新型酸化工艺技术在吐鲁番采油厂的应用

为了抑制吐哈油田神泉区块注水井常规土酸酸化注效果差及葡北区块酸化有效期逐年下降的趋势,通过室内酸液配方优选与评价,试验了YMD膜和多氢酸两种新型酸液体系,取得了良好的酸化增注效果。

采油厂安全生产管理研究

采油厂作为我国石油生产的主要业务单元，主要从事石油勘探、开发、运销和井下作业等业务，其生产安全管理水平的高低。是决定油田开发效益、质量、成本控制、安全环保责任及可持续发展的关键因素。因此，建立起一套适合于一般采油厂的安全生产管理模式，提升管理水平，优化管理模式，挖掘管理潜力，切实保障好采油厂生产过程中各个环节的安全性，保证采油工业的平稳发展，是提升我国采油厂生产安全管理水平的重要途径。本文将从采油厂安全生产的要求入手，分析采油厂安全生产管理的相关策略。

胡七南油藏周期注水采油机理数值模拟研究

基于胡七南油藏储层物性资料,建立了反映储层高、中、低渗透率级别的非等厚剖面模型,利用CMG数值模拟软件展示了储层层内、层间非均质性和高渗条带对周期注水采油的影响,深入地讨论了胡七南沙三下油藏高含水阶段周期注水采油机理。模拟结果表明:层内非均质非等厚理想模型周期注水采油机理模拟显示,对于正韵律储层非均质程度越严重周期注水效果越好,且随着高渗层占的比例增大,周期注水效果减小;反韵律储层总体表现非均质程度严重周期注水效果好。随着高渗层占的比例增大,周期注水效果变好;当注水波动幅度B>0.5时,周期注水的效果开始优于常规注水开采效果。最后采用高渗透条带概念模型研究了笼统注水时高渗透层封堵时机。当高渗层储量小于5%时,不打开高渗层达到最佳开发效果;高渗层储量小于10%时,综合含水率小于90%;高渗层储量大于20%时,综合含水率小于95%,关闭高渗层能达到最佳开发效果。

葡北油田注气采油工艺技术应用

葡北油田是我国第一个采用天然气混相驱开发的油田 ,注气混相驱项目是国家九五攻关课题之一。1998年油田投入注气开发 ,在注气方案设计、现场注气工艺技术应用方面 ,葡北油田注气开发开创了国内先例 ,其配套形成的完井工艺技术 ,气水切换技术 ,不排残酸酸化技术 ,吸气剖面测试技术 ,气体示踪剂监测技术为国内高油气比油田利用伴生气注气开发和三次采油技术应用将会有一定的借鉴和指导意义。

试论在采油工区开展共产党员责任区活动的形式与方法

文章通过阐述红连采油工区共产党员责任区建设的背景、建设过程、建设效果等,揭示了在新形势下加强基层采油工区党员责任区建设面临的挑战和问题,并就采油工区进一步开展党员责任区的形式、方法进行了思考。

吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙发育特征及控制因素

吐哈盆地中侏罗统致密砂岩储层是非常规致密油气勘探开发的主要目的层。以胜北洼陷8口井中侏罗统致密砂岩样品为主要研究对象,从储层岩石学特征、成岩作用、物性、孔隙结构等方面系统刻画了研究区中侏罗统致密砂岩储层特征,探讨了影响储层孔隙发育的主要因素。研究结果表明胜北洼陷中侏罗统低孔-特低渗致密砂岩储层以长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩次之;该储层遭受了强烈的压实作用,矿物胶结、交代和溶蚀现象明显,孔隙类型以次生长石溶蚀孔为主,同时发育矿物残余粒间孔、石英粒内溶蚀孔、黏土矿物层间孔和微裂缝等;储层内5~50 nm孔喉最为发育,然而储层物性则主要受50 nm~1μm和100~800μm孔喉发育程度控制,主要体现在两者孔喉体积与孔隙度和渗透率呈良好的正相关关系。储层物性与石英和长石含量呈正相关关系,与黏土矿物和碳酸盐矿物含量呈负相关关系,其原因一方面是该储层遭受了强烈压实,石英颗粒破裂导致其内微裂缝较发育,刚性石英含量增加有利于保存部分原始粒间孔,其内溶蚀孔也较发育,含有机酸的烃类流体运移至中侏罗统地层内促使长石发生了大规模溶蚀,形成大量次生长石溶蚀孔,孔径50 nm~1μm和100~800μm孔喉相对发育,储层物性因此得以改善;另一方面黏土矿物和碳酸盐矿物多以胶结物形式充填在原始粒间孔和次生微裂缝内,方解石交代长石降低了长石溶蚀的增孔效应,不利于孔径50 nm~1μm和100~800μm孔喉发育和储层物性改善。因此,研究区储层孔隙发育与早期原始沉积环境和后期成岩作用关系密切,压实作用、长石溶蚀和自生矿物胶结对储层孔隙发育及物性具有关键控制效应。该研究对吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩油气有利勘探区分布预测具有指导意义。

硅钨酸对胜利油田超稠油的催化降黏作用

针对胜利油田超稠油降黏问题,制备了一种超强酸催化剂硅钨酸(H4SiW12O40).在近似蒸汽吞吐开采稠油的条件下,通过室内正交实验,考察了H4SiW12O40对胜利油田超稠油的催化降黏作用,分析了H4SiW12O40,H2O以及反应温度、反应时间对超稠油黏度的影响;测定了反应前后超稠油的黏度、烃分布和S的质量分数;并考察了地层水和油层矿物对催化降黏作用的影响.结果表明:当m(超稠油)∶m(H4SiW12O40)∶m(H2O)=100.00∶0.04∶8.00,反应温度为240℃,反应时间为36h时,胜利油田超稠油的黏度可降低67.5%,轻烃组分增加,重烃组分减少,S的质量分数降低;H4SiW12O40质量和反应温度是影响催化降黏反应的主要因素;地层水对H4SiW12O40催化作用的影响与地表水相同,油层矿物与H4SiW12O40催化剂之间存在协同效应,可使超稠油的降黏率达73.2%.

分层注水井封隔器验封新技术研究与应用

针对吐哈油田分层注水井采用堵塞器压力计验封封隔器技术存在效率低的问题,利用油田成熟的高效测调工艺,研制开发了电动验封仪。该技术验封时无需投捞堵塞器,通过电缆由地面控制井下验封仪器的电动密封、封隔器验封和解封,对比测试的油套压可准确验证封隔器密封性能;同时配合桥式同心配水器可以应用在斜井分注封隔器验封。经吐哈油田现场100多口井的成功应用,表明其验封结果准确快捷,在降低工作量的同时,提高了验封成功率。

徐家围子地区深层天然气成藏机制及有利勘探区预测

通过天然气藏分布与其成藏条件叠合研究,得到徐家围子地区深层天然气成藏与分布的主控因素是气源、盖层、断层与不整合面。充足的气源不仅是气藏形成的物质基础,而且控制其分布;优质盖层的分布控制着天然气的分布,盖源的时间匹配关系控制着该区深层天然气富集数量;断裂空间延伸层位控制着天然气垂向上的运聚层位,断裂活动时期控制着天然气垂向运聚时期,断裂封闭为天然气聚集提供了遮挡条件;不整合面是天然气侧向运移的输导通道,且为天然气的聚集提供了场所。天然气主要有泉头组、嫩江组和明水组沉积末期3次成藏期。天然气成藏具有4种模式,宋西断裂带、徐西断裂带、榆西断展构造带、宋站低隆起、丰乐低隆起和安达次坳是天然气勘探的有利地区。

