用系列培训方法提高实效——以中石化胜利油田分公司孤东采油厂为例

2014年以来,在总结前期培训经验和职工培训需求调研的基础上,中石化胜利油田分公司孤东采油厂职工培训管理人员摸索出了提高职工技能素质的培训配套系列方法,主要有：订单式培训、比武式培训、以赛带练、

联合站储油罐防腐对策——以中石化胜利油田分公司孤东采油厂为例

近年来，中国石化胜利油田分公司孤东一号联合站（简称东一联）虽然对部份罐储油罐进行维修与更新，但依然存在十分严重的安全隐患。造成安全隐患的主要原因是腐蚀。某些储油罐大罐内侧腐蚀严重，储油罐区埋地管线腐蚀深度最高已达4mm。储油罐清砂时，罐底全部发现有麻坑。储油罐防腐蚀技术对提高联合站的平稳运行是十分迫切的。

5G专网传输在胜利油田孤东油区的应用

油田的高效开发离不开信息化。胜利油田孤东油区自2014年开始建设信息化以来,在提质增效、提高开发管理水平、优化劳动用工等方面取得了显著的效果。随着数字智能化油田建设的推进,受油区地理环境及原油连续性生产性质等的影响,油区生产对信息化建设提出了更高的需求,现有的网桥、光缆和4G传输方式存在明显短板,亟需进行升级。而5G专网具有超高的传输速率,具备高可靠、低时延的网络连接特性,且支持海量连接能力,为孤东油区智能油田建设提供了强力支撑。基于此,文中结合生产实际,在分析现有技术应用短板的基础上,详细阐述了5G专网技术在胜利油田孤东油区的现场应用。

胜利油田孤东采油厂新滩油田漫水路结构方案探讨

本文以新滩油田漫水路为研究对象,结合当今国内比较成熟的滩海及水利工程技术,提出了3种漫水路结构断面优化方案,并对各方案的结构、施工特点及稳定性进行了详述,并进行了经济技术分析,从各方面论证了选择方案的优越性,为该海域已建工程的防护方案和待建工程的设计方案选择提供了重要的参考依据。

胜利油田孤东采油厂新滩油田漫水路结构方案探讨

"漫水路+站台"开发模式是适合于胜利油田孤东采油厂新滩油田开发的一种模式,已有近10年的建设使用经验,但是漫水路结构形式研究滞后,已建的正式漫水路都采用了土路砌石护坡沥青罩面的形式,由于该区域特殊的地质条件和海洋环境,使已建工程维护费用越来越高,新建工程造价高昂,严重影响着这种开发模式的进一步发展。为解决这一问题,本文以新滩油田漫水路为研究对象,结合当今国内比较成熟的滩海及水利工程技术,提出了3种漫水路结构断面优化方案,并对各方案的结构、施工特点及稳定性进行了详述,并进行了经济技术分析,从各方面论证了选择方案的优越性,为该海域已建工程的防护方案和待建工程的设计方案选择提供了重要的参考依据。

胜利油田孤东九区GD9-P3水平井注汽参数优化

针对胜利油田孤东九区西块油藏地质特征,开展了稠油油藏水平井注汽参数优化数值模拟研究。建立了地质模型,进行了生产动态历史拟合,对九区西块馆上段4砂层组Ng42层GD9-P3井注汽参数进行了优化。通过注汽参数优化,得到最佳周期注汽量范围在2000~2300t,最佳注汽速度为8.4t/h,最佳焖井时间为5~7d,最佳注汽干度为50%以上。

胜利油田孤东海堤防护加固技术浅析

本文通过分析胜利油田孤东海堤的建设过程、特殊的地理自然环境、存在的问题及其造成的原因．系统地提出了海堤防护加固应遵循的原则及相应的防护加固技术，可为胜利油田海堤及同类海堤、海油陆采工程的建设与防护加固提供参考。

采油污水配制聚合物技术在孤东油田的应用

针对目前配制聚合物需耗费大量清水,造成资源浪费,而使用采油污水又存在处理和外排困难的问题,研制开发了综合水质改性处理剂SC-1和聚合物溶液稳粘保粘剂JW-1。SC-1的增粘率为78.2%～44.9%,增粘效果比较明显;加入后,聚合物溶液的粘度稳定性显著提高。因此,采油污水用SC-1和JW-1处理后,用来配制的聚合物溶液的粘度和稳定性都得到明显改善,从而实现了将采油污水快速处理后直接用于聚合物溶液的配制。现场应用表明,采用污水配置聚合物技术,提高了井网完善程度,增加了水驱储量和可采储量,含水率明显下降,产油率和采出率显著提高。目前,应用该技术的投入产出比为1∶2.9,预计最终将超过1:4。

