长庆气区关停气井挖潜措施技术与展望

长庆气区天然气资源丰富,天然气田均为低渗—致密气田,主要以致密气为主。随着气田开发深入,存在气区关停井、低产井“存量大、分布广、复产难”实际问题,为气区的长期效益稳产带来艰巨挑战。文章通过开展长庆气区关停井措施挖潜实践及应用评价,结合气井动静态特征,分析气井关停的形成原因及技术难点,优选挖潜措施类型,优化工艺参数,强化效果评价,初步形成了“储层挖潜、井筒治理、地面配套”三大评价挖潜措施工艺技术系列,实施挖潜井1497口,累计增气超50×10^(8) m^(3),成效显著。随着长庆气区天然气勘探开发不断推进,气藏“埋藏深、储层薄、单井产量低、水气比高”特点更加突出,还需进一步开展老层剩余储量挖潜、层间储量动用、井筒复杂处理、积液停产井快速复产及综合治理、地面工艺技术配套等技术攻关,以实现气田气井挖潜措施工艺关键技术的迭代升级,更好支撑长庆气区的稳产及长远发展目标。长庆气田老井措施挖潜及增产技术体系的建立,助力了长庆气区的增储上产,为长庆气区稳固国内战略大气区地位及长期发展提供了较好的参考及借鉴。

长庆油田数智化油藏建设理论与实践

随着油气勘探认识和技术的不断进步,盆地边缘新层系非常规储层成为油气增储上产的重要领域,开采难度增加,工作量培增。然而,油田用工总量不增反降,如何提升油气藏研究的精细化水平,培育新质生产力,打造油田高质量发展新引擎,是油田急需解决的问题。长庆油田制定了“125”数智化油藏建设规划,通过数智化技术,助力资源勘探、油气开发和新能源3大主业的高质量发展。立足数智化油藏学科长远建设,结合地质研究、井位部署与随钻、产能建设、稳产提产等领域的数智化建设特点,总结出一套高效稳健的数智化油藏建设理论与方法,形成了“一体系四中台”基本建设思路,制定了勘探开发数智化整体解决方案。在该理论指导下,建成了数字油气藏研究与决策支持平台,有效推进了长庆油田的快速上产稳产,现已成为中国石油天然气集团有限公司的品牌产品,支撑着长庆油田向国际一流大油气田迈进。

长庆二年刘元鼎入蕃陇右段线路考

利用历史地理学地名沿革考证,地形、地貌调查以及高分辨率卫星遥感影像调查等方法手段,研究长庆二年(822)刘元鼎入吐蕃去程中,从成纪经武川、兰州、广武梁、河州、龙支县至鄯州段和返程经莫贺延碛尾、河州至龙泉谷段线路走向。刘元鼎一行翻越陇山后,经今秦安叶堡(成纪)、郭嘉川(武川)、通渭县、巉口、兰州至黄河支流庄浪河和湟水间山梁(广武梁),沿黄河北岸西南行,经李家塬和他家塬之间的黄河河面(赤岸桥所在地)南渡黄河至临夏市(河州),又经赤岸桥过黄河,穿越今杨塔乡至马营乡之间的山岭(漫天岭)至古鄯北古城(龙支县),再经今柴沟、东沟、西沟、唐尔垣、峡门、中坝、桃红营、瞿坛、岗沟至乐都(鄯州)。返程时由今尕毛羊曲南渡黄河,经今贵南县南、库泽县北、夏河县、临夏县至临夏市(河州),沿去程时路线至湟水与黄河交汇处的湟水河谷(龙泉谷)原路返回。

长庆气区苏里格气田苏东区块碳酸盐岩储层测井系列的应用评价

本文从介绍长庆气区苏里格气田苏东区块碳酸盐岩储层测井系列对苏东区块碳酸盐岩的电阻率测井、自然电位测井、自然伽马测井、密度测井、补偿中子测井、井径测井、气测井、声速测井、PE等10种测井特性的应用情况。对不同储层的测井响应特征、储层类型、流体性质识别模式进行了研究,并对含气层系储层进行了综合评价。综合各项测井信息、结合区域资料,可以为苏东区块的测井地质应用及储层评价提供经济而实用的参考。

中国石油长庆油田分公司第五采气厂

中国石油长庆油田分公司第五采气厂前身为“苏里格东部气田开发项目部”,成立于2009年3月。2010年3月12日,根据长庆油田分公司相关要求,更名为“第五采气厂”,4月16日在西安正式挂牌成立。是长庆油田主力天然气生产单位之一。

