DeltaV控制系统在冀东油田南堡作业区的应用实例

DeltaV控制系统作为南堡作业区各采油区主要的生产控制系统,实现了工艺参数实时采集和精确控制功能,减少了人工操作,提高了工作效率,在日常生产中发挥了重要的作用。介绍了DeltaV控制系统及其控制模块的功能,针对冀东油田南堡作业区的应用实例进行了分析,并对目前工艺条件下应用前景进行了探讨。

桥式同心配水器结构优化及其在南堡油田的应用

南堡油田注水开发已处于油藏中后期,为满足油藏“注上水、注够水”的开发需求,大斜度井分注需求逐年增加。此前,大斜度井采用同心分层注水工艺技术后,存在调不动和漏失量大等问题。针对同心配水器存在的问题,对水嘴形状和结构进行优化改进,开展模拟测试并应用于矿场试验。该技术已在油田58口井上成功应用,应用井的最大井斜62.08°,施工成功率100%,初次测调成功率100%,测调效率提升2倍。

渤海湾盆地南堡2-1区馆陶组辫状河储层构型精细表征

【目的】辫状河储层砂体结构及其渗流屏障的空间分布是影响南堡2-1区块注水开发效果的关键地质因素。【方法】综合应用岩心、测井和三维地震资料,基于辫状河储层四级构型单元空间分布为目标开展储层精细表征。【结果】依据密井网解剖,识别出南堡2-1区NgⅡ-6小层心滩、辫状河道和溢岸三种成因类型的四级构型单元,建立了四级构型单元的三种垂向叠置样式(心滩—心滩叠置、辫状河道—心滩叠置和溢岸—心滩叠置)和三种侧向叠置样式(心滩顺流前积叠覆型、辫状河道分隔心滩型和心滩—分流辫状河道型),采用均方根振幅和分频RGB融合地层切片技术,预测了南堡2-1区NgⅡ-6小层四级构型单元的平面分布,揭示了心滩储集单元的几何形态、规模大小及其与作为渗流屏障的辫状河道的接触关系。【结论】该研究结果为油田注水开发方案的优化调整、提高油田开发效果提供了直接的地质依据。

低对比度油气层测井识别方法——以渤海湾盆地冀东油田南堡2-1区东营组为例

针对渤海湾盆地冀东油田南堡2-1区东营组存在大量低对比度油气层,常规测井方法不能准确评价其含油性的问题,引入自然伽马相对值、视地层水电阻率作为有效参数,运用测井图版识别法,剔除岩性、水性对电性的干扰,同时探索多信息融合技术,采用概率神经网络方法,增强测井识别能力,达到了解决电性与含油性矛盾的目的,形成以放大电性特征为核心的评价技术。研究成果对低对比度油气层测井识别具有指导意义。

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。

冀东油田南堡23-平2111阶梯水平井钻井技术

南堡23-平2111水平井位于冀东南堡油田,为一口4靶点阶梯式水平井,目的层为馆陶组油层,该井设计井深为3020m,实际完钻井深3021m,水平段长度185m,井底水平位移1564m。由于采用阶梯式水平井进行开发,对井眼轨迹控制精度要求高,施工难度大,因此通过优化剖面设计和井身结构设计、调整钻具组合和钻进参数、优化油层套管串结构等措施,使该井顺利完井,满足了设计要求,并取得了较好的经济效益。

南堡油田M区月度产油量预测方法

月度产量的预测对合理安排油田生产运行有着重要意义,而目前的预测方法存在着需要数据点过多,对产量上升阶段预测精度不够等问题。应用经验法、统计法、移动平均法等多种方法,对南堡油田M区月度产量进行预测,并对各种计算方法所得结果的相对误差进行了计算和分析;依据不同方法的精度,对不同的计算结果进行赋值;运用权重系数法对油田月度产量进行了综合计算。计算结果显示,权重系数法预测的平均相对误差为9.37%,能有效提高其他各种单一方法的预测精度。

南堡油田1-5区注水井结垢规律试验研究

注水开发油田注水井结垢受到多种因素的影响,以南堡油田1-5区为研究对象,设计了正交试验考察温度、压力、注入水的pH值、含盐量、钙离子质量浓度等因素对结垢的影响。结果表明,钙离子质量浓度对结垢的影响最为明显,注入水结垢量随着温度、pH值及钙离子质量浓度的升高而增加,压力和含盐量的增加则会使注入水结垢量下降。该研究对其他类似的生产系统防垢具有重要的参考价值。

南堡作业区4-3区块4803井控套增产措施运用分析

现实生产中,影响抽油机泵效生产的因素很多,任何单一因素都可以导致油井产量下降。本文主要从套压的角度出发,结合现场实际,制定合理的套压值,确保油井高产高效。

渤南油田四区沙三段储层特征及其控制因素

利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜和分析化验等资料,对渤南油田四区沙河街组沙三段储层特征及其控制因素进行研究,结果表明:研究区沙三段储层砂岩成分成熟度和结构成熟度较低,物性较差,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,具有沉积作用宏观主控,成岩作用微观改造的特点。压实作用是导致其物性变差的主要原因,胶结作用次之;溶蚀作用较为发育,改善了其储集性能。在成岩作用研究及成岩相分析的基础上,将该区沙三段储层划分为压实残余剩余粒间孔—不稳定组分溶蚀、次生高岭石晶间孔—石英自生加大、充填/半充填微裂缝—碳酸盐胶结交代和强压实—杂基充填4种成岩相组合类型。据钻井资料揭示研究区优质储层主要分布于压实残余剩余粒间孔—不稳定组分溶蚀成岩相。

