黄河口治理与泥沙利用在胜利油田开发中的作用

黄河口治理与泥沙利用在胜利油田开发中的作用

戴清1胡春宏

摘要

胜利油田地处黄河尾闾，渤海之滨，主力油区位于黄河两岸。为保护胜利油田的安全生产，在修建大量的引黄取水工程、修筑海堤、治理黄河、油区防

洪排涝的实践中，通过利用水力插板、引用高含沙水和加固加宽堤坝等技术，

逐步形成了引黄取水、堤坝建设、黄河口治理三个方面的水利工程建设模式，

既充分利用了浑水资源，又合理地安排了泥沙，本文介绍了上述工程模式的基

本内容和工程实例。工程实践证明有较好的经济效益、社会效益及环境效益。

一、前言

胜利油田是祖国大陆地区我国第二大油田，目前共有油井1.7万口，原油生产能力为2650万t，工作区域面积4.4万km2，分布在山东省的8个地区(市)28个县（区）。主力油区位于黄河入海口两侧，黄河洪水、内涝积水、风暴潮时的海水、黄河断流造成的严重缺水，使油田面临水旱灾害的严重威胁。在水灾方面，由于黄河河床淤积抬高速度加快，主河槽严重萎缩，形成小流量—高水位—大灾害的防洪局面，小水成大灾的防洪形势对胜利油田的生产与开发所产生的威胁越来越大。胜利油田面临渤海，海陆交接地区也是油田重要的生产油区，为防海潮侵袭，胜利油田已完成了100多km的防潮海堤，建设、维护和防守海堤的任务十分艰巨，一旦发生风暴潮，防洪安全仍很难保证。油田所处地势平坦，排水河道不畅，雨季内涝成灾的状况也时有发生。因此，胜利油田所处的黄河三角洲地区，海水、河水和雨水都对油田构成了十分突出的水灾威胁。在旱灾方面，黄河三角洲地区，除西部少数地区外，绝大多数地区地下水矿化度高，不能饮用，工业、农业和生活用水主要依靠黄河水，除农业以外，油田每天用于工业（包括油田注水）和生活的用水量近100万m3，每年需要用水总量为7-10亿m3。油田经过多年来水利工程建设的实践，已初步形成从引水、沉沙、蓄水到供水基本配套的系统工程，水库容量总计达4亿m3，在黄河正常来水的情况下，油田已建的水利工程能够满足正常需要。但是，由于黄河水资源总量严重不足，且沿黄两岸属干旱少雨地区，随着经济的发展，沿河引黄取水能力迅速增大。造成下游黄河断流时间越来越长，来水量急剧减少，对油田的生存和发展构成极大的威胁。为解决河口地区的用水问题，必须尽快扩大引黄工程规模，同时实现由冬季引水向下季（汛期）引水时机的转变，即面临着必须提高引水能力、增大蓄水能力、同时要解决汛期快速引用含沙量较高浑水的工艺技术等诸多问题。

1中国水利水电科学研究院

胜利油田开发中一方面要修建大量的引水取水工程，一方面又要承担修建海堤、黄河治理、防洪排涝等多方面的任务。实践中，胜利油田逐步形成和发展了以引黄取水新模式，堤坝建设新工艺，黄河治理新途径为主要内容的胜利特色水利工程建设模式。利用黄河水沙自然规律解决油田面临的水旱灾害问题，不仅缓解了油田自身的各种矛盾，对于缓解黄河下游地区水旱灾害问题具有十分重要的现实意义。本文将对胜利油田水利工程模式及所采用的技术加以介绍。

二、治理模式

1.引黄取水系统工程新模式

黄河水从引黄闸流出坝外，经过引黄干渠进入沉沙池，澄清之后进入水库。引黄闸、引黄干渠、提升泵站、沉沙池、水库共五个部分组成了引黄取水系统工程。针对现有引黄取水系统工程存在的问题，分别对这五个部分进行重大的技术改进和创新。形成了一套引黄取水系统工程新模式。新模式由水力插板引黄水闸，复式断面输水渠，水力插板浮动泵站和沉沙与蓄水两用水库组成。传统模式和新模式对比如图1所示。新模式综合经济效益包括：（1）工程总造价降低70%；（2）引输高含沙量黄河水渠道不沉沙、不清淤；（3）从根本上改变了平原水库的建设方式，在沉沙的同时，水库容库加大，安全蓄水条件得到改善。

2.堤坝建筑新工艺

按传统模式在软地层上（泥质、沙质地层）建筑堤坝，工程建设投资大，平时维护工作量大，洪水到来时防守难度大，年年水灾不断。针对这种情况，胜利油田创造了两种特殊类型的堤坝。一种是利用黄河水中泥沙多的特点，通过建造“人造小黄河”的办法引导黄河水自流沉沙造坝，生物植被作为堤坝的防护层，目前已广泛运用于建设平原水库和加固黄河大堤的工作中。另一种是把石油工业中的一些专业技术与堤坝建设的需要结合起来，形成一种水力插板永久性堤坝。这种堤坝具有插入地层深度大，抗水毁能力强，施工速度快，工程投资省，平时维护工作量小等特点。它以其独特的施工方式和明显的经济效益在水利工程和基建工程建设中得到迅速的推广应用。两种模式堤坝对比如图2所示。

图2 传统模式堤坝（上）与水力插板（下）堤对比

图1 引黄取水系统工程传统与（上）新模式（下）对比

黄河治理新途经

黄河下游地区治理黄河的主要工作是两个方面：一是为了解稳定河势修建加固控导工程堤坝；二是挖河固堤，变黄河为相对地下河，增大安全行洪能力。胜利油田在治理黄河工作中，一方面试用水力插板堤坝代替传统的控导工程堤坝，达到了稳定河势的目的。另一方面，针对黄河在大堤内是“二级悬河”，在大堤外是“地上悬河”这一特殊自然规律所具有的势能优势，把引黄取水与挖河固堤科学地结合起来，把黄河大堤外的引水沉沙条渠连接起来，变成连续的“人造小黄河”，造成一个平时三河流水、洪汛危急时刻三河入海的格局。实现（1）引黄取水清水直接进入渠道；（2）泥沙排列在黄河大堤外侧；（3）引黄闸分洪削峰。通过引导黄河水顺堤沉沙这一项措施，同时达到引黄取水、加固堤坝、分洪减灾三个目的。最终实现黄河下游分洪分输的治黄目标。用水力插板堤坝控导工程稳定河势和引水输沙加固堤坝工程实施状况如图3、4所示。

图3 稳定河势—水力插板堤坝用于 图4 挖河固堤—胜利油田引水输沙 黄河控导工程 加固堤坝工程实施状况

三、采用的技术

1．水力插板技术

水力插板是利用高速水流切割地层，滑板滑道导向定位将事先预制好的钢筋混凝土插板插入地下，板间纵向水泥浆灌缝，顶部圈梁整体连接的方法，形成独特的工艺特点。并解决了陆上施工及水上施工作业问题。插板类型有十余种。最长板长近20 m，板宽1-2 m，板厚0.2-0.4 m。已应用到黄河护岸堤、海岸防潮堤、水库围堤、水库防护堤、停船码头、引水渠道、水闸、涵洞、?渡槽、公路桥、泵池、泵前池、污水处理池、地下水库等多类工程中。现已建成各类工程有五十多处[1]。其综合经济效益包括（1）运用水力插板建设工程省掉了传统的基础施工中打降水、开挖基础坑、打基础等大量的工作量，因而具有施工速度快，能够大幅度降低造价的特点。（2）水力插板工程具有整体性能好、基础进入地层深度大、抗水毁能力强的特点，同时减少了大量抛石维护加固的工作量。（3）水力插板工程具有预制化程度高、施工适应范围广的特点，特别是在水中施工，在原有高大建筑物旁边施工，运用水力插板工艺技术具有特殊的优势。

