成像测井沉积学研究在南海西部油田的应用

通过大量岩心的典型沉积构造与测井图像的对比,建立一套较完整的典型沉积层理和沉积构造识别模式,充分发挥成像资料在识别沉积构造上的优势,建立典型沉积构造的地质模式/倾角模式/电成像模式/成像特征描述等一体化的成像解释图版,为地层沉积微相研究提供重要依据。灵活的比例可调性允许从不同尺度进行分析,通过宏观与微观相结合,建立沉积微相成像解释图版的方法,进行地层的沉积微相精细研究。利用成像测井具有定向性的优势确定古水流向,推测相应的古物源方向;在资料允许的条件下进行多井成像对比,分析并预测砂体空间展布特征和砂体加厚的方向,为寻找更有利的储层提供指导意见。南海西部油田的应用实践表明,成像测井沉积学研究的重要应用不仅可以节约取心成本,提高油田沉积学研究的精度,而且还可以提高油气田的勘探效率。

南海西部油田高温高压气井套管磨损预测

为避免南海西部油田高温高压气井套管磨穿问题的发生,对套管磨损进行了预测。采用滑台式套管磨损试验机,在模拟工况下开展了系列磨损试验,得到了接触力、转速、钻井液密度等参数与套管磨损量之间的关系,求取了套管壁厚损失、抗内压强度、抗外挤强度及安全系数等参数。试验结果显示,接触力越大,转速越高,钻井液密度越大,则套管累计磨损量越大;不同耐磨带对应的套管磨损不同且差别较大,在设计工况下套管磨损系数小于2.0×10^(-14) Pa^(-1)。以A7H井为例,造斜率为3°/30m,ф339.7 mm和ф244.5 mm套管磨损后壁厚分别减小8.5%和13.1%,抗内压强度分别降低8.0%和13.0%,抗外挤强度分别降低8.0%和13.0%,抗内压最小安全系数分别为1.41和1.47,抗外挤强度最小安全系数分别为1.22和1.20,强度满足相关标准的要求,现场作业中未出现套管磨损失效现象。研究表明,接触力、转速、钻井液密度相同的条件下,磨损量与磨损时间之间呈多项式关系;该预测方法可较为准确地预测套管磨损程度,从而决定是否采取防磨减磨措施,避免井下故障发生。

南海西部油田常规探井钻井提速配套技术

南海西部油田地层砂泥岩交替频繁、地层倾角大、泥质含量高、断层多、易垮塌、砾石含量高、地层研磨性强,钻井复杂情况多,极大限制了常规探井钻井时效。针对这些难题,经过多年的实践与探索,逐步形成了根据地层特性匹配的个性化钻头提速、在难钻地层使用扭冲工具提速、灵活应用非常规井身结构提速、高陡地层使用垂直导向系统防斜打直、使用强封堵型钻井液体系防塌防漏等一系列钻井提效技术及配套工艺。同时也详细探讨了各项技术原理、配套工艺措施及现场应用效果。近年来南海西部油田应用结果表明,百余口常规探井平均机械钻速由24 m/h提高到40 m/h,建井生产时效由88%提高到98%,钻井复杂情况率得到显著降低,为类似探井钻井提效提供参考与借鉴。

南海西部油田井下除防垢工艺探索与实践

南海西部油田油井结垢给生产、修井及测试作业带来较大不利影响,先后采取了井下定期挤注加药、超声波及机械刮管除防垢措施,但效果均不理想。为解决结垢难题,开展了化学螯合+挤注缓释地层除防垢、井下管柱及机组水力冲洗/磨铣除垢,以及贵金属、涂层等综合除防垢工艺研究。同时,实验优选了性能优良的除垢剂,98℃下硫酸钡垢除垢率可达65%;优选出的防垢剂最低有效质量浓度为5 mg/L,当驱替800 PV后,其质量浓度仍为MIC值(最低有效质量浓度),可满足长期有效的防垢要求,具有较好的现场应用价值。目前,已实施4口井的化学除防垢作业,均取得了较好的措施效果,其中W9井稳产增油效果最显著,措施作业后连续稳产16个月,挽回原油损失2.2×10~4m^3。

南海西部油田高泥质疏松砂岩储层数字岩心渗流特征

南海西部油田高泥质疏松砂岩储层众多,大部分岩样无法直接利用压汞法测量其微观孔隙结构,常规驱替实验易出现岩心浆化现象而失败。选取南海西部目标油藏不同渗透率级别下的4块典型岩样,通过显微CT扫描建立数字岩心,获取介质孔道的三维几何构型及孔径尺寸的分布特征,再利用微观孔道网络模拟方法得到了储层岩石的物性参数及其非线性渗流特征,并从微观孔道网络的角度分析了储量动用过程。相同压力梯度下,渗透率越低的岩心,参与流动的孔道段数比例越小;孔径较大的孔道数量少,但其总体积与中等孔径相差不大。对于储量动用程度,压力梯度较小时,大孔道对储量动用贡献率较大,随着压力梯度增大,中小孔道贡献率增加,此时参与流动孔道中的最小孔径较小。

