泌阳凹陷王集地区底辟构造特征及其形成机制

王集油田是一个已投入开发的油田。作者通过对王集地区的地堑断裂系、鼻状构造、沉积相特征、地震剖面反射特征等的研究,提出王集油田的主体构造实际上是一泥底辟构造的新认识。这一认识将对研究王集油田的油层分布规律和进一步勘探开发有着现实意义。      

双河油田提高注水系统效率实践

注水泵效率和管网效率是影响油田注水系统效率的主要因素。提高注水泵效率是通过泵额定压力、排量与实际需要的合理匹配来实现;提高管网效率是通过减小管路节流及井网合理布局来实现。3年来,双河油田注水系统效率逐步提高,形成了一套适合双河油田特点的提高注水系统效率技术。     

培育页岩气百亿元效益增长点—访江汉石油管理局局长、江汉油田分公司总经理孙健

<正>2014年,江汉油田将通过建设国内最大页岩气田,拉动整个油气业务实现盈利。"两会"期间,记者专访了全国人大代表、江汉石油管理局局长、江汉油田分公司总经理孙健。采访中,记者了解到,去年,江汉油田油气业务处于亏损状态。而这一     

Shushufindi油田油藏动态模拟综合研究

Shushufindi油田是厄瓜多尔Oriente盆地最大的油田,1970年由美国德士古公司发现,现已生产原油超过10×108bbl。油田开发初期,实施边缘注水开采,由于1999年底开展油藏模拟研究,该油田于1999年停止注水。目前,油田通过活跃水驱产出大量的水。通过油藏动态模拟综合研究,优化了油田生产动态,提高了油田管理效率。     

砂体几何形态及成因类型分析在西一区油田挖潜中的意义

本文在对扶余油田区域沉积环境与油气生成、运移、聚集关系的研究基础上,以西一区为例,通过单层砂体几何形态分析,扩大了西一区含油面积;通过单层砂体成因类型分析,指出西一区主要开发层段之下还有较大的含油远景;突破了扶余油田原含油边界和纯油底界-320米的下限,为老油田稳定产量、增加储量提出一种可行的途径。     

气举采油在南堡油田适应性研究

通过资料调研,总结了气举采油的特点。通过各类型采油方式特征和南堡油田特征的定性分析,初步筛选出气举、电泵和有杆泵3种适用于南堡油田的采油方式;通过等级加权平均法定量研究了相对于其他两种方式气举采油在南堡油田的适应性。研究认为气举采油在南堡油田有着很好的适应性;在南堡油田,气举采油更适用单井产量高的油井,对于低产井,气举的适应性较之电泵并不特别明显。     

水驱曲线法在高含水油田上市储量评估中的应用

指数递减法是评估上市储量的一种重要方法,然而随着油田进入高含水期,油井产量的自然递减逐步减缓,应用恒定递减率的指数递减法进行储量评估,与油田实际生产规律不符。为确定一种合理、准确评估高含水油田上市储量的方法,通过对水驱曲线法评估要点分析,以渤海Q油田为例,完成美国证券交易委员会（SEC）规则下水驱曲线法对未来储量的评估,并结合油田生产规律进行了评估方法的合理性论证。研究表明,水驱曲线法评估高含水油田上市储量更加合理、可靠,其产量递减规律更符合油田实际生产规律,评估结果更接近油田实际产量。首次在渤海Q油田应用水驱曲线法评估上市储量,Q油田上市净储量增加126.88×10⁴t（增加16.5%）,实现了上市储量的“正增长”。建议将水驱曲线法在高含水油田上市储量评估中进行推广应用,以期更好地完成高含水油田上市储量评估工作。     

