老油田二次开发注采压力系统研究

《二次调节抽油机液压系统设计与研究》篇一一、引言随着石油工业的不断发展，抽油机作为油田开采的重要设备，其性能的优化与提升显得尤为重要。

二次调节抽油机液压系统作为一种新型的抽油机驱动系统，具有高效、节能、稳定等优点，在石油开采领域具有广泛的应用前景。

本文将重点介绍二次调节抽油机液压系统的设计与研究，以期为相关领域的研发与应用提供参考。

二、液压系统设计基础在设计二次调节抽油机液压系统时，首先要明确设计基础和原则。

该系统需满足高效、节能、稳定的基本要求，同时需考虑到系统的可靠性、维护性以及成本等因素。

设计过程中，需遵循以下原则：1. 系统应具有较高的传动效率，以降低能耗；2. 系统应具备较好的稳定性，以保证抽油机的正常运转；3. 系统应具备较高的可靠性，以降低故障率；4. 系统应便于维护，降低维护成本。

三、二次调节液压系统结构设计二次调节抽油机液压系统的结构设计主要包括以下几个方面：1. 动力部分：采用液压泵作为动力源，为系统提供动力；2. 调节部分：通过液压阀、执行器等元件实现系统的二次调节，包括压力、流量等参数的调节；3. 执行部分：将调节后的液压能转化为机械能，驱动抽油机进行工作；4. 辅助部分：包括油箱、滤油器、冷却器等元件，保证系统的正常运行。

四、关键元件设计与选型在二次调节抽油机液压系统的设计中，关键元件的设计与选型至关重要。

主要包括以下几个方面：1. 液压泵：选择合适的液压泵，以满足系统的动力需求；2. 液压阀：选择具有较高控制精度和稳定性的液压阀，以保证系统的调节性能；3. 执行器：根据实际需求选择合适的执行器，将液压能转化为机械能；4. 其他元件：如滤油器、冷却器等，需根据系统需求进行合理选型和配置。

五、系统性能分析与优化在完成二次调节抽油机液压系统的设计后，需要进行系统性能分析与优化。

主要包括以下几个方面：1. 性能分析：通过建立数学模型、进行仿真分析等方法，对系统的性能进行评估；2. 参数优化：根据性能分析结果，对系统的参数进行优化，以提高系统的性能；3. 实验验证：通过实验验证优化后的系统性能，确保系统满足设计要求；4. 持续改进：根据实验结果和实际运行情况，对系统进行持续改进，以提高系统的可靠性和稳定性。

探析油田注水开发动态分析摘要：科技的进步，促进人们对能源需求的增多，对于石油资源的需求也在不断增加。

注水开发主要应用于油藏的二次开发。

但是在注水开发的过程中，由于油田的储层具有非均质性的特点，在注水开发的过程中很容易遇到困难和问题，导致注水开发的效果并不理想，不利于石油开采效率的提升，也不利于石油开采企业经济效益的有效提高。

因此，对油田注水开发实施动态分析，能够结合油藏储层的非均质性来进行注水开发方案的调整，旨在提升油田采收率，提升油田企业的经济利润。

本文就油田注水开发动态展开探讨。

关键词：油田注水；开发；动态分析引言注水开发是油田二次开发的主要增产措施，但由于储层的非均质性，导致注水开发效果不理想，对油田注水开发进行动态监测，可进一步认识油藏的非均质性，及时调整注采方案，提高油田采收率，提高经济效益。

1油田注水开发动态分析的必要性目前我国石油资源的需求量呈现出逐年增加的趋势，因此提高所有注水开发的效率具有必要性，再加上石油资源属于不可再生资源，它的开采难度非常大，要想真正提高石油开采的效率并满足人们日常生活的各项需求，在开采期前，工作人员就需要重视油藏的具体勘测和研究，特别是在对油藏进行二次开发工作时，如果单纯使用注水技术进行开采工作，并不能获得很好的开采效果[1]。

使用注水开发动态分析技术，对油田开发的过程进行分析，可以更好的探讨油田不同储存的特殊性特点的内容以及开发的实际情况，并根据分析的结果对油田开采的策略及时进行调整，这样可以更好的提高油田的开采效率以及油田开采单位的经济效益。

