海上油田首次规模井网加密调整研究与实践

井网布置

三、多分支水平井井身结构 多分支水平井是指在主水平井眼的两侧不同位置分别侧钻出 多个水平分支井眼，也可以在分支上继续钻二级分支，因其形状像羽毛，国外也将其称为羽状水平井等。多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体，是开发低压、低渗煤层的主要手段。煤层气多分支水平井工艺集成了煤层造洞穴、两井对接、随钻地质导向、钻水平分支井眼、欠平衡等多项先进的钻井技术，具有技术含量高和钻井风险大的特点。目前美国、加拿大、澳大利亚等国应用多分支水平井开采煤层气已取得了非常好的效益，而我国处于刚刚起步阶段。2005年廊坊分院组织施工的武M1－1羽状水平井顺利完钻，该井垂深达900m，是世界最深的一口煤层气羽状水平井。2005年底山西晋城大宁煤矿完成DNP01、DNP02两口羽状水平井，每口井的日产气量约为2～3万方。2006年2月中联煤公司完成了DS－01井的钻井施工，目前该井处于排水阶段。与此同时，华北与CDX、长庆、辽河、远东能源等国内外企业都已启动了羽状水平井开发煤层气的项目。多分支水平井是煤层气高效开发方式的发展趋势，该技术的普遍应用必将为煤层气的勘探开发带来突破性进展，在我国掀起开发煤层气的热潮。 1 煤层气多分支水平井钻井技术难点分析 煤层气多分支水平井工艺集成了水平井与洞穴井的连通、钻分支井眼、充气欠平衡钻井和地质导向技术等，这是一项技术性强、施工难度高的系统工程。同时为了保持煤层的井壁稳定，煤层段一般采用小井眼钻进（φ152.4mm井眼），因而对钻井工具、测量仪器和设备

性能等方面都提出了新的要求。煤层气多分支水平井面临的主要难点可概括为如下几点： （1）煤层比较脆，而且存在着互相垂直的天然裂缝，而这种脆性地层中钻进极易引起井下垮塌、卡钻等复杂事故，甚至井眼报废。 (2）煤层易受污染，储层保护的难度大，一般需采用充气钻井液、泡沫或清水等作为煤层不受污染的钻井液体系。 （3）由于煤层埋藏比较浅，同时井眼的曲率较大，钻压难以满足要求，同时钻水平分支井眼时钻柱易发生疲劳破坏，导致井下复杂。（4）煤层气多分支水平井工艺属于钻井新工艺，涉及到许多新式的工具和仪器，例如用于两井连通的电磁测量装置、小尺寸的地质导向工具和高效减阻短节等，目前这些装备和仪器在国内仍是一片空白。 2 井眼剖面设计与轨迹控制技术 2.1 井眼剖面优化设计 因为煤层一般较浅，所以煤层气多分支水平井主水平井眼采用消耗较少垂深而得到较大位移的理念进行井身剖面设计，从而达到更大的水垂比。煤层气多分支水平井井身剖面设计主要考虑的因素有钻机和顶驱设备的能力、井眼的摩阻/扭矩大小、钻柱的强度、现场施工的难易程度等因素，主要有以下几项设计原则： 2.1.1 主井眼入煤层方位的确定 考虑煤层的产能优化和井壁稳定，尽量让进入煤层的井眼方位垂直于煤层最小主应力方向。

海底输油管线(埕岛油田)悬空治理技术措施示范文本

海底输油管线（埕岛油田）悬空治理技术措施示 范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

海底输油管线（埕岛油田）悬空治理技 术措施示范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 引言（1） 根据目前埕岛油田海底管线出现悬空的实际情况，对海管 悬空形成机理进行了分析，并对海管悬空治理的不同方案 进行了综合评价，重点介绍了水下桩治理方案的制定和实 施。 埕岛油田位于渤海湾南部的浅海海域，区域构造位置 位于埕宁隆起埕北凸起的东南端，是一个在潜山背景上发 育起来的大型浅山披覆构造。该区从1875年开始勘探，在 先期资源评价、盆地分析模拟、区带综合评价的基础上， 于1988年钻探了第1口控井——埕北12井，从而发现了 埕岛油田。截止目前，埕岛油田已建成海底输油管线54

条，注水管线33条。 海管悬空情况调查（2） 目前，通过对61条海底管线的调查发现其中仅有5条管线未被冲刷悬空，仅占8％，管道悬空高度平均值为 1.33m，最大值为 2.5m。大于等于2m的有16根，占26％，大于等于1m的有48根，占79％，可见冲刷的普遍。从悬空长度来统计，平均悬空长度为15.1m，最大30m。大于等于20m的为22根，占36％；大于等于 10m的有43根，占70％。 如果按管道初始设计埋深为1.5考虑，则遭到最大冲深的管道从原海床面计算总计冲刷深度S＝e+D+h＝4.5m （其中e为埋深；D为管道直径，近似取0.5m；h为冲刷后管道悬空高度）。这样的冲刷深度对海底管道来说是少见的。除了管道处发生强烈冲刷以外，在采油平台井场范围内也出现较严重的冲刷。