深水油区多油田组合开发及产量接替优化

对由多个油田组成的海外深水开发项目区块,高效开发的关键是针对不同油田的特点,统筹规划不同油田投产次序和产量接替的组合方式,实现有效开发时间内的整个开发项目的最大收益。文中基于深水油田特点及开发要求,通过3个方面的研究来实现深水油区不同油田组合的储量动用及产量接替优化。一是建立深水油田储量分级评价标准,并利用数学综合评价方法确定不同油田的储量等级;二是通过分析深水油田产量运行主控因素,建立不同等级储量的关键开发指标预测模型,可作为不同油田组合开发下产量运行计算的基础;三是建立满足不同限制条件、开发效益最大的数学模型,并利用过程控制理论进行计算,优化得到不同储量等级油田的组合方式和逐次动用程序。将本文方法应用在XF深水油区的开发部署中,基于油田实际数据,进行了不同条件下、多个油田储量动用及产量接替方式的计算,优化结果符合实际开发需求,提高了深水油田开发决策的科学性。     

海上特高含水老油田挖潜策略与措施——以珠江口盆地陆丰凹陷LFD13-1油田为例

珠江口盆地大部分油田已进入特高含水开发后期,综合含水率高,采油速度下降,剩余油分布零散,加密井网难度大,需要探索新的开发策略和工艺技术以实现油田的可持续开发.以陆丰凹陷LFD13-1油田为例,总结了海上特高含水老油田挖潜策略和措施:通过“纵向上层系转移”提高整个块状油砂体的垂向波及效率;通过非均匀井网加密开采分布零散的剩余油;通过水平分支井及MRC技术增大油井泄油面积、增强横向导流能力;通过自流注水补充地层能量方式建立有效注采系统提高单井产能;加大冲洗强度,通过换大泵提液等措施进一步提高油田整体采收率;积极寻找替代资源,实现老油田滚动开发.这些开发策略和措施的探索与实践,对海上同类特高含水期老油田的开发具有借鉴意义.     

为老油田科学“补水”

<正>采油二厂通过挖潜动用使80%以上油藏达到一类开发水平。对老油田而言,注水开发无疑是最成熟、经济和有效的开发方式。近年来,中原油田采油二厂通过认识与实践的深化和变革,探索出了一条老油田特高含水阶段有效注水稳产之路,开发指标创历史最好水平。     

红河油田分段压裂水平井化学堵水模型评价及参数设计

红河油田长8、长9油藏采用水平井分段压裂开发方式,相比直井单井产量大幅提高,但由于水平井含水上升导致了产油快速下降,寻求一种适合红河油田水平井油藏及井况特点的化学堵水模型对提高高含水井治理效果至关重要。通过分析红河油田水平井出水原因及类型,明确了水平井出水特点,并建立了水平井化学堵水模型;通过室内实验评价及实验结果,设计出化学堵水最佳参数,为红河油田水平井治理提供了技术思路和方法。     

尕斯库勒油田老井综合利用及实施效果评价

为了充分利用尕斯库勒油田的“三类井”减缓老油田的产量递减,在资料复查和二次解释的基础上找出了潜力层,并根据实际井况,通过更新、侧钻、大修、试油等配套措施进行了老井综合利用。“三类井”的综合利用对于完善注采井网、改善油田开发效果起到了积极作用,也获得了较好的经济效益;同时总结出了一套适合油田开发过程中老井综合利用的具体方法和原则,为今后老油田“三类井”的综合利用开辟了一条挖潜增效的路子。     

pH值及氧化剂对采油污水处理效果影响

百口泉采油厂于１９９８年６月１０日新投污水处理系统,它采用“三段式”处理流程;一级重力除油→二级气浮选净化→双滤料过滤。通过了解百口泉油田含油污水的水质情况,以及对百口泉油田含油污水注水项目进行分析,并通过做实验,找到和掌握ｐＨ值及氧化剂对油田含油污水处理效果的一些影响因素,并提出减少这些影响因素的建议性意见,希望能提高百口泉油田含油污水的水处理效果。     

低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

随着我国经济的不断发展,对石油的需求也越来越强烈;另外随着石油的大量开采,石油的产出率也越来越少,针对低渗透油田方面的开采也变得非常重要,针对这方面的油田有非常重要的开发意义,注水开发的方式是对于低渗透油田最为常见的一种开发手段,通过对我国现有的低渗透油田进行研究,分析低渗透油田在注水开发中所存在的生产特征和影响因素,并提出相关的解决措施,提高我国低渗透油田的开采量,才能进一步提升我国的经济实力。     

