孤岛采油厂生产实习报告

第一部分 孤岛采油厂概况 一、油区分布 孤岛油区位于山东省东营市河口区境内，黄河入海口北侧，东经118°40´15´´～118°53´30´´，北纬37°47´15´´～37°57´，海拔高度3～4米，东邻孤东油田，西接利津县汀罗镇，北连胜利油田河口、桩西两个采油厂，南跨黄河与垦利县新安、建林两乡隔河接壤，黄河斜贯油区东南部。构造上位于济阳坳陷沾化凹陷的东部，勘探区域主要包括“三凸、两洼、三斜坡”，勘探总面积1050平方千米。自1966年开始勘探至今，先后探明孤岛、垦利、垦西、孤南和河滩五个油田。 二、开发现状 截止2010年3月，孤岛采油厂共探明五个油田，累计探明含油面积141.22平方千米、探明石油地质储量49851.2万吨，其中，主力孤岛油田累计探明含油面积99.75平方千米、探明石油地质储量41097.47万吨；垦利油田累计探明含油面积16.19平方千米、探明石油地质储量3211.18万吨；垦西油田累计探明含油面积15.61平方千米、探明石油地质储量3144.28万吨；孤南油田累计探明含油面积6.67平方千米、探明石油地质储量1244.27万吨；河滩油田累计探明含油面积3.0平方千米、探明石油地质储量1154万吨。已开发动用含油面积136.09平方千米、动用石油地质储量49098.17万吨，标定技术可采储量18359.81万吨，采收率37.4%，其中，主力孤岛油田动用含油面积96.36平方千米、动用石油地质储量40836.44万吨，标定技术可采储量15622.12万吨，采收率38.3%；垦利油田动用含油面积15.29平方千米、动用石油地质储量2785.18万吨，标定技术可采储量842.57万吨，采收率30.3%；垦西油田动用含油面积14.77平方千米、动用石油地质储量3078.28万吨，标定技术可采储量1015.12万吨，采收率33%；孤南油田动用含油面积6.67平方千米、动用石油地质储量1244.27万吨，标定技术可采储量326万吨，采收率26.2%；河滩油田动用含油面积3.0平方千米、动用石油地质储量1154万吨，标定技术可采储量554万吨，采收率48%。 孤岛采油厂共有油井总井数2766口，开井数2380口，日产液水平123106吨，日产油水平9590吨，平均单井日产液水平51.7吨，平均单井日产油水平4.0吨，综合含水92.21%，年产油84.5877万吨，累积产油16492.5167万吨，采出程度33.59%，采油速度0.71%，可采储量采出程度89.83%，剩余可采储量采油速度17.93%，储采比5.58，油井平均动液面538.6米，地层总压降2.03兆帕；注水井总井数940口，开井数837口，日注水平108270立方米，平均单井日注水平129立方米，年注水977.1521万立方米；月注采比0.87。污水回注井总井数35口，开井数33口，日注水平22227立方米，平均单井日注水平674立方米，年回注污水200.0599万立方米。

第二部分 现场参观 本次孤岛采油厂生产实习第一阶段为现场参观，先后到孤五联合站、孤岛采油厂集输注水大队、孤岛14号注聚站、108金牌采油队、519作业队、钻井队和监测大队进行现场参观和学习，期间，穿插了几次讲座。 一、讲座（7月5日）—孤岛采油厂油田开发情况简介 二、孤五联合站（7月6日上午） 三、孤岛采油厂集输注水大队（7月6日下午） 四、孤岛14号注聚站（7月7日上午） 五、108金牌采油队（7月7日下午） 六、作业519队（7月8日上午） 七、讲座（7月8日下午） 八、钻井队（7月9日上午） 九、监测大队（7月9日下午） 十、讲座（7月12日）—孤岛采油厂采油工艺简介