综上所述，在油田注水开发工作当中，注水开发动态分析具有较高的必要性，它对于整体的油田开采效率和企业的经济效益都可以产生巨大的影响。

2注水前后储层参数解释模型的建立（1）储层特征。

储层的非均质性以及注水后容易变化的特点，导致油田注水开发效果差，注水利用率低及最终采收率低。

因此建立注水前后储层参数解释模型，研究注水后储层物性变化规律，可以认识储层非均质性的空间分布和变化规律，从而可以认清剩余油分布规律，为制定适合油藏特点的挖潜措施提供依据，对于扩大油田的水驱波及体积，提高油田的最终采收率具有重要意义。

关于油田注水开发的动态研究注水开发是指在油田开发过程中通过自然能量产能后，采用注水技术实现油田二次开采的一项重要技术，油田注水开发能有效提高采收率，提高油田的经济效益。

在油田注水开发过程中，需要对注水前后油藏储层变化情况、水注入的方向以及注水效果，运用示踪剂检测技术、分层动态分析技术、注水剖面测试技术以、弱水淹厚度技术、水淹图分析技术及注水主流线分析技术等方法对注水状况进行动态分析，对注水方案进行及时调整，以达到最佳注水和开发效果。

标签：油田注水;开发;动态研究1 引言注水开发是油田二次开发的重要举措，由于油藏储层地质构造复杂，油田的一次开发通常只是自然产能部分，如果油田只进行一次开发就会造成资源的严重浪费，生产周期就会极大缩短，生产成本也会明显增加，需要对油田实施二次开发[1]。

在油田二次开发注水作业中，不同地质环境以及不同储层的油藏，由于储量、孔隙度及渗透率的不同，注水量及注水方式存在较大差异，因此油田的注水开发需要进行动态研究，及时调整注水方案，提高油田的二次开发效率。

2 油田注水开发动态分析技术2.1 示踪剂检测技术示踪剂是为了研究、观察及测量某种物质在指定过程中的性质或行为而加入的一种标记物，在油田注水开发中，可以采用示踪剂检测技术对注水量及注水方向进行检测，其主要优点是即使是浓度非常低，也能够清晰的显示出溶解剂的存在及流动方向和流动速度。

利用示踪剂对注水开发进行动态分析时，可对见剂的时间、见剂的数量、水驱的速度等对所跟踪的物质运动情况进行检测，进而开展相关的分析并作出科学的结论[2]。

运用示踪剂检测技术可以对油井之间的动态连通性以及水流方向做出评价，并據此对油田的注水开发效果做出分析评价。

2.2 注水井分层动态分析技术注水井分层动态分析技术是针对油田二次注水开发的一项技术，注水井的作用非常重要，通过对注水井进行分层动态分析，可以更加有效的提高指示曲线的参考价值。

在油田注水实践中，如果应用常规的多层动态分析技术，所获得的指示曲线的斜率为负值，其参考应用价值不大。

胜利油田老油田二次开发实践及认识首届石油石化产业发展论坛于5月22-23日在北京召开。

本次论坛的目的在于为政府与企业、企业与企业之间搭建一个交流平台，使石油石化企业能够准确了解在世界经济动荡形势下，本行业、本企业的优势和劣势，尽早制定出趋利避害的发展战略，实现自身持续、稳定、健康发展。

凤凰网财经进行全程图文报道。

主持人：今天下午的主题是：油价走低时勘探开发领域的应对之策。

我是来自中国石化[0.00% 资金研报]石油勘探开发研究院的副主任。

首先有请中国石化胜利油田分公司，他们原定的发言是副总经理毕义泉先生，而下面由孙女士代他发言。

(中石化胜利油田)孙梦茹：我今天发言的题目是“胜利油田老油田二次开发实践及认识”。

作为我国第二大油田，胜利油田已经开发了45年，油区大多数主力油田相继进入“高含水、高采出程度、高剩余速度”三高开发阶段，原油生产呈现递减趋势，老区新增可采储量逐年减少，地面设施老化严重，油田高含水期开发矛盾日益凸显，老油田挖潜难度日益增加。