2．引用高含沙水技术

引黄取水技术具有如下特点，增大渠道输水输沙能力，减少渠道淤积，综合利用水资源，使沉沙与蓄水之间的关系向良性方向发展，并且施工简便、周期短、节省投资、减少占地。

①水力插板式滩唇进水闸

利用黄河是二级悬河的自然规律，在滩唇上建闸自流引水替代传统的泵船取水，减少一级提升的运行费用，这种进水闸工程的建设采用了“水力插板”技术，适用于修建在由细泥沙组成的基础上（或软基上），如在黄河下游、河口地区等类似区域。

②水力插板式浮动抽水泵站

这种浮动泵站与传统的固定式泵站不同之处主要有两方面，一是利用水力插板建造泵池及前池，二是水泵安装在可上下浮动浮箱上，电机与水泵之间实现最短距离连接。运行上具有平稳，震动小，节电的效果。通过水泵开动所产生的水动力，可使浮箱之下的河床产生冲刷，随着水泵抽水流量的不同，整个浮动泵站可上下浮动，运行平稳，在低水位运行时，可以提高输水渠的水流速度，从而增加水流输沙能力，以适应引用含沙量较高浑水的需要。提升能力为20每秒立方米的浮动泵站现已建成了四座。

③复式断面输水渠

输水渠采用的是复式断面渠道，利用复式断面的小水归槽，大水漫滩的特性，适应于流量变幅较大，且含沙量较高浑水的输送，通过冲刷最终将形成“U”形稳定断面，渠道沿程基本不砌护，并与浮动泵站相配合，可增加过流能力，提高水流速度，增强输沙能力、产生冲刷，减小清淤、节省施工投资的特点。

④沉沙与蓄水相结合的两用水库

从水利冲填及黄河尾闾导流束水攻沙和二级悬河的形成原理得到启发，提出了“沉沙造坝建两用水库”的新模式构思，将黄河水流泥沙运动的规律用于建设沉沙池和蓄水水库中来，一是对现有沉沙池进行改造，沿沉沙池围堤内侧，逐步修建一道平行与围堤的内堤，形成沿围堤的沉沙条渠，水流沿沉沙池转圈沉沙，泥沙淤积体沿沉沙池周边向前推进，大量沉沙的同时，加宽加固了围堤。二是通过修建两条平行的内外堤坝，四周形成环形沉沙条渠，中间是水库，这个环形沉沙条渠我们称其为“人造小黄河”，这条“人造小黄河”就象黄河一样，经过渠道引来的浑水通过泵站提升或自流沿程淤积成滩成槽，并不断向下输移。含沙量较高的浑水流过沉积泥沙，河床不断抬高形成一条宽大的堤坝，这个呈环形的沙坝正好形成了水库的外堤，中间成为蓄水水库。随着“人造小黄河”的逐步淤积抬高，水库库容也不断增大，既合理地处理了泥沙，又自然得到了蓄水水库，泥沙与建库相结合，水库立体发展，泥沙淤积越多，水库容量越大。

3．加固加宽堤坝技术

胜利油田创造了两种特殊类型的堤坝。一种是利用水力插板组成的挡水堤坝及控导工程的挑流丁坝。另一种是引黄河泥沙淤积形成的堤坝。根据工程实际需要，还可以将两者结合起来，迎水面采用水力插板，形成复合型堤坝。让黄河水通过建在滩唇上的水力插板闸或原有引黄闸自流到大堤旁边，在导流堤的控制下，水中泥沙顺堤沉积淤临、淤背加固堤坝，清水从引黄干渠流出供给民用。

淤沙固坝分为两类，一类是淤临沉沙。针对黄河在大堤之内是“二级悬河”的特点，让黄河水自流到大堤旁边，泥沙顺堤沉积加固黄河堤坝。同时清水从大堤上的引黄闸流出堤外供给民用。淤临沉沙工程一般由引水输沙渠提升泵站、沉沙渠道、退水建筑物、清水渠、截渗沟等组成。该技术在工程上考虑了初期引水利用水力插板在滩唇建闸问题，考虑了后期引水利用浮动泵站提水增加淤堤高程问题。另一类是通过建造“人造小黄河”的办法引导黄河水自流沉沙造坝，生物植被作为堤坝的防护层，由于河床体高于地面，又有淡水供给，芦苇生长异常繁茂，盘根错节的芦根自成了堤坝的天然防护层，增强了平原水库安全蓄水能力。目前油田已将这种堤坝广泛运用于建设平原水库大堤的工作之中。

三、工程实例及实践效果

上述技术已在河口三角洲地区得到了初步的实践，并取得了一定的效果，为今后进一步的推广应用打下的基础。以下将简要介绍各工程的具体情况。

1．四干渠—浮动泵站—广南2#沉沙蓄水两用水库

麻湾四干渠是东营市和胜利油田引水的一条重要输水渠道，麻湾引黄闸原设计流量60m3/s，增大引水流量95m3/s。1998年7月四干渠完成了扩建工程，上段渠道横断面为梯形断面，下段复式梯形断面，为配合浮动式泵站运行时取得较好的输沙效果，渠道修成土渠，并在沿途拆除节制闸及护桥底板。

渠尾设水力插板式浮动泵站，提水入广南2#沉沙蓄水两用水库。浮动式泵站进水池是用水力插板插入地下，再将泥土清出形成进水池。其剖面为矩形，尺寸为30.3×22.0×4.7m （长×宽×高）；底部高程-1.6m，顶部高程3.10m。浮动泵站采用三只浮桶，装泵8台，每台泵出水流量为3m3/s，总计24m3/s。设计浮动泵站浮桶上下浮动范围为2.0m。

广南2#沉沙蓄水两用水库，占地面积12km2，进口设计流量30m3/s，蓄水量可达780-2000万m3。采用周边“人造小黄河”经验，一次成形，滚动升高。横断面为复式断面，内堤与外堤内堤脚间距80m-150m 之间，中间河槽宽20m。外堤顶高程为5.60-5.65m，内堤顶高程为5.1-5.15m，外堤堤顶宽为5.0m，堤顶超高1.5m；内堤堤顶宽3.0m，堤顶超高1.0m，内外边堤坡均为1:3。

2．五干渠—耿井沉沙蓄水两用水库---浮动泵站—广南1#沉沙蓄水两用水库

曹店五干渠担负着近40万亩农田灌溉和向广南水库、耿井水库和南郊水库输水的重要任务。设计引水流量50m3/s，加大流量80m3/s。渠底坡降1/7000，设计水深2m ，渠道末端渠底高程0.05m。

耿井水库是胜利油田和市区供水的主要水源，原有1#沉沙池已经达到了设计使用年限，1998年初在1#沉沙池旁边原规划处，新建了耿井沉沙蓄水两用水库。沉沙池外围堤轴线长约5.5km，占地面积（包括围堤）约2.15km2。沉沙池外围堤为土坝，隔坝主要由水力插板连结而成。围堤与隔坝间距大都为120m，为转圈沉沙区。浑水经过转圈沉淀后，进入隔坝内的蓄水水库，设计水库容约400万m3。一级泵站装有5台泵，设计流量12.5m3/s，从五干渠提水。隔坝内蓄水水库的清水，经倒虹吸进入1#沉沙池的北副坝，二级泵站提升入耿井水库。

