利用测井曲线评价碎屑岩岩石物理参数——以埃及尼罗河三角洲El-Wastani气田上中新统为例

利用埃及尼罗河三角洲El-Wastani气田10口气井的测井数据,对该气田主要储集层上中新统Qawasim组和Abu Madi组进行岩石物理分析,利用测井参数交会图进行岩性分析,并评估泥质含量、孔隙度、含水饱和度、含油气孔隙体积等参数。分析各井中子孔隙度-密度交会图、中子孔隙度-无铀伽马交会图和岩性-饱和度交会图发现:下Abu Madi组主要为砂岩,偶夹页岩;Qawasim组主要为页岩,偶夹砂岩。利用参数交会图及无铀伽马测井结果,得到有效产层各参数的临界值分别为:泥质含量50%,孔隙度10%,含水饱和度70%。分别绘制了产层有效厚度、平均孔隙度、泥质含量、含水饱和度等参数的等值线图,综合分析发现,研究区Qawasim组和Abu Madi组碎屑岩为优质储集层,天然气有利聚集区呈北西—南东向展布,中部尤为有利。

基于孔隙结构和核磁测井建立火山岩储层分类标准——以松南断陷查干花气田为例

以松南断陷查干花气田火石岭组火山岩为例,平均孔隙度、渗透率分别为4.5%和0.08×10^(-3)μm^(2),储层致密且非均质性强,需要大套储层一起试气才能达标,储层分类标准难以确定。利用物性数据、高压压汞、核磁共振等实验进行火山岩储层微观结构分析,通过多参数对比建立了微观分类标准,采用核磁测井作为衔接,从微观参数推导到宏观参数,综合建立了火山岩储层分类评价标准,其中包括微观结构的孔喉半径、排驱压力、退汞饱和度等,以及核磁测井和实验的T2谱分布、离心饱和度,还有宏观参数孔隙度、渗透率、饱和度、声波时差、岩性密度、电阻率,将储层由好到坏划分为A、B和C类,该方法可操作性强,为新钻井的测试方案以及勘探、开发水平井的“甜点”层优选提供了可靠依据。研究方法与认识对开展火山岩储层的分类研究具有一定的参考意义。

深水气田长距离混输模式下水相运动规律研究

陵水25-1深水气田混输管道距离长、管道爬坡段坡度大,初始投产阶段混输流体水相到达平台的时间长且预测困难,给管道安全运行带来风险。基于多相流计算模型,运用LedaFlow软件,对陵水25-1深水气田初始投产阶段的水相运动规律进行研究,并深入分析含水率、油量、气量、油水相间摩擦系数等因素对水相运行的影响。结果表明:初始投产阶段水相在爬坡段分离和积聚,形成长时间的停滞,管道坡度越大,水相波动越剧烈;含水率越高的物流,水相在爬坡段聚集时间越短;气量增大则会降低水相滞液程度,提高水相运行速度,有助于水相爬坡;油量变化对水相运行速度的影响较小,油水相间摩擦系数对爬坡段水相运动有直接影响,油水相间摩擦系数修正拟合,对实际管道运行有重要指导意义。研究结果可为深水气田开发研究提供借鉴。

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密气轻烃地球化学特征

大牛地气田是鄂尔多斯盆地典型致密砂岩大气田之一。为了更深入了解该区天然气的成因和来源,揭示天然气运移相态,对大牛地气田上古生界致密气开展了轻烃地球化学特征分析。研究表明,该区上古生界致密气C5-7轻烃组成具有异构烷烃优势分布,C6-7轻烃组成中芳烃含量整体偏低(<10%),甚至未检出芳烃,C7轻烃组成具有甲基环己烷优势分布特征,甲基环己烷相对含量均超过50%。上二叠统下石盒子组天然气K_(1)值、K_(2)值均与二叠系山西组和石炭系太原组天然气一致,而δ^(13)C_(1)值则与山西组天然气一致,与太原组天然气有明显不同。与山西组天然气相比,下石盒子组天然气整体具有偏低的苯/正己烷、苯/环己烷和甲苯/正庚烷比值,以及明显偏高的正庚烷/甲基环己烷比值。轻烃地球化学特征及烷烃气碳氢同位素组成综合表明,大牛地气田上古生界天然气为典型煤成气,其中山西组和太原组天然气均为原地自生自储,而下石盒子组天然气为下伏山西组烃源岩生成的天然气经历了游离相垂向运移聚集形成,太原组烃源岩不具有显著贡献。受天然气运移和水溶等作用影响,庚烷值、异庚烷值、苯/正己烷比值等轻烃指标直接用于判识大牛地气田致密气成熟度会存在偏差。

