大港油田塘10井区沙河街组方沸石白云岩储层特征

大港油田塘10井区沙河街组湖相方沸石白云岩储层是一类矿物组成独特且裂缝广泛发育的低孔致密非常规储层。基于研究区塘12C井的岩心、岩石薄片、X射线衍射矿物分析、扫描电镜、物性分析、高压压汞分析及氮气低温吸附分析等基础资料,笔者试图从岩石矿物、储集空间、物性及孔喉特征等方面对该类储层的基本特征进行归纳并探讨储层受控因素。研究表明:储层岩石主要由铁白云石、方沸石、石英、长石及伊利石几类矿物组成,纹层极为发育,可划分出'富方沸石纹层+富铁白云石纹层''富粉砂纹层+富铁白云石纹层''富方沸石纹层+藻纹层+富铁白云石纹层'及'富泥纹层+富铁白云石纹层'等几类组合。岩石宏观储集空间包括溶孔及裂缝两大类,微观储集空间中则见方沸石充填溶蚀孔、晶间孔、晶内孔及微裂缝几类。白云岩平均孔隙度12.73%,渗透率平均为0.009 3 mD。泥质白云岩孔隙度平均10.39%,渗透率平均0.143 7 mD。孔隙度与渗透率之间无明显联系。储层孔隙结构具有孔喉半径细小、孔喉结构复杂的特征,其中,白云岩孔容平均为20.45 mm3/g,微孔—介孔率平均为38.32%,表面积/体积比平均为0.83×107 m-1,排驱压力平均为4.68 MPa,中位孔径平均为0.047μm,曲折度平均83.681,最大孔径平均0.279μm。泥质白云岩孔容平均为23.46 mm3/g,微孔—介孔率平均为55.7%,表面积/体积比平均为0.932 5×107 m-1。进一步研究发现,测试岩样所赋存的黑色有机质颗粒层结构能带来2%~6%的孔隙度增量,因而认为该结构为促使孔隙度增高的一大因素;氮气低温吸附及高压压汞联用资料表明两类岩性中的储集空间以微孔—介孔级(<50nm)孔隙为主,此外,目的层碳酸盐矿物含量增加会引起孔隙度降低,黏土矿物及石英长石碎屑含量亦主要与大孔(>50nm)具良好相关性。结合镜下观察到的孔隙类型,研究认为微孔—介孔级别孔隙主要由方沸石一类矿物提供,即:方沸石中所赋存的晶内孔是储层的主要储集空间。因此,目的层段储层孔隙性主要受控于沉积+成岩因素。微裂缝的发育对储层渗透性有一定的改善,但改善效果有限,孔隙及喉道极细的半径及复杂的空间配置关系对储层渗透率起到主要控制作用,亦即成岩+构造因素影响储层渗透性。

大港采油四厂欠注井降压增注综合治理研究与应用

大港采油四厂部分注水井因地层致密,渗透率、孔隙度低,注水启动压力高,导致注水井欠注或注不进水,严重的造成停注。研究应用低渗欠注井降压增注综合治理技术,有效解除污染堵塞,对低渗储层进行深部处理,提高储层渗流能力,现场应用后大幅度提高欠注井注水量、降低注水压力,提高欠注井的注水能力,实现长期稳定注水。

大港探区埕海油田水平井钻探配套技术

埕海油田位于大港南部滩海4 m水深海域,随着“海油陆采”勘探开发的不断深入,水平井开发钻探取得重大突破,主要体现在以包括储集层预测、倾角预判、靶点优化等内容的地质井位设计优化技术为基础,通过应用密集丛式井防碰绕障技术、单筒双井钻井技术、钻井提速配套技术等钻井工程设计配套技术,引进PeriScope随钻探边测井技术完善水平段轨迹控制,总结水平井精准入窗卡层技术,地层倾角与井斜角匹配识别技术和随钻上下伽马曲线中心对称识别技术,实现了水平井实施成功率100%。这表明,地质工程一体化是水平井成功实施的基础,钻探配套技术在大港探区埕海油田勘探与评价过程中发挥出重要作用,为大港滩涂区域油田优质高效开发提供了重要技术保障,也为类似油田建设开发提供了技术借鉴。