面对严峻的开发生产形势，近年来，胜利油田通过加强基础研究和理论创新，转变开发调整思想，加大新工艺新技术的推广应用力度，强化地下地面一体化治理等工作，群面试时老油田“二次开发”工作，形成了适合胜利油田油藏特点的系列二次开发研究和配套技术。

通过现场实施，取得显著成效，实现了新一轮有效开发，为老油田提高高采收率探索了一条新路。

一、胜利油田发展现状。

胜利油田地处山东省东北部的黄河三角洲地带。

主要油区集中在东部的济阳坳陷及滩海地区和昌潍坳陷。

截止08年底，探明油田70个，气田2之，累计探明含油面积27.99.65平方千米，探明石油地质储量48.34。

探明天然气地质储量23.00.4。

胜利油田为典型陆相复式油气区，发育有构造、岩性、地层、符合油气藏四大类15种油气藏类型，具有“油藏类型多，构造复杂，油藏埋深分布广，储层、原油性质变化大”的特点。

自1964年投入开发以来，胜利油田经历了稳步建产64-80年、高速生产81-87年、高速稳产88-95年、持续稳定发展96年到目前四个阶段。

油井的二次开发覃太贵孙茂斌白林林张建(三峡大学理学院，湖北宜昌443002)摘要：本文提出了油井的二次开发和注水，对老井在规划期内进行了预测，建立了整数线性规划模型，通过数字实验得到了最大产油量为7269．936万吨。

关键词：二次开发；油井生命周期；注水井；最大产油量中图分类号：G712文献标识码：A1问题来源油田为了实现规划期(五年)的各项规划指标(主要包括产油量、综合含水及费用三项指标)，首先要计算在规划初期老井(规划期之前实施的增产措施)的各项指标在规划期的五年内的预测值。

与此同时，要想完成规划指标，就要采取大量的增产措施。

编制油田开发规划方案，就是在满足油田最大生产能力的前提下。

制定出采取各种增产措施的数量，使得尽可能达到规划指标。

井网类型包括：“七五”期间开发的油井(简称“七五”井)、“八五”井、“九五”井以及“十五”井四种。

该油区各类井网在近几年的产油量、产水量；在“十一五”规划期内。

各类井网的年总费用(万元)预测值、各项规划；假设该油区有7种增产措施，在“十一五”期间，每种增产措施的工作量上限；在规划期内，每种增产措施的单井年产油量、产水量及费用等相关数据参见：200"／年大连理工大学第14届数学建模竞赛A题。

另外，在制定规划方案时要尽可能做到均衡安排各项增产措施，实现科学开采、持续发展。

试根据以上数据，为该油区提高科学、合理的“十一五”开发规划方案；2问题分析根据题目分析这是一个多目标规划问题，即在规划期限内实现对油田产量、综合含水量、费用等的合理决策。

本文以油田的最大产油量为目标函数，以增产措施的产油量下限、产水量和费用的上限、以及增产措施的工作量上限为约束条件建立了规划期内增产措施产油量最大的整数线性规划模型。

首先，我们认为每一口油井都有一个生命周期，随着油井的使用寿命的延长，油井的产油量是呈每年递减的，那么可以推断“七五”井在2001年的产油量一定比“八五”井在2001年的产油量要少，但由表反映出的产油量信息却恰恰相反。

关于二次开发和三次采油关系的探讨【摘要】我国油田分布广，在开发上针对不同的油藏类型以及不同的开发阶段在采油方式上存在差异。

华北油田是我国的老油田，在这类老油田的开发上，已经进入到二次开发阶段，对二次开发和三次采油关系的正确认识关系着采油效率的提高。

笔者在本文中提出针对老油田进入到二次开发阶段应当遵守“二三结合”的开发模式，在开发时要完成二次采油和三次采油的任务，同时还要不断加快高新技术在二次开发就当的应用，有效提高老油田的采收率，提高老油田的经济效益的提高。