一、讲座（7月5日）—孤岛采油厂油田开发情况简介 （一）基本概况 1、概况 孤岛披覆背斜油藏是我国油气勘探在六十年代的重要发现，位于山东省东营市河口区境内，黄河入海口的北侧，海拔高3-4m。其区域构造位于济阳坳陷沾化凹陷的东部，西北为渤南洼陷，东北为五号桩洼陷，南为孤南洼陷所围绕。孤岛油田为大型整装稠油疏松砂岩披覆背斜构造油气藏。孤岛油田是胜利油田目前产量最高的油田，是中国十个大油田之一，是我国注水开发的河流相沉积多层砂岩整装稠油油藏中最早的油田。主要含油层系为上第三系馆陶组，含油面积96.9平方千米，地质储量4.01亿吨。具有高孔渗、高原油粘度、高饱和压力、强非均质、疏松出砂等特点。 2、开发简历及现状 孤岛油田1969年至1971年10月为试采阶段，1971年11月根据油田开发总体规划，本着先肥后瘦、先易后难的原则，开始有步骤地分区进行投产、产能建设和注水开发。在开发过程中，针对油田不同开发阶段所暴露出的主要矛盾和油田开发的需求，先后进行了多次的井网层系调整以及坚持不懈的注采调整。截至目前，孤岛油田在35年的开发过程中，先后经历了七个开发阶段： （1）分区投产和产能建设阶段（1971年11月-1975年8月） （2）注水见效，油井出砂，产量下降阶段（1975年9月-1977年3月） （3）治砂扶井、注采综合治理，产量稳定阶段（1977年4月-1981年5月） （4）井网层系综合调整，产量上升阶段（1981年6月-1985年12月） （5）强化完善注采系统，保持稳产阶段（1986年1月-1990年12月） （6）局部细分层系，提高低品位储量的动用程度，继续保持高产稳产阶段（1991-1993年） （7）深化老油田综合治理，推广应用三次采油技术，减缓老油田递减阶段（1994年-至今） 3、油藏地质特征 （1）构造特征 孤岛油田构造基底是由古生界地层组成的古凸起，下第三系地层围绕古凸起边缘超覆沉积，上第三系披覆于凸起之上，形成继承性的发育在古生界潜山之上的大型披覆构造。构造轴向近北东－南西，长15千米，宽6千米，闭合面积80平方千米。构造简单，主体部分完整平缓，顶部倾角30′～1°30′，翼部倾角2～3°，油藏埋深1120～1350米。构造上有23条正断层，其中以构造南北两条最大，北翼1号断层倾向北西，南翼2号大断层倾向南东。顶部为一平台，两翼西陡东缓。 （2）岩性特征 孤岛油田馆陶组地层为一套砂泥岩互层。馆3-4砂层组岩性较细，以细砂岩为主，部分为粉砂岩，泥岩主要为棕红色及少量灰绿色；馆5-6砂层组岩性较粗，虽仍以细砂岩为主，但有部分中、粗砂岩；泥岩几乎全为棕红色。 （3）沉积构造及电性特征 Ng3-4发育槽状交错层理、爬升层理、波纹层理、平行层理等。Ng5-6沉积构造以平行层理和大型板状、楔状、槽状交错层理为主。自然电位及微电极曲线，馆3-4砂层组砂岩曲线多呈钟形，下部幅度大，向上减小，有时呈锯齿状，馆5-6砂层组砂岩曲线多呈筒形（或“方头”）,上下幅度相近, 曲线较平滑，倾角测井资料表明，这两类沉积均具单向水流特点，矢量方向有较好的一致性。 （4）粒度特征 馆5-6砂层组以渐变悬浮及滚动搬运为主，缺少均匀悬浮搬运；馆3-4砂层组以渐变悬浮和均匀悬浮搬运为主，缺少滚动搬运。 （5）沉积亚相和微相划分 四个亚相：河道（CH）、堤岸、河漫、废弃河道。河道亚相包括滞留沉积（CHL）、边滩（LA）、心滩（DA）三个微相；堤岸亚相包括天然堤（LV）、决口水道（CR）、决口扇（CS）三个微相。 （6）相模式 孤岛油田馆陶组地层为一套河流相沉积的砂泥岩互层。从馆下段到馆上段5-6砂层组为一套辫状河沉积，Ng3-4砂层组逐渐过渡到曲流河沉积，Ng1+2储层为河流相废弃河道和河漫滩沉积的粉细砂岩。 （7）储层特征 孤岛油田Ng3-6砂层组为粉细砂岩和细砂岩组成的正韵律油层。储层主要胶结类型为接触式、孔隙--接触式和接触--孔隙式，胶结疏松。具有高渗透、高原油粘度、高饱和压力、出砂严重的特点。 4、深化油藏精细研究，不断挖掘老油田潜力 （二）基础井网及早期注水 （三）井网调整的主要做法 1、中高含水期开始的针对非主力层，实施了以解决层间矛盾为主的层系细分井网调整。 2、高含水期开始的，针对提液需要，以强化注水系统为主的加密调整和完善注采井网。 3、特高含水期开始的，针对油砂体，搞好局部补充完善调整。 （四）开发效果评价 （五）认识与结论 二、孤五联合站（7月6日上午）

三、孤岛采油厂集输注水大队（7月6日下午） 孤岛采油厂集输注水大队成立于2007年2月6日，全大队现有职工662名，其中干部75名、党员126名、下设7座联合站（孤一联、孤二联、孤三联、孤四联、孤五联、孤六联、垦西联），离心泵站9座（孤一注、孤二注、孤三注、孤四注、孤五注、孤六注、孤七注、垦西注和孤南注），6座集配气站（1号、2号、3号、4号、5号、6号配气站），年处理总液量5200×104t，年处理天然气量7200×104m3。运行能力20.4×104m3/d，实际平均负荷12.6×104m3/d。资产总值67258.67万元，净值19898.86万元（不含管道资产）。大队成立以来，以油气处理和外输为中心，以提高经济运行质量为目标，以生产运行为重点， 在油藏经营管理模式下实行专业化管理。 集输注水大队的业务职责与范围： 1．负责采油厂油气集输污水处理、回注系统的生产管理工作，以求安全、正点、优质、高效。 2. 根据上级有关安全生产、行政管理等方面的方针、政策、法令和法规，制定、实施本单位安全生产措施、管理制度、生产经营计划，并对所属单位进行监督考核。 3、根据上级要求，组织制定本单位中、长远规划，拟定重点工作实施方案，上报采油厂有关部门并组织实施。 4、抓好安全生产工作，认真做好落实有关安全生产的各项条例，大力推行HSE管理模式，抓好安全教育，做到本质化安全生产。严格按照有关规定执行，落实好动火措施，并与有关单位一起进行现场监护，确保安全。 5、定期召开生产经营分析会，及时解决和处理制约生产经营健康发展的问题；严格控制成本，部署全年成本的分配，严格各项费用的支出、监督和审核，积极组织实施好节约挖潜工作。 6、根据生产需要编制上报地面集输注水系统工程的更新改造规划和维修计划，提出和编制油气、污水处理系统的改造方案和措施。 7、随时掌握外输原油含水和污水含油情况，对工艺生产出现波动及时进行协调处理，确保原油含水和污水水质两项指标在采油厂规定范围之内。 8、做好基层建设和职工培训及队伍的管理工作。 9、以经济效益为中心，认真做好技术管理，保证生产正常运行，积极引进和推广新技术，降低生产成本，努力提高本单位的经济效益。 10、负责联合站、配气站的天然气集输工作，努力完成外供气任务，确保居民生活用气。 11、做好节能降耗工作，定期开展能源监测和挖潜创效活动，提高注水系统效率和集输系统效率，不断提升基础管理水平。 12、加强管理和监管力度，确保采油厂天然气交气指标；确保外输原油含水率控制在采油厂下达的指标内；确保注水水质综合符合率控制在采油厂指标以上。