基于有限元法的油气田集输管网阴极保护布局优化

在利用有限元法建立外加电流阴极保护模型的基础上,借助Sobol灵敏度分析,确定了显著影响某油气田集输管网阴极保护效果的关键参数,并通过粒子群优化(PSO)算法对其系统布局进行优化。结果表明:由于外加电流阴极保护模型的模拟电位与测试桩的测定电位误差较小,故该模型能够较好地反映出油气田集输管网的电位分布现状;改变防护涂层电阻率等一阶敏感性系数较高的因素会对阴极保护效果产生较大影响,土壤电阻率、防护涂层电阻率以及管道埋深与其他参数之间可能存在明显交互作用;当利用PSO算法对油气田集输管网的阴极保护效果进行全局寻优时,该模型经过47700次粒子进化迭代后的最佳阴极保护系统有效覆盖率高达99.14%,优化效果显著。

油气田开发工程学科研究生的启发式教育

油气田开发工程作为传统工科专业,急需大量高素质的创新性、应用型人才,而启发式教育是培养此类人才的关键点。以油气田开发工程专业为例,从实验教学、实习基地教学、理论教学和导师示范作用四个方面深入探讨如何启发研究生的科研创新能力,提出充分利用现有实验设备和设立多种实验教学模式,充分发挥校内校外实习基地的引导作用,以及结合学生特点强化理论教学的引导作用和导师的示范作用。

非常规油气田节能技术综述

双碳背景下,国家能源安全战略地位高度空前提升。油气田企业作为传统化石能源企业,其绿色低碳发展势在必行。油气田节能技术的发展是“双碳”目标得以实现的重要支撑。文中通过常规油气田节能技术在非常规油气田的适应性分析,结合非常规油气田实际生产特点和工况,按照页岩油、致密油、页岩气、致密气、煤层气等,分类分系统梳理总结非常规油气田地面生产节能技术和典型案例。结合能源管控推进以及油气田与新能源融合绿色低碳发展等总体趋势,提出未来非常规油气田节能技术的发展方向。

窄河道型致密砂岩储层特征及主控因素——以天府气田金华区块沙溪庙组为例

四川盆地天府气田金华区块沙溪庙组发育典型的窄河道型致密砂岩储层,具有低孔、低渗特征。基于详实的野外及岩心观察,结合薄片、扫描电镜及CT、核磁等分析测试,通过储层沉积微相、孔隙结构、成岩作用综合研究,阐明了储层发育主控因素。研究表明:1)天府气田沙二段沉积相以泛滥平原陆上河流相为主,河道微相储层物性最佳,河道窄而细,常呈北东—南西向展布;2)储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,石英体积分数由下向上有明显增加趋势,孔隙类型以残余原生粒间孔为主,其次为粒内溶孔;3)孔隙结构表现为低孔喉、低分选、强非均质性特征,根据压汞参数,储层类型可细分为3类;4)影响储层的主要成岩作用为胶结和溶蚀,胶结作用具有破坏和保护双重影响,既可通过方解石胶结减孔,又可通过绿泥石环边胶结抑制压实,“富长石”背景下的长石溶蚀作用有效改善了储层。研究认为,天府气田金华区块优质的高能窄河道砂体、中浅埋藏残余的规模原生孔隙、叠加绿泥石环边抗压实及长石规模溶蚀作用改善储层,三者共同形成“窄河道非连续甜点”的成储模式。该典型模式的建立为天府气田的可持续开发提供了重要的理论支撑。

