坪北经理部安全精细化管理研究

坪北经理部要预防火灾、爆炸、防毒、防雷等安全问题,安全生产任务重,压力大。针对坪北经理部生产过程中存在的危险风险,提出了推进双重预防机制有效运行、强化基础管理工作,修订完善安全管理制度、积极开展培训,定期对特种设备进行检查,组织开展百日安全环保无事故、安全生产月、安全生产万里行等安全专项活动,加强对承包商的管理等措施,从而预防事故发生,降低风险,确保安全生产顺利进行。

坪北油田南区注水开发特征研究

基于双重介质水驱油机理,认为储层中的水驱油方式主要取决于裂缝渗透率与基质渗透率之间的差异。分析坪北油田南区油井见水见效特征,发现南区大部分油井属于孔隙-裂缝型驱油,且以"孔隙渗流为主,裂缝渗流为辅",见效特征主要表现为四升一稳一下降,即单井日产油能力、动液面、泵效、地层压力上升,含水稳定,生产气油比下降。将特低渗透油藏地质特征与开发特征相结合,确定了影响油井见水见效的主控因素:储层微裂缝、人工压裂裂缝、油水两相渗流、注采井网等。

坪北油田油井计量方式探讨

油井产量计量是掌握油井生产动态,分析储层变化情况,科学地制定油田开发方案的重要依据。基于坪北油田方罐计量、全自动称重式计量和翻斗计量3种计量方式的评价及效益分析,提出回压高、伴生气量少的采油平台可采用方罐计量方式,反之优选采油平台采用翻斗计量方式。为了掌握油井生产工况,及时发现异常井,建议优化调整计量周期,提高动态跟踪能力。

坪北油田井网综合调整潜力研究

坪北油田是典型的"三低"油藏,目前已进入高含水开发阶段,老区综合调整是今后高效开发的重要方向。基于对油田地质特征再认识和油藏开发特征分析,认为油田剩余油富集在物性较差储层的大中孔中,平面剩余油富集在油排井间、油水排排间及裂缝两侧,在储层叠合区开展纵向层系细分、平面井网重组的综合调整可进一步提高开发效果。

坪北油田动态分析法剩余油描述

坪北油田已进入高含水开发期,挖潜剩余油是目前及今后有效开发的重要方向。结合坪北油田实际,开展储层裂缝特征和注水开发见效见水特征研究,并利用矿场生产资料和动态监测资料对剩余油的成因进行了分析。分析认为平面剩余油分布受开发井网、储层物性和裂缝控制,剖面剩余油受射孔井段和纵向渗透性控制,建议在低渗透油藏部署井网排距时要充分考虑储层的渗透性,在注采井排建立有效驱替压力梯度,采取细分层的开发方式规避层间矛盾,提升开发效果。

坪北油田延长组油藏剩余油数值模拟分析

鄂尔多斯盆地坪北油田延长组储层属于特低渗透油藏,由于特殊的原生孔隙结构和后期人为改造,导致剩余油分布极为复杂,运用常规油藏动态分析方法开展剩余油描述精度较低,不能满足精细开发的要求。以坪北油田A区块为研究对象,以油藏地质精细建模和非线性数值模拟技术为研究手段,分析剩余油的分布规律,认为剩余油主要受油井距、油水井排距和储层裂缝分布等因素的控制。这一结论与生产实际基本一致,为油田进一步调整挖潜提供了支撑。

油井清防蜡技术在坪北油田的发展与应用

油井清防蜡是保证油井正常运行、降低抽油机负荷、节能降耗、延长油井免修期的重要维护措施。坪北油田属于"低压、低渗、低产"高含蜡油藏,清防蜡工艺通过不断地实践与改进,改进后的超导热洗配套使用刮蜡杆技术对类似坪北油田的结蜡井具有良好的清防蜡效果。

坪北经理部P73联合站水处理系统改造造价管理与思考

全过程造价控制是当今比较先进的工程项目管理理念,经济与技术的充分融合,是提高建设工程价值属性的重要手段。通过对坪北油区P73联合站采出水处理系统改造工程造价管理的分析,探讨建设工程全过程造价管理模式下的工程造价控制,为今后类似建设工程项目造价控制提供参考。

坪北经理部加强岗位责任制建设的探索和实践

新形势下,如何强化岗位责任制度落实,增强员工责任心、提高岗位执行力,推动企业高质量发展是企业需要思考的重要课题。坪北经理部通过采取优化岗位责任制检查的实施手段、完善岗位责任制检查的开展形式、创新岗位责任制检查的表现机制等方式和手段,不断推动坪北管理“螺旋式”上升,为油田企业实现高质量发展提供管理支撑。

坪北油田分布式光伏发电的应用研究

在碳达峰、碳中和目标任务引领下,在江汉油田“两个三年、两个十年”战略规划和“八大工程”推动实施之际,坪北油田因地制宜,通过分布式光伏发电这一绿能实现“绿色低碳发展”,产生良好的经济和社会效益。

