海拉尔油田分子膜增注技术研究与实践

针对海拉尔油田在注水开发过程中存在注水井注入压力长期居高不下、注水量低的问题,提出通过注入一种带有阳离子基团的物质(在此称为分子膜剂)溶液可以缓解这一问题。该分子膜剂与带有负电荷的岩石表面具有极强的吸附能力,被注入地层后会取代水膜而吸附在岩石孔隙内表面,并形成一层纳米级分子膜,使岩石由原来的强水润变为中间湿或弱水湿,从而提高了水相渗透率,达到降压增注目的。通过室内试验研究及现场应用实践表明,该技术可以降低该油田注水井的注水压力,提高油藏的吸水能力。

海拉尔油田单井流程工艺降温集输试验

随着贝301作业区含水持续升高,间抽井增多,又有部分井转注,使得部分环状集输流程工艺实质上变成了单井流程工艺。截至2012年,采用单井集输流程工艺的机采井占作业区开井数的50%以上,因此单井流程工艺的降温集输成为节能重点。针对单井流程工艺特点,开展降温集输试验,优化了贝301作业区集输流程运行参数,节约了生产成本,取得了明显的经济效益。

海拉尔盆地苏德尔特油田布达特潜山油藏储集层特征

布达特潜山储层是海拉尔盆地苏德尓特油田的主力油层。针对布达特储层岩性复杂,物性较差,储层类型复杂等特点。根据岩心描述资料、岩石薄片资料和裂缝测井资料对布达特潜山储层岩性、物性、电性特征进行了研究。确定储层主要类型有孔隙型、裂缝、孔洞及溶孔型属于双孔隙介质储层。并结合地震属性方位角各向异性预测将布达特储层纵向分为风化破碎带,裂缝、溶孔、溶洞发育带和致密带。平面上受构造位置和断裂位置共同控制,断裂带附近和高部位更容易形成好的裂缝储层。

海拉尔油田燃气发电站问题与对策

海拉尔油田大量伴生气因无处利用而外排,为了充分利用剩余气,分别在贝301和贝28作业区建成2座燃气发电站。利用发电并网可有效解决发电分配不均而导致的设备运行负荷率低的问题,另外安装余热利用装置可有效利用发电机组烟气余热,节约天然气能源。2座燃气发电站建设一次性投入2 500万元,每年可节省电费960万元,投资回收期3年。余热利用装置投资按165万元计算,1年即可收回成本。

海拉尔盆地某油田储层沉积微相对单井产能的控制作用

本文分析了海拉尔盆地某油田某开发区块储集层沉积微相对单井产能的控制作用,给出区块单砂组主体相带水下分流主河道和水下分流间湾地层系数与单井产能的经验公式。同时也分析了沉积微相及构造、注采系统共同作用对单井产能的影响。可为开发方案调整及后续制定增产措施提供参考和依据。

海拉尔油田储层损害机理研究

海拉尔油田地质条件复杂,储层保护的难度大,严重制约了勘探开发进程。为了适应海拉尔油田勘探的快节奏,针对海塔探区的地质特点,开展了海拉尔油田储层损害机理、保护储层钻井液体系等方面的研究,并优选了有效防止水敏损害和防止水锁损害的处理剂,优化后的钻井液体系现场应用效果良好。

海拉尔油田含油污泥浓缩脱水工艺试验

含油污泥通过常规清淤，有效期短，长期运行对油田脱水和污水处理有影响，．采用北京欧泰克能源环保工程技术股份有限公司提供的移动式含油污泥处理装置，在大庆油田呼伦贝尔分公司开展了污水站合油污泥运行处理试验，试验结果表明，脱后污泥含水率降至70．6％-86．6％，脱水率为71．1％-96．9％，可满足装袋外运要求；连续回收处理含油污泥，可明显改善污水站水质，进水悬浮物含量降至150mg／L，过滤后出水悬浮物含量可降至1．60mg／L。

海拉尔油田电热管集油混输工艺

海拉尔油田单井产量低,伴生气量不足,地面建设投资控制难度大。为了降低地面建设投资,减少天然气的消耗,优化区域站场布局,应用了电热管集油和油气水三相混输工艺。与单管环状掺水集油工艺相比,集油管道缩短41.54 km,管径相应缩小,减少集油阀组间4座;站内缩小了处理规模,减少了处理设备,节省投资1 273.8万元,平均单井投资降低9.0万元。

自然电位测井评价海拉尔油田变质岩潜山油藏裂缝性储层

海拉尔油田变质岩潜山油藏裂缝发育程度差,有效储层识别难,在油田开发过程出现大量低产低效井,经济有效开发效果差。为进一步挖掘油层潜力,提高油井产量,提出利用自然电位评价海拉尔油田变质岩潜山油藏裂缝性储层的有效性。依据岩心分析、地质特征研究、测井资料、录井资料及生产资料进行综合分析,发现在基质渗透率极低的情况下,自然电位异常主要是有效裂缝导致,根据实际生产资料与自然电位异常幅度的关系,制定有效储层识别标准,并在现场应用中取得较好的效果。该方法适用性强,对油田综合调整有指导意义。

