拧在采油线上的“螺丝钉”——记华北油气分公司采油一厂优秀共产党员程云鹏

脱下橄榄绿,换上红工装,初心不改,本色不移,程云鹏在自己的平凡岗位上甘做一颗永不生锈的"螺丝钉"。"热洗和扫线车,是我工作的工具。它就像战士的枪,不爱惜保养好,临时出故障,影响工作效率不说,还有严重的安全隐患。"今年49岁的车辆管理组组长程云鹏,每天出车时都会提前40分钟,绕车前后左右转一圈进行全面检查。这一习惯,他已经整整坚持了19年。他说:"爱车、护车、懂车,是我们作为驾驶员的基本素质。"

宁东油田延安组延10油层组油气成藏条件研究

宁东油田地理位置位于宁夏盐池县、甘肃环县境内,构造位置位于鄂尔多斯盆地天环向斜中段西部。本文拟通过系统研究,综合系统地分析出延10油藏的油气成藏条件,为油田寻找接替储量提供可靠依据。前人的研究成果表明,宁东油田延安组烃源岩不发育,油源源于延长组长7油页岩至下而上运移。宁东油田在延10沉积期,是一套以河流-湖沼相为主的沉积体系,发育河道、边滩、沼泽等微相。研究区延10层的主要储层是河道砂体,储层岩石成分为以石英砂岩为主,岩屑石英砂岩次之,为低孔隙度~特低渗储层,成岩作用类型主要有溶蚀作用、次生作用等。研究区延10油藏的圈闭类型主要岩性圈闭。湖沼泥岩充当了延10油藏的封盖层。

采油工艺技术探讨

采油生产过程中,采取优化的采油工艺技术措施,能够开采出更多的油流,为油田生产创造价值。随着油田开发的不断深入,采油工艺技术措施也经历了多次的革新和发展,依据油田不同开发时期的特点,选择合适的采油工艺技术,达到油田开发的目标。

高新技术在采油工程中的应用现状及发展展望

现阶段,我国对科技水平的重视程度越来越大,尤其是采油技术,石油资源直接影响着国家的稳定。与此同时,伴随着采油工程的不断进行,油藏的地质条件、储层条件及水文条件等越来越复杂,提高了石油开采的难度。因此,主要分析在采油工程不断发展的背景下,高新技术的应用现状,并对其未来的发展前景进行探析。

油田机械采油工艺技术分析

机械采油工艺技术措施的应用,达到油田开发的目标。通过机械采油工艺技术的分析,优化设计适合油田区块特点的机械采油方式,通过节能降耗技术措施的应用,不断提高机械采油系统的效率,达到油田开发的经济效益指标。

热力采油技术探讨

热力采油技术措施的应用,能够通过提高温度的方式,降低油流的黏度,达到最佳的开采效果,不断提高油井的产能。各种热力采油工艺技术措施,应用于不同的油井生产环境。因此,有必要研究热力采油技术措施,提高油田开发的效果。

新形势下采油厂强化HSE管理体系高效运行的措施探究

面对新形势,华北油气分公司采油一厂以安全环保“强基固本、提质增效”为主题,以“零容忍”态度坚决遏制事故,抓实HSE管理体系承接落地、承包商及作业风险分级管理、安全环保隐患治理、依法合规手续办理、绿色企业创建等多类重点工作,取得了良好的成效,为鄂南油气田的效益开发提供了强大安全环保支撑。

以“五化”为手段的采油业务外包实践与探索

文章分析了在"会战"条件下,面对油田基础比较薄弱、各项管理体系不够健全,尤其是现有人才队伍难以支撑油田快速上产需求情况下,华北分公司采油一厂打破常规模式,创新管理方法,通过"市场化运作、专业化管理、合同化约束、过程化管控、科学化考核"为手段的管理,探索形成了以"采油管理业务整体外包"为重点的油公司管理模式。实践证明,不仅取得了良好的经济、社会效益,而且为新型油公司建设积累了宝贵经验。

红河油田川口条带延长组长6油层组不整合面特征与油气富集规律

研究红河油田川口条带延长组长6油藏的富集规律对该区长6油层组的油气勘探与开发具有指导意义。在地层划分与对比的基础上,运用残余厚度法,在前人对延长组不整合面的认识基础上,对研究区长6油层组顶部不整合面特征进行描述,恢复其古地貌特征。结合长6油层组的控藏要素与油气分布关系,总结出长6油层组主要形成了岩性上倾尖灭油藏和地层不整合遮挡油藏。研究区长6油层组的石油勘探重点应着眼于寻找古地貌和河道砂体有利配置的区域。

