鄂尔多斯盆地东南部天然气井钻井难点与主要对策

随着鄂尔多斯盆地天然气能源开发力度的加强,该地区东南部天然气井开发已经成为了地区钻井技术研究的重要组成部分。因此技术人员针对该地区钻井中的技术难点问题,开展了应对优化技术研究。

延安公司原油计量技术研究与多相计量装置试验

延安公司开发区域分散,地面集输系统依托长庆油田和延长集团,原油或净化油实施就近交接,存在着原油交接点多、交油单位多、交接管理困难等问题。本文结合延安公司生产实际,从原油交接计量方式出发,着重进行了多相计量方面技术研究和计量装置研发,在延安公司所属油区开展试验,探索出适合延安公司推广应用的多相计量装置。

论石油工程中新型采油工艺技术的应用

对于油田的发展来说,不断创新采油技术是保证持续发展的主要动力。因此,为了推动油田的进一步发展,必须要大力发展新型采油技术,重视这些技术的研究和应用。

关于建立石油企业安全环保长效机制的几点思考

抓好安全环保工作是石油企业的一件大事、苦事、难事。本文从分析油田企业安全环保形势入手，对建立石油企业安全环保长效机制的意义以及在运行中应该具备的特征进行一般论述，重点就建立石油企业安全环保长效机制的措施进行探索和梳理，内容包含建立健全领导决策、责任落实、运行保障、预警监控、协调配合、应急救援、激励与约束以及人才保障等七种长效机制。

关于石油钻井工程项目的安全管理

钻井生产是油田生产的重要组成部分,其工作环境往往在野外,环境因素往往比价复杂,这对钻进安全管理工作的展开,带来了非常多的不利条件。此外,由于钻井工作的特殊性,在实际钻井过程中,由于地层情况比较复杂,容易导致各种钻井事故的发生,一旦应对不当,很容易造成钻井事故的发生。在钻井中还要使用到大型的钻井工程机械,一旦对其操作管理不当,也容易造成各种事故的发生。

姬塬地区红柳沟区块长2、长3油藏控制因素分析及有利目标预测

近年来,在针对长4+5、长8油藏大规模提交储量的同时,姬塬地区红柳沟区块长2、长3油藏也发现了多个油气显示井点,展示了良好的勘探评价前景。通过收集钻井、录井及测井资料,从地层对比、沉积相及储层特征等方面入手,分析该区长2、长3油藏控制因素,认为长2、长3储集层砂岩类型以长石砂岩为主,岩屑长石砂岩次之,储层物性相对较好;区内油藏类型可分为构造—岩性油藏和岩性—地层油藏,东西向展布的鼻隆构造与三角洲平原分流间洼地泥岩遮挡是主要的油藏控制因素;优选有利目标,开展井位部署,为下一步增储建产提供依据。

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。

延长油田水平井开发技术现状及应用

延长油田为国内典型的特-超低渗油藏,单井产量低,采出程度低,近些年通过在不同类油藏型大规模实施水平井技术开发,提高了单井储量控制程度,其产油量是同类型常规井的2~20倍,且同期自然递减率为常规井的50%,最终采收率可提高7~10百分点,使地面受限区无效储量得到有效开发、致密油等低效储量得到高效开发,在提高油田开发效果等方面具有无可替代的作用,缓解陕北地下资源利用和地面土地资源紧缺的矛盾起到积极作用。

鄂尔多斯盆地志丹地区长10原油地球化学特征及油源探讨

鄂尔多斯盆地延长组长10油源一直存在争议,以志丹地区为例,试图通过对志丹地区可能为长10供烃的3套烃源岩的发育情况、长10原油族组成情况、生物标志化合物等特征的分析,开展油-源对比综合研究,探讨长10石油来源,为后期勘探提供科学依据。志丹地区长10原油样品具有饱和烃含量最高,芳烃次之,非烃和沥青质含量最低的特点。长10原油生物标志化合物显示出生油母质为低等水生生物和高等植物混合成因,原油具有成熟度高的特点。通过对该地区长7,长9,长10等3套烃源岩的分析,认为该区长7烃源岩厚度最厚,长9次之,长10发育程度较低;生物标志化合物方面3套烃源岩在正构烷烃、萜烷分布上表现出一定的相似性,主要差异体现在长7-长10,Pr/Ph有增高趋势,ααα20R构型的C27,C28和C29规则甾烷具有从"L"型为主到"V"型和反"L"型增加的趋势。综合分析认为,长10原油主要为长9烃源岩贡献,长10烃源岩有一定贡献。

