“躲峰填谷”在扶余采油厂联合站集输系统的应用

扶采油水处理中心下设一个中心处理站、两个放水站。管理机泵226台(套),锅炉24台,油水罐75座,压力容器58台。年处理能力油气集输120万吨、处理液量1500万吨、污水处理1100万方、注水1300万方。年耗电量7000万度,占扶采总电量的三分之一。我站立足当前形势,苦练内功,积极探索节能降耗新途径。结合公司电力工作新思路,按照厂确定的实施躲峰填谷新部署,我们边实施、边探索、边推进,取得了较好效果,电费节余与日骤增,电量消耗日趋下降。

松辽盆地扶余油田白垩系泉四段沉积微相研究

以岩芯和测井分析为基础,通过对吉林扶余油田白垩系泉四段的沉积背景、物源方向、沉积特征、沉积构造的研究,确定其为一套浅水三角洲沉积。区内以浅水三角洲前缘亚相沉积为主体,主要包括水下分流河道、水下分流河道间、水下天然堤和水下决口扇、砂质浅滩等5种沉积微相类型。此外,以单井微相分析为基础,结合大量的地球物理测井及录井资料,研究了区块内白垩系泉四段4个油层组、13个小层的沉积微相平面分布规律。研究结果表明:工区位于三角洲前缘的前部,缺乏前人研究认为的河口坝微相。其中,水下分流河道多呈NNE向和SN向带状展布,由于主河道的摆动,河道中心左右迁移,造成平面上河道砂体分布的不稳定,水下分流河道在第5、6、8、10小层发育。沉积微相的精细研究为油田的下一步开发以及主力层剩余油挖潜奠定了基础。

复合射孔技术在扶余油田高含水开发后期的应用

扶余油田已进入高含水开发后期,随着采出程度的不断加深及油层水洗程度的不断加重,可动用潜力层的性质及井况逐年变差,严重制约着压裂措施的实施。该油田正韵律沉积储层层内非均质性较强,长期注水开发过程中,造成层内底部水洗,且在沉积过程中形成东西向垂直裂缝,导致底水上窜,注入水无效、低效循环;加之扶余油田1/3区域位于城区,随着城区改造及大平台井的增多,剩余油挖潜难度增大。通过对储层沉积特征、水洗特征、剩余油分布规律研究,认识夹层及沉积构造界面对水淹、水洗层的影响特征。利用复合射孔技术,开展不同层位夹层、构造界面影响下的储层不同部位下的射孔技术,有效挖潜了储层内的剩余油,解决了水平井等措施成本高的问题。利用复合射孔技术的增油机理,开展了稠油区的实验。目前累计实施108口井,有效率达81%,累计增油6120t。

三角洲前缘水下分流河道单砂体叠置机理及对剩余油的控制——以扶余油田J19区块泉头组四段为例

以松辽盆地扶余油田J19区块泉头组四段为例,在沉积微相研究的基础上,综合应用岩心、测井、生产动态等资料,对三角洲前缘复合水下分流河道内部的单砂体进行定量识别。研究结果表明,研究区单砂体叠置类型主要包括分离式、叠加式、切叠式、替代式4种垂向叠置样式和间湾接触、堤岸接触、对接式、侧切式、替代式5种平面接触样式,并总结了相应的识别标志。研究区单砂体宽度介于200~800m,单砂体厚度介于4~8m。分离式的叠置砂体顶部剩余油富集;叠加式、切叠式、替代式(垂向)叠置类型的砂体厚度不同、注水方向不同,对剩余油分布范围有较大影响。间湾接触、堤岸接触、对接式的砂体横向不连通,在两个单砂体之间易形成侧翼剩余油富集;侧切式和替代式的砂体,横向连通性好,剩余油不易富集。