油田公司体制机制创新趋势

<正>加强基于核心竞争力培育的体制机制创新,将是油田企业未来管理的核心内容。为了应对未来的能源挑战,油田公司必须进一步转变发展方式,提升发展质量,通过体制机制创新,增强企业的核心竞争力,确保走出一条快速、持续、和谐发展的新路子。     

海上智能油田建设研究

在全球经济下行和油价持续低迷的挑战下,数字化转型成为石油公司保持行业竞争力、实现高质量发展的重要举措。研究分析了国内外智能油田建设现状,其中,BP公司的未来油田和壳牌公司的智能油田是建设的先行者,鲁迈拉油田、雷普索尔公司、诺布尔钻井公司及中国石油、中国石化、中国海油等,在探索符合自身特点的智能油田建设、转型增效中见到成效。智能油田正在向跨界合作的建设模式、一体化的运营模式、平台化的IT服务模式转变。中国海油的海上智能油田建设以勘探、开发、生产、钻井、工程和研究等核心业务智能化为重点,通过管理转变和流程优化,在基础服务、全面感知、整体协同、科学决策、自主优化5个方面取得成果,提出了“一个平台、一湖数据、两套体系、三级组织、四类应用”的下一步建设思路。     

渤海油田杀菌技术应用

介绍了渤海油田存在的细菌种类及危害;分析了目前渤海油田杀菌技术的优劣点,并提出了改进措施;通过现场试验的对比,指出生物抑菌技术将是今后渤海油田杀菌技术发展的重要方向。     

珠江口盆地(东部)海相砂岩油藏在生产井改造技术及其实施效果

海相砂岩油田进入特高含水期开发阶段后,将面临综合含水高、采油速度下降、剩余油分布零散、井网加密余地小、可持续开发难度大等问题。以珠江口盆地(东部)西江、陆丰及惠州等典型海相砂岩油田为例,总结了海相砂岩老油田特高含水期面临的工程技术问题,提出了一系列在生产井改造技术:通过定向井二次完井"合转分"改造减少层间干扰,实现迭瓦式层状油藏细分层系开采;通过水平井MRC储层改造,实现相对低渗透层或块状砂岩油藏泥灰质条带区域油藏泄流面积增大及地层横向导流能力提高;通过水平井分段储层改造,解放水平井段中低渗高含油井段并实现降水增油效果;通过井下油水分离改造,实现一井多用、节能减排及为低含水井置换提液增产空间;通过区域井组合"自流注水"井组改造,建立有效注采系统并补充驱动能量;通过水平井向直井的井型改造,实现挖潜水平井穿越过路油层及一井多用的井筒功效。所提出的在生产井改造技术在珠江口盆地(东部)西江、陆丰及惠州等海相砂岩油田挖潜中成效显著,对同类特高含水期老油田的可持续开发具有重要的借鉴意义。     

渤海复杂断块油藏精细挖潜的实践与认识

位于渤海的渤西复杂断块油田群由4个储量均为约1 000×104m3的复杂断块油田组成。油田群内部断层发育,含油层系多,油气水关系复杂。经过长期衰竭开发,地层能量下降快、各层采出不均衡、剩余油分布复杂,开发效果逐渐变差。为了解决开发过程中出现的诸多突出矛盾,通过动静结合、精细地质研究寻找剩余油;通过晚期加强注水、细分开发层系缓解层间矛盾;通过老井上返、滚动勘探开发等方法实现产量接替。这些方法的研究与应用,延长了海上老油田的开发寿命,提高油田采收率5%～12%,对于海上复杂断块油田的精细挖潜和高产稳产具有重要的指导作用。     

低渗透油田精细油水井管理

<正>注水和采油是油田开发中的两件大事,要注了水、采出油,注好水、采好油。随着油田逐年开发,可动用剩余油枯竭,达到经济极限而最终报废是油田开发的基本规律;对于注水开发的油藏,注水和采油是油田开发中的两件大事,要注了水、采出油,注好水、采好油。在长庆油田低渗透油田注水开发中,油水井是油田开发过程中最基本的单元,采油通过注水交替,注水井将注入水通过注水井井筒注入