大庆油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向

大庆油田已开发44年,进入特高含水开发阶段,油田开发面临着含水高、采油速度高、储采失衡严重、套损速度加剧等一系列问题。如何提高油田最终采收率是油田开发面临的主要问题,也是采油工程面临的最大挑战。在简要介绍了大庆油田在特高含水期采油工程的总体技术需求的基础上,分析了采油工程技术现状及存在的主要问题,提出了采油工程技术的发展方向。

科技兴油一甲子 创新强院向百年——大庆油田采油工程研究院成立六十周年巡礼

致辞六十载风雨兼程,一甲子春华秋实。从一台手压泵、两把油管钳起家那天起,大庆油田采油工程研究院就被赋予为国献油、为油铸剑的重任。回望60年的发展历程,在油田内外各级领导的亲切关怀和广大同仁的关心支持下,几代采研人始终胸怀“国之大者”,发扬大庆精神、铁人精神和三敢三严精神,矢志不渝,奋斗不息,敢于实践,善于创新,不断攀登采油气工程技术高峰,为大庆油田各个发展阶段的原油稳产打造强有力的“工程利器”。可以说,采油工程研究院的发展历程,就是大庆油田发展历程的一个缩影。

大庆油田能效评价指标体系及能效综合评价方法研究

针对现行油田主要生产系统能效评价指标及其限值和评价方法对于大庆油田不完全适用的问题,根据工作内容,将油田生产系统划分为机采、集输、注水3个子系统;根据用能的关联性,将油田生产系统划分为机采集输和注水两个子系统,对于这两种子系统的划分,分别建立了能效评价指标体系。体系中的能效评价指标均分为系统级、单元级和设备级3个层级;明确了体系中各项指标的定义、计算方法、基础参数来源及统计口径。基于大庆油田实际情况,根据开采区块类型、驱替方式等,将测试数据进行分组,用统计方法确定每组各个能效指标的优良和合格限值;建立了单项与多项组合的油田生产系统加权能效综合评价方法,该方法综合考虑系统效率或系统单耗及其影响因素,在以较大权重计入系统级指标的同时,以较小的权重计入主要影响因素,即在要求系统指标的同时,也对单元级和设备级指标提出要求,从而分析评定所评价系统能效的提升空间。应用此评价方法对6个机采系统、1个集输和1个机采集输系统进行了能效综合评价。

科技兴油一甲子 创新强院向百年--大庆油田采油工程研究院建院六十周年巡礼

致辞 六十载风雨兼程,一甲子春华秋实。从一台手压泵、两把油管钳起家那天起,大庆油田采油工程研究院就被赋予为国献油、为油铸剑的重任。

大庆油田采油工程降本增效设计与实践

大庆油田进入特高含水期,油田呈现出剩余油高度分散、低效无效水循环严重、开发储层条件变差等问题。作为油田开发的重要组成部分,采油工程相应也面临着单井产量低、能耗高、投资成本高等难题。为了提高采油工程整体经济效益,以降本增效为目标,通过设计思路和优化方法创新,研究形成了基于相控建模的压裂工艺优化、抽油机系统能耗预测方法和节能优选优化技术、抽油机井提高系统效率优化设计方法、老井措施工艺优化设计方法等组成的一系列采油工程优化设计方法。“十三五”期间,采油工程通过降本增效设计累计新建成产能约500万t,减少投资约9亿元,老井措施增油近400万t,系统效率提高2.2个百分点,在井数增加的情况下,能耗降低15.6%。

大庆油田采油工程主体技术现状及展望

随着大庆油田60多年的高效勘探开发,采油工程技术不断发展完善,满足了油田不同开发阶段的生产需求,但随着油田进入“后油藏、非常规”勘探开发阶段,智能化、新能源等新技术飞速发展,采油工程面临着前所未有的机遇与挑战。围绕大庆油田的开发历程,系统梳理了60多年来采油工程在快速上产、5000万t不同时期稳产、4000万t稳产和高质量发展等不同开发阶段形成的技术系列,概述了长垣水驱、三次采油、外围油田、人工举升、修井及清洁化作业等领域目前的采油工程主体技术的发展现状,以推动采油工程技术系统全面布局,核心技术、“卡脖子”技术全面突破为发展目标,探索并展望了未来采油工程技术发展的总体思路及发展方向。

大庆油田采油工程方案设计标准化与实施

为满足大庆油田创建方案设计标准化体系、实现油田节资增效、降低选商盲目性、保障产能建设到位率等四方面需要,2013年开展了大庆油田采油工程方案设计标准化工作。方案设计标准化工作以"实现设计标准化、技术标准化和产品标准化,打造采油工程方案顶层设计"为指导思想,以实现采油工程方案设计全过程标准化为目标,以科学、技术和实践经验的综合成果为基础,对采油工程方案设计过程中重复性的模式、方法、工艺和产品做出统一的、能够重复使用的定型化、模式化的设计,以此带动采油工程各环节的标准化工作。截至2016年12月,大庆油田共依据方案设计标准化成果完成采油工程方案设计109项,油水井8484口,节省投资6.96亿元。采油工程方案设计标准化成果在大庆油田各单位施行以来,确保了采油工程方案设计内容全面、设计过程规范、设计结果科学、优选产品合理,保证了方案设计质量,缩短了方案设计周期,取得了良好经济效益。

