冀东油田南堡1—29平台3口井投产一次成功

2009年8月8日,冀东油田南堡1-29平台3口井投产一次成功,目前生产基本稳定,日产油120t,日产气超过3万m3,不含水。南堡1—29平台是一座海上无人值守自动化导管架生产平台,是冀东油田第一个集油气计量、集输、注水于一体的海上采油平台,设计建设油井10口、注水井6口,目前已完钻11口井,正钻井1口。该平台是冀东油田建设“科技油田”的亮点之一。     

南堡35-2油田内源微生物提高采收率实验

南堡35-2油田位于渤海中部,储层具有厚度大、平均渗透率高、非均质性强和原油黏度高等特点,水油流度比较大,水驱开发波及程度和采收率较低。以微生物学和油藏工程为理论指导,以仪器检测和物理模拟为技术手段,以南堡35-2油田为研究对象,开展微生物菌种筛选和提高采收率实验研究。结果表明,成功建立起适宜南堡35-2油藏和菌群的激活体系,通过实验评价发现该微生物驱油体系产生的气体以氮气与二氧化碳为主,降低油水界面张力50%左右,物理模拟岩心驱替实验表明微生物提高采收率可在常规水驱基础上再提高8.4%。     

冀东油田提升单井产量

南堡1—3人工岛是冀东油田2009年产能建设的重要战场,这座人工岛已开井24口,日产油达到700t,日产天然气达到35-3万m^3。冀东油田海陆并进,有力地拉动了单井产量相对增长。南堡油田滩海产能建设已投产井平均单井日产油达到29-3t。     

南堡35—2油田调驱优化设计及实施效果分析——应用基于物理模拟参数为学习样本的BP神经网络预测方法

南堡35-2油田是海上稠油油田,具有原油黏度高、油层岩心渗透率高、胶结疏松和非均质性严重等特点,水驱开发过程中指进现象严重,难以获得较高的水驱采收率。本文利用仪器检测和物理模拟实验优选调驱剂。依据优选结果,利用物理模拟参数为学习样本的BP神经网络预测方法和经济评价方法,对调驱方案的平均浓度和段塞尺寸进行优化。室内实验分析和优化结果表明,对于该油田A21井,最佳段塞尺寸和平均质量浓度分别为0.1 PV和2200 mg/L。聚合物凝胶调驱矿场试验过程中,注入压力明显上升,增油效果显著。在调驱有效期内,在不考虑自然递减情况下受效油井增油27639.59 m3,取得了明显的增油降水效果,经济效益十分明显。图4表5参17     

南堡35-2海上稠油油田热采初探

南堡35-2油田是迄今为止中海油在已开发油田中所面临的最具挑战性的稠油油田。该油田常规开发,油井产能低,采油速度小,预测采收率低。根据南堡35-2油田地质特点,结合海上开发及目前热采工艺新的突破,提出多元热流体吞吐热采思路,对开发层系、井型、井距、热采参数等进行优化,提出了推荐方案,并预测实施多元热流体吞吐后较依靠天然能量常规开发采出程度有效提高。矿场先导试验证实单井热采高峰日产油相比冷采邻井产能提高三倍。该研究探索出了一条适合海上稠油高效开发的新模式,开创了国内海上稠油热采的先例。     

压裂防砂技术在南堡35-2油田大斜度井的应用

南堡35-2油田明化镇组储层为中高孔、中高渗疏松砂岩稠油油藏,需要压裂防砂来实现增产和防砂。根据端部脱砂压裂的原理,并结合南堡35-2油田A16井明化镇组储层特点,优选出适合该井压裂防砂的清洁压裂液、支撑剂和工具,针对井斜大的特点优化了压裂防砂工艺,采用一趟管柱对明化镇1油组和0油组成功进行了压裂防砂施工。压后油井产液量提高明显,且不出砂,证明压裂防砂达到了增产和防砂的双重作用,是开发疏松砂岩稠油油藏的一项进攻性措施。     