液控滑套开关在胜利埕岛油田的应用

科 技 天 地 60 INTELLIGENCE 液控滑套开关在胜利埕岛油田的应用 中石化胜利油田分公司海洋采油厂海一生产管理区 金显军 刘华东胜利油田热电联供中心仙河热力大队 王爱君 摘 要：海上油井的完井管柱结构由于安全环保法规要求下入井下安全阀和油套环空封隔器，电泵在完井管柱中有下入单流阀，通过油套环空则很难顺利实施油井的酸化等增产措施，而现有的机械式滑套的开启关闭则很受条件限制，在埕岛油田应用的液控滑套开关很容易的解决了上述的问题，该工具应用方便可靠，具有重要的推广价值。 关键词：井下安全阀 油套环空封隔器 电泵单流阀 解堵调剖 液控滑套开关 一、概述 油井在生产过程中有可能要采取一些例如解堵、堵水等措施，但是由于海上石油作业与生产因相关法律法规的严格要求而必须在生产管柱上安装井下安全阀和油套环空封隔器，如果井下完井管柱安装了单流阀单向液流控制的生产工具，通过油套环空则难以实现对油井进行解堵、堵水、洗压井等措施。另外，一旦环空封隔器上的排气阀等连通工具失效， 在油井作业时难以实现压井。 海上油井完井管柱图 为解决上述问题，目前采用机械式滑套实现油套连通。机械式滑套安装在井下管柱较深的位置，当需要进行油套连通作业时，用钢丝绞车带下专用开关工具将滑套打开，措施完成后再通过钢丝作业用开关工具关闭滑套，由于海上多是定向井这样机械式滑套开关的钢丝作业的成功率往往很低；在埕岛油田应用的液控油套开关阀与海上完井生产管柱相配套。其目的是油井需要实施解堵、调剖、洗压井等措施时，通过地面控制的液控管线打液压，实现液控滑套开关工作保证油套环空的连通；在海上油井作业过程中由于环空封隔器排气阀失效无法实施压井作业时，液控滑套开关可以为生产管柱提供一个可控的油套连通手段，以便于柱实施压井、洗井等措施。 二、工具结构 液控滑套开关工具结构如附图所示。 组装顺序：将活塞4装入液缸5内，将上部接头1与液缸5上部螺纹相连接，将滑套6从本体8底部推入，将液缸5与本体8相连，弹簧7从本体8上部装入，下接头9与本体8之间用螺纹紧固，并压缩弹簧预紧；工具连接到管柱上以后，液控管线接头3将液控管线2安装在上接头1上，试 压合格后即可下井。 部件名称：1.上接头；2.液控管线；3.液控管线接头；4.活塞；5.油缸；6.滑套；7.弹簧；8.本体；9.下接头 三、工作原理 液控滑套开关阀采用附着在油管外壁的液控管线控制。 当需要进行油套连通作业时，通过液控管线加液压，推动活塞4和滑套6上行，滑套上的密封圈组移过本体8的通孔后，内外通孔对应，形成油套连通，保持液压，则该工具始终处于打开状态；需要关闭该通道时，液控管线泄压，滑套在弹簧作用下复位，密封圈组将滑套与本体的通孔隔开，形成内外密封，则该工具恢复关闭状态。整套工具在生产管柱上可多次开关、重复使用，不影响措施后的管柱密封性，避免了因措施影响造成的修井作业。 因该工具安装在生产管柱上处于常闭状态，仅在需要时暂时打开，因此该工具具有较高的可靠性。 四、使用方法工具下井时，按如结构图所示的状态竖直连接到油管上，连接好液控管线后，试压28MPa，稳压30min 合格后即可入井。完井后，井口液控管线出口连接针型阀和压力表。 正常生产时，液控管线内井口的压力保持为0MPa。 当进行油套连通操作时，液控管线打压至21MPa，观察压力表压力有明显的升高后回落的过程，可继续增压至35MPa，保持该阀保持全开状态。 当需关闭本阀时，液控管线泻压回零即可。 如继续生产时发现本阀未处于关闭状态，可重复开关使之关闭，也可采用投入密封管密封滑套。 五、技术参数： JLH-125型井下液控滑套开关阀技术参数表 外形尺寸 开启压力全开压力适用温度连接螺纹Φ125mm×Φ55mm×1.4m 14MPa 28MPa －20～95℃ 2-7/8UPTBG 六、技术特点： 1、可为海上油井（包括电泵、螺杆泵）油套环空被密闭的生产井提供油套连通的手段，使不动管柱解堵、调剖、洗压井等措施施工方便； 2、为修井作业提供了可靠的油套连通手段，具有极高的安全性； 3、操作在地面控制，简便可靠； 4、开关可靠，可重复开关，不影响正常生产。七、现场应用 自2005年8月胜利埕岛油田开始使用液控滑套开关工具，到目前为止已累计下入约400套，共通过液控滑套开关采取酸化解堵120井次，油井堵水2井次； 埕岛油田埕北701-P3井为水平井裸眼筛管完井，裸眼井段 1926-2505.95米，管外未固井，CB701-P3井开井初期含水低、产能高，2007年4月23日产液82m3/d，日产油80.36t/d，含水2%，正常生产以后含水不断上升，2007年7月19-22日含水最高达到95％，日液在120m3以上，日油在6t 左右。目前日液在100 m3/d 左右，日油14t/d，含水接近90％。2007年4月28日实施堵水施工，地面液控管线打液压28MPa，液控滑套开关开启，油管泵入堵水冻胶800方，顶替200方，顺利完成了该井的堵水施工，解决了海上油井因为环空封隔器对解堵、堵水施工的影响。 作者简介：金显军，工程师，山东青岛人，生于1973 年，1993年毕业于胜利石油学校石油钻井专业，现从事完井采油技术工作。 万方数据

