巴彦油田深井高凝油藏试油完井一体化技术

针对巴彦油田深井高凝油藏在试油完井施工中存在工艺复杂、施工周期长、储层二次伤害严重、施工成本高等问题,通过分析现有的高温高压深井试油完井一体化技术特点及存在不足,结合临河油区油藏地质特征和原油物性特点,设计了3套试油完井一体化管柱,制定了相应的工艺流程,并对每种一体化工艺的特点及适用条件进行了分析。上述3种试油完井一体化技术已在现场成功试验14口井,其中压裂-射流泵排液一体化技术现场试验9口井,缩短施工周期2~3 d,有效提高了压裂后排液求产效率,降低了储层二次污染;完井投产一体化技术现场试验5口井,提高了自喷井和机抽井完井投产效率,缩短了单井完井周期,减少了储层污染,降低了作业成本。深井高凝油藏试油完井一体化技术的成功应用为巴彦油田勘探开发一体化进程高效推进提供了有力的技术保障,对国内同类型油藏试油完井技术研究具有指导借鉴意义。

华北油田油气井永久性封井挑战及对策

华北油田勘探历史久远且开发历程复杂,包含直井、定向井、大斜度井等多种井型,井筒完整性问题复杂,永久性封井难度大。为从封井设计源头保证废弃井永久性封井的安全,减少环保风险,以Y油田为例,对华北油田面临的永久性封井难点进行了分析。影响废弃井井筒完整性的关键因素是井屏障,结合Y油田实际情况,详细分析了其永久性封井面临的挑战,包括井筒完整性数据不全、固井质量不合格、已封井井屏障设置不合理、地下淡水层保护问题、地层完整性潜在风险、标准规范合理性问题及封井成本控制等。同时,结合国内外永久性封井经验给出相应技术对策和建议。分析结果为华北油田Y油田及类似油田的永久性封井设计、作业等提供参考。

基于LASSO关联规则算法的集输管道主控因素分析

为找出影响集输管道腐蚀的主控因素,制定了针对性地防护措施。在采集现场数据和多相流稳态模拟的基础上,利用套索算法(LASSO)实现影响因素的筛选,采用Apriori关联规则算法找出腐蚀因素与腐蚀速率、缺陷轴向位置和缺陷分布之间的关系,以确定关联规则信息。结果表明:温度、气相流速、持液率、CO_(2)分压、Ca^(2+)+Mg^(2+)质量浓度、SRB含量等变量是影响腐蚀程度的主控因素;当温度在40~55℃、气相流速大于8 m/s、持液率大于80%、CO_(2)分压大于0.08 MPa、Ca^(2+)+Mg^(2+)质量浓度大于200 mg/L、SRB含量大于100个/mL时,腐蚀最为严重,腐蚀速率大于0.254 mm/a,为“极严重腐蚀”程度;高温高压反应釜验证了关联规则结论准确性;随着腐蚀缺陷轴向位置越靠近焊缝,腐蚀缺陷的尺寸越小,由轴向缺陷逐步转为环向缺陷,同时出现概率也增大。此算法可为油田生产效益的优化提供技术思路。

河套盆地临河坳陷油气成藏过程解剖及勘探潜力分析

河套盆地属于我国中西部地区中小型陆相含油气盆地,近期于临河坳陷西南部吉兰泰构造带发现亿吨级大油田。工区地质条件复杂且勘探程度低,油藏动态演化过程研究有待深化。针对吉西凸起带和中央断垒带已发现油藏,应用地质、地震和分析化验等资料,在石油地质综合分析的基础上,采用"九史"分析方法对油藏进行动态解剖,取得了以下三点认识:(1)油气晚期成藏并表现出"三晚",即烃源岩晚期生烃、断裂晚期活动及油气晚期充注;(2)第四纪走滑活动影响油气富集,负花状构造不发育且晚期强烈反转地区有利于成藏;(3)优选出西南部凸起带和中央断垒带两大油气有利勘探区带。