南海西部油田井下硫酸钡锶垢防治技术研究与应用

针对南海西部油田油井结硫酸钡锶垢严重影响油井正常生产,同时大幅增加修井和测试作业难度,进行了机械刮管和超声波除垢措施,采取了在油井及注水井井下连续加注化学防垢剂等防垢手段,效果均不佳。为此,开展了化学螯合除垢+挤注缓释防垢工艺研究,优选出效果最佳的除垢剂SD302和防垢剂CN201,除垢剂SD302最佳质量浓度为40%,98℃下硫酸钡垢溶垢率可达95%,防垢剂CN201的MIC值为5 mg/L,当驱替800 PV后,其质量浓度仍可达到MIC值,满足长期有效防垢需求。截至2018年5月底,南海西部油田进行了5口井化学除防垢措施,累计增油约4.5×10^4 m^3。相关实验方法和结论对海上及陆地油田结硫酸钡锶垢油井的治理具有重要指导意义。

智能分采技术在西部油田超深水平井应用的适应性分析

智能分采技术是井下智能分层开采与测控技术的简称,主要用于采油井的找水、堵水、分层开采及测试等。其在塔河油田的应用主要受控于井深和完井方式。塔河油田碎屑岩水平井有69.5%的采用套管射孔完井,其平均井深5174m、井温110℃。这些资料表明,智能分采技术可以在塔河油田及与其相似的西部其他油田进行推广,但应结合TK946H井的试验情况,根据具体井况设计全套井下工具、优化施工方案,并精确计算出压强门槛值和调层泵压值。

西部油田,中国石油数字化油田建设的领跑者

"打造世界石油城、建设六大基地、发展三大新兴产业"的发展战略,使克拉玛依在信息产业发展上突飞猛进,中石油区域数据中心、华为云计算中心、自治区灾备中心、天地图……项目和企业纷纷入驻克拉玛依,持续推动信息化与工业化、城市化深度融合,数字化新疆油田建设成果正吸引了国内外诸多热切的瞩目,西部油田也把深邃的目光已聚焦向世界。

复合钻进技术在延长西部油田的应用

本文调研了复合钻进技术的特点和国内发展现状，并针对延长西部油田的地质特征和钻井情况，现场试验、应用了复合钻进技术，提高了机械钻速，降低了钻井成本，该技术在延长西部油田具有较好的推广应用前景。

南海西部油田超大排量电泵优化设计及应用

目前南海西部大部分油田已进入开发中后期,受到地层压力衰竭、底水锥进等油藏条件的制约,油田保持稳产遇到较大瓶颈,通过换大泵提液保持产量稳定是这类油田中后期开发的一项重要举措。以W1h井为例,运用电泵及其相关设备选型方法,进行了超大排量电泵优化设计,建立了单井优化模型,计算其产液指数及泵吸入口气体含量,优选了油管尺寸、泵挂深度及电缆型号,计算出提液所需离心泵参数(排量/扬程),对电潜泵地面设备进行校核。分析了提液可能存在管柱节点冲蚀、井口改造及出砂风险等问题。矿场试验结果表明,该井提液后生产情况良好,电泵运行工况合理、泵效高达72%,日增油约110 m^3,相关研究方法和结论对类似油田开发增产具有重要的指导意义。

南海西部油田管道防腐现状及应用措施

油田管道腐蚀是现代油田建设过程中一项影响油田开采效率的关键因素。因此,油田建设期间,要充分认识油田腐蚀情况。文章针对油田管道腐蚀因素进行分析,建议采取针对性防腐措施对腐蚀问题进行处理,避免发生严重腐蚀情况,确保油田生产作业顺利进行。

适合西部油田的钻井液的应用

针对西部油田勘探开发的实际,选择最佳的钻井液体系,使其满足油田钻井施工的技术要求。深井和超深井的钻井施工过程中,优化设计钻井液体系,才能提高机械钻速,缩短钻井施工的周期,达到预期的石油钻探施工的效率。

璇玑系统在南海西部油田的适用性分析

璇玑系统是中海油田服务股份有限公司研制的推靠式旋转导向钻井系统,主要技术指标接近当前国际水平。近年来南海西部油田多采用定向井、水平井进行油田开发,长期以来该领域均被国外石油公司设备垄断且租赁价格高昂,严重影响成本控制。随着国产旋转导向系统加快升级迭代,结合南海油田地质特征及工具性能,分析璇玑系统在油田各区块、层系的适用性,可指导其后续作业选择,增大一次入井成功率,进而提高国产工具市场占比。

