让富油气区再富得流油

<正>目前,全球石油产量的70%来自投产10年以上的老油田,而我国原油生产的主力则是开发30年以上的老油田。2013年中国原油产量2.1亿吨,其中陆上原油产量约1.5亿吨,而中国陆地超过半数以上的油田都为老油田,其产量超过全国油气产量的70%。此外,从动用储量和年产油量来看,老油田是油田开发的主体,进入"双高"开采阶段的老油田产量和剩余可采储量分别占全国     

努力实现大庆油田跨世纪的可持续发展

今年是大庆油田发现四十周年。油田自１９６０年投入开发建设以来,已累计生产原油１５．１７亿吨,连续２３年保持５０００万吨以上高产稳产,累计为国家上缴各种资金２１３１亿元,出口创汇４７４亿美元,为国民经济发展做出了重大贡献。大庆油田在取得开发建设巨大成就...     

“三精”开发 产量双超

正中国石油大庆油田采油四厂实施"三精"开发,实现上半年油气产量"双超"。截至6月底,累计生产原油153.95万吨,超计划1万吨;累计外输商品气量1.59亿立方米,超出计划327万立方米。年初以来,中国石油大庆油田采油四厂全面贯彻落实大庆油田五届五次职代会精神,紧盯原油生产这个工作重点,坚持在精准油田开发、精细生产管理、     

中国石油成为秘鲁第二大石油生产企业

中国石油天然气集团公司最近在秘鲁购买了阿根廷一家油气公司的部分油田。据有关媒体报道,中国石油购买的这个油田位于秘鲁亚马逊河流域热带雨林地区的第8区和1AB区。阿根廷的这家公司是在秘鲁投资最多的外国石油生产企业,日产原油6 .2万桶,占秘鲁石油总产量的6 0 %以上。中国石油在秘鲁北部塔拉拉地区拥有油田,日产原油4 10 0桶。该公司此次购买行动使其成为秘鲁第二大石油生产企业。另据报道,至去年年底,中国石油在海外已累计生产原油6 0 0 0万吨,累计获得权益原油30 0 0万吨,获得权益天然气近30亿立方米。石化在线中国石油成为秘鲁第二…     

目前世界原油储量与产量

据[科通社]1983年8月31日电,美国石油专家认为全世界原油储量约为1,000多亿吨。美国地质调查所马司特斯向世界石油会议宣读了一篇论文说:全世界已查明的常规原油储量约为1,030亿吨。全世界累计的石油产量为640亿吨。目前年产最为29亿吨。据估计,未发现的石油储量为460～2,020亿吨。全世界最大的可开采的石油资源量约为2,460亿吨,目前可开采30～50年。     

大庆油田首次在松辽盆地发现千亿方天然气田

新春伊始，从中国最大的油田——大庆油田传来好消息：勘探人员首次在松辽盆地北部，4400米的深层地层中发现储量约1000亿立方米的大型天然气田，此次发现的天然气层深埋在大庆油田的油层底下。今年是大庆油田建设45周年，截至目前，大庆已累计生产原油18．21亿吨，占全国陆上原油总产量的40％以上。     

以价值为导向的全要素量化考核机制构建与实施

<正>大庆油田有限责任公司（大庆油田）是中国石油天然气股份有限公司的全资子公司,是以石油、天然气勘探开发为主营业务的国家控股特大型企业。大庆油田1959年发现、1960年投入开发,是我国最大的油田,曾连续27年原油年产量达到5000万吨以上,累计生产原油24.63亿吨。经过60多年开发建设,管理油水井12.64万口、各类站库（间）7059座,员工总量近10万人,     

不忘初心强国梦 振兴发展向百年

<正>2019年,是中华人民共和国成立70周年,也是大庆油田发现60周年。在党和国家亲切关怀下,经过几代大庆石油人创业拼搏,建成了我国最大的石油生产基地。大庆油田始终高唱"我为祖国献石油"主旋律,累计生产原油23.7亿吨,上缴税费及各种资金2.9万亿元,取得了举世瞩目的成就。创造了世界领先的陆相油田开发水平。先后三次获得国家科技进步特等奖,水驱、聚驱、复合驱等核心技术世界领先,主力油田采收率突破50%,比世界同类油田高出10-15个百分点。应用三次采油技术获得的原油产量连续17年超过千万吨,最新推广的三元复     

长庆油田累计生产原油突破3亿吨

<正>截至4月10日,有近47年开发历史的长庆油田,累计生产原油3.001 1亿吨。从油田会战开始就大力弘扬解放军精神、延安精神及大庆精神铁人精神的长庆人,用科学求实和苦干实干的实际行动,攻克了油气勘探开发的一道道难关。到2006年,长庆油田原油年产量一举突破1 000万吨,建成我国第一个千万吨级的低渗透油田,步入大型油田行列。近几年,在超低渗及致密油的开发过程中,     

