应用随机反演技术精细刻画河道砂体——以大庆油田萨北开发区萨二组为例

以大庆油田萨北开发区萨二组为例,研究了随机地震反演技术及其对河道砂体的精细刻画。研究表明:纵向上,不同厚度砂体的随机反演结果符合率差异较大:厚度大于3 m的砂体符合率为89.6%,厚度为2~3 m的砂体符合率为79.1%,厚度小于2 m的砂体符合率为71.5%;平面上,各沉积单元平均的砂体符合率能达到75%以上,且分流平原亚相的符合率要高于内前缘亚相。地震、测井及地质资料的充分结合,能够对河道的走向、复合河道砂体的单一河道边界及井间砂体叠置关系精细刻画,显示了井震结合预测河道砂体的适用性。

大庆油田油水井套管侧挂串状阳极防腐模拟实验研究

针对大庆油田油水井浅表层套管腐蚀外漏逐年加剧的问题,对于正常生产的油水井套管的防腐保护提出套管外壁侧埋深井牺牲阳极串的防腐蚀技术.通过室内模拟实验,发现在水电阻率和阴-阳极面积比近似相同的情况下,深埋阳极对套管的保护效果明显优于浅埋阳极,阳极以串、并联组合方式连接有较大的电流输出和较好的电位分布.结果表明,阳极以深埋方式为宜,阳极埋入深度在3000 cm^5000 cm左右为最佳位置,阴阳极间最佳距离为900 cm.

大庆油田油水井套管手镯阳极防腐技术的应用

现场测定测试井的土壤环境,发现大庆地区土壤中Cl-含量、SO24-含量均较高,地下土壤电阻率变化较大,在土壤纵向深度上对钢质设备构成强腐蚀影响环境.采用地下参比电极"接触测试"法,对套管实施保护后的纵向深度套管保护电位进行定量测试.结果表明,套管保护电位曲线光滑,电位均负于-850mV,套管保护电流可极化到地下100m.手镯阳极与套管同时下入作业井内,不增加现场作业难度及作业成本,具有实际推广应用价值.

含油污泥处理技术在大庆油田应用研究

含油污泥是油田开发和储运过程中产生的主要污染物,随着油田开发的逐步深入,含油污泥所带来的生产和环境矛盾越来越突出。2013年大庆油田第七采油厂新建了"含油污泥预处理+调质装置+离心机"处理工艺的含油污泥处理站1座,通过现场试验对该工艺的适应性及处理效果进行检验,为油田含油污泥处理技术提供现场经验积累。

X油田扶余区块采出液集输运行边界条件研究

X油田扶余区块采出液具有凝固点高、黏度大、低温流动性差的特点,易造成集输系统设备设施结蜡结垢等问题加剧,同时扶余井与水驱井共同集输模式使得集输温度整体升高,加大了节能降耗工作难度。通过区块采出液集输方法研究:一是开展关于凝固点、粘壁温度、冷输模式的现场运行试验对比,明确了凝固点作为油井最高集输进间临界温度的管理思路;二是优化调整集输运行思路,大平台建设模式下实现扶余区块与水驱区块分开管理,单井综合能耗相比零散井平均降低57.27%,在保障生产基础上降低运行能耗,以期为后续开发扶余区块地面系统运行管理方法提供指导。

大庆长垣西部基底断裂复活对油气运移控制作用分析

大庆长垣西部高台子油层组蕴含丰富的油气资源潜力,齐家地区A区块是典型实例。勘探、评价实践表明:该区含油砂体均集中在高四油层组下部,高三油层组发育较少,成藏机理尚不清晰。因此,本文基于三维地震、测井、试油等资料,在构造地质学理论基础上,应用构造解析方法,分析研究区断裂系统形态特征及成因机制,对高台子油层油气成藏认识具有重要意义。研究表明:1) 基底先存深大断裂晚期发生走滑位移、且纵向存在多套非能干性软弱岩层,导致上覆地层中形成“基底诱导、纵向断续、平面雁列”的断裂体系特征;2) 基底断裂走滑复活,应力向上传导,导致上覆地层变形自下而上由强变弱,应力场强度决定纵向上变形的影响范围;3) 基底断裂走滑复活,走滑变形诱导上覆地层雁列式断裂带发育,形成“横向密集、纵向短距”的油气疏导体系,即为油气纵向运移提供了良好的疏导通道,又避免断穿层位过多导致油气资源溃散,更有利于油气藏形成。