连续管缆投捞电潜泵技术在南海西部油田的首次应用

海上生产平台大多为无修井机平台,由于在生产过程中电泵躺井后无法及时更换电泵复产,通常只能等待钻、修井船停靠作业,加之海上钻修井船资源紧张,协调就位费用极高,导致无修井机平台存在躺井时间长、修井费用高、作业风险大等诸多问题,严重影响油田生产。为彻底解决该问题,在南海西部油田开展了连续管缆投捞电潜泵技术的首次应用,应用效果表明即使在电泵躺井无法及时更换电泵的情况下,后续作业也可以在不压井情况下采用特制动力电缆集成的连续油管对电潜泵/电潜螺杆泵进行高效下入/起出,不需要等待钻修井机作业窗口,大大减少了无修井机平台躺井周期,生产效益极为显著。

西部油气田工业控制系统信息安全建设探索

随着油气生产物联网技术的发展,油气田工业控制系统逐步由封闭走向开放,工控系统信息安全隐患逐渐显现。由于部分油气场站地面工程建设年代较早,早期配置的信息安全措施已不能满足目前信息安全管理的要求。近年来国内外工业控制系统信息安全事件频发,严重影响正常生产生活秩序,因此工业控制系统的信息安全建设越来越引起重视。按照公司信息安全建设的相关要求,系统梳理排查油田信息安全建设的现状及存在的问题,对标完善以满足信息化建设的需要,确保油田工业控制系统信息安全。

塔河油田西部古暗河缝洞结构特征及控制因素

由于古暗河非均质性强、空间结构复杂,难以明确塔河油田西部古暗河缝洞结构特征及控制因素。为此,利用井震标定技术和频谱分解技术对塔河油田西部古暗河进行系统刻画与识别,研究表明:塔河油田西部奥陶系碳酸盐岩发育1—4号共4条古暗河,平面上呈较为复杂的网状或树枝状结构特征,平面上的缝洞结构可分为连续发育的条带状和不连续发育的团块状2大类;纵向上自上而下可分为未充填、砂泥质充填和角砾充填3种缝洞充填类型,其中有利缝洞主要发育在中—上奥陶统顶面反射轴之下的第1个波谷和波峰上,以"串珠状"反射特征为主。古构造形态、断裂系统和开放性入口对古暗河形态及缝洞结构特征起控制作用。其中断裂系统对油气充注具有建设性作用,古暗河与断裂匹配性好的区域为油气富集的有利目标区。

大庆西部外围油田外扩井开发经济评价及敏感性分析

为做好后备资源的优选评价工作 ,应用技术经济学原理及大庆外围油井单井临界经济产量计算公式 ,对外围油田的外扩井开发进行了经济可行性分析 ,确定出经济界限值 ,计算了基本评价指标 .评价结果表明 :龙虎泡油田南块、敖古拉油田塔 3井区、高西油田外扩井都具备开发条件 ,龙南油田古 4 1,古 38井区不具备开发条件 .选择了售价、投资、操作费 3个因素做了敏感性分析 ,其中售价和操作费对内部收益率指标的影响较大 .

塔河油田西部深层微幅构造综合评价

塔河油田西部古近系库姆格列木群发育了一系列受北东—南西向雁行式断裂带牵引所形成的微幅构造圈闭群。通过油气运聚方向综合分析与多属性识别流体性质相结合评价圈闭的含油气性,利用地质力学模型分析等定性化圈闭识别手段与地震时间切片、相干体分析技术以及变速构造成图等定量化圈闭解释技术相结合评价圈闭的落实程度,形成了一套针对微幅构造的综合评价技术,有效指导了研究区油藏的滚动评价工作。研究结果表明,该区古近系库姆格列木群油藏的油气具有"垂向调整、侧向运移、断裂控藏"的特点,微幅构造圈闭的闭合幅度与断裂的发育规模呈正相关关系,弧长属性异常可作为判别圈闭内富集流体性质的参考依据。

大庆西部外围油田地面工程主要矛盾及对策

主要论述大庆西部外围油田地面工艺技术发展现状,地面工程采取的主要措施及效果,目前油田地面工程存在的主要矛盾和应采取的对策,并对地面工程整体发展进行了展望,对储量规模大、储量丰度相对较高、地面条件差、分布零散、难以形成规模的区块进行了开发潜力评价。

大庆西部外围油田产能区块地面建设优化研究

针对大庆西部外围待开发油田储量丰度低,地质条件复杂,地面建设条件差的特点,根据地面地下一体化原则,提出了在钻井上采用斜直井相结合的布井方式;集油系统采用小环掺水、树状电加热、单井或集中拉油等简化集油工艺;采出液处理采用高效合一装置;应用长距离混输技术,扩大集油半径的优化措施。通过地面建设的优化研究,从而经济有效地开发外围油田未动用区块。