计量间自动计量工艺技术

目前 ,国内各油田采用的油井计量方法主要有玻璃管量油孔板测气法、翻斗量油孔板测气法、两相分离密度法和三相分离计量法等。玻璃管量油是国内各油田普遍采用的传统方法 ,大约占油井总数的 90 %以上。计量方式以人工计量为主。随着低产井和间出油井的增多 ,人工计量的油气水值代表性差 ,原因是 :①受计量次数和计量时机的限制 ,测量值忽高忽低 ;②低产井液量、气量低 ,压液面时间长 ,不能每天计量各单井产量。影响了油井日常生产分析和措施的及时性。根据生产需要 ,于 2 0 0 0年 3月开始了计量间自动计量工艺技术的研究。1 工艺流程及系统…     

我国加快开发渤海中部两个大型油田

中国海洋石油渤海公司正以整体串联方式加快开发储量达2亿多吨的渤海中部地区秦皇岛32-6和南堡35-2两个大型海上油田,计划形成原油年生产能力400万t.这两个油田是近年来发现的储量超亿吨的大型海上油田.秦皇岛32-6油田在塘沽以东100km处,现已打评价井11口,探明石油地质储量1.7亿t.南堡35-2油田位于唐山京唐港以南20km处,现已打探井4口,获地质储量7000万t、预测储量1.1亿t.这两个油田相距约20km,构成了渤海中部含油总面积达70多平方公里的整体开发体系.     

海上稠油油田投产及生产管理探索

为了确保海上稠油油田顺利投产及生产管理,避免因油稠、易出砂造成的井下和地面设备损坏从而引起生产中断,根据海上稠油油田的特点,提出了采用变频启泵投产、投产初期对油井重要参数进行动态跟踪和分析、投产后为油井确立合理的生产制度及生产过程中采取控制生产压差生产、实施出砂管理等一系列投产和生产管理方法。结合南堡35—2油田的投产和生产管理实践,证明提出的油井投产和精细化管理方法对油井顺利投产、降低油田操作费用及提高海上稠油油田的采收率很有效,值得借鉴和推广。     

陕北低渗透裂缝性油藏调剖试验研究

安塞油田三叠系长6储层渗透率（1~3）×10?3μm2,在92口见水油井中,裂缝型和裂缝-孔隙型见水油井29口。靖安油田三叠系长4+5储层平均渗透率1.447×10?3μm2,在68口见水油井中,见注入水油井41口,由于裂缝沟通,不少油井投产初期即见注入水;姬塬油田侏罗系延9油藏平均渗透率66.9×10?3μm2,吸水厚度仅占油层厚度的35%,部分油井水淹,而大部分油井注水不见效。通过对低渗透裂缝油藏调剖实验研究,确定采用体膨颗粒和聚合物弱冻胶复合调剖工艺,在实施调剖的20个井组中,有19个井组吸水指数明显降低;有11个井组取得了增油、降水效果;有5个井组含水率下降;有3个井组,由于裂缝封堵强度过大,导致调剖无效。     

海上稠油采油工艺配套技术研究——以南海东部西江30-2油田稠油组化学降黏为例

西江30-2油田G0油组(稠油组,下同)原油黏度高、密度大,多为大底水,导致原油产量迅速下降。为此,结合西江油田实际,实施简单,不占用较多平台空间,方便易行,选择合理的配套工艺技术进行油藏和井筒两个方向的降黏技术,包括:电热、化学降黏以及流动平衡控制技术。结果表明,该配套工艺技术可减缓和控制底水脊进速度,延长油井见水周期,改善开发效果。     

渤海四个油田储量通过国家评审验收

渤海南堡35-2等四个油田储量日前通过国家油气储委评审验收,为渤海实现“上千万吨”的目标奠定了坚实的基础。 据了解,本次通过验收的南堡35-2油田、渤中26-2油气田、曹妃甸18-1油田,共批准探明     

车载体积管油井计量装置

针对目前一个掺水循环串多口油井,无法量油,不能及时准确地反馈油井相关数据问题,结合低渗透、产量较低的油田生产实际需要,应用了车载体积管型可移动油井计量装置.车载型计量车能及时准确地采集出油井计量数据,保证了地质动态分析的准确性.应用该技术量油省时省力,不用停机,不影响产量,具有节约成本,无环境污染的特点.该装置适合环、串量油,可提高计量准确度.     

