“开”春“发”芽

<正>为了实现精细开发,华北油田积极推进预探、评价、建产一体化机制,提出"调水增油"战略增加油气产量,多管齐下降低成本,使老油田生机盎然。那是一个激情燃烧的岁月。1976年,华北油田在一片热火朝天中拉开了大会战的帷幕,实现了当年勘探、当年开发、当年建设、当年收回国家全部投资的"四个     

华北油田科技信息管理探索与创新

"十二五"以来,中国石油华北油田公司积极贯彻执行集团公司工作部署,始终把科技创新放在公司全局发展的核心位置,全面实施创新驱动发展战略,持续深化科技体制改革,"四位一体"科技管理层级架构日趋完善,"统一攻关方向、统一科研力量、统一科技投入、统一科研支撑"为特征的"四统一"大科研体系日渐成熟;围绕持续增储、高效建产、精细开发和煤层气高效开发四大工程,强化重大科技专项攻关,使华北油田近几年储量增长和产量稳中有升;践行信息化工业化深度融合,大力推进智慧油田建设,智慧油田建设已经成为华北油田提质增效和转型升级的重要举措;加快科技成果转化,促进科技成果的产业化发展;加强科技人才管理,逐步形成了符合公司发展的人才培养使用机制,为华北油田有质量有效益可持续发展提供了强力支撑。     

华北油田“九五”期间堵水调剖技术的新发展

对中国石油华北油田公司“九五”期间堵水调剖技术的堵调剂种类、应用状况、调水增油效果以及堵水调剖技术的新发展进行了总结论述。现场实践表明,堵水调剖技术是改善油藏内部裂缝系统和孔隙介质的油水渗流状况,提高油井产量和油藏开发水平必不可少的重要措施之一。尤其在油田开发后期,该项技术更具有强大的生命力。     

华北油田‘九五”期间堵水调剖技术的新发展

对中国石油华北油田公司“九五”期间堵水调剖技术的堵调剂种类、应用状况、调水增油效果以及堵水调剖技术的新发展进行了总结论述。现场实践表明，堵水调剖技术虽改善油藏内部裂缝系统和孔隙介质的油水渗流状况，提高油井产量和油藏开发水平必不可少的重要措施之一。尤其在油田开发后期，该项技术更具有强大的生命力。     

华北油田市场双路径

华北油田科学地选择了市场发展战略,利用"引进来"、"走出去"双路径积极构建开放型经济体系,以全新的战略思维打造老油田的"升级版"。"市场是开展生产经营活动和实现公司价值的舞台。实施市场战略是优化资源配置、提高运营效率,实现可持续发展、建设特色地区能源公司的有效途径。"华北油田公司总经理黄刚字字铿锵。华北油田这个中国最后一个以会战     

双河油田核三段Ⅶ油组措施增油规律研究

老油田的增产措施大都很频繁.但是对于措施增油量以及油田自然递减率的计算并没有很好的方法.文中通过详细解剖双河油田核三段VII油组下层系补孔、换泵、堵水措施增油规律,建立数学模型,探讨一套适用中高含水期老油田措施产量的预测方法,为寻找油田自然递减规律提供依据.     

华北油田地面工艺技术特点分析及发展对策

文章结合华北油田产能建设情况对高含水期油田及低产、低渗透油地面工艺特点进行了总结，并提出了老油田提高经济效益需进一步研究的课题。     

谋新求变 效益当家——华北油田转变发展方式调查

老油田向来是产减耗增的代名词。然而,已经开发建设了37年的华北油田,何以油气产量连续12年保持稳定增长,综合能耗却连续13年下降?综合效益在中国石油集团公司所属油气田企业中名次靠前,第四次蝉联河北省"最具成长性企业"称号……一组来自华北油田的数字,让人感受到华北油田"老骥伏枥"朝气不减。从量的增长到质的提高,从规模扩张到效益当家,从     

小区卫士黄国刚

2004年,胜利油田纯梁采油厂老油田产油量为87.2万吨,完成年计划的100.8％,年自然递减率为10.5％,比2003年下降了1.8百分点,老油田含水率略有上升,老油田开发达到了"十五"以来的最好水平。 这些都缘于纯梁厂对老油田采取分类管理的措施。该厂全年实施控水稳油单元8个,实施注水井攻欠增注措施45井次;实施系统改造工程206项,累计完成投资1850万元;累计完成群挖工作量7500余井次,增油8395吨。油藏经营管理进而取得实质性进展,老油田生产保持了旺盛的活力。     

华北油田脉冲中子测井技术拓展应用研究

为了充分发挥脉冲中子测井技术在油田开发动态监测中的作用,更好地拓展其应用空间,持续开展了技术研究与引进工作.一是对测井方法与测井资料进行了更加深入地研讨与挖掘,使之在解决专项技术问题上更加深入、准确,并开拓了新的地质应用领域;二是积极研制、引进、拓展新型脉冲中子测井方法和仪器,继续并长期致力于多种生产测井技术配套工作,从而更全面有效地解决动态监测问题.上述工作的开展,使脉冲中子测井技术在华北油田的应用效果更加显著,应用领域进一步拓展,产生了良好的油田开发效益和经济效益.通过创新研究及拓展应用促进了脉冲中子测井技术的更新完善,测并资料综合解释符合率约提高9%,年度累计增加测井工作量25%以上,资料用于调水增油工作的力度大幅加强.新型脉冲中子测井技术的拓展方案也为华北油田油藏动态监测工作在一个重要方面上探明了方向.     

