低对比度油气层测井识别方法——以渤海湾盆地冀东油田南堡2-1区东营组为例

针对渤海湾盆地冀东油田南堡2-1区东营组存在大量低对比度油气层,常规测井方法不能准确评价其含油性的问题,引入自然伽马相对值、视地层水电阻率作为有效参数,运用测井图版识别法,剔除岩性、水性对电性的干扰,同时探索多信息融合技术,采用概率神经网络方法,增强测井识别能力,达到了解决电性与含油性矛盾的目的,形成以放大电性特征为核心的评价技术。研究成果对低对比度油气层测井识别具有指导意义。

南堡油田注水井结垢原因分析

采用stiff-davis方法预测碳酸钙结垢,通过结垢预测模型计算临界Ca2+浓度。根据南堡油田三相水出口离子含量,建立Ca2+含量变化曲线,与临界Ca2+含量相对比,分析结垢离子的来源。研究表明,该油田注水井结垢类型是碳酸钙垢,主要成垢离子是Ca2+,来源于高密度压井液。

开发地震技术在南堡油田产能建设中的应用

新井产量在南堡油田总产量的占比较重,产能建设对于南堡油田的稳产上产意义重大。南堡油田开发程度较高,但由于断层极其发育,构造复杂,储层多变,新井部署难度较大。通过对各种开发地震技术的分析,并结合南堡油田的实际地质情况和目前主要存在问题,明确了适合的地震构造解释技术和地震储层预测技术等开发地震技术。其中,以低级序断层解释技术和微构造识别技术为主的精细地震构造解释技术,以地震属性技术和地震反演技术为主的精细地震储层预测技术,已广泛应用于南堡油田的井位优选工作中,并取得了良好的应用效果。

一体化水处理技术在南堡油田的应用

南堡油田1号构造注水水源来自处理达标的油井采出污水,采用传统的隔油-气浮选-过滤开式处理工艺,流程长、污泥量大、VOCs挥发严重、药剂杀菌抗药性问题突出,水质不稳定。应用一体化水处理技术,集涡旋向心气浮除油、聚结填料微涡旋除污降浊、多级滤层过滤、高压电极杀菌、滤料体外搓洗再生等多种技术于一体,短流程、无挥发,水质稳定达标、运行费用大幅降低。

南堡凹陷南堡1-5区东一段储层层次结构分析

南堡凹陷南堡1-5区主力开发层系东一段为浅水环境下的辫状河三角洲前缘沉积,其发育砂体的层数多、接触关系复杂.根据层次结构分析的原理,将研究区东一段储层划分为9级层次,研究重点为第5至第7级层次储层,即单砂层—单成因砂体—单河道砂体.在小层研究的基础上,根据夹层特征完成沉积时间单元的细分（单砂层划分）;根据单砂层的沉积微相特征,识别出单成因砂体;根据测井曲线的形态、高程和厚度差异特征,在最主要的单成因砂体（水下分流河道砂体）中识别出单河道砂体.研究结果表明,南堡1-5区东一段单河道砂体呈条带状展布,砂体厚度为3～5m,最大宽度为400 m,且多条单河道砂体交切形成广泛分布的水下分流河道砂体发育区;受波浪作用的改造和后期水下分流河道的破坏,研究区水下分流河道边缘砂体呈席状化展布;河口坝砂体不发育,仅在水下分流河道间和河道边缘部位局部残留.

油田机泵设备变频节能技术应用现状及发展趋势分析

伴随着我国节能减排政策的实施,各个行业逐渐重视节能就减排措施的开展,油田企业也不例外。然而,在油田生产全过程中,很多机泵设备都处于长期运行中,其中最大的能耗就是电力能源耗费。油田企业逐渐重视机泵设备变频节能技术的研究和开发。本文重点分析了油田机泵设备变频节能技术应用现状和发展趋势。

油藏开发管理系统在油田生产中的研发与应用

油水井生产信息查询系统软件,版本众多,形式多样。中石油建立了统一的ORACLE数据库(A1和A2),规范了油水井各类数据格式,但是对于各个油田来说,都是依据各自的开发特征自行研发了不同的查询系统,没有统一的用户查询界面。冀东油田现有的查询系统,界面单一,功能简单。自2011年,在冀东南堡油田,开始自行研发并逐步推广应用新的查询系统应用软件---油藏开发管理系统。基本满足了油藏开发管理技术人员日常工作的需要。