孤东油田地热采油可行性研究

随着石油资源供需矛盾日益突出,燃烧原油产生蒸汽来实现稠油热采的开发方式需要转变;薄层、边水驱稠油油藏不适合热采;注入水温度低造成油层温度持续下降,增大了原油黏度。根据孤东油田馆陶组稠油开采现状,提出利用丰富的地热资源,以深层高温度开发流体将大量的热量带入浅油层,降低原油黏度、提高原油流动能力,以深层高温流体携带地热加热浅油层。文章设计了几种地热采油方案,结合馆陶组稠油开采的实际需要,在统计孤东油田温度的变化基础上,提出可利用现有地热资源,在有利区块率先开展地热采油先导性试验。

胜利油田孤东集输系统经济活动浅析

在新常态、低油价的经济形势下,孤岛集输大队整体生产经营运行良好,各项指标明显提升,本文从指标完成、成本要素分析、存在问题及努力方向等方面作了详细论述。

孤东油田四区馆陶组曲流河储层构型表征及对剩余油的控制

为了进行孤东油田开发中后期有利储集体的预测和开发,以孤东油田四区主力小层Ng3^(1)为例,通过地震沉积学、地震资料和测井资料在储层中划分不同次级单元,识别构型单元类型及其组合体,对曲流河储层构型进行细致解剖。在正演的指导下建立复杂曲流河带及其内部单元的特征模型;应用模型对研究区进行地震构型解剖,结合动态资料和测井曲线进行验证,地层的吸水情况反映了砂体连通情况,解释结果反映了废弃泥岩的存在,验证结果与构型解释结果吻合,证明了河流相地震构型解释方法的可靠性。研究成果为下一步高效开发剩余油起到有效的指导作用,并对类似河流相储层构型研究有较好的借鉴意义。

超声波采油技术在孤东油田的应用

针对孤东油田部分井存在近井地带堵塞、结蜡问题,开展了超声波采油技术的研究与应用,该工艺通过冲击振荡剥离及空化降粘作用解除油水井近井地带堵塞,提高油井产量,现场应用证明,该工艺施工简单,增油效果显著,便于大面积推广。

孤东油田采油低压电力线路问题和对策研究

孤东油田地处滩海,自然环境差,因此在采油生产过程中低压电力线路管理成为一项重要的基础性工作。低压电力线路管理工作不到位,不但会影响电能利用率和自身的安全有效运行,同时还会对高压输变电网带来直接影响,导致原油产量损失和生产系统不稳定。本文从问题分析、措施对策以及效果等方面进行了说明,以对油田采油系统低压电力线路的管理和改造起到指导作用。

孤东油田聚合物驱工业化应用的主要做法及效果

在1994年开展的工业性聚合物驱试验取得成功经验的基础上,孤东油田于1997年投入聚合物驱工业化应用,对聚合物驱油理论和实践进行了探索,提出了“一井一制”等聚合物注入新方法,对注入工艺等进行了配套优化,形成了新的思路和成熟的聚合物驱配套技术。随着聚合物驱规模的逐年扩大,年增油量和累积增油量逐年增加,到2005年底累积增油量为234.7×108t,为孤东油田的持续稳产提供了重要的技术支撑。

孤东油田六区西北部聚合物驱转二元复合驱研究

针对胜利油区孤东油田六区西北部的特点,在前期孤东油田七区先导试验基础上,进行了驱油体系配方优化设计和方案优化研究,并编制了矿场实施方案。通过对该方案进行跟踪研究,系统总结了二元复合驱矿场动态见效特征,并对其影响因素进行了分析。二元复合驱后,注入压力呈先升后略降再升的趋势,吸聚剖面得到持续改善,单元阻力系数明显上升,增油幅度大、速度快,原油物性趋势表现为先降后增再降的特点,二元复合驱降水增油效果明显优于聚合物驱。单井之间见效效果主要受注入状况和油藏非均质性的影响。综合分析认为聚合物驱转二元复合驱是有效的,可为其他地区方案实施提供借鉴。

