油田动态开发范文

油田动态开发范文（精选11篇）

油田动态开发 第1篇

关键词：油田,动态分析,开发调整

能源是国民经济重要的物质基础, 也是人类赖以生存的基本条件。石油作为我国的重要能源, 其开发和利用对人类的生产和生活至关重要。然而, 我国当前的油田也存在一定的问题, 一方面, 由于我国经济的快速发展对石油的需求加大, 使得我国多半靠进口, 另一方面, 原有质量有所下降, 老油田也已经进入开发后期。由此, 必须提高油田的开发技术和优化油田分析方法, 对油田开发进行调整, 以适应我国经济的快速发展

1 油田动态分析

1.1 动态分析的定义及目的

油田动态分析就是通过油田生产数据和专门的测试资料来研究油藏内部油气储量、地层压力、驱油能力、油水分布状况等相关变化, 并找出各变化间的相互关系以及对生产的影响。通过对现象、本质、生产问题规律的动态分析, 从而提出调整措施、挖掘生产潜力、预测未来的发展趋势。

1.2 动态分析的基本任务

动态分析的基本内容:对原油产量及含水的变化情况进行分析;对注水的情况进行分析;对增产增注的措施效果进行分析;对能量保持利用状况进行分析;对油水分布状况进行分析。

1.3. 动态分析的方法

油田动态分析的方法是多样的, 可以根据不同的地区地质条件、气候、构造、地层层序等的不同采用合理的方法进行动态分析工作。例如根据时间尺度可分为旬度分析、月度分析、季度分析、年度分析;根据研究对象可分为单井分析、井组分析、区块分析、油田分析;根据分析内容可分为生产动态分析、油藏动态分析。其中最基本的油田动态分析方法为地质分析法、统计分析法、油藏工程分析法、油藏数值模拟分析法。以下是介绍的几种常用的动态分析方法。

(1) 数学统计型即运用统计学知识, 对油气田的各种参数、指标进行分析, 找出各指标之间的相互关系, 进而找出他们之间的规律, 最终运用到动态分析中去。根据分析结果, 对勘探开采工作进行合理部署。该法操作简便, 数据真实精确且易于获得, 从而被广泛应用于油田动态分析中。

(2) 原理型即以工程理论为基础, 以获得的油层信息为分析对象的研究方法。因为它对参数准确度要求高, 信息量要求较大, 工作过程比较复杂, 和实际情况在有些时候差别较大, 因此应用并不广泛

(3) 整体功能模拟法该方法方法具有整体性的特点, 与其他方法结合使用, 可以方便做出正确合理的动态分析结果, 进而了解我们实际的油田开采工作, 最终获得正确的油藏储量数值。

1.4 动态分析法具体实例

例如我国克拉玛依的油田, 迄今为止累计发现油气田25座, 已经探明的石油地质储量18.29亿吨, 2004年生产原油1111万吨, 比1958年增加30倍。现在形成了南、北、东三个方向的千里油区。克拉玛依油田的开采时将数学统计型和整体系统功能模拟法运用到实践。其中在油田开采的初期阶段使用了经验公式法进行动态分析。

2 开发调整

油田开发是建立在人们对客观规律认识的基础上进行的有效的、漫长的生产过程。油田开发调整是通过取资料、监测、观察、分析、开发指标的变化规律并采用人工干预的方法改善油田开采生产的状况, 最终取得有效地经济效益。当出现以下情况时需要进行方案调整:

(1) 采油速度达不到设计的要求, 需对原设计作出调整和改动。

(2) 油田开发方式需要进行改变以改善油田开发效果, 延长油田稳产和减缓油田产量递减。

(3) 由于原油公司经营策略的转变, 要求油田提高采油速度, 增加产量、提高油田最终采收率时需要进行调整。

同时优化调整方案的同时, 需要考虑一下几个问题对油田地质特征的再认识、油田开发状况的分析、对层系井网、注水方式的分析、采油工艺适应性的分析、油田地面装置及流程适应性的分析等

2.1 调整方案内容:

(1) 油藏分层工作状况的分析, 评价开发效果。

(2) 根据开采历史资料, 对地层模型进行再认识和修正, 描述各类油砂体剩余储量的分布。

(3) 提高储量的动用程度, 使油田的注采系统和压力系统保持稳定。

(4) 利用油藏数值模拟技术, 整合原有油田开发方案并预测调整措施后的开发效果及开发调整后的指标。

(5) 对经济技术指标的进行计算及分析, 选出最优方案。

2.2 调整方案的原则

制定方案时, 应遵循以下原则:

(1) 技术准则:使井数最少, 开发年限最短, 累积产油量最高、地层能量消耗合理等。

(2) 经济准则:要使投资最少, 生产费用最低, 利润最大等。其调整的方法和手段分两类:1) 不改变开发系统, 即不钻新井。2) 局部或全部改变开发系统, 需钻新的生产井及注水井。

2.3 开发调整具体实例

埕东油田是在古代基岩隆起上发育的新生代批覆背斜沟造油藏。埕东油田70年6月发现, 74年5月投产77年4月注水, 设计产能75×104t, 79年进入高含水开发, 89年进入特高含水期开采, 大致经历5个阶段:扩建完善低含水开发阶段、中高含水期层系井网调整稳产阶段、高含水期细分层系强化注水, 高产稳产阶段、特高含水初期局部加密, 强注强采阶段、特高含水后期综合调整控水稳油阶段。

3 结语

油田动态分析的结果对油田的开发方案和调整方案的编制会产生重要的影响。精确的油田分析结果不仅可以提高工作效率, 而且可以取得较好的经济效益, 因而将对油田开发决策起到决定性的作用。该论文主要论述了油田动态分析的基本方法及其开发调整的必要性。因此为了做好动态分析工作, 要全面掌握油田开发的主要专业和主要工艺技术及其行之有效的工作方法。

参考文献

[1]张建荣.油藏动态分析方法在滚动勘探开发中的应用[J].石油天然气学报 (江汉石油学院学报) .2006 (03) .

[2]彭昱强.油气田开发综述[J].大庆石油地质与开发2002, 21 (6) :22-25.