五干渠尾的广南水泵泵站分甲、乙两泵站，分别安装8台、6台轴流泵，每台泵设计提水流量2.5m3/s，设计扬程5.1m 。泵站前池设计水位0.5-2.2m，出水池设计水位6.2m。1998年为解决抢水任务，增加五干下游渠道过水流速，减小泥沙淤积，新建了侧向引水浮动泵站，浮动泵站布置在进水池内，装机8台，设计流量24m3/s，池顶顶高程为3.7m，池宽和长均为18m。池底为开挖原状土基面，底板不做护砌。提水入广南1#沉沙蓄水两用水库。

广南水库是胜利油田最大的平原水库库容1.14亿m3，1#沉沙池占地面积12.6km2，围堤总长16.7km，堤顶高程4.8-5.0m，堤顶宽3.5m，内外边坡均为1:3，沉沙池池底原地面高程2.0m左右，设计水位6.1m。沉沙池1996年加固加高进水渠坝，北坝西段、西坝，坝加高至5.5m左右。1997年6月对其进行了改造。采用“人造小黄河”方法，沿沉沙池北堤到西堤中部止，修建平行于外堤的内堤，泥沙沿四周转圈沉沙，北段2.5km 基本利用原来的输水渠，在原堤基础上加高加宽，内外堤间距约80m，北段后2.7km内外堤间距约150m。西边的北半段按设计断面施工，只是对沉沙池外堤加高加宽。加高后堤顶高程为5.5-6.0km。形成长约6.3km“人造小黄河”。经现场实际测量显示，泥沙按照1/7000的比

降有规律地淤积和不断向前延伸。改造后的两用水库设计蓄水能力2000万m3，淤沙容积3360万m3，使用年限30年左右。

1997年8月开始投入运行，经运用观测，一年总进沙量91.8万m3，“人造小黄河”内淤积量70.53 万m3，沿西坝南段向前又推进1km多。6.3km范围主槽纵比降1/7000。滩槽都有淤积抬高，横比降1/200[2]。“人造小黄河”滩槽分明，实现了输沙、滩槽滚动淤高设想。从工程投资方面比较，目前胜利油田按传统模式建设一个3000万m3水库，需要投资2亿元，平均每1 m3库容6.7 元。而采用“人造周边小黄河”的办法将广南1#沉沙池改建成一个2000万m3的水库，总投资660万元。平均每1 m3库容0.33元，经济效益十分可观，安全蓄水状况也得到改善。随着周边围堤的加固，蓄水水位抬高，可自流进入广南水库，节省了二级提升的运行费用。

3．滩唇水力插板闸----丁字路输水渠----浮动泵站—淤临沉沙条渠

丁字路输水渠南起黄河清六断面以下丁字路南端，进口泵船提水入渠，设计流量为10m3/s，由渠尾固定式二级泵站提水入淤临沉沙条渠。该项供水淤临工程建有场水船泵、输水渠、扬水站、沉沙区、调控建筑物、退水渠、截渗沟等一整套输、沉、调控等工程，工程年供水2亿m3，引沙170万t，沉沙池出口含沙量不大于2 kg/m3。沉沙池即淤临区，长9km，宽350 m，沉沙后的水通过输水渠送至罗家屋子取水闸。经改造在黄河取水口增建自流插板式取水口，在渠尾孤东围堤三号险工前二级泵站右侧增建浮动泵站，安装了8台，每台泵流量2m3/s，输沙干渠左岸拓宽，渠道形成复式过水断面，流量提高到约为25m3/s。沉沙条渠为黄河北大堤顺六号路延长堤段淤临条渠，淤临沉沙条渠总长约14.67km，平均宽约200m。地面高程2.0-3.5m，堤顶宽5.0m，边坡1:3。黄河该段以下滩地横比降大，北大堤临河根地势相对低洼，存在汛期漫滩顺堤行洪滚河决堤的危险。

“淤临沉沙”抬高了大堤临河堤脚地面，取得良好的效益。目前油田已建成顺黄河大堤条形沉沙池35.2km，总容量4068万m3，现已沉积泥沙1000万m3。

该工程位于黄河口上，北大堤以南，东大堤以西的黄河滩地，由扬水船自河道取水，经输水渠到沉沙池前的二级扬水站，再由扬水站扬水进堤前沉沙池。，其工程总体布置示意如图所示。

参考文献

1．何富荣、胡春宏，黄河下游水旱灾害治理措施的研究，泥沙研究，2000年第2期。2．张燕菁、胡春宏、戴清，“沉沙与蓄水两用水库”模式的研究，泥沙研究，2000年第2期。

义东油田注水总结报告

义东油田注水总结报告 发表时间：2019-10-24T15:53:51.567Z 来源：《科学与技术》2019年第11期作者：赵睿隋红臣李君伟谭永静 [导读] 以经济效益为中心，寻找节能潜力点，提高注水系统效能。积极摸索推进注水站经济运行管理，建立“三清”、“五定”台账，确保注水泵长期在高效区运行。 胜利油田河口采油厂 一、基本情况 注采805站主要管理着义东油田大81-4块、义东11块、义东301试采、义东34四个复杂断块油田，现有注水井19口，目前开井15口，其中分注井6口。注水站1座，配水井4座。 2016年1-12月地质配注68.8540万立方米，实际注水5.698万立方米，完成配注任务的82.8%，目前实际日注水平1732立方米。 注采805站2016年注水工作精细注采管理模式，加强水井分类治理，分井调控工作量。以注水“三率”指标为导向，抓水井配注完成率，确保水井注够水，注好水。以经济效益为中心，寻找节能潜力点，提高注水系统效能。积极摸索推进注水站经济运行管理，建立“三清”、“五定”台账，确保注水泵长期在高效区运行。注水经济指标同比明显上升，水井配注完成率82.9%，层段合格率74.5%，注水系统效率54.5%。 二、节能挖潜，增质提效 自2015年义东注完善分压注水系统，进一步细化注水压力分级，实现高中低压分级注水后，节能效果良好。2016年我站继续寻找潜力点，完善分级注水系统。 YDD81-X73注水井注水油压只有1.3MPa，该井在去年改造期间处于动态停注阶段，开井后油压稳定，并且改至掺水系统的注水井YDD81-17已动停，掺水泵有能力满足YDD81-X73注水井注水量。3月份，组织改造YDD81-X73掺水替代注水流程。

堵水调剖技术在胜利油田的应用与发展

胜利油田有限公司2000年堵水调剖技术总结 胜利油田有限公司开发处 2001年7月

一、2000年堵水调剖工作量完成情况 2000年度在集团公司和管理局领导的关心指导下，我们在堵水调剖技术上加强管理、整体规划、科学运行，成立了胜利油田有限公司“堵水调剖项目组”，堵水调剖工 作实行目标化管理，由开发管理部有关科室协调运行。各采油厂成立相应项目组，项目 组下设“地质、工艺方案组”、“现场运行施工组”、“堵调质量监督组”、“堵后管理组” 和“效果分析评价组”共5个专业职能组，分工负责堵水调剖各方面工作。并不断进行 新技术、新工艺的研制与推广应用，使堵水调剖工作得以顺利开展，并取得了较好的 成果。 2000年各采油厂在控制成本上升、减少措施工作量以及随着油田含水逐渐上 升堵水难度越来越大、重复堵水效果逐渐变差的情况下，全局共实施油水井堵水调 剖900井次，当年累计增油38.71万吨，平均单井次增油364吨，取得了很好的效 果和效益，堵水调剖工作量完成情况详见下表： 2000年堵水调剖工作量及效果统计 2000年共实施堵水调剖900井次，累计增油38.71万吨，累计降水143.18万立方米。其中油井化学堵水（包括高效堵水和防砂堵水）实施217井次，对比165井次，有效129井次，有效率78.2%，累计增油8.49万吨，平均单井增油515吨；油井机械卡封堵水241井次，对比201井次，有效151井次，有效率75.1%，累计增油9.37万吨，平均单井增油

