地理信息技术在油气管道数字化管理中的应用

地理信息技术在油气管道数字化工作中的运用,对提升管道的数字化管理效果方面具有重要意义。说明地理信息技术在油气管道数字化管理中的应用价值,提出应用措施,完善地理信息系统技术应用模式为增强管道的管理工作效果提供助力。

基于液膜反转的定向井临界携液模型研究

气井积液是苏里格区块大斜井开采中后期面临的一个重要难题,目前适用于定向井的临界携液模型研究较少,且常用携液模型忽略了管径、液体流速和角度的影响。借助多相管流实验开展了定向井携液机理实验,分析了管径、角度、液体流速等因素对气井积液的影响规律,并根据液膜反转机理,在BELFROID模型和WALLIS模型基础上,利用实验数据拟合出了WALLIS模型中参数C和m的计算方法,并考虑管径、气体密度、液体密度、角度、液体表观流速、重力加速度等参数,建立了新的临界携液模型,新模型在预测VEEKEN文献中62口积液气井时结果显示,准确率为91.94%,新模型的建立不仅是液膜反转理论的进一步完善,同时也为定向井积液时机的预测提供理论支撑。

地质岩心分析在储层表征中的应用

随着社会的不断进步,地质岩心分析在储层表征中的应用备受关注和重视。基于此,地质构造研究工作者需要不断提升自身的专业素质。由邬忠虎等编著,科学出版社于2018年11月出版的《页岩储层破裂特征及裂缝分布预测》一书是页岩储层破裂特征及裂缝分布预测的重要成果,该书使用理论联系案例知识的模式,对地质岩心分析在储层表征中的应用进行充分研究和分析,能够发挥重要意义。

苏里格区块低压气井排液工艺优化研究

随着苏里格气田开发进入中后期,气井压力持续降低,气井产能不断下降,导致气井携液能力差,井筒容易积液,稳产时间缩短,造成气田开发经济效益的不稳定。目前苏里格区块常用排水采气措施如常规柱塞气举、速度管柱等工艺均对气井压力有一定要求,同时受集输管网系统压力回压影响,低压气井存在“有液出不来”的现象,泡沫排水采气效果较差。因此,结合合作区块低压气井实际开采经验,对泡沫排水采气、分离器排液、柱塞气举工艺进行优化,对小型压缩机负压排采、储层解水锁工艺进行总结,形成苏里格区块低压气井排液工艺技术体系。

桥射联作井排液制度优化建议

压后强制返排技术是保证裂缝高导流能力的有效措施,是影响天然气井实施改造效果的重要因素之一。为了缩短桥射联作天然气井压后排液工期,优化桥射联作井排液制度,从地质条件、工具选用及排液制度三个方面,对桥射联作改造后气井在排液期间的砂堵现象开展对比分析,对桥射联作井排液制度的优化提出建议。分析表明,对储层发育好,砂体厚度大、水平展布较好的井,采用桥射联作工艺更合适;可溶桥塞选用全金属可溶桥塞有助于降低排液期间砂堵的概率;裂缝闭合前,支撑剂在裂缝中启动流速低,不宜使用大嘴径油嘴排液;裂缝闭合后要根据气井地质条件和压降变化及时扩大油嘴嘴径实施排液,以实现投产后的高效稳定生产。

合作区块乳化物破乳技术研究与应用

天然气井特别是生产到中后期随着地层压力降低,产量下降,气井自身携液能力降低,部分进入井筒的地层水和凝析油会滞留井底产生积液.积液导致产量降低,甚至气井水淹停产.因此必须及时将井筒内液体排出.泡沫排水采气工艺是苏里格地区最为主要的排水采气措施之一,但开展泡排作业时,泡排剂和井内油水混合,产生大量含油乳化液,影响了凝析油的产量和质量,同时乳化液的产生也不利于污油水的拉运.因此,本文的目的在于通过对污水含油乳化液的破解探索,找到一种科学、合理、经济且适用于合作区块的破乳方法,以提高凝析油产量,保证凝析油质量.

