中国石油井下作业数字化监督发展问题与对策

阐述了中国石油井下作业数字化监督在监督人员数字化管理、施工队伍数字化监督、施工作业数字化监督、井场环境数字化监督4个方面的发展现状。分析了井下作业数字化监督发展面临数字化监督管理制度不健全、监督数据标准不统一、数字化智能监督技术不完善、缺少统一的数字化智能监督平台、监督数据价值挖掘不深入5个方面的主要问题。提出了制定井下作业数字化监督管理制度、建立井下作业监督数据标准、攻关数字化智能监督关键技术、研发井下作业数字化智能监督平台、提升监督大数据分析应用水平5项数字化监督发展对策。展望了井下作业数字化监督建设发展后在提升监督人员履职效率、降低监督人力资源成本、提升工程质量、保障施工安全与环保4个方面的预期成效。

长庆油田井下作业监督数字化建设及实践

数字化转型、智能化发展已成为我国经济增长的新引擎。数字化管理已全面渗透到油气田生产运行、技术分析、安全环保、经营管理等各方面各环节,极大改变了传统生产方式和运行管理模式。结合长庆油田井下作业监督运行现状,把握对标监督依据、量化监督体系、规范监督流程、数字智能驱动、信息互联互通等关键环节,建设具有长庆特色的井下作业监督数字化系统并实施应用,实现手持终端采集、后台线上检查、问题智能分析、风险预警干预、资料自动生成、量化监督评估6种主要功能,解决监督应到不到、监督履职失责、监督资料冗繁、风险管控缺位、隐患治理乏力、考核评估疲软等难题,切实提升井下作业监督工作效能,助推长庆油田高质量发展。

长庆油田工程监督创新管理探究

中国石油长庆油田分公司在推进5 000×10~4t持续稳产和提质增效的关键之际,项目建设面临原油上产和安全质量双重压力,安全质量监督与项目工程进度的矛盾依然存在,给第三方工程监督提出了更高要求和挑战。针对当前形势,对工程监督管理进行探讨,持续落实项目精细化管理,强化工程安全质量监管,不断促进项目生产规范运作。

工程监督对油田工程建设的价值增效分析

在油田工程建设中,需要从质量、安全、环保、工期、投资这5个方面对建设过程进行监督。通过对监督工作的实例、工程监督具体工作流程和工程建设管控水平的重要作用的详细分析研究,指出在工程建设施工现场对作业过程的全过程监督,可以有效减少质量、安全、环保隐患的出现,降低工程设施全生命周期投资成本,提高施工效率和最终产出品的质量,实现勘探开发低成本高效益的经济目标。

油田工程监督业务取费及成本考核思考

油田工程监督业务具有第三方性质,其自身特点决定了工程监督业务取费受限,成本可控性较差,使工程监督业务单位难以有效提高整体管理效益。通过对工程监督业务取费及成本考核的现状分析,提出规范取费来源和方式,建立全面、合理、有效的成本考核体系从而加强成本控制的建议。指出,油田企业工程监督业务运行模式随着油田产建规模的变化和运行方式的变化而不断发展,只有不断探索行之有效、切合实际的方法,才能充分发挥成本考核的作用,真正提高企业效益。

油田井下作业可视化安全管控技术研究与应用

针对长庆油田井下作业安全生产管控实际,通过系统分析作业现场面临形势,构建油气田生产智能监测系统,通过4G通信技术传感器、无线传输系统、交换机、数据监控系统对井口数据采集应用,井场视频监控、视频储存、视频发布,完整展现油气田生产的实时概况,构建无线网络系统,远端监控与后台数据在组网中可靠、安全、高效传输,为安全生产管理、提高油气田生产量和生产效率提供保障。

油田井下作业可视化安全管控技术研究与应用

针对长庆油田井下作业安全生产管控实际,通过系统分析作业现场面临形势,构建油气田生产智能监测系统。通过4G通信技术传感器、无线传输系统、交换机、数据监控系统对井口数据采集应用,结合井场视频监控、视频储存、视频发布,完整展现油气田生产的实时概况,构建无线网络系统,远程监控与后台数据在组网中可靠、安全、高效传输,为提高油气田生产量和生产效率及安全生产管理提供保障。

环江油田长8层注水井酸化增注工艺

通过对环江油田长8注水井欠注原因的分析,提出了深部酸化降压增注的技术思路,开展了酸液体系和酸化工艺研究,现场实施取得了良好的效果,为该区注水井降压增注提供了有效的手段。