油田开发竞聘报告 第2篇

尊敬的各位领导、各位评委、同事们：

大家好!我叫刘风喜，中共党员，高级工程师，现岗位动态北区主任，主要负责动态北区的日常管理及桩西、老河口油田的开发动态管理工作。

我于1996年7月毕业于大庆石油学院石油地质勘查专业，同年分配到采油三队任地质技术员，1997年11月调到地质研究所综合室，2003年4月，由于工作需要，在动态室分管老河口油田的开发与管理。2008年12月通过地质所竞聘，走上动态北区副主任岗位，2009年12月受地质所的信任，再次竞聘担任动态北区主任。

近几年来，坚持以创新创效带动油藏开发管理不断向前推进（在以桩106为代表的岩性油藏，优化注采比、适时提液提速；在桩106南注聚实验取得成功的基础上，桩106北注聚区通过完善注采井网、精细过程管理，仅注聚一年就见到明显效果；在桩139稠油油藏实施dcs实验取得成功，实现储量的有效动用；在产能单元桩斜148、老168块实施同步注水，建立注采关系。）动态北区承担的原油产量由43万吨上升到55万吨。连续三年超额完成产量任务，指标连年创优。

在各级领导和同事们的关怀帮助下，先后荣获省部级成果3项，地学开拓奖等局级奖励8项，发表论文9篇，荣获采油厂 “科技突出贡献奖”铜奖、“双文明先进职工”，管理局“青年岗位能手”、“提高采收率先进个人”等多次荣誉称号。

适逢采油厂这次难得的竞聘机会，我本着锻炼、提高的目的走上讲台，展之所以竞聘这个岗位，我希望将自己多年来积累的较为丰富的油田开发管理知识和经验能够在生产实践中得以更好的发挥和运用，为“百年桩西、共铸胜利”作出更大的贡献。同时也希望能在新的岗位上接受挑战，经受磨炼，使自己不断成长和进步。

总结自身，主要有以下四点优势：

一是具有较为扎实的专业知识。油田开发是一项系统工程，涉及到方方面面。地质是基础，尤其是在桩106地震分频项目的直接参与过程中，使我对开发地质有了更为深刻的认识，懂得了开发地质工作的重要性。砂体的重组、岩性的尖灭、断层的遮挡等直接影响着油藏开发水平的提高。经过两年多的对比与分析、理论与实践，2009年汇报的局级课题《桩106北精细地质模型及井网完善调整研究》一次性通过局级验收，并得到领导的好评。在此认识的基础上，桩106地区被确定为2011年综合调整单元，部署新井15口，新增产能3.1万吨。通过向地质室学习电测曲线的解释、录井资料的应用，向钻井室学习侧钻井开窗位置的选择、向生产室学习有关生产测试的知识，2008年以来利用报废井共实施侧钻井5口，初期平均单井日增油5.5吨。在地质所的支持下，两次外出参加“提高采收率培训”，在桩106南转后续水驱时，通过堵调、变流线、提液引效等方法实现了后续水驱两年基本不递减。一如既往地学习与交流，对我是一种进步、一种财富，也是成为一名主管师必备的条件。

二是具有较为丰富的工作经验。从事过油田开发的人都知道，做好油田开发光有专业知识是不够的，还必须具有丰富的实践经验。而我正具备了这样的条件。十余年来，由采油队的一名地质技术员成长为今天地质所的一名主任，在这成长的过程中，基层一年多的锻炼，具有了丰富的现场经验，用动、静结合的观点来分析油藏、管理油藏，对于低渗油藏桩8块以微裂缝的观点提出了脉冲注水，区块日产油由40吨上升到80余吨；对于小断块桩394块地层能量不足问题，提出边部注水，减缓了单元产量递减。在综合室把握住了油藏的开发规律、各项指标的科学预测方法、新区产能方案编制的流程等，这为我后来从事油藏的动态分析积累了可贵的经验。在动态北区油田的开发与管理中，针对老163块地质情况复杂，优化注采井网的建立，开展井间干扰试验，验证砂体的连通性。单元日产油由169吨最高上升到200吨，产能连续两年达到方案设计指标，参加编制的产能方案被评为分公司优秀方案一等奖。在采油厂最大的注水开发单元桩106地区，在油层厚度仅2米、河道宽300米的窄河道油藏引进水平井开发，提高单井控制储量；在边滩侧积体治理低产低效井，保持平面产液结构平衡；在主力注水砂体，提高注入强度，提液提速，保持了较高的开发水平，区块自然递减下降了5.2个百分点。（在老

17、老451等复杂断块油藏，通过挖掘墙角剩余油和韵律层挖潜，新增可采储量5万吨。在桩斜148低渗油藏，压裂配合注水保持地层能量，目前已有2口油井见到明显注水效果。）与此同时，我的地质基础分析能力和油藏工程应用能力得到了根本的提升，这为我竞聘主管师打下了良好的基础。

三是具有较强的工作能力。正是因为有以上基础，在工作上，踏实肯干，自己的科研能力、判断分析能力和管理能力都有了较大的提高。在老168产能建设过程中，优化油藏方案设计，同步建立注采关系；优化新井投产论证，由按地面顺序投产转变为按油藏需要投产，使井组新井投产投注一步到位；加强地质、工艺、作业、管理等多部门联合分析，确保措施论证与实施到位；优化资料录取、压力干扰试验、连续测压等监测手段，深化油藏认识。目前区块日产油能力达到480吨，投转注井20口，当年投转注率87%，建成产能16.8万吨。在年初分公司组织的40天原油会战中，被推荐为采油厂会战“青年标兵”。四是受地质所“发展地质、成就个人”的文化熏陶，在“传-帮-带”活动中，具有良好的传承作用。我以“老老实实做人，踏踏实实做事”为信条，对周围的人真诚相待，在提高自身的同时，带动周围的人一同进步与提高。针对动态北区技术人员年轻，平均年龄仅29岁，为了使年青人少走弯路，增强人才建设发展的后劲，2009年制定了动态北区班组的目标“一个人进步不是进步，只有大家共同进步才是真正的进步”。通过“问题就是课堂”、“困难就是学习”的形式，“师带徒、徒帮师”，言传身教，动态北区涌现出了“胜利希望奖”获得者何富强，技术增油能手王继强，先进个人盖峰等一批优秀的年轻人。班组在2010年“比学赶帮超”活动中被评为厂“油藏管理典型班组”，个人被推荐为胜利油田“模范班组长”。

在看到优点的同时，也看到了自身的不足。主要是与领导和兄弟组室的交流和沟通还不够深入，此次竞聘的主管师岗位，为我改正不足提供了良好的平台。如果我能竞聘成功，我会认真落实岗位职责，带头与开发技术人员搞好油藏管理工作，与兄弟组室积极协作，主动配合，服从领导的安排，使油田开发水平再次迈向一个新台阶。

我厂原油产量能重上100万，主要得益于近几年滩海油藏的勘探与开发。在外扩勘探受限的情况下，如何稳住百万吨油田，主要依靠老区内部的精细与挖潜。对岩性油藏实施注采井网重组、提速提效，争取扩大三采的规模；复杂小断块实施高效注水工程，不放过任何一个死角和油水过渡带；在低渗油藏以注水、配合酸压、增大泄油面积等方法提高储量动用程度；对边底水油藏可实施水平井二次挖潜、重力分异、分小层交替大排量提液实验等。具体是：

