长庆油田数智化油藏建设理论与实践

随着油气勘探认识和技术的不断进步,盆地边缘新层系非常规储层成为油气增储上产的重要领域,开采难度增加,工作量培增。然而,油田用工总量不增反降,如何提升油气藏研究的精细化水平,培育新质生产力,打造油田高质量发展新引擎,是油田急需解决的问题。长庆油田制定了“125”数智化油藏建设规划,通过数智化技术,助力资源勘探、油气开发和新能源3大主业的高质量发展。立足数智化油藏学科长远建设,结合地质研究、井位部署与随钻、产能建设、稳产提产等领域的数智化建设特点,总结出一套高效稳健的数智化油藏建设理论与方法,形成了“一体系四中台”基本建设思路,制定了勘探开发数智化整体解决方案。在该理论指导下,建成了数字油气藏研究与决策支持平台,有效推进了长庆油田的快速上产稳产,现已成为中国石油天然气集团有限公司的品牌产品,支撑着长庆油田向国际一流大油气田迈进。

长庆油田分布式光伏项目创新与实践

随着国家“双碳”目标持续推进,长庆油田大力推进绿色低碳转型发展,探索建立新能源与油气井站融合发展模式。利用油气田井场、站点剩余空间建设分布式光伏,为油气设备设施供电。长庆油气田研究制定分布式光伏发展规划,创新技术路线,加强分布式光伏与工艺制度变革、油井提高采收率、提高终端电气化率间的融合发展。项目组织实施中,与专业设计单位合作推进设计标准化,严格落实层级监督、属地监管,施工建设市场化;运行管理中,加强数字化平台建设、光伏组件清洁管理、巡检和故障处置。2022年建成井站分布式光伏56MWp,2023年发电小时数1463h,发电量7692×10^(4)kW·h,节约电费4231万元,效益显著。

长庆油田原油管线泄漏应急处置方法与实践

从长庆油田管道运行现状及失效情况统计分析入手,介绍了长庆油田实行的管线泄漏预防控制体系,由于油气泄漏具有突发性的特点,后果及影响会随处置时间的延长而放大,发现事故后报送是否及时、组织调度是否到位、抢险处置是否得当、补救措施是否有效,均对事件的影响及后果起着决定性作用。对于原油的泄漏应急处置首先应开展泄漏源截断,然后再结合地形特点进行拦收油工作,及时对泄漏事件进行控制,并尽量消除对环境的影响。

长庆油田勘探开发一体化探索与成效

长庆油田经过五十多年的发展历程,总结出特有的适合低渗透—致密油勘探开发一体化的管理模式。虽然不同时期的表现形式不同,但相互协作的内涵不变,主要体现在“工作部署、技术攻关、生产组织”等方面。长庆油田在勘探开发一体化技术的引领下,油气勘探取得重要成效,油气产量突破6000万吨,走出了一条具有长庆特色的勘探开发一体化道路,建成了我国当前最大的能源生产基地,为国家能源安全作出了突出贡献。本文在梳理长庆油田勘探开发一体化的发展历程基础上,总结长庆油田一体化工作做法与成效,指出长庆油田当前勘探开发一体化面临问题并提出未来有利发展方向。期望对长庆油田深入推进勘探开发一体化向纵深发展,加快资源—储量—产量转化,为长庆油田公司高质量发展提供依据,也为其他油田发展勘探开发一体化提供借鉴。

企业自主研究IPv6和SDN的攻关工作——以中国石油长庆油田分公司第九采油厂网络实施项目为例

一、引信中国石油长庆油田分公司第九采油厂作为国内石油行业的领军企业,深知IPv6和SDN在提升企业网络性能、安全性和管理效率方面的重要性。为了满足企业日益增长的网络需求,第九采油厂决定开展自主研究,攻克IPv6和SDN的难题,并将其应用于实际网络实施项目中。