铜铁双金属掺杂TiO_2/膨润土光催化降解直接天蓝染料性能研究

以溶胶-凝胶法制备了Cu-Fe双金属掺杂TiO2/膨润土负载型复合光催化剂,以直接天蓝溶液为模拟染料废水,考察了光照条件、催化剂用量、溶液pH值、反应时间、催化剂再生等条件对催化剂光催化性能的影响。结果表明,该光催化剂对质量浓度为50 mg/L的直接天蓝溶液,在催化剂用量为3 g/L、溶液pH值为3、光照时间为1.5 h的反应条件下,在紫外光和可见光下的脱色率分别高达98.6%和97.3%,且该催化剂具有良好的再生性能,表现出较好的应用前景。

苏77山2^3段低阻气层的形成机理与识别方法

通过对研究区块岩心的扫描电镜、X衍射、黏土矿物分析、阳离子交换容量测量、铸体薄片及水分析等资料的研究发现，高束缚水饱和度是造成苏77山2^3段低电阻的根本原因，高矿化度地层水是直接原因，导电矿物影响微弱．由于低阻气层在电性曲线上与气水层、水层差异不明显，应用常规测井技术和解释方法很难有效识别，在解释过程中容易漏掉气层．提出用孔隙度重叠法、阵列感应测井法和束缚水饱和度法进行低阻气层的识别，与常规测井解释方法相比，解释精度大幅度提高，并将上述方法应用到苏里格气田中，取得了显著效果．

运移输导形式及其对油分布的控制作用——以三肇凹陷及周边地区中下部含油气组合为例

通过对三肇凹陷及周边地区扶杨油层和葡萄花油层圈闭及与青一段源岩的空间配置和油运移输导形式研究,得到源下圈正上方、源下圈侧上方、源上圈正下方和源上圈侧下方4种源圈空间配置关系.不同类型源圈空间配置的油输导形式不同,源下圈正上方空间配置为过T2~T06断裂的直线向上运移输导形式;源下圈侧上方空间配置为从下断至T2断裂、被T2~T06断裂沟通的扶杨油层砂体和过T2~T06断裂构成的＂U＂型运移输导形式;源上圈正下方空间配置为从下断至T2断裂的直线向下运移输导形式;源上圈侧下方空间配置为从下断至T2断裂和被过T2~T06沟通扶杨油层砂体构成的＂L＂型运移输导形式.三肇凹陷中下部含油气组合运移形式对油分布的控制作用主要表现在：（1）油源区内油藏分布在断裂直线输导通道附近;（2）油源区外油藏分布在被断裂沟通的砂体输导通道上或附近;（3）油源区外＂U＂型运移输导形成的葡萄花油层油藏分布在过T2~T06断裂附近.

中国二氧化碳减排及利用技术发展趋势

减缓以至最终有效控制能源生产利用过程中二氧化碳的排放,是中国能源生产面临的重大挑战。文章从提高能源利用效率和转化效率以及二氧化碳的捕集、分离和利用等方面介绍了中国二氧化碳减排的各种技术现状,并对二氧化碳减排技术的发展方向作了初步探讨,为中国二氧化碳减排及利用前景提供了一定的参考。燃煤过程中二氧化碳的减排是关键,洗煤技术、高效清洁煤技术等都可有效减少二氧化碳排放;分离捕集二氧化碳可利用燃前捕获、化学链燃烧技术、吸收分离法等。二氧化碳地质埋存包括油气藏埋存、深部盐水层埋存、煤层埋存和深海埋存。其中在油气藏埋存的同时进行EOR(Enhanced O il Recovery)是二氧化碳地质埋存的最佳方式。随着各项技术的完善,中国二氧化碳减排必将取得显著成效。

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。

储罐底板阴极保护电位分布不均匀性分析

大直径储罐底板的阴极保护电位存在较大差异 ,可造成罐中心的欠保护 ,提高罐边缘电位可能造成罐中心的过保护。利用电场的叠加理论 ,计算了储罐底板电位不均匀性的最大值 ,并推导了相应的计算公式 ,指出阴极电场是影响储罐底板电位不均匀性的主要因素 。