大庆油田油气初加工系统生产运行方案研究

文章对大庆油田油气初加工系统存在的问题与不足进行分析,探讨大庆油田油气初加工系统优化调整改造方案。

提高大庆油田注聚单元采收率的措施

大庆油田已进入深度开发、精细挖潜阶段,高效开发面临的难度越来越大。三元复合驱开发阶段已处于含水回返期,受开发规律、注采矛盾影响,控制自然递减的压力不断增大。本文以大庆油田注聚单元为研究对象,针对含水回返阶段探索如何精细挖潜,实现效益稳产,为今后同类油藏的开发提供了理论指导和实践经验。

“中国梦”关照下的大庆油田精神文明建设思考

"中国梦"设想的提出,为未来中国的全方位发展指出了方向,更为大庆的"百年油田"的可持续性发展提供了必要的方向性、政策性参考。大庆油田的未来发展与"中国梦"的实践是局部与整体的关系,为更好地践行"中国梦",作为基层的大庆油田必须加强与之相匹配的精神文明系统建设这个系统主要包括:培养员工的生态意识、继承发扬大庆精神、推进管理经营的民主化、科学化。

平台井钻井技术在大庆深层气田的应用

介绍了平台化钻井及其技术优势,分析了其在深层气田生产应用客观必要性,通过平台井与单井施工统计的数据进行对比分析,阐述平台井在该区块的适应性及取得的效果,为气田采用该技术及配套措施提供参考。

“小而肥”油藏油水分布特征及成因探讨——以海拉尔贝尔凹陷贝中油田为例

针对'小而肥'油田油气成藏特点,以贝尔凹陷贝中油田为例,在对其探评井及开发井测井曲线、地震解释成果、测井解释资料、试油试采动态开发数据研究整理的基础上,结合其断裂系统拆分结果,通过典型实例分析和油藏解剖得知,贝中油田南一段主力油层在'满凹含油'的基础上,形成含油性差区或水区的主要控制因素为:断层断失作用造成目的层内主力油层缺失,造成断层附近见水;受晚期反转断层调整作用导致部分南一段油调整到南二段或大一段储层中形成次生油藏,造成主力油层反转断层附近含油性较差;开发过程中油动态运聚过程使构造低部位快速见水。

负压洗井技术在低渗透油田开发中的应用

负压洗井技术是油井增产的一种有效手段,能解决低渗透油田的洗井问题,保护油层,提高产量。本文介绍了负压洗井工作原理及在商河油田油井的实际应用情况,证明了负压洗井技术在低渗透油田中有着广阔的前景。

油田电泵井套管杂散电流腐蚀排流设计及应用

为加强对油田电泵井套管的腐蚀控制,通过室内模拟交流杂散电流腐蚀试验,考察了交流杂散电流对电泵井套管的腐蚀性。结果表明:试样腐蚀速率随着电压的增加而增大,随介质电阻率的增大而减小,电泵井套管的腐蚀存在杂散电流腐蚀及土壤电化学腐蚀的双重强腐蚀。该区域土壤具有较强的腐蚀性,虽然杂散电流并不连续,但可加剧土壤电化学腐蚀。确定采用排流保护法并设计了牺牲阳极排流方案来控制腐蚀。现场测试表明,管地电位波动范围由措施前的124.0 mV减少至27.1 mV,管地电位可负移至-850.0mV(相对饱和硫酸铜参比电极),保护率为78.1%,达到了石油行业标准规定的防腐蚀要求。

含油污泥处理调质过程优化室内实验

含油污泥调质工艺在处理高度乳化性质的含油污泥过程中,为实现含油污泥调质效果优化的目的,文章进行了含油污泥调质处理的影响因素研究,包括药剂组合和用量、搅拌时长、温度等,筛选出最佳絮凝剂和破乳剂组合、药剂最佳投加量和投加方式、最佳温度、最佳搅拌时间。结果表明:在调质温度为50℃的条件下,先投加0.006 mg/g PAM并搅拌5 min,再投加0.08 mg/g SDBS(sodium dodecyl benzene sulfonate)并调质10 min,油层厚度比例可达37.2%,含油污泥调质效果最优。研究结果可为含油污泥处理的现场应用提供一定参考。