一是加强地质基础研究和油藏开发管理工作的有机结合。桩西采油厂有“地质大观园”之称，地质与油藏的紧密结合显得尤为重要。采油厂82个开发单元中日产油小于5吨的就有22个，含水高达96.9%，但采收率仅为17%，如何挖掘这部分潜力，关键靠地质二次认识和剩余油分布规律研究。目前动态室地质基础相对薄弱，仅有一人熟悉老区地质，通过加大研究力度，或把日常生产性分析工作的压力逐步分担到采油队技术员层面上，使得室主任和区块长有足够的时间进行老区研究和开发调整方案的编制，以提高油藏开发水平和质量。

二是在精细化油藏管理的基础上树立开发一体化的理念。采油厂油藏分类管理、精细管理将是今后很长一段时间内的重点工作。比如以桩106为代表的复杂岩性油藏，早期是在投产完后，边摸索边建立注采关系；在老163单元以cmg为指导，实现了边投产边建立注采关系；而在老168的投产过程中，在“一体化”理念的指导下，配套建模、数模立体化，实现了同步注水、同步开发的愿景。

三是加大科技管理和科技创新的力度，积极推广应用新技术向现实生产力的转化。在老163与老168的建设过程中，使我深深体会到一体化建设的重要性；在建模与数模的学习过程中，使我体会到油藏立体开发的必然性；在三采、稠油、水驱油藏、断块油藏等专题讨论会中，使我体会到了提高两率的关键。目前，动态分析的手段正在逐渐走向规范化，与地质的信息化接轨。充分利用采油厂提供的计算机平台进行建模、数模的应用以及ofm油藏管理分析软件的应用，对注采调配、参数调整、单项方案等日常工作实现定量化指导，提高工作的针对性和科学性；扩大三采的应用规模，引进多元复合驱，提高油田采收率；实施hdcs大规模实验，提高稠油油藏储量动用程度；低渗油藏极限小井距转向压裂、岩性油藏“三小一新”技术的应用，逐步形成具有桩西特色的开发技术系列。

四是进一步做好技术人才的培养接替工作，形成良好的人才梯队。在日常工作中，主动为年青人搭建平台，采用“压担子”、“我要学”、“学与教”等多种形式，发挥每个人的能动性，进一步增强集体的荣誉感和成就感，形成团结奋进、富有朝气和战斗力的团队。

以上是我个人对工作的一些初步设想，敬请领导批评指正。

在此，我感谢采油厂和地质所领导给我这次参加竞聘的机会，不管结果如何，我都将从此次竞聘中发现自己的不足，在今后的工作中努力学习，不断提高自身素质，为采油厂增储上产和可持续发展作出更大贡献！

油田动态监测新技术应用探讨 第3篇

关键词：油田 动态监测新技术

1 油田动态监测技术的内容及应用现状

油藏动态监测的内容比较广泛，一般大致可分为以下几类：油层压力监测；流体流量监测；流体性质监测；剩余油饱和度测井；采收率监测；油水井井下技术状况监测。

1.1 油层压力监测

油藏在开发过程中，由于其内部流体的不断运动而使流体在地下的分布发生一定变化，这种变化主要取决于油层性质和油层压力。对于注水开发的油藏，一般来说，都保持有较高的油层能量，但由于油层性质在纵向上和平面上的非均质性，决定了油层压力的差异，从而导致油藏内各部位流体运动的差异，因此研究分析油层压力的变化是十分重要的。

目前是通过电缆或试井钢丝将测试仪器下入油层中部，测取流压、静压和压力恢复曲线及井温等资料。使用的仪器设备包括机械压力计、存储式电子压力计、直读式电子压力计，温度计等。

1.2 流体流量监测

流量监测包括油井的产出剖面监测和吸水剖面监测。

同一口油井中每个油层的产油量、产水量都是不同的，甚至在同一油层的不同部位产油量和产水量也是不同的，而随着油田开发的进行，这种的不均衡也在发生着变化。同样的，注水井也存在着同样的现象。

为了在油田开发过程中掌握采油井和注水井的分层产油量、产水量、分层注水量，采取针对性措施，提高油水井平面上和剖面上的储量动用程度，就需要建立流体流量监测。

产出剖面测试目前以集流点测方法为主，使用井下仪器组合，包括持水率仪，温度仪、自然伽玛仪、磁性定位等。

吸水剖面测试采用同位素载体法，中子氧活化和双相流组合测试等方法。

1.3 流体性质监测

在油藏开发过程中，流体的性质影响流体在地下的流动，同时也涉及到地面集输系统的设计，因此必须对流体进行监测。

分注入水水质监测和产出水水质监测，监测通过取样、化验进行分析。

1.4 剩余油饱和度测井

受油层非均质性的影响，注水开发的油藏，其水线推进在平面上和剖面上不是均匀的，有时注入水会向一个方向突进，使高渗透层过早水淹，即使是同一油层，其水淹状况也总是不断变化的，因此，在油气田开发的中后期阶段，对剩余油分布、确定油层水淹程度的了解是必须的。主要有脉冲中子测井、碳氧比能谱测井、中子寿命测井和过套管测电阻率测井。螨虫中子测井：RMT＼PNN等技术原理基本相同，用次生的伽玛能谱和衰减时间确定储集层的含油饱和度，碳氧比能谱测井受地层水矿化度的影响和井筒内流体的影响严重，孔隙度大于15%才能应用。

1.5 采收率监测

衡量油藏注水开发效果的好坏，其主要指标就是水驱油效率的高低，而水驱油效率的高低又决定了油藏注水开发最终采收率的大小。

在现场，监测水驅效率的变化，比较可靠的办法就是钻检查井，通过油基泥浆钻井取岩心和密闭取心的岩心，在实验室进行测定就可直接求得，这就是采收率监测。

1.6 井下技术状况监测

对油层中泥质含量相对较高的注水开发油藏，当油层见水后，会引起油层中的泥质成份发生遇水膨胀，从而使地层产生蠕动变形，最终导致油水井出砂、套管变形、套管破裂、甚至套管错断，同时，随着注水开发时间的延长，注入水或地层水对油、水井套管产生的腐蚀作用，同样会使油、水井套管变形或破裂。因此，应经常对油水井进行必要的工程测井，实时检测管壁的损坏程度，内径变化，套管接箍损伤、腐蚀、射孔质量和管柱情况，随时掌握油、水井井下技术状况。

目前的测井方法主要有井径类，电磁测井和井下电视等。

2 油田动态监测技术应对的挑战

2.1 监测技术方面的挑战

在监测技术方面的挑战主要有以下几个方面：首先是产吸剖面测井技术已经不能满足油田开发的实际需要，对产出剖面来说低渗透率、低产量的油井剖面测试技术不成熟，对注入剖面的测试技术来说，随着三次采油进行中的注聚剖面测试，目前采用的是双相流测试，在技术上仍然需要完善和创新；其次是当前对剩余油评价技术的精确度没有达到实际生产过程的要求，还需要科研人员进一步研发，否则将无法满足油田的开发；再次是在深层气井、水平井、大斜率斜井的测试工艺还需要进一步研发，满足开发监测要求；最后还需加强工程测井技术，及时发现问题，实时掌控，及时调整油田开发的进程。