【关键词】开发阶段二次开发三次采油采收率我国的华北油田是我国早期油田开发建设的重点，到现在仍然为我国的原油生产贡献着力量，而且我国此类老油田，包括大庆油田、胜利油田等虽然在开发上已经进入到高含水中后期阶段，但是仍然是我国原油生产的主力，但是与发达国家的采收率相比，效率明显较低。

所以近年来对老油田的二次开发的开发方式的重视逐渐增强，对二次开发和三次采油的关系也开始关注。

笔者在此对不同类型的油藏二次开发的采油方式进行了探讨，以期继续提高二次开发的采收率，给老油田的开发注入新的动力。

1 二次开发阶段的采油方式概述1.1 采油方式的分类采油方式的分类主要是依据油层能量补充和人工注入介质的不同，具体可以分为一次、二次、三次和四次采油。

一次采油是指仅需借助自然能量开采原油的采油方式，一次采油的采收率较低；二次采油指的是需要向油层注水或者注气来补充地床的岩石和流体弹性能量的采油方式，二次采油的采收率较之一次采油较高；三次采油是向油层注入流体或者热量，对油、气、水和岩石之间的性能关系进行调节，发挥物理、化学的作用对油层中剩余油进行开采，采收率较前两中都更高；四次采油则是通过生物化学方法对油层中已经分散的剩余油进行开采，实现对油田最后的采收，采收率最高，预计可以达到70%。

1.2 开发阶段分析一般来说油田的开发阶段大体可以分为三个阶段，在油田的开发上还要受到其他外界因素的影响，如国际原油价格、政治经济发展环境等，都影响着对油田的投资，而投资情况又决定着油田开发阶段的进行。

低油价下老油田的二次开发发布时间：2021-06-10T11:02:14.090Z 来源：《中国科技信息》2021年7月作者：王季欣[导读] 二次开发是“油田开发史上的一场革命”。

油田二次开发的就是老油田在传统的开采技术方式下,已无开采效益,通过采用新技术、新方法以及新理念,重新建立油田新的开发体系和模式,实现老油田经济有效地大幅度提高采收率和经济效益的目的。

在广泛调研国内外相关资料基础上,提出了二次开发技术的策略。

河南濮阳中原油田分公司濮东采油厂王季欣 457001摘要：二次开发是“油田开发史上的一场革命”。

油田二次开发的就是老油田在传统的开采技术方式下,已无开采效益,通过采用新技术、新方法以及新理念,重新建立油田新的开发体系和模式,实现老油田经济有效地大幅度提高采收率和经济效益的目的。

在广泛调研国内外相关资料基础上,提出了二次开发技术的策略。

本文分析不同类型油田二次开发的成功做法以及取得的效果，为不同类型油田在目前国际油价长期低迷条件下开展二次开发提供了技术依据和可借鉴的经验。

关键词：老油田、二次开发、低油价一、绪论（一）研究背景老油田具有勘探程度完善，储量丰度高，剩余可采储量依然相当可观等特点，潜力巨大。

随着地下油气资源的不断开采，开发难度越来越大。

受国际低油价影响，三次采油实施空间有限，为适应当前国际石油形势、不断提高采收率，开始实施 “二次开发”工程。

（二）研究目的和意义二次开发以 “科学开发，挑战极限”为核心理念。

由于剩余油高度分散，油水关系极其复杂，总体上表现出“两低”、“两高”和“多井低产”的特征。

其中，“两低”指未动用及难动用储量的低渗透和低丰度。

“两高”指高含水和高采出程度。

“多井低产”指油井总数逐年上升和单井平均日产逐年下降。

二次开发的根本目的是提升采收率。

国内及国外一批高水平开发油田的成功实践、重大开发试验，以及采收率研究都表明，目前的采收率仍具有提高10%以上的潜力空间。

高升油田高18块深层稠油分区二次开发技术研究摘要：针对目前高升油田高18块莲花油层油藏埋藏深、非均质性强、主导开发方式不明确、长期低速难采的问题，开展了深层稠油分区二次开发技术研究，搞清了制约油藏平面及纵向开发效果差的关键因素，制定了分区二次开发工作思路，分批次实施开发井12口，区块产量由实施前的35吨升至目前的105吨，是调整前的3倍，超过了一次开发水平，取得了较好效果。

