以技术创新推动华庆绿色油田建设

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华庆油田属于典型的致密性油藏,油藏储层物性差、自然能量开采产能小,注水开发单井产量低,安全环保政策要求高,压力大,投资回收期长,风险大.在开发过程中,我们通过技术创新,大力应用新工艺、新技术,在机械采油、油田注水、原油处理及集输、伴生气综合利用、产能建设及配套等系统中,探索出一套降低开发成本、提高资源循环利用、控制安全环保风险、实现节能减排的技术体系,为建设华庆绿色油田做好了保障.
其他文献
主要针对五里湾油田长6油藏非均质砂岩油藏开发过程中常规酸化导致含水上升较快的问题,研究并推广了暂堵和酸化一体化工艺技术.但随着油藏开发时间的延长,油层普遍见水,采液、采油指数下降,暂堵酸化工艺适应性变差,为此建议再次实施工艺改进,提出体积压裂技术。
数字化是实现油田提高生产效率、降低成本、控制用工总量的重要手段,也是支撑长庆油田大发展的重要事业.随着采油三厂数字化建设的不断推进,如何应用好数字化,降低生产安全风险,提高劳动效率,实现井站无人值守达到减员增效的目的是目前面临的一个关键问题.但目前正在建设和应用的数字化技术没有完全将井站日常工作取代,只是在数据采集、计量、安防和投球上采用了数字化技术,要实现无人值守就必须利用数字化技术将井站员工的
针对靖安油田大路沟一区注水井压力普遍偏高,注水困难,地层压力下降很快,水井增注措施有效期很短,明显地表现出储层伤害特征.通过对大路沟一区长2注水井注水高压原因进行分析,认为注入水质对地层的伤害才是大路沟一区注水压力高的真正原因.针对这一原因,根据表面活性剂的降压增注的机理,研发了注水系统降压增注的复合药剂ZJ-1减阻剂,并进行了现场试验应用,开展了区域性高压欠注注水系统的治理,取得了较好效果,为今
长庆油田现有大斜度井6800口,占总采油井数的20%以上.该类井的斜度大,井眼轨迹复杂,存在严重管杆偏磨问题,部分井还存在磨损与腐蚀共存现象,导致管杆更换频繁,采油时率低,时油田生产造成影响.另外,由于常规的扶正防磨措施对该类井况治理效果不显著,使大斜度井的偏磨问题成为长庆油田亟待解决的难题之一.本文针对这一现状,对大斜度井的偏磨机理进行深入分析,研究表明,井眼轨迹复杂,“拐点”多是导致管杆偏磨的
晚三叠世延长期,鄂尔多斯盆地为一大型淡水内陆湖泊,长7为湖盆的最大扩张期,是中生界重要的烃源岩分布区.随着姬塬油田近几年长8油藏的规模开发和勘探评价程度的不断深入,该区长7油层陆续发现多个出油井点,试油试采方面也取得了一定的突破,初步展现出良好的开发潜力,将成为后期该区增储上产的重要资源基础.
黄57区块长8油藏是姬塬油田近年采开发的主力油藏,属三角洲前缘水下分流河道沉积,构造为一平缓的西倾单斜,通过划分四类流动单元,建立了三维精细地质模型和数值模拟模型,使水平井参与建模,在储层分类基础上,进行了综合油藏工程评价,分析了水平井区见水规律及渗流场特征,开展各类储层开发技术界限研究,制定了黄57区长8油藏开发技术政策及调整方案.
姬塬油田三叠系延长组长9储层砂体发育,是姬塬油田近年开发的新层位.针对该层系埋藏深、物性及含油性变化大,测井响应特征复杂,单井产能较低等特点,着重分析姬塬油田黄240区块长9油藏的储层特征和富集规律,针对单井产能整体较低的现象,从储层物性、构造、隔夹层及底水发育状况、储层改造等方面,对产能的影响进行分析研究,为下步更好的提高长9油藏产能提供一定的依据.
谷104长63油藏投产初期递减大,综合含水高,单井产能低,同时注水敏感性强,见水井比例高,油井见水速度快,稳产难度大;本文深入研究见水井见水特征机理研究,找出含水上升的主控因素,制定相应的技术对策,同时开展见水井、高含水井治理措施试验,为谷104区高含水井治理提供技术指导,恢复油井产能,为油田长期稳产提供开发经验.
本文针对彭阳侏罗系油藏的开发特点,结合油藏地质资料研究,利用油藏工程及注采调整方法,总结该油藏合理的开发技术政策及注采调整技术,有效提高了该油藏的开发效果,为同类油藏的稳产提供可借鉴的依据.
薛岔作业区吴410区以及谷104区块自2009年投入开发以来,随着开发时间的延长,累计采出程度的不断增加,油藏自然递减逐步加大,供液能力逐步变差,为了进一步挖掘油藏潜力,提高单井产能.近年来,薛岔作业区加大措施力度,措施井数逐年增多,目前在措施方式上坚持多年成熟技术“酸化、压裂、化学堵水”,措施有效率高,增产增注效果明显.本文将对薛岔作业区2012年来措施效果进行深入剖析,寻求更好的措施手段及选井