466吨；氮气调剖实施21井次，对比21井次，有效18井次，有效率83.0%，累计增油0.8857万吨，累计降水4.32万立方米；干灰堵水实施84井次，对比75井次，有效59井次，有效率78.6%，累计增油3.7万吨，累计降水17.6万立方米。水井调剖337井次，对比601井次，有效451井次，调剖有效率75.0%，对应油井累计增油16.27万吨，累计降水76.2万立方米，平均井次增油271吨,平均单井次降水1268立方米。 二、2000年堵水调剖技术的开展 1、制定了标准，为提高堵剂质量奠定了基础 编写制定了行业标准，“颗粒类堵水调剖剂性能评价方法”和管理局标准“冻 胶类堵水调剖剂性能评价方法”都已发布应用。管理局标准“颗粒类堵水调剖剂通 用技术条件”和“冻胶类堵水调剖剂通用技术条件”，已通过审查。 通过标准的制定，为规范我局堵水调剖剂市场和提高质量、把好源头奠定了基础。 2、深化油藏研究，优化制定堵调方案 胜利油区油藏类型复杂，含油层系多，经过多年高速开发，剩余油分布零散， 油层非均质程度高，层间、层内矛盾十分突出，由于长期强注强采，油层物性发生 了较大变化，普遍存在大孔道，增加了堵水调剖难度，因此加强油藏地质研究，深 化对油层的再认识，对提高堵水调剖成功率至关重要。主要加强如下几个方面的研 究工作： (1)、根据测井和地震的资料，综合分析，对油藏进行静态描述，进一步搞清层 系划分、油藏剖面、油层物理参数和井间连通情况、构造动态等。同时对油田开发 的动态进行历史性分析，进行油藏动态描述，进一步搞清分层采出程度、地下流体 饱和度，为堵水调剖方案的制定提供科学依据。 (2)、加强对油藏动、静态资料的监测和录取，增强对油藏的再认识，摸清剩余 油分布规律。树立油藏和工艺经营的观念，提高措施方案的准确性和经济性。 (3)、认真做好吸水剖面资料测试，充分利用吸水剖面资料，分析研究纵向渗透 率差异和吸水差异。采取有效措施，调整注水井本身的吸水剖面，提高了水驱波及 体积及纵向上油藏的动用程度。 (4)、PI决策技术和RE决策技术：积极推广应用PI决策技术和RE决策技术，对整体堵调区块进行优化决策，提高了方案的科学性，并与剩余油研究成果和油水

2009胜利油田开发技术座谈会材料9

加快推行一体化治理 努力提高老油田水驱采收率 胜利油田分公司东辛采油厂 2009年2月2日

加快推行一体化治理 努力提高老油田水驱采收率 编写：隋春艳牛拴文徐赋海马来增 路智勇董福生颜春者卢惠东初审：赵明宸 审核：马代鑫杨勇 2009年2月2日

目录 前言： (1) 一、广利油田影响采收率的因素 (1) （一）概况 (1) （二）开发简历及现状 (1) （三）存在问题 (2) （四）莱1断块综合调整的启示 (3) 二、广利油田一体化治理的做法 (4) （一）改善源头水质，减缓水质腐蚀 (4) （二）精细地质研究，二次完善注采井网 (8) （三）科学配注，启动调水工程，提高注采比 (10) （四）加强工程技术配套，实施治理一步到位 (11) （五）强化注采动态调配和现场注采管理 (12) 三、广利油田一体化治理的效果及认识 (13) （一）一体化治理的效果 (13) （二）一体化治理的认识 (15) 1、精细油藏描述、找准剩余油是一体化治理的基础 (15) 2、改善注水水质是一体化治理的前提 (15) 3、技术进步是一体化治理的关键 (16) 4、精细管理是一体化治理的保障 (16) 5、一体化治理是提高老油田采收率的重要手段 (16) 四、推广一体化治理的部署安排 (16) （一）东辛油田推广一体化治理开展的前期研究工作 (17) 1、断块油田精细地质研究 (17) 2、水质腐蚀机理及稳定技术研究 (18) 3、开展欠注层改造技术研究，提高潜力层储量动用程度 (20) 4、开展大压差井分层技术研究，提高层间差异大井的动用程度 (21) （二）东辛油田中部断块区一体化治理部署 (22)

油田注水技术及发展现状

45 1?概述 为实现精细注水、降本增效，油田开发工作者对注水工艺方法不断探索和研究，取得了较好的效果，为油田提高原油产量、保障国家能源供给安全作出了巨大贡献。 本文以国内主流注水工艺技术发展为主线，介绍了技术开发背景及特点，预测了技术发展趋势。 2?注水技术现状2.1?技术背景 注水工艺开展初期，受管柱及技术限制，以笼统注水工艺为主，即直接从油管内往地层注水，在井下不予控制、自然分流，仅可在地面控制单井总注入量。由于各开采小层渗透率差别很大，注入水往往沿高渗透率层推进速度较快，“单层突进”现象严重，导致油井产液含水率增高，无效注水增多。这个严重缺陷客观催生了分层注水工艺的发展。 分层注水即在井下安装封隔器、配水器等工具，从油管内往地层注水，不仅可以在地面控制单井总注入量，还可以调节、控制井下每个地层的注水量。分层注水可缓解层间矛盾，均衡注水，达到精细化管理注水的目的。我国油田大部分采用分层注水方式，尤以大庆、胜利等东部油田开展工作较早。 2.2?传统分层注水主要形式 （1）油套分注。这是最简单的一种分注方式，即从油管、套管分别往地层注水，在地面分别控制油管、套管的水量，即可对地层注水量进行控制。油套分注井下工具结构简单，易于实现，但仅能实现两层分注，驱油效果有限，已逐渐被淘汰。 （2）偏心注水。这是目前国内技术最为成熟、推广使用面积最大的一种分注方式。偏心注水工艺需要在井下油管上安装封隔器、偏心配水器等工具：封隔器胀封后，实现对各个地层的隔离；每个地层配水器内偏心安装有可投捞的堵塞器，堵塞器内安装有水嘴。由于偏心配水器中央通道直径为46mm，仪器、工具外径小于44mm即可通过，故理论上分层数不受限制，但两层之间不宜过于细分，小于5m的相邻层段会导致座层识别、操作困难。 偏心注水早期采用投捞堵塞器、人工更换不同孔径的水嘴的方法进行流量调配，费时费力，效率低下，已被淘汰；后期采用可调堵塞器，仪器井下与堵塞器进行对接，通过电机调动水嘴，使其开度发生变 化，从而实现分层流量调配。这就是高效测调技术，最早在大庆油田推广应用。 （3）空心注水。这是胜利油田应用的一种分注方式。与偏心注水工艺不同的是，每个地层配水器中央通道内安装有可投捞的配水芯子，配水芯子从上至下外径依次减小以便投捞。配水芯子内安装有水嘴，早期人工投捞测调的方式已被淘汰，后期采用可调配水芯子进行分层流量调配的方式目前仍在使用。 空心注水的优点是易于对接，在斜井上应用优势明显，单层注水量大；缺点是投捞负荷较大、橡胶密封件易脱落，分层数少，最多为4层。上述问题导致空心注水技术仅在胜利油田使用，其他油田很难推广，但空心易于对接的优势还是值得肯定的。 （4）同心注水。近些年同心注水技术得到了迅猛发展，并在国内部分油田推广开来。其主要特点有：可调配水芯子与配水器一体，免投捞，测试工作量和工作强度大幅下降；配水芯子位于配水器中央通道，易于对接，在斜井上应用优势明显；中央通道内可通过外径小于44mm的仪器、工具，水井分层数与偏心注水相当；单层注水量可达到空心注水水平，适用面广泛。 2.3?智能注水 智能注水的技术路线是在井下放置带有电机驱动机构、流量测试单元、通讯控制电路等的智能配水器，与地面通过单芯铠装电缆进行有线通讯。井口地面系统通过物联网、移动通讯网络将井下数据传输至终端，进行远程控制和处理。智能配水器可根据远程终端的指令，控制电机转动调节水嘴开度，满足配注方案要求。此外，智能配水器能在无其他仪器参与的情况下实现验封测试功能，大大减少了水井常规测调、验封测试的成本，还能实现注水数据的长期动态监测，对于保证注水驱油效果意义重大。 智能注水较传统注水技术，优势比较明显，是实现智能化、数字化油田的关键技术。目前存在的缺点就是单层成本偏高、可靠性受电缆影响较大等。 3?结束语 油田开发后期，注水仍是提高原油采收率的主要措施之一。近期内，同心注水技术会逐渐取代偏心注水技术，在国内各大油田推广。当然，随着油田数字化、智能化技术的不断进步，低成本的智能配注技术会慢慢走上历史舞台，成为未来注水技术的主力军。 油田注水技术及发展现状 冯贵洪 贵州航天凯山石油仪器有限公司 贵州 贵阳 550009 摘要：本文重点介绍了油田注水工艺的现状及发展，并分析了各自的技术特点，预测了技术发展趋势。关键词：分层注水?高效测调?验封 Development?and?Present?Situation?of?Oilfield?Water?Injection?Technology Feng?Guihong Guizhou Aerospace Kaishan Petroleum Instrument CO.，Ltd.Guiyang ，Guizhou 550009 Abstract：This?paper?focuses?on?the?development?and?current?status?of?oilfield?water?injection?technology，and?analyzes?their?respective?technical?characteristics?and?forecasts?the?development?trend?of?technology. Keywords：Layered?water?injection；Efficient?measurement；Seal

