JKR Involved in Developing Old Oilfields in Jilin

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The Solutions for Adjustment and Reconstruction of Water-Drive Surface Systems in the Old Areas of Daqing Oilfield

Introduction Owing to long-time running, more facilities including stations, pipelines, vessels have become corrosive and aged ,some process has grown old, it has exert more burden for the maintenance and repair.Simultaneously, the fluid production rate, oil production rate and water injection rate has changed greatly so that the inflicts and problems from the established surface systems will become more obvious. Energy cost of production and running has increasing continuously. Capacity has been unbalance in systems and areas.

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。

我国高含水油田开发形势及政策建议

我国已开发高含水油田储量、产量分别占全国总量70%以上,担负着保障国家能源安全和支撑经济高质量发展的重要使命。高含水油田大多处于高含水、高采出程度的“双高”阶段,面临着后备资源接替不足、大幅度提高采收率技术难以满足开发需求、成本高、效益低等难题。同时,国内油气资源仍有较大潜力,勘探开发理论和技术水平不断提升,油气需求持续旺盛。为了解决高含水油田未来发展战略问题,在分析我国高含水油田开发形势、面临挑战与机遇的基础上,建议从国家层面完善配套机制和政策体系,包括常规油气分类分阶段差异化财税政策、油气矿业权相关政策,持续开展重大关键技术攻关支持,争取低油价返还特别收益金政策等,以促进高含水油田高质量可持续发展。

超低渗透油藏水平井重复压裂新老缝合理配比研究

超低渗透油藏初次压裂投产后,由于地层能量亏空严重、裂缝失效等原因,油井产量递减迅速,无法满足生产需求,需要进行重复压裂,重复压裂设计的关键是确定合理的布缝位置和重复压裂的新缝数量。基于长庆油田元284井区储层地质特征,结合初次压裂生产情况,建立了水平井重复压裂裂缝延伸数值模拟模型;对比了不同新老缝配比条件下重复压裂储层改造体积与最终开采效果,明确了重复压裂前注水补能提高重复压裂改造效果的机理;通过分析经济收益,获得了合理的新老缝配比关系。模拟结果表明:重复压裂新缝为2条、缝间距为20 m时,更有利于形成复杂缝网,提高采收率;随着2条老缝间重复压裂新缝数量增加,更有利于裂缝间相互沟通形成复杂缝网,提高储层改造效果;老缝间重复压裂的新缝数量较多时,由于裂缝之间的相互干扰,会导致开发生产前期产量增幅递减,但随着不断生产,由于储层改造更为充分,对后期稳产较为有利。研究结果为超低渗透油藏水平井重复压裂方案设计提供了理论依据。

X井精准治理技术研究与应用

我国东部老油田套返问题日渐凸显,常规手段无法彻底治理。文中以大庆油田某采油厂X井为例,详细分析了该井基本情况及前期治理存在的问题,基于无源磁导向技术,形成了“3+1”多级治理思路。针对X井井深浅、地下压力层系复杂等问题,提出了优化磁测距精度和优化挤注压力的精准治理对策。现场实施完整的技术方案,即无源磁导向技术配合挤注水泥、射孔等技术手段,给X井重造一个完整的圈闭,封堵泄漏点。工程历经40 d,累计进行无源磁导向测量9次,两井之间的距离从首次测量的10.98 m缩短至0.16 m,分级挤注封堵后预留治理井作为观察通道。研究表明,200 d后X井再无新的油气水溢出,节约预期投资一半以上,解决了困扰采油厂多年的环保难题,为东部老油田的老井治理提供了可靠思路。

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。

老油田二次开发与CO_2驱油技术研究

分析了老油田提高采收率的必要性和可行性,阐述了老油田二次开发工程的基本概念和方法,讨论了CO2驱油的主要机理、驱油方式、驱油效率和国内外研究与试验进展,总结了老油田二次开发和CO2驱油技术的发展前景。"二次开发"的核心是运用新理念和新技术重新构建老油田新的开发体系,大幅度挖掘老油田潜力和提高最终采收率,其技术路线是重构地质认识、重建井网结构、重组地面工艺流程。CO2驱油既能大幅度提高采收率,又能实现"碳埋存"和环境保护。二次开发与CO2驱油相结合,是未来中国石油提高采收率的发展方向与重点技术之一。