2.2 开发试井技术方面的挑战

在开发试井技术方面，也面临着诸多挑战。首先一点就是数据资料的录取。由于深层试气的工具并不完善，也缺少比较精准的高压封隔器和桥塞等仪器，而且有些工艺流程对相关方面的要求比较高，但是油田井下的传输技术比较简单，达不到相应的传输要求，所以不能录取完整的油田资料；其次就是试井评价技术的研究。在实际施工过程中，对温度资料的利用不够充分，需要加强这方面的研究，形成完整的评价系统。

3 油田动态监测新技术的应用发展方向

3.1 动态监测技术的整体研究发展

在过去的一段时间里，我国的动态监测技术向着高效性、系统性、先进性发展，能够适应多种工作环境，向着实现集成、分层体系而发展。在当前的形势下，不仅要积极研发、推广新的监测技术，同时其技术的发展重点应该放在聚合物驱、低孔隙度、低渗透率以及三元复合驱这几个方面，围绕着油田开发、套损检测等方面展开工作，进一步提升动态监测的水平。动态监测技术的发展方向应该放在信息化建设上面，以数据库的建立为核心，做好动态监测数据的采集工作，加强测试数据与实际地质情况之间的结合联系，确保测试数据能够得到高效、充分地利用。

3.2 生产测井技术的应用发展

面对当前技术上的挑战，研发人员还需要进一步研发新的动态监测技术，以更好地应对挑战。当前一些新的生产测井技术，例如五参数吸水剖面测井技术、存储式测井技术、抽汲式产出剖面测井技术等开始得到推广和使用。其中五参数吸水剖面测井技术一方面可以获得各种流压的数据资料，另一方面又可以对现场施工进行有效地监督，为注水井的调剖提供基础数据。存储式测井技术能够在高压力、高粘度的环境下顺利地、高效地完成测井的工作；而抽汲式产出剖面测井技术则是适合低产量、高含水的油井层，利用作业机器来提升油管，从而实现大排量的产液，它能够在不停抽的条件下高效完成产液剖面测试。总之，生产测井技术的发展是多样化的，相关管理人员要形成完整的监测流程，对测井技术进行整合，在遥感数据传输的基础上应用新技术，同时加强井下套管的检测过程，提高检测的精确度，并且开发研制适合深层次的气井以及水平气井的设备，确保能够应用到实际的生产过程中。

3.3 开发试井技术的应用发展

在开发试井技术的研究发展方向上，有以下几个方面：首先，开发聚合物驱以及三元复合驱试井的解释系统，这一系统能够有效解释相关的软件和流程，同时，在深层气井以及水平气井的解释方法方面也需要加大研究力度，形成完善的解释体系；其次，当前针对间歇气井和提捞气井的解释方法还不够完善，技术相对落后，研发人员需要针对这一点加强研发力度，找到比较合理的解释方法；第三點，现代油田开发对深层试气技术要求越来越高，为了适应工程发展的需要，研发人员要加快研发过程，完善配套过程；最后一点，在研究受热效应的相关影响的工作进展比较缓慢，目前的评价方法并不是一劳永逸的，还需要进一步的研发。

我国的经济面临着转型升级，相关的产业也迈入了发展的新阶段，特别是能源开发的相关产业，例如油田的开发。而这一改变也对油田的动态监测技术有了新要求。在这种情况下，我们要大力研发油田动态监测新技术，使之发挥更大的作用。

参考文献：

[1]郭旭光，安俊辉，潘艳珍，等.河南油田动态监测技术发展思路探讨[J].石油地质与工程，2009（3）.

[2]谢荣华.国内油田动态监测技术新发展及发展方向[J].测井技术，2007（12）.

[3]李刚，李守娜.滨南油田动态监测技术的发展及现状[J].科技致富向导（工业技术），2010（12）.

[4]陆大卫，谢荣华.油田开发测试新技术新进展[M].北京：石油工业出版社，2012（12）.

油田动态开发 第4篇

第八采油厂第四油矿管辖宋芳屯、永乐、肇州三个油田, 开发目的层主要是葡萄花油层, 其次是扶余油层, 均具有渗透率低、储量丰度低、单井产量低的特点。随着油田开发的不断深入, 地下油水分布越来越复杂, 加上大庆外围低渗透油田储层发育较差, 砂体分布零散, 给油田动态分析和动态调整造成一定困难。为了提高油田动态分析的正确性、了解油层动用状况、制定科学合理的综合调整方案及优选油田挖潜措施, 近年来, 我们在不断优化油水井监测系统的基础上, 不断提高油水井监测资料的应用水平。

2 监测资料的应用

2.1 油井测压资料在油田动态分析中的应用

受储层平面非均质性影响, 油田在平面上各点之间压力分布不均衡, 各方向上注水波及不均匀, 局部地区地层压力高, 采出程度高, 油井含水上升快;局部地区地层压力低, 采出程度低, 油井动用较差, 应用测压资料分析注采关系, 及时进行注采系统调整, 指导油田合理有效开发。

如永108-106井区投产于99年11月, 共有油井37口, 水井18口, 油水井数比2.06:1, 采出程度11.5%, 累计注采比1.64, 采油速度3.17%。根据井区3口井2003年测压结果, 平均地层压力为13.48M P a, 总压差为-0.87M P a, 其中1口井为压力特低井, 平面上压力差异较大, 分析主要是井区地层条件差异和注采关系差异。

为改善开发状况, 2003年7月转注永104-112、112-106、112-110、108-106和110-118五口油井, 达到了压力系统调整和改善开发效果目的。

2.2 水井分层测压资料在动态分析中的应用

2.2.1 为措施选井选层及评价措施效果提供依据

目前我矿老区块措施潜力逐年变小、措施选井选层也越来越困难, 而分层段试井解释所得到的压力、渗透率和表皮系数等资料可以为措施井选层及评价措施效果提供依据。

2.2.2 为分析套损和控制套损提供资料[3]

地层内孔隙压力不均衡是套损的条件之一, 油水井发生套损时, 并不需要所有的层压力都高, 只要存在少数几个高压层, 造成地层孔隙压力不均衡, 就能使岩体发生位移, 分层压力资料表明层间压差较大, 在有进水通道的情况下, 易形成成片套损区。因此可以依据分层测压资料分析套损、控制套损。