巴彦河套新区深井钻完井关键技术

为了解决巴彦河套新区井深4500 m以上深部地层井眼轨迹控制难度大、井壁易垮塌掉块、井眼扩大率大、钻井完井过程中频繁遇阻卡、长封固段固井质量难以保证等技术难题,在钻井完井技术难点分析的基础上,优化了井身结构、井眼轨道与井眼轨迹控制方法,制定了钻井提速技术方案,改进了钻井液、固井水泥浆配方及技术措施,形成了巴彦河套新区深井高效钻完井系列技术。现场应用表明:井壁垮塌掉块明显减少,通井划眼时间缩短,钻井、完井周期大幅度缩短,固井质量提升。该研究可为巴彦河套新区安全高效钻井完井提供技术指导。

巴彦河套盆地变质岩储层测井综合评价方法

由于巴彦河套盆地基岩潜山油藏储层岩性复杂,且遭受长期风化和后期构造运动改造,变质岩储层空间复杂,储层非均质性强。以地质、测井、岩心、录井资料分析为基础,以数理统计方法为指导,以测井判别技术为手段,研究了变质岩储层岩性识别方法,建立了黑云花岗片麻岩、角闪斜长片麻岩、角闪黑云斜长片麻岩、云英岩4种变质岩的岩性识别模型、识别标准以及利用常规测井、成像测井和阵列声波资料识别裂缝、孔洞的方法,并在此基础上建立了巴彦河套盆地变质岩储层的分类模型和分类标准。采用该变质岩储层测井综合评价方法,对巴彦河套盆地20口井进行了储层综合评价和试油结果验证,实践证明得出的解释评价结论准确。

地面直读试井技术在临河油田自喷井及机采井应用效果分析

为实时获取临河油田生产井井下压力、温度及储层物性参数,将井下永久监测直读压力计下入设计深度,通过电缆将井下数据实时传输到地面控制单元,然后以无线传输的形式远程发送到用户移动端设备或办公计算机,实现实时井下动态监测及储层评价认识。经临河油田4口自喷井、2口机采井现场应用,单井平均累计监测时间约6个月,井下仪器及地面设备工作正常,能够满足现场实时监测及试井资料录取的需求,取得了较好的应用效果,为临河油田高凝油藏开发动态监测及储层认识提供了技术保障。

巴彦地区井筒总监管理模式探讨

由于巴彦勘探开发分公司实施了"油公司"管理模式,井筒质量监督管理模式也由单纯的行政管理转变为专业化的总监管理模式。通过严把开工验收关和JH1井区水平井施工质量关,规范施工过程,控制了井控风险,保证了井下安全,提高了岩屑描述质量;对施工队伍按时进行月度考核,创新性实行问题销项管理并使用层次分析法对现场监督进行能力评估,以提高施工队伍及现场监督水平,形成具有高专业理论知识、专业技术技能扎实的自主管理总监队伍,解决技术难题和存在问题,提升巴彦分公司技术水平和管理水平。

水基钻井液用石墨烯封堵剂

在解决硬脆性泥页岩井壁失稳和深层泥砂岩互层的储层伤害问题过程中,强化对微裂缝微孔隙的快速封堵是攻关方向之一。石墨烯因其优异的纳米尺寸和片层状的膜结构,在封堵时具有低浓度、高效率的特点。以石墨为原材料,采用旋转剥离工艺技术,室内制备了一种稳定的石墨烯浆体材料。性能评价表明,该处理剂中值粒径D50在5μm左右,具有较好的降滤失和抑制页岩膨胀的效果,能有效强化对砂盘微孔隙的封堵。通过2口井的现场应用表明,该处理剂与水基钻井液具有良好的配伍性,能够提高钻井液的封堵效果,有利于解决滤液侵入导致的井壁失稳问题。