大港滩浅海油气资源效益开发模式探索与实践

我国拥有丰富的滩浅海油气资源,加大滩浅海油气效益开发有助于增强我国油气自主供给能力,是国家能源安全战略的重要组成部分。大港油田针对滩浅海油气资源效益开发中面临的环境复杂、需多主体协同参与合作难题,遵循“安全、绿色、自主、效益”行动理念,制定了先滩涂、后浅海“两步走”开发战略,逐步推进地质—海工评价建产工作一体化、油气集输海陆运行一体化、基础设施建造与运营管理一体化。大港油田加强技术与工艺自主创新,实现人工岛建造技术和海上平台建造技术突破,取得21项技术创新成果,其中国内首创技术成果12项,形成具有中国特色的滩浅海油气开发技术体系。借鉴现代项目管理的先进经验,以项目进度、质量、安全、投资控制的协调一致为总体要求,构建滩浅海油气资源开发的特色项目管理体系,实现了资源开发与环境保护的和谐统一。

鄂尔多斯长7段油页岩不同阶段热解反应特征

针对原位热采开发油页岩矿藏中热解反应变化复杂、控温困难等问题,通过热重分析实验对鄂尔多斯盆地长7油页岩热解过程进行阶段划分;通过X射线衍射测试、气相色谱-质谱联用等实验重点检测有机质裂解放热阶段的产物成分,分析不同阶段演化的主要化学反应,进一步验证阶段划分。结果表明,油页岩在氮气氛围下的热解可以划分为3个阶段:脱水阶段(<300℃)、有机质裂解放热阶段(300~720℃)、矿物吸热分解阶段(>720℃)。在有机质裂解放热阶段,油页岩的失重约为总失重的74%,无机矿物未发生热裂解。有机质裂解放热阶段可进一步划分为3个阶段:300℃≤T<450℃的低温初始段、450℃≤T<600℃的中温热解段、600℃≤T≤720℃的高温热解完成段。有机质的热解主要发生在中温热解段。随温度升高,烷烃脱氢反应、酯化反应变为以酯类化合物热裂解反应、烷烃断链生成小分子烃类反应为主;温度升至600~720℃时,会促使化合物发生聚合向油页岩半焦转化;当温度控制在中温热解段时,油页岩油成分最好,含27.70%酯类、29.89%脂肪烃、14.49%醇类、12.66%芳香烃等。研究结果为油页岩热解机理分析、油页岩数值模拟模型的建立和提高现场采收率提供理论指导,并对控制有机质的反应温度范围提供依据,保证较高的转化率。

羊二庄油田河流相储集层构型与剩余油分布规律

羊二庄油田目前处于特高含水开发阶段,原有储集层评价方法已不能满足现阶段油藏精细化开发和剩余油挖潜的需求。为此,通过对羊二庄油田曲流河、辫状河储集层构型特征、注水渗流特征、剩余油分布特征的对比研究,提出不同级别河流储集层构型特征对剩余油分布的控制模式。七级构型控制的河道叠置、河道边缘砂体尖灭都会形成局部的剩余油富集;八级构型单元内的砂体韵律特征、废弃河道遮挡注水等也会控制剩余油的分布;九级构型单元对剩余油分布的影响主要是点坝内部侧积界面和心滩内部落淤层的影响,形成三级构型控制下剩余油分布模式。不同类型砂体剩余油分布规律不同,应采取针对性措施进行剩余油挖潜。

BZ油田注水井调剖酸化联作体系研究

针对BZ油田注水井地层非均质强,单一酸化、调剖无法同时满足增注和减小层间矛盾的问题,在室内开展了酸化、调剖联作体系研究。所用配套酸液体系为单步酸酸液体系,实验评价了其缓速、抑制二次沉淀、溶蚀和配伍性等性能,单岩心酸化后渗透率恢复效果良好。配套调剖剂体系主剂采用阴离子型聚合物,评价了其耐酸性能和岩心封堵能力。采用双岩心夹持流动实验装置模拟非均质地层,分析调剖和酸化的注液顺序对联作处理效果的影响。模拟实验结果显示,先调剖后酸化效果明显,低渗岩心渗透率改善倍比为1.52,高渗岩心得到封堵,渗透率改善倍比为0.29,实现了既缩小层间渗透率差异又启动低渗岩心的目标。

