微生物驱油技术的研究与应用——以长庆油田第三采油厂盘33-21区块为例

从微生物驱油的原理入手,详细介绍了微生物驱油的试验过程及结果,并对长庆油田第三采油厂盘33-21区块实施微生物驱油技术前后进行了详尽的对比和分析,为下一步该项技术的应用起到了很好的借鉴作用。

微生物驱油技术的研究与应用——以长庆油田第三采油厂盘33-21区块为例

本文从微生物驱油的原理入手,详细介绍了微生物驱油的试验过程及结果,并对长庆油田第三采油厂盘33-21区块实施微生物驱油技术前后进行了详尽的对比和分析,为下步该项技术的应用起到了很好的借鉴作用。

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。

同心双管注入剖面测井技术在长庆油田的应用

同心双管分层注水工艺已成为长庆油田高效注水的手段之一,但特殊的双层管柱结构给注入剖面测井带来诸多困难。为解决同心双层管柱结构注入剖面测试方法的实施难题,围绕管柱结构特点开展方法适应性分析。通过改进部分测试工艺,开展了同位素示踪技术、噪声测井技术、井温测井技术在同心双管中的注入剖面测井研究,并在井温测井中使用了分布式光纤温度测井新技术进行试验探索。测井结果表明,同位素示踪注入剖面测井技术、噪声注入剖面测井技术、井温注入剖面测井技术可以对同心双管注入情况进行有效评价,但测试效果受诸多因素的影响,而分布式光纤温度测井技术具备较好的应用前景。

长庆油田绿色矿山创建成效及对策

绿色矿山创建是国家及中国石油天然气股份有限公司重点推进项目,对促进油气田高质量绿色发展具有重大意义。长庆油田自2017年启动创建工作以来,先后有数个开发区块通过国家、省市及中国石油天然气股份有限公司验收,取得较好成效。结合长庆油田绿色矿山创建实践,在创建工作顶层设计、对标分析、措施落实等环节的一些具体做法、成效进行总结探讨,并在完善创建机制、标准程序及创建资金等方面,提出了解决相关瓶颈问题的对策。

数字化采油厂工会工作面临的问题及对策

文章通过对数字化采油厂基本特点的总结,剖析了数字化采油厂工会工作中存在的问题,提出了解决问题的主要对策和建议。

构筑人才培训高地 夯实科学发展根基——长庆油田第三采油厂实训基地凸显立体功能

长庆油田第三采油厂全力构建人才强企战略,在"十二五"发展规划中重点规划了人力资源开发培训培养体系,为建成管理大厂和文化大厂注入了活力和动力。

采油三厂计算机网络风险防范案例

为了提高企业网络性能,加强网络的健康性,保证网络信息的安全性,根据采油三厂企业网络的具体情况,结合计算机网络风险理论,对企业计算机网络所存在的风险进行了分析,并做出了相应的防范措施。

基于核磁共振谱图分段技术的流体性质识别方法研究

核磁共振录井近些年应用效果显著,可实现对现场岩石物性的快速分析,评价孔隙结构,定量分析含油气饱和度、可动流体饱和度、束缚流体饱和度等重要参数,但在流体性质识别方面,由于受T2截止值,以及可动流体、束缚流体饱和度及孔径分布等重要参数计算误差的影响,制约了核磁共振录井技术的进一步发展。通过引入核磁共振谱图分段技术(按照横向弛豫时间分段)对核磁谱图进行处理,依据重构的信号重新计算求取含油饱和度,并优选1~10 ms段含油饱和度与孔隙度建立二维解释图板,后期资料应用取得了较好的应用效果,解释符合率由75.6%提高到81.6%,提高了核磁共振录井解释评价精度,可满足现场快速识别流体性质的需要。

西峰油田长8储层微观孔隙结构非均质性与渗流机理实验

为深入剖析超低渗储层微观孔隙结构非均质性对渗流机理的影响程度,选取鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层有代表性的样品进行了真实砂岩微观模型水驱油和CT扫描水驱油驱替实验。通过真实砂岩微观模型水驱油实验发现,对于没有微裂缝存在的岩样,水驱油效果往往与渗透率成正比关系,而微裂缝的存在使得微观孔隙结构非均质性显得更加突出,渗流机理将完全改变,从而水驱油效果也表现出较大的差异。CT扫描水驱油驱替实验结果也表明,微裂缝的存在明显增加了孔喉微观非均质程度,使得水驱效果变差。而环压对具有双重孔隙介质储层的注水效果会产生较大影响。可见对于超低渗储层,微观孔隙结构非均质性是造成注入水波及效率不高、水驱油效果差的主要原因。