南堡2-3区浅层高含水提液研究

南堡2-3区浅层隶属于南堡2号构造2-3区,其属于高孔高渗复杂断块背斜油藏,具有天然能量,目前处于天然水驱方式开发。由于断块边底水推进作用造成含水上升,产量下降。面对无注水的开发方式,应用相渗曲线和无因次采液、采油曲线,寻找合理的提液时机,增大油井的扫油面积,提高油藏的采收率,为天然水驱开发稳油控水提供了指导依据。

油田地面工程管道防腐施工技术分析

文章强调了油田地面工程管道防腐施工的现实价值,并从管道喷涂防腐、外加电流阴极保护防腐、缓蚀剂防腐等方面入手,阐述了油田地面工程管道防腐施工的常用技术要点。在此基础上,提出了一些油田地面工程管道防腐施工的优化展开路径,包括重点选用更为合适的施工材料、强化管道防腐施工管理,助推油田地面工程管道防腐施工的升级。

气举井优化配气技术研究与应用

南堡油田1-3人工岛自2008年投产以来整体以气举采油方式为主,开发十余年,随着含水升高和地层能量下降,如何提高气举井举升效率关系到油田开发中后期的整体经济效益。通过应用气举宏观控制图、井下管柱结构优化、历史井筒压力和实测工况资料的气举井特征曲线等大数据,相继研究了加深气举、组合式声波射流气举阀、中空柱塞气举、优化配气现场计算方法修正等技术,较大幅度的提高了气举井的开发效果,达到了节约日注气量的目的,也为国内外同类型油田提供了技术借鉴。

桌子山地区奥陶系克里摩里组下段等深暖流沉积及其油气地质意义

鄂尔多斯盆地西缘中、晚奥陶世为深水等深流极为发育时期,而等深流对于油气系统中储层的形态特征及烃源岩的分布均具有重要影响。以内蒙古桌子山地区中奥陶统克里摩里组下段为研究对象,在前期等深流沉积研究的基础上,结合薄层石灰岩碳、氧同位素测试结果,对克里摩里组下段沉积时期的等深流特征进行研究。结果显示,研究区克里摩里组薄层石灰岩沉积时期的海水盐度正常,石灰岩与海水之间的氧同位素交换达到平衡,成岩作用对氧同位素的影响甚微。氧同位素测试数据计算古水温为22.2~30.7℃,平均为26.4℃。根据沉积时期深部水体温度较高和盐度正常的特点,推测研究区克里摩里组下段可能为风海流引起的等深暖流沉积,属于海洋表层环流沉积体系。等深暖流沉积的发现预示着鄂尔多斯盆地西缘下古生界可能发育自生自储式等深流沉积型油气藏,并具有广阔的油气勘探前景。

基于点火实验的滩海管道高后果区识别方法研究

由于滩海管道的介质、周边环境等与陆上长输管道完全不同,所以GB32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》中高后果区识别规则并不完全适用于滩海管道。收集实验管道所输送的油品,对其进行不同变量、不同环境下的点火实验,对实验结论进行细致分析,提出适用于滩海管道的高后果区识别准则,成功在试点管道进行识别和应用,解决了长输管道高后果区识别规范的不适用性,加强了滩海管道的完整性管理和高后果区管理,结果指导管道高后果区管理。

唐105X1断块“塔式”注水见效特征研究与效果分析

唐海油田唐105X1断块为封闭背斜构造油藏,开发初期依靠天然能量开采,由于封闭断块能量下降较快,为补充地层能量,后期转为注水开发。不同于常规注采受效方式,唐105X1断块低部位油井先受效,高部位油井后受效,形成类似"宝塔形状"的注水受效方式。针对这种现象,通过研究该断块构造类型及储层特性,总结出该断块注水受效特征,并对该注水受效特征命名为"塔式"注水受效。通过对该受效特征的分析研究,进一步积累了封闭小断块的注水开发经验,对其他同类油藏具有一定的借鉴和指导意义。

用于预防环空带压的弹性膨胀凝胶的研制与现场应用

高温、高压气井随着试气、生产的进行,普遍面临着环空带压问题。通过对环空带压的原因分析,提出使用弹性膨胀凝胶技术来预防气井的环空带压问题。室内选用可以固化的水性树脂凝胶作为凝胶基液,通过优选膨胀剂、固化剂、缓固剂以及加重剂材料成功构建了一套弹性膨胀凝胶体系;室内对该凝胶体系与常规密度水泥浆的稠化、流动度、胶结性以及弹性进行了对比评价,评价结果显示该弹性膨胀凝胶体系的胶结强度与弹性回复率明显优于常规水泥浆;该技术在焦页某平台进行了试验,结果显示该凝胶体系具有优异的封隔性能,能够有效预防环空带压问题。