A油田井网优化调整可行性研究

A油田井网优化调整可行性研究 摘要:分析了A油田高含水期产量递减、含水上升的主要影响因素,并提出了井网优化调整方式。利用数值模拟、综合分析等方法对A油田一断块的油层动用状况、剩余油分布情况进行了研究,阐述了窄小砂体油田高含水期井网优化调整的可行性及方法,为进一步改善油田开发效果提供借鉴。 关键词:井网优化窄小砂体剩余油注采关系 一、主要影响因素 (1)砂体发育规模小且分布零散。研究表明,A油田主体河道砂呈南北向分布,砂体宽度100-200m,同排相邻2口以上的井钻遇同一条河道砂体井数仅占钻遇河道砂体井数的6.9%。与长垣北部油田相比,单层厚度较薄,砂体发育规模较小,侧向连续性和连通性较差。 (2)单向连通比例大。A油田水驱控制程度72.9%,其中单向连通比例高达36.3%。各类微相中,连通比例范围在3.6-35.9%之间,反映出不同微相间水驱控制程度差别较大。 (3)部分区块油水井数比大。A油田目前总油水井数比为1.90,正常开井的油水井井数比为1.92,五个断块油水井数比都在2.0以上,说明A油田目前井网仍然不适应,从单砂体来看,普遍存在有注无采、有采无注等情况。 二、井网优化调整可行性研究 2.1加密调整对象 (1)目前井网控制住的砂体,但因注采关系不完善或物性差而没有动用、动用差的储层。 (2)因砂体发育规模小,原井网控制不住,而新井网能够钻遇的砂体。 2.2加密调整潜力 (1)原井网未动用和动用差的储层潜力。根据A油田一断块60口井环空测试资料统计,平均单井未动用和动用差的厚度为2.07m。 (2)井网控制不住的储层潜力。统计A油田二次加密井完钻后可调厚度情况,平均单井新钻遇砂岩层数为1.2个,占可调层数的27.9%,钻遇厚度为1.2m,占可调厚度的25.6%,新钻遇砂体比例较高,说明A油田砂体规模小、分布零散,井网对砂体的控制程度低,具有一定的加密调整潜力。

埕北油田油藏工程说明

埕北油田油藏工程说明 1地质特征 1.1概况 埕北油田位于渤海西部埕北低凸起的西高点。东经118°25′07″—118°28′32″、北纬38°24′09″—38°27′07″。油田范围平均水深16m。 1972年钻海7井发现埕北油田。1977年12月六号平台试采至1981年10月封井。1985年9月B平台投产，1987年元月A平台投产，1987年6月油田全面投产。 1.2构造与地层 埕北油田主要油层顶部构造形态为埕北断层上升盘的断层鼻状构造，轴向北东，闭合线深度-1690m，圈闭面积9.72km^2，闭合幅度64.4m，分东、西两个高点，东高点为主高点。 东营组地层直接覆盖在中生界地层之上。 东营组油层段厚度17.5～41.5m。可细分为上部次要油层和下部主要油层段。 主要油层段厚度16.0～39.4m，中细砂岩为主，泥质胶结、疏松，岩石物性好，厚砂体内夹有分布不稳定的泥质夹层。泥质夹层自东向西增多、增厚。 次要油层段厚度1～5m，岩性横向变化大，由砂岩、粉砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩、泥岩等组成，砂岩呈透镜体分布。 上、下油层段之间为横向分布比较稳定的泥质隔层，隔层厚度1-6.9m，由泥岩、砂质泥岩、泥质砂岩等岩性组成。 1.3油藏类型、石油地质储量 主要油层为具有气顶和边水的砂岩层状油藏。次要油层为构造岩性油藏。主要油层油气界面-1635m，油水界面-1680m。油田含油面积9.19km^2，石油地质储量2084×10^4t。 1.4储层特征 主要油层为正旋辶回沉积，垂向上由多个正韵律组成。 油层物性是以粗喉道、高渗透率为主的非均质油层，砂岩孔隙喉道半径大于10μm的占总孔隙体积的56%，油田平均渗透率1670×10^－3μm^2，平均有效孔隙度28.9%。

海底输油管线(埕岛油田)悬空治理技术措施

编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 海底输油管线（埕岛油田）悬空治理技术措施 Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑

文件编号：KG-AO-4639-62 海底输油管线（埕岛油田）悬空治 理技术措施 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 引言（1） 根据目前埕岛油田海底管线出现悬空的实际情况，对海管悬空形成机理进行了分析，并对海管悬空治理的不同方案进行了综合评价，重点介绍了水下桩治理方案的制定和实施。 埕岛油田位于渤海湾南部的浅海海域，区域构造位置位于埕宁隆起埕北凸起的东南端，是一个在潜山背景上发育起来的大型浅山披覆构造。该区从1875年开始勘探，在先期资源评价、盆地分析模拟、区带综合评价的基础上，于1988年钻探了第1口控井——埕北12井，从而发现了埕岛油田。截止目前，埕岛油田已建成海底输油管线54条，注水管线33条。 海管悬空情况调查（2）

目前，通过对61条海底管线的调查发现其中仅有5条管线未被冲刷悬空，仅占8％，管道悬空高度平均值为1.33m，最大值为2.5m。大于等于2m的有16根，占26％，大于等于1m的有48根，占79％，可见冲刷的普遍。从悬空长度来统计，平均悬空长度为15.1m，最大30m。大于等于20m的为22根，占36％；大于等于10m的有43根，占70％。 如果按管道初始设计埋深为1.5考虑，则遭到最大冲深的管道从原海床面计算总计冲刷深度S＝e+D+h＝4.5m（其中e为埋深；D为管道直径，近似取0.5m；h为冲刷后管道悬空高度）。这样的冲刷深度对海底管道来说是少见的。除了管道处发生强烈冲刷以外，在采油平台井场范围内也出现较严重的冲刷。 海管悬空原因及模型试验（3） 1海底管线悬空原因 造成场区内平台及管道周围强烈冲刷的原因十分复杂，大致为以下几方面： 1.1建筑物存在形成的部冲刷

海底输油管线(埕岛油田)悬空治理技术措施正式样本

文件编号：TP-AR-L3192 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 海底输油管线（埕岛油田）悬空治理技术措施正 式样本

海底输油管线（埕岛油田）悬空治理技术措施正式样本 使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 引言（1） 根据目前埕岛油田海底管线出现悬空的实际情况，对 海管悬空形成机理进行了分析，并对海管悬空治理的 不同方案进行了综合评价，重点介绍了水下桩治理方 案的制定和实施。 埕岛油田位于渤海湾南部的浅海海域，区域构造 位置位于埕宁隆起埕北凸起的东南端，是一个在潜山 背景上发育起来的大型浅山披覆构造。该区从1875 年开始勘探，在先期资源评价、盆地分析模拟、区带 综合评价的基础上，于1988年钻探了第1口控井—

—埕北12井，从而发现了埕岛油田。截止目前，埕岛油田已建成海底输油管线54条，注水管线33条。 海管悬空情况调查（2） 目前，通过对61条海底管线的调查发现其中仅有5条管线未被冲刷悬空，仅占8％，管道悬空高度平均值为1.33m，最大值为2.5m。大于等于2m的有16根，占26％，大于等于1m的有48根，占79％，可见冲刷的普遍。从悬空长度来统计，平均悬空长度为15.1m，最大30m。大于等于20m的为22根，占36％；大于等于10m的有43根，占70％。 如果按管道初始设计埋深为1.5考虑，则遭到最大冲深的管道从原海床面计算总计冲刷深度S＝ e+D+h＝4.5m（其中e为埋深；D为管道直径，近似取0.5m；h为冲刷后管道悬空高度）。这样的冲刷深度对海底管道来说是少见的。除了管道处发生强烈冲

埕岛油田石油管线的泄漏及处理

第23卷第4期2008年8月中国海洋平台CHI NA O FFSH OR E PL AT FO RM V ol.23N o.4A ug.,2008收稿日期:2008-07-09 作者简介:李学富(1965 ),男,高级工程师,从事海洋采油厂管理和海洋工程研究。 文章编号:1001 4500(2008)04 049 03 埕岛油田石油管线的泄漏及处理 李学富 (胜利石油管理局海洋采油厂,东营257000) 摘 要:目前海上平台石油管线系统老化严重,油水泄漏频繁,安全隐患增大,通过对各类泄漏事件的对 比分析,有针对性地提出了这一问题的解决措施。 关键词:管线老化;泄漏;隐患分析 中图分类号:P756 文献标识码:A THE LEAKAGE AND TREATMENT OF OIL PIPES IN CHENDAO OILFIELD LI Xue f u (Ocean Oil Production Factory of Sheng li Petro leum Adm inistration,Do ng Ying 257000,China) Abstract:At present the legacy problems of the oil pipes systems in the offshore platform are becoming serious.Oil and water often leak,and thus the hidden troubles increase.With analysis for these hidden troubles,this paper puts forw ards the corresponding solutions to them. Key words:pipe legacy;leakage;analysis for hidden troubles 0 前 言 埕岛海上石油开发已经走过14个年头,石油管线的泄漏一直是困扰生产的重要问题。2003年至2005年管道腐蚀穿孔等原因造成泄露事件36起,呈逐年增多的趋势。2006年通过贯穿全年的老化锈蚀流程的大规模更换项目的扎实开展,并配以富有成效的环保措施的执行,杜绝了管道油水泄漏事故的发生,安全环图1 泄露原因 保形势好转。但现有管道系统基础薄弱,潜在环保事 故仍可能随时发生的严峻形势并未得到彻底扭转。 由于管道系统不可预见因素太多,认真分析泄漏事故 的原因并提出处理油水管道泄漏事故的对策是摆在 我们面前的紧迫任务。 通过对2003-2005年发生的各类油水管道泄漏 事件的分析,将海上石油管线泄漏原因列在图1: 1 管道泄露的原因分析 1.1 管线老化锈蚀穿孔原因分析埕岛油田海域大气属于强烈腐蚀性大气,按照国际标准化组织(ISO)的大气腐蚀标准评价均达到最强等级(80 m/a)。 影响管线材料大气腐蚀速率的主要因素有3类,即:气候因素、污染因素和材料表面因素。 (1)气候因素:1)大气湿度。当空气相对湿度达到某一临界值后,金属表面形成连续水膜,腐蚀速度迅

