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应用地震（物探）资料预测可调层厚度方法研究摘要：研究区已普遍进入高含水期，产量递减很快，油层水淹程度越来越高，为了改善油田开发效果，该区已进行了多次井网加密调整工作。
在这种背景下，研究油层水淹特征及其变化规律、正确判断水淹层类型、提高水淹层的解释精度和符合率，对该区的开发方案调整及增产稳产具有重要意义。
关键词：特高含水期；水淹层；解释图版；电阻率前言葡北油田已完成非均匀二次加密调整工作，加密井的储层预测技术逐步发展完善，单井储层预测钻遇符合率上升到70%左右。
油田开发仍面临以下问题：一是从完善井网关系角度考虑，局部井区仍具有加密调整潜力，但目前含水已达到95%以上，可调厚度难以达标；二是当前面临产能接替及提液潜力不足的问题，特高含水期为了进一步提高采收率，只有通过实施二三、三三结合的井网加密调整，才能有效改善开发效果，提高采收率；三是缩小井距可提高采收率，但单井日产水平低，效益评价难以达标，需要优选局部高效井区进行加密调整。
因此必须精准认识储层，提高薄差层预测精度，追踪可调潜力层，精细数值模拟研究，量化剩余油分布，指导可调层位的优选，进一步提高加密井储层预测符合率，提高加密效果，指导同类区块的井网加密调整。
1 可调层预测研究—水淹层地球物理测井响应特征研究1.1水淹层地球物理测井响应特征研究思路储层水淹是一个动态过程，在水淹过程中，储层岩性、物性、地质构造、注水工艺及注水时间都与水淹程度相关。
各地区地质情况和地层水性质的不同，以及注水开发的不同阶段，都会产生不同的储层水淹特征，因而不可能有一种统一的水淹层识别模式，只能根据本地区的地质条件和水淹层特征，寻找适合本地区或本区块的识别方法。
根据各区块的地质情况、断层发育及储层物性，将工区细分为四部分（四、五、六、七断块）。
在各断块内选取远离断层的核心区域（地质构造及地层条件较为接近）、测井时间相近（一段时期内）且距今较近的井进行研究评价。
在结合测井资料和试油成果的基础上，选取试油段内典型储层（由于薄层受围岩影响较大，测井曲线不能完全真实反映储层特征，因此选择厚度大于1.5米的储层），提取测井响应特征值进行综合研究，探索各区块水淹特征及规律。
对纯油示范区精细开发调整的认识摘要：随着油田不断开发，采出程度越来越高，为了保证产量的稳定，对某纯油示范区油水井措施进行优化设计精细调整，提高油井采收率。
关键词：示范区油水井措施开发调整适应油田公司“立足水驱，精细调整”的部署，我厂开辟了水驱挖潜示范区，通过对油水井措施的分析，优化精细调整，达到产量稳定的目的。
P、示范区概况1.1地质概况示范区位于大庆长垣北部杏树岗背斜某开发区的中部，含油面积7.5km2，地质储量2418.8 x 104t。
基础井网于1971年投产，采用四点法面积注水方式，井距400m，萨葡一套层系合采，平均单井射开砂岩厚度37.7m，有效厚度19.8m。
1982年以前自喷开采，1983年后陆续转抽，1986年实现全面转抽。
1.2调整前生产情况示范区共有油水井348口，其中油井230口，水井118口。
2009年12月，采油井开井226口，日产液5389t，日产油量321t，综合含水94.03％，流压3.94MPa，累积产油920.1 1 x 104t。
注水井开井116口，日注水量6849m3，累积注水5238.60 x 104m3，累积注采比1.15，采出程度40.04％，采油速度0.63％，2009年自然递减10.04％，地层压力10.08MPa，总压差-0.97MPa。
2、示范区现状分析及挖潜措施规划2.1注采系统现状一是水驱储量控制程度低。
从分井网水驱储量控制程度来看，储量控制程度较低，其中储量控制程度小于0.7的有2521个层，占统计层数的31.92％，具有很大的调整空间。