稠油井空心杆泵上掺稀油降粘举升工艺设计

针对鲁充沁油田稠油生产井井筒流体流动困难、举升效果差的问题,进行了稠油、稀油及不同稠稀比混合物的粘温关系试验,建立了不同稠稀比混合物的粘度计算相关式和空心杆泵上掺稀油降粘举升工艺参数设计模型。应用结果表明,掺稀油对鲁克沁油田稠油具有明显的降粘效果,所建立的空心杆泵上掺稀油降粘举升工艺及举升参数设计模型具有较高的准确性。通过优化设计,平均单井系统效率提高了4．53％,平均单井产油量增加1．905 t／d,累计增油3780 t,取得了很好的开采效果。

贝尔凹陷大一段下旋回泥岩盖层内断层垂向封闭性评价

贝尔凹陷大一段下旋回泥岩盖层主要分布在贝西洼槽、呼和诺仁、苏德尔特、霍多莫尔和敖瑙海洼槽西南地区,最大厚度可达400m以上,盖层内发育有53条断裂,不仅使其有效厚度变小,而且使其封闭能力变差.利用盖层内断裂带岩石与未破坏盖层岩石之间压实成岩程度的差异,根据盖层排替压力与其埋深和泥质含量之间的关系,建立一套盖层内断裂带岩石排替压力的求取方法,并利用此方法对贝尔凹陷大一段下旋回泥岩盖层内被破坏断层垂向封闭性进行评价,得到贝尔凹陷大一段下旋回内断层垂向封闭性主要为中等和较好,有利于其内南二段油气的聚集与保存,是造成南二段油气富集的最主要原因之一.

吐哈温米油田空心抽油杆热洗清蜡工艺设计与应用

为了解决吐哈温米油田有杆采油井结蜡的问题,设计了空心抽油杆热洗清蜡工艺。该工艺以空心抽油杆内腔为基本通道,分别在井口设计注入阀实现热介质的注入,在井底设计单流阀实现热介质的排出,热介质与井筒结蜡融合流动并排出。该工艺在温米油田3口结蜡井上进行矿场试验,试验效果良好,建议在同类井上推广应用。

聚合物采出液中的阻力对抽油杆管偏磨的影响

针对聚合物采出液对抽油杆管偏磨严重,杆管断脱,检泵周期缩短问题,开展了摩擦阻力实验,测出了黏弹性流体对抽油杆柱沿程阻力、抽油杆接箍和扶正器的局部阻力以及抽油泵凡尔局部阻力,得出了阻力计算公式。实验结果表明:抽油杆柱对聚合物采出液的沿程阻力主要取决于聚合物采出液的黏性,弹性影响可忽略不计;抽油杆的接箍和扶正器的局部阻力主要与聚合物的流速有关,质量浓度影响可忽略不计;抽油泵各凡尔所受阻力与其流量符合指数关系;抽油泵凡尔总阻力中主要是下凡尔阻力引起的,水和聚合物采出液对凡尔的阻力影响相近,抽油杆管严重偏磨及检泵周期缩短的根本原因并不完全是聚合物驱后上顶力增加造成的。

水平井变孔密分段射孔井筒压降计算模型

射孔是水平井完井的主要方式,由于流体在水平井筒内的流动为变质量流,在水平井筒内必然因流体的流动而引起压力损失,主要包括摩擦压力损失、加速压力损失以及混合压力损失。以渗流理论和流体力学相关知识为基础,考虑地层流体和井筒流体的相互耦合作用以及现场的实际需要,提出了变孔密分段射孔的概念,推导出了水平井变孔密分段射孔的井筒压降模型,并分析了孔眼密度变化对水平井井筒压降的影响,为水平井新型完井方式的井筒压降计算提供了理论依据。