关键词：分区二次开发；深层稠油；关键因素；莲花油层0 引言高18块投入开发至今，先后经历了天然能量开采、蒸汽吞吐开采、注水开发多个开发阶段，但仍未形成明确的主导开发方式，此外受非热采完井方式、多轮次吞吐等因素影响，原井网已濒临废弃，目前区块处于低速开采状态。

在这种严峻的开发形势下，如何通过技术创新促进油田高效开发是目前迫切需要解决的问题。

1 区块简介高18块位于辽宁省盘山县高升镇境内，构造上位于辽河盆地西部凹陷中部高升油田高二三区南端，开发目的层为古近系沙河街组莲花油层，纵向上发育八套砂体，油层埋深1500-1815m，上报石油地质储量1242.4×104t，为一受岩性-构造控制的块状砂岩底水油藏。

区块1978年投入开发，整体开发效果差，目前采出程度仅为7.7%。

目前开发存在两方面问题：一是主体部位Ⅴ砂体常规注水含水上升快、注开发效果差；二是断块东部Ⅰ-Ⅳ砂体注汽压力高、干度低，常规蒸汽吞吐效果差。

2 油藏地质深化研究2.1 构造特征通过井震结合、三维地震精细解释，区块是一个被四条断层所围限、内部发育多条断层的断背斜构造，区块共发育8条正断层，四条主干断裂主要为北东向及近东西向，延伸较长，为控制该区构造形态的主干断裂。

2.2 沉积特征区块莲花砂体是高二三区沙三时期深水湖盆中发育的一套近岸水下扇南端的一部分，物源来自东北部，主要储集层以辫状沟道、扇缘滩砂及扇缘薄层砂三种微相为主。

2.3 储层特征岩石颗粒分选中-差，分选系数为1.5-2.5，粒度中值一般为0.38-0.5。

浅析二次采油技术的关键点【摘要】目前，国内油田总体上处于高含水开发阶段。

尤其是油田开发的中后期，低渗透油田一般天然能量不足，开采强度增大，开采难度增加，特别是低渗透油藏存在“注不进、采不出”的问题，国内各大油田都在不断发展、研究适合本区域的二次采油技术，以减缓老油田产量递减、含水上升的局面，并取得了一定成效。

【关键词】二次采油注水开发工艺技术日前，我国的各大油田已步入开采后期，含水率大都在90%以上。

由于低渗透油田自然能量匮乏，需通过注水来提升生产能力。

随着开采时间推移和开采强度增大，各注水区出现了“双高现象”，各种技术难题相继出现，欲通过遏制含水量上升的手段来保证产量愈发困难，一定程度上影响了油田的经济效益。

但尚有三成左右的原油仍亟待开采，探究有效的开发手段并尽力提高采收率，将是未来一个阶段内有关二次采油技术的研究热点。

1 目前的油田开发现状（1）油田开发中后期普遍出现较为严重的注水矛盾，油层出砂量增大、水驱动能量分布不均匀、水井压力高难于注水、某些油井杂质含量上升导致开采困难、分注层次低。

（2）储层的物质分布一般零散而不均匀，并受到长时间注水开发影响，高渗透层段水淹程度严重，油层在纵向区域吸水率分布不均。

研究油田开发后期的高效注水技术迫在眉睫。

（3）针对部分高含水油井，应努力研究机械堵水技术，这种方式成本较低。

但是机械堵水受到钻井条件、出水量、储层分布等各因素影响，应用面较窄。

（4）油田常采用多次大面积调剖调驱手段改善开发效果，但轮次越多，成效越不显著。

如今应探索高含水后期的油田采收率问题。

（5）储层通气性差，注水水质难于保证，一部分水井的注水压力越来越高，导致注水量减少，满足不了地质配注要求。

2 二次采油关键技术探讨2.1 开发油田剩油预测技术，加强油田监测各油田应努力完善状态监测和故障诊断技术，依据油田开发阶段开发合理的检测系统，优化监测手段，淘汰落后技术，保证检测费用合理利用。