海上油田注水新工艺

海上油田注水新工艺 邓燕霞胜利油田海洋采油厂 摘要：2007年以来，胜利海上油田水井以大通径防砂液控分层注水为主导工艺，分层测调工作易受管柱遇阻影响，不仅工作量大，而且导致各层吸水状况难以掌握，分层注水效果评价模糊。为改变这一现状，海洋采油厂联合采油院开展了空心分注管柱测调一体化工艺研究。至2009年底，海上116口注水井全部下入防腐油管，所用防腐油管类型达6种，以渗氮油管为主，渗锌、玻璃钢、涂料、钛钠米及内衬油管为辅。2009年5月水源井投产，目前开井2口，日产水量6000m3，占中心二号供水量的60%，出水温度84℃，海水矿化度3.3×104mg/L，海水与地层水混合液矿化度1.8×104mg/L，注入水矿化度的下降将缓解注水管柱腐蚀状况。海上油田今后发展方向是实现高效提液，注采工艺以提高单井液量（产能）为核心做好技术配套。 关键词：注水井；封隔器；分层注水；防腐油管；测调一体化 doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2012.3.004 胜利海上油田针对注海水管柱腐蚀结垢严重、测试调配工作量大、分层合格率低等问题，不断加大注水新工艺技术的应用力度，其目的是深化水井工艺技术配套，切实改善水井井筒技术状况，实现向地层注足水、注好水，为海上提液、提速开发夯实基础。 １存在的主要问题 １．１大斜度井封隔器分层合格率低 埕岛油田早期的空心单管分层注水管柱的封隔器采取液压卡瓦座封，大斜度井应用封隔器胶筒密封有效期短，在封隔器带反洗井通道，层间压差大的情况下，容易产生串层，分层可靠性低。2003～2005年验封26级封隔器，封隔器合格率仅为45%，封隔器胶筒密封有效期为1年左右。 １．２注海水为主导致管柱腐蚀结垢严重 埕岛油田转入注水开发阶段时，由于海水与地层水配伍性好，来源广、成本低，注水水源优先考虑污水，海水作补充。但油井分离污水量有限，埕岛油田一直以海水为主要注水水源。海水对管柱有强烈的破坏作用，由于海水高矿化度，注水管柱平均下井3.5年出现腐蚀穿孔，见表1；同时海水富含泥质，管柱内壁常形成致密垢层。管柱穿孔将直接造成封隔器不能坐封，分层注水没有保证；管柱腐蚀结垢极易导致测调工具遇阻，进而影响层段合格率。上述问题导致检管工作量激增，海上作业平台和费用压力巨大。 １．３水井测试调配难度大 目前采用的大通径防砂液控分层注水工艺，分层测试调配工艺繁琐，工作量大，施工风险大，成功率低（约50%），作业周期长且费用高。因此海上水井每年测调工作都很难完成，导致大多数水井 各层实际吸水情况不清，分层注水效果不明。 ２注水新工艺的应用 ２．１液控分注 针对大斜度井分层封隔器胶筒有效期短、封隔器密封与反洗井存在矛盾等问题，研究推广了液控式分层注水管柱，采用液压扩张式封隔器分层，地面控制井下多个扩张封隔器胶筒的胀开与收缩。在正常注水或停注但需要保持封隔器分层时，只要保持地面液控装置一定压力，液控扩张式封隔器就能保持胀封状态；需反洗井时，地面液控装置泄压，液控扩张式封隔器胶筒收缩，形成反洗井通道，实现全井筒反洗井。该管柱验封测试封隔器密封良好，自2006年7月在CB1B-4井试验以来，到2009年推广应用55口井，占海上分注井数的53.4%。 液控分层注水工艺在2008年以前主要用于拔滤并重新防砂的水井，后经研究改进实现了不拔滤下液控分注管柱：①针对大刮管器易损坏防砂管，改用GX-T127小刮管器对防砂管通刮，去除内壁污垢；②针对液控封隔器坐封位置问题，考虑到在7英寸套管中座封注水时封隔器受力较大，确定了

孙梦茹---胜利油田二次开发实践与认识

孙梦茹：胜利油田老油田二次开发实践及认识 受国际金融市场急剧动荡、世界经济增长明显放缓的影响，国际油价大幅下跌。我国石油石化行业呈现增速明显放缓、价格急剧回落、效益大幅滑坡、经营逐渐困难的局面，未来行业发展形势不容乐观。在5月22-23日首届石油石化产业发展国际论坛上，来自行业内的专家学者纵论石油石化行业发展走向，为今后行业发展探路引航，以下是来自搜狐财经的现场报道。 胜利油田老油田二次开发实践及认识 作为我国第二大油田，胜利油田已经开发了45年，油区大多数主力油田相继进入“高含水、高采出程度、高剩余速度”三高开发阶段，原油生产呈现递减趋势，老区新增可采储量逐年减少，地面设施老化严重，油田高含水期开发矛盾日益凸显，老油田挖潜难度日益增加。面对严峻的开发生产形势，近年来，胜利油田通过加强基础研究和理论创新，转变开发调整思想，加大新工艺新技术的推广应用力度，强化地下地面一体化治理等工作，群面试时老油田“二次开发”工作，形成了适合胜利油田油藏特点的系列二次开发研究和配套技术。通过现场实施，取得显著成效，实现了新一轮有效开发，为老油田提高高采收率探索了一条新路。 一、胜利油田发展现状。 胜利油田地处山东省东北部的黄河三角洲地带。主要油区集中在东部的济阳坳陷及滩海地区和昌潍坳陷。截止08年底，探明油田70个，气田2之，累计探明含油面积27.99.65平方千米，探明石油地质储量48.34。探明天然气地质储量23.00.4。 胜利油田为典型陆相复式油气区，发育有构造、岩性、地层、符合油气藏四大类15种油气藏类型，具有“油藏类型多，构造复杂，油藏埋深分布广，储层、原油性质变化大”的特点。自1964年投入开发以来，胜利油田经历了稳步建产64-80年、高速生产81-87年、高速稳产88-95年、持续稳定发展96年到目前四个阶段。截止08年底，投入开发70个油田，动用地质储量41.54，现井网和工艺条件下标定技术可采储量11.69，标定采收率28.1%。08年油田年产油2774，累计产油9.36，可采储量采出程度80.1%，综合含水90.5%，剩余可才储量采油速度10.6%，总体处于“高含水、高采出程度、高剩余速度”三高开发阶段，主力油藏类型、开发单元的开发程度、采收率状况差异大。 二、老油田二次开发时间及认识 “九五”以来胜利大多数主力油田相继进入“三高”开发阶段，含水上升、递减加大、井况井网损坏加剧成为油田开发中的突出矛盾。面对矛盾和问题，近年来，胜利油田老油田开发的阶段特征，以科学发展观为指导，研究与实践并重，大力开展理论创新和科研攻关，在不断深化老油田潜力评价的基础上，研究调整政策，攻关技术手段，积极推进邮亭“二次开发”工作，实现了“三个转变”、“三个扩大”、“两个强化”，有效促进了老油田开发水平的再提高。 （一）深化高含水期油藏潜力认识，引领开发思路转变。

