长庆油田分公司勘探开发研究院Intranet系统现状分析

当安全问题遍布网络系统的应用层、网络层、传输层时，思考网络的整体安全成为大家的共同选择．这促使网络技术和安全技术和管理必然走向融合。在融合的大方向下，网络与安全技术的现状和发展趋势究竟怎样？长庆油田分公司勘探开发研究院（以下简称研究院）计算机网络系统安全做出什么样的选择？通过系统地分析研究院计算机网络现状，找出网络中存在的问题，对计算机网络优化，提高网络安全性能，使研究院计算机网络适应科研生产的发展需要。

油田研究院所绩效考核指标体系研究——以长庆油田为例的研究

现行的绩效考核制度存在着种种弊端 ,导致员工认同度低 ,影响力比较弱。从研究院所员工特点出发 ,以目标管理为导向 ,遵循“整体目标为基础 ,向下层层分解 ,共同协商”的原则 ,设计出关键绩效指标和控制类指标相结合的新型考核指标体系方案 ,并以油田勘探开发研究院为实证 ,列举出各层面各级员工的绩效考核指标体系。

鄂尔多斯盆地长庆油田油气勘探历程与启示

在系统总结梳理鄂尔多斯盆地油气成藏地质理论和勘探成果的基础上,将鄂尔多斯盆地勘探历程划分为盆地及周边构造油气勘探阶段(1907—1969年),侏罗系古地貌石油勘探阶段(1970—1979年),三叠系三角洲和奥陶系岩溶古地貌油气勘探阶段(1980—1999年),大型岩性油气藏油气勘探阶段(2000—2012年),致密油气和非常规油气勘探阶段(2013年至今)。在50余年的勘探实践中,形成了多项地质理论,如侏罗系古地貌油藏群成藏理论、内陆坳陷湖盆大型三角洲成藏理论、陆相淡水湖盆页岩油成藏理论、致密砂岩气成藏理论、岩溶古地貌天然气成藏理论和盆地东部多层系成藏理论,推动了鄂尔多斯盆地油气勘探的持续突破。

超低渗—致密油藏水平井开发注采参数优化实践——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

注水补充能量水平井开发过程存在拟溶解气驱和水驱两种驱替机理,3个不同的渗流阶段。基于此认识,结合水平井开发试验跟踪评价结果,确定了注水井、采油井合理工作制度和注采参数确定原则:1采用注水井与水平井大规模体积压裂相结合的超前注水能量补充模式;2建立了不同储集层定向井超前注水和注水强度计算理论图版;3超前注水时机应在水平井完井之后;4水平井合理初期产量根据存地液量与排距、超前注水量、水线推进速度等参数确定;5注水未见效前合理生产流压略大于饱和压力,注水见效后合理生产流压不低于饱和压力的2/3,同时结合动态及时调整。基于研究成果,2013年HQ油田投产80口水平井,见水井比例由8.8%降到3.0%,水平井平均单井产量年递减控制在15%之内,取得了较好的实施效果。

长庆油田高矿化度采出水生化处理可行性研究

长庆油田采出水含油量高,隔油除油—混凝沉降—过滤三段式处理效果差,水处理剂耗量大,处理费用高。为此筛选培养了对原油有较强降解作用的好氧菌CY21-21。在实验室生化处理流动实验装置上,在室温下用该菌处理含油81.08～507.45mg/L的长庆7个站点采出水,平均除油率94.45%,处理后水含油小于10mg/L;18～40℃除油效果相同。在长庆新5站现场,使用日处理量80m3的撬装式污水生化处理装置,在生化池和沉淀池停留时间均为6小时、处理温度15～30℃条件下,用该菌处理含油量变化很大(21.43～1004.8mg/L)的采油污水,除油率在82.67%～96.31%范围(平均值88.60%),出口含油量在3.81～18.10mg/L范围。CY21-21菌处理后的污水,矿化离子组成无变化,室内及现场挂片测试结果表明生化处理水腐蚀性大幅减小。生化处理不影响污水中有害菌SRB、TGB的生长繁殖。长庆油田高矿化度高含油采出水用CY21-21菌进行回注处理是可行的。

长庆油田原油氯含量测定方法研究

本文在分析长庆原油物理化学性质的基础上,探讨了库仑法测定原油中无机氯及有机氯含量的方法、测定仪器及适合条件。同时通过对现场原油进行了大量测定及测试条件优化,最终确定了长庆原油无机氯和有机氯含量测定的主要方法和检验标准,采用该方法测试操作简单,准确度高,重复性好。