中高含水油井宽带压裂技术试验及应用

针对剩余油分布特征,近年来在综合应用注采调整技术的基础上,规模开展了井网加密调整、老井混合水压裂等技术试验,取得了重要认识。低渗透油藏主要靠造长缝、复杂缝提高单井产量。针对老油田不同开发阶段、开发层系及储层特征,在老井初步试验形成了不同类型的混合水压裂工艺技术,基本满足规模应用的技术需求,混合水压裂裂缝带长、带宽均大幅增加,但受井距的限制,裂缝带长过大,存在含水上升的风险。因此需要研究控制裂缝带长、增加裂缝带宽的重复压裂技术。通过关键堵剂的研发和缝端暂堵工艺的优化,形成老井缝端暂堵宽带压裂技术,利用暂堵剂封堵老裂缝端部,提高缝内施工净压力,达到控制裂缝缝长、增加裂缝带宽的目的,解决老井侧向剩余油动用的问题。

油田注水阻垢剂研究进展

结垢对油田的正常生产危害很大。油田使用的结垢控制方法有超声波处理、电磁防垢、使用阻垢剂等。阻垢剂技术是油气田集输系统防垢的重要手段。介绍了阻垢剂的分类,重点阐述了有机膦系阻垢剂、聚合物阻垢剂与绿色阻垢剂在油田中的应用和研究进展,指出了油田注水用阻垢剂研究与发展的方向。

一种乳液型清防蜡剂的研制及现场应用试验

针对新安边区块油井原油性质、蜡质特点及油井结蜡规律,研制开发出一种乳液型清防蜡药剂,该药剂的溶蜡率为0.025 g/min、防蜡率为38.53%,且稳定性良好。对新安边4口高含蜡油井的现场应用结果表明,该清防蜡剂可使抽油井平均清蜡周期从1.57月/次延长到5.2月/次,单井清蜡次数平均减少5.3次/年,应用效果显著。

吴起地区延长组长6单砂体条带状含油分布特征及其成因

储层非均质性对油气田的勘探和开发效果影响较大。结合岩心观察、薄片资料、扫描电镜、物性、录井等资料,对吴起地区长6油层组条带状含油分布特征进行研究。结果表明:层内非均质和微观非均质是造成单砂体条带状含油分布的主要原因,储层韵律段的粗粒部分含油性较好,层理密度大则含油性差;钙质夹层越发育的储层,含油性越差;胶结作用使孔隙结构复杂化,造成储层含油性不均;单砂体条带状含油分布形成不同的油水系统,导致油藏含有多个油水界面。研究成果对研究区进一步勘探、开发具有一定的指导意义。

鄂尔多斯盆地油房庄南部长4+5低阻油层成因分析与识别方法

针对研究区长4+5油层电阻率偏低、解释难度较大的问题,本文以测井解释为主要技术手段,结合岩心资料、分析化验数据及试油生产等数据,对油房庄南部低阻油层的成因进行分析。结果表明:目的储层由于构造幅度低,油水分异差,影响了油气的天然富集程度,大面积发育低含油饱和度油层;受前三角洲沉积相带控制,岩石力度细、微孔隙发育,导致储层束缚水饱和度较高,即区域构造和沉积相带是油房庄南部长4+5形成低阻油层的主控因素。在成因分析基础上,对常规测井响应参数运用曲线叠合和交会图等手段,实现了对低阻油层的有效识别和评价,并为与本区有类似地质特征的低阻油层的有效识别提供了解决思路。