中国石油长庆油田分公司第五采气厂

中国石油长庆油田分公司第五采气厂前身为“苏里格东部气田开发项目部”,成立于2009年3月。2010年3月12日,根据长庆油田分公司相关要求,更名为“第五采气厂”,4月16日在西安正式挂牌成立。是长庆油田主力天然气生产单位之一。

中国石油长庆油田分公司第九采油厂

中国石油长庆油田分公司第九采油厂(第三采油技术服务处)主要从事超低渗油藏开发业务。生产区域在陕西省定边县、吴起县,主要业务有原油生产、原油集输、油田维修抢险、油田产能建设等。作为长庆油田超低渗油藏开发的主战场之一,第九采油厂认真贯彻落实新时代党的建设总要求。

基于梦想云的长庆数智设计与实现

长庆油田各领域移动应用众多,存在管理、使用、安全等诸多问题,随着数字化发展、智能化转型以及移动办公应用的普及和深入,使用便捷、体验友好的移动平台必要且紧迫。结合当前油田移动应用现状,以集成共享为建设思路,在遵循中国石油勘探开发梦想云(简称梦想云)框架下,以长庆油田办公云平台为基础,采用分布式部署、容器化管理、大文件快传输及基于WS技术实现多终端实时通信等领先技术,构建长庆移动应用集成平台(简称长庆数智)。

《国外测井技术》45年情系初心全球尊敬(十一)“喜庆二十大”开局之年长庆油田开门红

截至2022年底,中国石油长庆油田公司2022年油气产量当量突破6500万吨,再次刷新国内油气产量当量最新纪录,为我国探索新型工业化道路、构建能源发展新格局起到重要战略支撑作用。

《国外测井技术》45年情系初心全球尊敬(十一) “喜庆二十大”开局之年长庆油田开门红

截至2022年底,中国石油长庆油田公司2022年油气产量当量突破6500万吨,再次刷新国内油气产量当量最新纪录,为我国探索新型工业化道路、构建能源发展新格局起到重要战略支撑作用。作为我国最大油气田企业,长庆油田坚决贯彻落实习近平总书记关于加大国内油气勘探开发力度、能源的饭碗必须端在自已手里等重要指示精神,全面推进勘探开发一体化建设。累计探明油气储量占全国的1/3和中国石油股份公司的“半壁江山”创造了我国非常规油气田高效开发的奇迹。

长庆油田分布式光伏项目创新与实践

随着国家“双碳”目标持续推进,长庆油田大力推进绿色低碳转型发展,探索建立新能源与油气井站融合发展模式。利用油气田井场、站点剩余空间建设分布式光伏,为油气设备设施供电。长庆油气田研究制定分布式光伏发展规划,创新技术路线,加强分布式光伏与工艺制度变革、油井提高采收率、提高终端电气化率间的融合发展。项目组织实施中,与专业设计单位合作推进设计标准化,严格落实层级监督、属地监管,施工建设市场化;运行管理中,加强数字化平台建设、光伏组件清洁管理、巡检和故障处置。2022年建成井站分布式光伏56MWp,2023年发电小时数1463h,发电量7692×10^(4)kW·h,节约电费4231万元,效益显著。

“双碳”目标下长庆油田电网绿色低碳发展实践与思考

“双碳”背景下,长庆油田电网立足自身优势,探索建设清洁高效的新型油田电力系统。面对高比例风光接入油田电网造成的发展不协调、光伏电站后期运维难度大、电网调控能力有待提高等问题,长庆油田加大新能源风光发电应用力度,推进电网智能化转型,创新应用风光发电接入设计、风光发电量调控、智能电站运维等手段,优化电网智能调控和电量智能管理系统,建成以新能源为主体的油田电力系统。长庆油田电网下一步将从加快源网荷储、开展智能微网、构建辅助平台3个方面提高综合调节能力,通过强化顶层设计、加强科技创新、打造人才高地等举措,持续推进新能源和智能化在电网中的应用,建设清洁高效的新型油田电力系统。

兰州石化长庆乙烷制乙烯装置年产量突破800kt

2023年,兰州石化长庆乙烷制乙烯装置乙烯产量突破800kt大关,标志着长庆乙烷制乙烯项目实现“开得起、稳得住、长周期”的生产目标。兰州石化长庆乙烷制乙烯装置采用中国石油自主研发技术建成的大型乙烷制乙烯生产装置,2021年8月3日建成投产。两年多来,通过不断优化生产指标,装置生产潜能不断释放,提质增效成果显著。