油田水处理及相关化学药剂

油田水处理及相关化学药剂 海上油田污水的主要来源为原油的伴生水，原油脱水后产生大量的含油污水。含油污水通过水处理系统处理，要求的各项指标达到规定的标准后，排海或用于注水。海上注水也经常采用水井水和海水，或不同水质混合注水。 为达到排海或注水的要求，必须通过不同的工艺流程进行处理，处理过程中为提高处理效果和避免一些不利影响需添加一些相关的化学药剂。 含油污水处理 一、含油污水水质、处理目的及要求 海上油田污水来源于在油气生产过程中所产出的地层伴生水。为获得合格的油、气产品，需将伴生水与油气进行分离，分离后的伴生水中，含有一定量的原油及其他杂质，这些含有一定量原油和其他杂质的伴生水称之为含油污水。 1 含油污水水质 含油污水一般偏碱性，硬度较低，含铁少，矿化度高。含油污水中含有以下有害物质： (1)分散油：油珠在污水中的直径较大，为10～100微米，易于从污水中分离出来，浮于水面而被除去。这种状态的油占污水含油量的60％～80％。 (2)乳化油：其在污水中分散的粒径很小，直径为0.1～10微米，与水形成乳状液，属于O/W“水包油”型乳状液。这部分油不易除去，必须反相破乳之后才能将其除去，其含量占污水含油量的10％～15％。 (3)溶解油：油珠直径小于0.1微米。由于油在水中的溶解度很小，这部分油是不能除去的。其占污水含油量的0.2％～0.5％。 (4)污水中含有的阳离子常见的有Ca2＋、Mg2＋、Ba2＋、Sr2＋等，阴离子有：CO32- 、CL-、SO42-等。这些离子在水中的溶解度是有限的。一旦污水所处的物理条件〔温度、压力等〕发生变化或水的化学成分发生变化，均可能引起结垢。 (5)污水中还可能含有溶解的O2、CO2、H2S等有害气体，其中氧是很强的氧化剂，它易使二价铁离子氧化成三价铁离子，从而形成沉淀。CO2能与铁反应生成碳酸铁Fe2(CO3)3沉淀，H2S与铁反应则生成腐蚀产物―――黑色的硫化亚铁。 (6)污水中常见的细菌有硫酸盐还原菌、腐生菌和铁细菌。这些细菌均能引起对污水处理、回注设备及管汇的腐蚀和堵塞。 2 含油污水处理的目的及要求 含油污水经过处理后，要进行排放或者作为油田回注水、机采井动力液等。处理含油污水的目的是要求排放水或回注水达到相应的排放或回注标准，同时应充分考虑防止流程内结垢。 排放的污水水质要求是：渤海海域排放污水含油量小于30mg/L；南海海域为小于50mg/L。 对回注的污水水质要求是：达到本油田规定的注水水质标准。

油田开发竞聘报告

地质研究所主管师竞聘报告 尊敬的各位领导、各位评委、同事们： 大家好! 我叫刘风喜，中共党员，高级工程师，现岗位动态北区主任，主要负责动态北区的日常管理及桩西、老河口油田的开发动态管理工作。 我于1996年7月毕业于大庆石油学院石油地质勘查专业，同年分配到采油三队任地质技术员，1997年11月调到地质研究所综合室，2003年4月，由于工作需要，在动态室分管老河口油田的开发与管理。2008年12月通过地质所竞聘，走上动态北区副主任岗位，2009年12月受地质所的信任，再次竞聘担任动态北区主任。 近几年来，坚持以创新创效带动油藏开发管理不断向前推进（在以桩106为代表的岩性油藏，优化注采比、适时提液提速；在桩106南注聚实验取得成功的基础上，桩106北注聚区通过完善注采井网、精细过程管理，仅注聚一年就见到明显效果；在桩139稠油油藏实施DCS实验取得成功，实现储量的有效动用；在产能单元桩斜148、老168块实施同步注水，建立注采关系。）动态北区承担的原油产量由43万吨上升到55万吨。连续三年超额完成产量任务，指标连年创优。 在各级领导和同事们的关怀帮助下，先后荣获省部级成果3项，地学开拓奖等局级奖励8项，发表论文9篇，荣获采油厂“科技突出贡献奖”铜奖、“双文明先进职工”，管理局“青年岗位能手”、“提高采收率先进个人”等多次荣誉称号。 适逢采油厂这次难得的竞聘机会，我本着锻炼、提高的目的走上讲台，展