吐哈油田：不可或缺的一极

在新疆三大油田中,吐哈油田虽然只有380万吨的油气当量,但却是其中不可或缺的一极。 吐哈油田于1991年正式投入开发建设。截至2003年底,已累计生产原油2768万吨,天然气95亿立方米,液化气102万吨;累计实现销售收入350亿元,累计上缴利税、折旧218.1亿元,油田已基本收回全部投资。 从2000年到2003年,吐哈油田社会贡献率保持在35％左右,人均劳动生产率达到了100万元/人·年,目前人均生产总值     

吐哈油区稀油油藏开发实践及技术攻关方向

吐哈油区稀油油藏经历30 a的开发与实践,形成了一系列稀油油藏高效开发的方法。由于主力油田稀油油藏多为特低渗—低渗油藏,储集层非均质性强,低含水开发阶段采用强采强注面积井网,采油速度较高,开发效果较好;中—高含水阶段及时采取了井网加密等对策,短期为减缓递减、稳定产量发挥了重要作用。但油田开发初期的强注强采也影响了主力层的驱油效率和采收率,尤其是进入特高含水期,无效注水循环严重,套损井和停产井增多,造成地层压力保持水平低,常规措施治理难度大,稀油油藏开发进入低速低效开采阶段。为了从根本上提高开发效果,积极开展注气提高采收率、纳米微球复合调驱及转变渗流场等室内研究和矿场先导试验,取得了初步效果,形成一系列多元类型油藏分类提高采收率和提高开发效果的技术。随着这些技术的进一步发展和应用,吐哈油区稀油油藏自然递减率有望由19.8%逐步降至11.0%,采收率将提高2.00%~3.00%。     

英台地区天然水驱油藏的开发特点及稳产技术

掌握边底水运动规律，控制并利用活跃的边底水能量，是成功开发天然水驱油藏的关键。英台地区的英台、四方坨子和一棵树等三个油田均为天然水驱油藏，天然能量充足。油藏投入开发后初期含水较高，含水上升极快，造成产油量大幅度递减。针对其开发特点，适时采用大泵、电潜泵提液强采，通过大量补孔层间接替以及加密调整和扩边等稳产技术措施，确保了油藏以3％-5％的采油速度长期稳产，水驱采收率高达50％以上。     

Development Strategies for Achieving High Production with Fewer Wells in Conventional Offshore Heavy Oil Fields in Bohai Bay,China

1. Introduction In the recent years, a great number of large-scaled heavy oil fields have been discovered in the Bohai Bay Basin of China. The majority of these heavy oil occurred in relatively shallow reservoirs. These reservoirs have large anticlinal structures with developed faults. They are featured by strong heterogeneities, and unconsolidated, longer oil bearing span. The features of fluvial reservoirs bring the issues of sand control performed in unconsolidated sandstone reserooirs du…     

凝析气顶油藏开发过程中原油性质变化

让纳若尔油田是一个带凝析气顶的大型碳酸盐岩油藏,原油为弱挥发性原油,储集层为低孔低渗生物碎屑灰岩.由于早期衰竭式开发和碳酸盐岩储集层的强非均质性,在注水开发过程中,油藏地层压力逐渐下降.随着地层压力的下降,凝析气顶向外扩大,导致油气界面附近的生产井发生气窜,气油比上升,原油密度降低;同时,在远离油气界面的油环内部,由于...     

气井多层合采渗流特征及接替生产物理模拟

对于低孔、低渗气藏,为了提高单井产能和改善气田开发效益,许多生产井都采用了多层合采方式进行生产。为了更真实地认识低渗气藏多层合采的渗流特征以及确定最佳合采接替时机,通过设计室内物理模拟实验,模拟气藏多层合采开发过程,研究了地层压力、渗透率及主控因素共同作用下的气藏渗流特征对开发效果的影响以及合采接替生产时机,认为多层合采时,高压、高渗层产量贡献率始终高于低压、低渗层;而对于低压、高渗层,实验初始阶段低压、高渗层的产量贡献率高于高压、低渗层,实验后期从主产气层变为次产气层;在不同的接替时机下,随着接替点压力的降低,采出程度呈现出降低的趋势;低渗层接替生产要比高渗层接替生产效果要好。采用物理模拟实验研究多层合采产气渗流特征尚属新的尝试,其研究成果对制定类似气藏的合理开发技术策略提供了参考依据。     