利用分层段压力资料, 我们了解了各类油层的压力差异, 可以采取注采结构调整工作, 努力减小层间、平面的压力差异, 控制套管损坏程度。

2.3 产液剖面和吸水剖面资料在油田开发中的应用

2.3.1 应用两个剖面资料, 分析油藏平面上和纵向上的注采矛盾及调整效果

我矿油田油层发育较差、厚度薄、非均质性严重, 注水开发过程中, 对夹层薄, 无法细分的注水井, 结合注水剖面资料, 加大了水井调剖力度, 取得了一定的效果。

例如永118-108井组, 全井射开砂岩厚度7.2m, 有效厚度3.0m, 分两段注水, 由于层间矛盾, 造成单层突进, 从吸水剖面资料看出, P I41层为主力吸水层, 相对吸水量为74.97%, 与之相连通的油井含水上升, 但该井PI41与PI42层夹层薄, 无法进行细分调整, 因此该井2003年4月实施全井调剖, 调剖效果较好, 调剖后该井各层的吸水状况得到改善, 吸水层位增加1个 (PⅠ2) , 增加吸水砂岩厚度1.6m, PⅠ41层的吸水量由调剖前的74.94%下降到调后的54.25%, 下降了20.69个百分点, 而PⅠ42的吸水量由调剖前的7.09%上升到26.09%, 上升了19.0个百分点。而PⅠ3层的吸水量调剖前后波动不大。统计连通较好的3口井, 见到了比较明显的调剖效果, 日产液由15.6t/d下降到14.8t/d, 日产油由6.2t/d上升到6.8t/d, 含水由60.3%下降到54.1%, 下降了6.2个百分点, 动液面稳定在1470-1466m (表1、表2) 。

2.3.2 根据吸水剖面资料, 适时进行注水井动态调整

动态调整的目的就是扩大水驱波及范围, 提高动用差层供液能力, 满足注采平衡需要。在油田开发过程中, 每个季度都要对井组进行动态分析, 对地下动态变化大的区域, 重点利用同位素吸水剖面测试成果, 结合油井产液剖面以及其它油水井动静态资料, 研究区分强弱水淹层, 确定注水井的加强层和限制层, 进行合理调整。

3 认识与结论

(1) 充分利用油水井测压资料, 指导注水调整和注采系统调整工作, 对改善压力水平较低区块和平面压力严重不均衡区块的开发效果有重要意义。

(2) 水井分层测压可以为措施选井选层及评价措施效果提供依据, 为分析套损和控制套损提供依据。

(3) 有效地利用产液、吸水剖面等资料, 分析油藏平面上和纵向上的注采矛盾, 指导油田注水结构和产液结构调整。

参考文献

[1]缪飞, 赵建华.储层伤害诊断技术研究与应用.断块油气田, 2000.[1]缪飞, 赵建华.储层伤害诊断技术研究与应用.断块油气田, 2000.

[2]王树海.注水井分层测压资料应用.石油仪器, 2004.[2]王树海.注水井分层测压资料应用.石油仪器, 2004.

长庆油田开发矿志 绝对详细 第5篇

一、油田概况

延安市石油工业生产企业长庆油田是中国石油近年来储量和产量增长幅度最快、成长性最好的油气田。长庆气区是中国陆上天然气集输管网的中心枢纽，承接中亚和西部气源，承担着向北京、天津、石家庄、西安、银川、呼和浩特等40多个大中城市安全稳定供气的重任。公司现有用工总量7万余人，资产总额1340亿元。

长庆油田隶属于中国石油天然气集团公司，勘探面积37万平方公里，油气田分布在陕、甘、宁、内蒙古、晋5省（区）。其中分布在延安地区的油田有安塞油田、吴旗油田、靖安油田（部分），安塞油田由长庆油田公司第一采油厂管理，吴旗油田由长庆油田公司第三采油厂管理，靖安油田分别由长庆油田公司第一采油厂、第三采油厂、第四采油厂管理。

安塞油田位于陕西省延安市境内，横跨志丹县、吴起县、安塞县、子长县和延安市宝塔区。因第一口发现井地处安塞县境内而得名。1983年在谭家营钻成安塞油田的第一口探井塞一井，获日产64.5吨的工业油流。随后在五个区块探明含油面积206平方千米，获石油地质储量10561万吨。至2010年底，已开发26个年头，累计生产原油2707.9319万吨。

靖安油田位于陕西省靖边和志丹县境内，因当初勘探范围确定在靖边县以南，安塞、坪桥以北而得名。1994年4月，中国石油天然气总公司决定在靖边南，安塞、坪桥以北3500千米范围内，依托长 庆油田进行风险勘探。1995年至1998年，共钻探井194口，进尺35万米，累计探明含油面积366.1平方千米，累计探明石油地质储量2.8707亿吨。自1995年靖安油田在ZJ2井区开展先导性开发试验，到2010年底累计生产原油279.4204万吨。

吴旗油田位于延安市吴起县境内，主要分布在吴起县洛源、五谷城和薛岔乡。吴起油田因地处陕西省吴起县（2005年前为吴旗县）县城附近而得名。1964年，玉门石油管理局银川石油勘探处钻成第一口探井—吴参井，试油获得14.22立方米工业油流。1971年2月，长庆油田会战指挥部钻探吴1井，获得日产14.2吨的工业油流。1972年，钻探井33口，获得日产10立方米以上的油井4口，其中吴8井获得日产油90.7立方米高产工业油流。1973年，吴旗油田试采，至2010年累计生产原油791.9574万吨。

二、油田发展历程

（一）、安塞油田

安塞油田由中国石油天然气集团公司长庆油田分公司第一采油厂（简称采油一厂）管理。该油田是中国陆上开发最早的特低渗亿吨级整装油田，也是长庆油气区油田开发层系战略转移，储量、产量大幅增长的标志性油田，它的经济有效开发以及建设模式的形成，对长庆油气区三叠系低渗透油田的大规模开发，有着重要的示范指导作用。由于攻克了低渗、低压、低产的油田“三低”特性，实现了高效经济开发，被中国石油天然气集团公司确定为“安塞模式”在全国石油系统推广。

安塞油田地理上位于陕西省的两市四县一区„延安市的安塞县、志丹县、子长县、宝塔区和榆林市的靖边县‟十乡„安塞县的坪桥乡、谭家营乡、王窑乡、槐树庄乡、子长县的李家岔乡、宝塔区的河庄坪乡和志丹县的候市乡、杏河乡、保安乡、靖边县的大路沟乡‟境内，东邻子长县李家岔乡-宝塔区河庄坪乡、南达安塞县槐树庄乡、西至志丹县双河乡-靖边县大路沟乡、北抵靖边县大路沟乡-子长县李家岔乡，面积3474平方公里。受沉积油砂体的制约，在境内由东向西依序展布着坪桥、谭南、王窑、招安、候市、杏河、杏北、和王南八个采油作业区。

