冀东油田南堡1-5区注入水相容性研究

在油田注水开发过程中,随着注水量的不断增加,部分井存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、不能达到配注要求等问题,严重影响油田开发效果。通过对冀东油田南堡1-5区注入水、地层产出水进行水质分析,并采用室内模拟实验与结垢趋势预测相结合的方式,分析评价注入水与采出水、储层的相容性。静态相容性实验结果表明,南堡油田1-5区注入水和采出水按任意比例混配后,在20℃下不会生成垢,但在90℃下均有碳酸钙垢产生。通过动态相容性实验发现,注入水与储层、采出水不相容,注入水中固相颗粒堵塞,均会导致岩心渗透率不同程度的下降。针对冀东油田南堡1-5区注入水的相容性情况,提出改善措施,以提高注水能力,保持油田注采平衡。

冀东油田南堡1-3人工岛岛体围堤监测与分析

人工岛围堤的沉降和位移是威胁人工岛结构安全的主要因素。为了监测南堡油田1-3人工岛岛体的稳定性,提出了在岛体围堤布置4个观测断面进行包括滩面沉降、围堤地基分层沉降、围堤地基深层水平侧向位移三项内容的观测方案。对监测沉降、位移的方法和原理进行了简要阐述,对监测的沉降、位移数据进行计算分析。监测结果表明,施工加载期间滩面沉降、地基侧向水平位移增加较快,施工结束后滩面沉降和地基侧向水平位移趋于稳定;分层沉降随深度的增加而减小。监测成果对其他类似工程有一定的指导作用。

冀东南堡油田水井酸化泵注设备的探讨

油田在开采过程中,地层压力不均,注水井高压欠注,水井酸化成为降压增注重要的措施手段。泵车是酸化设备中重要的组成部分。泵车的压力和排量是酸化施工的重要参数,泵车排量的大小,直接影响酸化措施施工是否成功。根据冀东南堡油田地层储层特征,结合水井日常注水情况,优选合适泵车,准确测得地层吸收量。

浅水辫状河三角洲前缘砂体分布特征研究及应用——以南堡凹陷X油田东一段为例

南堡凹陷X油田东一段发育浅水辫状河三角洲前缘沉积,储层砂体空间展布认识程度较低。综合应用岩心观察、测井解释及分析化验等资料,结合研究区沉积背景及地理环境,建立研究区浅水辫状河三角洲前缘储层砂体层次划分体系及空间结构模式。研究表明:①研究区单一砂体界面识别标志,纵向上主要依据泥质夹层、钙质夹层和含砾砂岩层,侧向上通过砂体顶面高程差异、厚度差异及曲线形态差异等;②根据砂体接触关系,总结出侧向叠置式、垂向叠置式、分离式及水平搭接式4种砂体空间结构类型;③对砂体半定量统计分析发现,研究区砂体类型以水下分流河道为主,平面上多呈交织条带状,局部呈斑块状,砂体组合样式以侧向叠置为主,占比63.6%。根据研究成果开展优化注水、产液结构调整,有效指导开发生产。

中高渗油藏水驱开发储层特征变化——以南堡凹陷H油田为例

为得到中高渗油藏长期水驱后储层特征变化规律,同时了解水驱效率变化原因,综合利用岩心实验资料和解释数据,对南堡凹陷H油田储层物性、孔隙结构、黏土矿物含量、储层润湿性及相渗变化进行对比分析,探讨储层参数变化机理。结果表明:南堡凹陷H油田黏土矿物以高岭石为主,经过水驱开发后,高岭石相对含量减少,伊蒙混层相对含量增多;储层孔隙结构趋于复杂,最大孔喉半径和平均孔喉半径均增大,喉道分选程度降低;储层物性整体变好,但呈“两极分化”趋势,孔渗高低两端占比增大;受储层高渗条带影响,长期水驱开发导致吸水厚度下降,水驱波及体积降低。研究成果可为油田注水开发、扩大水驱波及系数、优化开发调整方案提供借鉴。

推进石油精神和大庆精神铁人精神在冀东油田落地生根的路径研究

石油精神和大庆精神铁人精神是中国石油工业宝贵的精神财富,具有鲜活的生命力和丰富的时代内涵。“十四五”以来,冀东油田全面贯彻落实新发展理念,进一步探寻促进石油精神落地生根的具体路径,系统构建推动石油精神落地生根的举措,切实解决制约冀东油田高质量发展的突出矛盾和岗位问题,为实现新型清洁能源公司奋斗目标提供强大的内生动力。