论大庆油田振兴发展战略

资源采掘型企业,资源枯竭是必然面对的问题。大庆油田贯彻党的十九大精神,学习习近平新时代中国特色社会主义思想,落实习近平治国理政新理念,结合油田产量步入衰减期实际,提出了以“当好标杆旗帜,建设百年油田”为总体目标的振兴发展战略。本文用历史唯物主义与辩证唯物主义观点,从振兴发展的必然选择、核心内涵、基础条件、总体目标、有效途径以及保障措施等方面,讨论了大庆油田振兴发展战略的客观性、科学性和可行性。

胜利油区已开发油田提高采收率技术思路与建议

胜利油区已经整体进入特高含水率开发期 ,提高老油田采收率直接关系到油田的持续稳定发展。分析了胜利油区已开发老油田提高采收率的现状。针对油区陆上整装构造油藏、高渗透断块油藏、低渗透断块油藏、热采稠油油藏及三次采油油藏的具体特征 ,提出了提高采收率的技术思路。建议对低渗透及稠油热采油藏进行技术储备工作 ,开展特殊结构井、开发地震及套管修复等技术攻关。

五里湾长6储层暂堵压裂工艺优化研究与应用

针对五里湾长6油藏面临常规改造措施针对性和有效性逐年变差,且含水上升快等技术难题,开展暂堵压裂工艺优化研究,进行工艺思路和参数优化,配套完善压裂液体系,形成五里湾长6油藏暂堵压裂优化技术。现场应用实践表明,该技术提高重复压裂技术的针对性和有效性,丰富了老油田措施手段,抑制了含水上升,提高单井产能,对五里湾长6油藏长期稳产具有重要意义。

支持老油田稳定和低品位油气田开发的政策思考与建议

我国探明油气储量日渐劣质化,成本刚性增长的态势已经形成;已开发主力油田陆续进入开发后期,含水和开发成本不断上升。与此同时,税费税种较多、税赋较重,导致我国油公司上游业务盈利空间缩小、效益快速下滑。在重点油气田解剖分析基础上,建议国家从取消特别收益金、降低资源税、适量资本抵税、继续设立科技研发专项基金、扶持低产低效井开采、支持致密气有效开发、鼓励尾矿资源开采8个方面给予优惠扶持政策,以进一步挖掘老油田开发后期剩余边际储量的开发潜力,同时实现低品位储量大规模有效开发利用,形成国家增收、企业增效的可持续发展战略格局,做大支撑我国原油稳定并适度上产的储量基础。

老油田实施数智油田建设研究与思考——以大港油田为例

随着人工智能、区块链、云计算、大数据、边缘计算等技术的普及应用,数字化浪潮正在深刻影响并重塑全球工业格局。老油田要在未来能源世界中立足,应从提高认识入手,主动顺应数字化潮流,开展数智油田建设,推进企业转型升级高质量发展。大港油田在数智油田建设中:(1)坚持规划先行,优化顶层设计。始终以问题为导向,按照“421”规划思路,明确总体目标,即全面建成以“六化”为标志的数智油田生态运营体系。(2)坚持以点带面,细化方案部署。优选实施场景,包括勘探开发协同智能研究场景、作业现场智能监控场景、生产运行智能管控场景、经营管理决策智能分析场景等,明确实施路径,精选实施项目,夯实数据基础。(3)坚持与时俱进,强化创新驱动。不断加大新技术应用力度、自主产品培育力度、管理模式创新力度。做好组织、机制、资金、人才方面的保障措施,推动信息进步,为老油田在新时代破解新难题、取得新突破、实现新发展注入新的活力和动能。