利用垂向脉冲干扰试井技术确定油藏类型的方法

油气藏储层形态是层状或块状是决定布井、驱油等开发方式的重要依据,而两者的最重要区别是油气藏内部是否存在不渗透隔夹层。常用的地震、测井技术判断方法只能确定是否存在间隔层,无法确定隔夹层是否具有渗透性。利用垂向脉冲干扰试井技术判断隔夹层渗透性的方法是将隔夹层上下之一储层作为监测层,另一储层作为激动层发送脉冲激动信号,通过监测层是否接收到来自激动层的压力响应信号判断两层间的纵向连通性,确定隔夹层是否具有渗透性,最终辅助判断油藏类型。该方法经JH1潜山油藏应用,证实该油藏纵向上存在连通性,储层之间的隔夹层具有渗透性,储层为块状油藏,从而为该油藏采用底部整体注水开发提供了重要依据。

基于地层溢流能量的压井方式选择方法

深井超深井等深层区域地质情况复杂,发生溢流后需及时关井并选择合理的压井方法,重新建立井下压力平衡。目前溢流后压井方法难以科学选择,为此建立了一种基于定量评价地层溢流能力的压井方式选择方法。借鉴地层能量的定义,提出了地层溢流能量的概念,其物理意义为单位压差下溢流流体的功率,建立了地层溢流能量计算模型,定量评价地层溢流能力的大小,并综合考虑井底压差等因素,以压回法最大允许压力以及临界地层溢流能量为评价指标,提出了压井方法的选择标准。该方法经过塔中地区溢流井的检验,适用性广,准确率达到93.75%,对现场选择压井方法、实现安全钻井具有指导意义。

含蜡原油非牛顿流体黏度特性的分子动力学模拟

中国盛产含蜡原油,含蜡原油的表观黏度是其管道输送工程中重要基础物性参数。为探究含蜡原油降温剪切过程中非牛顿流体黏度变化的微观机理,用分子动力学模拟进行研究。通过计算分析同种分子的径向分布函数,发现在剪切作用下蜡晶分子的变化是影响含蜡原油黏度的主要原因;通过分析均方位移,发现在剪切作用下体系的扩散程度增加,宏观表现为剪切稀释性;通过分析键长和回转半径,认知在剪切作用下含蜡原油出现剪切稀释现象是由于分子键长的振动长时间受到限制,导致溶液的网状结构发生变化,分子链进一步拉伸变形,体系的黏度下降;同时,验证了利用Rouse Model方法模拟含蜡原油的黏温曲线是可行的。

工业光总线技术用于油田的优势

大中型油田成橇设备较多,仅常规橇装设备就包括清管橇、三相分离器橇、换热器橇、卸油泵橇、大罐抽气装置、加药橇、过滤橇、空压机橇、制氮橇等几十个。这常常带来对成橇设备管理不顺的问题。首先,如果每台橇装设备采用一台可编程逻辑控制器进行控制,油田就存在几十台这样的系统。如果每台橇装设备厂家不同,控制器型号会存在差异,各种型号接口协议因差异不易互联互通。其次,很多这样的控制器会造成通讯网络实时性、安全性差,不同控制器之间布线错综复杂,多设备之间无法进行安全联锁控制。

复合表面活性剂降压增注体系研究及性能评价

针对低渗透油藏注水井注入压力高、注水量下降快以及注水开发效果较差的问题,室内将非离子型表面活性剂SSR-2和双子表面活性剂GS-89进行复配,研究出一种复合表面活性剂降压增注体系,具体配方为:0.25%非离子型表面活性剂SSR-2+0.25%双子表面活性剂GS-89。复合表面活性剂降压增注体系综合性能评价结果表明,体系具有良好的表面活性和界面活性,可使表面张力降低至18.7mN·m^(-1),界面张力值降低至0.0087 mN·m^(-1);此外,体系还具有良好的润湿性能、防膨性能、耐温性能和抗盐性能。降压增注岩心驱替实验结果表明,注入0.6 PV的复合表面活性剂体系后,可使天然岩心的驱替压力降低率达到30%以上,具有良好的降压增注效果,能够满足低渗透油藏注水井降压增注施工的需要。