东扶北油田扶余油层储层精细建模

东扶北油田扶余油层浅水三角洲河道类型多样,储层构型特殊,断裂特征和物性分布规律复杂,针对油藏剩余油分布和挖潜及注采调整要求,亟需建立精细三维地质模型,为剩余油分布和油藏数值模拟提供依据。以研究区精细地层划分对比和沉积相研究为基础,通过地质-测井-地震相结合的方法,开展扶余油层储层构型研究,建立储层发育地质知识库。针对扶余油层三角洲河道类型演化特征,提出一种充分利用地质、地球物理等信息,以地质模式为指导、单井河道砂岩分布为硬数据、河流相储层构型为井间约束软数据,采用分级相控、序贯指示模拟建立扶余油层储层地质模型;以测井解释的储层物性参数数据为基础,在储层相模型的控制下,以地震反演数据、物性统计分析数据做约束,采用序贯高斯随机模拟方法建立扶余油层三维属性参数模型。东扶北油田扶余油层油藏三维地质模型精细、客观地表征了三角洲河道储层的三维空间结构,实现了不同类型河道储集体的精细刻画与表征,满足了油藏剩余油分布和数值模拟精确计算的需要。

扶余油田开发存在主要问题及建议

目前扶余油田进入到特高含水开发阶段,含水上升率高、递减大,油田稳产面临严峻挑战。针对开发中存在的主要问题,本文从含水上升、产液下降等两个影响开发效果的主要方面入手,深入分析储层沉积特点、注采井网、开发层段划分、原油性质等多方面影响因素。提出在加强常规注采调控基础上,开展井网重组层系调整、细分注水层段、配套调堵降粘等针对措施,进一步改善水驱效果,实现特高含水开发阶段高水平稳产。

扶余油田二次开发地面工艺流程研究

扶余油田地面系统经过整体改造后,形成了以多口油井串联常温输送流程为主体,部分油井串联掺输,集油支干线、干线掺输的高效原油集输系统,并成为全国老油田改造优化、简化地面流程的典范。但由于二次开发导致产液量、产油量、注水量均不断变化,热采、调剖,注聚等采油工艺的应用,导致原地面站场和管网设计依据的开发指标和油品性质等都发生了变化,逐渐体现出制约开发上产的瓶颈问题。必须通过科学调整地面系统来满足开发需求。

扶余油田蒸汽驱技术应用与评价

扶余油田扶北地区油品性质属于弱稠油,长期采用注水开发方式,效果差,资源没有得到充分动用。2007年,用热采方式成功动用探40区块的稠油资源,从第一阶段的蒸汽吞吐看,热采投产井的日产油量是常规投产井的2～3倍,效果较好。经过2～3个吞吐周期后,进入到蒸汽驱阶段试验,前期应用数值模拟技术,确定符合油藏特点的汽驱参数和注入方式:注汽压力8～11MPa,原则上注汽压力要求小于油层破裂压力;注汽速度50t/d;井底注汽干度大于40%;油藏压力1～3MPa。试验效果认识到,好的储层物性、合理的注汽参数、高的采注比和不发生汽窜,是取得蒸汽驱开发效果的关键因素。建议选择储层条件好,特别是油层的物性参数要好的区块,进一步扩大蒸汽驱试验范围,为扶余油田大规模蒸汽驱开发提供技术储备。并且,要具备完善的试验监测和评价手段。

扶余油田中探25区块单砂体精细刻画及隔夹层识别

以松辽盆地扶余油田中探25区块泉头组四段为例,通过对单砂体进行成因分析和层次划分,结合复合河道单砂体叠加模式,开展复合河道平面单砂体识别,并进行单砂体分布及连通关系研究。结果表明,全区单砂体垂向叠置样式主要包括孤立式和切叠式,单砂体空间接触样式包括多层式、多边式、单边式、叠加式、对接式、孤立式六种。层间隔层划分标准为自然伽马大于84.5 API,微电极幅度差值小于0.2Ω·m;层内夹层划分标准为自然伽马回返程度大于16%,深侧向回返程度大于17%。

扶余油田压裂技术发展方向研究

压裂改造技术已成为低渗透油田开发的主要手段,也是低渗透油田稳产的重要保障,在增油方面与其他技术相比,有着明显优势。随着油田开发的不断深入,以及储层改造的对象变得越来越复杂,压裂技术必须与井网特点紧密结合,以改善注采关系为重点,多种配套措施结合应用,实现区块整体改造,从而有效提高水驱采收率。以处于开发后期的扶余油田为实验对象,分析压裂技术在高含水老油田的实施效果,并对现存的瓶颈问题开展技术攻关,探索压裂技术未来的发展方向。提出压裂改造技术与注采井网相结合;研究合理的压裂周期,提高油层导流能力;采取压裂和调剖、堵水、分采等多项措施技术配套应用,综合调整区块的注采矛盾,实现剩余可采储量的有效动用;发展特殊工艺井压裂技术,对疑难井挖潜等措施,为扶余油田产能建设目标的顺利实现提供技术保证。