作业成本法在石油企业成本管理中的应用

企业的成本管理对企业而言至关重要,作业成本法在成本管理中发挥了重要作用,对石油企业这种工艺复杂的粗放型企业而言,作业成本法的地位更高,直接关系到企业的经济效益,对石油企业的发展有重要意义,本文主要对作业成本法在石油企业成本管理中的应用进行简单介绍,加深读者对作业成本法的了解。

应用NMR技术分析大港探区煤岩及显微组分生烃特性

勘探实践证实石炭-二叠系煤岩是大港探区非常重要的烃源岩,其生烃组分以基质镜质体为主,壳质组次之,比较容易获得相对富集的组分样品。壳质组中以小孢子体、角质体为主,树脂体次之,个别样品中可见树皮体。煤岩的有机组分组成复杂,而且不同组分的化学组成与结构差异较大。要想深入了解研究区煤岩的成烃机理,还应该从化学组成和结构的角度对其进行研究。因此,为了加深了解大港探区石炭-二叠系太原组和山西组煤岩中不同生烃组分化学结构、生烃性能差异,首次应用NMR技术定量评价大港探区煤及显微组分生烃特性。研究结果表明大港探区石炭-二叠系煤岩及显微组分具有较强的生烃能力,但其中基质镜质体以生气为主,树脂体以生油为主,角质体生油气能力相当。

石油企业加强人工成本管理的对策探讨

随着市场化体制的不断改革,企业的发展同市场的关系日益密切,受市场因素的影响也很大,现阶段企业的发展的方向就是控制成本,降低企业的生产成本的措施提升企业竞争力。石油企业是我国重要支柱产业,石油企业的发展关系到国家经济命脉,对石油企业而言,加强人工成本管理是成本控制的一种方式,本文就加强人工成本管理谈一谈具体对策,以促进石油企业的发展。

埕海油田滩海区地层断裂系统封闭性研究

埕海油田滩海区是大港油田增储上产的重要区域,目前区内多个断块已经进入开发中后期强化注水阶段,需要避免注水引起断层活化带来的开发风险。为此针对滩海区断裂系统开展研究,通过断层的精细解释、应力场分析、运动学特征、裂缝特征描述等,明确了需要重点关注的几条通天断层的基本特征,并利用静态方法评价了断层的原始封闭性,通过动态法计算出各注水区块的注采比、地层破裂压力及最大注水压力,并根据注采比、最大注水压力变化提出了油藏注水开发要点,保证了研究区的安全有效开发,也为有相似条件油田的注水开发提供了技术支持。

油田EPC承包模式下承包方的工程造价管理

EPC承包模式是一种涵盖设计、采购和建设全过程的模式,在该模式下业主与承包方签署承包合同,承包方按照合同要求完成工程的总体或若干承包阶段,对承包方而言,工程造价尤为重要,直接关系到工程的质量及经济效益。近年来该模式广泛应用于油田建设过程中,承包方应结合项目实际情况,确保造价控制管理的有效性,以此确保承包方的合法权益。基于上述背景,本文简要概述了EPC承包模式下承包方工程造价管理现状,并探讨了具体管理措施,以期能确保工程投资控制与管理的有效性。

板桥油田注水老区“双高”油藏剩余油挖潜对策

板桥油田注水老区经过30多年的注水开发,已进入高含水、高采出程度、低采油速度开发阶段,可采储量采出程度超过40%,可动剩余油分布十分零散,挖潜难度大。为恢复注水老区“双高”油藏生产能力,改善油藏开发效果,充分挖掘油藏剩余油潜力,通过开展储集层非均质性和剩余油分布研究,对不同动用程度的砂体采取不同的治理对策。方案实施后,“双高”油藏治理效果突出,将近停产油藏恢复至稳定产油80t/d,开发指标大幅度提升,单砂体剩余油研究的可靠性得到验证,创造了良好的经济效益。

板桥油田低阻油层评价

板桥油田中浅层发育低阻油层,在测井解释中极易漏失,给油层评价带来一定的困难。通过分析板桥低阻油层的形成原因及影响因素,认为咸水泥浆侵入、粘土矿物附加导电性、高束缚水饱和度、砂泥岩薄互层、低幅度构造及复合因素是板桥油田油层低阻的主要原因。提出了优选低阻油层解释图版、提高测井资料纵向分辨率、应用地质背景、多因素结合分析的低阻油层识别方法。通过分析应用实例,为板桥中浅层低阻油层的识别提供了一定的借鉴。

阿尔及利亚——蕴藏着丰富的石油和天然气，是北非主要石油生产和出口国，有“北非油库”的美誉

阿尔及利亚位于非洲西北部。北临地中海，东临突尼斯、利比亚，南与尼日尔，马里和毛里塔尼亚接壤，西与摩洛哥、西撒哈拉交界，海岸线长约1200km.