安塞油田所处的区域构造单元属鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部。鄂尔多斯台坳是华北地台西部的主体，西为贺兰山台褶带及祁连褶皱带，东为山西台隆，南为秦岭褶皱带，北为阴山隆起。

1970年10月开展陕甘宁石油会战，各路人马齐聚陕甘宁，从新疆调来的队伍隶属于长庆油田会战指挥部第一分指挥部„简称长指一分部‟渭北大队，会战队伍分住在陕西彬县、旬邑和富平县的庄里一带，在地质矿产部第三普查大队所钻探的5口井的基础上，用了一年时间，动用11台钻机，在渭北打预探井17口，水文探井1口，虽然勘探成功率达85％以上，但受油层改造工艺所限，试捞结果日产量极低。

1971年底，长指一分部会战队伍整体挥师北上至富县，在解剖富县重力高的同时，在二维物探资料显示油气有利聚集地-葫芦河、洛河、安塞、志丹和吴起等地有利区甩开勘探，成果颇丰，在吴起地区吴8井喜获高产油流，从此，拉开了吴起油田会战的序幕。

1972-1975年，长指一分部领导机关、地质研究所和会战队伍，再次北上至吴起县，在集中力量进行吴起油田产能建设的同时，强化对葫芦河流域.富县直罗镇-张家湾乡地区，洛河流域甘泉下寺湾乡-桥镇乡地区的油层成藏地质研究，并进行重点勘探解剖，相继发现了 直罗油气田和下寺湾油田，直罗油田油层单一，油气分异好；下寺湾油田除有三叠系延长组长2油层外，还有侏罗系延安组延

8、延9油层，但多呈土豆状展布连片性差。由于两河地区油气勘探的重大突破，迎来了长指一分部领导机关、地质研究所和会战队伍的首次南下富县。

1976-1983年，因为吴起油田的建成投产，实现了原油生产零的突破，长指一分部更名为勘探开发公司。此间，勘探开发公司除了加速进行后来为支援陕北经济建设而整体移交给地方政府管理的直罗油田和下寺湾油田外，首次进入安塞探区，首批6口探井有3口„塞

1、塞

5、塞6‟喜获工业油流，尤其是塞1井获高产，一举打破勘探局面，揭开了安塞油田神秘的面纱。

1984年-1988年，在已取得重大勘探成果的基础上，加强油藏展布规律地质研究，加大安塞油田整体解剖的步伐。经过5年艰苦卓越的勘探共发现了坪桥、谭家营、王窑、候市和杏河5个含油富集区，探明含油面积206平方公里，石油地质储量10561万吨。从而，一个国内整装、大型、特低渗透、亿吨级的安塞油田诞生，成为黄土高原重要的石油生产基地。

其间，由于安塞油田的发现和钻井试油队伍的分离，勘探开发公司便更名为长庆油田第一采油厂。同时因为地下丰富的石油资源的被发现和开发，使油田呈现出一派欣欣向荣、蒸蒸日上的景象，员工的福利事业得以蓬勃发展，地下有油，地面盖楼，1989年，占地百余亩、耗资1亿5千万元左右的延安市河庄坪石油基地破土兴建，历时4年，一座座水、电、气、电视、通讯配套完善的办公楼、住宅楼、医院、学校、食堂、宾馆、商店、托儿所拔地而起，初具规模。从1993年开始，第一采油厂机关、员工陆续喜迁新居，结束了第一采油厂万名员工家属分散居住在富县、甘泉、吴起长达22年的历史，增强了企业的凝聚力，方便了油田开发生产管理和指挥。

安塞油田1983年塞1井投入试采，1987年投入全面开发，到2010年底经历了五个开发阶段：即油藏工程研究论证阶段、注采井组试采阶段、区块开发先导性试验阶段、全面注水开发阶段和油田扩边增储上产阶段。

1.油藏工程研究论证阶段：此阶段主要是应用油藏工程理论，探索低渗透油田注水开发的理论依据。曾先后美国CER公司、中国石油天然气总公司勘探开发研究院、长庆油田勘探开发研究院等单位进行了安塞油田注水开发科学技术攻关研究。

2.注采井组试验阶段，„1987-1988年‟：在已取得油藏工程研究成果的基础上，在安塞油田王窑油区东开辟塞6-71注采井组试验，探索注水开发的可行性。

3.区域注水试验阶段，„1988-1989年‟：在注采井组试验成功的基础上，在安塞油田王窑油区西部开辟了4.0万吨产能建设先导性注水开发试验，探索面积注水、提高单井产能的配套注采工艺技术。

4.注水时机试验阶段，„1989年-1990年‟：在区域注水开发试验取得成功的基础上，又开辟了8.0万吨的面积注水开发试验，探索注水时机、投注方式和建立有效的驱替压力糸统的条件。

5.扩边增储上产阶段，„1989-2010年‟：在此期间，坚持科技是第一生产力的发展观，注重科学技术的投入。强化油藏工程精细描述，宏观研究与微观解剖相结合，在老油田上实施控水稳油降递减技术的同时，加强每年产能建设地质方案的优选、实施和随钻跟踪分析，坚持“先肥后瘦、先易后难”的原则，寻找扩边增储有利区块，奠定安塞油田稳定上产的物资基础，获得了油田含油面积和石油地质储量迅速增长的结果。

安塞油田含油面积的拓展，石油地质储量的增加，有力地支撑了每年产能建设的有效实施，有效地促进了原油生产大幅度增长。1997 年，安塞油田年产原油首次突破100万吨。

安塞油田经过27年的勘探和注水开发，取得了很好的开发经济效益和油田开采效果，同时也形成了独具特色的开发特点：

1.针对安塞油田“三低„低渗透、低压、低产‟”的特点，发展并形成了人工及时注水补充能量、提高单井产能和采收率等适用性很强的油田开发工艺技术。

2.对于特低渗透的安塞油田，由于大力采取先进的油层改造等技术，终于获得成功，成为国内年生产原油百万吨级的油田之一，取得了很好的开采经验与教训，对同类油田的开发具有指导性和典型示范作用，意义十分重大。

3.1997年，安塞油田原油产量突破100万吨，2004年胜利跨越200万吨大关，2010年跃上300万吨。截止2010年，老油田实现了连续14个年头的持续稳产，油藏开发水平均保持一类油藏标准。

4.安塞油田在长达27年的艰苦卓越的勘探与开发历程中，坚持实事求是，自力更生，艰苦奋斗，注重“老三重”„重上老区、重翻老资料、重上露头‟，重温“新三重”„重新认识侏罗系、重新认识三叠系、重新认识上古生界‟，开创自己建设道路的历史，围绕以经济效益为中心，在开发前期研究、方案设计、开发建设中，始终贯穿着“四先四后，三优一高，三从一新”等三个基本思路。

