渤海辽东凸起北段断裂特征及构造演化恢复

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辽东凸起北段是渤海重要勘探区域之一.基于三维连片地震资料和钻井资料,对辽东凸起北段构造特征进行了精细分析.认为自北向南可以将研究区划分为三个亚段,分别归纳为北亚段双断深洼带、中亚段陡坡断阶带和南亚段缓坡断阶带.基于北、中、南分段基础分别恢复了三段相对独立的构造演化过程,认为古-始新世整体处于伸展裂陷阶段,进入渐新世受郯庐断裂带右旋活动影响,各段均表现出显著的走滑特征,进入伸展裂陷-右旋走滑叠加作用阶段,新近纪以来辽东凸起北段整体处于裂后热沉降阶段.
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输油管道由于空间有限或需改变流动方向,常需安装弯头进行连接,弯头处流体的速度、压力分布不同于直管.本文从流体力学的角度应用Ansys Workbench18.0软件,定性定量分析弯径比、弯头数量对弯管内部流场及冲蚀速率的影响.结果表明:弯径比越小流经弯头时的切向速度增量越大,冲蚀磨损速率越大,推荐弯径比R/D在2~3范围;安装4个弯头时,第三个弯头处流体速度最高并且冲蚀磨损最严重,建议管道安装设计时尽量避免安装多个弯头,本文研究内容为现场弯管的设计安装提供了理论依据.
印尼第二大含油气盆地库泰盆地海上部分和陆上部分油气富集存在明显的差异,搞清油气富集差异的原因及主控因素对该区域勘探方向和有利区块筛选具有重要意义.本文从库泰盆地海上和陆上已发现油气资源量及其分布出发,通过对构造和沉积演化、烃源岩特征、砂体分布、断层系统和油气成藏模式的系统分析,找出该区域油气成藏的主控因素为烃源岩和断层系统.研究结果表明,库泰盆地海上部分的烃源岩为中中新统煤系烃源岩,为优质烃源岩;陆上部分烃源岩为始新统湖相烃源岩,为中-差烃源岩;烃源岩的性质和分布决定了库泰盆地海上和陆上的油气田规模差异.
长庆油田第三输油处多数站库在日常储输中仍采用原油“先进罐后外输”的方式进行原油交接,保证储罐安全至关重要.通过查阅资料得知,储罐通常的设计寿命是20~30年,在7年之后就有可能发生漏油事故,10~15年出现孔蚀,如不及时处理,将会给站库生产工作和环境带来极大的影响.
由于集输管网复杂,流速受到管容、管压、流体成分的影响,井筒排液导致管网中均存在不同程度的积液,而积液量会降低集输能力、升高末端井压力,导致措施效果较差,井筒积液难以排出,连续生产时间短,形成恶性循环.为提升单井措施的有效率,提出从单井-干管-集气站“三级间歇”体系的新思路,由点至面,从井筒至干管至集气站,形成良性排液周期循环.研究表明三级间歇能有效排出井筒及管网积液,并可应用于气田其他相似液气比的区块.
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为解决高温深层水平井钻井液储层保护问题,利用甲酸盐与碳酸钙复配加重构建了一套高温高密度低固相钻井液体系,实验发现,将碳酸钙粒径(D50)控制在23μm左右时,碳酸钙加重对钻井液流变性和滤失性影响最小.采用甲酸钠、甲酸钾、碳酸钙三者复配加重方案,不仅可以实现钻井液良好的性能,而且使钻井液成本降低.高温高密度低固相钻井液在150℃老化后,仍具有良好的流变性与滤失性能,表明该体系具有较好的耐温能力,能够满足不同温度条件下的水平井钻进的要求.另外,该钻井液受氯化钙、硫酸钙、页岩岩屑侵污影响小,具有良好的耐钙与岩屑
姬塬油田X区块长6油藏属于特低渗透油藏,目前综合含水51.1%,已进入中含水开发阶段,随着注水开发时间的延长,调驱技术的需求度更高,目前该区块水驱矛盾突出导致含水上升,而聚合物微球深部调驱技术则是针对储层深部剩余油,通过小粒径、低浓度、微球在储层深部的滞留降低高渗层渗透率,降低高渗水流速度、改变压力场分布、进而改变渗流场、达到改善水驱的目的,为此本文结合2021年1月以来微球驱现场应用及效果评价,对微球驱在X区适应性进行评价,总结调驱经验,为微球驱的推广与实施提供指导性意见.现场应用试验结果表明,当注入微
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