长庆胡尖山油田精准挖潜措施增油

<正>截至3月15日,由长庆油田采油六厂负责开发的胡尖山油田,今年已完成措施油井43口,累计措施增油达1 068吨,与去年同期相比,多实施措施井24口,多增油881吨。从2000年实施开发的胡尖山油田,年产量由当初的几万吨先后上升到100万吨和200万吨。由于该地     

新技术叫醒老油田

与几个月前相比,中原油田采油五厂胡侧5-71井已见不到过去的"疲态",生产势头强劲,日产油量由2.8吨升至6吨。这是采油五厂对其对应大斜度水井胡5-118井实施斜井分注技术,从而大大改善油藏水驱动用状况带来的结果。截至目前,中原油田去年已在26口大斜度水井上成功应用了斜井分注技术,对应油井已累计增油5000多吨,增加水驱动用储量28万吨。日前,这一技术通过了中国石化集团公司专家组的评审。专家组认为,这一技术达到国内领先水平,它的成功应用,对油田充分挖掘油层潜力具有重大意义,必将给老油田的稳产带来深远影响。     

长庆姬塬油田长效在线增注技术现场应用

针对姬塬油田物性差、注水压力高、多次欠注井逐年增多,且治理困难的问题,结合长庆油田"小水量、树枝状"的流程特点,分析主力区块特性,提出以"增压注水,药剂控压"为技术思路的长效在线增注技术。在井场安装注水量100数300 m~3/d不同型号的增压装置,同时在满足注水需求的前提下配套加注综合降压增注药剂,建立主力区块的压力预测图版,并在姬塬油田进行了现场应用。结果表明,增压装置满足了现场局部在线提压增注要求;以剥离分散剂、螯合剂、润湿剂、清洗剂、酸化缓蚀剂和甲醇为主剂的注水井用综合降压增注剂COA-2具有防膨、阻垢、降低油水界面张力的优点,控压增注效果较好;主力区块的压力预测图版为有效控制压力上升幅度提供了依据。在采油厂累计实施48个井组,改善了105口多轮次增注措施无效井欠注问题,平均有效期为266d,平均单井日增注11 m~3,累计增注达54.95×10~4m~3,对应826口油井中234口油井见效,平均单井组日增油2.25 t,累计增油1.95×10~4t,达到了多轮次增注措施无效井长期稳定注水的目的。图5表2参13     

水驱增油效果好

正中原油田采油二厂强化以水驱油,通过加强分层注水管柱的配套完善和精细管理,实现老油田稳产增效。截至8月17日,共对130口水井实施了措施,累计增油6000 t,对应油井同比多增油960 t,水驱油藏的稳定基础逐步夯实。图为该厂作业工人在对水井实施以水驱油措施。     

长庆油田采油二厂措施增油突破4600吨

正5月8日,在长庆油田采油二厂西峰油田西30—161井组生产现场,井架高耸、机器轰鸣,工人师傅们正在进行紧张的油井措施作业。截至目前,完井93口,措施累计增油4653吨,平均单井日增油1.3吨。自采油二厂"大干四个月,奋战300万"劳动竞赛活动开展以来,以"提时率、降递减"为抓手,围绕全年6万吨措施增油任务,坚持"效益增     

曙光采油厂火驱显神威

从“骨头缝隙里剔出油水”，这句话足见火驱技术的威力。截至9月8日，在辽河油田曙光油田杜66块推广实施的火驱技术增油效果极为显著，区块日产油由102吨上升到353吨；单井日产油由0．5吨上升到3．0吨；累计增油18．3万吨。     

间歇注聚在孤东油田二区的应用

针对孤东油田二区Ng4-5矿场注聚井因井底附近聚合物滤积导致注入能力下降的问题，进行了间歇注聚试验并考察了注入压力与注入量、地层启动压力与地层吸水指数的关系。实施间歇注聚之后，截止到2007年12月底，该区累计增加注入量46254m^3，对应油井累计增油8042．5t，增注、增油效果显著。     