埕海油田深层流体性质判别方法

大港埕海油田受古地理条件及沉积环境、钻井条件等因素制约,储层测井响应特征与含油性存在复杂关系,导致低对比度油藏频繁出现,储层测井响应区分不明显,常规评价方法难以满足开发需求,流体性质判别困难。同时由于井况等原因导致资料缺失,增加了测井评价难度。为解决以上难题,在分析区块地质特征基础上,结合测井、录井、试采资料,分别采用纵向模式判别法、四孔隙度权重分析法以及测录井多学科的多参数融合技术,对测井资料进行深度挖掘,形成一套针对埕海油田深层的流体性质判别方法。该方法针对性地解决了测井评价的瓶颈难题,实现了储层流体性质精确评价,增强了区块适用性,为油田高效建产垫定技术基础。

有缆智能分注测调技术在CH油田的应用

随着油田注水开发的深入,水井分注技术的发展,CH油田先后试验应用了油套分注,定比例分注,压控开关分注,桥式同心分注等多项分注技术;但这些技术却不能很好满足水平井和井斜大于50度的大斜度井的分注和测调。且多数采用钢丝和电缆进行作业,无法避免测调时钢丝电缆作业风险,无法随时监测与控制水量。费时、费力、危险系数大。因此,2016年来,在CH油田先后对5口水井进行了有缆智能分注测调技术的试验应用,有效解决了以上问题,能够实现长期精确的分层注水和测调,为CH油田注水测调实现智能和自动化打下了坚实基础。

埕海油田低渗储层海水基压裂试验与应用

近年来埕海油田压裂主要以笼统压裂和水力喷射压裂为主,压裂液采用淡水批量混配,由于埕海油田所处地域特殊,环境问题敏感,作业空间受限无法大量储存,压裂规模受限。大部分压裂井总液量在700方以下,压裂措施有效率73.3%,并且长途运输淡水,成本高。埕海油田迫切需要深化低渗储层压裂配套技术研究,提高压裂效果。埕海油田位于渤海湾,海水资源丰富,采用海水基压裂液,具有节约淡水资源、添加剂少等技术优势和“环保、高效、低成本”的特点。结合现场实际情况,实现海水压裂液现场配制并成功进行大规模压裂施工,与过去相比压裂规模最大增加24.4倍;优化压裂液体系及工艺参数,优选合适的压裂方式,优化液量、加砂量及施工排量;对压裂后效果进行跟踪分析,与淡水基压裂相比海水基压裂5口井共节约成本41.52万元,压裂措施有效率100%,提高26.7个百分点,海水基压裂技术试验应用为埕海油田低渗储层开发提供有力技术支撑。

预交联凝胶调剖工艺在CH油田ZH8Es单元的应用

针对CH油田ZH8Es单元出现的产量递减大、含水上升速度快的实际问题,在ZH8Es-L1井开展了预交联凝胶调剖工作,有效控制了井组产量递减,改善了区块开发效果,六个月累增油5867吨。为该油藏提高采收率探索出了一条新途径。

油田伴生气回收利用技术的探究

M油田大多数油藏属于低渗透油藏,原始气油比高,有着大量的伴生气资源,但目前该油田对伴生气的利用仅局限于加热炉燃烧或者无效放空,造成资源浪费。为了能够合理地回收利用油田伴生气,M油田通过引入高效脱气集气设备、优化集输流程等方法进行伴生气回收,实现了由井口到联合站整个环节的封闭式集输。研究表明,定压集气阀、高效三相分离器、油气混输装置可将伴生气回收利用率由15%提高到60%,优化集输流程可将油田伴生气进一步合理回收利用,达到了油田伴生气科学、有效的运用。