地震反演技术在冀东油田A构造储层预测中的应用

分析了冀东油田A构造储层预测的难点,同时应用稀疏脉冲反演方法对A构造进行了反演,得到了各层段的砂岩厚度和砂岩百分含量,并以馆陶组一段为例进行了说明。反演中,密度受井径影响很大,应该对其进行校正,在分析储层岩石物理特征的基础上,给出了校正方法,使得砂、泥岩地层得到了很好的划分,缓解了砂泥岩波阻抗叠置的程度。依据地震反演提供的砂体分布,通过层位解释在A构造上成功部署了多口预探井和评价井。

声波振荡解堵技术在冀东油田浅层水平井中的应用

介绍了声波振荡解堵器的工作原理及工艺条件,并针对冀东油田不同井况的浅层水平井,对声波振荡解堵工艺的动力液、施工参数及合理混气量等进行了优化。2009年冀东油田共应用7井次,有效率100.0%,平均单井增油3.88t,含水下降13.6%,动液面平均上升672m,累计增油1631.9t,共创造产值101.1万元,取得了明显的效果;该工艺首次应用于浅层水平井,它具有选择性解堵、综合改善水平井段产液剖面,减少二次伤害等显著特点。

Jason叠后地震反演技术在YH油田某区块储层预测中的应用

介绍了Jason叠后地震反演技术的原理，并结合YH油田某区块储层的展布特征进行了反演技术的优选：先进行约束稀疏脉冲反演，然后在此基础上进行随机反演。重点研究了反演技术的技术关键，包括子波提取、层位标定和初始模型的建立，探讨了约束稀疏脉冲反演和随机反演2种反演方法在储层预测中的应用。2种算法得出的反演结果所反映的地质信息基本一致，反演结果和测井数据吻合度较高，对隐蔽油气藏的发现有重要的指导意义。

反演技术在喇嘛甸油田储层预测中的应用

地震反演技术在岩性油气藏勘探开发中发挥着越来越重要的作用。以叠后地质统计学反演方法为依托,重点论述了构造建模、测井曲线一致性校正、井震标定及子波提取和变差函数等关键技术;并以喇嘛甸油田A区为研究对象,对最终反演结果——砂岩概率体进行分析。结果显示:反演结果具有较高的分辨能力,而且与测井解释结果符合程度也很高,尤其是在对薄储层、厚储层及断层的显示方面。该次研究采用的叠后地质统计学反演方法具有非常独特的优势,能指示河道砂体发育情况,可以指导井位部署。

LWF存储式测井在冀东油田的应用

介绍了一种LWF存储式测井新工艺及其在冀东油田的应用情况。对存储式测井工艺的性能进行了分析,认为存储式测井施工操作更加简易,发生井下事故率低,测井时效高,相对传统水平井测井工艺具有很大的优势。并对存储式测井应用中遇到的一些问题进行了分析,并提出了应对措施,对存储式测井的应用具有一定的指导作用。

基于岩石物理与核磁测井的储层分类方法研究——以冀东油田某区块为例

通过对岩心物性、铸体薄片、压汞以及核磁共振等进行岩石物理试验分析,利用压汞资料所反映的岩石孔喉半径大小信息以及喉道分类标准对岩心核磁测量的τ2(横向弛豫时间)谱进行刻度,划分为小孔、中孔和大孔共3部分;利用其3部分所占整个孔隙空间的比例进行了基于微观孔隙结构特征的岩心分类标准方法研究。以冀东油田某区块为例,建立了研究区块的储层分类方法和标准,实现了对储层连续地、有效地分类,在该区块取得到了较好的应用效果。

冀东油田浅层非均质油藏CO_2驱数值模拟与方案设计

冀东油田高浅北区Ng6(馆陶组6层)油藏属于天然边底水驱普通稠油油藏,为了改善开发效果,决定在主体部位开展CO2驱油试验。建立了符合油藏特点的三维地质模型,应用数值模拟技术,对3种不同CO2注气方式—连续气驱、气水交替驱、气+泡沫交替驱进行了评价筛选,并进行注气参数的筛选优化。由于Ng6油藏非均质性比较严重,为防止注气过程中过早地发生气窜,在注气前,进行了前期调剖段塞进行。计算结果表明:试验区对CO2驱具有较好适应性,以CO2+泡沫交替注入(气泡沫体积比)为最佳允驱替方式,CO2的最佳用量为0.055HCPV,预测试验区的综合含水达到99.2%时的采收率比边底水驱提高2.29个百分点。