技术到位 稳油增效

河南油田采油一厂创新研究采油工艺技术体系,为稳油增效提供强有力的技术支撑。在老油田开发中,中国石化河南油田采油一厂充分发挥科研攻关作用,创新研究采油工艺技术体系,为原油生产提供了强大的技术支撑。2020年,通过攻关研究应用油井压裂、分层采油、稠油增产、酸化增注、化学封堵、高耗水条带深部调堵等技术,采油一厂油水井专项治理取得了显著成效,累计增油5.16万吨,增加注水51.48万立方米,降低无效产液13.91万立方米,节省电量803万千瓦时,节约作业成本1850万元。     

利用缩膨剂提高文东油田储层注水能力实践

文东油田由于储层具有低渗透、地层水矿化度高、粘土矿物含量高的特点,开发过程中水井高压欠注问题严重,普通的酸化难以达到降压增注的效果,因此,研究应用了缩膨降压增注技术。在文东油田4个区块的欠注水井实施缩膨降压增注技术8口,平均单井注水压力下降2.6 MPa,注水量提高23 m~3/d。对应油井累计增油量为510.4 t,平均单井增油63.8 t,取得了较好的效果。     

中国石油辽河油田形成高凝油开发技术体系

2013年10月24日，中国石油辽河沈阳油田日产油2629吨，持续保持平稳生产态势。中国最大的高凝油生产基地辽河沈阳油田，年产油由2010年的926万吨回升到2012年的97万吨，扭转了老油田产量逐年下降的趋势。     

大港油田改造老井储层“挖”出难采原油

55口井累计增产油气当量3.7万吨,完成年计划的123．51％大港油田石油工程院充分发挥技术优势,大力实施老井储层改造专项工程,让新工艺和新技术成为老井剩余储量挖潜的重要手段。截至11月20日,这个油田实施措施改造5S口井,完成计划的122．2％,累计增产油气当量37万多吨,完成年计划的123．51％。     

长庆彭阳油田综合治理措施提产

<正>截至5月8日,长庆采油九厂管理的彭阳油田已完成油水井措施121口,累计增油5 476吨,措施滚动提产效果明显。今年年初以来,长庆彭阳油田积极调整思路,坚持"精细管理、降本增效"的管理理念,统一协调管理,提高运行效率,措施工作顺利推进。彭阳油田加强欠注井治理,积极完善注采井网,有效提升地层能量;强化剖面治理,努力提高油藏水驱效率,有效降低油藏递减,确保持续稳产增效。     

酸化决策技术在孤岛油田的应用

孤岛油田每年约有60－70口油水井发生堵塞。为进一步改善解堵增注的效果，应用酸化解 堵决策技术。酸化解堵决策技术是应用模糊数学的方法诊断地层的伤害机理，用它来指导酸化解堵增注的选井、选层、施工是完全可行且十分有效 的。2001年1－10月份，共施工46井次，其中油井施工22口，累计增油19650t；水井施工24口，累计增注340254m^3，对应油井增油10207t。成功率87％，比没有使用酸化解堵决策技术提高了16％，有效期达到了150天以上，延长了48天，取得 了较好的效果。     

大庆上半年实现任务过半

大庆石油管理局狠抓老油田稳油降水、注水工作,使老油田的开发水平进一步提高,上半年生产原油2769.21万吨,占年计划的49.85%,实现了时间过半,完成任务过半。总结大庆油田30年来开发实践,他们感到注够水、注好水,是使油田实现高产稳产的一项     

安塞油田:吃干榨尽剩余油藏

正截至十月底,通过在剩余油藏攻关挖潜,2016年,长庆采油一厂管理开发的安塞油田已经累计增油近两万吨。随着对又一批30多口低产低效井的综合治理,安塞油田已全面打响剩余油藏开发的攻坚战。安塞油田依靠老油田精细管理和滚动建设,不断发展壮大,2015年年产量达316万吨。安塞油田具有典型的"低压、低渗、低丰度"     