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏CO_(2)吞吐效果评价

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏产量递减快,采出程度低,为了减弱近井地带反凝析污染现象和凝析油采出困难的开发难题,通过数值模拟方法和注CO_(2)吞吐实验,分析评价CO_(2)吞吐效果,探讨提高气井产量和气藏采收率的方法。结果表明:与注干气吞吐相比,致密凝析气藏注CO_(2)吞吐更能较为有效地解除反凝析污染;气井反凝析分为反凝析初期(对生产基本无影响)、反凝析加重(对油生产有影响)、反凝析严重(对油气生产影响大)、极端反凝析(几乎不出油)共4个阶段;不同反凝析特征阶段的气井CO_(2)吞吐机理和目的不同,CO_(2)吞吐参数应当相应优化。现场实施表明,注CO_(2)吞吐的5口井在吞吐前处于不同的反凝析阶段,吞吐后取得了快速增加地层能量、解堵近井地带反凝析污染、提高注入能力、增加凝析油和天然气产量等效果。研究成果可为CO_(2)吞吐技术在致密凝析气藏的规模应用提供了经验。

天然气运移轻烃地球化学示踪--以鄂尔多斯盆地东胜气田为例

基于天然气中轻烃化合物组成分析和区域性对比,结合组分和甲烷碳同位素组成特征,揭示轻烃地球化学特征对鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界天然气运移和水溶及逸散等示踪作用,探讨运移作用对特定轻烃指标的关联效应。研究表明:①东胜气田二叠系下石盒子组天然气C5−7异构烷烃含量高于正构烷烃,C6−7轻烃组成呈链烷烃优势分布且芳香烃含量明显偏低(小于4.0%),C7轻烃主体呈甲基环己烷优势分布,整体表现出煤成气特征且受到了水溶等作用影响;②东胜气田天然气经历了自南向北的游离相运移,并在充注后发生不同程度的水溶作用,其中泊尔江海子断裂以北什股壕地区天然气在聚集后具有明显的散失;③长距离的游离相运移导致天然气C7轻烃中甲基环己烷相对含量和甲苯/正庚烷值降低、正庚烷/甲基环己烷值和庚烷值增大,水溶作用导致轻烃异庚烷值增大,天然气散失导致什股壕地区天然气中C5−7正构烷烃相对异构烷烃含量增加。

油气田企业提升党建价值创造力路径探析

把党建价值创造贯穿于增强核心功能、提升核心竞争力的全过程,是当前国企改革发展面临的一项重大课题。中国石油西南油气田公司在推进党建与生产经营深度融合的实践中,从提升政治价值、效益价值、人才价值、责任价值四个维度着手,探索出符合自身发展定位的党建价值创造模式,为高质量党建引领高质量发展做出了有益探索。

庆阳气田X区块建产区域分析

为了进一步明确庆阳气田X区块下步建产方向,在勘探开发现状现有数据资料基础上,结合沉积相研究及三维地震资料,分析庆阳气田地质特征、储层特征、沉积环境及砂体展布,厘清区域地质状况,筛选下步建产有利区。分析认为:X区块位于伊陕斜坡西部与天环坳陷构造,构造变化大,资源品质差,天然气储层薄、埋藏深,属深埋薄层致密砂岩气藏,开发难度大,局部产水严重,受黄土层影响地震资料预测难度增加,沉积相研究、地质静态资料结合地震资料应用,通过储层物性特征分析及综合预测砂体分布,能够对庆阳气田富集区筛选及井位下发具有借鉴意义。

油气田企业设备设施完整性管理体系创新与实践

针对油气田企业特点,结合GB/T 33173资产管理系列标准要求,梳理了设备设施完整性管理体系建立与实施流程,并对油气田企业完整性管理体系建设案例进行分析,以期为同类企业开展设备设施完整性管理建设提供参考。