低渗油层五点井网水平裂缝直井产能计算方法

多层油藏进入特高含水阶段以后,物性、含油性差的低渗油层成为主要挖潜对象,埋深浅的低渗油层人工压裂后容易形成水平裂缝,并且需要考虑启动压力梯度的影响。为此,分析了五点井网中椭圆水平裂缝诱发的渗流场的特点,综合启动压力梯度造成的压力损失、储层内的物质平衡关系以及压降叠加原理推导得到油水两相的产能计算公式。以长垣杏树岗油田未水洗的独立型表外储层为例,利用产能公式计算分析了五点井网压裂后水驱开发过程中的产油量、含水率以及采出程度等动态指标。研究发现:注采井距、裂缝无因次导流能力和初始含油饱和度对压裂水驱开发的产能影响很大;投产后平均单井产油量递减速度很快,扩大井距虽有助于减缓递减但明显降低了采出程度;区块主要的采出阶段是在较强/ 强水淹（含水率大于60%）时期,并且初始含油饱和度越小,这一时期采出的地质储量占比越大。     

缝洞性碳酸盐岩油气藏开发对策——以塔河油田主体开发区奥陶系油气藏为例

塔河油田奥陶系油气藏是典型的古岩溶缝洞性碳酸盐岩油气藏,开发初期采取滚动勘探开发模式、分批次动用储量、“点、线、面”复合直井井网控制储量、以地震属性的提取与分析为主的储层预测与识别技术、深度酸压和侧钻水平井等技术取得了较好效果,使开发井建产成功率由不足60%提高到85%以上,探明石油地质储量突破5×10⁸t,油田年产量达到350×10⁴t。随着开发进程的深入,对缝洞储集体的识别精度不够,缝洞性油藏储量的可信度低,开发中后期缺乏提高采收率和单井产能的对策等方面影响了开发效果的进一步提高。为此,下步的开发工作中应采取以下措施:1)以动用储量或可采储量作为开发方案编制或调整的依据;2)用直井加水平井的复合井网增加对储量的控制;3)重新划分开发单元;4)采用单井控制储量规模确定合理开发井数;5)以合理生产压差确定单井配产。     

三塘湖油田牛圈湖区块西山窑组油藏注水开发对策

三塘湖油田牛圈湖区块西山窑组油藏为特低渗、低压、低流度的“三低”砂岩油藏,在开发初期存在注水开发效果差、产量低等问题。为了提高注水开发效果,通过生产动态统计分析、油藏工程和数值模拟方法研究,重新界定了注水技术政策界限,实施超前温和注水,同时论证了合理的井网井距,实施井网加密调整,并刻画出有利建产区,实施滚动建产。通过一系列对策实施,牛圈湖区块西山窑组油藏注水开发状况逐步好转,直井开发区地层压力保持平稳,含水率控制在55%以内,产油量自然递减率下降到10%左右,采油速度最高达1.04%,目前仍保持在0.70%以上,产油量保持稳定,预测牛圈湖区块西山窑组油藏南区和东区的采收率分别为24.5%和18.1%,好于开发方案标定的18.0%。     

Fula油田稠油油藏地层出砂机理实验研究

苏丹6区Fula油田稠油油藏的主要产层Bentiu组和Aradeiba组出砂严重，为了采取适当的防砂措施，用Bentiu组的散砂制做成型样品，在不同围压条件下进行三轴岩石力学实验。实验结果表明，Bentiu组砂岩内聚力很小（1.5MPa），在较小的生产压差下就出现内聚强度破坏，导致早期出砂，此后内聚强度破坏和剪切破坏加剧，产砂面会逐步深入地层，造成大量出砂，所以必须早期防砂，同时应控制生产压差投产。     

高含水油藏井网重组与二元驱复合增效——以南襄盆地双河油田Ⅳ5-11层系为例

针对高含水油藏开发后期面临大幅度提高采收率的难题,以南襄盆地泌阳凹陷双河油田Ⅳ5—11层系为例,提出了井网重组与二元驱复合增效技术。鉴于研究区油砂体平面叠合情况、物性差异等地质特点,以及纵向单层动用程度差别大的状况,首先采用相似性的原则,对层系井网细分重组;同时对原井网开展注采井网完善、充分利用水平井挖潜等方式,对研究区进行了井网三维立体重组加密调整。根据油藏特点,在兼顾经济效益的前提下,主力油砂体采用二元复合驱,其他非主力油砂体进行水驱调整挖潜。采用正交设计方法优化注入参数。研究表明,采用井网重组与二元驱复合增效技术,能够大幅度提高高含水油藏采收率,比"复合驱"与"井网调整"二者单独作用之和高出2.19%。