基于自动间开工艺的气井生产精细化管理

苏里格气田是典型的“低渗、低压、低丰度”气田,随着气田开发进入中后期,投产井数量逐年增多,单井产量低,员工工作强度高,气井管理难度日益增大。以研究区块为例,目前投产气井349口,其中间开生产井261口,占到全部气井的74.79%,且在生产过程中普遍存在低产、低压、易积液等问题,严重影响区块产量稳定。随着气田数字化、信息化的发展,自动间开工艺的应用必将是气田开发中的必经之路,因此对研究区自动间开工艺在低产、低压、积液井的生产管理中发挥的作用进行讨论。通过现场应用总结,自动间开工艺受外界环境制约小,可有效降低人员劳动强度,提升气井精细化管理水平,适合普遍性推广。

苏里格气田水平井一点法产能公式研究

水平井产能是油(气)田开发的重要参数之一,也是油(气)井配产的重要依据。对于低(特低)渗透油气藏油(气)井产能的确定,一点法产能试井是一种快捷而有效的方法,只需一个稳定点测试资料即可完成,较其他常规回压试井和修正等时试井方法简单、省时、经济。一点法产能公式的得出,对于苏里格低(特低)渗透气藏的产能分析具有重要的现实意义。应用气藏数值模拟方法,选择苏里格气田典型井建立气藏单井模型,结合二项式产能方程,得到了苏里格气田水平井一点法产能公式,并对该公式进行了验证。结果表明,该一点法产能公式应用于苏里格气田的水平井产能分析具有较高的精度。

低渗油藏注入水有效影响范围研究

低渗透油藏最显著的特征是存在启动压力梯度,这使其在注水开发过程中渗流阻力增大、降低注入水的波及范围,在考虑流体渗流时存在的启动压力梯度影响条件下,如何准确确定注入水影响范围,是有效开发低渗油藏的关键技术之一。根据等产量一源一汇渗流理论,获得了注采单元的等最大压力梯度等值线方程,在确定低渗透油藏合理注采井距的基础上建立了考虑启动压力梯度影响的注入水有效影响范围分析理论与方法,得到不同渗透率和注采压差下注入水有效影响范围。实例应用结果表明,该方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致,该方法对油田合理井距的确定有指导意义。

苏里格气田苏20区块气水分布规律

苏里格气田苏20区块储层非均质性强,气藏气水分布的复杂性严重影响了气田产能建设效果,且随着勘探开发的不断深入,井位部署逐渐由富气区向外扩展,新完钻井投产后效果差,产水严重。因此开展气水分布规律研究已成为提高该区块产建效果的基础。在区域水化学分析、测井气水层识别、区域地质背景综合分析的基础上,对苏20区块气水的分布规律进行综合研究后认为:①气藏气水关系复杂,无统一的气水界面;②研究区垂向上表现为下气上水,下二叠统山1段基本不含水,从下二叠统盒8下亚段2层→盒8下亚段1层→盒8上亚段的地层水逐步增多;③从成藏要素分析,表明苏20区块富水与其生烃强度、构造位置和天然气的运移密切相关;④地层水根据其成因差异可以分为低部位滞留水、透镜状滞留水、孤立透镜体水3种类型,研究区内主要为透镜状滞留水类型。

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏20区块气层分布特征及分类评价

通过精细对比和解剖苏里格气田苏20区块气层分布,总结苏20区块气层研究区的分布特征,发现苏20区块横向上气层分布具有多层叠置的特点,石盒子组及山西组各个层段均解释有气层或含气层,气层纵向上主要集中分布在盒8段和山1段。综合沉积相、砂体展布及储层发育特征,认为该区以盒8下亚段为主要储集层位,其他层位作为补充,具有一定的开发潜力。同时对气井依据储能系数,将气层划分为3类,储能系数大于0.5为Ⅰ类气层,储能系数0.3～0.5为Ⅱ类气层,储能系数0.1～0.3为Ⅲ类气层。

大港长芦油田沙三段3油组沉积微相特征

应用古生物、岩性、电性、沉积构造、粒度、层序特征、砂体形态等资料,综合分析了大港长芦油田沙三段3油组扇三角洲沉积特征,认为研究区发育主水道、分支水道、水道间、水道侧翼、湖盆泥等5种沉积微相,进一步分析了每种微相的平面展布特征及储层特征。开发效果良好。

莫索湾盆五底水油环凝析气藏剩余油分布研究

针对盆五井区底水油环凝析气藏的地质特征,应用地质建模软件建立构造模型、储层模型,展现出底水油环凝析气藏的构造和储层特点。在此基础上,应用CMG数模软件描述了剩余油分布特征,讨论了底水油环凝析气藏剩余油的分布特征,认为剩余油主要分布在井网系统局部不完善区、储层物性不利区、未达到经济极限生产条件的储量损失区。根据剩余油气分布的特点,进行了治理方案部署,经实施后取得了良好效果,平均年增油1.49×104t,年综合递减减缓1.6%,实现了油气高效开采。