基于改进时序胶囊网络的油藏生产动态分析模型

我国许多油田的主力开发区块已逐渐进入高含水期,地下油藏复杂,含水量逐步上升,产油量下降。提高对现阶段油田开发生产规律和开采状况的准确认识,对研究油田生产动态变化规律以及制定油田开发策略具有重要意义。针对油田生产动态变化规律的问题,本文提出一种基于改进时序胶囊预测的油藏动态分析模型。首先,应用双向门控循环单元来捕捉油田数据中的时序特征,提升模型对时序信息的建模能力;其次,用多头注意力深度卷积层捕捉初级时序特征信息,高效地提取序列的长距离依赖关系和复杂特征表示;最后,在动态路由算法中引入注意力机制,让高级胶囊更好地关注重要特征,从而提高信息传递的效率和准确性。为验证本文模型有效性,将油田的时序数据作为输入,通过改进胶囊网络模型输出预测日产油量。将改进的胶囊网络与ResNet、LeNet5等9种模型进行对比。实验结果表明,改进后的胶囊网络的预测精度更高,可达到94.5%。

大庆T30井区注水时移地震监测可行性研究

迅速发展的油田强化开采时移地震监测技术已被成功地应用于稠油热采监测中 ,但油田注水时移地震监测 ,特别是陆相薄互层油藏注水监测的研究却刚刚起步。时移地震能否用于监测注水动态 ,可行性分析是关键。利用Lumley等人 (1997)给出的时移地震监测技术风险定量评价方法 ,对大庆T30井区葡一组油层注水时移地震监测的可行性进行了初步分析。结果表明 ,在现有条件下 ,在大庆油田开展注水时移地震监测工作是比较困难的。至少对T30井区葡一组油层而言 ,这一结论基本上是可信的。

喇嘛甸油田喇7-30套损区更新井钻井地质设计难点及对策

针对喇7-30井区成片套损,同时发育浅气层和气顶,并受断层的影响,存在局部高压或低压区域;且因多年的注水开发,地层原始压力遭到破坏的现状。为防止钻井施工及固井过程中发生钻井复杂情况,及预防投产后套管损害,在编制钻井地质设计过程中,在套管设计、固井设计、地层压力预测分析、钻关方案设计和资料录取设计方面结合实际地质情况,详细分析预测,采取最适合的设计方案和措施。通过现场施工,收效明显,大幅降低了事故发生率,提高了固井优质率,大大节省了钻时和成本。

地层三压力预测技术及在霍多莫尔油田中的应用

做好地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力的预测工作,对保护油气层,避免或减少井下复杂情况发生,保证施工安全,降低钻井成本具有重要意义。霍多莫尔油田地质情况比较复杂,钻井施工中易发生井漏、井塌等复杂事故。针对这样的地质特点采用声波时差法计算地层孔隙压力,根据岩石力学分析理论建立了地层坍塌压力和破裂压力的计算模型。利用完钻井实测压力资料和测井资料对计算结果进行了验证,应用表明,该法预测精度较高,可满足现场施工要求,为设计钻井液密度提供可靠依据。

低渗透油田提捞采油合理提捞周期的确定

根据低渗透油田提捞采油生产特点,考虑油层存在启动压力梯度和提捞井均压裂投产的实际,分提捞井注水收效和不收效两种情况,推导出了提捞井产量计算理论公式,能够计算提捞井目前和未来的提捞产量,克服了经验公式需要试井资料且不能预测未来提捞产量的缺陷。通过大庆朝阳沟油田提捞试验区实例验证,给出的理论公式计算误差在5%以内,能够满足工程计算的需要。在此基础上,结合经济评价,给出了提捞采油合理提捞周期的确定方法,计算了不同油价下的合理提捞周期,为油田经济有效开发提供了依据。

大庆火山岩气藏开发初期排水采气工艺适应性研究

徐深气田水体分布范围较大,火山岩气藏底部普遍含水。由于储层多为裂缝沟通,一旦见水极易造成水侵或水窜,部分气井试气阶段即出水。随着徐深气田深入开发,所有气井都会面临气-水同产问题,水不仅影响气井产能,严重时会导致井底积液,甚至气井水淹停产。通过分析徐深气田产水机理和具体出水类型,对照国内外常规排水采气工艺适用界限进行技术及经济适用性评价,结合典型井生产情况,提出了适合大庆火山岩气藏开发初期的排水工艺为泡排、优选管柱,为大庆徐深气田火山岩气藏的高效开发提供指导。