原油采收率与井网密度,时间和工艺的关系研究

原油采收率与井网密度的关系的确定是油田开发的重要任务之一。处于开发后期的罗玛什金油田的２２个地区的实际资料表明，不同井网密度的原油采收率大致是一致的。另外，井网密度及其与原油采收率的关系取决于所开发油田的划分程度。但是，根据油田资料概括出的这种关系反映了时间和技术措施的影响。这样，在开发多层开发层系时，首先开发高产储层，该关系式不能反映后期开发过程的特点。     

国外油田开发技术最新进展

目前，在油田开发领域，所面临的最主要的问题仍然是老油田提高采收率、低渗透油田的开发和稠油油田的开发。随着国民经济的发展，对原油的需求量将会逐年增长。如何保持原油产量的持续稳定增长，在不断使新油田投产的同时，进一步挖掘高含水老油田、低渗透油田和稠油油田的潜力便显得十分重要。本文介绍国外提高采收率技术、水力压裂技术和水平井开采技术的最新进展。     

安塞:“特低”产出高效益

安塞油田去年年产原油突破300万吨,创造了中国特低渗透油田开发建设工程管理的典范,标志着我国特低渗透油田开发进入了新的发展时期。     

油田开发中后期的采油工程技术优化

我国非常注重油田的开发和油田资源,但是我国目前对油田进行开发时依然存有很多的不足之处。相比较而言,油田开发的初期比较容易一些,但是在油田开发全程的中期和后期的原油开采工作就开始变得困难起来,所以,要想增强油田的开发力度,就应该改善油田开发全程的中期和后期的采油工程技术,本文重点研究了油田开发中后期采油工程技术的优化。     

东濮稳产演化论

近年来,中原油田进行勘探开发一体化部署,转变开发思路,加强三次采油技术研发与应用,走出了一条东濮油田稳产之路。5300平方千米的东濮凹陷曾是中原石油人梦想升起的地方。然而,历经30多年勘探开发,当年向千万吨级大油田发起过多次冲击的东濮探区,如今原油年产量已经下降到260万吨,油田开发中后期各种潜在的矛盾毕现,控制自然递减难度加大,原油生产连年吃紧……于是,打好东濮保卫战、夯实东濮     

油田不同开发阶段原油储采比计算新方法

根据储采比的定义,分别对油田开发上产、稳产和产量递减3个不同开发阶段的生产特征进行了分析,建立了3个不同开发阶段原油储采比计算的新方法,推导出了油田3个不同开发阶段原油储采比与上产率、储量替换率、储采平衡系数和储量动用率等生产指标的关系方程。研究结果表明,油田在整个开发阶段,原油储采比的变化是不规则的,在每一个阶段都可保持一个相对稳定的值。油田要实现稳产,在稳产期内必须同时满足原油产量和原油储采比不变的两个条件。依据储采比和采收率的定义,建立了原油采收率、原油替换率和储量动用率之间的关系方程,可用于油田开发规划指标的合理匹配和油田开发中三率的合理性分析。     

地层的最终原油采收率动态

最终原油采收率是油田开发效果最重要的综合性指标。研讨最多的问题是最终原油采收率随时间变化的平均值动态。在一般情况下，苏联对部分区域和全国原油采收率的平均值，是用油田储量与不同原油采收率的比值来计算的。     

罗马什金油田开发晚期的原油稳产

从1975年开始罗马什金油田进入开发晚期,原油产量不断下降。近14年来,由于完善了开发系统,采用了先进的提高地层原油采收率的方法、技术措施和工艺,罗马什金油田的原油产量开始保持稳定,甚至出现了增长。在开发晚期油田主要致力于两项任务：其一是保证注水波及范围和易采原油储量达到最大化,其二是使难采原油储量投入有效开发。为此进行高效开发的新工艺有：对以前的生产区块的规模进行优化,优化井网部署和井网密度,优化生产井的地层压力和井底压力;完善注水系统;广泛推行提高原油采收率方法。     

北海边际油田的开发经验

近年来，北海地区原油产量持续增长，据统计，截止到１９９３年北海发现的油田总数中有３０％都是边际油田，共１４８个。储量达７．２５亿ｍ＾３占北海发现储量的１０％，占剩余可采储量的１８％。因此，边际油田的开发已成为北海地区维持原油产量增长的重要因素之一。文章着重论述近年来北海边际油田开发的成功经验。     