分析2521个小层储量控制程度低主要有以下五个方面的原因：一是断层遮挡影响，共有161个小层；二是射孔对应性差，注采关系建立不起来共有1073个小层，以二三次调整井网为主；三是井距大145个层；四是采多注少1005个层；五是砂体发育规模小。
二是单砂体注采不完善的矛盾突出。
从油水井对应关系统计可以看出，受断层遮挡、注水井未射孔、套损等因素影响使得单砂体注采关系不完善，其中无连通方向的层数有1585个，占统计层数的22.27％，这类油层从井网上看多以三次加密井网为主，从层间上看多以萨Ⅱ1、2、10、11、16，萨Ⅲ2、4、5，葡Ⅰ12、4、5等层为主；单向连通的层数有2082个，占统计层数的26.36％；双向连通的层数1750个，占统计层数的22.16％，三向及以上连通的层数2480个，占统计层数的31.40％。
葡北油田单管冷输集油技术应用情况分析摘要：葡北油田已经开发建设了30余年，经过几次开发调整，注采关系发生了变化，使得计量间的辖井数减少。
目前地面设施腐蚀老化严重，安全隐患突出，严重影响了油田的正常运行。
此外，原有的双管掺水流程集输能耗较高，需外引气补充，增大了油田运行成本。
针对葡北油田存在的以上问题，探索应用不掺水单管冷输集油技术对葡北油田进行了系统调整改造，取得了较好的效果。
文中对葡北油田不掺水单管冷输集油系统调整改造的现场应用效果进行了分析，总结了改造过程中积累的经验。
关键词：冷输；集输系统；调整；应用效果前言葡北油田位于大庆长垣南部，1979年投入开发。
在过去30多年，葡北油田经历了多次综合调整，注采关系发生了很大变化，使各计量间辖井极不均衡，部分计量间辖井数仅2～3口，造成生产运行成本分配不合理，同时大量地面设施已经严重腐蚀老化，安全隐患突出，严重影响了油田的正常生产运行。
另外，原有的双管掺水集油流程能耗较高，需外引气补充，运行成本较高，已不能适应油田节能减排的需要。
为此，我厂开展了单管深埋冷输集油工艺，取得了较好的应用效果。
1. 单管冷输集油模式我矿自2008年开始应用不掺水单管冷输集油工艺，陆续对葡北10#站、葡北9#站以及葡北11#站进行了系统调整改造。
1.1 站内模式葡北9#站系统优化流程改造，将原有的两台“四合一”、一台“三合一”及两台高效炉流程改为统一的“四合一”流程：集油间来液通过分离加热缓冲沉降组合装置加热并进行油气水分离，加热分离后的含水油经外输泵直接输送到葡二联；梯度加热后分离的污水经掺水泵掺至集油间。
葡北10#站系统优化流程改造，将原有的一台“四合一”一台“三合一”以及两台“二合一”流程改为统一的“三合一”流程：集油间来液通过分离缓冲沉降组合装置进行油气水分离后，再由加热炉加热分离后的含水油经外输泵输送到葡二联；加热后分离的污水经掺水泵掺至集油间。
1.2 站外模式葡北9#、10#及11#站地区系统优化改造后，将原有双管掺水流程调整为单管多井树状冷输流程、多井串联冷输流程与单管环状掺水流程相结合的集油模式，图1～图3给出了各流程示意图。
葡北油田产量递减规律及极限储采比的确定孙宝刚【摘要】研究葡北油田的产量递减规律证实，油田稳产期结束后，产量将以双曲线规律递减。
在此基础上推导出了计算油田储采比的理论公式，并对油田合理储采比进行了论证。
葡北油田极限储采比为16.93，储采比低于极限储采比以后，油田稳产期结束，进入产量递减阶段。
【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2011(037)010【总页数】3页(P240-242)【关键词】葡北油田，产量递减规律;极限储采比【作者】孙宝刚【作者单位】大庆油田第七采油厂地质大队【正文语种】中文【中图分类】TE32+8第七采油厂老区主力油田葡北油田已开发30年,经过了自喷采油、一次和二次加密调整、局部扩边调整等阶段,目前已进入产量递减阶段。
本文应用油藏工程理论方法、数理统计方法结合老区油田实际开发状况,研究葡北油田递减类型、递减趋势,确定主要开发指标的合理开采界限,重点研究油田开采储采比的界限,为油田的发展决策提供科学的依据,为下一步综合调整挖潜提供依据。