冀东油田南堡2-3区馆陶组储层综合评价

从储层厚度、渗透率、延伸长度、实进系数等指标评价南堡2-3区馆陶组(Ng)主力含油储层,指出单因素储层评价结果存在相互矛盾,不利于全面认识储层;运用灰色关联法分析,计算上述4项参数的权重系数,并采用权重法对储层进行综合评价。评价结果显示:NgⅠ4、NgⅠ6为Ⅰ类储层;NgⅡ5、NgⅡ6、NgⅣ为Ⅱ类储层;NgⅡ13、NgⅢ为Ⅲ类储层。分析了各类储层的特征,并利用动态资料证实了评价结果的可信度。

无药剂灭菌装置在冀东油田某联合站的应用

在石油天然气开发生产过程中产生大量的废水需要杀菌回注地层循环利用,尤其化学驱区块水质复杂,国内外现有的药剂杀菌技术不能有效处理达标或者降低运行成本。为解决该问题研发了一种电化学无药剂灭菌技术及其工艺方法和装置,其充分利用油田回注水中既存的物质(矿化度),采用电化学高级催化技术制取高浓度氧化性杀菌物质,在无需添加任何杀菌药剂的情况下快速杀灭SRB等细菌并能在水中保持持续的杀菌作用,并于2019年将该工艺方法及装置在冀东低矿化度油田运行成功,实现了回注水至井口无菌的水质指标。

冀东油田南堡1-2号和1-3号人工岛大斜度井固井施工难点及解决对策

大斜度井井斜大、位移大,增加了固井难度,如何确保大斜度井固井质量是冀东油田开发过程中面临的重要技术难题。冀东油田南堡1-2号和1-3号人工岛的大斜度井在完井过程中存在岩屑床清除困难、套管柱易贴边、常规冲洗液无法满足施工要求、油气比高等难点,针对上述问题,采取以下具体措施:强化井眼准备;合理选择刚性扶正器及其安放位置以提高套管居中度;使用驱油型冲洗液来提高界面胶结质量;通过压力平衡与水泥浆体系调整实现压稳和防窜双重目标;对漏吐并存类型井采取优化浆柱结构和施工参数的做法。施工结束后进行声波幅值测井表明,水泥胶结质量优质,固井施工效果良好,可以为油田大斜度井固井作业提供借鉴。

信息化技术在石油测井系统中的设计探讨

针对石油开采难度不断加大的问题,本文就信息化技术在石油测井系统中的设计进行探讨,希望对石油测井起到一定的促进的作用。

冀东油田含油污水生化处理应用及优化措施

针对自2002年冀东油田开始投入使用生化处理技术后,高一联、柳一联生化处理系统在运行中一度陷入被动局面,外排出水指标高居不下的问题,文章分析了其外排水指标高的原因,从工艺、设施改进、优化方面着手解提出解决问题的措施。

集中报销平台在油田的应用之我见

中石油集团公司自2012年推行集中报销平台的应用，开展财务管理共享服务模式的初步尝试。本文从集中报销平台在冀东油田应用的现状出发，阐述了其特点和作用，分析了目前存在的问题，并对如何进一步优化完善集中报销平台提出了自己的想法和建议。

塔河油田奥陶系原油芳烃特征及油气运移

在塔河油田西北部奥陶系主体部位46个原油样品中检测到萘、菲、二苯并噻吩、三芳甾等系列化合物。详细分析了原油芳烃地球化学特征,结果表明:原油样品具有萘系列、菲系列、二苯并噻吩含量相对较高,三芳甾系列含量较低。原油受生物降解影响,随着生物降解作用的增强,原油的密度增大,芳烃总离子色谱图基线不同程度抬升,各组分含量发生变化;原油各系列化合物分子图谱相似,属于同一成因类型,三芴系列化合物,表明原油形成于海相还原环境;芳烃中的甲基萘、甲基二苯并噻吩等参数,对油气运移有指示作用,塔河油田奥陶系原油,油气运移方向主要为由东向西北、由西南向北。