长庆油田为油水井披上双层“铠甲”

截至2024年6月25日,长庆油田陇东主力油区一区块治理套损井存量连续5年持续下降,从171口降至141口;年新增套损井从81口下降至30口,新增量下降了63%;套损周期由6.3年上升至8.1年;年影响产能从1.4万吨下降至0.6万吨,实施效果明显。这是油田综合治理套损井的一个缩影。长庆油田目前的油气水井总数多达12万口。

东方物探长庆探区智能化勘探技术赋能生产提质提效

2023年12月27日,记者从东方物探长庆探区了解到,长庆物探分公司作业队伍在施工中深化智能化勘探技术应用,勘探生产与去年同期相比提速15%。今年年初以来,长庆物探分公司针对障碍物密集区激发点位布设困难等多项技术难题,大力推进智能化地震勘探技术攻关,持续推进勘探生产提速提效。

长庆油田勘探开发一体化探索与成效

长庆油田经过五十多年的发展历程,总结出特有的适合低渗透—致密油勘探开发一体化的管理模式。虽然不同时期的表现形式不同,但相互协作的内涵不变,主要体现在“工作部署、技术攻关、生产组织”等方面。长庆油田在勘探开发一体化技术的引领下,油气勘探取得重要成效,油气产量突破6000万吨,走出了一条具有长庆特色的勘探开发一体化道路,建成了我国当前最大的能源生产基地,为国家能源安全作出了突出贡献。本文在梳理长庆油田勘探开发一体化的发展历程基础上,总结长庆油田一体化工作做法与成效,指出长庆油田当前勘探开发一体化面临问题并提出未来有利发展方向。期望对长庆油田深入推进勘探开发一体化向纵深发展,加快资源—储量—产量转化,为长庆油田公司高质量发展提供依据,也为其他油田发展勘探开发一体化提供借鉴。

方位伽马成像技术在长庆油田陇东页岩油地质导向中的应用

随着长庆油田水平井数量大幅增多,提高储层钻遇率变得尤为重要,常规随钻地质导向系统测量参数单一且盲区长、地层响应滞后,因此,需要搞清井眼轨迹与地层的相对位置关系并及时探测地层边界、调整轨迹。通过了解近钻头方位伽马成像系统的工作原理、仪器性能、测量参数和技术优势,应用近钻头方位伽马成像技术快速识别岩性变化、判断井眼轨迹与地层的切割关系、识别砂泥岩薄互层、计算地层倾角,在随钻地质导向过程中为轨迹调整提供依据,做到早发现、早调整,追踪目的层,减少浪费井段,有效提高储层钻遇率。现场应用表明,华XX井应用近钻头随钻方位伽马成像测井技术后,储层遇率高达96.6%,应用效果较好,为近钻头方位伽马成像仪器在长庆油田推广应用提供可靠的技术支撑。

长庆陇东页岩油气稳产增效机制研究

长庆油田陇东油气田工作区域横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省(区),向北京、天津、石家庄、西安等十多个大中城市安全稳定地供气。加快陇东页岩油气的发展,这是长庆石油人的共同目标。主要通过对长庆陇东页岩油气的发展潜力、开发应急机制建设进行分析梳理,结合长庆油田高质量、高效益差异化的发展实际,突出陇东油田坚持提速增产、提质增效的发展方向。重点围绕完善应急处理的措施、六种机制的指导作用和企业员工的团队精神展开研究,从而为长庆油田陇东油气田稳产增效提供实践依据。

长庆油田:技术攻关 稳油控水 降本增效

截至目前,长庆油田在线微凝胶调剖技术自2021年开展先导试验以来,已累计应用400余口井,调剖井组平均月度递减率由1.39%下降至0.78%,含水率上升速度由0.28%下降至0.14%,稳油控水效果凸显,成为破解低渗透油藏水驱矛盾的新利器。

长庆油田页岩油实现规模效益开发

长庆油田页岩油储层具有单砂体厚度薄、非均质性强以及天然能量不足等特点,油藏就像撒进沙子里的芝麻,开发难度极大。要将这些“芝麻”都找到并取出来,以实现效益开发,需要做到以下几点:1)技术创新,实现从认识到实践的突破。长庆油田坚持解放思想,打破原有认识,把目光从储集层转移到生油岩。利用“水平井+体积压裂”技术,提出规模开发方案,创立了陆相淡水湖盆源内成藏理论,构建了页岩油复杂缝网体积开发理论,集成创新形成了5大技术系列18项配套技术,为页岩油效益开发奠定坚实基础。