高含水老油田化学驱综合治理新方法及工程实践路径

针对胜利高含水老油田化学驱在科学、技术、管理、工程四个角度面临的开发矛盾,以渤76块为典型单元,在工程实践中进行具体对策分析,构建了“适、专、快、集”的老油田化学驱综合治理新方法。“适”指在老油田科学开发方式转化上,构建不同油藏类型老油田化学驱最佳介入时机模型,提出了在含水率相对较低的阶段,是适合化学驱的有利时机,高效开发方式需“适”介入。“专”指在老油田开发技术应用上,改变传统聚合物先溶解后注入的开发思路,研制可控相转化聚合物,使聚合物先注入后溶解,解决炮眼剪切降解的难题,提高油水流度控制能力,老油田开发矛盾需“专”治理。“快”指在老油田综合管理模式上,改变传统方式,即矿场提问题、研究院设计方案、化工厂生产驱油剂的“串联”管理模式,提出充分发挥矿场、研究院、生产厂三方优势的“并联”管理模式,形成针对单一油藏的产品工业化工艺包以及产业化落地方案,老油田开发技术实现“快”转化。“集”指在老油田工程应用实践上,打破老油田化学驱地面大规模建站的工程工艺模式,采用集约化撬装配注设备,实现老油田化学驱的集约快速配注,老油田工程工艺实现“集”应用。运用上述方法,在胜利油田渤76块综合含水率上升初期,实施由水驱转为可控相转化聚合物驱,实施后一年即见到明显的降水增油效果,单井日产油水平增加8.6t/d,综合含水率降低3.1%,验证了综合治理模式的可行性,为高含水老油田化学驱高效开发提供了有效路径。

老油田SEC储量精细评估与油气资产精益管理研究

老油田经过多年开发剩余油潜力有限,为进一步挖掘上产潜力,通常会加大产能建设和增产措施等工作投资力度,而持续投资带来的新增资产会加重油气资产包袱,增加老油田乃至整个油区的完全成本,降低老油田抵御低油价风险能力。为了从根本上提升老油田的资产创效能力,文章以典型老油田A为例,深入剖析内部单元生产差异以及储量资产单元整合评估管理造成油气资产包袱重的问题,开展老油田SEC储量精细评估和油气资产精益管理研究。A油田根据内部开发区生产差异细分储量评估单元后,对新建产能井、老井措施及转变开发方式等工作的定量增储效果进行精细评估,实现效益增储最大化。同时优化匹配储量、资产单元关系,可加速资产的折耗和减值,精准解决A油田资产包袱重的问题,降低完全成本、增大盈利空间,有效增强了老油田抵御低油价风险的能力。

高含水老油田深度开发面临挑战及发展方向

高含水老油田是我国石油储量和产量的主体,对于保障国家能源安全、支撑国民经济社会高质量发展意义重大。在全面肯定中国高含水老油田重要战略地位的基础上,深入剖析高含水分类油藏开发现状,指出了实现高质量发展所面临的提高采收率、低成本高效开发及全生命周期绿色开发3大方面的挑战,明确了高含水老油田总体发展方向及核心关键技术,一是发展以“大幅度提高采收率”为目标的精准开发技术,二是发展以“智能高效”为目标的采油工程技术,三是发展以“高效、绿色、智能”为目标的地面工程技术。研究成果为中国高含水老油田今后较长时期的高质量发展指明了方向。

隔水管重置技术在海上老油田挖潜中的应用与前景

随着海上油田的不断开采,油田储量逐渐减少,无法长期向社会提供石油资源。在这一背景下,老油田挖潜成为油田开采的重点内容。然而,通过大量实践表明,老油田挖潜时仍存在井槽资源紧张等问题,不利于老油田的挖潜。为了提升老油田挖潜效率,应加强对老槽口的改造,其中隔水管重置技术是一种较为良好的技术手段。文章介绍了隔水管重置技术,并以某海上油田项目为例,分析了该技术在老油田挖潜中的首次应用,探讨了其应用前景与意义,为隔水管重置技术的推广提供支持。

