中国东部中小油田稳产模式及经济技术可行性研究

对中国东部地区中小油田（河南、江苏、江汉等５个产量在４００万ｔ以下的油田）的主要地质勘探、油田开发现状及油藏经营特点进行了总结、分析，对稳产年限、稳产水平及开发模式进行了讨论、优化，并用风险模拟法对未开发储量进行了开发经济可行性研究，运用技术经济理论确定了各油田的稳产目标。     

实现老油田经济开发的对策

油田经济开发是一项复杂的系统工程，涉及技术、经济等方面。本文就如何实现老油田经济开发的问题，提出了必须正确认识产量与效益的关系，在合理确定油田经济产量的基础上，采取各种措施降低生产成本，通过技术创新，促进科技成果向现实生产力的转化，以及加强投资控制，提高投资效益，确保老油田经济开发目标得以实现的对策。     

王场油田高效开发模式及稳产对策研究

根据王场油田特殊的地质条件和高含水、高采出程度的开发现状，利用前人研究成果，通过地质、测井、生产动态资料，系统总结了王场油田高效开发模式，并针对目前存在的问题，提出了下步稳产对策，对其他高含水油田开发模式研究具有一定的指导意义。     

基于含水上升模式的海上油田水平井稳产调控策略

水平井为渤海S油田在高含水期实施挖潜的主力井型,掌握水平井含水规律对油田实施挖潜调整具有重要意义.以渤海S油田水平井实际生产数据为依据,将水平井含水上升类型归纳为凹型、凸型和直线型.系统分析了主导水平井含水上升类型的主要影响因素.研究认为,渤海S油田水平井含水上升模式的主控因素为井区采出程度、油层厚度和周边定向井含水率...     

喇嘛甸油田应用DSM技术初探

大庆油田第六采油厂从编制优化注水开发方案入手,把实施ＤＳＭ规划方案贯穿于油气生产的全过程。在推广应用ＤＳＭ技术中与油田开发、生产管理、产能建设、科技进步和老区技术改造相结合。     

南海东部海域油田开发模式的创新与应用实践

根据油田地质特征、储量规模、地理位置和海洋环境,对南海东部海域20多年来陆续实施的大中型油田独立开发、油田群联合开发和小型油田依托开发模式的创新与应用实践进行了总结,并概括出了"水下井口+单体船"独立开发、"水下井口+浮式生产平台+油轮"独立开发、水下井口依托开发、大位移井依托开发和无人简易平台依托开发等创新模式的海洋工程应对策略,为其他海域开发边际油田和小型卫星油田提供了可借鉴的经验。     

周清庄油田生物屑灰岩储集体规模预测及储层非均质性层次分析

大港周清庄油田沙一下生物屑灰岩储层主要由螺灰岩和鲕灰岩组成，形成于歧北古湖湾滨浅湖到半深湖区的近岸滩坝、边缘生物滩沉积环境中．运用地质统计学交差函数理论预测出储集体最大规模为４４００ｍ左右，单层沉积范围一般为１５００～３０００ｍ。按照层次分析法分５个层次表征了储层的非均质性；即第一级目的层段的厚度变化；第二级单层间非均质组合及夹层分布；第三级层内非均质性净毛比和有效厚度计算；第四级层内物性参数的垂向变化和韵律性；第五级样品规模的非均质性。储集体非均质性描述和预测可为建立储层地质模型提供依据。     

江汉断块油田高含水期开发特点及潜力分析

江汉油区属于多盐断块油田，油藏类型多，地质条件复杂，开采难度大，油区从1976年到1988年以年产油100万吨稳产13年，目前正处在高含水期产量递战开发阶段，本文从七个方面总结了江汉油区高含水期的开采特点．并对油田的主要生广潜力进行分析，需在便于采取有效的挖潜增产措施，减缓户量的递减幅度，提高油田的开发水平和经济效益。     

青西油田测井解释模式的建立

青西油田为玉门油田的一个重要勘探开发区块。岩性复杂，泥质含量高，储集空间以裂缝为主，应用常规测井资料不能正确识别岩性和划分储层，从而不能正确确定储层参数，测井解释常出现失误，以往的测井解释方法也不适用。随着电成像和阵列声波等新技术在青西油田的广泛使用，近年来在青西油田建立了以电成像资料为主常规测井资料为辅识别各种裂缝的方法，这包括通过处理出的阵列声波能量衰减资料判别裂缝有效性和裂缝发育程度的储层识别方法；采用神经网络技术处理储集层各种参数；针对青西油田两种主要的储集层岩性，选用不同的交会图版，结合泥浆电阻率、井温测井曲线和其他常规测井资料对油气、水层的响应特点，综合地质录井资料和区域油水界面判别储层流体性质的测井解释模式。这些技术的广泛使用，使青西油田测井解释符合率显著提高，并在其他地质工程应用和测井适应性研究等方面见到了成效。     

DSM技术的推广及应用

大庆石油管理局第二采油厂为推广应用ＤＳＭ技术，编制了实施方案，并采取了（１）削峰填谷；（２）停用空载备用变压器；（３）增加无功补偿装置等多项措施实现了降耗增效的目的，取得了很好的经济效益。     

