钟市油田开采自然递减率控制管理

随着油田开发不断深入,资源接替不足的矛盾日益突出,使油田稳产的难度越来越大,在严峻的生产任务下,通过对钟市油田生产形势的分析,找出稳产难点,确定控制自然递减率是保证油田稳产的必要措施。     

降低杏河西自然递减率方法研究与探讨

杏河区是安塞油田主力生产区块,杏河西位于杏河油藏西部,储层非均质性强,自然递减率逐年增大已成为影响该区块稳产的重要因素,如何控制以及降低自然递减率已经成为该区块面临的主要问题。影响自然递减率的因素主要有储层非均质性、含水上升率、采油井措施及油井产液量。分析研究表明,改善储层非均质性、控制含水上升率以及油井措施规模、提高单井产液量可以有效降低区块自然递减率。     

几种常用自然递减率计算方法的区别及分析

根据递减理论,论文进一步深化了几种常用自然递减率表达式地基本含义及认识,研究了不同递减规律下递减率计算方法之间的联系与区别,推导出了年产量递减率、年产能递减率、月递减率三者之间的相互关系。根据上述关系式及其递减规律,能够快速而简捷地进行递减率指标预测,从而确定年度分月产量运行安排或开发生产规划安排,能有效地指导油田开发生产管理。     

预测特高含水期自然递减率的一种新方法

目前,很多油田都已进入了特高含水期,此阶段的自然递减率变化受多种因素影响,所以很难用传统的数学方法表达其变化规律,并对其变化趋势进行预测.在分析了遗传算法和基本反向传播算法各自的优势和原理的基础上,针对前向网络反向传播算法收敛速度缓慢和易陷入局部极值点的缺点,将有全局寻优特性的遗传算法与反向传播算法有效地结合,提出了一种快速、高效的前向网络学习算法,即GA-BP算法.此方法在特高含水期油田自然递减率预测中的应用结果表明,此方法比基本BP算法具有更好的适应性,预测精度较高,能够较好地反映自然递减率与其影响因素之间的内在关系,所以利用改进BP神经网络方法预测特高含水期自然递减率是有效的、可行的.     

老油田控制自然递减率的方法分析

提供了一种以获得稳定的单井井口产油量为目标来有效控制自然递减率的途径和实现方法。以流体的连续流动过程为主线,提出三区两类六因素集分析方法。初步分析了每个流动区域的目标参数及其影响因素的构成。并推荐用灰度关联理论来分析各流动区域中的影响因素与区域目标的关联度。可以根据该关联度排序来选择治理与调整措施的优先顺序。     

稠油油藏自然递减率研究与应用

目前常用的计算产量递减率的方法中,Arps公式不能反映不同含水阶段油气藏递减规律,理论方法太理想化,考虑的影响因素太少。针对这些问题,通过数值模拟方法开展研究工作,对各因素进行敏感性和显著性分析,再结合数学方法,最终建立了渤海稠油油藏不同含水阶段自然递减率多因素递减模型。结果表明,运用此模型可以对不同含水阶段的自然递减率进行定量分析,计算结果基本符合油藏实际。所研究的成果丰富了目前递减规律理论研究方法,对今后的稠油油藏递减规律理论研究和油田实际生产均具有一定指导意义。     

老新油田降低自然递减对策研究

老新油田为新沟嘴组低渗透岩性-构造油藏,具有埋深大、油层薄、物性差、变化快等特点,属低效开发单元.造成其近年自然递减长期居高不下的主要原因是:目前有采无注及一向受效比例高,加之油水井井况恶化使油田水驱储量控制程度低、地层能量下降快,水驱效果逐年变差.通过对剩余油分布规律的研究,明确老一区及老二区剩余地质储量主要集中在古进系新沟嘴组下段Ⅰ油组3号小层及Ⅲ油组1、2号小层,占其剩余地质储量的61.4％.首次提出将老新油田平面上分为9个小区进行治理,结合侧钻、转注、大修等措施,修复、完善各井区不同主力砂层的井网,改善水驱效果,从而降低自然递减.分区划片治理、先完善后挖潜是研究的重要成果,现场实施后使老新油田自然递减下降至11.38％,成效显著.     