长庆油田某页岩油管道停输再启动研究

输油管道停输再启动是一项复杂的工程问题,为确保长庆油田某页岩油管道的运行安全,需对管道停输再启动开展研究。根据该页岩油管道的基础数据和所输页岩油的油品物性,利用SPS仿真软件对冬春季和夏秋季正常输送时管道的出站压力和进站油温进行计算分析,并对不同停输时间下管道的再启动过程进行模拟。研究发现:将管道进站油温高于原油凝点3℃时的停输时间确定为安全停输时间,在最高输量和最低输量条件下,管道冬春季的安全停输时间分别为28 h和3.5 h,推荐管道停输后再启动压力分别为6 MPa和3 MPa;针对最低输量下管道安全停输时间较短的情况,推荐在停输前加降凝剂处理,以延长管道安全停输时间;夏秋季安全停输时间均大于100 h,推荐管道停输后再启动压力为5.5 MPa和1.5 MPa。该研究结果为管道的稳态运行和停输再启动操作提供了参考。

水泥混凝土常用外加剂在长庆油田靖安油区的应用

外加剂作为一种补充物,可以在一定程度上增强水泥混凝土的特性,目前外加剂的应用非常普遍。尽管外加剂可以显著提高水泥混凝土的品质,但在使用过程中,必须严格按照相关规范和剂量进行操作,以防形成负面循环效应。

长庆油田深层煤层气储层的录井分类评价

国内煤层气历经30年勘探开发,主要集中在1 200 m以浅煤层,随着浅层煤层气资源的逐步枯竭,深层煤层气资源的利用已成为必然趋势。鉴于深层煤层气评价在录井属于新领域,近两年针对深层煤层气多口新钻井围绕地质-工程“双甜点”评价开展技术攻关,结合之前在国内各浅层煤系气市场服务成果,通过优选适用于深层煤层气的录井技术系列,从岩性、脆性、烃源岩特性、含气性4个方面揭示储层的情况,形成了深层煤层气的录井分类评价方法。该方法已成功应用于长庆油田深层煤层气15口井评价和压裂选层方案设计,凸显了录井技术多信息综合评价的技术优势,满足了深层煤层气非常规储层勘探开发的需求。

智能控制策略在长庆油田设备的优化运行研究

智能油田关键技术是解决油田勘探开发、生产运行等难题的必要手段,是推进油田业务数字化转型的基本支撑。油田企业要应对高质量发展需求面对外部严峻挑战,智能油田建设成为必然的发展方向。调研了智能控制发展现状及技术进展、办公信息化技术广泛应用进展,分析了智能控制策略在长庆油田取得的各项应用现状及效果,提出智能控制策略在长庆油田设备的优化思路,为全面实现油田企业数字化转型、智能化发展,形成具有领先水平的智能采集、全面感知、智能控制、预警预测等智能油田基础关键技术系列,支撑油田高质量发展,保障国家能源安全。

党建引领推动中外合作项目高质量发展的实践探索——以中国石油长庆油田苏里格南作业分公司为例

全方位加强国际能源合作,是实现开放条件下能源安全的必然要求,构建互利共赢的发展格局是永恒的时代课题。本文以中国石油国际合作典范——中国石油长庆油田苏里格南作业分公司为例,探寻其以党建引领中外合作企业高质量发展的宝贵经验,以期深化对推动中外油气合作项目高质量发展的规律性认识,为推动新时代国际能源合作走深走实、行稳致远提供参考。

长庆油田加强油气储量资产化管理途径浅析

长庆油田油气资源丰富,品位相对较低,非常规油气藏成为重要的建产接替领域。随着国家油气体制改革不断深化,矿权保护、效益开发成为油田高质量发展面临的重要问题,需转变储量管理方式,建立油气储量资产化管理体系,将生产经营的重心从重视储量、产量规模转向储量资产创效能力的提升。长庆油田目前在储量管理中仍存在诸多问题,以储量资产为核心的管理理念尚未形成,低渗透、非常规储量资产创效能力低,储量资产与油气资产管理缺乏深度融合,未开发储量价值衡量不确定性大,储量资产化管理体系亟待建立等。为加强油气储量资产化管理,建议长庆油田重视源头增储,加强开发技术提升与操作成本管控,实现储量资产与油气资产协同动态管理,深化未开发储量分类分级评价,大力推进页岩油储量资产管理,构建一体化的油气储量资产化评估管理团队。