中国东部中、新生代火山岩油气藏的现状与展望

作者分析了中国东部中、新生代火山岩油气藏勘探与开发的现状 ,表明火山岩油气藏是东部诸盆地中的一个新的油气藏类型 ,是我国东部油气资源的重要补充 ,我国东部中新生代盆地中 ,火山岩油气藏的探明地质储量现已超过 2 .5× 1 0 8t。文章还指出了火山岩油气藏还有许多需要进一步探讨的问题 ,勘探技术上也有难点需要解决     

加快生产方式转变实现海洋油气产量跨越发展

中国海洋石油总公司成功建成"海上大庆油田"之后,及时提出了"二次跨越"的宏伟目标:通过未来10~20年的跨越发展,将公司建成国际一流能源公司。文章认为,为了实现海洋油气产量目标,必须创新实践油气田区域开发和油气田勘探开发一体化和全寿命的油田开发新理念;加快转变油气开发方式,加强基层管理和基础研究队伍建设;完善区域开发的组织保障;创新前期研究工作方式,加快对已发现油田的开发评价,提高油气储量的动用程度;围绕增储量上产开展科技攻关,实现油气产量的跨越发展。     

中国石化东部探区油气勘探潜力分析

东部探区是中国石油化工集团公司(中国石化)目前储量和产量的主要集中地区,年度探明石油地质储量占中国石化当年探明储量的3/4,石油年产量占中国石化去年产量的90%。随着勘探程度和地下原油采出程度的不断提高,老油田稳产的难度越来越大。近年来的科技攻关表明,东部探区仍然有较大的资源潜力和广阔的勘探空间。同时,东部陆相盆地复式油气聚集成藏的内在规律决定该区储量增长是一个长期过程,而新理论、新技术的完善和应用将进一步挖掘勘探潜力。因此,东部探区仍然是中国石化“十五”乃至“十一五”期间增储、稳产的主战场     

深层稠油注天然气开采可行性分析——以吐哈油田LKQ深层稠油油藏为例

吐哈油田LKQ深层稠油油藏,物性较差,单井产量低,采用常规开采经济效益低。为实现经济高效开发,开展了注天然气重大开发试验,基于注天然气降粘室内试验研究结果,在现场进行了3口井天然气吞吐试验。所选井经过压裂后注天然气,单井产量得到大幅度提高,吞吐有效期达到86d以上,含水率明显下降。为低产深层稠油经济有效开发探索了一条有效途径。     

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川东石炭系气藏受继承性古隆起的控制和后期的系列次生改造,形成了大面积分布的有利含气区。本文系统地总结了石炭系气藏的类型和不同类型气藏的开发特征,并提出了今后高效开发石炭系气藏的具体方法。     

试论在油气田企业引入作业成本法的可行性

通过对油气田企业目前面临的成本管理形势和作业成本法主要原理的阐述,对油气田企业引入作业成本法的可行性进行分析,并针对目前无法全面引入作业成本法的现实情况,对油气田企业部分引入作业成本法的工作步骤提出建议。     

东海第一个油气田平湖油气田开发实施情况

平湖油气田是我国东海海域第一个发现并投入开发的以天然气为主的油气田。该油气田按项目管理模式开展建设。经历了陆地工程建造阶段,预钻井实施阶段,海上安装、连接、调试阶段和投产准备阶段,直至油气田投产。     

中国与煤成气相关的大型、特大型气田分布特征及启示

与煤成气相关的大型、特大型气田是中国天然气储量的主体。中国含煤盆地众多,但是只有少数大、中型含煤盆地具有形成大型、特大型气田的地质条件。含煤岩系沉积后的构造地质环境对形成煤成气藏的影响更为重要。生气高峰期及成藏期越晚,越快、越有利于含煤盆地转化成为含气（油）盆地,越有利于形成大型、特大型煤成气田。以类前陆型、克拉通内坳陷型及陆缘断陷型含煤-含气（油）盆地勘探前景最好。鄂尔多斯盆地,四川盆地中部、西部和东北部,塔里木盆地北部（库车坳陷）,东海盆地西湖凹陷,莺琼盆地,柴达木盆地北部和三湖区,准噶尔盆地北部和南部,松辽盆地深部及南海北部深水区等含煤盆地,仍然是21世纪近、中期中国天然气储、产量保持快速增长的重点地区。     

半球摇摆转子泵生产开发可行性研究

本文以半球摇摆转子泵生产开发为对象,利用财务分析和风险决策分析给出了一个动态可行性分析方法,特别是对产销量关系给出了一个风险决策模型,对其开发提出了适度发展的产业化策略.该方法对企业经营决策具有现实的指导意义.     

东海平湖油气田平湖组沉积相研究

平湖油气田是东海陆架盆地投入开发最早的油气田,平湖组是其主要的产层之一。长期以来,由于对平湖组沉积相认识一直存在分歧,影响了对其油气分布规律的认识。综合古生物、地化、岩心、录井、地震等资料,分析认为平湖组的沉积相为受潮汐作用影响的辫状河三角洲相,发育的主要微相类型包括有水下分流河道、河口砂坝、水下天然堤、分流间湾微相。这为油田下一步勘探开发提供了有益的指导。