调剖剂GPJ的性能评价

高含水非均质砂岩地层存在高渗透大孔道且层间差异大,常规的小剂量、短半径调剖很难达到增油降水的效果。本文室内考察了合成调剖剂GPJ的基本性能,得到了最佳调剖剂体系的配方:3%GPJ+5%膨润土,着重考察了该调剖剂体系的调剖性能。结果表明,所研制的调剖剂GPJ的水分散性及胶体稳定均良好;1%GPJ悬浮液的电动电位在+54 mV以上,带有较高的正电荷;GPJ的油溶率高达94%;GPJ悬浮液的粒度分布在5 80μm,粒径中值为28μm。当3%GPJ+5%膨润土调剖剂体系的注入量为1 PV时,其对水测渗透率为10.067811.7883μm2的填砂管模型的封堵率高达95%以上。该调剖剂体系封堵率高,耐冲刷性能好,现场应用效果显著。

隔水管快速接头强度及疲劳参数敏感性分析

受到环境载荷的循环作用,钻井隔水管快速接头出现故障的最大原因来自疲劳裂纹的延伸,所以在快速接头设计中疲劳分析是重点考虑的环节。利用ABAQUS软件建立了隔水管整体和接头局部计算模型,将隔水管最大位移和最大转角作为强度计算的边界条件,得到接头在最大受载情况下的应力;然后根据雨流计数法、S-N曲线和Miner线性累计损伤准则来研究接头的疲劳损伤,并对影响疲劳损伤的因素进行参数敏感性分析。分析结果表明,接头应力不均匀,主要受力部位出现在外接头和内接头接触的根部以及2个卡簧上,内、外接头和卡黄的最大应力均小于其材料屈服强度;快速接头各零件的疲劳损伤均随着波高和土体刚度的减小而减小,波高和土体刚度对卡簧的疲劳损伤影响比对内、外接头的影响大。

页岩储层水力压裂支撑剂嵌入影响因素研究

页岩储层水力压裂过程中,支撑剂嵌入会对裂缝的导流能力产生一定的影响,从而影响页岩储层压裂施工的效果。为了研究支撑剂嵌入对页岩储层裂缝导流能力的影响,采用改进型的裂缝导流能力测试仪评价了不同因素对支撑剂嵌入深度和裂缝导流能力的影响。结果表明,随着闭合压力的增大,支撑剂嵌入深度和导流能力下降幅度逐渐增大,当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入深度为0.94 mm,页岩板导流能力降低率达到了53.5%;支撑剂粒径越小、铺砂浓度越大、页岩杨氏模量越大,支撑剂嵌入深度和导流能力降低率就越小;另外,页岩板使用清水浸泡24 h后,支撑剂的嵌入深度明显增大,导流能力降低幅度明显增大,而使用3%KCl和压裂返排液浸泡后,支撑剂的嵌入深度和导流能力降低率均变化不大。该研究结果可以为页岩储层现场压裂施工设计提供参考。

高频加热在二氧化碳注入中的应用

二氧化碳采油工艺在油田增产措施中广泛应用,但液态二氧化碳的低温却对油井管柱造成损害,造成油管冻裂,因此,在确保注入效率的同时提高注入温度成为有效缓解油管冻裂的有效手段。通过液态二氧化碳注入分析计算及高频加热的应用效果分析,为二氧化碳采油工艺技术提升提供了思路。

二氧化碳吞吐井的安全管理

油田开发过程中,为了保障油井二氧化碳吞吐驱油施工作业安全运行,对作业过程中各类风险进行阐述和分析,并针对这些隐患产生的原因和危害,提出相应的防控措施,保障作业过程安全平稳,为油井二氧化碳吞吐技术的推广提供参考。

含CO_(2)油气田腐蚀特点分析及防腐对策

某含CO_(2)油气田腐蚀矛盾逐渐突出,通过对接转站全面检测,发现易腐蚀主要集中在进站的直角弯头、加热炉盘管、三级节流阀及阀后U型弯头、轮换计量阀组、分离器的进气和排污弯头等位置。对CO_(2)含量、流速、温度、pH值、氯离子等腐蚀因素的跟踪对比表明,CO_(2)含量是该油气田主要腐蚀影响因素,流速是影响同一区块腐蚀的主要因素,温度是影响同一口井腐蚀的主要因素,pH值是影响不同区块腐蚀的主要因素,氯离子是加速腐蚀的因素。为此采取了相应的缓蚀剂防腐和耐蚀材质防腐措施,腐蚀速率可控制在0.13 mm/a之内,为防腐实践积累了宝贵经验。