采油企业社会化劳务工管理探索——以长庆油田公司第八采油厂为例

本文以长庆油田公司第八采油厂为例,分析了采油企业社会化劳务工队伍现状,存在问题原因,提出建设性的对策:传承精神,在思想认识上超前引导;在政治待遇上充分关怀;在岗位成才上机会同等;在职业规划上高度关注;以人为本,在生产生活上给予关心;在劳务引进上规范操作。

智慧录井平台建设及其在长庆油田的创新应用

为不断推动录井产业智能化升级,改变传统的录井运作模式,结合录井现状和勘探开发的实际需求,重点介绍了智慧录井平台的岩屑自动捞取系统、岩屑数字化与智能化识别系统、机械臂自动分析系统和随钻智能解释评价系统。在长庆油田MY 1H井等多口井通过实施智慧录井新模式,重塑了录井产业流程和决策机制,降低了人为因素影响,提高了录井效率,降低了人员成本,有效提升了录井过程自动化、智能化和数字化水平,也为解决传统录井技术瓶颈问题提供了新思路、新方案。

低渗透油田中心站运行管理实践探析——以长庆油田为例

针对低渗透油田上产和稳产过程中面临的投资、成本、用工“三控制”之间的矛盾,长庆油田通过开展智能油田建设,构建协同合作新机制,推进扁平化管理,创新岗位责任制度体系,建立了低渗透油田高质量发展管理转型新模式——中心站运行管理模式,形成了较为完整的管理体系,走出了一条具有信息化发展特点的石油企业规范、透明和先进的管理之路。文章以已经实现“中心站+无人值守”全覆盖的长庆油田为例,探析中心站运行管理体系创新实践的背景、管理措施及应用成效,为我国大型低渗透油田高质量发展探索新的发展模式。

辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征及油气成藏模式

通过有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”、饱和烃色谱-质谱和流体包裹体等的分析,对辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征和油气成藏模式进行了详细研究。研究结果表明:(1)辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩主要发育在E2s32亚段、E2s33亚段和E2s4段,其中E2s32亚段Ⅱ小层泥岩最为发育,主要为深灰色厚层泥岩,整体厚度约170 m。(2)研究区深层烃源岩总有机碳质量分数平均可达1.60%,生烃潜量平均值为2.82 mg/g;有机质类型以Ⅱ1—Ⅲ型为主,主要为浮游植物与高等植物混合贡献,为弱氧化—弱还原的湖相咸水沉积环境;烃源岩有机质丰度为0.5%~1.5%,普遍达到大量生烃阶段,部分已达到高成熟演化阶段。(3)研究区深层烃源岩在距今38 Ma时进入生油窗,距今20 Ma时开始生成天然气;流体包裹体显示研究区存在2期油气充注,分别为38~26 Ma和20 Ma~现今,与生烃演化史匹配。

玛北油田三叠系百口泉组储层四性关系研究

利用岩芯、测井、试油、分析化验等资料,对准噶尔盆地玛北油田三叠系百口泉组的岩性、岩石学特征、物性及含油性等关系进行分析,总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素,得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明,岩石类型、粒度、分选、泥质含量,以及胶结物类型等是控制百口泉组储层物性的关键因素;各种岩性的含油产状普遍较高,砾岩、砂砾岩和含砾砂岩含油产状较好;储层具有物性变好,含油显示级别升高的特点;储层物性,含油饱和度,以及地层电阻率呈正相关。通过对百口泉组储层四性关系的研究,并根据试油资料与储层物性、电性参数交会,制定了油、水、干层的定量解释标准,为下一步的油气勘探与开发工作提供了科学依据。

姬塬油田集输系统工艺法防垢模式的评价

姬塬油田的樊学区块,由于各层系地层水配伍性差,加之混层开发及混合处理的集输模式,导致集输系统结垢严重,直接影响到原油正常生产,存在严重的安全隐患。为保障系统平稳运行,采用以工艺法防垢为主,化学、物理法防除垢为辅的综合清防垢体系,逐步形成了"原油分层集输、分层处理、净化油合层输送、采出水分层回注"的工艺模式,结垢治理取得了较大成效。针对近两年工艺法防垢的现场应用情况及效果分析,评价工艺法防垢的应用效果。

