老油田油水井扶停管理模式应用研究

随着老油田开发时间延长,低产、低效井及躺井率逐年上升,伴随而来的油水井增产增注等措施居高不下,增大了老油田开发成本,存量资产管理难度较大。以提高油水井开井率和原油产量为目标,立足成立"扶长停项目组",优化梳理规则,效益评价优先,统筹规划部署,分类治理,创新形成了老油田油水井扶停管理模式,提高了油水井扶停效率,盘活了存量资产。

运用Arps递减法测算胜利油田扶停井恢复的可采储量

影响可采储量勘探开发因素主要有4个,分别是勘探新增可采储量、老区开发调整新增可采储量、停产井失控可采储量、扶停井恢复可采储量,胜利油田每年都要扶停大量的停产井,但扶停井恢复可采储量在国内研究较少,这主要是因为扶停井较难界定,其恢复可采储量计算方法也不明确。本文结合胜利油田的实际,明确定义了扶停井,并且运用Arps递减法计算得到了扶停井恢复可采储量的结果,从而为为胜利油田可采储量的标定提供依据。

长停井失控储量研究

随着油田进入特高含水开发阶段,停产注井越来越多,造成失控储量增多,水驱开发效果变差,严重影响油田经济效益,这种状况以断块油田尤为突出。以断块油田为例,重点研究了停产井单井损失可采储量的计算方法,并分析了停产前指标、停产原因与单井损失可采储量的关系。并制作了不同油价、不同投资条件下,恢复长停井原油生产能力的经济界限图版,对避免低效恢复措施、提高油田经济效益具有重要意义。

水声射流聚能一体化解堵技术研究与应用

胜利油田油气井下作业中心专业化管理后,瞄准打造技术先导型油气增产技术服务公司的职能定位,围绕油田合作扶停,大力开展油气增产技术研究。本文主要从速度场、压力场、湍流动能场和脉冲空化等方面开展水声射流聚能一体化解堵数值模拟,得出施工参数,然后围绕喷嘴结构和工具结构进行设计,通过现场试验应用,形成操作规范,为油井增产提供一种全新的物理深部解堵方式。

通61断块开发现状及上产措施

论述了通61断块目前的剩余油分布及存在的潜力,并通过对潜力的分析提出几项上产措施。通61断块经历了开发的四个阶段,目前已经进入高含水阶段,但从平面、纵向上分析均存在潜力区。通过对潜力的分析,提出了完善井网、扶停(大修、扶停、卡改)、加大生产压差、提液等提高最终采收率的手段。通过实施这几项上产措施,产量大幅度的提高,含水却没有较大的上升,取得较好的效果。

套尔河油田降成本综合治理措施研讨

套尔河油田1981年投入开发,主要发育断块潜山、断鼻构造两种油藏类型。2018年,通过措施扶停,实现吨油完全成本2679元/吨,经营现金流为196万元,利润9.08万元。通过对油田开发及经营状况进行系统分析,明确了制约油田开发效果和经营效益的主要因素,制定了改善开发效益的治理对策。

跟踪调整提高老油田开发水平

利2块位于利津油田西北部,构造处于滨南-利津帚状断裂带收敛部位。利2块整体构造比较简单,为被南北两条近东西向、南倾断层切割而成的断块构造,沙二段3砂组顶面总体呈自东向西逐步抬升的单斜构造,东部地层较缓,西部较陡,地层倾角在3-10°之间。利2块已探明含油面积1.4km2,动用地质储量66万吨。岩石类型主要为粉细砂岩、砂岩、含砾砂岩、泥岩,砂岩成熟度较高,分选、磨圆较好,碎屑岩颗粒主要为石英、长石和岩屑,石英平均含量为49.5%,长石平均含量为35.1%,胶结类型为泥质胶结。地面原油密度在0.8838-0.9297g/cm3之间,平均0.8945 g/cm3,地面原油粘度在40-181.2mPa.S之间,平均96mPa.S,含硫0.15%,凝固点33℃,属常温常压油藏。