油田数字化建设存在的问题及对策

随着信息技术的不断发展,油田数字化建设中普遍存在着数据安全风险、传感器监测数据采集难题、人员技术素质需求、系统集成问题等诸多挑战。这些问题不仅直接影响着数字化建设的实施效果,也对油田生产运营带来潜在风险和隐患。通过深入分析这些问题,笔者将提出一系列针对性的对策和解决方案。通过研究国内外案例和行业经验,结合最新的技术发展趋势,将探讨如何强化油田数字化建设中的数据安全防护机制、提高传感器监测数据采集的精准性和可靠性、促进人才培养与技术创新、优化系统集成和协同运作等方面的问题。

低渗透油田微生物驱油规律及其影响因素

低渗透油藏的开发技术已成为中国油气开采领域的重要研究内容,微生物采油作为现代生物技术在采油工程领域开拓性的应用,特别是对于高含水和近枯竭的低渗透老油田更显示出其强大的生命力。文中根据鄂尔多斯盆地延安组A油田的地质特征和开发特点,结合现场应用情况,通过数理统计的方法分析总结了微生物采油技术在A油田的驱油规律和地质影响因素。研究表明,微生物驱油规律主要体现在注水压力上升,吸水剖面改善;同注水规律相似,连通性好的井增油效果较好;受效井类型不同,增油效果也不同;增油效果与见菌时间和见菌量相关。通过对微生物驱油地质影响因素的分析表明,油藏剩余油饱和度、含水、水线推进速度、储层物性和非均质性是影响微生物采油技术在低渗透油藏应用效果的主要因素。

乙烯–醋酸乙烯酯–乙烯醇三元共聚物的制备及其在原油中的降凝降黏研究

以聚乙烯–醋酸乙烯酯为原料,KOH/异丙酮溶液为水解催化剂,制备了乙烯–醋酸乙烯酯–乙烯醇三元共聚物(HEVA)。利用红外光谱和核磁共振氢谱对水解产物进行了结构表征,探讨了水解产物对易凝原油的降凝降黏性能,并与市售乙烯–醋酸乙烯酯共聚物(EVA)和乙烯–甲基丙烯酸酯共聚物(EM)的降凝降黏效果进行了比较。研究结果表明,HEVA的降凝降黏效果明显优于市售产品。针对凝固点为25℃的原油,HEVA最大降凝幅度为11.5℃,25℃时的降黏率为66.9%,50℃时的降黏率为47.6%。

绥靖油田地面集输管道腐蚀检测技术研究与应用

管道腐蚀受输送介质的含水率、矿化度、C1^-含量等因素影响,具有变化性和不确定性。为及时掌握绥靖油田地面集输管道防腐层状况,近年来使用PCM及超声波检测技术对4条不同类型的埋地钢制管道进行整体的腐蚀评价。结果表明:4条管道外防腐层良好;管道为管体内腐蚀,腐蚀程度存在轻、重、严重等级,腐蚀速度为轻、中、重等级;采用内涂层管道的耐蚀性较好,壁厚变化较小,涂层对管道起到了较好的防护作用。针对绥靖油田埋地管道内腐蚀现状,建议开展管道专项防腐检测,采取内涂层、非金属管材等防护措施减少管道腐蚀泄漏事故的发生。

H201区延安组八段、九段油藏沉积微相研究

H201区油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南段,现处于中含水阶段,开发效果较差,采出程度及生产能力偏低。究其原因主要是未对区内沉积微相类型进行准确划分,对各微相的展布规律缺乏有效认识。通过岩心观察、岩石薄片镜下观察、碎屑成分分析、测录井等相关资料对H201区延安组八段、九段油藏沉积微相进行系统研究。结果表明,区内主要发育辫状河道、曲流河道、曲流河边滩、曲流河天然堤、决口扇、三角洲平原分流河道、泛滥平原等微相类型,沉积序列由辫状河向曲流河再向三角洲平原逐渐过渡,河道砂体经历了由宽变窄再变宽的一个过程。

抽油机井间歇性采油探讨

由于每台间歇抽油机的自然状况以及功效和渐渐抽紧的连通性、吸水能力不同,所以导致各间歇性抽油机井的动液面沉没度下降情况也有所不同,部分低效低产的仅在供台关系上,不具备全天候运行的生产能力。所以就要统一规定一个时间进行间歇性的开采,所以制定间抽制度,利用每台抽油机的潜能促使开采过程的节能,能够有效地使开采过程更加的合理性,达到节能的效果,为降低能源消耗提供更新的思路。基于此,将从抽油机井间歇性采油的探讨入手展开积极的讨论。

