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运用族组分、色谱、色谱-质谱等地化测试手段,总结了文昌13—1／2油田原油物性、母质类型及成熟度等地化特征,并分析了原油的来源。认为文昌13一1／2油田原油为典型的低硫、中高蜡陆相油源特征的正常成熟原油,推断原油主要来自文昌B凹陷文昌组滨浅湖相烃源岩。 相似文献
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随着渤海油田勘探钻井向深层发展,钻井风险逐渐增大,费用逐渐增加,如何有效降低作业成本是渤海勘探井作业一个比较棘手的课题。早期渤海井深4000m的勘探井身结构设计至少需要五层套管,但随着钻井技术的发展,渤海勘探井井身结构逐渐优化,节约了较多成本。针对渤海集柬勘探钻井实施的中339．71nm套管作为隔水套管的局限性,从稳定性、相关配套设备技术及操作要点等方面对中508nm＋Ф339．7nm表层套管二合一钻井技术的优越性进行了介绍。该技术的成功应用,势必将给今后的勘探钻井作业带来更好的经济效益。 相似文献
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渤海油田大位移井套管下入困难的问题亟待解决。本文以渤海油田一口大位移水平井A井为例，从设计的角度分析了该井φ244.5 mm套管下放技术难点，并利用LANDMARK软件对影响套管下放的因素进行了分析，结果表明，轨道造斜点的提高、表层套管下深的增加、超大稳斜角条件下套管磅级的减轻、摩阻系数的降低、漂浮段长的增加均能减小套管下放的摩擦力，提高套管下放悬重。通过逐一优选A井轨道造斜点、表层套管下深、套管磅级、摩阻系数、漂浮段长，最终设计A井φ244.5 mm套管采用漂浮法下入，漂浮段长1200 m，预测套管下放到位的悬重与实测值的相对误差为6.34%，在工程误差允许范围内。制定了渤海油田大位移井下套管设计流程，设计过程中，应综合考虑轨道造斜点、表层套管下深、套管磅级、摩阻系数、漂浮段长对套管下放悬重的影响，优选最优方案，确保套管顺利下放。 相似文献
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风荷载是影响海洋结构物设计和安全服役最为显著的环境因素之一。利用在役海洋平台监测系统对渤海风速场展开长期监测,获得了长期的风速信息。对极值风速进行分析,利用极值Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型分布对风速极值的概率密度进行拟合。基于极值Ⅰ型概率分布,获得了渤海海域重现期为5 a、10 a、30 a和50 a的最大风速值。对年最大风速的脉动风分量、湍流强度、阵风因子进行了分析。考虑高频分量的影响,利用小波变换,得到了脉动风速的近似分量和细节分量,计算了实测风速的纵向和横向的空间积分尺度。对比经验脉动风谱与实测脉动风谱,证明了Davenport风速谱能够较好地拟合渤海现场风速场。 相似文献
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海上油田开发具有勘探投入大、采油平台使用寿命短、生产操作费用高和水驱采收率低等特点，如何提高采收率是油田开发面临的重大技术难题。从海上油田LD10—1开发实际需求出发，结合油藏地质特征和流体性质特点，利用理论分析和室内评价实验，开展了早期聚合物凝胶和聚合物驱增油效果及其影响因素实验研究。结果表明，早期实施聚合物驱不仅大大缩短油田开发时间、节省操作费用，而且最终采收率也比中后期实施时高。在化学药剂费用相同条件下，“聚合物凝胶＋聚合物”段塞组合驱的增油效果要好于单纯聚合物驱。A23井单井组聚合物驱矿场试验于2006年3月23日开始，矿场监测结果表明，注入压力大幅度提高，吸液剖面明显改善，部分油井已陆续见到“增油降水”效果。 相似文献
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针对目前锦州9—3油田高含水期开发现状，应用油藏工程方法，从开发效果评价指标体系入手，对注入倍数增长率、水驱指数、存水率、综合含水等指标进行了客观分析，适时监测油田开发动态，及时发现油田存在主要问题，为全面了解油田开发状况，进行下步调整挖潜提供理论依据。评价结果表明，该油田注水开发过程中，在提液稳油、追求上产的同时，控水措施没有及时跟上，导致含水上升较快。但2004年以后的历次开发调整措施发挥了较好的作用，起到了稳油控水的效果。在今后开展稳油措施的同时，建议进一步加强找、堵水等控水工作，以保证开发效果向好的方向发展。 相似文献
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