孤东油田聚合物驱工业化应用效果分析

孤东油田在1994年开展工业性聚合物驱试验取得成功,于1997年投入聚合物驱工业化应用,并探索出了"一井一制"注入法等注聚新方法,对注入工艺进行了配套优化,形成了新的思路和成熟的聚合物驱配套技术。随着聚合物驱规模的逐年扩大,年增油量和累计增油量逐年增加,到2005年12月底,投注的8个区块中,有5个区块已进入后续水驱阶段,累积注入聚合物干粉5.02×104t,累积增油234.7×104t,吨聚增油量达46.7t,采收率平均提高4.92%。对5个已转入水驱的区块的注入效果进行经济评价显示,其投入产出比为1∶2.19。

济阳坳陷孤东油田七区中单元新近系馆陶组点坝构型

针对胜利油区孤东油田七区中新近系馆陶组上段曲流河沉积,按照层次分析思路及模式拟合的方法对地下点坝构型进行表征分析,总结了曲流河各沉积微相的岩电特征,并结合曲流河沉积模式,划分了研究区沉积微相,识别出两个点坝。综合应用开发动态资料及测试资料,认知了点坝内部构型单元的定量模式,即侧积层的倾向、倾角、间距以及单一侧积体水平宽度,以模式为指导,以井数据为约束,对点坝内部构型进行精细解剖,最终建立曲流河点坝构型三维模型,并进一步分析了剩余油分布规律,提出了相应的挖潜措施。

示踪流量注聚剖面测井技术在孤东油田的应用

孤东油田注聚剖面测井采用了有关放射性同位素示踪液配制和喷射的2项关键技术。前者包括所研制的131Ba微球示踪剂悬浮液配制箱,以及孤东油田聚合物与示踪剂悬浮液的浓度-粘度匹配参照数据,它们使所配制的示踪液具有很好的悬浮性、流动性和稳定性;后者主要指一种新型井下131Ba微球粘稠悬浮液释放器,其喷射孔直径可调,可遥控选择连射或点射。籍此,克服了示踪剂在聚合物中抱团聚堆,沾污油、套管和井下工具等问题,使示踪液能够均匀进入每个小层,不仅能够确定分层段的注聚量,而且能够确定分小层注聚剖面。介绍了该技术在孤东油田的应用情况,并指出其优点及局限性。

二元复合驱后油藏流场调整提高采收率技术——以孤东油田六区Ng5~4～Ng6~8单元为例

孤东油田二元复合驱油藏转入后续水驱后综合含水率达96%,进入近极限含水开发阶段.为进一步延长油田经济寿命期,选取孤东油田六区Ng54~Ng68单元,探索实施了流场调整提高采收率技术.精细描述了储层物性在平面、层间、层内的变化及隔层的分布情况,研究了二元复合驱后剩余油普遍分布、差异富集的分布规律,在此基础上,研究了立体开发调整技术:层间上通过四级优化细分为2套层系;平面上设计7套方案,通过投入产出优化由原来正对行列井网抽稀为交错行列井网,流线改变27°;层内上通过研制和改进调剖体系及防砂体系调整注采剖面;注采参数上利用数模技术优化配置.根据矿场实际情况,编制和实施了流场调整提高采收率方案,方案实施后研究区增加可采储量7.4×104t,提高采收率1.74%.

孤东油田九区稠油油藏化学蒸汽驱提高采收率技术

稠油油藏在经历了蒸汽吞吐和蒸汽驱开发后，随着注蒸汽井吞吐次数和开采时间的增加，产量递减快、汽窜严重等现象成为开发中后期面临的共性问题，同时也严重制约了该类油藏采收率的大幅提高。化学蒸汽驱在注入蒸汽或热水的同时，加入泡沫体系，利用泡沫体系“堵水不堵油”和“堵低更堵高”的特点，改变注入介质的流动方向，抑制蒸汽超覆和汽窜，补充地层能量，可达到提高稠油油藏采收率和经济效益的目的。根据数值模拟研究和开发实际，设计了孤东油田九区化学蒸汽驱注采参数：泡沫驱后平均注汽速度为3．9t／h，采注比为1．3，泡沫剂质量分数为0．5％，段塞长度为氮气与泡沫剂段塞注30d停60d，在整个过程中蒸汽连续注入。研究结果表明，与未调整的老井相比，调整后泡沫辅助蒸汽驱可生产11a，新增产能为1．15×10^4t，提高采收率为14．63％。