5.安塞油田的开发建设，在1980年末到1990年初，按照“三从一新”„从简、从省、从快、适用新技术‟的建没原则开发，在工艺上取得了重大突破，形成了以单管不加热密闭集输工艺和单管小支线活动洗井注水工艺；“二级布线”短流程，去掉计量站和接转站事故罐；简化工艺，简化设备，简化操作；采用“小装臵、小工艺、小设备、小设施、小仪表”；多口注水井、多座站共用一条管线完成集供输任务的“单、短、简、小、串”为主要特色的“安塞模式”，2001 年，安塞油田被中国石油天然气股份有限责任公司评为“高效开发老油气田”，2005年，安塞油田获中国石油天然气股份有限公司“高效开发油田”称号。

6.安塞油田的崛起，凝结着广大员工的智慧与才干。2000年，安塞油田王三计（好汉波）被共青团中央授予“全国青年文明号”称号，2004年再次被命名为中国石油天然气股份有限公司“企业精神教育基地”。2003年，第一采油厂工会被全国总工会授予“全国模范职工之家”荣誉称号。安塞油田的发展史是依靠科学技术，强化油藏工程地质研究，精雕细刻，攻坚啃硬，勇攀高峰，坚持科技是第一生产力的历史。同时也形成了一系列具有特色的安塞油田精神，概括为“忠于祖国、奉献石油、艰苦创业、勇攀高峰”的“好汉坡”精神；艰苦奋斗无私奉献的献身精神；顾全大局互相支援的团结协作精神；锐意改革勇于探索的创新精神；勤俭节约为国分忧的主人翁精神。此外，还逐步成形了独具一格的特低渗透油田的执行文化，楷模文化，团队文化，安全文化，和谐文化。

（二）、靖安油田

靖安油田位于陕西靖边和志丹两县境内。区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，东南靠近已经投入大规模开发的安塞油田，北部为绥靖油田。

20世纪90年代中期，按照中国石油天然气集团公司“稳定东部、发展西部”战略，长庆石油勘探局1995-1997年重点部署一批探井和评价井，经评价勘探、重点解剖，成为当时全国探明储量最多亿吨级整装特低渗透油田。随着大规模开发，靖安油田成为鄂尔多斯盆地年产油量最多的油田，也使第三采油厂原油产量保持了十三年持续稳定增长，实现了原油年产量“三级跳、翻三番”：1999年原油突破100万吨，2003年原油产量突破200万吨、达到222万吨，2007年跨越 300万吨，成为长庆油田分公司第一个三百万吨采油大厂，也是长庆油田有史以来开发速度最快、经济效益最高、生产形势最好、增长幅度最大的一个整装大油田。其中靖安油田五里湾一区五次被集团公司、股份公司评为“高效开发油田”、张渠区二次获得集团公司高效开发区块，成为长庆油田乃至全国特低渗透油田高效开发的代表和缩影。

靖安油田具有特低渗透油田“低渗、低压、低丰度”地质特征和油藏特性，在油田开发中成功借鉴“安塞模式”经验，不断自主创新，逐步形成了 “三优两先”、“三高两新”靖安模式和“三项主体技术、九项先导性试验、十二项配套技术”高效开发技术，摸索出了一套成熟的油气成藏理论、滚动开发理论、“三低”油田经济开发理论；形成了靖安油田高效开发模式、生产组织运行模式、特低渗透油藏经营管理模式、人力资源管理模式、HSE管理模式，进一步丰富和拓展了长庆油田特低渗透油田的开发模式和思路。

靖安油田区域构造位于陕北斜坡带上，平均坡降6m/km－8m/km。其上由于差异压实作用而发育多排轴线近东西或北东向的鼻状隆起，这些隆起与上倾方向的砂岩致密带或砂岩尖灭带配合，形成良好的圈闭，对油气成藏起着重要的控制作用。

20世纪80年代初，长庆油田根据陕甘宁盆地油气资源评价成果，制定出“东抓三角洲，西探水下扇”的勘探战略。

油田经历了四个开发阶段：先期勘探阶段、开发准备阶段、大规模上产阶段、开发调整和小范围滚动扩边阶段。

靖安油田开发建设过程中，以“开发一个大油田，建设一支好队伍”作为企业文化建设的目标，努力培养“四有”员工队伍，锤炼形成了“特别能战斗、特别能吃苦、特别能负重、特别能奉献”的靖安精神，成为激励广大员工迎接挑战、奋发向上的动力源泉和精神财富，推动了油田生产建设的蓬勃发展，树起了一座精神丰碑。

1999-2001年，靖安油田主力区块五里湾一区连续三年被中国石油天然气集团公司、中国石油天然气股份公司授予“高效开发油田”荣誉称号，2005年在中油股份公司进行的油田开发工作表彰奖励中，第五次获得该项殊荣，张渠区两次获得高效开发区块。靖安油田的开发为我国成功开发陆地特低渗透油田积累了新经验，探索出一条新路子。

1.靖安油田是当时全国探明储量最多（2亿吨以上）的整装特低渗透油田。随着靖安油田的大规模开发，第三采油厂1999年原油突破100万吨，2003年原油产量突破200万吨、达到222万吨，2005年达到246.1万吨，成为长庆油田分公司第一采油大厂。也是长庆油田有史以来开发速度最快、经济效益最高、生产形势最好的一个整装大油田。

2.针对靖安特低渗油田的地质特征和油藏特性，成功借鉴“安塞模式”，坚持从实践中来、到实践中去，并不断自主创新。一些科技含量高，适合靖安油田特点的油藏开发和工艺配套技术在油田开发过程中得到重视，在油田建设和后期开发调整中得到充分应用和完善，逐步形成了“优化布井技术、采用矩形井网、优选压裂参数、实行整体压裂技术、优化地面流程、采用二级半布井技术”；“先评价、后开发、再扩边；先注水、后采油、再调整”；“高起点、高标准、高水平”和“新思路、新机制”为核心内容的“三优两先”、“三高两新”靖安模式和以“提高油田最终采收率及油田稳产技术、提高单井产能技术、提高油田整体开发效益技术”；“ZJ60井区整体压裂试验、ZJ29井区气水交注开发试验、陶粒支撑剂和二氧化碳压裂试验、注水井化堵调剖试验、长6油层解堵试验、杆式泵采油试验、消泡剂环空测试试验、注示踪剂试验、水平井开发试验”；“油藏综合研究与高效滚动建产技术、应力布井技术、油藏整体优化改造技术、注采调控稳产技术、侏罗系改造工艺技术、优化布站技术、延长油井检修 周期配套技术、压裂酸化改造技术、油田化学应用技术、数值模拟预测油田开发技术、水质处理及投注工艺技术、计算机及网络技术”为主要内容的“三项主体技术、九项先导性试验、十二项配套技术”高效开发技术。