榆树林油田CCUS采油工程方案优化设计与实践

大庆榆树林油田扶杨油层属低孔、特低渗透储层,针对以往开发过程中存在注水困难、压裂有效期短、水驱开发难以有效动用的问题,开展CO_(2)驱油技术现场试验。从经济性、技术适应性、配套工艺成熟性等角度对采油工程方案进行综合评价,优选出单、双管分层注入工艺、高气液比举升工艺、注采两端个性化防腐工艺及物理化学组合解冻堵工艺等CCUS采油工程技术。结果表明:试验区投产初期及目前生产情况均达到了油藏预测指标;采出井平均泵效及检泵周期与外围油田平均水平相持平,注气井与采出井腐蚀速率小于行业指标;实现CO_(2)有效埋存108.9×10^(4) t,比水驱预测采出程度提高采收率4.39百分点,取得较好的驱油开发效果。研究成果为CCUS示范区的高效建设提供了技术支撑,开辟了大庆油田外围难采储量有效动用的新途径。

大庆油田螺杆泵采油技术新进展

截至 2 0 0 3年 6月底 ,大庆油田在用螺杆泵采油井共 916口 ,螺杆泵采油技术已基本成熟配套 ,成为继游梁式抽油机、电潜泵之后第三大人工举升采油方式。最近几年来螺杆泵采油技术的新进展主要有 :空心转子螺杆泵、等壁厚定子螺杆泵、转子陶瓷喷涂螺杆泵、多头大排量螺杆泵、大排量螺杆泵专用抽油杆、系列地面驱动装置、螺杆泵井工况测试诊断系统和螺杆泵采油配套技术。今后需继续攻关的项目主要有 :开发电动潜油螺杆泵 ;探索金属定子、合成材料、插入式和多吸入口螺杆泵 ;研究螺杆泵杆柱卸扭技术和智能化控制技术。

大庆油田机械采油方式单耗变化规律

机械采油系统对油田综合开发效益影响很大。为了摸清大庆油田主要机械采油方式的能源消耗状况,挖掘节能潜力,深入研究了2008年以来的3种主要机械采油方式在不同产液量范围内的单耗变化规律,并对不同产液量、不同区块机械采油方式优选及机械采油节能降耗技术发展方向提出建议。机械采油方式单耗变化规律研究对于机械采油系统节能降耗、提高管理水平具有指导意义。

大庆油田致密油水平井段内多簇布缝数值模拟优化研究

大庆油田致密油水平井主要采用套管桥塞进行分段压裂改造,段内簇数由初期的2~3簇发展到目前的6~8簇,簇间距由初期的30 m左右缩小到现在的5~10 m。随着簇间距的逐步缩小,裂缝间诱导应力干扰加剧,将导致段内多簇裂缝非均匀延伸。为此,建立了段内多簇压裂裂缝扩展的物理模型,分别模拟了段内不同簇数、簇间距及布簇模式时的多簇裂缝扩展过程,通过多簇裂缝扩展形态及多簇裂缝均匀指数对效果进行评价分析,优化确定了段内簇数、簇间距及布簇模式。研究结果可为致密油水平井压裂优化设计提供依据,对于促进密切割条件下多簇裂缝均衡扩展及提升水平井压裂效果有着十分重要的意义。

大庆油田二三类油层三元复合驱分质分压注入技术研究

矿场试验表明:三元复合驱比水驱提高采收率高20个百分点。对于非均质性严重的大庆油田二三类油层,三元液沿着高渗透层突进,中低渗透层动用程度较低,影响了整体驱油效果。对此,在聚驱分注工艺基础上,发展研究了三元复合驱分质分压注入技术,研制了高节流低粘损压力调节器、高调节范围低压力损失分子量调节器及全过程偏心配注器,实现高渗透层段注入量及中低渗透层段分子量的双重控制;分注管柱与水驱工艺完全兼容,水驱、三元驱转换时无需更换管柱,节省了开发成本。307口井现场应用表明:该技术一次投捞成功率95.6%,2-3层平均单井测调时间3天左右,可提高油层动用程度8%左右。

大庆油田高含水期优势通道模糊综合识别方法研究

大庆油田由于其地质特征和长期的注水开发,优势通道普遍发育,导致大量注入水低效无效循环,严重制约了油田采收率的提高。如何有效识别注采井间的优势通道已成为改善注入水驱油效果的关键。利用模糊综合识别法,以大庆油田某区块为研究对象,根据注采井间的优势通道形成特点及表现特征,筛选出9项注水井优势通道评价指标和10项生产井优势通道评价指标,通过模糊数学模型建立优势通道识别体系,引入变异系数法对优势通道模糊评判指标进行权重计算,根据计算综合识别指数识别出优势通道。利用该方法在目标区块共识别出大孔道4处、优势通道8处,50%的注采井组间存在注入水的低效或无效循环,需要采取调剖堵水等相应措施进行治理。该方法方便、准确,具有较好的适应性,能够有效识别注采井间的优势通道,为油田后期进行有针对性的稳水控油奠定了基础。