复杂断块老油田精细地层对比综合方法的提出与应用

针对复杂断块老油田地层对比方面所存在的一系列难题,在广泛消化前人研究成果的基础上,提出了一套强调综合分析和运用地面露头、地震资料、测井资料、测试资料等所能提供的一切有用信息,并使之相互配合、相互验证,进而达到精确地层对比的综合方法——"地震测井结合、分块分级对比"的小层对比方法。该方法综合利用测井资料纵向上的高分辨率优势和地震资料横向上的优势对砂层组进行识别及划分对比,此外,还应用油田开发过程中丰富的生产动态资料进行方案的验证和必要的调整,从而达到动态资料与井震资料的统一。该方法在现已处于开发中后期的缅甸PYAY油田的应用中取得了很好的效果,对断层展布特征和油水系统均取得了新的认识,并克服了原方案划分方法较笼统、精度不足等缺点。因此,在方法研究和实际应用中都取得了新进展,建立了一套专门针对类似的复杂断块老油田开展精细地层对比研究的工作模式和技术方法模式。

辽河油区老油田二次开发探索与实践

对辽河油田面临的严峻开发形势,创新提出了利用新技术通过改变驱替类型、驱替方式、渗流方式,重新开发老油田、进一步提高老油田采收率的二次开发理念。在探索与实践中,初步形成了二次开发技术框架,建立了二次开发技术标准,针对不同类型油藏地质开发特点,形成了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,从根本上改善了老油田开发效果,实现了新一轮有效开发,为老油田提高采收率探索了一条新路,对老油田开发具有普遍的借鉴意义。

老油田注CO2开发提高注气能力的方法

针对老油田转注CO2开发注气能力低的问题,应用长岩心物理模拟室内实验的方法,验证了采用表面活性剂提高注入能力方法的可行性,并确定了注气能力各影响因素定量关系。研究表明:注水至一定阶段,转注0.2 PV表面活性剂段塞后,后续注气能力比注水开发的注入能力提高了19.31%,比直接转注气的注入能力提高了8.86%,增注效果非常明显;储层的物性越好、裂缝越长、倾角越小越有利于转注气气体注入,相反,前期注水越多,注采井距越大,越不利于转注气注入;注水量对注气能力影响最大,其次为注采井距和裂缝,物性和地层倾角的影响最小。研究成果为老油田的注气开发提供了一种提高注入能力的方法,丰富和发展了注气开发技术体系,为注气开发的现场实施提供了重要的技术参考。

老油田“内挖外扩”中的油藏精细描述技术

针对江汉油区不同特点的老油田,进行"内挖外扩"中的油藏精细描述技术的攻关研究,总结出了不同油藏类型的老油田进行"内挖外扩"时的油藏精细描述关键技术,其中复杂断块老油田内部开发调整(内挖)中的关键技术是精细地层对比、构造精细研究、单砂体沉积微相研究及油藏地质建模和数值模拟一体化的剩余油研究技术;中、低渗透构造-岩性老油田周缘滚动扩边增储(外扩)中的关键技术是将现有三维地震资料经二次处理,提高其分辨率、信噪比、成像精度的前提下,将测井、地震、生产测试等资料有机地结合起来,采用多种方法综合预测储层及其物性分布,评价滚动勘探开发潜力。

动力式陀螺测井技术在油田老区调整挖潜中的应用

现河油区的油藏类型多、地质条件复杂、储层横向变化大、剩余油高度分散。介绍了动力式陀螺测井技术的应用方法及在现河油田开发中的应用效果。经过几年的应用实践 ,形成了一套完整的技术应用程序、测井成果应用方法 ,在油田老区调整挖潜发挥了重要作用 ,提高了油田整体开发水平。为其它油田提供了现场实践经验。

老油田高质量开发建设的探索与实践

大港油田已开发50余年,面对开发建设日益复杂困难的条件,大港油田提出了规模开展油气开发建设的创新理念,构建了征地少、潜力足、技术高、成本低的开发新模式。主要包括:1)创新油藏渗流重构方法研究,主要解决油藏潜力认识难的问题;2)采用平台化布井钻井,缓解征地难的问题;3)创建难开采储量合作建产管理模式,解决产量接替问题;4)重点试验三次采油提高采收率的新技术、新方法,增加可采储量,突破可持续发展的技术瓶颈;5)通过信息化与工业化融合建立数字油藏、数字地面,提高效率,解决劳动力优化配置问题。