西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响

目的探讨西峰油田长6、长8储层微观孔隙结构对注水开发效果的影响。方法综合运用常规微观孔隙结构研究方法和真实砂岩微观模型水驱油、CT扫描、核磁共振等技术。结果西峰油田合水区、庄19区块长8储层和庄40区块长6储层的孔隙连通情况、孔喉比大小影响着渗流规律和注水开发效果;实验发现,微裂缝的存在使得水驱油机理和效果均发生了改变,只要有微裂缝存在,即使整体渗透率很小,在较低的压力下,注入水就可以进入前行,但水驱效果差;贾敏效应的存在增加了水驱油压力,且渗透率越低,水驱油与油驱水压力差越大;压敏效应对特低渗透储层(尤其是微裂缝储层)的注水效果影响明显。结论孔隙结构差异性、微裂缝、贾敏效应和压敏效应是影响注水开发效果的根本原因。

鄂尔多斯盆地姬塬油田长7段页岩油藏地质工程一体化油藏开发对策——以安83井区为例

长7段油藏作为鄂尔多斯盆地姬塬油田重要生产层段,具有埋藏深、油水关系复杂、储层非均质性强等特点,地质工程一体化技术是提高其注水开发效果的必然手段。以地质工程一体化为指导,采用室内实验建立的修正岩石力学参数计算模型进行参数修正,利用岩心、测井等计算得到单井岩石力学参数和地应力参数,采用随机建模方法建立区块三维力学模型和三维地应力场模型,根据地应力分布刻画压裂裂缝展布方向。根据渗透率和地应力展布等优化设计开发井网,利用数值模拟技术优化井网及开发技术政策,以提高采收率为目标,建立并持续更新模型,形成了地应力分析—地质建模—油藏工程设计—数值模拟一体化技术方法。研究表明:采用扁平化管理结构,多学科协同能更高效开发油藏。精细地质描述与动态分析相结合可以持续更新地质模型,建立更加逼近真实的地质模型。岩心力学实验、测井曲线计算与压裂施工等相结合,采用随机建模方法构建的地应力场模型与动态具有很好的吻合性,为动态分析、井网完善与部署提供了基础。动态井网优化与开发技术政策有效地指导了安83井区长7段储层开发,该区重复改造时建议裂缝半长为120m、缝宽为30m、主裂缝导流能力为15D·cm、次裂缝导流能力为1D·cm,优化后的5口井施工后均取得较好效果,增油倍数明显高于邻井,优化设计井较邻井能增产30.46%。

深井采油工艺配套技术研究

主要从深抽工艺优化设计和深抽配套工具配套方面介绍了油井深抽工艺的研究内容,采用HY级高强度抽油杆、减载器、HY级杆柱组合等配套工具以及深抽工艺优化设计系统,可使泵挂由平均1500 m加深至平均2700 m。为深层油气资源的合理动用以及低渗低产油田的有效开发提供了技术支持。

应用稀有气体同位素判识油田水淹现象--以辽河盆地黄沙坨油田为例

采集了辽河盆地黄沙坨油田注水开采所利用的水源井水、处理后的水源井水、注水井水和生产井原油样品,脱附了其中的水溶气和油溶气,测量了其3He/4He,4He/20Ne和40Ar/36Ar,发现它们可以判识生产井水淹现象和水淹程度。研究表明:(1)黄沙坨油田水源井、处理后的水源井水及注水井中水3、He/4He4、He/20Ne和40Ar/36Ar均具有大气成因的特征;(2)黄沙坨油田原油40Ar/36Ar误差范围内与空气值接近,说明原油遭受了水淹,40Ar/36Ar可以成为油田遭水淹的示踪剂,但它与4He/20Ne之间没有线性关系,因此不能反映油田受水淹的程度;(3)黄沙坨油田原油4He/20Ne和3He/4He大于大气值,且两者呈较好的线性关系,说明其不但可以作为生产井油层遭受水淹的示踪剂,也可作为油层遭受水淹程度的指标。