影响坪北油田油井生产的主要因素及治理对策

坪北油田是典型低渗透油田,随着开发的不断深入,老井产量下降较快。分析发现影响油井生产的因素较多,主要有油井套漏、井筒结垢、杆管偏磨、地层能量不足等。结合油田实际,深化油藏认识,采取对套漏井实施二次固井,对结垢严重井实施井筒清洁,开展管柱、杆柱、工作参数优化,针对地层能量不足,加强注水,提升水质,等等措施,取得了较好的效果,有效提高了坪北油田油井管理水平。

吴起油田西部长4+5致密砂岩储层敏感性特征

阐明储层敏感性对合理的油气田开发和保护具有重要意义。以鄂尔多斯盆地吴起油田西部长4+5为例,综合岩心铸体薄片、物性分析、扫描电镜、压汞等分析了储层特征。根据储层损伤敏感性实验数据分析表明:吴起油田西部长4+5储层岩性以细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,填隙物主要为黏土矿物、铁方解石及硅质,其中黏土矿物以绿泥石为主,其次为伊利石、蒙脱石及高岭石。砂岩分选好,磨圆度较好,主要为次棱角状,胶结类型为孔隙型、孔隙—薄膜型。长4+5储层主要特征为低孔特低孔—中低渗、中高排驱压力及较强非均质性。储层敏感性评价是利用行业标准中的岩心流动试验分析方法,测定不同样品的储层敏感性,得出结论,储层表现为中等偏弱水敏—弱水敏、弱速敏、弱酸敏及弱碱敏—中等偏弱碱敏。根据不同原因对储层造成的损伤,提出了合理的储层保护措施和建议。

坪北油田SP199区块周期注水技术研究与应用

针对坪北油田SP199区块特低渗透油藏控水稳油保效现场技术难题,从周期注水机理入手,分析周期注水影响因素,完成注采参数优化设计,并进行选井原则配套研究,现场试验取得良好效果,为特低渗油藏控水稳油生产提供借鉴。

坪北特低渗透油藏启动压力梯度实验与应用

坪北油田属低孔、特低渗、低压、低产油藏,目前正处于中高含水开发阶段,面临诸多特低渗透油藏普遍存在的问题,油田高效开发难度加大。分析了启动压力梯度对储层物性的影响和流动系数之间的关系,并对比了单项启动压力梯度和两相启动压力梯度的不同,研究了启动压力梯度对极限注采井距等开发因素的影响规律,并提出了相应的技术对策。结果表明,特低渗油藏必须明确启动压力梯度变化规律,从而选择合适注采压差,建立油水井间有效驱替,才能进一步改善开发效果。

油田开发调整技术实现节能应用措施

这些年油田的开发速度是非常快的,在进行开发的过程中能源的消耗问题正在逐渐成为石油开采成本非常重要的组成部分,并且直接影响了油田的经济效益。为此,我们主要对油田在进行加密处理之后能源消耗上升的原因进行了分析,并且对油田在开发过程中节能潜力以及应用节能技术之后所取得的一系列效果进行了介绍。

坪北低渗透油藏原油计量工艺分析

在原油计量工艺发展过程中坪北油田结合自身实际,逐渐形成了简易方罐计量、流量计计量、全自动称重式计量等多种计量模式。分析各种计量方式的优缺点,将坪北低渗透油藏原油计量方式与信息化油田建设结合,推进原油计量方式向数字化、自动化、智能化转变,提出技术上可行、经济上合理的计量方式,为坪北油田原油计量工艺发展提供参考。

坪北特低渗透油藏产量递减规律研究

油气田产量递减分析是开发规划中的一项重要内容。基于产量递减规律的渗流理论开展递减主控因素分析,认为地质因素决定递减类型,开发因素决定递减率和递减指数,其主控因素为能量补充方式、井网完善程度。理论联系实际,总结坪北特低渗透油藏不同开发方式下产量递减规律的差异性,明确坪北油田递减模型整体呈两段式,即前期快速指数递减,后期缓慢调和递减,发现在特低渗透油藏小井排小井距优于大井距大井排,且多向注水优于单向注水。

浅谈打造“四用”服务树立“五心”服务品牌的思考与对策——以坪北经理部管理服务中心为例

坪北经理部员工管理服务中心始终以员工为中心,重点抓好员工的“医食住行”,践行“四用”服务理念,用心、用情、用智、用力,打造“五心”服务品牌,热心、耐心、细心、贴心、暖心,为经理部生产经营和员工群众保驾护航。

浅谈新时代下如何抓好坪北团青工作

企业共青团工作是企业党群工作的重要组成部分,为了更好地优化企业团青工作实施效果,通过结合坪北经理部团青工作的现状,剖析当前团青工作缺乏活力的具体原因,围绕如何做好新形势下国企团青工作,提出针对性的措施,以更好地激活青春动能、释放组织活力,助力企业高质量发展。

PCS系统在坪北油田采油管理区的应用

随着坪北经理部信息化建设的完善、信息化管理平台的上线,管理区人员逐渐减少,各平台管理模式也发生了改变,为进一步降低员工劳动强度,提高生产运行及技术管理效率,在采油管理二区开展深化PCS系统应用工作,让信息化真正深入到日常工作的各个角落,让数字说话、听数字指挥。