陆梁油田原油处理工艺的优化

20 0 0年新疆油田公司先后在陆 9井区发现多个层位的油藏 ,并决定对 3个不同层系同时进行开发 ,陆梁油田原油具有凝固点高 ,含蜡、沥青质、胶质高的特点 ,采出水矿化度高 ,具有较强的腐蚀性 ,在温度大于 4 0℃下易结垢。针对陆梁原油和采出水的特性 ,为克服常规处理设备易被水垢沉积堵塞 ,处理设备效率下降 ,结垢物不宜消除的缺点 ,通过室内实验和不同处理方案的综合对比 ,提出原油掺蒸汽直接加热的脱水工艺。1 原油加热方式的论证( 1)原油处理加热方式的选择。目前 ,原油处理过程中原油加热采用的主要方式有蒸汽间接加热、管式加热炉直接加…     

陆梁油田腐蚀机理及防护对策

从陆梁油田生产系统腐蚀现状的调查分析可以看出,H2S、CO2、溶解氧是主要的腐蚀剂。缓蚀剂可广泛应用于陆梁油田的采输和注水系统中。采取物理或化学的方法可去除油田水中的有害气体,减小腐蚀的发生。区域性阴极保护技术适用于已建油田大面积套管防腐。     

陆梁油田地层结垢预测

陆梁油田自开发以来结垢问题变得越来越严重，本文应用Oddo-Tomson饱和指数法建立结垢趋势预测模型，并引入压力、温度梯度场建立结垢位置模型，开发出陆梁油田结垢预测软件。实践证明，陆梁油田地层结垢以碳酸钙垢为主，预测结果与现场检测结果基本一致，表明该软件具有较好的精确性、可靠性及实用性。     

陆梁油田水套加热炉的腐蚀与防护

陆梁油田作业区水套加热炉存在严重的盘管腐蚀,甚至出现了盘管穿孔现象,影响了油气的集输和油田的正常生产,分析了水套加热炉腐蚀的原因,原油中含酸有机物对盘管的腐蚀较小,水套加热炉盘管的腐蚀主要由油田采出液中的氯化物、硫化物和溶解氧引起。针对以上腐蚀情况提出了相应的解决方案和对策。     

陆梁油田分层注水过程中注入水对套管腐蚀因素研究

根据目前陆梁油田注入水的情况，分别在陆梁油田注水井井口采集了油田注入水的二种水源，即清水和油田污水，进行了一系列的试验。通过该油田两种注入水中各项指标的测定，注入水静止、流动状态下对油田套管的腐蚀情况室内评价及与之相关的一系列实验，结论证明，油田采用分层注水过程注入水对套管具有很大的腐蚀伤害。     

陆梁油田作业区生产系统结垢机理研究

从井筒到地面集输系统的管线及加热设备结垢给陆梁油田的生产带来了极大危害。对陆梁油田垢样组分分析,垢样的主要成分为CaCO3、硅垢、少许硫酸亚铁;通过油田采出水水质分析,发现水中含有大量Cl^ -、HCO3^-及Ca^2＋,矿化度高。从离子反应平衡式、热力学因素、动力学因素、酸碱度、CO2分压及含盐量的角度,着重研究了这些因素对CaCO3的溶解度的影响,探讨陆梁油田生产系统结垢机理,为结垢预测、阻垢剂的筛选提供理论依据,从而解决生产中的实际问题。     

陆梁油田头屯河组油藏地应力分析及应用

随着对地应力认识的深入，它在油田勘探开发中的作用日渐明显。应用岩心测试、水力压裂等资料分析了陆梁油田头屯河组油藏的地应力及裂缝特征。水平最大主应力方向为NW，水平最小主应力梯度为0．0121MPa／m，天然的裂缝走向为近似东西向，比较真实地反映了油藏地应力分布状况。在分析地应力、裂缝特征的基础上，简述了裂缝与地应力的关系，并对压裂时地层中裂缝的延伸情况进行分析，同时分析了该油藏地应力、裂缝对油田开发的影响。     

陆梁油田抽油井井下防腐技术

从防腐技术体系中优选出适合陆梁油田的药剂体系,编制现场试验方案。通过现场试验优化建立了防腐技术方案,确立以KL-601改进型缓蚀剂为主剂固化后的防腐体系,并用示踪剂示踪的方法对单井防腐效果进行动态跟踪评价,优化了防护周期。     