之所以竞聘这个岗位，我希望将自己多年来积累的较为丰富的油田开发管理知识和经验能够在生产实践中得以更好的发挥和运用，为“百年桩西、共铸胜利”作出更大的贡献。同时也希望能在新的岗位上接受挑战，经受磨炼，使自己不断成长和进步。 总结自身，主要有以下四点优势： 一是具有较为扎实的专业知识。油田开发是一项系统工程，涉及到方方面面。地质是基础，尤其是在桩106地震分频项目的直接参与过程中，使我对开发地质有了更为深刻的认识，懂得了开发地质工作的重要性。砂体的重组、岩性的尖灭、断层的遮挡等直接影响着油藏开发水平的提高。经过两年多的对比与分析、理论与实践，2009年汇报的局级课题《桩106北精细地质模型及井网完善调整研究》一次性通过局级验收，并得到领导的好评。在此认识的基础上，桩106地区被确定为2011年综合调整单元，部署新井15口，新增产能3.1万吨。通过向地质室学习电测曲线的解释、录井资料的应用，向钻井室学习侧钻井开窗位置的选择、向生产室学习有关生产测试的知识，2008年以来利用报废井共实施侧钻井5口，初期平均单井日增油5.5吨。在地质所的支持下，两次外出参加“提高采收率培训”，在桩106南转后续水驱时，通过堵调、变流线、提液引效等方法实现了后续水驱两年基本不递减。一如既往地学习与交流，对我是一种进步、一种财富，也是成为一名主管师必备的条件。 二是具有较为丰富的工作经验。从事过油田开发的人都知道，做好油田开发光有专业知识是不够的，还必须具有丰富的实践经验。而我正具备了这样的条件。十余年来，由采油队的一名地质技术员成长为今天地质所的一名主任，在这成长的过程中，基层一年多的锻炼，具有了丰富的现场经验，用动、静结合的观点来分析油藏、管理油藏，对于低渗油藏桩8块以微裂缝的观点提出了脉