斜板溶气气浮处理油田污水实验研究

研究了斜板溶气气浮法对油田含油污水的处理效果。根据不同的工艺参数条件,包括斜板间距、回流比、表面负荷、絮凝剂投加、气泡层厚度等,设计试验,研究斜板溶气气浮法对含油污水的处理效果变化,确定最优的参数值。针对某油田的采油污水处理,对比于传统的溶气气浮法,验证了斜板溶气气浮法处理含油污水的持续、稳定的优越效果,处理后水体含油量控制在10mg/L以下。

鄂尔多斯盆地东部太原组致密砂岩伊利石特征及成因分析

鄂尔多斯盆地东部太原组储层砂岩十分致密,非均质性强,黏土矿物种类和含量是影响其物性的重要因素。利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜和X射线衍射等手段,对黏土矿物中的伊利石进行了特征分析和成因研究。结果表明:1盆地东部太原组致密砂岩中以高伊利石含量和相对低高岭石含量为主要特征,伊利石的产状存在薄膜式、粒间孔胶结和充填式等多种类型;2长石伊利石化及高岭石伊利石化是太原组储层在成岩晚期经历的主要成岩作用类型,剩余的钾长石和致密且封闭的砂岩提供了持续向伊利石转化的物质基础和环境,最终导致了伊利石的大面积富集;3研究区伊利石含量自三角洲平原向三角洲前缘逐渐升高,自水下分流河道砂体的中部向边部逐渐升高,自河道交汇处向分岔处逐渐升高,勘探过程中应尽量避开伊利石含量较高的相带。

基于过套管偶极子横波测井的压裂缝高度模型研究及应用

利用过套管偶极子横波测井可以对比压前压后储层的各向异性、检测压裂裂缝的高度,对压裂效果进行评价。通过对鄂尔多斯盆地25口井的测井解释结果进行回归分析,得出了裂缝高度与施工排量的关系式,实例表明该方法具有指导性和可行性。

吴起-志丹地区长7优质烃源岩特征及分布研究

综合利用岩心、测井曲线、烃源岩总有机碳含量、烃源岩热解、烃源岩镜质体反射率等资料,研究了吴起-志丹地区长7层烃源岩主要特征,综合评价了其生烃潜力,建立了该地区长7优质烃源岩评价标准,刻画了优质烃源岩的分布范围,研究结果表明,吴起-志丹地区长7层烃源岩有机质丰度和生烃转化率较高,具有良好的生烃潜力,干酪根主要为Ⅱ1型,周长北部地区为Ⅱ2型,生烃母质为腐泥-腐殖型。优质烃源岩主要分布在西南樊学和南部的马营区域。

鄂尔多斯盆地周家湾地区长6、长8成藏控制因素分析

周家湾地区在近几年勘探评价过程中取得了较大进展,长6、长8油藏发现多个含油有利区,资源潜力较大。但该地区地质研究成果相对较少,成藏模式不明确。通过沉积相、成岩作用、烃源岩、油气运移等方面进行分析,指出周家湾地区成藏主要受5个方面因素控制:沉积相控制优质储层平面上分布;差异成岩作用形成的相对高孔高渗储层为油气聚集提供了良好的场所;长7烃源岩为成藏提供物质基础;高角度裂缝是油气运移的主要通道;异常压力为油气运移充注提供动力条件。最后。总结出周家湾地区长6、长8成藏模式,为该区下步油田勘探与开发具有指导意义。

鄂尔多斯盆地马营—纸坊地区长6、长8致密砂岩储层特征及优质储层影响因素分析

为了明确鄂尔多斯盆地马营—纸坊地区长6、长8致密砂岩储层特征及优质储层影响因素,本文通过综合运用扫描电镜、岩石薄片、铸体薄片、压汞试验及核磁共振等分析测试资料,对研究区致密砂岩储层特征及其成因进行分析研究。结果表明,研究区长6、长8段为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层,其砂岩类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,砂岩粒度小,填隙物含量较高,储集空间以小孔、微孔为主,表现出典型的致密砂岩储层特征;有利沉积相带、较大的单砂体厚度和建设性成岩作用等是形成优质储层的主要影响因素。研究区储层综合分类评价结果表明,长6段主要以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主,长8段以Ⅳ类储层为主。长6段Ⅱ类和Ⅲ类储层分布区是相对优质储层发育区,也是该区油藏勘探开发有利区。