陆梁沙漠油田原油常温输送技术

1.陆梁油田基本特征 陆梁油田是亿吨级整装沙漠油田,有6个主要开采层位,原油类型属含蜡、含胶中质原油,目前油田原油综合含水率达到38%.单井距计量站直线距离从100～1000m不等,油区单井距计量站高程差最大达到20m.陆梁油田冬季-1.8m处地温达到0℃,-2.0m处地温达到1℃,夏季-1.8m处地温为20℃.单井回压大多为0.5～0.8MPa,各层位的油层温度为42～66℃,井口出油温度为20.5～22.5℃.     

油田科研院所科技创新问题调查与思考

科技创新是个始于市场、终于市场,不同主体和机构间复杂的相互作用的社会过程。是生产要素的重新组合。科技创新是企业生命的源泉。对企业来说,创新包括科技创新、机制创新、品牌创新、文化创新,其中最为重要的是科技创新。江泽民同志最近指出:“要迎接科学技术突飞猛进和知识经济迅速兴起的挑战,最重要的是坚持创新,勇于创新”。国家的进步与发展需要创新,油田的发展同样离不开创新。这是因为油田勘探开发程度越来越高,难度越来越大,成本长期居高不下,特别是股份公司上市后,面对的压力很大,更需要依靠科技创新,提高勘探开发研究水平和效益,只有这样,油田才能保持旺盛的活力和强大的竞争力。为此,我们专门就华北油田勘探开发研究院科技创新现状进行了调查和分析,提出了加强科技创新的对策和建议。     

陆梁油田头屯河组复杂油藏数值模拟研究

针对陆梁油田头屯河组油藏幅度低、油层薄以及低孔、低渗等特点，应用油藏数值模拟技术，在历史拟合的基础上，确定了剩余油分布的有利区域，并针对影响油藏开发效果的天然能量、注采比、采油速度、井网适应性等不同方案进行了指标预测和优选。该项研究对改善油藏开发效果具有积极的指导意义.     

陆梁油田油藏地球化学研究

包裹体均一温度和包裹体中油气组分是目前研究油气藏成藏时间和油气源的重要内容。根据原油的地球化学特征、油气包裹体和原油中含氮化合物的综合分析。确定了陆梁油田原油的油源、成藏时间、油气注入及运移方向。     

继往开来 再创辉煌

金秋十月，我们迎来了克拉玛依油田勘探开发50周年的光辉节日!克拉玛依油田是新中国成立后发现的第一个大油田。50年来它为新中国的社会主义建设做出了自己突出的贡献，如今，它已成为年产1000万吨以上的我国第四大油田，一个现代化的石油城以它璀璨的光芒，吸引着世人的目光。     

陆梁油田K1h23油藏调驱数模研究

由于陆梁油田薄层、边底水油藏的特殊性，常规的堵水、调驱等治理含水上升的措施在陆梁油田很难取得较好的增产效果。虽然2004年进行了11口堵水措施（压水锥）、1井次调驱实验，取得一定的效果，但其主要目的是抑制油井含水上升，对于油藏边部油层条件较差的高含水井是否适用，还有待于进一步实验。针对以上存在的问题，依据地质研究成果开展调驱数值模拟研究，通过数值模拟，筛选合理的地质、配方参数，优化配方方案，找出最合适的配方类型、体系，为深部调驱的早期介入提供决策依据，为油藏长期稳产提供技术支撑。通过数值模拟研究，优化筛选出了适合本油藏的调驱配方体系及其施工参数，筛选确定了施工方案，结合经济效益评价认为该油藏开展调驱措施是切实可行的。     

科技创新构筑新优势

“胜利”人对科技孜孜以求,情有独钟,是因为在世界所有的油藏类型中,胜利油田几乎占到了2/3,加上经过30多年的勘探开发,要想再找到整装富集的大油田,难度相当大;从开发上看,大多数已开发的主力油田都已相继进入高含水阶段,综合含水达90％。而新建区块大多是低、稠,小油田,稳产难度也很大。面对国民经济发展不断需要新鲜石油供给的压力,面对资源采掘业逐年递减这个无情的规律,胜利油田靠什么实现可持续发     