大庆油田增产措施变化趋势研究

通过对十一五期间大庆油田油井压裂和换机泵等主要增产措施的分析,针对十二五期间大庆油田采油工程系统面临的形势和未来发展方向,研究油井压裂和换机泵措施变化趋势,利用对数法、乘幂法、指数法、多项式(压裂平均单井增油)方法,预测了大庆油田十二五期间分年度的单井增油量。考虑到未来开采对象的变化及技术进步等因素,经过充足的论证和研究,最终确定十二五期间增产措施单井工作量,为合理规划大庆油田十二五期间增产措施工作量奠定了基础,对大庆油田十二五期间实现4 000×104t持续稳产起到了积极的指导作用。

大庆油田机械采油提效改造及示范区建设

机械采油是大庆油田主要采油方式,目前面临着机采井体量大、能耗总量控制难,区块储层差异大、机采指标提升难度大,员工总量减少与油井数量增加矛盾日益突出、管理难度大等问题。为此开展了老油田机采提效改造技术的研究与攻关,实施机采提效、井筒治理、机采数字化、机采标准化、示范区五大建设工程。机采提效中应用抽油机节点分析技术、等壁厚螺杆泵采油技术、超长冲程采油技术等,保证合理流压。井筒治理方面,建立措施图版,提高井筒治理水平。围绕新产品新技术检测评价、维护操作等方面,“十三五”期间共制修订标准25项。机采数字化建设方面,建立了基于电参数的工况诊断分析模型,攻关形成基于电参数的抽油机井自动优化运行技术。通过老区A油田和外围B油田两个示范区建设,实现提效技术集成落地应用,措施后,节电1131×10^(4)kW·h,检泵率分别下降2.0个百分点和0.9个百分点,应用效果显著。

大庆油田不返排压裂液技术研究及应用

大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10^4t,66口水井累计增注51.2×10^4m^3,减少外排压裂液3.2×10^4m^3,达到了“零污染、零排放”的要求。

大庆油田LH 2500新型抗盐聚合物驱矿场试验动态特征研究

针对大庆油田清配污稀聚驱区块普遍存在污水矿化度高、体系黏度保留率低、聚合物用量大的问题,开展了抗盐聚合物的室内筛选评价工作,优选出LH2500新型抗盐聚合物,并在杏六区中部3号站投入矿场试验。由于LH2500新型抗盐聚合物分子线性度高,其增黏性、抗盐性和抗吸附性强于普通聚合物,动态变化特征与普通聚驱存在较大差异。依据大庆油田首个抗盐聚驱现场试验的开发过程,研究抗盐聚驱动态变化特征。结果表明,LH2500新型抗盐聚合物具有较强的注入能力,对中低渗透层改善效果更明显,较普通聚驱见效快;中心井最大含水降幅高达19.8%,高于普通聚驱5.4个百分点,含水低值期长达18个月;在注入0.854PV时,试验区提高采收率达到15.54个百分点,预计最终可提高采收率达到18个百分点,高于清配清稀普通聚驱4.63个百分点。

致密油储层体积压裂工厂化作业在大庆油田的研究和应用

随着水平井多段体积压裂和直井缝网压裂技术的进步,大规模压裂作业任务日趋繁重,面临占用资源多、组织难度大、常规压裂施工模式效率低等矛盾。为了提高压裂施工效率,降低成本,减少对环境的影响,优选垣平1、龙26、齐平2井区,按照"水平井+体积压裂+工厂化作业"的开发思路开展水平井体积压裂现场开发试验。通过优化作业模式、优化工艺设计,有效降低了致密油开发投资,为大庆油田致密油储量提档升级和经济有效开发起到了重要指导和借鉴作用。

大庆油田机械采油节能技术现状及展望

对大庆油田机采井节能面临的困难和挖潜空间进行了剖析,对大庆油田机械采油节能技术的成功做法做了全面阐述。同时,结合国家在节能减排方面的政策走向,对大庆油田机械采油节能技术的发展形势和重点攻关方向进行了展望。

大庆油田致密砂岩储层压裂裂缝扩展形态实验研究

大庆油田在致密油砂岩储层体积压裂上取得了较好效果,但裂缝形成机理认识不清,制约技术的进一步提高。为了明确大庆松北地区致密砂岩储层裂缝形态特征,采用水力压裂模拟装置,在真三轴条件下对天然致密砂岩岩心进行了水力压裂物理模拟实验,分析了注入压力曲线特征和岩心裂缝形态变化规律。结果表明,裂缝形态主要受水平主应力差控制,层理特征对裂缝形态影响明显;脆性指数及杨氏模量对裂缝形态影响不明显。当水平主应力差小于3MPa时,储层层理特征越明显,压裂后水力裂缝越容易沟通层理弱面并发生转向,裂缝形态越趋于复杂。