在以后一个阶段内，需逐步增加井间跟踪、井间地震预测，并增加试井数量，研究电磁波技术、电桥技术在油田开发中的应用。

高含水油田二次开发探究【摘要】本文针对中国大部分油田注水开采率低，提升空间大的特点，对于高含水油田的二次开发进行探究。

从二次开发的概念以及开发的策略方面进行简要探讨。

【关键词】高含水油田二次开发策略1 二次开发概念的界定在对地底下剩余油的情况进行调研和分析的基础上，可以将剩余油分为两块：第一块是富集区，即剩余油的含量相对比较高，能够从中提取较多的油；第二块是分散区，即在这一区域油的分布不是很集中，从中采油相对比较困难。

在开采富集区和分散区的剩余油时，我们必须在认清这两个区不同基础上，利用不同的技术和设备，采取不同的开采方法。

另外我们必须要对老油井的实际情况进行调查，老油井一般会出现的问题有：（1）套损严重.油井中的套管由于变形等造成的损坏；（2）开井率低；（3）注采系统不完善。

在这种情况之下，为了确保开采的顺利进行，必须要另外打几个调整井来对原有开采井网系统进行调整。

当然这些调整井的位置非常关键，它们必须要和油田石油的分布情况相一致。

笔者认为，对高含水油田进行二次开发的概念是：打造新的井网系统，以富集区为核心，在分散区寻求富集，将分散区和富集区的剩余油采用不同的方法来开采。

从上面二次开发的概念可以看出，对高含水油田的开采过程大致如下：第一，针对剩余油富集区的特点，应该通过专门的技术对剩余油的油量以及分布情况作出描述，构建一个新的开采认知系统。

在对富集区的石油位置和数量了解清楚的基础上，可以知道需要哪种类型的调整井来进行井网系统的重新组合；第二，分散区的剩余油可以采取深部调驱的方式来进行开采。

2 二次开发的策略2.1 富集剩余油的开发策略对于富集区的开采应当通过一些调整进来达到井网加密的效果。

在调查清楚富集区石油的位置和储存量之后，可以使用直井、水平井，或者是两者结合的方式来重新组合开采井网系统。

针对富集区面积大小的不同，有下面三种不同的打井选择：第一，对于面积比较大的，我们可以选择在断层的上部较近的地方打一个简单点的水平井。

马19井区二次开发研究张春强(中油辽河兴隆台采油厂作业二区， 辽宁 盘锦 124010)摘要：注水油田开发后期，往往存在很多问题，老井废弃等因素造成的井网不完善，优势通道冲刷严重，主力部位采出程度高，剩余油分布不均等。

这些问题得不到解决，老区产量就得不到保证，效益更是难以追求。

本文以马19块为例，对注水老区块二次开发进行研究讨论，可为同类型油田提供一定的借鉴意义。

关键词：注水油田；中后期；剩余油；二次开发1 区块概况1.1 油藏地质概况马19断块区构造上位于辽河盆地西部凹陷兴隆台背斜构造带南部，是兴隆台油田主力注水开发断块之一，含油面积1.21km2，地质储量117万吨。

马圈子地区钻井揭露地层自下而上依次为太古界、中生界、下第三系沙三段、沙一+二段、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系地层。

油藏埋深:2570-2828m。

油层有效厚度21.3m。

岩性为砂砾岩、含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩与粉砂岩、泥岩互层。

地层厚度：200m左右、划分为7个砂岩组。

平面上发育近东西向和北东向两组断层，均为正断层。

近东西向向断层倾向南东，地层向南节节下掉，控制着构造和油水分布；北东向断层为分块断层，使油水关系复杂化。

1.2 区块开发现状油井数总14口，开13口，平均井距205m，日产油125t，累积产油 175.9×104t，累产液537.9×104t，综合含水60.5%，采油速度1.03%，采出程度31.46%。