济阳坳陷原油中贵金属的分布特征及赋存状态探讨

通过对济阳坳陷原油，油田水，围岩，生油岩及原油组分样品的分析测定，论述了原油中贵金属的分布特征与赋存状态，推测郯－庐断裂带的含油气盆地中，上经三系稠油油层赋有较高丰度的贵金属元素，而原油中贵金属主要赋存于胶质，沥青质组分中，高矿化度的油田水是作为贵金属从岩石进入原油过程中的一个中间媒介物质，在油田开发后期，原油中吸附的贵金属，在还原环境被破坏后可再次返回油田水中。     

俄罗斯能源部油气田开发中心针对提高原油采收率问题的建议

阐述了提高原油采收率及其在现行税收制度下无利润的难采石油储量投入开发对提高原油产量的战略意义 ,并介绍了编制油田开发计划方案的基本原则     

浅谈中石化油气田开发技术的进展与攻关重点

基本情况我国石油工业改制重组后,中石化股份公司所管辖的油气田,绝大多数分布在我国东部的几个老油区。这些油田截止2001年底已累计生产原油95563万吨;原油生产能力为3708万吨/年,2001年实际产油3791万吨。从总的开发情况看,目前,老油田已经整体进入高含水、高采出开发     

油田开发项目经济寿命期的确定方法

采用技术经济学中的盈亏平衡原理 ,研究了油田开发项目的技术经济特点 ,对原油成本进行分类与预测 ,对油田开发项目经济寿命期的确定方法进行了初步研究     

涠洲11-4砂岩底水油田综合油藏管理实践

在涠洲 11 4砂岩底水油田开发过程中 ,油藏精细综合地质研究和油藏模拟研究的紧密结合 ,使得该油田的开发效果得到了明显改善。文中对该油田的地质特点与开发特征进行了归纳总结 ,并依据油藏管理实践 ,详细论述了该油田在保持油田稳产、扩大驱油波及系数、提高原油采收率等方面所采取的措施及成效 ,以及所取得的油田开发管理经验     

低油价常态下中国油田开发低成本战略

通过系统梳理低油价背景下中国油田开发面临的挑战,深刻剖析了成本上升根源,提出了油田低成本开发战略的内涵和具体实现路径,同时对中国油田开发的潜力进行了预测.研究表明,中国陆上原油完全成本上升,除了开发对象劣质化、老龄化等客观因素外,还需重点关注如下要素:①面对的资源品种变差,技术攻关和试验准备不足,建产节奏过快;②工程技...     

渤海油田开发过程控制及效果

渤海油田油藏类型多,油水关系复杂,多数油田天然能量不足,地层压力下降快.为了更好的进行渤海油田开发,采取了一系列技术措施对油田开发过程进行控制,提高了油田采收率,实现了稳油控水,延长了油田稳产期,对渤海油田2010年实现3 000万t原油产量起到了重要作用.这些油田开发过程控制技术、经验和成果,为今后我国海上类似油田开发提供了一套新的思路和方法.     

绥中36—1油田开发工程

绥中36—1油田是迄今为止中国海上发现的最大油田。该油田地理环境、原油性质和油层构造的复杂性,给油田的开发带来了很大的技术难度和投资风险。本文着重介绍了该油田概貌、开发技术难点、工程设施概况以及设计特点等内容。     

联合站原油脱水加药自动控制系统应用研究

联合站是油田原油集输和处理的中枢,随着油田开发不断深入,进站原油含水不断上升,各采油井站将生产的原油管输到联合站后,需要同时对原油进行加药脱水处理,合理控制加药量是控制原油脱水和提高药品使用效率的关键。通过对原油脱水过程中各类参数的收集汇总分析,利用分析结果控制加药量,提高原油脱水环节自动化程度．解决人工加药种种不利因素,是未来油田联合站管理的发展趋势。     

油田开发初始经济产量计算方法研究

在油田开发经济评价中，主要对油田开发分析指标如内部收益率、财务净现值、投资回收期的计算。而在对中后期油田开发评价中，侧重研究油田的经济产量，对油田开始投产的初始经济产量研究较少。文中运用净现值分析方法，结合油田投入与产出情况，通过对原油产量变化规律的认识，建立油田初始经济产量的数学模型，以确定油田应达到的最低投产数量，才能保证目标收益率的实现。     

用水平井和水平分支井开发油田的新技术

目前，苏联已达到的原油高产水平，在很大程度上与用强化采油方法开发技术发达区的油田有关。对这些已投入开发的油田进行了大量投资。在些油田矿藏中，还有大量难采后备储量。例如，虽然苏联设计的原油采收率比美国高，但是，仍不超过50％。即：如果用常规技术开采方法开发这些油田，在开采结束后，仍有一半以上的石油储量留在地下。