华北油区地热排采技术研究

为了充分开发和利用华北油田地热资源,对华北油田地热资源进行了先期调研及研究.进行了油田地热资源评价研究,地热开发排采及回注技术研究、地热田开发利用研究及地热田开发经济评价,优选老油井转为地热井的开采方式和排采设备的研发.经现场5口井的试验证明,采用潜油电泵排采工艺及配套技术措施,能够满足大排量提液的要求.对开发新能源建设的产业,增强企业发展的综合实力具有十分重要的意义.     

华北油田“四轮驱动”

<正>华北油田通过产业优化、改革创新、精细管理和开放发展的"四轮驱动",推进了油田稳健发展。11月初,华北油田公司正在运行的26个科研校企合作项目,有20个项目阶段成果已应用到生产现场,6个基础性项目取得重大进展。这是华北油田为促进老油田高效开发战略的实现,在科研校企合作工作上的一个缩影。面对当前全球经济形势不容乐观、国际竞争日益加剧,国内经济增速放缓,尤其是油价暴跌给油气生产企业带来巨大     

沉积微相对岔河集油田剩余油分布的影响

随着岔河集油田"调水增油"的持续开展,其增油效果变得越来越差,剩余油分布的复杂与零散导致调整效果难以保障,产量自然递减居高难下。通过沉积微相研究与生产动态结果相结合,分析了相控生产动态的基本特征和各种微相剩余油分布特征,河道微相砂体是主要的采油吸水层位,微相的分布控制注水见效方向和水淹位置。     

精细注水“智能芯”成为油田开发的利器

<正>CPD讯(记者何宏芳通讯员杨春林)应用智能分注工艺开展精细注水工作,正在华北油田深化推广。截至5月30日,在同口、阿尔等油田42口注水井采用电缆式、无缆式两种智能分注工艺后,实现了井下各层注水量自动测调、注水动态实时监测、井下配水器远程控制等功能,分注合格率达100%,累计增油超万吨。2012年以来,华北油田通过引进桥式偏心、桥式同心分注及高效测调技术,不断推进精细分注工艺技术     

华北油田辨“症”施治促重点油藏增产

<正>今年,华北油田公司围绕老油田"控制递减率"和"提高采收率"两项工程,优选南马庄、岔15、榆科、哈24等13个油藏作为公司重点治理区块,通过"一块一策"的个性化方案展开综合治理。统筹部署,有条不紊。公司通过地下大调查等形式,根据油藏开发形势、存在问题与潜力、认识程度等,滚动编制油藏治理三年规划,安排重点油     

双河油田核三段VⅡ油组措施增油规律研究

老油田的增产措施大都很频繁。但是对于措施增油量以及油田自然递减率的计算并没有很好的方法。文中通过详细解剖双河油田核三段VII油组下层系补孔、换泵、堵水措施增油规律,建立数学模型,探讨一套适用中高含水期老油田措施产量的预测方法,为寻找油田自然递减规律提供依据。     

华北油田老区地面系统区域功能优化

针对华北油田老区块地面工程系统存在的能耗高、腐蚀结垢、负荷不均衡等问题,以地面工程区域系统性优化为目标,研发了一系列整装油田、小断块油田地面系统高效低耗集输与处理的关键技术。提出了高温产出液余热的综合利用技术,突破了高凝固点原油单管不加热集油技术难关,拓宽了常温集油工艺应用的范围;解决了硫酸钡结垢影响油田正常开发的难题;调整简化联合站,实现了拉油点整体优化。老油田高含水开发后期地面系统区域功能优化获得了较好的经济效益,为老油田开发后期整体提质增效提供了参考。     

创新发展自动化监控系统建立油田生产管理新模式

华北油田第五采油厂位于河北省辛集市,管辖12个油田,690口油水井,地跨三个地区八个县市。为了提高油田管理水平,从2000年开始,该厂历时9年,经过不断改进和完善,逐步建成了华北油田自动化示范区,生产管理模式发生了巨大变化,为迈进数字化油田奠定了坚实的基础。     

华北油田裂缝性油藏的堵水实践

华北油田裂缝性灰岩油藏的油井堵水,无论是应用规模、施工井次,还是增油减水效果,在中国陆上油田都是名列前茅的,油藏不同时期的堵水技术值得其他油田借鉴。本文就华北油田裂缝性灰岩油藏中低含水阶段、中高含水阶段、高含水阶段和高含水后期开发阶段的油井化学堵水基本模式进行了总结论述。多年来的堵水实践表明,油井堵水是调整产液剖面、改善油藏内部裂缝系统和孔隙介质的油水渗流状况,提高油井产量和油藏开发水平必不可少的重要措施之一。尤其是油田开发后期该项技术更具有强大的生命力。     

华北油田砂岩油藏调水增油开发技术政策优化

作为调水增油核心技术之一的开发技术政策优化技术是指导油田科学、合理调整的主导技术.在充分论证开发效果影响因素的基础上,研究建立了适合华北油田砂岩油藏特点的开发技术政策优化思路和方法.通过室内实验和灰关联分析方法研究认为,除油藏本身地质条件外,层系划分、井网部署是影响油藏最终采收率的核心因素,其次为压力保持水平、提液及含水控制等.在此基础上,研究了复杂断块油藏层系、井网优化和压力水平确定的方法,与数值模拟技术结合研究了各阶段、各类油藏合理的开发技术政策,进而明确了具体对策.51个区块的实施结果表明,实施区块自然递减由18.3%减缓到17.0%,综合递减由11.2%减缓到5.2%,含水上升率由2.8%控制到0.8%,采收率提高5.3个百分点.