南堡油田储层构型分级方案建议

针对现有储层构型分级方案中命名混乱、级别不对应的现状,充分调研国内外构型分级方案,分析了各分级方案间的差异及其形成原因;在此基础上,针对南堡油田,提出了界-系-统-组-段-油层组-砂层组-小层-单砂层-单成因砂体-单一河道砂体-砂体内部大型底形-大型底形内部的增生体-层系组-层系-纹层的储层构型分级方案。依据南堡油田目前开发现状,重点阐述了单砂层、单一成因砂体、单一河道砂体的沉积成因及其相互关系。据此分级方案,可将以往认为大面积连续发育的河道砂体细分为多个单一河道砂体,为储层精细研究指明了方向。

PNST脉冲中子全谱测井仪在冀东油田的新应用

至2017年底PNST脉冲中子全谱测井仪在冀东油田应用83井次,依据测井资料综合分析选层,措施后增油5. 17×104t。2017年之前,在冀东南堡油田PNST剩余油测井资料的措施符合率只有70%。南堡油田主力开发层系的砂岩储层富含钙质,针对性地研究与应用了PNST碳氧比测井解释的钙质校正方法。应用钙质校正方法后,PNST剩余油饱和度测井成果为南堡油田制订堵水、补孔方案提供了有效依据,90%以上的井措施后明显增油。测井实例表明,在冀东南堡油田PNST测井资料能够准确区分油水层和判断油层水淹程度。

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。

一体化水处理技术在南堡油田的应用

南堡油田1号构造注水水源来自处理达标的油井采出污水,采用传统的隔油-气浮选-过滤开式处理工艺,流程长、污泥量大、VOCs挥发严重、药剂杀菌抗药性问题突出,水质不稳定。应用一体化水处理技术,集涡旋向心气浮除油、聚结填料微涡旋除污降浊、多级滤层过滤、高压电极杀菌、滤料体外搓洗再生等多种技术于一体,短流程、无挥发,水质稳定达标、运行费用大幅降低。

南堡凹陷南堡1-5区东一段储层层次结构分析

南堡凹陷南堡1-5区主力开发层系东一段为浅水环境下的辫状河三角洲前缘沉积,其发育砂体的层数多、接触关系复杂.根据层次结构分析的原理,将研究区东一段储层划分为9级层次,研究重点为第5至第7级层次储层,即单砂层—单成因砂体—单河道砂体.在小层研究的基础上,根据夹层特征完成沉积时间单元的细分（单砂层划分）;根据单砂层的沉积微相特征,识别出单成因砂体;根据测井曲线的形态、高程和厚度差异特征,在最主要的单成因砂体（水下分流河道砂体）中识别出单河道砂体.研究结果表明,南堡1-5区东一段单河道砂体呈条带状展布,砂体厚度为3～5m,最大宽度为400 m,且多条单河道砂体交切形成广泛分布的水下分流河道砂体发育区;受波浪作用的改造和后期水下分流河道的破坏,研究区水下分流河道边缘砂体呈席状化展布;河口坝砂体不发育,仅在水下分流河道间和河道边缘部位局部残留.

氧活化测井技术在南堡油田找水找窜的应用

氧活化水流测井是一种测量井下水流速度的测井方法,可直观地测量水流方向、速度,并计算流量,是评价油水井窜漏的主要方法之一,南堡油田生产测井应用实例表明,该技术对油井找水找窜有良好适用性。本文介绍了氧活化测井的测井原理以及在南堡油田的应用效果。

南堡油田注水井结垢原因分析

采用stiff-davis方法预测碳酸钙结垢,通过结垢预测模型计算临界Ca2+浓度。根据南堡油田三相水出口离子含量,建立Ca2+含量变化曲线,与临界Ca2+含量相对比,分析结垢离子的来源。研究表明,该油田注水井结垢类型是碳酸钙垢,主要成垢离子是Ca2+,来源于高密度压井液。

开发地震技术在南堡油田产能建设中的应用

新井产量在南堡油田总产量的占比较重,产能建设对于南堡油田的稳产上产意义重大。南堡油田开发程度较高,但由于断层极其发育,构造复杂,储层多变,新井部署难度较大。通过对各种开发地震技术的分析,并结合南堡油田的实际地质情况和目前主要存在问题,明确了适合的地震构造解释技术和地震储层预测技术等开发地震技术。其中,以低级序断层解释技术和微构造识别技术为主的精细地震构造解释技术,以地震属性技术和地震反演技术为主的精细地震储层预测技术,已广泛应用于南堡油田的井位优选工作中,并取得了良好的应用效果。

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。

同位素井间监测技术在南堡油田的应用

油田注水开发的中后期,层间治理接替和注采调控是实现稳油控水的有效手段,但治理中往往很难对高渗条带、大孔道及裂缝发育方向有定量认识。利用同位素监测技术很好的解决了这一问题。同位素井间监测技术主要是在注水井中注入一种放射性同位素示踪剂,通过对周围油井放射性示踪剂产出计算及峰值特征分析,利用示踪解释软件进行模拟计算,推导出多种地层参数,在此基础上计算油水井之间存在的高渗透层及大孔道参数,为下步注采调控方案的制定、封堵大孔道、稳油控水等工作提供可靠的依据。该技术在南堡油田1-1区1-32断块开展了现场试验,取得了成功。