靖南气田刘家沟组堵漏技术及监督工作要点

井漏是钻井过程中常见的复杂情况,处理不好就会造成更严重的后果,处理井漏应该有针对性,关键是采取的措施是否能适应地下的实际情况。在靖边南部气田,刘家沟地层是一个典型的漏层,尤其底部更是极易发生井漏,如何做好预防和处理漏失问题,是目前比较突出的问题,给现场的质量、安全监督工作带来隐患。通过统计分析靖边南部气田刘家沟组地层漏失的特点,寻求合理的处置方法,并结合现场操作,为现场钻井监督工作提几点建议。

关于石油钻井中现场压井液密度问题的探讨

研究了当前计算压井液密度的各种不同的方法,同时在深入分析的基础之上,指出了当前这些计算方法存在的缺陷,使得压井液密度的计算能够更准确地进行。

YB-192及其复合型缓蚀剂在元城油田适应性探讨

针对元城油田油井腐蚀现状,在阐述腐蚀原因与机理的基础上,应用并探讨YB-192及其复合型缓蚀剂在元东区的适应性。试验结果表明,两种缓蚀剂总体缓蚀效果良好,14口试验井平均检泵周期延长64天,年维修作业频次及集油管线更换数量明显减少。对比发现,YB-192型缓蚀剂在庆108区使用效果明显,其复合型缓蚀剂在庆101区的适应性一般。

采油企业推行“油公司”模式改革的探索与实践

近年来,中国石油在"油公司"模式改革方面进行了积极探索,形成了具有中国石油特色的"油公司"改革模式,为采油企业全面推广"油公司"模式建设提供了宝贵的理论指导和实践经验。为推进"油公司"模式改革在基层落实落地,长庆油田第五采油厂坚持问题导向,深入研判制约高质量发展的瓶颈难题,积极探索实践一系列符合采油厂实际情况和发展需要的改革举措,逐步构建并完善"油公司"模式下的新型采油厂,为推动油田高质量提供了有力支撑。

苏里格气田苏54区块盒_8段沉积相特征研究

利用地震反演、钻井取心、岩性识别、测井综合解释等方法,重点分析了盒8段沉积相类型及特征,研究认为:盒8段为辫状河—曲流河沉积背景下的综合产物,沉积微相类型多,主要为边滩、泛滥平原、河道底部滞留沉积与心滩;盒8上段沉积厚度小,泥岩较发育,砂体呈土豆状及透镜状,表现出"泥包砂"的特点,盒8下段沉积厚度大,砂体连片发育,表现出"砂包泥"的特点;自盒8下段到盒8上段,沉积环境由辫状河沉积逐渐过渡到曲流河沉积,砂体展布范围及河道发育规模逐渐变小,东西向砂体发育及河道规模较南北向小,砂体连片性及储层物性也较差。

苏里格南区下古马五_(1+2)储层开发潜力分析

苏里格南区马五1+2地层剥蚀严重,平面上储层展布较为复杂,但已有气井动、静态资料显示区内马五1+2储层具有一定的开发潜力,基于目前还未对该区马五1+2储层开展过系统研究,通过开展马五1+2储层综合研究,为今后开发决策提供依据。

鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区山西组山23段储层物性特征研究

利用研究区铸体薄片、扫描电镜、压汞分析及岩心观察和测井等各种资料，对鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区山23储层物性特征及影响因素进行分析。研究结果表明：子洲-清涧地区山西组山2，段渗透率和孔隙度具有明显的正相关特征，其储层物性主要受控于沉积微相、岩石类型、粒度以及成岩作用。水下分流河道砂体孔隙度、渗透率相对较高，河口坝席状砂次之，分流间湾较差；石英砂岩物性普遍好于岩屑石英砂岩，岩屑砂岩则相对较差；砂岩的粒度越大，储层物性越好，粗砂岩、巨-粗砂岩的物性要明显好于中-粗砂岩、粗-中砂岩、细-中砂岩。成岩作用中压实作用和胶结作用是储层物性变差的主要原因，溶蚀作用是一种对储层有利的建设性成岩作用，有利于产生大量次生孔隙．成为碎屑岩储层主要储集空间。

低渗岩性气藏局部建设储气库水平井注采先导试验优化

榆林南储气库区属于低孔低渗砂岩气藏，有效储层厚度薄，非均质性强，在解决储气库运行时效方面，水平井注采能力表现出独特的优势，关于其注采能力的试验研究显得尤为重要。结合储气库区气井实际生产动态，主要围绕注采方式、注采周期、试井等方面开展水平井注采试验研究，并且建立注采试验井区模型，分析压力变化规律，设计产能试井．通过多种方法优化方案设计。根据设计优化结果，进行储气库区水平井注采先导试验，落实气井最大注入能力、试验区地层压力水平，为储气库区方案编制及工艺、地面设备和参数选取提供依据。