利用等级优化方法优选采油工艺方案

在油田开采过程中,选用科学合理的方法能够提高石油开采的效率、扩大开采量、减少开采成本,一直是石油企业需要重点解决的问题。然而现实的石油开采却没有达到预期的效果,由于石油企业大多把注意力放在科技的运用上,而忽视了工艺方案的制定,使得开采技术不能得到充分的使用、开采人员及工具也没有得到合理的分配。利用等级优化方法来选择采油的方式,能够极大的提高石油企业的开采效率.,真正的提高企业的经济效益。

黄土高原生态化油田建设

针对长庆油田在黄土高原较为脆弱的生态环境下,建设西部大庆过程中所面临的油田快速发展与生态保护之间的矛盾,运用工业生态学原理,总结探讨了长庆油田以企业文化、数字化油田、集约用地、研究配套实用勘探开发技术、体制机制改革、发展循环经济及管理创新等手段对建设生态化油田进行探索,实现企业发展、生态保护、企地和谐,通过油田的开发改善和促进黄土高原的生态文明。

采油作业区联合站大气污染控制研究

联合站是是油田原油集输和处理的中枢。本次研究以陕北某采油厂两个联合站为依托,研究采油作业区联合站非甲烷总烃污染。研究方法为《空气和废气监测分析方法》(第四版)总烃和非甲烷总体的测定方法(气相色谱法),在在联合站1#、联合站2#的厂界上风向分别设置1个监测点位,下风向分别设置3个监测点位,最终监测得非甲烷总烃排放浓度最高值为2.84 mg/m3。符合参考标准限值要求。随着由于石油开发技术的不断进步,对伴生气、套管气综合利用率的进一步提高,无组织挥发将减小,因此对油区区域环境空气的影响将得到有效控制,在可接受的范围内。

基于最优裂缝导流能力的水平井压裂后生产指数预测新方法

生产指数是水平井压裂后生产能力评价的重要指标,目前非常规油气水平井压裂后产能预测方法较复杂,参数较多,需进一步优化设计。基于统一压裂设计理论的支撑剂指数法,借用支撑裂缝流动效率优化无因次裂缝导流能力及无因次生产指数,采用多元线性回归方法建立了水平井长度、裂缝半长、裂缝条数、井控边界、储层厚度5种因素影响下的最优无因次裂缝导流能力及无因次生产指数计算模型。结果表明:利用新建模型回归的最优无因次裂缝导流能力多元线性方程决定系数R2为0.933,回归的无因次生产指数多元线性方程决定系数R2为0.980,平均相对误差均小于5%,与传统预测方法相比,精度有了明显的提高。敏感性分析结果表明,生产指数与水平井长度、裂缝条数、裂缝半长和储层厚度呈正相关,与矩形渗流区域长度呈负相关,其中与裂缝条数的关联性最强。研究成果对快速实现非常规油气水平井压裂后产能准确预测、经济评价和施工参数优化都具有重要意义。

鄂尔多斯盆地中生界断裂及对油藏的控制研究

针对鄂尔多斯盆地西北部盐池县古峰庄地区断裂系统复杂和油藏分布不明确的问题,利用三维地震和平衡剖面恢复技术,精细识别断裂分布,刻画断面形态,恢复断层的启闭性,明确了断裂的形成期次和有利成藏条件。古峰庄地区发育3组断裂:印支期断裂多为正断层,呈雁列式NWW向展布,在早白垩世开启,具有沟通油源、高效输导油气的作用;燕山期断裂在工区西部发育,呈近NS向,多为逆冲断层,构造变形强烈,不利于油藏保存;喜马拉雅期断裂为NEE向,平行分布于工区,多为正断层,在成藏后形成,调整或破坏原生油藏。断裂发育区的成藏条件为:通源断裂在成藏期开启;圈闭在成藏期和现今条件好,且位于断层面凸面脊附近(源上成藏)或凹面脊附近(源下成藏)。研究成果对于断裂系统发育区油气勘探具有一定的指导意义。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5油藏控制因素及成藏模式

鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5储层致密,在油藏大面积发育的同时,层间和层内含油性差异较大,油水关系复杂,油水分布影响因素待进一步明确。成藏控制因素分析表明,长7广布式的烃源岩提供了丰富的资源基础,差异成岩作用控制下的三角洲前缘相对高孔高渗储层是油气聚集的场所,大量发育的裂缝是石油运移的重要通道,三者整体控制长4+5油藏大面积、大规模发育,但在局部受烃源岩厚度、裂缝发育程度和储层非均质性的影响,石油富集程度存在差异。创新提出"长7油源、裂缝及渗透性砂岩通道、非等动力垂向多点充注、物性控制非均匀成藏"模式,有效揭示了长4+5油藏大范围发育但差异性含油的地质成因。

新型EM套管天线遥测技术

EM套管天线遥测技术可克服传统EM遥测技术的局限性,为高地层电阻率、信号衰减和堵漏材料堵塞脉冲器问题提供了有效的解决途径。与传统EM遥测技术相比,EM套管天线技术可大幅度减少信号衰减,提高信噪比,显著增大EM遥测技术的作业深度,并拓宽其应用范围。现场应用结果表明,EM套管天线遥测技术有效解决了高电阻率地层传统EM遥测技术的信号衰减和堵漏材料堵塞脉冲器的问题,缩短了非生产时间,提高了钻井效率。鉴于目前的随钻地震技术由于信号衰减,也存在深度限制的问题,建议将EM套管天线遥测技术应用于随钻地震,从而有力推动随钻地震技术的工程化应用。

基于最小二乘支持向量机的大孔道定量计算方法

大孔道的发育造成大量注入水低效、无效循环,降低了开发效果,如何定量计算大孔道已成为高含水期油田开发中亟待解决的问题。为此文中提出利用最小二乘支持向量机方法定量计算大孔道参数。从大孔道形成前后的动、静态响应特征出发,选取了大孔道的控制因素作为最小二乘支持向量机的输入,对应的大孔道参数定量解释结果作为最小二乘支持向量机的输出,通过统计训练学习,建立了大孔道与控制因素相关的定量计算模型,进而得到大孔道的定量计算结果。结果表明,支持向量机模型的计算结果与样本值拟合精度较高,能较好且客观地反映各控制因素对大孔道的影响。在岔15断块试验区应用后发现,模型的计算结果与实际监测值误差较小,满足矿场应用要求,具有较高的应用价值。

利用矿物含量计算砂岩脆性指数——以鄂尔多斯盆地合水地区长6段致密砂岩储层为例

脆性指数是致密砂岩储层评价的重要参数,准确计算脆性指数为储层改造参数优化及"甜点"优选提供依据。通过岩石薄片鉴定和X射线衍射全岩分析,研究致密砂岩脆性矿物特征,提出利用"(石英+碳酸盐)含量/矿物总量"计算岩石脆性指数。结果表明合水地区主力层位三叠系延长组长63的脆性指数主要为50%~65%,平均为56.3%,与岩石力学测量值的符合率较高。高石英含量是形成长6段致密砂岩高脆性指数的主要原因,脆性指数>60%的储层大面积分布,利于体积压裂改造。