稠油油藏有机铬交联聚合物调驱实验研究

从海上油田开发实际需求出发,针对南堡35-2油田储层非均质特征、储层物性和流体性质特点,利用室内实验方法,对以有机铬为交联剂的交联聚合物溶液的成胶性能、流动能力、粘弹性进行了测定,对交联聚合物溶液的封堵和驱油效果进行了评价。结果表明,有机铬交联聚合物溶液能够在南堡35-2油田地质条件下形成"分子内"交联体系,注入油藏后可达到增大孔隙流动阻力、增加注入压力的作用;注入时机、交联聚合物注入量、聚合物浓度、原油粘度和物理模型等参数将影响封堵和驱油效果。     

基于正交实验的海上疏松砂岩油藏防砂参数优选方法

针对海上疏松砂岩油藏防砂完井设计中防砂参数多导致的实验工作量大和费用高等问题,以渤海南堡35-2油田某防砂井为例进行了正交实验法防砂参数优选,开展了基于正交实验的防砂参数化设计,结果表明该油田影响产能的防砂参数主次顺序为生产压差、原油黏度、挡砂精度和砾石层厚度,而影响出砂量的主次顺序为挡砂精度、生产压差、砾石层厚度和原油黏度;最优防砂方式为优质筛管+砾石充填,以产能最大为优选标准时的防砂参数最优组合为生产压差3 MPa+挡砂精度150μm(10/30目)+原油黏度50 m Pa·s+砾石层厚度52 mm,以出砂量最小为优选标准时的防砂参数最优组合为生产压差1 MPa+挡砂精度120μm(20/40目)+原油黏度50 m Pa·s+砾石层厚度52 mm。本文提出的基于正交实验的防砂参数优选方法在南堡35-2油田4口热采实验井防砂作业中取得了成功应用,具有较好的推广应用价值。     

低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究

所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。     

稠油油田边部油井井筒乳化降黏技术研究及应用

渤海某油田边部3口油井投产后产油量低,未达到预测水平。通过与同区块油井对比分析,研究出原因是油井原油黏度高,增加了井筒举升过程中的阻力,影响了电泵效率。优选成本低、降黏率高的井筒乳化降粘的技术工艺,其机理为乳化降粘和润湿降阻两方面。实验表明该复合型稠油助采剂加入定量比例的情况下,可形成黏度在10~100m P·s范围内的乳化体系;并且在温度30~60℃范围内,黏度水平稳定,降粘效果明显。3口油井实施后日均增油26m3,降粘增油效果显著。     

南堡35-2油田单井蒸汽吞吐优化设计

探讨了在南堡35-2油田进行单井蒸汽吞吐的可行性,建立了南堡35～2油田的三维地质模型.对蒸汽吞吐参数(注汽强度,最大排液量,注汽速度,焖井时间,井底干度及注入压力)进行优化,并提出了推荐方案,预测采收率可达15.06%,比弹性开采方式提高12.25%.     

南堡油田注水开发油藏提液技术研究

针对南堡油田注水开发油藏特点以及开发现状,在提液可行的前提下,利用油藏工程以及数值模拟方法对提液时机、提液幅度、合理注采比进行了研究,认为南堡油田注水开发油藏在含水达到70%～80%时提液,且提液幅度2～3倍最佳,合理注采比1.0～1.1之间。矿场实践表明南堡油田注水开发油藏通过提液能有效提高油井产量,2020年共实施29井次,井口累增油1.0万t。     

加强单井效益评价，优化资金投入

辽河油田曙光采油厂采油作业一区现有员工326人，管理着油水井456口（其中油井415口，水井35口，汽驱井2口中，观察井4口）大小计量，中转站18座，开发古潜山，杜家台，大凌河、莲花、兴隆台等五套层系，区块单元共有15个，油品性质分为稀油、中质稠油、特稠滑动和超稠油四种类型。开发单元绝大部分为近20年的油田，注水开发区块进入“高液量、高含水，高采出程度”的“三高”开采阶段。