中国大气田烷烃气碳同位素组成的若干特征

勘探开发大气田是一个国家快速发展天然气工业的重要途径。1991年至2020年,中国新探明大气田68个,促进2020年产气1925×10^(8)m^(3),成为世界第4产气大国。基于中国70个大气田的1696个气样组分和烷烃气碳同位素组成数据,获得中国大气田烷烃气碳同位素组成特征:①δ^(13)C_(1)、δ^(13)C_(2)、δ^(13)C_(3)和δ^(13)C_(4)的最轻值和平均值,随分子中碳数逐增而变重,而δ^(13)C_(1)、δ^(13)C_(2)、δ^(13)C_(3)和δ^(13)C_(4)的最重值,随分子中碳数逐增而变轻。②中国大气田δ^(13)C_(1)值的分布区间为−71.2‰~−11.4‰,其中生物气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−71.2‰~−56.4‰;油型气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−54.4‰~−21.6‰;煤成气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−49.3‰~−18.9‰;无机成因气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−35.6‰~−11.4‰;根据这些数据编制了中国大气田的δ^(13)C_(1)值尺图。③中国天然气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−107.1‰~−8.9‰,其中生物气δ^(13)C_(1)值为−107.1‰~−55.1‰;油型气δ^(13)C^(1)值为−54.4‰~−21.6‰;煤成气δ^(13)C_(1)值为−49.3‰~−13.3‰;无机成因气δ13C1值为−36.2‰~−8.9‰;根据上述数据编制了中国天然气的δ^(13)C_(1)值尺图。

鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系山西组砂体叠置模式及油气开发意义

河流相砂体储层构型对致密砂岩中相对优质储层的分布规律和天然气开发具有重要意义。通过野外地质剖面和钻井岩心观察,结合测井、录井和岩心分析测试资料,对鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组致密砂岩的砂体构型要素、叠置模式及油气开发意义进行了研究。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组发育六级复合辫流带和五级单一辫流带,其中单一辫流带包括河床(分流河道)和河漫共2个四级构型单元,河道内单个心滩沉积包含有三级增生体和落淤层;(2)辫状河三角洲平原五级单一辫流带中的四级泛滥平原沉积较辫状河河漫沉积更加发育,辫状河心滩沉积中落淤层欠发育;(3)山西组上部山2-2亚段辫状河单一辫流带内砂体呈“河道-心滩”连续沉积,泥质不发育,砂体叠置程度高(多呈复合式叠置)、连通性好,优质储层多;(4)山西组中下部山1段和山2-1亚段三角洲平原沉积中,西部河道连片性好,砂体以复合式和侧拼式叠置样式为主,连通性和生产效果均较好,东部砂体多为孤立式和侧接式,砂体钻遇率低,单井产量差。

东方1-1气田生产废液处理技术研究

东方1-1气田生产废液具有高稳定性、高含油量、高悬浮物含量等特点,原始生产废液无法达到海域排放标准;若采取回注的方式又会堵塞注水井地层,因此,需要对生产废液进行处理。室内研究通过对东方1-1气田生产废液进行分析,确定破乳之后絮凝的处理方式,并优选了破乳剂及净水剂的种类和加量。实验结果显示,通过破乳剂及净水剂处理之后的生产废液,其含油量可降低至9.1mg/L,悬浮物含量可以降低至5.7mg/L,能达到回注及排放标准。

中江气田井间气举优化研究

中江气田自建产投入开发以来,采取衰竭式开发模式,同时部分单井产量、地层能量较低,而产液量大,井底积液严重。井间气举工艺简单、原理简明,利用了井间生产差异的特点,充分利用现有地质资源,对积液气井进行辅助排水采气作业效果较好,具有效益好、投资小的特点。对于地层持续出液气井,气举原则为适当补压,少量多次,辅助排液,确保气井平稳生产,不波动。通过软件模拟、数据计算与现场试验相结合,更改工作制度逐渐找到最适气举参数(流量、压力、频率、时长),从而提高举升效率。并根据气举时压力、流量变化可将气举阶段划分为注气阶段、增压阶段、排液阶段、余压气举阶段、正常生产阶段,对此后井间气举工作开展起到一定指导作用。