冀东油田井下作业成本控制分析

成本控制是企业增加利润、提高竞争力的有效手段。本文结合成本控制的相关理论，对冀东油田请堡作业区井下作业的成本进行分析，并就成本控制问题提出相关建议：

南堡1-1区东一段浅水三角洲水下分流河道单砂体叠置关系

综合应用岩心、测井、生产动态等资料,完成了南堡1-1区东一段储层水下分流河道单砂体的划分。通过总结单一水下分流河道砂体间的接触关系,分析了研究区水下分流河道叠置特征及其形成原因。研究结果表明:南堡1-1区水下分流河道单砂体厚度5. 2～11. 5 m,宽度最大可达400 m;单一水下分流河道砂体在剖面上存在分离式、叠加式、切叠式3种接触关系,以分离式为主;平面上存在分离式、相变式、对接式、切割式4种接触关系,以切割式为主;在空间上可组合成12种基本接触类型,占比由大到小依次为分离+切割、叠加+切割、叠加+对接、切叠+切割等;湖泊水体周期性变化、可容纳空间与沉积物供给通量比值(A/S)、动态地貌形态变化等因素共同形成了研究区浅水三角洲前缘水下分流河道砂体剖面下切能力有限而平面频繁改道交切的特征。

抽油井试井技术在冀东油田的应用

为了给油藏综合治理和制定单井措施提供重要依据,冀东油田不断改进抽油井试井工艺,完善解释方法。目前主要通过起泵测压、环空测压、液面监测和随泵测压等方法进行抽油井试井。起泵测压主要用于测静压;环空测压受井深、井斜的影响不能大面积推广;液面监测简便易行,但折算井底压力的精度受到泡沫段和油、液界面位移的影响;随泵测压可准确地反映井底压力的波动变化,能够指导抽油井措施的实施。对井底压力的折算方法进行了探讨,提出要分别确立适合各区块的液面折算井底压力的经验公式和计算方法,同时用环空实测压力与液面恢复方法进行对比验证其准确性。现场实践证明,准确的试井资料在油藏动态分析和油井措施制定中发挥了重要作用。

冀东油田海洋钢桩海生物附着危害分析及应对措施

海洋附着生物对海洋油气生产结构物影响很大,主要危害是增大平台桩腿的体积和表面粗糙度,腐蚀海洋石油平台结构,影响潜水员的水下作业等。通过对位于渤海湾冀东油田人工岛登陆点的700多根海洋钢桩的外观检测,给出了海洋钢桩的海生物附着情况,分析了海生物生长机理及规律,论述了海生物附着对海洋油气生产的危害,介绍了采用涂装防污涂料、电解防污、超声波防污及机械防污等技术抑制和清除海洋钢桩海生物的方法,最后根据油田的现实情况提出了相应的应对措施。

三层包覆防护技术在冀东油田海洋钢桩防腐修复中的应用

冀东油田滩海地区的人工岛从建成投用至今约有10年时间,2016年和2018年对人工岛登陆点(含引桥和码头)几百根钢桩进行了检测,发现有一定数量的钢桩原有防腐涂层脱落,钢桩本体出现了较严重的腐蚀,因此在2018年对冀东油田4座人工岛的登陆点钢桩采用三层包覆防护技术进行了防腐修复.具体介绍了三层包覆防腐修复的施工工艺、施工过程及施工效果,阐述了质量控制措施和水下桩段施工方法.实践结果表明修复效果良好,该方法特别适用于在役海洋钢桩的防腐及防腐层修复.

陆梁油田陆151井区头屯河组储层特征及影响因素分析

运用储层地质学理论,结合岩石薄片、铸体薄片、压汞资料、物性资料以及扫描电镜和"X"衍射结果,对头屯河组储层岩石学特征、孔隙类型及结构特征进行了研究,并分析了影响储层储集性能的主要因素。研究表明,头屯河组岩石类型以长石质岩屑砂岩为主,填隙物主要为粘土矿物、碳酸盐矿物;原生孔隙和次生溶蚀孔隙构成了该储层的主要储集空间,孔隙结构类型划分为5类,其中以中高孔中高渗、中高孔低渗和中孔低渗型为主;沉积作用与成岩作用是影响储层物性的关键因素。

南堡油田非选择性堵水工艺的应用

本文介绍了目前南堡油田在油井非选择性堵水方面的工艺应用情况。对现行各类工艺进行了分类并分别做了详细说明。通过分析对比目前已用于油井控水增产措施的各项堵水工艺适用性及实施效果,指出了目前南堡油田非选择性堵水工艺的不足之处及下步研究方向。