长庆油田致密气藏气井动态储量计算方法研究

长庆气区气井普遍面临储层低渗致密、压力测试数据缺乏、生产制度不稳定、井数多等难题,传统评价方法难以及时准确评价气井动态储量。针对长庆气区渗流及生产特征,提出了一种便于现场应用的产量不稳定分析方法,结果表明,引入叠加时间函数的致密气井动态储量评价方法,计算结果较为准确,可有效处理变产量,且不依赖于传统图版拟合,同时计算相对简单,方便现场应用,为快速、准确评价长庆气区致密气井动态储量提供了技术支持。

长庆油田三叠系油藏产量递减规律研究

运用数学方法与油藏动态相结合，对三叠系不同类型油藏的递减规律展开研究，建立了低渗油田双曲递减方程的渗流理论，并运用数学逐次逼近法判断递减类型，确定了三叠系不同类型油藏递减规律，制定了不同类型油藏产量递减规律图版，指出了影响递减的主要因素，为油田开发调整、综合研究及产量预测提供依据。

长庆油田安83区块超低渗透油藏水平井有效驱替研究

长庆油田安83区块是具有典型的"三低"(低压、低渗、低产)特征。由于储层物性差、存在启动压力梯度等因素,水平井注水开发过程中难以建立有效驱替,产量递减严重。以研究有效驱替的建立为目标,利用油藏数值模拟方法,对比分析了不同井网参数下大、小注采单元中生产井的流线场图和压力场图,发现小注采单元更容易建立有效驱替,同时也研究得到了单个注采单元内X、Y方向上的极限有效驱替距离,从而为该地区及类似区块水平井网的合理部署及水平井有效驱替的建立提供了有利依据。

长庆油田不同类型油藏流动单元划分在油田开发中的应用

目前国外内对流动单元分类研究主要针对中高渗油藏,而针对低渗透、特低渗透油藏流动单元研究较少。本研究运用油田实例,对长庆三种类型油藏进行流动单元划分研究应用实例表明,适合长庆低渗透、特低渗透油藏特点的方法有岩性物性特征法和聚类分析法,两种方法的优势在于数据量大,易获取,可操作性强。研究确定了连通体内的渗流物性差异,最终利用地质规律识别其空间展布,为确定剩余油空间分布规律以及油田开发动态调整、制定合理的开发技术政策提供可靠依据。

长庆油田特低渗高矿化度油藏聚合物表面活性剂二元驱室内实验研究

聚合物表面活性剂二元驱提高采收率技术已经得到广泛研究和应用。为了获得低渗透高矿化度油藏进行二元驱的可行性．室内进行了200×10^4至1200×10^4聚合物油藏条件下黏度与浓度关系研究，分子回旋半径和低渗透孔吼半径的匹配关系及超低界面张力研究．筛选出合适的聚合物及表面活性剂，采用天然岩心对驱油效率进行了研究。结果表明：低渗透高矿化度油藏可以进行二元驱，但由于受聚合物相对分子质量与低渗透油层渗透率匹配关系的限制，低渗透油层只能选用较低相对分子质量的聚合物，因此二元驱采收率提高幅度不大。

长庆油田致密油水平井开发规律

考虑到致密油纳米级孔喉系统，相比超低渗透油藏尺度效应、非牛顿特性、启动压力梯度更强，由水平井产量Joshi公式推导，致密油水平井产量递减呈双曲递减规律；致密油层中水、油流动性更差，油井注水几乎不见效；致密油水平井开发，先是出现产量快速递减，后保持单井产量较低的稳产，属接近自然能量开发模式；致密油层相渗研究，相渗曲线等渗点右移，两相流动区域变窄，油相相对渗透率第1点到第2点下降很快，无渐变点，水相相对渗透率上升快，致密油层最终采收率低；致密油层水平井开发可以提高单井初期产能，但后期补充能量成为难点。

长庆油田油藏效益分类及开发对策

在长庆油田油藏类型不断增多、国际原油价格低位徘徊的双项作用下,厘清长庆油田不同类型油藏效益类别和识别不同类型油藏在不同油价下原油产量界限,成为油田公司生产经营决策的迫切需求。按照效益评价与油藏研究、动态开发情况、油井生产故障及综合治理相结合的分析方法,构建不同类型油藏的成本、开发指标与效益的关系,进行低效井影响因素分析,为油藏的效益开发提供参考。

长庆油田低渗透油藏开发分类分级标准及应用

针对国内外现有低渗透油藏开发分类分级方法,阶段划分不够精细,难以满足长庆油田精细油藏管理的需求,而且现有方法没有考虑油藏的属性,对目前油藏开发水平的差异无法实施分类管理等问题。在行业标准和长庆低渗透油藏分类的基础上,研究引入表征储层特征及注水精细管理的指标,并运用动静态相关性和累积频率法确定指标的评价区间,运用灰色关联分析法确定权重值,建立了低渗透油藏分级评价标准。通过采用新的评价体系对全油田278个油藏进行了综合评价,其中Ⅰ类油藏89个,占全油田的32%;Ⅱ类油藏135个,占全油田的48.6%;Ⅲ类油藏54个,占全油田的19.4%。Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类油藏综合含水分别为41.1%、57.6%、66.6%。实例应用表明,该分类标准能够有效区分各类超低渗透油藏区块的开发特征,分类结果与实际开发特征相吻合,能够达到精细油藏管理、提高油藏开发水平的目的,目前已经推广到基层进行实践。