基于井网差异性研究优化注采调整对策

基于井网差异性研究优化注采调整对策 发表时间：2019-10-24T15:54:55.413Z 来源：《科学与技术》2019年第11期作者：杨红 [导读] 对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。 中石化胜利油田现河采油厂郝现管理区 摘要：研究油区中低渗透油藏为主，独特的地质特点造成了目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值严重，部分单元井网井距不适应；注采井距不适配，驱替不均衡；单井产注能力低等问题。在沉积微相研究的基础上，运用单砂体平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。井网适配差异调整技术就是针对中低渗油藏的上述问题，通过优化调整，提高注采井网的有效性；转变思路，变单一措施为开发技术；精细注水，实现油藏有效均衡驱替，进一步夯实中低渗油藏稳产基础，取得了较好效果。 关键词：井网井距不适应；井网适配差异；均衡驱替；注采调整 不同类层单独组网，既一类层、二三类层单独组成独立的注采井网，是中渗油藏后期保持稳定开发的必要手段。油藏经过多年的注水开发，层间和平面矛盾突出，加上油水井合注合采，注水及见效见水关系复杂，注水流线模糊，剩余油分规律性差，认识困难。为改善油藏开发效果，利用沉积微相精细描述技术开展单砂体沉积微相研究，明确沉积微相展布规律，在沉积微相控制下开展单砂体相控剩余油研究，定量定性描述剩余油分布，针对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。 1 前言 中低渗油藏动用含油面积123.4平方公里，动用地质储量1.08亿万吨，主要包含沙三段、沙四段两套含油层系，其中沙三段油藏主要分布在中央隆起带西段，埋藏深度在2950-3500米，主要为多层透镜体、及单一岩性储层；沙四段油藏主要分布在南坡地区通王断裂带、洼陷东缘地区，埋藏深度从1340-3100米，主要为构造复杂的多薄层、及部分构造简单的单一岩性储层。中低渗油藏地质储量比重占采油厂已动用储量的31.3%，是保持可持续稳定发展的重要阵地。 2 井网适配调整的背景 油区中低渗油藏主要以浊积砂岩油藏为主，标定采收率18.3%。油区中低渗透油藏目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值性严重，部分单元井网井距不适应；注采两难与水淹水窜并存，平面层间动用不均衡；能量保持水平低，单井产注能力低，油藏潜力发挥不充分等问题。2016年以来，中低渗油藏以提高注采井网的适应性及有效性为目标，通过区块的持续加密调整，对其他区块立足“数砂体完善”，在不打井的情况下，通过井网适配，协调注采关系，进一步夯实稳产基础，取得了较好效果。 3 井网适配调整的主要做法 3.1 优化方式，提高注采井网有效性。 3.1.1 “三定一优”矢量井网加密。 针对平面非均质性严重、注采井距大的问题，在深化储层物性、非均质性、地应力研究的基础上，实施“以地应力定井排方向、分区域定注采井距、分情况定矢量调整对策、优化注水方式”的“三定一优”矢量井网加密，提高采收率。调整后，区块水驱控制程度提高7.7%,自然递减率为降低4.5%，注采对应率由77.3%上升至80.9%；层段合格率提高5.4%；水井治理初见成效，地层能量得到一定补充，油藏稳产基础得到进一步增强。 3.1.2 核注翼采，转方向，调流线。 针对储层非均质性差异造成砂体核部水淹水窜现象，通过转注变流线，提高波及面积。2016年，砂体核部转注工作量实施8井次，油井见效率68%，起到了防止水窜，调整流线，确保油井见效的良好效果。 3.1.3 水转油，井网归位，提高储量控制。 针对区块井网不完善的现象，优选水井转油井，井网归位，提高储量控制程度。水转油井网归位工作量实施6井次，效果显著，目前已累计增油4349吨。如区块的A井2016年1月水转油，井网归位后效果明显，初期日增油5.1吨/天，累增787吨。 3.1.4 立足砂体井组式完善。 针对中低渗油藏部分单元砂体零散，井网不完善的问题，2016年加大了立足砂体、井组完善力度，首先通过水井强化注水，提高地层能量，特别是补孔未射层，增加油水井注采对应率，实现油井注水见效；然后通过油井补孔水井对应注水层，提高油井产能。统计2016年共实施油井工作量25口，已累增油6159吨。 3.2 转变思路，变措施为井网完善方式。 2016年坚持将工艺技术发挥到极致，最大限度提高工艺性价比的理念，将水力压裂和水力径向射流技术从增产增注措施转变为井网完善方式，利用压裂裂缝和径向钻孔适配井网，实现压头前移，实现实际注采井距满足理论注采井距的需求。 3.2.1 变压裂增产措施为井网完善方式。 2016年以来区块实施老井压裂适配井网8井次，建立了有效的驱替压差。如B井区设计压裂半缝长120米。该井实施后初增能3.3吨/天，累增687吨。 3.2.2 水力径向射流，平面变方向变长度，纵向变孔密变长度对井网进行适配。 区块共实施水力径向射流13井次，使井网得以有效适配。平面变方向变长度：如C井，根据理论测算，技术极限井距240米，实际注采井距327米。为改善井网适应程度，实施水力径向射流，在北东130°和北东310°各钻3个孔，避开主流线，挖掘分流线剩余油。水力径向射流后有效注采距离缩短到230米，对应油井也见到效果，日油由3.3吨/天上升到6.1吨/天。纵向变孔密变长度：如对层内吸水差异大的问题，对不同岩性段，不同渗透率层段通过变射孔孔密及钻孔长度，根据吸水剖面测试，吸水差异得到改善。 3.3 精细调整，实现油藏有效均衡驱替。 3.3.1 堵调结合，均衡三场。针对井组平面水驱不均衡问题，开展堵水试验。堵调实施10天后对应油井相继见效，井组日油比调前增加5吨/天，综合含水下降了10.7%，井组累增油260吨。 3.3.2 矢量配注，激动压差。针对部分井组注水见效差、水淹水窜现象，加大矢量调配工作，激动压差、均衡注采流线，保持井组产量的相

海底输油管线(埕岛油田)悬空治理技术措施正式版

In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.海底输油管线(埕岛油田)悬空治理技术措施正式版

海底输油管线(埕岛油田)悬空治理技 术措施正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 引言（1） 根据目前埕岛油田海底管线出现悬空的实际情况，对海管悬空形成机理进行了分析，并对海管悬空治理的不同方案进行了综合评价，重点介绍了水下桩治理方案的制定和实施。 埕岛油田位于渤海湾南部的浅海海域，区域构造位置位于埕宁隆起埕北凸起的东南端，是一个在潜山背景上发育起来的大型浅山披覆构造。该区从1875年开始勘探，在先期资源评价、盆地分析模拟、区带综合评价的基础上，于1988年钻探了

第1口控井——埕北12井，从而发现了埕岛油田。截止目前，埕岛油田已建成海底输油管线54条，注水管线33条。 海管悬空情况调查（2） 目前，通过对61条海底管线的调查发现其中仅有5条管线未被冲刷悬空，仅占8％，管道悬空高度平均值为1.33m，最大值为2.5m。大于等于2m的有16根，占26％，大于等于1m的有48根，占79％，可见冲刷的普遍。从悬空长度来统计，平均悬空长度为15.1m，最大30m。大于等于20m的为22根，占36％；大于等于10m的有43根，占70％。 如果按管道初始设计埋深为1.5考虑，则遭到最大冲深的管道从原海床面计