长庆油田似大地水准面精化软件应用探析

为了验证长庆油田似大地水准面精化软件在场站高程控制测量方面的精度和可行性,本文研究了长庆油田似大地水准面精化软件在控制测量中的应用效果。首先,采用最小二乘配置法进行拟合,根据残差进行粗差探测与剔除;其次,采用移动拟合方法计算,建立高精度、高分辨率似大地水准面模型,并根据模型构建的原理进行编程,编译形成长庆油田似大地水准面精化软件;最后,结合某处理厂高程控制测量实际案例,把大地高直接输入精化软件计算出正常高,对计算结果进行精度分析。研究结果表明,采用长庆油田似大地水准面精化软件输出成果能代替低等级水准测量,可为站场高程控制测量提供新方案。

长庆油田新能源业务发展模式探索与实践

国家“双碳”战略背景下,油气田企业作为能耗大户,纷纷制定符合自身实际的碳达峰行动方案,成为“双碳”目标战场的主力军。长庆油田立足鄂尔多斯盆地资源优势,油气产量持续攀升,但电力、天然气等资源消耗巨大。“十四五”以来,长庆油田将绿色低碳转型发展作为新阶段目标,确立“资源勘探、油气开发、新能源”三大主业;秉持清洁低碳、效益达标、安全合规、科技先行的原则,按照“节能降耗、清洁替代、战略储备”总体部署,建设新型产业工程;技术上从减碳、用碳、替碳、埋碳4个方面,推进油气与新能源技术融合发展;管理上加强考核激励,调整用能结构,把控建设质量,打造梯队人才队伍,持续完善顶层设计。从节能改造、清洁电力及热力应用、CCUS、碳汇林建设等方面入手,打造姬塬油田和神木气田绿色低碳示范工程,培育形成了井、线、站全流程可复制推广的经验和做法,为高耗能油气田企业实现绿色转型发展提供了“长庆方案”。

长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术

长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低,前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术,然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题,严重制约现场施工效率。通过压前补能、凝胶降漏、下入Ø114.3 mm套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒,评价储层增产潜力,优化新老裂缝布缝与裂缝参数,配套研发小直径可溶桥塞,形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。在CP50-15井进行了现场试验,成功下入1500 mØ114.3 mm套管并进行了环空封固,固井质量良好,采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂,施工效率达到了3段/d,投产后控制放喷生产,日产油由1.9 t升至15.4 t。该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。

智慧录井平台建设及其在长庆油田的创新应用

为不断推动录井产业智能化升级,改变传统的录井运作模式,结合录井现状和勘探开发的实际需求,重点介绍了智慧录井平台的岩屑自动捞取系统、岩屑数字化与智能化识别系统、机械臂自动分析系统和随钻智能解释评价系统。在长庆油田MY 1H井等多口井通过实施智慧录井新模式,重塑了录井产业流程和决策机制,降低了人为因素影响,提高了录井效率,降低了人员成本,有效提升了录井过程自动化、智能化和数字化水平,也为解决传统录井技术瓶颈问题提供了新思路、新方案。

长庆油田上古生界河流相砂体叠置模式研究及其在提高水平井储层钻遇率中的应用

为精确分析长庆油田上古生界河流相储层单期河道砂体与隔夹层在空间上的配置关系进而提高砂体水平井储层钻遇率,将研究区域内煤层、灰岩及高成熟的古土壤层等标志层作为划分沉积单元的等时面,采用等时相控技术进行对比,并应用切片对比法和等高程对比法划分沉积单元。研究表明,长庆油田上古生界河流相砂体由两期或多期单期河道砂体叠加而成,河道内部隔层自然伽马和电阻率曲线的回返程度与隔层厚度有关,厚度越大曲线回返程度越大,曲线回返程度划分为阶梯式、半幅式及基线式,进一步总结出单期河道砂体在侧向上、垂向上的叠置模式:侧向接触关系主要分为砂体孤立型、砂体对接接触型及砂体切叠接触型;垂向接触关系主要分为砂体间歇式叠加、砂体完整式叠加、砂体侵蚀削截式叠加。通过研究单期河道砂体叠置模式,深入分析单期河道砂体与隔夹层在空间上的配置关系,指导水平井轨迹控制,从而提高有效储层钻遇率。