油田生产精细化管理模式的探讨研究

首先简要的对精细化管理进行了概述,然后针对油田生产中精细化管理模式进行了详细的分析,最后结合石油生产实际情况,对油田生产如何开展精细化管理展开探究,以期为石油企业提供借鉴。

探讨智慧油田下的无人值守技术

智慧油田是油田信息化建设的需要,是油田发展的未来。论文介绍了智慧油田的概念以及基于在智慧油田建设下的无人生产运行模式。例如智能机器人巡检及监护系统、大数据云计算等无人值守技术基础。智慧油田建设注重利用和整合数字油田建设的成果,着力推进数据融合与共享,着手物联网规范和标准体系的建设,从真正意义上实现无人生产运行。

油田集输工艺存在问题与解决对策

对油田集输工艺存在问题与解决对策进行了探讨,从阐述油气集输工艺的流程入手,进一步分析了油田的技术工艺中主要问题,最后提出了科学的油田集输工艺优化措施。

新常态下油田基层作业区加强安全环保培训工作的措施

当前油田依然面临着非常严峻的安全环保形势，基层作业区中员工安全环保意识不高、违规违章操作等现象时有发生，直接影响油田生产安全和企业形象。因此加强安全环保培训教育，提升员工安全意识及操作技能，是有效避免发生安全环保事故的最有效手段和方式。作业区结合场站实际大力开展安全环保培训，通过不断创新培训模式、优化工作方法、

吴定地区低渗透油藏开发中分层精细注水技术的应用与优化

长庆油田吴定区块发育典型低渗特低渗油田,目前主要采用注水开发的方式来进行开发,但由于物性差、产量低、多属岩性油藏、天然能量匮乏,且部分区块处于中高含水期,层间矛盾突出,影响了油田的注水开发水平和经济效益。目前随着油田“水驱精细挖潜增效”的要求,如何改善特低渗油田的注水方式及注采参数,精细测调分层注水提高分层注水合格率是关键,本文通过对影响吴起油田分层注水精细测调效果的主要因素进行了分析,有针对性地开展个性化冼井技术和精细调试技术等分层精细注水技术,现场应用表明,油田分层注水精细测调的精度和效率明显改善,提高油井产量及采收率,提高了油田整体开发效益。

采油集输系统研究与应用

采油集输系统是采油厂重要的设施之一,它肩负着将原油集中运输的重要任务。文章从采油集输系统的简介入手,分析了其在油田建设中的重要地位,阐述了影响采油集输系统效率的因素及其改善措施,同时介绍了采油集输系统的具体应用,以供参考。

鄂尔多斯盆地低压致密油藏不同开发方式下的水平井体积压裂实践

鄂尔多斯盆地致密油不同于北美地区致密油,其突出特点是储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征复杂,孔渗条件极差,属于典型的低压致密油藏,前期直井采用传统适度规模压裂技术改造单井产量低,难以实现经济有效开发。因此开展了自然能量及注水开发补充能量条件下的水平井体积压裂探索实践。文章介绍了综合应用井下微地震进行水平井体积压裂裂缝评价、体积压裂模拟研究、不同开发条件下的水平井体积压裂缝网匹配研究及现场试验分析等技术而形成的水平井体积压裂优化方案。现场试验效果分析显示,在低压致密油藏不同开发方式条件下,实现了体积压裂改造体积的优化控制,并与井网相匹配,取得了较好的开发效果,总体上单井产量提高8~10倍,为国内低压致密油资源探索出了一条成功之路。

鄂尔多斯盆地南缘南曹德组与庄河沟组碎屑锆石年代学及其地质意义

运用LA-ICP-MS锆石U-Pb年代学方法,分析探讨了鄂尔多斯盆地南缘南曹德组和庄河沟组的沉积时代、物源特征及其所处的华北(鄂尔多斯地块)与北秦岭地体之间的构造演化关系。结果表明:两件砂岩样品的碎屑锆石年龄谱基本一致,测年数据集中分布在820~995 Ma(n=13)、1041~1203 Ma(n=23)、1223~1451 Ma(n=36)、1458~1650 Ma(n=24)、1659~1935 Ma(n=39)、2017~2445 Ma(n=7)6个区间,对应的峰值年龄分别接近832Ma、1120 Ma、1330 Ma、1590 Ma、1856 Ma和2090 Ma。这与邻区经典的震旦系正目观组和罗圈组具有相似的碎屑锆石年龄谱特征,年轻主峰年龄832Ma,包含有4个820~834Ma的年轻单颗粒锆石年龄,显著有别于以往认为与之可比的研究区近邻剖面锆石U-Pb高频主峰年龄主要集中在454Ma的奥陶系平凉组,由此认为南曹德组和庄河沟组应属于新元古代晚期832Ma之后或震旦纪的沉积岩石单元。锆石U-Pb年龄谱的区域对比进一步揭示,南曹德组和庄河沟组的滨浅海沉积碎屑物源明显具有来自华北(鄂尔多斯)陆块与北秦岭(杂岩)地体的双向混合物源特征,表明华北陆块与北秦岭地体至少在832Ma之前的格林威尔晚期已经碰撞拼合为一体,随后在新元古代晚期拼合大陆边缘接受了大致与Rodinia超大陆裂解事件相当的陆缘海相碎屑岩沉积。