苏里格气田苏20区块水平井地质导向技术研究

苏里格气田苏20区块主力气层盒8段储集层砂体纵向多期叠置,横向复合连片,非均质性强,给水平井准确入窗和轨迹控制造成了一定困难。通过多年水平井钻井实践,总结出"两阶段、三结合、四对比、五调整"的随钻地质导向技术。从资料收集及整理、标志层确定、精细地层对比、海拔垂深校正和成功入窗的标志判断5方面对入窗地质导向的实施进行了介绍。结合目的层顶底界预测、隔夹层判识、水平井轨迹调整等对水平井水平段控制及储集层钻遇率分析技术进行阐述,并对水平井地质导向技术在钻井现场应用过程及效果进行分析。结果表明,该技术能对气层做出现场快速准确解释,卡准水平井入窗点,实现水平段准确控制,引导钻头在有效储集层中钻进,提高水平井气层钻遇率,保障水平井开发取得良好效果。

老井补层地质选井技术在苏里格气田中的应用

苏里格气田是典型的低压、低渗、低丰度岩性气藏,具有储层非均质性强、砂体横向变化快的地质特点。苏20区块位于苏里格气田中区,随着区块开发程度的不断深入,目前面临着地层压力下降、产量降低、低产低效井井数大幅度增加等困难,本文从开发老井目前产层生产潜力评价、未动用层生产潜力评价、井间干扰评价、层间干扰评价四个方面进行详细阐述,分析总结苏20区块老井补层成功经验,提出苏里格老井补层地质选井技术思路和方法,为苏里格气田开发中后期老井稳产增产提供有利保障。

油藏数值模拟技术在大庆高含水油田的应用

经过多年的稳产高产,大庆油田进入高含水阶段,由于油层多,层系之间的差异大,井网划分跨层系现象较为普遍,剩余油分布越来越复杂,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大,剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。为定量分析大庆油田进入高含水期的剩余油分布特征,以精细油藏描述为基础,结合油藏开发动态,利用油藏数值模拟技术再现油藏生产过程和不同时期油水分布。基于大庆油田北三区西部开发数据和监测资料,利用地质模型对区块生产过程进行了模拟,再现了油藏开发历程。由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重,油层部分部位控制程度相对较差,在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。以该剩余油的分布特征提供相应的措施调整,从而解决油藏注水开发中的3大矛盾,对油田开发生产起到了很好的指导作用。

大港油田大型井丛场集约化建设与技术实践

随着井场征地困难、环保形势严峻及降本控投等政策提出,大型井丛场建设成为近些年整装油藏开发的重要方式。以港西油田XX井丛场建设过程论证及建设为例,应用井震联合约束解释方法对主力油层的优质储层分布特征进行刻画,并进行油藏数值模拟分析,提升注采井网的有效性部署。建设过程遵循高标准、集约化设计理念,通过地质工程一体化化论证,应用四步论证及细节处理的方法,完成了基于历史老井网下56口新井轨迹的可行性论证,井丛场的相关配套设备,趋向于环保、低投资、智能化建设,为国内油气田开发行业数智化发展积累了相关认识和经验。

原油储运库的全能流模型

将过程系统分析理论应用于原油储运库的用能分析,提出原油储运库全能流模型概念。按照分解—综合—分解的模式,将系统分解为最基本的单元设备,分析用能实质、划分用能过程,建立单元模型;以原油、能量在系统中的转移为线索,结合工艺流程将单元设备综合为系统结构模型;最终给出系统计算框图,结合实际运行数据,确定系统各个节点的水力、热力参数,可为进一步实现节能减排,合理优化工艺流程提供一定的理论基础。

苏里格气田泡沫排水采气技术工艺应用及效果分析

泡沫排水采气技术是一种常规的排水采气技术,该技术被广泛应用于各大气田,但因各气田生产情况的不同,泡排剂的使用方式、型号、加注方式、加注时机等都有所不同。在对泡排剂排液理论分析的基础上,进行实验室评价分析,并在苏76区块进行现场使用,获得了大量该地区泡沫排水采气技术的技术数据,为该地区泡沫排水采气技术的适用性提供了技术指导。

地震属性分析技术在苏里格气田苏76区块储集层预测中的应用

以苏里格气田苏76区块三维地震区为例,综合应用地震属性提取及分析技术,结合地质、测录井等多种资料,在层位精细标定和构造精细解释的基础上,提取40多种地震属性,从中优选出与研究目标有关的最敏感的均方根振幅、平均瞬时频率、最大波峰振幅、总能量4种地震属性,并依据这4种地震属性的分布特征,对储集层的平面分布特征进行了描述。在此基础上,结合实钻井的动、静态资料进行综合分析,认为S 55、S 76-6、S 76-18等井区的强振幅、低频反射区为有利储集层发育带。