低自由水钻井液研究及在南堡油田应用

针对南堡油田上部玄武岩井壁不稳定、易塌易漏和东一段储层保护难度大的现状,开展了低自由水钻井液研究。室内研究表明,当水溶液中加入1.0%自由水络合剂HXY,自由水含量仅为18.7%,CST的测定结果达到8 920 s,远高于同样加量的包被剂、降滤失剂及盐类的CST值;0.3%辅助络合剂HXF和2%降滤失剂HFL对1.2%自由水络合剂HXY有协调作用,加入后CST值达到16 500 s;润湿转相剂HWR引入解决了低自由水钻井液流动性和低滤失之间的矛盾;现场应用表明构建的低自由水钻井液体系在抗温性、抗污染能力、抑制性、润滑性和油层保护等方面能够满足南堡油田保护储层和提高机械钻速的需要,该技术为南堡油田整体高效开发提供了技术支持。

南堡油田低井控区主力油组岩相模拟研究

在对井控程度不同却有类似沉积环境的油藏进行类比研究的基础上,通过储层参数统计分析,建立类似储层岩相知识库。利用综合了基于象元方法以及基于目标方法两者优点的多点地质统计学方法,建立了南堡油田馆2油层组辫状河岩相模型。研究结果表明,在地质规律约束下,以露头资料和井控程度较高井网区储集层地质知识库所得到的砂体规模形态参数作为重要约束条件,对于河流相等具有复杂地质形态的储层岩相精确建模,该方法比传统方法更有优势,模拟结果与理论及实际模型有好的接近性,可以给出较好的储层岩相模型。

高南油田东三段低渗储层特征及其控制因素

以储层微观特征及孔隙结构分析为手段,对高南油田低渗储层的特征及其控制因素进行了研究。结果表明:高南东三段储层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主,储层中起决定作用的孔隙类型主要为粒间溶孔及长石粒内溶孔;喉道主要为片状及弯片状,发育了大孔粗喉型、大-中孔中-细喉型、中孔细喉型、细孔细喉型、微细孔喉型等5种孔喉组合类型;高南东三段60%以上的储层属低渗储层,砂体成因类型、成岩作用及储层微观孔隙结构等是控制低渗储层形成的主要因素;多数低渗储层属于分流河口砂坝成因,压实作用是低渗储层形成的关键成岩作用,储层中喉道直径均值较低及喉道类型是决定研究区储层低渗的直接原因。

南堡油田东营组试验区作业入井液体系储层保护技术研究

根据南堡油田东营组试验区储层特征,分析了其潜在的储层损害因素,并对南堡油田常用的7种作业入井液基本理化性能进行了测试分析。在此基础上,对南堡油田东营组试验区不同类型的作业入井液体系的储层保护效果进行了评价。结果表明,密度为1.20g/cm3的优质压井液/普通压井液、微泡修井液以及2%NH4Cl+10%解水锁剂的储层保护效果好,污染后岩心的渗透率恢复值均大于90%;密度为1.05g/cm3普通压井液污染岩心的渗透率恢复值为50%左右;活性水、2%NH4Cl、2%KCl储层保护性能偏差;单一使用固化水对岩心损害较为严重,建议与破胶液联合使用,用3%破胶剂JPC溶液进一步污染岩心后最终渗透率恢复值可大于95%。

盐膏层固井技术在塔河油田的应用——以TK1127井为例

盐膏层的塑性蠕动容易导致缩径、井壁坍塌,盐膏层的溶解会污染水泥浆,从而导致套管下入困难、水泥环质量下降和套管挤毁等固井问题。在分析盐膏层特点和固井难点的基础上,以塔河油田TK1127井为例,阐述了盐膏层固井工艺技术。现场应用表明,利用该技术能够对盐膏层井段进行有效封固。

柴北缘南八仙油田古近系上部～新近系下部储层特征研究

基于岩心、测井、薄片、扫描电镜、物性及压汞分析等资料,对柴达木盆地南八仙油田古近系上部～新近系下部砂岩储层特征进行了细致的研究,为油气藏勘探开发提供地质资料.结果表明：该套储层发育辫状河三角洲储集砂体,粒度较细,具有成分成熟度较低、结构成熟度中等的岩石学特征;储层物性中等,孔隙度、渗透率呈正相关关系,受成岩作用影响较弱;储集空间以原生粒间孔为主,孔隙结构为细喉道,孔喉分选中等,连通性较好.