区块整体调剖决策技术

调剖技术已成为油田稳油控水重要的技术之一,调剖井选取是调剖技术的重要内容。本文介绍了单因素决策方法(渗透率决策、吸水剖面决策、PI决策)和多因素决策方法(RE决策、RS决策),分析各种决策方法的优缺点,应用实例进行说明。分析表明:各种单因素选井决策可靠性不高,可以作为最终选井的参考,多因素选井决策比较可靠。在多因素选井决策中RS选井决策比RE决策考虑的因素更为全面,但是需要数据较多。

鄂尔多斯盆地吴起地区长8油层组成藏地质条件分析

吴起地区三叠系长8油层组是鄂尔多斯盆地勘探的重要层位，该油层组具有砂体厚度较大，横向连片性好，但砂岩粒度细、填隙物含量较高、胶结作用强、储层物性差的地质特征。通过对生、储、盖特征的研究表明，区内长7油层组烃源岩较为发育，具有丰富的油源条件；在低渗透背景下局部发育相对高孔、高渗的优质储层，能够为石油聚集提供场所；生、储、盖组合配置关系良好，具备发育大规模岩性油藏的石油地质条件。

钻井导向系统用调频调压供电模块设计

为满足导向钻井中不用起钻变更钻具组合，就能快速钻出高质量的井眼轨迹的客观要求，提出了一种由单片机控制调频调压的供电模块设计方案。该方案与现阶段钻井导向系统中常用的由可调元器件构成的三端稳压电源所实现的供电模块、以及利用IGBT绝缘栅双极型晶体管的双向导电功能实现的供电模块不同在于，它采用单片机AT89C5控制调频调压主电路，结合桥式逆变电路，通过IR2110驱动实现调频，并设计过电流（压）保护。测试结果表明，依据该方案所实现的供电模块设计原理简单、控制可靠、成本低廉，能满足钻井导向系统在各类工况下供电模块应用要求。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组特征及控制因素

通过大量岩心观察,结合铸体薄片、扫描电镜和阴极发光等资料分析,在明确姬塬地区长6油层组储层岩石学、孔隙微观结构和物性特征的基础上,分析了该区储层特征的主要控制因素及演化过程。研究发现,姬塬地区长6油层组岩石类型主要为长石砂岩,是以粒间孔和溶孔为主的细喉道低孔超低渗储层;沉积初期,受物源供给和机械分异作用控制,在不同沉积环境下形成了原始沉积的孔隙非均质,在差异成岩演化过程中经历早期机械压实、黏土矿物和碳酸盐矿物胶结、后期酸性流体注入溶蚀共3个演化阶段,导致储层的成岩非均质,最终在整体低渗透的背景下形成局部相对高孔、高渗储层。

长石溶蚀作用特征及对储层的影响——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5油层组为例

通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、物性等综合分析,对姬塬地区长4+5油层组储层长石溶蚀特征、成因及其对储层的影响进行了研究。长石溶蚀的增孔、提高渗透性作用显著,面孔率平均增加了1.32%,渗透率平均增加了0.22mD。通过长石溶孔与储层孔隙度、渗透率的相关性研究,优选出了储集性能好(面孔率大于4%)、渗透率较高(大于0.6mD)的相对高孔、高渗区,为油田勘探开发提供了重要地质依据。

超低渗透油藏长8区块欠注井综合治理对策研究

长庆油田姬塬刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3mD以下。区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20MPa,且部分注水井长期达不到配注要求,实施压裂、酸化等增注措施后,仍然欠注;区块还存在局部异常高压带,注水压力超过22.5MPa,给区块长期稳产带来影响。针对这一现状,开展了欠注井综合治理对策研究。通过研发新型降压减阻剂来对区块进行整体降压;优选出适合于超低渗透油藏的单井增注措施工艺和局部增压措施,解决了部分措施无效井和局部异常高压带导致的注水困难的问题。通过矿场试验取得了很好的效果,共解决了55口井的欠注问题,日增注998m3,有效地解决了超低渗透油藏的高压欠注问题,为超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路及借鉴。