1.1 理论公式推导油藏或油井产量出现递减以后,描述产量递减速度的递减率微分方程可以写成如下的形式:式中:D——产量递减率,1/a;q——产量,104 t;n——递减指数;K——比例常数;t——递减开发时间,a。
对式(1)微分求解,得产量时间关系式:式中qi——开始递减时的产量或采油速度(初始产量),104 t;qt——递减后时刻的产量或采油速度,104 t;D i——初始递减率,1/a。
对式(2)进行对时间积分求解,可求出累积产量或采出程度随时间变化关系式:式中:N p——油藏累积产量,104 t/a。
此外,由式(2)解出t值,代人式(3)可得累积产量(N p)与产量(qt)的关系式:式(2)到式(4)即为油藏通用的双曲线型递减规律关系式。
当将n=0、1、-1分别代人式(2)到式(4)后,可以很容易地得到双曲线型递减规律的三个特例:指数、调和与直线型递减规律关系式如下:产量与时间关系:1.2 葡北油田递减规律研究根据陈元千广义递减类型对比与判断方法,将葡北油田不同n值的(Q i/Q)与相应的t绘制在直角坐标中,然后寻求相关系数较高和拟合结果最好直线的n值,在根据n 值的大小判断油田属于的递减类型。
提高葡南扶余油层动用程度技术探讨X屈振国(大庆油田有限责任公司第七采油厂,黑龙江大庆 163517) 摘 要:经过几年的开发实践,葡南扶余油层区块具有总体开发效果欠佳的特征,其主要原因是低孔特低渗透的扶余油层动用程度相对较低。
参照低渗透油田的渗流特征与常规开发对策,发现在扶余油层开发中存在着孔隙、油层、井网、油田注水等方面的问题,提出加强油层保护、热采与笼统注水及井网调整试验、点源开发技术兼顾开发葡萄花油层等方法,对有效解决葡南扶余油层动用难的问题具有积极的参考借鉴意义。
关键词:扶余油层;渗流特征;常规对策;技术措施 中图分类号:T E348 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0086—04 大庆葡南油田扶余油层区块属低孔特低渗透油田,扶余油层采用面积注水井网,区块地质构造特征是中浅地层断裂比较发育,主要分三个断裂带,北北西向断层及北东向断层将两个井区分别切割成3-4个断块。
1 低渗透油田的一般渗流特征及常规开发对策扶余油层属特低渗透油田,其油层特征应符合低渗透油层特征。
对低渗透油田的渗流特征及其常规开发对策的分析与说明,将有利于指导扶余油层区块的开发。
1.1 渗流特征低渗透油层由于孔喉细小,结构复杂,渗流阻力大,固液表面分子作用强烈,使其渗流特征与中高渗透油层有很大的不同。
1.1.1 小喉道连通孔隙体积比例大表1各类孔隙体积占总孔隙体积的份额渗透率(10-3Lm 2)孔道体积的份额(%)<1L m <0.75Lm <0.5Lm 备注>1000<18<1<131000～50018～2116～1813～14500～20021～2518～2114～17200～10025～3021～2517～20100～5030～3525～2920～2450～2035～4329～3524～3020～1043～5035～4030～3310～550～6040～4733～375～360～7047～5337～433～170～8853～7043～57<1>88>70>57由表1知,小孔道的孔隙体积占岩样总孔隙体积的比例随着渗透率的减小而增大,而且是渗透率越低,此比例上升的幅度就越大。
降低葡北二断块抽油机井检泵率方法探讨关键词：检泵率治理措施葡北二断块所辖油田含油面积11.25km2，地质储量877.5×104t。
共有采油井109口（开井94口，各种原因关井15口）。
井网密度14.5口/km2。
注采井数比1：2.01。
截止到2012年12月累计采油307.7617×104t，采出程度35.09%，采油速度0.527%。
一、抽油机井检泵情况截止2012年12月底，该断块全年抽油机累计检泵27井次。