鄂尔多斯红河油田延长组地质特征分析与油气分布关系研究

近年来关于研究区内延长组不整合面的研究,重点在于研究不整合面发育与上伏延安组油藏的分布关系上,认为延长组地层遭受延安组河流的下切作用,在下切河谷中沉积厚层砂岩,受差异压实作用的影响,在高地向缓坡转折处易形成低幅背斜构造。由于下切河谷的下切幅度较大,使延长组的异常压力重新分配,烃类流体在断层的沟通下沿着不整合面及下切河谷充填砂岩以侧向和垂向进行运移,在油气运移路径的有效圈闭中聚集成藏。其中在缓坡地区由于岩性上倾尖灭,油气主要通过断层及砂体输导形成岩性上倾尖灭油气藏;在陡坡地区由于微幅背斜的存在,油气同样易在高部位成藏形成背斜油气藏。

采油机械设备状态监测与故障诊断技术

当前,国民经济发展迅速,无论是工业生产,还是国民出行,都需要利用石油资源。在庞大市场需求之下,油田工程规模逐渐扩大,参与生产机械设备用量也越来越多,为了预防油田机械生产过程,需要对机械设备采取故障监测,并且及时诊断,才能解决问题,保证油田生产工作顺利进行。下文针对油田机械的设备状态监测、故障诊断等技术进行分析,并结合实际案例,对于设备监测和诊断技术的综合应用进行探讨,以供参考。

新常态下持续强化HSE管理体系建设 保障采油厂安全生产

在当前国际油价处于持续低位运行状态的新常态下,华北油气分公司采油一厂打破常规模式,通过“市场化运作、专业化管理、合同化约束、过程化管控、科学化考核”为手段的管理,在巩固近几年安全生产活动成果的基础上,继续强化HSE体系建设,优化机制,创新管理方法,强化安全教育培训,大力提高员工的安全意识和安全技能,从根本上保障了采油厂的安全生产。

鄂尔多斯盆地西南缘断缝体油藏开发特征与潜力

鄂尔多斯盆地西南缘广泛发育不同规模断层和裂缝,极大地改善了致密储层渗流能力,形成了基质储层低渗透背景下的优质油藏类型——断缝体油藏,同时也加剧了油藏的非均质性和产能的差异性,给油藏内幕结构精细刻画和产能控制因素研究带来挑战。充分运用断裂体系空间刻画、断裂分类分级和产能对比分析等方法,基于井-震-藏联合攻关进一步明确了断缝体油藏开发特征。建立了断缝体油藏“二元四区”模型,划分出断核破碎带、诱导裂缝带、微裂缝改造带、基质孔隙带等4个区带,其中断核破碎带是主要产量贡献单元。断层延伸长度越长、实钻构造位置越高,断核破碎带单井产能越高。诱导裂缝带距离断层越近,产能也越高。断缝体油井生产特征主要分为3个阶段:①断裂系统作为储集体的高产阶段;②断裂系统既作为储集体又同时发挥导流作用的储-导转化阶段;③裂缝主要发挥导流作用阶段。通过研究大幅提升了断缝体油藏高产井占比,同时对盆地西南缘中生界油藏高效滚动勘探开发部署具有重要的指导作用。

鄂尔多斯盆地西南缘延长组断缝体特征及对油藏的调控作用

鄂尔多斯盆地西南缘断缝体发育,针对断缝体对延长组油藏甜点分布控制作用的研究有待深化。利用大量的地震及测井解释结果,从断缝体演化机制角度对断缝体特征进行精细描述,进而系统探讨断缝体对油气的调控作用。研究结果表明,鄂尔多斯盆地西南缘发育直立走滑断裂,多具有“Y”字型、花状及负花状结构,且断裂常穿过白垩系底、延安组底、长7油层组底等界面,向下则插入基底。部分断裂仍具有早期逆断性质,表明断裂在后期反转程度不彻底。主断裂在不同部位具有不同的形态及偏移量,剖面上表现为张扭及压扭性质的循环转变,平面上则表现为不同类型断裂组合形式的交替出现。构建了断缝体中走滑断裂的发育模式,走滑断裂具有典型的多期活动、继承发育的特征。长8油层组主要发育垂直缝及水平层理缝,水平层理缝的发育频率为62.5%,垂直缝的发育频率为37.5%,且垂直缝含油级别相对较高。裂缝主要发育于分流河道细砂岩。当距主断裂距离大于1.25~1.5 km时,裂缝发育程度急剧降低,存在断缝体边界;在该边界范围内,厚度小于6 m的单砂体裂缝较为发育,当单砂体厚度超过6m,裂缝发育程度急剧降低。所构建的基于沉积(基础)、构造(主导)及裂缝(见效)的指标体系可以有效预测研究区长8油层组断缝体油藏有利区。