不朽的石油精神

“‘永恒的石油精神’征文比赛参赛作品” 不朽的石油精神 每一名海油工人,说起石油精神肯定都不会陌生。“有条件要上，没有条件创造条件也要上”“宁肯少活二十年，拼命也要拿下大油田”，这是老一辈的石油人诠释的石油精神。杨拯陆面对戈壁狂风，用坚实的脚步丈量大地，用年轻的生命寻找石油；王进喜，不顾一切纵身跳进泥浆池，成为新中国石油工业的“铁人”代表；侯祥麟科技报国，用一生热血书写对党的事业的忠诚。一代代的石油人在极其艰难的环境下,用生命演绎不朽的“石油精神”。 海洋石油是中国石油史上的后起之秀，在最初的设备落后、技术落后、环境恶劣的窘境下，靠人拉肩扛、斗天战海取得了今天的成绩。从莺歌海冒出的第一簇油气苗到中国“海上大庆”油田的建成，从埕北油田打响对外合作第一枪到完成覆盖亚太、非洲、美洲和欧洲的全球业务布局，海油人正是靠着以“苦干实干”“三老四严”为核心的石油精神，立志把中国的海洋石油工业屹立于全球之巅。 与海共舞的“海上铁人”郝振山、南海深处的机修达人张青林、拥有冰雪情怀的“煤黑子”江平、惜船如命的老船长李汉明……海油人在不同岗位用自己方式演绎着同样

的石油精神。新时代有新的挑战，新时期赋予石油精神新的内涵，时代终会前进，精神需要传承。 传承石油精神“苦干实干” “苦干实干”不是空喊几句口号，而是要靠吃苦流汗、踏实奋斗。“干一行、爱一行、钻一行”要在自己的岗位上兢兢业业，真正付出努力和心血，在自己的领域要勇于探索、勇于创新。紧随新环境的变化，面对长期低油价的严峻挑战，我们更需要深入专研，注重实效，从“苦干实干”向“会干能干”发展。“科技是第一生产力”，海洋石油的未来需要新科技、新技术来引领。在现今“低油价”的环境下，更需要我们不断创新、创效，利用新科技、新技术更有效率的进行工作。 传承石油精神“三老” “三老”精神突出一个“实”字，要求我们在日常的工作学习中需要我们实事求是，不隐瞒不欺骗。在新时代下更需要我们传承“三老”精神，在工作中求真务实，诚信做人。遇到风险隐患情况如实上报，发现问题解决问题，不能因“事小而不为”。尤其针对海洋石油行业有高风险、高投入、高科技的特点，以“老实”为准则做人做事，这不仅是为了增加公司利益，更是为了保障每个员工的安全。

海上平台稠油脱水工艺要点简述

海上平台稠油脱水工艺要点简述 近些年来，我国加大了对于我国领海内的油气资源的开发力度.稠油油田是其中一种较为普遍的开采类型，通过在海上建立钻井平台来实现对于油气资源的开采，但是与陆地上进行开采不同的是由于钻井平台承重和面积的限制，对于稠油的开采与脱水要比陆上开采难度要大得多.本文将就海上稠油开采的一些问题进行介绍. 标签：海上平台；稠油；脱水 前言 海上油田开采是我国现今发展的重要方向，通过海上开采扩大了我国原油开采的新渠道，但是海上开采平台由于面积和承载能力的限制，使得一些在陆上开采使用的一些技术与设备等无法在海上平台使用，本文将就海上平台开采的一些要点进行介绍。 1 海上平台发展现状 伴随着海洋石油事业的蓬勃发展，目前我国海上稠油油田在投产的全部油田中已经占据了相当的比例。从最早的呈北油田，到绥中油田，秦皇岛油田，到现在即将投产的旅大油田都是典型的稠油油田。在20多年的海油历史中，稠油油田的开发和生产为我国的海洋石油工程技术的发展积累了宝贵而丰富的经验。 埕北油田位于渤海西部海域，是一个已有20多年开发历史的稠油油田。埕北油田处在埕北低凸起的西端，其西南侧紧靠埕北凹陷，北与沙南凹陷相邻。该油田发现于1972年11月，其主要油气层段发育于古近系东营组上段和新近系馆陶组。该油田是中国海洋石油渤海公司勘探发现并与国外合作开发的我国第一个海上油田[37，38]。埕北油田自2003年起进入综合调整阶段。 2 海上平台的特性 2.1 海上平台的重量限制 一般情况下，减少分离级数，节省平台空间比提高液体原油收率更为经济。增加设备，加大平台甲板面积，会显著地增加支撑上部设施的下部结构重量。按经验，平台上部设备每增加1吨，下部导管架和钢结构要增加1～3吨钢材，随之带来了海上安装费用的增加。 2.2 海上平台的井口压力变化 井口压力决定了最高级分离的最大操作压力，井口流压高，要求分离级数多一些。海上油田开采速度较快，井口压力递减也较快，对分离级数影响很大。因