胜利油田下属公司大全

胜利油田下属公司大全 【分公司二级单位】 胜利采油厂东辛采油厂现河采油厂滨南采油厂纯梁采油厂临盘采油厂河口采油厂孤岛采油厂 孤东采油厂桩西采油厂海洋采油厂（港务管理处）新疆勘探开发中心油气集输总厂石油化工总厂海洋石油船舶中心物资供应处地质科学研究院采油工艺研究院物探研究院 经济开发研究院技术检测中心 【油田机关处室】 党委办公室党委组织部党委宣传部纪委（监察处）党委统战部局工会局团委局综合治理办公室机关党委(机关管理处) 局办公室（经理办室）政策研究室勘探处开发处生产管理部(生产管理处) 油气管理处石油工程技术管理处基建处设备管理处油地工作处科技处（技术发展处）经营管理部规划计划处规划计划部财务资产处财务资产部劳动工资处（人力资源处）法律事务处审计处 技术监督处安全环保处博士后科研工作站胜利海上监督处 【油田机关直属】 勘探项目管理部开发管理中心勘探监理部销售事业部财务监控中心定额价格管理中心 卫生管理中心公共事业管理部劳动就业服务中心油田物资稽查大队社会保险管理中心信息中心 档案管理中心老年管理中心地震台气象台浅海工程检验站普法办局属经济实体管理部 局卫生防疫站 【局属实体控股公司】 国际经济贸易公司(外事外经处) 胜利资产调剂租赁有限责任公司 胜利石化产品销售中心胜利环发实业公司 【管理局工程技术】 物探公司渤海钻井公司黄河钻井公司钻井工程技术公司塔里木胜利钻井公司地质录井公司 海洋钻井公司测井公司井下作业公司井下作业二公司井下作业三公司井下作业四公司 胜利石油化工建设公司胜利工程建设有限公司 【管理局生产保障】

胜利发电厂总机械厂电力管理总公司运输总公司供水公司胜大集团工程运输公司 【管理局社区服务】 孤岛社区河口社区滨南社区仙河社区胜中社区胜北社区胜东社区胜南社区临盘社区 【管理局科研文教】 钻井工艺研究院工程设计咨询公司教培处职工大学油田党校石油大学胜利学院山东胜利职业学院胜利日报社文化事业中心中心医院胜利医院车辆管理中心滨海公安局青岛疗养院北京办事处

油气田开发技术进展

油气田开发技术进展 一、油气田开发的过程描述 油气田开发是一个不断重复、完善、探索的过程，是极其复杂的科学探讨系统，其过程可以简单的归纳为以下几个方面： 一是地震勘探阶段：这个阶段人们通过投入巨大的资金发现油气藏。主要是通过打第一口探井，进行试井分析，初步落实油气藏； 二是评价阶段，通过获得评价井的资料，经过现代试井测试与分析，落实油藏储量、面积的大小和产能等。 三是投入开发阶段：主要是进行开发方案设计，部署开发井，大规模的投入石油开采。 四是调整阶段；主要是通过各种开发技术，不断的调整开发方案，获得最大产量。 二、油气田开发的特点 油气田开发具有如下的特点： 油气田开发是一个认识不断深化，不断改变油藏生产使之更符合生产的过程。 油气藏是流体矿场、必须将其作为整体来进行研究。 必须充分重视和发挥每一口井的双重作用即生产与信息的作用。 油气田开发是技术密集、知识密集、资金密集的工程。 三、我国油气田的基本特点（六类） 1、中、高渗透性多油层砂岩油藏---大庆

储层特点：渗透性好，层多、层薄 开发特点：合层开采、分层开采 2、稠油疏松砂岩油藏---辽河 储层特点：埋深浅、渗透性好 流体特点：流体粘度高、难于流动 3、裂缝--孔隙性碳酸岩底水油藏--华北 储层特点：存在裂缝、产量高 开发特点：水往裂缝中窜、采收率低 4、复杂断块油藏---华北 储层特点：储层小、储量低 开发特点：很难形成井网 5、低渗砂岩油气藏---长庆、四川德阳新场气体 储层特点：渗透率很低、自然产量很少 开发特点：开发前先进行压裂 6、裂缝--孔隙砂岩油藏---吉林油田 储层特点：既存在孔隙、又存在裂缝 开发特点：既要利用裂缝又要避免裂缝带来的危害。 四、油气田开发工程目前面临的难题 1、新发现的油田多为低渗透、难动用。 目前在东部和西部发现的油田中，一般都是低渗透、难动用的储量，目前新发现的油田，有80%以上都是这类储量。 2、老油田开发处于高含水期，含水率达到80%以上，有的达到90%

胜利油田介绍

https://www.wendangku.net/doc/463775589.html,/a2_82_05_01300000098168125413054963448_jpg.html?prd=zhengwenye_ left_neirong_tupian胜利油田 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司（以下简称：胜利油田分公司），主体位于黄河下游的东营市，油田机关位于东营市济南路258号，工作区域主要分布在山东省的东营、滨州、德州、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个市的28个县（区）。主要工作范围约4.4万平方千米，主体部位在东营市境内的黄河入海口两侧。自1978年以来，胜利油田共取得各类科研成果6129项，其中获国家级奖励102项，获省部级奖励596项，取得专利1333件，累计实施专利技术972项。胜利油田分公司严格按照公司法的规定规范运作，不断增强竞争实力和盈利能力，正逐步向决策科学、运作协调、管理严密的现代企业迈进。“十一五”期间，胜利油田以“共创百年胜利，共建和谐油田，共享美好生活”为目标，按照“三稳一保”的工作要求和集团公司整体部署，大力实施资源、市场和可持续“三大战略”，持续推进改革、管理、科技“三大创新”，全面推进党的建设、队伍建设、文化建设、民生建设、和谐环境建设等“五大和谐工程”，凝心聚力,向着科学发展、创新发展、和谐发展的 胜利油田是中国陆上第二大石油生产基地，自1961年发现、1964年正式投入开发建设以来，到2007年底，先后找到75个不同类型的油气田，累计生产原油9.08亿吨，生产天然气391.64亿立方米。胜利油田分公司现有油井22891口，开井17817口，原油年生产能力2700万吨。全油田平均综合含水率为90.34%，自然递减率14.7%，综合递减率5.83%。有气井371口，开井94口，年工业产气量7.84亿立方米；有注水井7455口，日注能力61.73万立方米,累计注采比0.79。拥有计量站2103座，注水站261座，联合站50座，年处理液能力3.25亿吨；接转站60座，年处理液能力7733万吨；污水站55座，年污水处理能力3.4亿立方米；原油集输管线2.09万条/1.28万公里；有93座海上采油平台，海底输油管线76条/144.4公里；形成了具有胜利特色的原油集输、脱水、污水处理配套技术。 2007年底胜利油田分公司下设21个二级单位，185个三级单位，1292个四级单位，分公司机关设15个职能处室，3个直属单位，有员工87379人，其中固定职工58526人，有高级技术职称2952人，中级技术职称8529人；所辖石油专业队伍中，采油队343个，稠油热采注汽队25个，采气队7个，输油（气）队88个，运输队4个；固定资产和油气资产总量为652.05亿元，其中油气资产净值548.26亿元；机械装备总量30792万台，装机总功率237.93万千瓦，平均设备新度系数0.39。 中国石化胜利油田有限公司于 2000年5月28日正式挂牌成立，为中国石化股份有限公司的全资子公司。是由胜利油田的油气勘探开发主体部分重组改制而成的。