检泵率为28.72%。
保修期内作业8井次，返工率为22.2%。
检泵周期491天。
二、抽油机井检泵原因分析杆管问题是影响葡北二断块检泵率的主要原因，井数为16井次，比例为51.61%；工具问题是影响本年检泵率的第二大原因，井数由2011年的5井次上升到2012年的9井次，比例为29.03%，其中脱节器问题由2011年的2口井上升到2012年的3口井，同比上升3.89%。
1.工具问题2012年因工具问题共检泵9口井，其中泵漏失6口，占因工具问题检泵的66.7%，单井平均检泵周期454.8天；脱节器坏3口，占33.3%。
1.1 泵漏失导致检泵的原因分析通过对泵漏井的抽汲参数、作业前功图、沉没度和作业现场检查等情况进行统计分析：一是参数大、含水高、长期磨损疲劳导致抽油泵漏失3口。
葡77-82、葡128、葡75-93作业前平均冲程为2.7m，冲次为8次，含水升高后，泵筒内活塞由含水低时的优先油湿性变为水湿性，润滑程度降低，同时参数过大，加快了活塞的磨损速度，并且在油管内壁或抽油杆外壁容易发生结垢现象，杆柱上下活动过程中，垢片脱落，垫住泵的固定凡尔球或游动凡尔球，造成泵漏。
二是沉没度低、气影响导致抽油泵漏失。
由于生产过程中地层供液能力降低，沉没度降低，泵内充满气体，出现抽空现象，活塞在工作筒内继续做往复运动，使泵活塞长期在无液量的情况下干磨，最终导致抽油泵完全失效。
三是管内结蜡、地层出砂导致抽油泵漏失1口。
东区萨葡油层综合调整效果分析刘 洋(大庆油田采油一厂,黑龙江大庆 163114) 摘 要:大庆油田东区萨葡油层自1960年投入开发,先后经过基础井网、二次加密、三次加密三套井网的开发,从主力油层、中低渗透层到薄差层和表外储层均得到较好的动用。
随着开发时间延长,东区萨葡油层已经进入了高含水后期开发阶段,调整和挖潜的难度逐年增大,给油井增产改造带来了很大困难。
针对东区萨葡油层的开发现状、目前存在问题,结合动态监测资料及精细地质描述等,综合分析治理潜力,并提出相应的治理措施,从而达到稳油控水保稳产的目的。
关键词:高含水;调整;措施 中图分类号:T E355 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0063—02 我国大部分油田采用注水开发,目前全国油田综合含水达80%以上的储量比例达到可采储量的68.1%,高含水期开发已是我国油田开发面临的重要阶段。
大庆油田东区萨葡油层经过几十年的开采,已经进入高含水后期开采阶段,并且存在油层非均质性比较严重,层间矛盾突出,综合含水上升速度加快等问题,因此高含水期油井产量已经成为该区块保持长期持续稳产的关键。
1 油藏概况东区萨葡井网位于大庆油田萨中开发区中部,北至中三水井排,南至东七排水井排,西临中区东部,东临东部过渡带,区域内部发育127#、128#断层。
萨葡油层地质储量4833×104t ,含油面积8.13km 2,油藏类型为背斜构造油藏,储层为大型内陆湖盆的三角洲沉积体,萨葡油层分为5个油层组(萨Ⅰ、萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ、葡Ⅱ),15个砂岩组,44个小界中微生物作用下的生物降解产物:在富氧环境下为CO 2和H 2O ,在缺氧环境下为CH 4和H 2O 。
有机物的生物降解过程就是微生物体的新陈代谢过程,或者说是微生物的繁殖过程。
其实质是有机物在生物体分泌酶作用下的分解过程,微生物以有机物作为生长的碳源,其生长繁殖过程必然伴随着有机物的降解。
2661 葡北站注水现状及存在问题1.1 葡北站注水现状葡北站目前1＃注水泵房安装注水泵6台，2＃泵房安装有注水泵4台；总计10台，其中35MPa注水泵7台（开5备2），注水能力1400m 3/d，25MPa注水泵3台，注水能力690m 3/d。
葡北站总注水能力2090m 3/d，葡北站目前注水量为500m 3/d（35MPa）。