长庆油田区中深层地热资源储量评价

地热能作为一种稳定持续的清洁能源,未来将对中国能源结构转型及“双碳”目标实现发挥重要作用。鄂尔多斯盆地内地热资源丰富,但其储量及分布特征尚不明确,勘查开发程度总体较低。以长庆油田及周边区域为研究区,在成井资料的基础上,分析了区内地热地质特征,应用单元容积法估算了地热资源储量,并根据地热资源开发利用潜力进行分区。研究表明:区内地层构造相对简单,地温梯度介于2.2~3.0℃/hm,主要热储为传导型中生界砂岩热储,除洛河组外,其他热储层富水性较差;区内地热资源呈西高东低分布,总量为79.91×10^(17)kJ,可采量为6.39×10^(17)kJ,地热流体储量为2.47×10^(12)m^(3);区内红柳沟镇—大水坑—姬村—山城区块、张沟门—流曲镇—三岔镇区块和庆阳市附近区块地热资源开发潜力较大,可以优先考虑将废弃油气井改造,建设中深层套管式换热系统进行开发利用。

长庆油田专利质量管理策略

长庆油田为了解决科研攻关与知识产权融合不够、知识产权认识不足、高素质专业人才缺乏等问题,全力营造良好知识产权氛围,建设知识产权人才队伍,优化专利质量管控流程,构建知识产权高质量发展体系。主要措施包括:加强知识产权宣传,完善激励奖励机制;强化专业技能人才培训,提升技术交底书撰写能力,配备专职岗位和重大项目专员;促进科研项目与知识产权融合,加强专利质量管控,掌控专利申请文本质量等。通过高质量高价值专利的培育、导航、挖掘与布局,为企业提升核心竞争力和影响力提供有力支撑。

长庆油田CO_(2)驱注采工艺现状及技术攻关方向

CO_(2)驱因具有原油体积膨胀、降黏、降低界面张力以及萃取置换等作用及良好的油藏适用性,目前已成为国内外油田三次采油主要技术之一。从2017年长庆油田在姬塬黄3区块开展了CO_(2)驱先导试验,针对注采过程中混相、流度控制、井筒防腐等关键技术问题,开展了注采井管柱完整性、防腐防垢、气窜治理、高气液比举升等技术研究与关键材料设备研发应用,初步形成了适合长庆低渗透油藏CO_(2)驱注采工艺配套技术。文章全面总结了长庆CO_(2)驱注采工艺技术研究现状,分析了CO_(2)驱工业化应用面临的技术挑战,提出CO_(2)驱注采工艺技术下一步研究攻关方向。

油田生产智能化管理研究——以长庆油田为例

油田生产区域存在点多、线长、面广等特点。长庆油田在持续进行石油开采过程中,面临资源品位差、安全风险管控难度大、用工总量刚性控制难、员工劳动强度大等一系列难题,依靠人海战术已不能满足高效生产管理需要,其已经进行智能化管理实践。基于此,文章阐述长庆油田智能化管理建设思路,详细介绍采油井、注水系统、集输管线、场站等各类油田生产设施的智能化技术改造方案以及视频监控、数据中心的智能化建设情况。实行智能化管理以来,长庆油田达到了提高生产效率、降低劳动强度、促进安全环保的效果,油气当量从2007年的2000万吨增长至2020年的6000万吨,油气水井从2.5万口增长至11万口,人均劳动生产率大幅提升。