扶余油田中7-3区块调剖体系研究及应用

为提高扶余油田特高含水期注水开发效果,针对注水开发中存在的主要问题,结合区块储层特征,开辟了中7-3区块先导试验区,对试验区开发效果进行了系统的跟踪评价。该区块目前采油速度仅0.3%,标定最终采收率约25%,采出程度为13%,开发水平较低。利用改性沥青石油胶调剖剂在地层温度下,颗粒之间可互相粘结,封堵性强度高,且不受地层水矿化度影响,耐水冲刷性能好,有效期长的特性,有效解决了扶余油田储层非均质性及常规调剖有效期短的问题。该区块于2013年5月完成现场施工,平均单井注入调剖液1386.5m3,74口受效油井平均日产液698.6t/d,平均日产油53.8t/d,综合含水92.3%;与措施前相比,平均日增液4.0t/d,平均日增油28.3t/d,综合含水下降4.0个百分点。该项技术的成功实施,为扶余油田高含水开发后期提高开发效果提供了一项新技术。

利用数值模拟技术研究扶余油田周期注水模式

针对扶余油田目前高含水开发、油藏非均质性较强、注入水形成严重的无效水循环的现状,开展了基于岩心尺度的数值模拟研究,研究了注水方式、注入速度、原油黏度、注水时机、含油饱和度场等参数对周期注水效果的影响。结果表明,油藏非均质性、地层压力等是实施周期注水的前提;周期注水的最终采收率随原油黏度和转注含水率的增加而降低;周期注水最终采收率增量随原油黏度的增加而增加,随转注含水率的增加而降低;周期注水的含油饱和度场要优于连续注水。所以对于非均质性较强的油藏,应在早期进行周期注水,可有效提高油田采收率。研究成果为扶余油田下步科学制订注水调整及周期方案提供了理论基础。

扶余油田注水井提效测试有效做法

扶余油田长期的注水开发,分注井数2000多口,测试工作量大,测试力量不足,针对上述问题,扶余油田开展了有效测试方法试验,取得了非常好的效果,有效解决了因测试力量不足导致的测试积压。为扶余油田高效注水开发提供了有效保障。

双注水井点技术在扶余油田的应用

扶余油田目前已进入特高含水开发期,采出程度达到25%,采收率只有30.9%,主力区块注水区采出程度达30.4%,采收率只有35.7%,常规水驱区块可采储量采出程度85.2%,提高注水开发水平、深入挖掘注水潜力是注水开发区急需解决的难题。通过双注水井点技术研究,指导扶余油田下步注水开发方向,增加注水调控新技术的储备。

扶余油田稠油分层注汽工艺技术试验与效果评价——以探91区块为例

针对扶余油田多年混注热采产生的效果逐轮变差、储层动用差异大、渗透率高的储层及部位水淹或水窜等问题,有针对性地在探91区块开展了分层热采配套技术研究及试验,该技术采用下部填砂,上部用热敏封隔器分隔的方式实现分层注汽,并研究了配套工艺管柱及压井液技术。对目的实验井进行优选,对注汽参数进行优化研究,针对每口井特点提出不同的地质个性化设计。试验结果表明,分层注汽可有效避免水淹水窜,注汽量明显低于混注热采,蒸汽利用率较高,费用减少。效果较好,有效提高了热效率。总体评价可见分层注汽效益远高于混注,在目前低迷油价下,该技术为扶余油田类稠油区块开发提高采收率提供技术支撑。