水驱油田产量自然递减率多因素分析模型的建立

从产量递减率定义出发,首先导出了综合递减率与开井数、含水、产液厚度、压力、相对产液指数、井网密度、表皮系数等多因素分析模型。在此基础上,结合一般油田的生产测试数据特点和自然递减率与综合递减率的关系,建立了自然递减率多因素分析模型。该模型可准确地分析各相关因素对递减率的影响程度,从而为制定控制油田自然递减率的调整对策提供了依据。经油田实际应用,效果很好,值得推广应用。     

让油田自然递减缓行

自然递减率是综合反映油田开发管理水平高低的重要指标。胜利油田东辛采油厂管理的东辛、永安、新立村等主力油田经过40年的勘探开发,已经进入产量递减阶段,严重制约着采油厂的持续稳定发展。2001年,该厂大胆打破传统的思维观念和管理模式,创造性地探索和建立了自然递减分因素控制、分层次管理新模     

用染料示踪剂寻找油水井间窜流通道的试验

选择特征波长为520nm的染料作为示踪剂来寻找油水井间的窜流通道。通过静态吸附试验计算出岩石的染料示踪剂吸附量，进而计算出注水井所需的示踪剂用量。现场试验采用200m^3浓度为25mg/L的染料示踪剂，从L41－437注水井注入后7d内在对应生产井L13－29井口取水样检测，结果表明这2口井间存在窜流通道。调剖后，注水压力由8．6MPa上升到15MPa,对应生产井平均日降水22．2m^3。     

水驱油田递减率多因素分析模型的建立及应用

从递减率定义出发，建立了递减率与开井数、含水、产液厚度、产液强度、井网密度、表皮系数等多因素分析模型。该模型可准确地分析各相关因素对递减率的影响程度，从而为制定与形成控制油田递减率的调整对策提供了依据。后经实际油田应用，效果很好，值得推广应用。     

打破自然递减魔咒

秉承“敢为人先、创新不止”的精神，西北石油人一举发现我国最大的吉生界海相碳酸盐岩缝洞型油气田——塔河油田，拉开了塔里木盆地油气开发的序幕。 2005年起，中国石化西北油田分公司依靠新区大规模开展产能建设，到2010年原油产量达到725万吨，年均产量增长50万吨，实现了快速上产。进入“十二五”后，外围新区勘探没有大的突破，快速递减的缝洞型油藏能否稳产成为摆在西北石油人面前的一个重大课题。他们通过技术和管理创新，将24％以上的自然递减率硬是降至18．3％，实现了产量稳中有升。     

关于安全管理工作中的几点做法

详细介绍济南分公司近几年来安全管理的一些做法，总结出“教育是基础，制度是保证，现场是关键，预防是根本”的工作思路，在安全工作中收到良好效果，对各石化企业有一定的借鉴作用。     

裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究

裂缝性低渗透油藏,在正方形井网反九点注水方式开发过程中,表现出与裂缝走向一致的注采井见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对裂缝性低渗透油藏由反九点注水转线状注水渗流特点、油水井数比影响因素和注采系统调整作用的探讨,结合外围朝阳沟和头台等裂缝性低渗透油田注采系统调整效果,提出了适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为裂缝性低渗透油田注采系统调整提供了理论和实践依据。     

断块油田开发中后期调整井部署的主要做法

调整井部署是断块油田开发中后期一项重要的挖潜措施。中原油田采油三厂1994年通过精细地质研究小层水淹状况及开发动态分析,在落实剩余油分布的基础上部置调整井。充分动用地质储量,完善注采井网,增加可采储量,实施效果显著。     

优化方案设计降低作业指标及成本的几点做法

近年来,检泵率指标呈上升趋势,作业成本也随之增加。2015年随着原油价格的下降,降低原油生产成本、提高经济效益显得越来越重要,降低检泵率指标,进而降低作业成本,更是重中之重。因此,在日常方案设计中做好方案优化,最大限度的避免重复施工、延长作业周期、节约作业成本显得非常有意义。2015年在生产管理过程中通过对异常井采取泵径优化、换大泵下调参、检泵加深泵挂、检泵与地质措施结合、举升方式优化等5种措施,降低检泵率指标工作取得了较好的效果,与2014年同期对比,检泵率下降6.69%,维护性作业共减少605井次。     

浅谈5万m^3原油储罐大修项目的HSE管理

结合5万m3原油储罐大修项目,论述HSE管理目标的制定,以及如何进行对承包商审核与施工前的HSE检查工作.     

创优质管道施工工程的几点做法

2004年,中原建安公司中标并承揽施工了"中原油田—曲阜—济南天然气管道工程"。该工程是中石化重点工程项目之一,是一项造福于管道沿线人民的绿色环保工程。工程严格按照标准施工,为创优质工程奠定了基础,在施工过程中,做好各项技术管理和质量控制,竣工验收中取得了各项优异成绩。     

低渗透砂岩油藏注采井网的调整

对于裂缝不发育的油田,应根据储层发育状况,选择合理的井网调整方式.正方形反九点法面积注水井网具有调整灵活的特点,可调整为五点法面积、横向线状行列、纵向线状行列和九点法注水方式.从不同井网波及系数来看,相同流度比条件下,五点法井网水驱波及面积及水驱控制程度最高.低渗透油田初期采用较高的油水井数比,压力保持水平往往较低.预测结果表明,转注越晚,压力恢复时间越长,开发效果越差.因此,在注采井网不能满足开发需要后,调整越早,越有利于提高油田开发效果.