注水井数总4口，关井(全部为污水回注)，累积注水: 838×104m3。

2 井位设计部署2.1 深化三方面研究基础工作方面主要在以下三个方面深化研究：一是加强地震解释研究，重新落实断层和微高点。

马19块纵向上发育一套断裂系统，断层具有继承性，平面上发育近东西向和北东向两组断层，均为正断层。

近东西向断层倾向南东，地层向南节节下掉，控制着构造和油水分布；北东向断层为分块断层，使油水关系复杂化。

油田注采压力系统研究及应用
许荣奎;田树全;李宝泉;王小松;赵永强
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2005(027)003
【摘要】合理注采压力系统是指既能满足油田提高产液量的地层能量的需要,又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力系统.运用注采平衡的原理,对临盘油田合理流动压力、合理注水压力和合理地层压力进行系统研究,确定了该油田的合理的压力系统,为今后油田开发提供了参考依据.
【总页数】3页(P383-385)
【作者】许荣奎;田树全;李宝泉;王小松;赵永强
【作者单位】胜利油田有限公司临盘采油厂,山东,临邑,251507;胜利油田有限公司临盘采油厂,山东,临邑,251507;胜利油田有限公司临盘采油厂,山东,临邑,251507;胜利油田有限公司临盘采油厂,山东,临邑,251507;中国地质大学(武汉)研究生院,湖北,武汉,430074;胜利油田有限公司临盘采油厂,山东,临邑,251507
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.6
【相关文献】
1.低渗透油田抽油井合理注采压力系统研究——以鄯善油田三间房油藏为例 [J], 袁昭;张佳琪;郭伟峰;何淑华;杨永霞
2.调整卫10块注采压力系统研究及应用 [J], 王家骅;陈俊革;赵普春;张晓蓉
3.水驱油田合理注采压力系统 [J], 田选华;陆正元;胡罡;刘维霞
4.老油田二次开发注采压力系统研究 [J], 宫红茹;陈军;金萍;吴让彬;王平;高银香
5.一种合理注采压力系统关系图版的建立——以A油田为例 [J], 程立; 刘川; 林火养
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曙光油田杜85块二次开发技术研究及应用[摘要]曙光油田杜85块是一个开发30多年的老油田，共经历了常规生产阶段、蒸汽吞吐阶段和注水开发阶段。

因区块井况较差，开发井网已基本废弃及早期开发方式与油藏特征不适应，并且开发井网不完善影响，水驱效果不理想，导致区块开发效果较差。

在分析开发矛盾和潜力的基础上，重构二次开发井网，共部署油井40口，投产15口，初期平均单井日产油6.5t，取得显著效果，使一个濒临废弃的老区块重现生机。

[关键词]曙光油田油藏特征二次开发重建井网井位部署中图分类号：TM556 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）11-0383-011.地质概况杜85块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡齐曙上台阶中段、曙一区东南部。

主要开发目的层为沙四上杜家台油层。

1979年上报含油面积1.49km2，石油地质储量382×104t。

杜家台油层四周被断层遮挡，构造形态整体为北西向南东倾斜的单斜，地层倾角13～15°，油藏埋深1300～1550m，杜85块杜家台油层纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ等3个油层组。

杜Ⅱ油层组砂体全区发育，是杜家台油层的主要含油层段，杜Ⅰ、杜Ⅲ油层组局部发育。

杜家台油层平均厚度25.0m，最小3.7m，最大61.4m 。

其中杜Ⅱ全区分布，平面发育稳定，连通系数在0.85%左右，杜Ⅰ、杜Ⅲ仅零星发育。

杜Ⅰ组油层厚度最小0.8m，最大14.3m，平均4.4m。

杜Ⅱ组油层厚度最小3.7m，最大52.1m，平均27.0m。

杜Ⅲ组油层分布受构造和岩性影响，分布零散，油层厚度最小2.2m，最大14.2m，平均6.3m。

杜Ⅰ、杜Ⅲ油藏类型为构造岩性油藏，没有统一的油水界面；杜Ⅱ为边水油藏，油水界面为-1550m。

50℃地面脱气原油粘度在330.5mPa？s，20℃原油密度0.93g/cm3。

2.开发简况1983年投入注水开发，依据油藏开发特点主要可以分为三个阶段：基础井网开发阶段（1983-1997），采用300m井距五点法面积井网投入注水开发，最高年产油达到3.1万吨，采油速度0.8%，阶段采出程度7.6%。