模糊综合评判法快速识别低效无效循环井层——以扶余油田西10-2区块为例

扶余油田西10-2区块长期注水开发,注入水沿高渗透层突进,形成严重的无效循环和低效循环,造成含水高、采出程度低。针对此问题,根据低效无效循环形成的影响因素,统计区块生产数据,结合油田开发实际情况和专家意见,建立了无效低效循环井层的评判指标体系及标准,应用多级模糊评判技术建立了低效无效循环井层评判的方法,并对判定过程进行详细描述。利用Delphi、Visual Foxpro等计算机语言,开发了该方法的应用程序,建立低效循环井层软件平台。实例应用表明,该平台判定低效、无效循环井层比人工方法在速度上提高了10倍以上,识别精度达到91.3%。该技术方法操作简便,在很大程度上提高了低效无效循环井层的识别速度和精度。

射孔弹侵彻岩层及能量转化效率研究

为研究射孔弹侵彻岩层的过程及爆炸后能量的分布情况,基于对称罚函数的流固耦合算法及岩层的RHT(Redel-Hiermaier-Thoma)本构模型,借助显式非线性动力学分析程序LS-DYNA,建立了1/2二维射孔弹-空气-岩层对称数值模拟模型,系统地分析了射孔弹在不同的装药类型、药型罩壁厚及锥角下射流侵彻岩层的深度及能量转化情况。研究结果表明:射孔弹主装炸药的爆速和猛度对射流侵彻岩层深度的影响显著;射孔弹炸药的爆速和猛度越高,射流的头部峰值速度越高,侵彻岩层深度越大;射孔弹主装炸药为RDX时,射流的有效能量转化率最大,其次分别为HNS、HMX。药型罩壁厚在0.6~1.5 mm范围内,适当减小厚度,可以提升射流的头部速度及岩层的穿深;但与此同时,射流的有效能量占比将降低,爆轰能量将增大。锥角在55°~70°范围内,适当减小锥角,射流的有效能量转化率及侵彻岩层的深度将增大,爆轰能量转化率将减小。

低渗透油藏二氧化碳驱油及埋存可行性研究——以新疆油田八区克上组油藏为例

针对新疆油田低渗透油藏储层物性差、注水开发效果差等开发难点,结合二氧化碳埋存发展趋势,探讨了二氧化碳驱油提高采收率及埋存的可行性。以新疆油田八区克上组油藏为例进行油藏数值模拟,在对典型油藏开发历史和动态资料深入分析的基础上,通过油藏流体拟合、细管实验数值模拟及水驱历史拟合,建立基础预测模型,并对开发方式、注气参数及生产工艺进行了优化。结果表明:模拟预测油藏最小混相压力为18.6 MPa;二氧化碳能够有效波及到常规水驱无法波及到的区域,采用水气交替的注入方式埋存系数为0.146,比连续水驱提高采收率12.42%,比二氧化碳连续驱提高3.33%;总注气量对水气交替开发效果影响最为显著;采用关层气油比控制能够更有效地扩大二氧化碳波及体积,进一步提高二氧化碳埋存量和采收率,比采用关井气油比控制的埋存系数提高2.7%,提高采收率3.07%。

近期国际石油价格回顾与预测

1回顾 1.1原油 3月份国际原油价格明显下滑,主要原因是美国原油库存和产量增加引起市场对产油国减产能否扭转全球供应过剩的怀疑,加之投资者信心不足,导致原油期货市场基金净多持仓量大幅下降,油价承压后出现较大幅度的回调。3月份,美国WTI原油、英国布伦特原油以及亚洲迪拜原油的现货均价分别为49.58美元/桶、51.56美元/桶和51.20美元/桶,环比分别下降3.82、3.55和3.24美元/桶。

间歇井采液技术监督及控制

间歇井采液的投入和产出有很多特殊性,不同阶段有不同的投入产出比,在盈亏平衡分析图中属于非线性。通过对间歇井的技术监督,采用多种技术手段,探讨间歇井最佳采液方案,达到理想效益。在各种方案中,实现油井有液量就抽,没有液量就待机,是各采油厂不断研究改善的重要课题之一。改造单向阀,通过单片机捕捉单向阀阀芯运动状态,根据阀芯状态指令抽油机工作,达到增产、节能效果。直接获取油井产液信息,直接控制抽油机工作方式,不需要通过单井单量结合动液面进行摸底分析,也不需要通过电参或者示功图人工分析,进而不需要制定单井采油制度,实现自动控制。