利用油包裹体荧光光谱确定齐家地区高台子油层致密油气成藏期次及其相对成熟度

基于石油的荧光性,通过常规荧光光谱方法,对油包裹体的荧光光谱进行定量化描述,利用其主峰波长(λ_(max))、红绿熵(Q)及QF_(535)等属性参数,并根据λ_(max)与QF_(535)的相关关系特征,可以便捷而有效地开展油气充注期次的判识。齐家地区上白垩统青山口组高台子致密油储层中9块流体包裹体样品检测结果表明,高台子油层中发育发黄色、黄绿色、蓝绿色3种荧光颜色的油包裹体;高台子油层油包裹体λ_(max)与QF_(535)分布在3个区域,从黄色荧光区域→黄绿色荧光区域→蓝绿色荧光区域,QF_(535)值逐渐减小,反映了油包裹体中捕获原油的成熟度逐渐增高;并结合埋藏史、生烃史和包裹体均一温度研究,认为齐家地区高台子油层在地质历史时期共经历了3幕油气充注,早期原油充注发生在白垩纪嫩江晚期79—77Ma期间,对应于第1幕充注;晚期原油充注发生在晚白垩世明水期69—65Ma期间,对应于第2幕和第3幕充注。

新型现代化采油厂管理实践

中国石油长庆油田分公司第八采油厂（以下简称采油八厂）成立于2005年6月。“十一五”以来，采油八厂以上产增储为使命，以持续发展为目标，通过构建新型现代化采油厂并努力付诸实践，在低效储量开发上探索出了一条产量与效益并举的路子，逐步踏上了建设新型现代化采油厂的快车道。

油气储运中油气回收技术的运用

随着国内市场经济的发展,对于油气产品的需求呈不断上升的趋势,然而国内油气资源开发以及生产规模则呈逐渐萎缩的趋势,以致油气资源供需缺口逐渐拉大。同时,在油气储运的过程中,油气挥发程度大小与其经济效益以及环境保护相关,因此,关于油气回收技术逐渐得到业内的重视。本文从油气回收技术的必要性入手,对冷凝油气回收技术、膜分离油气回收技术、吸收油气回收技术以及吸附油气回收技术的应用进行了全面的分析,并将四种油气回收技术进行了对比,旨在能够为油气回收技术的实践应用提供参考。

庆城油田成藏条件及勘探开发关键技术

2019年中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7油层组烃源岩层系内发现了中国最大的页岩油田——庆城油田,新增探明地质储量为3.58×10~8t、预测地质储量为6.93×10~8t,合计为10.51×10~8t,实现了长7油层组页岩油勘探的历史性突破。近年来,围绕生油层内是否发育甜点区、能否形成工业产能和能否实现规模效益开发等关键难题,中国石油长庆油田公司通过持续深化成藏地质研究和不断探索关键配套技术,实现了烃源岩内油藏勘探的一系列理论认识创新和技术突破。研究结果表明,长7油层组中页岩油的成藏主要受以下因素控制:①广覆式细粒沉积组合具有整体生烃的特征,其中,黑色页岩和暗色泥岩等湖相优质烃源岩奠定了页岩油形成的物质基础;②泥页岩层系所夹持的砂质沉积物为勘探甜点段,而砂体组合的类型主要受控于湖底地形;③微米孔隙和纳米喉道的互补使得储层具有较好的储集性能;④高强度的源内充注形成了具有高含油饱和度、高气油比的油藏。这4个因素的有效组合是鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油形成规模富集的关键。目前,通过创新关键配套技术,打造页岩油勘探开发利器,已实现页岩油规模勘探开发的实质性突破。井-震混采技术在黄土塬地区的应用使得三维地震资料品质大幅提高,可有效指导甜点区的预测;"三品质"测井技术可用于评价地质工程甜点;长水平井细分切割体积压裂技术可进一步提升单井产量,单井的初期产油量由10 t/d提高到18 t/d以上。以庆城油田为代表的长7油层组烃源岩内油藏的勘探突破为中国石油长庆油田公司二次加快发展提供了重要的资源基础。预计到2023年,长7油层组烃源岩层系的产油量可达到300×10~4t,2025年的产油量可达到500×10~4t。

石油企业对外合作人才培养探讨

随着全球经济一体化的发展和我国石油企业建设综合性国际能源公司的奋斗目标的提出,为保障国家能源安全、获取和掌控更多的海外油气资源,适应资源国要求实现我国石油企业国际业务规模、有效、可持续发展,近年来石油企业对合作人才的需求呈现出快速的增长。如何科学合理的培养石油企业的对外合作人才已成为我国石油企业需要迫切解决的重要问题之一。