1.2 存在问题吐鲁番采油厂所属油田葡6块、葡18块、葡22块油藏，目前共有注水井5口，配注量240m 3/d，未来油藏预计为完善井网，计划转注4口井，注水量将为480m 3/d，考虑到保留部分预留能力，注水系统压力25MPa，注水规模将达到600m 3/d，目前注水泵已不能满足配注量，两具40m 3注水缓冲罐也不能满足注水缓冲时间。
2 高压注水管线的设计优化2.1 线路优化新建葡北站至葡6块注水汇管，利用葡北站2#泵房3台注水泵提供25MPa高压水，管输至葡6块。
管线穿越段地形起伏较大、障碍较多，沿途要穿越戈壁滩、洪水冲击沟、高铁线、西气东输线、局部丘陵山区。
葡北站至高铁穿越点敷设采用直线弹性敷设，高铁穿越点至山口处敷设时避开洪水主洪道，山区段管线沿进山简易公路路边敷设，实现尽可能缩短管道长度，又便于巡检、方便施工。
已建葡6配水阀组移至葡6-32c井附近，配水阀组所接注水井采用阀组流量计计量；新增注水单井管线串接至新建注水汇管，注水单井采用井口计量，井口安装、标志标识等采用标准化设计。
2.2 管径优选从水力计算结果可以看出：注水汇管采用D133×13，压降0.40，同时造价较低约（63.7万元/km）。
根据《油田注水工程设计规范》，一条注水干管压力降宜在0.5MPa以内，并结合经济因素，注水汇管采用D133×13。
注水汇管采用D133×13、D89×10；单井注水管线采用D76×9、D60×8，葡9块最远注水井葡9-1压力为23.78MPa，葡22块最远注水井葡22-2压力为25.91MPa，满足开发需要。
北一二排西层系井网调整与效果分析王瑶【摘要】针对北一、二排西开发中出现的水驱产量下降幅度较大、油层动用状况较差、地层压力较低等问题,对该区块层系井网调整潜力进行了研究.结合影响区块开发效果的几点原因,分析认为仅依靠常规的动态调整措施难以有效地改善区块整体开发状况,通过层系井网调整的实施,全区日产液增加5640 t,日产油增加197 t,含水率基本稳定,采油速度上升至0.60％,流压沉没度得到恢复,区块整体开发状况得到有效改善.截止2017年8月已累计增油20.5×104 t,提高采收率2.0％以上,井网加密、细分层系调整效果显著,解决了油层动用程度差的问题,提高了最终采收率.【期刊名称】《石油化工高等学校学报》【年(卷),期】2019(032)002【总页数】7页(P59-65)【关键词】层系井网;优化调整;应用分析【作者】王瑶【作者单位】大庆油田有限责任公司第一采油厂地质大队,黑龙江大庆 163000【正文语种】中文【中图分类】TE341在开采石油的过程中，明确了后期开发特点后，应用重新划分层系、调整注水方式、改善注采关系等技术措施，使油田开发后期阶段达到最佳的开发效果。
王群[1]通过对静63-35断块结合地层静态研究成果及动态生产数据进行优选、数值模拟、油水分布规律分析及储量计算，改善油田开发效果是其最终的目的；刘梦轩等[2⁃3]根据目标区块的储层特征、剩余油潜力、油层发育及井网部署特点，并结合二类油层三次采油，对该区块层系优化层系组合及对井网进行优化调整；兰丽凤[4]对目标区块进行了推导五点法井网技术极限井距，并给出了求解方法，实现快速求解，建立了目标区块层系井网调整的技术经济界限；季迎春[5]根据不同区域的油层分布情况，采取不同的注采井网调整方法和储层改造对策，改善油田开发效果；张野[6]对目标区块制定了各种加密方案，并进行了开发效果预测以及评价，优选最佳的加密调整方案；樊兆琪等[7⁃11]应用油藏工程方法提出了低渗透油藏非均质储层注水井偏移的井网调整的新方法，并利用黑油模型数值模拟技术对其进行了评价，进一步改善目标区块的注水开发效果；王瑶等[12⁃14]针对目标油层存在问题，对该油层层系井网现状进行研究，针对不同区块油层发育情况，找到相对应的满足现阶段高效开发的层系井网调整方式，以及适合中长期开发的层系井网调整方向，可以有效地解决目前开发方式下层系井网存在的问题。