测井技术在陆梁油田油藏描述中的应用

本文主要介绍了测井技术在新疆准噶尔盆地陆梁油田侏罗系头屯河组油藏和白垩系呼图壁河组油藏的油藏描述工作中的应用.研究工作主要有,首先利用测井资料结合地质研究等进行地层划分、储层特征描述和测井资料的标准化等基础性研究;其次,依据岩心实验分析数据确定测井解释参数;根据地质构造、储层特征以及试油结果并结合多井对比研究,分析油、水层分别在平面和纵向上的分布规律及头屯河组油藏出水原因分析;然后,由岩心分析资料、测井资料、压汞资料和试油结果建立孔隙度、含油饱和度的计算公式并进行下限的确定;最后,依据建立的油层标准,进行有效厚度的划分.陆梁油田白垩系油藏复杂,属低幅度构造的低阻油气藏,识别油层难度大,尤其试油结果显示呼图壁河组油水同出层占总试油层的50%,在这些十分不利的情况下,为达到新疆油田公司"增储上产"的任务,充分利用测井资料,运用综合评价技术对解释疑难层进行解剖、精细解释,解决了储量计算中油层的含油气饱和度、油层有效厚度等重要的计算参数难题;通过对储层的孔隙结构、固井质量及储层含油气饱和度等各方面的研究,分析出"油水同出"的原因,基本上达到了正确认识油藏的目的,为油田公司新增探明石油地质储量5235×104t发挥了积极作用.     

侧钻水平井在陆梁油田开发调整中的应用

准噶尔盆地陆梁油田陆9 井区下白垩统呼图壁河组油藏为典型的薄油层、边底水活跃的砂岩油藏,开发过程中受边(底)水推(锥)进及注入水突进影响,部分油井含水高、采出程度低且增产难度大。为提高油藏开发效果,利用多种手段对油层水淹状况和水驱规律进行了系统研究,确定了剩余油富集区。通过运用油藏工程和数值模拟,对侧钻水平井主要技术参数进行了优化。2008—2009 年共实施侧钻水平井14 口,平均单井增油8.1 t/d,含水下降47.2 个百分点,恢复产能2.69×10⁴ t,效果十分显著。     

薄层底水油藏注入水存水率影响因素——以陆梁油田为例

薄层底水油藏注入水易沿垂向高渗透部位进入底水层造成存水率偏低.结合陆梁油田薄层底水油藏注水开发的生产特征,给出了该类油藏注入水存水率的计算公式;在试验区历史拟合的基础上,应用典型的一注一采非均质模型研究了注入水存水率的影响因素,主要包括非均质性、沉积韵律、水平与垂直渗透率比和注水速度等;提出了调整注水速度、建立层内及底水隔板提高注入水存水率的方法.隔板半径优化结果表明,其值为20m左右效果明显,试验区注入水存水率和采出程度可分别提高20.46%和4.14%.     

陆梁油田薄层底水油藏控制水锥技术研究

提出了一种不重新射孔建立底水隔板封堵底水层的新方法,该方法充分利用了水基堵剂的选择性封堵作用和由工作液与原油的密度差而形成的重力分异作用,通过在油水交界面附近形成底水隔板来控制水锥发展。该方法主要使用了高密度盐水、隔板液和过顶替液3种工作液。对不同工作液的使用性能进行了试验研究和理论分析,确定了施工工艺。采用这种新方法在陆梁油田薄层底水油藏试验了8口井,有效率达到100%,截至2005年8月底,累积增油2 622t,降水4 968m³,含水率下降幅度为11.3%~38.4%。直接投入产出比为1:2.350 8。现场试验结果说明,该方法是一种值得推广的新技术。     

陆梁油田白垩系薄层、边底水浅层气藏的滚动勘探开发

陆梁油田陆9井区白垩系油气藏整体呈现出低幅度、多层系、薄层边底水和"一砂一藏"的特点。经过应用气藏精细描述,对白垩系浅层气藏进行了单砂层精细划分与对比,开展了单砂体气层展布、气水关系、储量计算等研究。在此基础上,实施开发部署,并经论证分析,提出采用水平井与直井联合开发薄层底水浅层气藏的开发模式,取得了较好的生产效果,证明利用水平井技术开发薄层边、底水气藏是可行的,从而摸索出一条有效开发此类薄层边底水气藏的新途径。