基于CNN-BiGRU混合神经网络的电潜螺杆泵产液量预测方法

为了解决电潜螺杆泵产液量虚拟计量的预测精度和稳定性,提出了一种基于双重注意力机制的卷积神经网络(CNN)和门控循环单元(GRU)混合模型(CNN-BiGRU)。油井产量预测易受油压、套压及泵工况等因素的影响,先利用皮尔逊相关系数和主成分分析法对数据进行降维,并确定主要影响因素;再利用CNN网络的局部连接和全局共享来提取历史油井产液量的空间特征;然后将特征送入GRU网络,提取数据的时间特征;最后利用双重注意力机制为不同的特征赋值对应的权值,进一步提升模型的预测精准度。将该方法应用到50 000条产液量数据样本上,模型预测精准度RMSE和MAPE分别取得5.24%、3.17%。与GRU、CNN-GRU模型相比,所提方法应用效果显著,能有效提升预测精度,具有一定的工程应用价值。

吉兰泰弱胶结砂岩油藏试油开采防砂技术优化

针对吉兰泰凹陷固阳组砂岩油藏出砂问题,利用全尺寸防砂物理模拟实验装置,对吉兰泰油田固阳组碎屑岩粒度分布进行了分析,开展了考虑储层粒度特性、泥质含量、黏土矿物组份及生产压差等条件下三种类型防砂管的防砂性能模拟实验。通过对比,分析了三种防砂管在相同挡砂精度条件下,不同压差流量稳定后的产能、出砂量,优选出与储层粒度特性匹配的防砂管。再以不同挡砂精度条件下的米采油指数及出砂浓度作为评价指标,优选出适合吉兰泰油田的筛管类型为250μm金属网布优质筛管进行试油,在10口井进行对比应用,产能平均提高了33%,效果良好。弱胶结砂岩油藏试油开采防砂技术优化为吉兰泰固阳组砂岩油藏高效开发提供了技术支持。

电潜螺杆泵间隙值的优化设计研究与应用

电潜螺杆泵经常在高速旋转的状态下工作,存在泵转速高、温度高、橡胶变形量大等特点,若遇到突然停机情况,其在高温状态下橡胶无法收缩,可能导致泵抱死、电极烧等严重事故。在起泵初期、泵停机再启动时由于上述原因也经常会出现起泵困难等情况,使泵无法正常工作。因此,本文针对电潜螺杆泵的泵间隙值进行研究,对过盈量和初始过盈量进行计算试验,改进优化电潜螺杆泵的间隙值,有效提高了电潜螺杆泵的工作效率和使用寿命,达到了油田生产提质增效的目的,对无杆泵市场开发有着十分重要的现场实践指导意义。

基于IGM-WOA-SVM的埋地管道腐蚀深度预测技术研究

为避免因腐蚀造成的油气管道泄漏,及时对管道进行维护和维修,利用灰色系统和SVM模型具有处理小样本、非线性数据的能力,对GM(1,1)模型的背景值和初始值进行改进,形成IGM(1,1)模型,将IGM(1,1)模型的预测结果作为WOA-SVM模型的输入变量,将残差序列作为输出变量,形成WOA-SVM误差补偿器,并结合实例实现了对埋地管道腐蚀深度的预测。结果表明,使用传统GM(1,1)模型的平均相对误差为25.03%,IGM(1,1)模型的平均相对误差为6.86%,而IGM-WOA-SVM模型的预测效果最好,平均相对误差为1.21%,说明该模型对于腐蚀发展趋势的预测具有很好的适用性。研究结果可为管道延寿提供理论依据和实际参考。

临河坳陷临河组油层录井解释评价方法研究

临河坳陷临河组是河套盆地的主要含油层系,受储集层埋藏深、原油性质等因素影响,存在低气油比、高凝固点油层,常规录井方法评价难度大,解释精度无法满足勘探开发要求。为了提高该层系复杂油层解释符合率,通过深入查找该类油层气测资料规律特征,发现气测参数C_(2)/C_(3)对于准确识别储集层含油性具有标志性作用,利用湿度比与烃斜率(C_(2)/C_(3))建立气测解释图板;同时建立液态烃与原油轻重组分指数、液态烃含量与产烃潜量、油产率指数与产烃潜量解释图版,将气测和地化两项录井技术组合应用。经过实际验证,有效解决了临河组低气油比、高凝固点油层流体性质识别难题,录井解释符合率由70.21%提高到81.82%。