红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。分析认为,长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小,其次是注入水与地层水不配伍、结垢,加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此,提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明,多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好,具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明,多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染,恢复、提高地层渗透率,达到降压增注的目的。

泾河油田三叠系长8段天然裂缝特征与预测

据野外露头、岩心和FMI测井等资料分析认为,鄂尔多斯盆地泾河油田三叠系长8段天然裂缝主要为垂直裂缝和高角度斜交裂缝,裂缝走向主要为北东—南西向。裂缝主要在砂岩岩层内发育,穿层裂缝较少,裂缝充填程度低,大多为开启缝,有效性较好。天然裂缝发育程度主要受岩性、构造变形和断层等因素控制,其中断层是主要因素。天然裂缝分布预测表明,泾河油田东部泾河17井区和西部泾河2井区为裂缝发育区,同时储集层砂体较厚,开发潜力较好;中部和北部地区裂缝较发育,开发潜力次之,预测结果与实际生产数据吻合较好。

基于灰色关联法高温堵剂性能评价

研发出了新型耐高温调剖堵水试剂磺化改性落叶松栲胶,其典型配方为：6.0 wt%磺化改性落叶松栲胶、2.5 wt%~3.0 wt%醛类交联剂、1.0 wt%~1.5 wt%酚类促进剂P-1,其他为水,用氢氧化钠将p H调节至8~10。通过实验对改性落叶松栲胶性能进行测试。试验表明,堵剂胶凝时间4~10 h可控,满足p H在4~10范围内使用,能用于100000 mg/L的较高矿化度地层,所成凝胶强度高。采用灰色关联法对温度、矿化度、组分浓度、p H等影响因素进行分析,各因素对磺化改性落叶松栲胶成胶时间和成胶强度的影响程度从大到小依次为温度、p H、栲胶浓度、矿化度。

泾河油田原油破乳剂的优选与复配

针对泾河油田原油密度大、非烃及沥青质含量高、脱水困难、破乳剂用量大等问题,测定了6种商品破乳剂对含水20%稠油的脱水效果。单剂破乳剂25-A和HL-1的脱水效果均优于其它破乳剂,破乳温度65℃、破乳剂浓度600 mg/L时的脱水率分别为65.6%和62.5%。复配破乳剂脱水效果明显优于单剂破乳剂,相同条件下,脱水率高出15.7%。通过破乳剂浓度和破乳温度等影响因素的分析得出,泾河油田原油的最佳破乳条件为:破乳剂浓度400 mg/L,复配比例2∶1,破乳温度80℃,沉降10 h后脱水率可达94.5%。

鄂尔多斯盆地东胜气田二叠系中统下石盒子组储层评价

通过对岩石薄片、孔渗特性和压汞曲线等资料的综合分析,对东胜气田下古生界二叠系中统石盒子组碎屑岩储层特征进行了研究。结果表明:下石盒子组为近源沉积,砂岩坚硬,胶结较好,岩石成熟度较低,分选、磨圆中等—较差。孔隙类型以粒内溶孔、粒间溶孔为主,见少量微裂隙。胶结类型以孔隙胶结为主,颗粒之间点、线接触,颗粒粒度中—粗粒,以粗粒为主。研究区主要目的层段储层具有较高的排驱压力和中值压力、较小的孔隙喉道半径,属微喉道,局部存在较高渗透性。综合储集岩的岩石学特征、孔渗特征和孔隙结构特征,将东胜气田上古生界下石盒子组储集岩分为4大类,其中Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类为储集岩,其储集性能依次渐差,Ⅳ类为非储层。

川口地区长6致密油藏成藏因素分析及储层评价

红河油田川口地区长6致密油藏油气富集程度及产能差异较大,通过油藏主控因素分析、储层四性关系研究对储层重新评价;结合探明区块开发情况,分析认为沉积相带、砂体厚度、储层物性、风化壳淋滤作用是影响油气富集程度的重要因素;基于试油结果及测井资料的研究,确定了该地区长6油藏储层的岩性与含油性下限、物性下限、电性下限,并分层位建立了吻合率较高的二次解释模型,对储层的综合评价和该区开发部署具有指导作用。