大庆油田聚表剂驱分注技术增油1485吨

<正>2月17日,大庆油田采油四厂试验大队攻克三类油层聚表剂驱分注技术,应用一年累计增油1485吨、取得经济效益56.65万元。这标志着大庆油田三类油层聚表剂驱油试验获得圆满成功。     

哥伦比亚圣湖油田稠油油藏增产技术

针对哥伦比亚圣湖油田稠油油藏开发进入中后期,存在老井产量递减率大、新井产能不足、热采效果变差、高含水率井增多、增产措施效果不明显等问题,在通过室内试验优选发泡剂和氮气与蒸汽注入比的基础上,对泡沫调剖工艺和氮气辅助蒸汽吞吐工艺进行了优化;通过分析生产情况,制定了适应不同区块的稠油注汽转周最优时机图版;进行了高含水率水平井堵水试验。泡沫调剖8井次,平均单井日增油4.4 t,累计增油4 575 t,预计增油超8 000 t;氮气辅助蒸汽吞吐井11井次,平均单井日增油2.4 t,累计增油3 124 t,预计增油超5 000 t;Girasol区块实施优化转周后,周期递减率由18.5%降至15.0%,三个月累计增油5 680 t;A9井堵水后,含水率由100%降至65%,增油303 t。现场应用结果表明,以上增产技术措施适用于圣湖油田稠油油藏,应用以后存在的问题得到了解决,且增产效果显著。      

让天更蓝 水更清 家园更秀美 河南油田采油一厂推行清洁能源生产掠影

<正>河南油田采油一厂横跨南阳、驻马店两市四县境内,管理着4座大型联合站、78座集油(气)计量站和2456口油水井,担负着年产近100万吨的原油生产任务。35年来,该厂以"建设绿色油田,促节能减排,倡导生态文明,建设环境友好型社会"为重点,坚持"预防为主、超前预测、治理超前、奖罚兼重"原则,依靠科技进步,推行节能减排清洁生产,累计生产原油6000多万吨,21项油田开发管理指标名列全国前矛,创造了国内同类油田开发管理的超一流水平,1996年双河油田被命名为全国陆上"高速高效开发油田"。     

渤海油田注水井酸化效果预测评价方法

针对渤海油田注水井酸化低效的问题,以注水井酸化低效最为典型的SZ油田Ⅱ期注水井为例,统计注水井酸化60余井次,采用灰色关联度分析法进行渤海油田注水井酸化影响因素及预测评价方法研究。结果表明,渤海油田注水井酸化曲线类型主要归纳为戒下型、双台阶型、平均型、快速下降型等4种,以戒下型为主。其中,戒下型平均有效期最长,快速下降型平均有效期最短。从影响酸化增注效果的作业参数、储层参数和堵塞程度等因素出发,深入分析了各影响因素对注水井酸化增注效果的重要性等级,明确了注水井酸化增注效果的关键影响因素主要包括酸液类型及溶蚀解堵能力、酸化前视吸水指数、酸化半径、有效厚度、渗透率和孔隙度等,研究建立了酸化有效期、累计增注量预测评价分析模型。研究成果可用作注水井酸化效果事先预判和评价,有助于注水井酸化设计方案优化,延长酸化有效期和增加累计增注量,确保注水井酸化效果,助力渤海油田稳产3000万吨。      

河南油田聚合物驱技术

河南油田针对油藏规模小、井网不规划、储层非均质严重、油藏温度高、水驱采出程度高等特点。通过对合理流度比控制技术、产品评价优选与粘度稳定技术、井网调整技术和全过程调剖技术等关键技术的攻关,形成了适合河南油田油藏特点的高温厚油层聚合物驱油技术。从"九五"开始到2007年底,先后在15个区块实施聚合物驱,已累注聚合物干粉30 256 t,累积增油108×10~4 t,根据已转后续水驱6个区块计算,聚合物驱提高采收率6.05个百分点,吨聚合物增油71.0 t。聚合物驱产油量占河南东部稀油产量的31%,有效地抑制了特高含水期老油田的产量递减,为河南油田的产量稳定作出了显著贡献。