大兴务实之风激发老油田新活力

推动发展就要力戒形式主义,大兴务实之风。中国石化中原油田(以下简称“中原油田”)深刻领悟到,要肩负起保障能源安全之使命、高质量发展之担当,就必须按照习近平总书记大兴务实之风的总要求,悟务实之道,干务实之事,走务实之路,创务实之举,激发老油田新活力,为加快打造世界领先洁净能源化工公司贡献力量。务稳能增能之实,勘探开发提质增效,坚守能源保供主责油气传统能源是当下油田的生存发展之基,氢、风、光新能源是油田未来发展重要支撑。对中原油田来说,大兴务实之风首要任务就是做实能源产业。

我国老油田稳产形势、挑战及前景展望

我国老油田剩余油资源潜力较大,虽开采时间长且处于高含水、高采出程度阶段,持续经济有效开发难度大,但仍是我国石油开发的主战场,继续发挥石油保供“压舱石”作用。老油田稳产面临着后备资源不足、资源劣质化,地质条件复杂、开采难度大,工程技术要求高、经济性差,新区新领域规模接替难度大四方面挑战。典型老油田采取了提高石油采收率技术迭代升级;精细油藏刻画,优化开发方案;提升效益,推进增储建产工程;开辟页岩油新战场,拓展新领域等应对措施。通过对大庆油田、长庆油田、新疆油田、胜利油田、西北油田、渤海油田及延长石油7个典型油田分析,认为我国老油田石油增储稳产目标明确且具备实现条件,石油增产难度虽大但有望实现较长时期稳产。为更好挖掘老油田资源潜力,建议进一步深化石油资源管理体制改革,集中力量实施石油增储稳产重大项目,加强关键技术与重大装备创新,完善油气资源勘探开发支持政策。

中国石化老油田绿色低碳转型发展的实践探索

“十三五”以来,中国石化胜利油田(以下简称“胜利油田”)坚持绿色低碳发展战略,聚焦高水平保护,统筹保障国家能源安全和绿色低碳发展,以绿色企业行动计划为统领,以“清洁、高效、低碳、循环”为目标,持续优化产业结构和发展布局。

老油田注采输核心设备节能减排技术探析

为了解决当前在老油田中所面临的一些能源效率瓶颈问题,包括生产规模和地面工艺不匹配、设施高耗低效等。因此,要以技术为先导,以机采、集输、注水等工作为重点,围绕老油田地面配套工艺系统中的关键设备,本文针对老油田注采输核心设备运行内容进行详细分析,包括安全预警、运行安全和安全配套措施等,同时也对永磁调速技术、永磁复合电机直驱抽油机技术、计量站真空相变加热炉技术和大排量对置式柱塞泵替代离心泵改造技术进行了创新,采用新型的节能减排技术,使我国的能源利用率和碳减排得到显著提升。

油藏改造技术对老油田提升采收率的影响

此次探讨了油藏改造技术对老油田提升采收率的影响方向,深入分析了水驱动、气驱动、化学驱动、热驱动和生物驱动等常见改造技术的原理及在老油田中的应用效果。在优点方面,这些技术潜在地提高了采收率,具备可持续性与环保性。然而,技术成本与投资、操作复杂性与风险仍是挑战。最后,未来研究方向应聚焦于解决技术难题、提高经济效益、降低环境影响,并推动数字化和人工智能在油藏管理中的应用。

老油田地面工程优化简化技术探索

随着采油厂油藏开发的不断深入,地面系统油水管线及设备的规模越来越庞大,设备设施的老化问题影响着地面系统的正常运转,尤其是近年来,高质量发展、绿色低碳、安全环保的新发展理念不断贯彻和深入,对地面系统提出了更高的要求。本文本着从简、从省、从优,管用、实用、耐用,技术经济可行的原则,推进地面工程优化简化改造工程落实落地,坚持以人为本,采用简捷的工艺及简单的操作提高精细化、科学化管理水平,实现优化投入、降低成本、提高劳动生产率及生产效益的目标,不断推动采油厂的高质量长效发展。