长庆油田M区低渗产水气井动储量评价方法研究

动储量是确定气井合理产能和井网密度的重要依据,是编制、调整开发方案的物质基础。产水气井动储量评价的难点在于压降曲线向上偏转,无法利用压降曲线外推获得准确的动储量;传统水侵计算模型要求的水体参数难以获取且计算过程相对复杂。为此,在水驱气藏物质平衡原理和水侵量计算方法研究的基础上,推导了不同生产时间下偏转压降曲线的视压力差、水侵体积系数及水侵量的关系模型,建立了利用水侵量校正产水气井动储量的一种简单方法。应用结果表明,该方法不依赖水体参数,可预测早期水侵下的动储量,具有快速简便、相对可靠的特点。该方法的建立支撑了产水气井的动储量评价技术,为气田储量动用程度的提高奠定了基础。

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明:现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为:爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为:构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。

中国陆相富有机质页岩沉积速率研究及其页岩油勘探意义

页岩的有机质丰度和纹层类型是页岩油勘探研究的重点内容。中国陆相富有机质页岩层系的沉积相变复杂且非均质性强,沉积速率的准确判识面临许多挑战。中国典型陆相盆地富有机质页岩的沉积速率多在5 cm/kyr以上,咸化湖盆富有机质页岩层系沉积速率最高可达40 cm/kyr。高精度年代学框架结合旋回地层学统计调谐可以追踪沉积速率随地层深度的变化,而页岩的相对沉积速率可以通过稀土元素配分模式、晶体粒径分布理论和星际尘埃特征元素丰度等方法判识。不同类型或不同时代的地层序列沉积速率比较,需要考虑地层完整性和差异压实等干扰因素。沉积速率是页岩有机质富集的重要影响因素,其对有机质稀释的临界值通常低于5 cm/kyr。水动力条件和水体盐度影响碎屑颗粒的絮凝作用,不同类型细粒沉积物的沉积速率差异有利于纹层结构的形成。页岩沉积速率研究需要融合包括地质年代学、岩石学、旋回地层学、地球化学和沉积物理模拟在内的先进理论和方法,以深入了解页岩沉积演化机理。揭示陆相页岩沉积速率与页岩油富集之间的内在联系,对页岩油勘探具有一定的指导意义。

长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价

为了有效开发低渗透、超低渗透油藏以及降低周边企业温室气体的减排压力,合理有效利用二氧化碳(CO2)气体,在长庆油田开展了注CO2提高采收率的室内岩心驱替实验,对CO2的注入方式、注入量及与渗透率的关系进行了研究。实验结果表明,低渗透油藏采用CO2水气交替驱能提高驱油效率,平均可提高13.3%;对于渗透率大于1.0×10-3μm2的相对高渗透岩心,驱油效率提高幅度最大,平均提高了17.6%;为了获得较高的驱油效率并且降低生产费用,水气交替驱注入孔隙体积倍数应为0.5～1.0。

长庆油田延长组特低渗透储层物性影响因素分析

长庆油田低渗透储层发育,随着勘探开发的不断深入,储层渗透性逐渐变差,需要开展更加精细的地质研究工作。储层物性是油藏各种因素的综合表征,主要受沉积环境、胶结物含量、微观孔隙结构等因素影响。明确影响延长组储层物性的主要因素,可为油田开发部署及开发政策制定提供可靠的帮助。

致密油藏体积压裂水平井动用规律——以长庆油田为例

压裂水平井已越来越广泛地应用于低渗透致密油藏开发,然而,关于压裂水平井动用规律的研究报道较少。为弥补这一不足,利用条带源模拟体积压裂水平井的裂缝,推导考虑启动压力梯度的体积压裂水平井压力公式,以长庆油田为例,对致密油藏体积压裂水平井的动用规律进行研究。结果表明:体积压裂水平井单井开发时,随着开发时间的增加,动用半径先增大后减小;随着水平井段长度的增加,纵、横向动用半径越来越大,但相对变化幅度却较小。半缝长的增加对纵、横向的动用半径影响不同,随着半缝长的增加,横向动用半径越来越大,但基质动用半径越来越小;纵向动用半径越来越小。随着缝网宽的增加,纵、横向的动用半径越来越大,但变化幅度越来越小。