西南油气田CCUS/CCS发展现状、优势与挑战

中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)是中国西南地区首个天然气年产量超400×10^(8) m^(3)的油气生产企业,其天然气新建产能、产量的增量分别占到全国增量的1/4和1/3,预计2030年天然气开发的碳排放量将突破500×10^(4) t。为解决天然气高质量上产过程中碳排放量刚性增长的问题,西南油气田主动围绕“天然气+CCUS”的战略规划,积极部署CCUS/CCS工作,以期打造“绿色能源西南模式”,助力实现“双碳”目标。为此,系统阐述了西南油气田在CCUS/CCS业务规划、标准体系、技术系列等方面的发展现状,梳理了其CCUS/CCS业务在资源、技术方面的优势,并分析了面临的技术成熟度不高、经济效益缺乏、社会接受度不高等挑战,最后作出了展望并有针对性地提出了下一步建议:①攻关形成具有气田特色的CCUS/CCS技术体系,打造气田CCUS/CCS原创技术策源地;②建立气田CCUS/CCS标准体系,推广应用气田CO_(2)驱气提高采收率(CCUS-EGR)和CO_(2)埋存技术;③依托西南油气田自有碳捕集、输送、驱气、封存等技术,进一步延伸拓展传统油气主营业务产业链,建立西南片区CCUS/CCS产业集群和碳库,助力中国石油成为CCUS/CCS产业链链长;④探索页岩气注CO_(2)及混合气体提高采收率技术,支撑在页岩气领域开辟新的CCUS方向。

南海东部富砂砾型大中型油气田发现与启示——以珠江口盆地惠州26洼古近系恩平组为例

基于珠江口盆地惠州凹陷油气勘探实践,通过烃源岩地球化学指标测定、储集体发育形貌恢复及镜下岩矿表征、圈闭封盖指标实测比对、原油生物标志化合物提取、凝析气成因判别及成藏条件解剖,系统分析惠州26洼古近系恩平组油气资源潜力、大型砂砾岩优质储集层发育特性、断裂圈闭有效性及油气运聚成藏模式,总结南海东部古近系富砂砾型大中型油气田的形成条件及勘探方向。研究表明:(1)洼内古近系文昌组发育“面积广、厚度大”的半深湖—深湖亚相优质烃源岩,具有“早期大量生油、晚期大量排气”的典型倾油型烃源岩排烃特征,为恩平组油气成藏提供了充足的物质基础;(2)洼内断裂陡坡带与转换带联合控制下近源规模性砂砾岩体储集层非均质性强,具有“有利相带-颗粒组分-微裂缝”三元分级控储特性,等粒、低泥质(含量小于5%)、高含量长石组分及近断裂组合的(水下)分流河道有利于甜点储集层发育;(3)稳定湖泛泥岩封盖下的走滑增压型圈闭是油气保存的必备条件,斜交主应力的北东及近东西向断裂控圈效果最优;(4)优质烃源岩-断裂输导/封堵-砂砾岩储集层时空配置共同控制油气富集程度,自上而下划分为低充满带、过渡带和高充满带3个油气聚集单元,且近增压型通源断裂带河道主体区利于规模性油气富集。研究成果为珠江口盆地恩平组规模性富砂砾型油气藏勘探指明了新方向,并实现了油气勘探重大突破。

海上油气田机泵机械密封泄漏信号检测方法设计

为避免出现大型海上油气田开采事故,保证机泵机械密封装置正常运行,提出针对海上油气田机泵机械密封的泄漏信号检测方法。利用小波包分解细化海上油气田机泵机械密封振动信号高频部分,运用希尔伯特变换重构信号,归一化处理信号矢量提取机械装置异常信号,使用匹配追踪法去除信号噪声。计算油体流动规律,通过音波评估信号波动范围,以温度与压力为前提,将高斯函数作为分类核函数,采用支持向量机构建泄漏信号检测判断函数,完成机械密封泄漏信号检测。实验结果表明:所提方法信号降噪能力较强,在保证机械密封泄漏检测准确性的同时,检测耗时最短,有效提高了海上油气田开采效率,可带来可观的经济收益。