曲线的自动拟合,避免了最小二乘法中求偏导数困难的问题,提高了求解的速度和精度。实例应用表明,提出的解释方法具有较强的可靠性。

内蒙古敖汉旗艮兑营子地区三面井组层序地层

内蒙古赤峰敖汉旗艮兑营子附近二叠系地层比较发育,下二叠统三面井组为一套陆源碎屑岩组合,在区域上较为特殊。在野外实测剖面的基础上,根据岩石组合特征、组构特征、垂向变化规律,将三面井组划分为一个Ⅲ级层序,两个Ⅳ级层序,六个Ⅴ级层序(高频旋回层序)。

草南95-2井组火烧油层矿场试验

介绍了乐安油田南区草南 95 2井组火烧油层室内研究和现场试验 .室内研究确定了现场试验主要参数 (包括油层点燃温度、空气需用量及注气速度、燃料含量、点燃时间等 )及动态监测方法 .现场试验表明 ,草南 95 2井组成功实现了通电点火 ,燃烧过程参数的正确确定 ,保证了油层的持续燃烧 ,使火烧试验得以顺利进行 .同时对火烧油层的效果进行了初步分析 ,得到了该区火烧采油的一些规律性认识 。

一种天然气集输管网井组划分的新方法

在天然气集输管网布局优化过程中,由于井式和集气站最大处理量的限制,可能导致集气站建造数量增加,从而造成管网系统的经济性差。综合考虑管道与集气站建造费用的关系,建立了井组划分的模型,并提出了相应的计算方法。结果表明,能够较好地解决上述问题。

煤层气井组产能差异的排采控制效应

通过研究沁水盆地南部某典型煤层气井组排采表征参数的差异性及其对产能变化的控制作用,采用灰色关联分析定量评价各排采表征参数对产能控制的重要性。结果表明:平均产水量、初见气时间、初见气累计产水量与气井产能具有很好的负相关性,而初见气井底流压则表现为正相关;初见气井底流压对气井产能的影响最大,其值反映井控煤层气资源条件,是指示气井产能的重要排采表征参数;而外来水体补给煤层是造成井组内部分气井初见气时间长、平均产水量大、初见气累计产水量大以及产能低的根本原因。