胜利油田DSJ1注水设计

石油工程课程设计 （注水部分） 胜利油田DSJ-1注水工程设计 姓名：王志彬 班级：油工61105 学号：201161666 序号：27

指导老师：陈勇朱洲

目录 一.储层特征及潜在伤害因素分析 (1) 二.储层敏感性实验数据分析和应用 (3) 三.注水水质标准确定 (9) 四.结垢预测 (12) 五.油田注水水质处理 (15) 六．结论与建议 (17)

一 .储层特征及潜在伤害因素分析 1.储层地质概况 DLJ油藏地处山东省临邑县北部的DLJ地区，面积为22.14km2。构造上位于惠民盆地西部临邑大断层下降盘的DLJ断块区，其东北部紧邻临13、临9断块区，西部和盘河断块区相连，南部为临南洼陷。DLJ断块区属于典型的与临邑大断层伴生的逆牵引背斜构造，是一个被断层复杂化了的背斜，其上被断层分割成了许多小的断块区。DLJ油藏主要的含油沉积地层由下到上分别为：下第三系沙河街组和东营组、上第三系馆陶组和明化镇组以及第四系平原组，其中，沙河街组由下到上分为沙四、沙三、沙二、沙一四个段，东营组从下到上分为东二、东一两个段，馆陶组自下而上分为馆三、馆二、馆一三个段。本区主要有河流、三角洲和湖泊三类沉积体系。其中馆陶组主要发育有河流沉积体系；东营组主要有三角洲和湖泊两类沉积体系；沙河街组主要发育有三角洲沉积体系。 2.储层基本特征 2.1.储层岩性特征 根据对DLJS 2上、S 2 下储层岩石的全岩和粘土矿物X衍射分析，认为DLJS 2 上储 层是以石英砂岩为主的细砂岩，S 2 下储层是以斜长石为主的细砂岩。 由粘土矿物X衍射和扫描电镜分析可知，DLJS 2 上储层填隙物为泥质和方解石，泥质成分主要为高岭石和伊蒙混层，次为绿泥石和伊利石，填隙物主要分布于粒 间孔中，少量分布于颗粒表面；DLJS 2 下储层粘土矿物含量少，主要为书页状高岭石，叶片状绿泥石，次为伊蒙混层和少量的伊利石，主要分布于颗粒表面和粒间孔中。粘土矿物分布见表4-1 表4-1（1） DLJ储层岩石矿物组分数据表

胜利油田的由来

胜利油田的由来 胜利油田，是在我国华北地区20世纪50年代早期找油的基础上发现和发展起来的。上世纪50年代末和60年代，石油勘探队伍在茫茫的荒碱滩上艰难跋涉，经过8年多的地质普查和油气勘探，相继在山东省境内的东营地区获得了突破性的重大发现。 1961年4月16日，钻井队在东营村附近打成“华八井”，获得日产8.1吨的工业油流，油田由此诞生。 1962年9月23日，在这一带又打出了一口“营二井”，获得日产555吨的高产油流。这是当时中国日产量最高的一口井，胜利油田始称“九二三厂”，就是为了纪念这个喜庆的日子。 1964年1月，国家正式批准在这个地区开展大规模石油勘探开发会战，一些来自国内各地油田的石油工人，同原坚持在这里工作的石油勘探队会师，开始了大规模的石油开发。1965年春，在当时的山东省垦利县胜利村附近打出了中国第一口千吨以上的高产油井。因此，“九二三厂”又改名为胜利油田。 40多年来，胜利油田已累计找到60多个不同类型的油气田，累计产原油7．2亿多吨，约占中国原油生产总量的五分之一。为中国的经济建设提供了大量的能源，为国民经济的发展做出了重要贡献。 经过40多年的开发，特别是20世纪90年代以来，这里的主力油田开发进入了“三高”(高含水、高采出程度、高采油速度)开发阶段，但胜利油田实现了持续稳定发展。根据专业人士分析，按当前的资源评价方法，还有许多未知或知之甚少的领域。随着勘探水平的提高，探明储量必然呈上升趋势，按目前的开发技术水平测算，随着开发技术和工艺水平的提高，采收率会有新的提高。现在，胜利油田在油气开发上正努力实现六个转移，即油藏管理方式由生产管理型向经营型转移；滚动勘探开发向采用新技术、寻找隐蔽型转移；老区“控水稳油”工作重点由油井向水井转移；油藏挖潜对象向老区剩余油及低品位储量转移；产能建设重点由陆地向滩海转移；有条件的油田从二次采油到三次采油转移。胜利油田多层次、全方位地推进科技进步，在不同油藏广泛应用控水稳油、稠油热搜、精细油藏描述、定向井钻井、水平井钻井、测井、射孔等高新技术。与此同时，胜利石油管理局积极走出家门、国门，努力开拓国内外油气市场，寻找新的资源接替阵地。在国内，透过“挥戈”西进，承包了新疆和田地区的探区，目前已发现多个有利构造，展开了重点勘探。在国外，积极参与了秘鲁、加拿大、土库曼斯坦等国家油气资源的开发。

胜利油田开发技术座谈会相关材料

一、前言 临盘油区位于济阳坳陷惠民凹陷西部，包括临邑洼陷带、惠民中央隆起带和惠民南斜坡三个次级构造单元，勘探开发面积3100平方千米。 临盘油区内断裂系统异常复杂，受多期构造运动、区域走滑和伸展应力机制的共同作用，断裂活动频繁，断层大量发育。初步统计，临盘油区四级以上的断层有200余条，加上五、六级断层达700余条。在中央隆起带上，每平方千米断层达3条之多，平均单井钻遇断点3个，多则达7个以上。 图1-1临邑洼陷沙三段构造图凹陷主体要紧受近东西向断层操纵，在断块活动过程中还大量形成了北东向断层，依照断层平面展布和组合特征，可分为帚状断裂系、棋盘格式断裂系、平行断裂系等三种形式。