安塞油田高52井区长10_1储层特征研究

安塞油田高52井区长101砂岩主要为细-中粒、中-粗粒长石砂岩、岩屑长石砂岩,成分成熟度低,结构成熟度较高;填隙物主要包括粘土矿物、浊沸石、碳酸盐岩和次生石英。储层属于低孔、中低渗-低渗储层,其物性分布与砂体的发育程度、沉积微相和成岩作用有关。根据岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜分析,长101储层孔隙类型主要为原生孔隙(粒间孔隙、基质内微孔隙)和次生孔隙(粒间溶孔、粒内溶孔、铸膜孔、胶结物溶孔、晶间孔隙及微裂缝)两大类,储层喉道类型主要有缩颈喉道、收缩喉道、片状或弯片状喉道及管束状喉道等。最后通过参数综合评价将储层分为4类,该区长101储层主要为Ⅰ、Ⅱ类。

延长三叠系油藏的检泵周期技术研究

随着油田开发,油田含水上升,结垢、腐蚀日趋严重,井筒状况恶化日渐突出,严重地影响了油田正常生产。各种因素相互影响、相互作用,任何一个环节出了问题都势必造成检泵作业,近年来引起检泵的主要原因是深井泵故障、杆柱断脱及管柱漏失三大部分。影响检泵周期的因素是多种多样的,既有地下因素,也有地面因素;既有技术因素,也有管理因素。针对油田目前存在的问题,提出相应的井筒治理配套措施,延长老油田检泵周期,提高采油时率,保证油田的正常生产。

油房庄油田开发后期油井解堵措施改造方式研究

油房庄油田油层低渗低压低产,针对不同油藏类型、不同油藏开发阶段,结合油田开发实际,对近年来实施的各类型措施方式进行分析、归纳、总结,从而对不同储层措施方式进行优选,集成了适合油房庄油田不同类型油藏及开发阶段的措施稳产挖潜技术,有效地提高了措施选井选层的针对性及措施的有效性。

鄂尔多斯盆地郝滩地区延安组延8—延10油藏富集规律

鄂尔多斯盆地郝滩地区延安组下段油气显示优越,是长庆油田常规油气藏稳产增产的主力层位。但研究区内延安组储层特征研究程度低,油藏富集规律不明,严重制约了油藏的勘探开发和油田增产稳产工作的推进。在前人研究的基础上,结合储层特征研究,对郝滩地区延安组的成藏控制因素进行分析,并结合现有油藏的精细解剖,探讨研究区延安组下段油藏的富集规律并解剖其成藏模式。研究结果表明,郝滩地区延8—延10储集砂岩物性高,整体为中孔、中—低渗储层,主要的储油空间为粒间孔和长石溶孔;沉积—成岩—构造耦合作用控制郝滩地区延安组下段石油富集成藏,沉积—成岩耦合共同控制延安组下段优质储层发育与分布,而局部发育小幅度构造隆起形成的圈闭有利于石油富集保存;郝滩地区延安组油藏主要为古地貌油藏和岩性—构造油藏,以斜坡古地貌成藏模式、河间丘构造—岩性成藏模式及坡咀岩性—构造成藏模式为主。

降低油田配电网电能损耗的措施

电力是油田生产的主要动力,对于长庆大型特低渗采油厂而言,生产用电成本占到了总生产成本的30%以上,如何降低油田配电网电能损耗,提高油田生产用电效率,本文详细分析了油田电网损耗构成,提出了电网经济运行及降低油田生产电能损耗的应对措施。

姬塬油田池46区长8油藏见水特征分析

池46区长8油藏小井距开发,具有原始地层压力高,地饱压差大特征,投入注水开发以后,注水敏感性强,受储层非均质性制约,油井易见水,2010-2012年连续三年油藏含水持续上升,因此,本文通过对注水开发后油井见水特征的研究,深入分析见水成因,实施有针对性的治理,总结出姬塬油田池46区长8油藏在注水开发过程中的油井见水特征及治理手段,从而科学指导油藏开发调整。