高含水老油田剩余油再富集质量评价及影响因素

中国陆上老油田大部分已进入高含水期,基于矿场实践经验,部分油井经过一段时间关井后,含水率明显降低,剩余油在局部的再富集是造成这一现象的主要原因。水驱后剩余油在重力和毛细管力的作用下向油藏低势闭合区的再富集是影响剩余油再分布的重要因素之一。通过含水率分级与分流量曲线建立水驱油藏含水饱和度分级标准,并以此为依据构建剩余油再富集程度指数和动用潜力指数,从富集程度和动用潜力2个角度对剩余油再富集过程进行表征和评价,并基于实验室尺度物理模拟实验考虑重力、水动力2个主导条件,分析不同影响因素下的剩余油再富集效果。研究结果表明:在重力主导条件下,剩余油再富集主要发生在油藏上部及隔层下部,高压力梯度时再富集效果更好;而在水动力主导条件下,高压力梯度对于剩余油再富集有促进作用,距离构造顶部的距离越大,剩余油再富集空间越大,采收率更高。

中国老油田二次开发现状及前景

高含水期老油田二次开发既是油田开发历史上的一次革命,又是一场战略性的系统工程,对原油产量长期稳产发挥了不可替代的作用。从智能决策、智能规划、智能施工、智能监测、智能评估等方面,在碳达峰碳中和政策框架下,对中国老油田二次开发的前景进行展望。老油田二次开发须重构地下认识体系,重建井网结构,重组地面流程;技术上应整体控制、层系细分、平面重组、立体优化和深部调驱,做到二次开发与三次开发结合。

老油田集输管网布局优化技术研究

老油田在滚动开发的过程中,新增油井和阀组会改变原有的管网拓扑结构,使求解难度大幅增加。针对这一问题,以总投资费用最小为目标函数,在考虑压力约束、管径集合约束、连头数量约束和隶属关系约束的前提下,通过分支定界法对目标函数迭代求解,并利用实际案例进行了验证分析。结果表明,整体优化后的管道长度为15.43 km,总投资为605.53万元;分级优化后的管道长度增加了7.19%,总投资增加了14.53%,证明了整体优化可进一步降低管网投资和运行费用。

老油田加热炉烟气脱硫达标排放治理

文章主要研究了老油田自产气脱硫治理的技术应用,加热炉实施能源替代后,原料气中含有的硫化氢酸性气体不但影响燃烧后二氧化硫的排放,同时加剧了集输管网的腐蚀穿孔泄漏。针对加热炉烟囱排放烟气中的SO_(2)产生机理复杂、对环境危害大、治理成本高、站内安全间距不足等问题,结合站场伴生资源产量及硫化物含量合理筛选脱硫工艺,通过筛选和调研,综合湿法脱硫和干法脱硫技术,提出一种组合式脱硫工艺技术,因地制宜地选取脱硫工艺。项目实施后通过在5座站场增设3套湿式铁基和组合式脱硫装置,使自产气中硫化物含量降至20 mg/m^(3)以下,满足燃烧后二氧化硫含量小于10 mg/m^(3)要求,从源头上解决了自产气集输管网腐蚀的问题,同时提出了适合不同规模的油田站场实现加热炉烟气达标排放的技术路线。

让老油田“回春”

“贴大地越近,看天空就越远”。中国石化江苏油田采油一厂副厂长李立峰常常这样勉励身边年轻的技术骨干。在他看来,石油人只有扎进油区,才能仰望更加广阔的能源星空。多年来,李立峰带领科研团队立足生产实际,着眼“失控储量恢复动用、再富集剩余油挖潜、长寿命油井管柱配套技术”等技术难题开题立项、合力攻关,真正把一项项科研成果写在了百里油区,老油田储量、产量、效益不断提档升级。