区内断层剖面组合形态也复杂多样，要紧有马尾状、羽状、阶梯状、卷心菜状和“y”字形等多种形式。 受多期构造运动的阻碍，断裂体系具有多期性和继承性。断裂大小不一，具有明显的级序性，依照断层的规模和对构造、沉积及油气的操纵作用，将断层划分为六级。一、二断层要紧为控凹（或洼）断层，三、四断层要紧为控带或控块断层，五、六级断层则起复杂构造形态和油水关系的作用。 临盘油区断裂体系不仅操纵了断块的成藏的过程，还操纵了断块油藏的复杂程度，油区已探明的储量中，断块油藏储量占94%。在已开发的416个含油断块中，含油面积小于0.2 km2断块217个，大于1.0km2的断块仅46个，平均断块含油面积为0.29 km2。 因此在临盘油区对断裂系统的刻画描述不但关系着勘探工作的成败，而且严峻阻碍着开发效果，它始终是地质工作的中心任务之一。 二、精细刻画断裂系统的做法 临盘采油厂从实际地质情况动身，在长期工作中总结了一些刻画断裂系统的做法。其内容要紧是以三维地震为载体，以DISCOVERY一体化描述平台为手段，充分利用钻井、测井、生产动态资料，通过精细三维地震解释、成因演化研究、生产动态分析来刻画断裂系统，要紧分六个环节（见图2-1）。

胜利油田老油田二次开发实践及认识

胜利油田老油田二次开发实践及认识 首届石油石化产业发展论坛于5月22-23日在北京召开。本次论坛的目的在于为政府与企业、企业与企业之间搭建一个交流平台，使石油石化企业能够准确了解在世界经济动荡形势下，本行业、本企业的优势和劣势，尽早制定出趋利避害的发展战略，实现自身持续、稳定、健康发展。凤凰网财经进行全程图文报道。 主持人：今天下午的主题是：油价走低时勘探开发领域的应对之策。 我是来自中国石化[0.00% 资金研报]石油勘探开发研究院的副主任。首先有请中国石化胜利油田分公司，他们原定的发言是副总经理毕义泉先生，而下面由孙女士代他发言。 (中石化胜利油田)孙梦茹：我今天发言的题目是“胜利油田老油田二次开发实践及认识”。 作为我国第二大油田，胜利油田已经开发了45年，油区大多数主力油田相继进入“高含水、高采出程度、高剩余速度”三高开发阶段，原油生产呈现递减趋势，老区新增可采储量逐年减少，地面设施老化严重，油田高含水期开发矛盾日益凸显，老油田挖潜难度日益增加。面对严峻的开发生产形势，近年来，胜利油田通过加强基础研究和理论创新，转变开发调整思想，加大新工艺新技术的推广应用力度，强化地下地面一体化治理等工作，群面试时老油田“二次开发”工作，形成了适合胜利油田油藏特点的系列二次开发研究和配套技术。通过现场实施，取得显著成效，实现了新一轮有效开发，为老油田提高高采收率探索了一条新路。 一、胜利油田发展现状。 胜利油田地处山东省东北部的黄河三角洲地带。主要油区集中在东部的济阳坳陷及滩海地区和昌潍坳陷。截止08年底，探明油田70个，气田2之，累计探明含油面积27.99.65平方千米，探明石油地质储量48.34。探明天然气地质储量23.00.4。 胜利油田为典型陆相复式油气区，发育有构造、岩性、地层、符合油气藏四大类15种油气藏类型，具有“油藏类型多，构造复杂，油藏埋深分布广，储层、原油性质变化大”的特点。自1964年投入开发以来，胜利油田经历了稳步建产64-80年、高速生产81-87年、高速稳产88-95年、持续稳定发展96年到目前四个阶段。截止08年底，投入开发70个油田，动用地质储量41.54，现井网和工艺条件下标定技术可采储量11.69，标定采收率28.1%。08年油田年产油2774，累计产油9.36，可采储量采出程度80.1%，综合含水90.5%，剩余

侧钻技术在胜利油田中的应用

毕业论文 题目：侧钻技术在胜利油田中的应用所属系部：石油工程系 专业：油气开采 年级/班级：油气开采1班 作者：曹琛远 学号：071395002011140 指导教师： 评阅人：

目录 第1章绪论 (1) 1.1选题的背景 (1) 1.2选题意义 (1) 第2章侧钻技术及其概念 (3) 2.1侧钻技术概念 (3) 2.2侧钻工具 (4) 2.3使用范围 (4) 2.4开窗工具 (5) 2.5窗口位置选择 (5) 第3章井眼轨迹测量 (8) 3.1老井井眼轨迹测量 (8) 3.2定向侧钻 (8) 3.3随钻井眼轨迹监控 (8) 第4章侧钻技术发展趋势 (10) 4.1工程设计概况 (10) 4.2施工情况 (10) 4.3发展方向 (12) 4.4问题及对策 (12) 第5章结论 (13) 参考文献 (14) 致谢 (15)

摘要：根据套管开窗定向侧钻技术在胜利油田研究发展和实施的具体情况着重介绍了小眼井套管开窗侧钻定向井水平井的开窗侧钻井眼轨迹测量与控制等施工工艺和技术措施并结合66—37井和梁11—34侧井的具体施工情况对小眼井套管开窗定向侧钻技术方法和效果作了进一步说明。胜利油田大部分老井已处于生产的中后期油田产量下滑严重制约了油田的持续发展套管开窗侧钻技术是在老井或死井中通过套管开窗侧钻定向井对老油区进行二次或三次开采剩余油气资源提高油气资源采收率的一种行之有效的方法胜利油田从去年就开始进行套管开窗侧钻定向井技术的研究与应用至今已形成了包括套管开窗定向侧钻井眼轨迹控制钻井液技术固井技术等配套的工艺技术胜利油田已累计完成各种套管开窗井口小眼井套管开窗水平井口现在该技术已进入了大规模应用阶段并获得了良好的效果。 关键词：胜利小眼井侧钻定向钻井钻具组合钻井参数

胜利油田的有关情况简介

中国石化胜利油田，是中国石化集团胜利石油管理局、中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司的统称。油田主体位于黄河下游的山东省东营市，工作区域分布在山东省的东营、滨州、德州等8个市的28个县（区）和新疆的准噶尔、吐哈、塔城，青海柴达木、甘肃敦煌等盆地。胜利油田机关设在山东省东营市济南路258号。 胜利油田 胜利油田的勘探开发历程，大致经历了五个阶段。一是艰苦创业阶段。胜利油田是在华北地区早期找油的基础上发现并发展起来的。1961年4月16日在这里（时称山东省广饶县东营村附近）打出了第一口工业油流井——华8井，日产油8.1吨，标志着胜利油田被发现；1962年9月23日，东营地区营2井获日产555吨的高产油流，这是当时全国日产量最高的一口油井，胜利油田早期称为“九二三厂”即由此而来；1964年1月25日，经中共中央正式批准，在这里展开了继大庆石油会战之后又一次大规模的华北石油勘探会战，标志着胜利油田大规模勘探开发建设开始；1965年1月25日，在东营胜利村钻探的坨11井发现85米的巨厚油层。1月31日，坨11井喜获日产1134吨高产油流，全国第一口千吨井诞生。胜利油田由此得名。二是快速攀升阶段。经过多年的艰苦拼搏，胜利油田在1978年原油产量达到1946万吨，成为我国第二大油田，并一直保持至今；原油产量1984年突破2000万吨，1987年突破3000万吨。三是持续稳定发展阶段。1989年胜利油田结束会战体制，在大打勘探进攻仗的同时，及时把工作重点转移到提高油田综合管理水平上来。1991年原油产量达到3355万吨，创历史最高水平；1993年建成了我国第1个百万吨级浅海油田；到1995年原油产量连续9年保持在3000万吨以上。四是全面提升整体发展水平阶段。1998年，国家进行石油石化大重组，胜利油田划归中国石化集团公司领导和管理；2000年，重组改制为胜利石油管理局和胜利油田有限公司；2006年，胜利油田有限公司变更为胜利油田分公司。这一时期油气主业步入良性发展的轨道，年产原油稳定在2700万吨左右。五是科学和谐发展阶段。2007年以来，油田党政领导班子认真学习贯彻党的十七大精神，坚持用科学发展观