冀东油田天然气集输管网系统的优化

冀东油田天然气集输管网系统通过优化措施,提高了天然气集输系统的处理能力。先导试验站的设计处理能力由80×104 m3/d提高至110×104 m3/d(陆岸终端联合站的设计处理能力);增大了天然气管网下游用户使用量,建设了20×104 m3/d的DNG加气站;增加了天然气外输增压设备,及时协调下游天然气使用单位,保证气相压力平稳,保证了三相分离器压力操作压力控制在0.4 MPa左右,从而保证了各采油队外输汇管压力在0.5～0.6 MPa之间,实现了降级井口回压的目的。

南堡油田气举井投球热洗清蜡工艺研究

气举井结蜡现象普遍存在,本文从南堡油田结蜡规律出发,针对目前应用的清蜡方式存在的清蜡周期短、存在油层污染风险等问题,并结合该油田气举井半闭式生产管柱结构特点,提出了投球热洗清蜡的思路。制定该项清蜡工艺实验方案,设计了捕球装置,通过现场实验对该清蜡方法进行了研究。

示踪流量测井技术在冀东油田的应用

由于确定吸水剖面使用的同位素载体法在测井中存在问题,引进了示踪流量测井技术,对不同管柱注水井用示踪流量确定吸水剖面测井技术进行攻关,摸索出一套适合冀东油田不同管柱注水井"示踪流量确定吸水剖面"的测井方法。介绍了该技术的测试原理、测井工艺以及资料解释方法。针对冀东油田的实际情况,对示踪喷射器控制电路、喷嘴及仪器工作电压进行了改进,优选出示踪剂的类型和用量。分析了影响示踪流量计测量精度的因素,控制好示踪剂喷射速度、喷射时间、示踪喷射器喷嘴尺寸可以有效提高示踪流量计测井质量。进行了现场实验,通过与同位素载体法测井资料解释结果的对比,证明该方法适合在油田推广应用。

陆梁油田陆151井区头屯河组物源分析

物源方向研究是沉积相研究的重要内容,物源方向代表了地质历史时期古水流的方向,控制了砂体的展布范围和延伸趋势。因此,物源方向的分析和研究对沉积相展布、储层评价以及油气成藏等综合分析起着重要作用。结合盆地区域地质背景、岩石类型及特征、砂体粒度变化及厚度以及重矿物分析,对陆梁油田陆151井区头屯河组进行了物源分析。结果表明:研究区头屯河组岩石类型以砂岩为主,夹有薄层泥岩;砂岩厚度及百分含量自北西向南东方向递减,重矿物的含量则相对升高,表明物源来自西北方向,河道砂体走向呈北西—南东向。

南堡油田长停井恢复再利用

南堡油田自2005年开发以来,地质条件的复杂性导致油水关系复杂,注水效果差,造成部分油井能量下降,部分油井过早水淹,以及结蜡、出砂、气体影响,使一些油井长期关井。通过对南堡油田长停井原因的分类研究,实施了酸化解堵、卡堵水、深穿透射孔、优化举升方式等措施,措施后部分长期停产的油井恢复了产能,开发效果得到改善。截至2010年12月底,南堡油田共恢复长停井27口,累计增产油19305t,效果明显。

南堡油田海底管道勘测及问题管段治理

冀东油田利用人工岛和导管架平台对浅海油田实现了海油陆采,针对南堡1号构造铺设了7条海底管道,为了预防海底管道泄漏、排除生产隐患,对海底管道的埋设状况进行了摸底调查。采用声纳探测技术进行了勘测,发现部分海底管道存在裸露、埋深不足、悬空等问题,对于问题管段采取了抛石护坡、碎石覆盖和后挖沟填埋等治理措施,保障了海底管道的安全运行。

管道内穿插聚乙烯管修复技术在南堡油田的应用

为解决南堡油田集输管道腐蚀穿孔的问题,采用改性高密度聚乙烯管内穿插技术对定向钻穿越段旧管道进行内防腐修复。首先简要介绍了修复方案和管道内穿插修复的施工工艺,而后较为详细地论述了内穿插修复关键工序的控制要素,包括作业坑开挖,内衬管材选择,内衬管外径和壁厚选择,管道的清洗、除瘤、通径,管道内窥检查,内衬管组对、热熔焊接、试压,试验段穿插,PE-RT管内穿插,复合管压力试验,端口连接等内容。实践表明,利用内穿插修复技术修复的新PG2外输油管道运行平稳,穿越段未出现新的管道腐蚀穿孔和破损现象。