老油田井筒完整性管理探索及实践

我国经济建设水平的持续发展使得整个社会的原油及副产品使用需求量大幅增长,对老油田的开发也逐步深入,而当下我国有大部分老油田生产平台已经进入老龄化阶段,部分油田甚至出现超期服役的情况,其井筒完整性表现十分不理想,面临着设备腐蚀老化、组织管理落后等众多问题。井筒完整性管理在工作性质上隶属于油田/油气井安全管理的一部分,通常囊括了井筒的全生命周期,目的是通过对井屏障实施相应的技术措施及管理方法,以避免地层流体经井筒泄漏到地面上。由于老油田大多经过长时间的开采及运行,其井筒完整性面临的问题也非常复杂,通常包括自喷井环空带压、油套管腐蚀、井下阀门泄露、采油树阀门泄露、注水井油套同压、封隔器密封失效等一系列主要表现,而在一众问题中又以自喷井环空带压、油套管腐蚀造成的问题影响最为严重。另一方面,井筒完整性管理还需要考虑到套变井问题造成的影响,套变井是指油田开发中油水井的套管变形,其变形原因是由于受到开发时间不断增加影响,导致油水井套管长期承受地层应力、泥岩水化、套管腐蚀等多种因素的影响。套变井问题的出现会直接导致井下设备受损,并打乱井网部署状况,不仅不利于后续油田开发及井网完善,也会使油田所在区域面临严重的安全环保风险。因此针对老油田井筒完整性管理的探索及实践就显得至关重要,其探索实践工作是为了保证油气田管道和站场实现全生命周期的安全运行,是保障老油田正常运作、安全生产的关键前提,也是有效控制油田生产对周边环境影响的重要先决条件。

开创老油田高质量发展崭新局面

习近平总书记在党的二十大报告中指出,高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务;中国石油党组书记、董事长戴厚良也强调,高质量发展是加快建设世界一流企业的首要任务。玉门油田作为中国石油工业的摇篮,始终听党话跟党走、不折不扣贯彻落实中国石油部署要求。

老油田推进新型工业化的现实要求、机遇挑战与策略研究——以中国石油大港油田为例

中国“双碳”目标及2035年实现新型工业化目标的提出对传统油气行业的转型发展提出了更高的要求。老油田普遍面临着资源劣质化、运行能耗高、新能源利用率低等诸多问题。本文以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,分析了老油田推进新型工业化的现实要求,并以大港油田为例,提出六个方面的具体策略,为老油田推进新型工业化,实现高质量发展提供有益借鉴。

老油田储层物性参数变化规律研究

以小集油田为例,研究了老油田注水前后,储层孔渗参数变化的不同特征与剩余油的合理开采的关系。在比较小集油田水淹前后取芯井孔隙度与渗透率参数变化的基础上,提出其储层物性参数的空间变化特征有3种类型,即孔隙度与渗透率主频分布变窄型、孔隙度与渗透率向高值收敛增大型和孔隙度与渗透率数值均匀增大型;探讨了沉积韵律、含水特征与3种孔渗参数变化类型的相关关系;根据油田注水后,注入水的冲刷作用对孔渗变化的影响,讨论了油藏物性参数的时间变化特征。研究表明,确定不同的孔渗参数变化类型,并有针对性地设计注采方案,是合理挖潜剩余油的有效途径。

老油田浅层声波曲线的预处理与重构技术

由于测井资料采集时间及使用的测井仪器的不同,我国许多老油田浅层声波时差测井曲线往往存在刻度不统一、测量值不反映实际地层情况、无法区分砂、泥岩等问题,同时因声波测井方法与地震方法的差异,导致地震波阻抗反演结果预测薄层砂体能力的下降。为此,本文总结了一套包括声波井径校正、标准化处理、速度校正的预处理技术,以深侧向电阻率为参考曲线,对预处理声波曲线进行了重构。对港东一区一断块的实际应用结果表明,利用声波曲线预处理后制作的合成记录与井旁道相关性明显提高,预处理曲线重构后反演结果分辨砂、泥岩的能力显著增强,且与钻井结果相吻合。