苏里格气田快速排液技术

苏里格地区大量气井储层改造时进入地层及井筒的液体无法快速、有效返排。为避免对储层造成二次伤害,影响气井产能,统计该地区大量气井排液数据,结合现场施工经验,分析了影响气井压后排液效果的主要因素;对常用关放排液、液氮伴注排液、连续油管气举排液等技术从原理、适用条件、使用方法等方面进行讨论,结合现场实际应用情况进行类比分析,提出不同排液工艺的优化方法。结果表明,合理利用地层弹性能量和气体携液能力是提高排液效率的重要手段。根据气井压后的实际情况选择合理的排液方式,可达到指导作业现场快速排液的目的。

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组马五_(5)亚段微生物岩盆地尺度分布特征及主控因素

基于岩心、薄片和测录井资料分析发现,鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组马五_(5)亚段下部发育1套盆地尺度稳定分布的微生物碳酸盐岩组合,其特征为:(1)岩石类型主要由泥质灰(云)岩、泥晶灰(云)岩、凝块灰(云)岩、叠层灰(云)岩、粘结砂屑灰(云)岩及岩溶角砾灰(云)岩等构成,凝块石主要呈层状、瘤状和格架状,叠层石可识别出层纹状、波状和柱状3种类型;(2)垂向上可识别出4种与微生物岩密切相关的、向上变深复变浅的典型沉积序列;(3)高频旋回小层划分与对比分析发现,微生物岩在横向上稳定连片分布,具有盆地尺度的可对比性和等时性;(4)基于岩心刻度测井方法建立测井相模板,依据该模板对全盆地404口井进行逐一识别和解释,发现微生物碳酸盐岩的累计厚度一般在3~7 m之间,整体呈向东减薄的变化趋势,连续分布面积超过2.5×10^(5)km^(2),揭示了较短时间内盆地尺度微生物岩规模发育的独特沉积现象。沉积序列分析表明,马五_(5)亚段沉积初期存在单旋回缓慢变深复变浅、多旋回组合振荡式持续缓慢海侵的海平面变化趋势,且相对平静的古构造环境与早期蒸发岩填平补齐作用的耦合提供了相对平坦的古地貌条件,因此在马五_(5)亚段沉积时期总体持续缓慢海侵背景下,环境同质化的底形条件是规模性浅水微生物碳酸盐岩发育的根本原因。系统报道马五_(5)亚段盆地尺度微生物岩的发育与分布特征,既丰富了鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组微生物岩的研究,也有助于丰富完善对碳酸盐岩台地微生物岩规模性繁育机制的认识。

储层孔隙结构测井表征的新方法

鄂尔多斯盆地上古生界典型的低孔、低渗致密砂岩孔隙结构是影响储层产能的主要因素。因此,必须搞清低渗储层复杂孔隙结构的成因,为气田开发提供更有力的技术支撑。随着高精度数控测井和核磁测井的推广应用,利用测井资料研究储层孔隙结构成为可能。在大量测井数据与岩心分析测试数据统计分析基础上,建立了岩石颗粒与测井渗透率、声波时差与孔隙度的关系。提出利用有效孔隙度指数评价储层孔隙结构,表征了孔隙中可被油气利用的最大孔隙度和油气的最大有效渗透率。提出利用大孔隙指数识别低渗储层中相对优质的储层。应用核磁共振T_2几何均值与储层孔隙喉道的关系,形成评价储层物性及孔隙结构新方法。实际应用表明,新方法评价结果准确可靠,具有推广应用价值。

陕北地区延长组储层孔隙控制因素分析

储层微观孔隙结构是决定储层储集及渗流特征的关键因素，分析其成因类型及分布规律，对深入研究储层特征差异及预测优质储层具有重要意义。岩石的孔隙率是储层的重要评价指标，面孔率是孔隙率的重要组成部分，其分布特征和含量多少直接影响储层的质量。面孔率和孔隙率的控制因素实际上也是储层质量的控制因素。储层的孔隙类型与其储集性能有极其密切的关系，分析储层孔隙类型及其在成岩过程中的演化规律是寻找和预测有利产建目标区的重要手段。陕北地区延长组砂岩中孔隙以粒间孔、长石溶孔、沸石溶孔和岩屑溶孔为主。其中粒间孔是主要的储集空间．且延长组各层组表现不一，并与压实作用、胶结物含量等相关。