海拉尔油田油井转提捞经济界限计算

海拉尔油田2001年开发建设,已建设油井1000多口,集油以环状掺水集油工艺为主,均采用抽油机举升方式。随着开发时间的增长以及受断块油藏条件的限制,各区块低产油井数量逐年增加。国内油田对于产量偏低的油井,主要措施为拆机后转提捞生产,以节约采油设备运行及维护成本,但各油田情况不同,对提捞经济界限产量界定不一。本文以SE区块为例,通过盈亏平衡分析方法,计算分析低效井转提捞经济界限,划分无效低效井范围,为系统优化调整提供参考依据。

海拉尔油田输油管道优化运行探讨

海拉尔油田输油管道受各区块产量影响,不同输油管段需要输送不同介质的原油,由于各卸油点的卸油能力不同造成各输油管段输油量也不同。通过对海拉尔油田输油管道目前运行模式及现有卸油点卸油能力进行分析,依据油田油流走向并按照经济效益最大化的原则提出优化输油管道运行方式,以降低油田原油运输成本。建议综合卸车场地、卸油泵效率、卸油口数量等因素,最大程度保证各段管道输送净化油。

脉冲中子氧活化测井技术在海拉尔油田的应用

针对海拉尔油田的地质构造特征及其特殊的油水分布情况及油藏类型,应用脉冲中子氧活化技术在海拉尔油田进行密闭测井,重点研究了其在笼统注入井和分层配注井中的应用情况,通过对两口典型井的测井解释成果图进行分析,对脉冲中子氧活化测井技术的应用效果进行评价和总结,针对现场实际生产中存在的问题,提出了建设性的解决方法。

射孔方案优化在海拉尔油田的应用

射孔完井是国内外油田使用最广泛的完井方法,其设计已经成为采油工程方案中的重要组成部分。借助呼和诺仁油田贝301区块南二段储层参数,描述射孔方案的设计方法,阐明了通过射孔优化设计,可使油田开发获得最佳的完井效果。

海拉尔油田深井偏磨成因及防治措施

本文针对海拉尔油田抽油机杆管偏磨严重的问题,通过对偏磨机理的分析,海拉尔油田主要有井身结构、下泵深度、泵径、杆柱组合、生产参数、产出液性质、沉没度等影响因素。经过采用与偏磨成因对应的有效防偏磨措施,对目前应用的措施效果进行了分析和对比,并提出了改进措施,对下步防偏磨工作具有一定的指导意义。

海拉尔油田10kV配电线路无功补偿方案及效益分析

一、概述 随着海拉尔油田产能建设的需要，电网负荷增长较快．其经济运行问题日益突出。目前海拉尔油田电网内无功补偿配置不合理．造成了电能的损失和浪费．需对电网进行无功补偿改造．以提高电能质量．降低损耗，减少电能损失和浪费。

海拉尔油田基建管理信息平台应用

针对海拉尔油田系统基本建设项目建设周期长、投资大、参建单位多、接口管理复杂等问题,提出了一种基建管理信息平台的解决方案。结合海拉尔油田基建工程管理实施过程及效果,依靠先进的信息管理系统将各种信息整合、处理和加工,构建出基建管理信息平台,将基建工程繁多的信息集中化、透明化,给基建工程的决策者提供必要的、丰富的决策信息,达到缩短建设工期、降低工程造价、提高工程质量,以及确保安全文明施工的目的。

海拉尔油田应用完井新技术提高采油井产能

海拉尔盆地油藏类型多、断块多、岩性复杂,非均质性严重,油层物性差,分布不均匀,采用哪种完井配套技术是确保油层高效开发的关键。本文论述了根据不同断块油层沉积特征,油层特点,油藏类型,选用不同射孔技术,达到了较高的生产水平。

低孔低渗油田储层特征及储层评价——以海拉尔油田南贝尔凹陷为例

文本通过对南贝尔凹陷储层沉积微相、储层微观孔隙结构、毛管压力曲线特征进行了综合的研究,认为南贝尔凹陷储层主要沉积微相类型为扇三角洲前缘的水下分流河道和前缘河口坝沉积,水下扇扇中的辫流河道沉积。孔隙类型包括原生的粒间孔隙和剩余的粒间孔隙,及次生的溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙,并以次生孔隙为主。粒间发育伊利石、绿泥石和伊/蒙混层粘土矿物,使储层的敏感性(酸敏、水敏、速敏)均呈现中等强度的特征。结合储层毛管压力曲线把南贝尔储集层分为三类:Ⅰ类为中孔中渗储层,Ⅱ类为中孔低渗储层,Ⅲ类为低孔特低渗储层。

海拉尔油田苏301区块单井罐并组优化

伴随苏301区块的不断开发,部分单井产量低,油气比低,导致密闭储油罐无天然气进行燃烧,单井罐无法装车的问题。综合区块内现有生产井的天然气产量情况,将低产气井与产气高井进行联组,解决低产气井的加热问题,减少高产气井的天然气外派浪费。

海拉尔油田空气驱试验安全风险控制技术

2009年,海拉尔油田贝中注空气试验项目启动(规模为4注16采)。通过三年多的试验摸索,建成了注空气试验站、压缩机组、单井罐等配套地面设施,形成了较为成熟的空气驱注入、采出工艺技术及安全风险控制技术。本文对空气试验中存在的爆炸、冻堵等风险进行分析,对已采取的安全风险控制技术进行评价总结。