3.在油藏管理上强化油藏分类分级管理体系建设，明确各类油藏管理重点和各级油藏管理者的职责，提高对油藏变化的反应速度，有效提升油藏能量。通过“确定技术政策，指导油田开发”、“精细油藏描述，建立准确的地质模型”、“合理注采关系模型”、“细化水动力受效单元”、“精细油田注水管理”等手段，探索出“三个系统化、三个规范化、两个技术支撑”为主要内容的油田开发技术政策，建立了较完善的驱替系统，实现了精细油藏管理，油田开发呈现“三升一稳”（产液、产油、地层能量上升；含水保持稳定）的良好局面。

4.靖安油田是长庆油田继安塞油田之后，在低渗透油气田勘探开发实践中形成的“六大油气理论”、“四种开发模式”、“十一套105项主体技术”运用的最新成果之一。8年收回投资；计算机应用、超前注水、整体压裂、科学布井技术较老油田更上一层楼；油藏研究、生产组织、现场管理、成本控制较安塞油田更胜一筹；特低渗油藏“三优两先”开发、生产运行、人力资源及HSE管理等模式成型。靖安油田主力区块五里湾一区连续实现第9个低含水采油年，检泵周期突破600天，达到全国先进水平，五次被中国石油天然气集团公司和中国石油天然气股份公司评为“高效开发油气田”。是长庆油田分公司开发整装特低渗透油田的又一成功范例。

5.靖安油田先后推广应用成熟的工艺技术38项、开发科技成果89项，获得长庆油田公司科技成果18项、厂级19项。《靖安油田高效开发的理论、技术与管理模式》获中国石油集团公司科技进步一等奖，《靖安油田整装特低渗透油田的增效管理》获2002年度石油企业管理现代化创新成果一等奖，《油藏差异化管理实践与推广》、《油藏早期化管理》、《整装特低渗透油田的增产增效管理》、《“一 区一块一对策”油藏管理法》等先进管理方法在开发过程中逐渐成型，并在长庆油田大力推广。

6.靖安油田在勘探开发过程中培养锻炼出一批高级专业技术和管理人才。有两人被长庆油田公司评为有突出贡献的技术专家，两人被评为学术带头人，8人被评为厂级技术带头人和技术能手。

靖安油田是长庆油田历尽艰辛，大胆探索，不断进取，艰苦奋斗的发展史，广大员工用5年时间建成了一个年产100万吨的大油田，培育了3个日产千吨级的作业区，在生产建设过程中，全体员工与时间赛跑，与困难交锋，与环境抗争，用心血和汗水绘就了新时期发展的宏伟蓝图，锤炼、形成了“特别能战斗、特别能负重、特别能吃苦、特别能奉献”的靖安精神。

（三）吴起油田

吴起油田隶属于中国石油长庆油田公司第三采油厂，位于陕西省吴起县境内，主要分布在洛源、五谷城篆和薛岔乡境内。由鄂尔多斯盆地陕北斜坡带，西倾的吴起鼻状褶皱群中的吴68、吴88、吴133、吴135、剖

2、吴410等六个主要含油气区块及单井出油点组成。吴起油田于1964年钻探发现油气显示，1970年长庆油田会战，由长庆油田会战指挥部第一分指挥部（后改为长油田田公司第一采油厂）组织实施开发。1994年3月由第一采油厂移交给第三采油厂，更名为吴起采油大队。吴起油田自1987年全面投入开发，到2010年底经历了5个开发阶段：即勘探试采阶段、上产阶段、稳产阶段、二次上产阶段和递减阶段。

吴起油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部，区域构造为东高西低的西倾单斜，倾角小于1°。本区构造运动微弱，断裂与局部构造不发育，仅在西倾单斜上发育了数排宽缓的鼻状隆起带及数个小幅度圈闭构造。

1964年，玉门石油管理局银川石油勘探处钻探吴参井时，在侏罗系延安组和三叠系延长组分别发现油气显示，试油获得14.22立方米的工业油流。

1970年长庆油田会战，在北至五谷城，西至长官庙，南至白豹，东至志丹约4000平方公里面积上进行钻探。

1971年2月钻探吴1井，在三叠系延长组油层和侏罗系延安组油层分别获得12.0t/d和14.2t/d的工业油流。同年7月又在吴起县张坪村完钻吴8井，获得日产90.7m3的高产工业油流，从而肯定了吴起油田的开采价值，揭开了吴起地区重点勘探的序幕。

吴起油田自1987年全面投入开发，到2010年底经历了5个开发阶段：即勘探试采阶段、上产阶段、稳产阶段、二次上产阶段和递减阶段。

勘探试采阶段（1973年6月至1981年12月）：在盆地开展大规模勘探，吴67井和吴69井侏罗系油藏于1973年9月试采，初期井均日产油21.6t，至1977年底两口井无水期累积产油4.20×104t。显示了较强的生产能力。

上产阶段（1982年1月至1987年12月）：此阶段油田隶属长庆石油勘探局第一采油厂吴起采炼大队，自己采油、输油、炼油，并且销售成品油。有幼儿园、小学、初中、高中等完整的教学系统，有医院、有地面维修大队、修井队、水电队和后勤服务队，是当时吴起县最有实力和影响力的一个小而全的企业。

稳产阶段（1988年1月至1994年12月）：坚持合理的开发技术政策，控制采油速度和生产压差，开发指标优于方案指标，使油藏管理达到了高效开发的要求。1992年吴华输油管线的投用，结束了吴起油田原油向外拉运的历史。

二次上产阶段（1995年1月至1999年12月）：1994年吴起作业区由第一采油厂交至第三采油厂，为第三采油厂注入了新鲜血液，当年产油量10.5727×104t，占全厂总产量的32.32％。但此时的吴起油田已进入中含水期，产量连年递减，稳产难度增大。

递减阶段（2000年至今）：从2000年开始，继吴68区、吴88区、135区及剖2区长2油藏注水之后、吴起油田的主力区块吴133区、吴135区延10油藏相继投入注水开发，底水段注水的机理是通过底水弹性体积的增加，使油水界面均匀抬升，从而达到提高驱油能量及驱油效率的目的，注水开发后油田递减明显减缓。

吴起油田经过了38年的勘探开发历程，1973年开始试采，1987年利用自然能量全面开发，1994-1996年进行了整体性加密调整，1997年在局部长2富集区进行滚动建产并兼顾侏罗系滚动开发，2000年开辟了长6注水试验区，2001年后吴133、135区相继投入注水开发，2005年后由于受边底水及注水和井筒影响产量逐年下降，递减逐年加大，开发形势严峻。

吴133、吴135、吴68、吴88区侏罗系边底水油藏油藏处于高含水的开发阶段，进入含水上升速度最快的中高含水开发期。近年来虽然在逐步转入注水开发的基础上，不断的合理并界定油藏开发技术政策，但因随着采出程度增大，油水界面抬升，有效厚度变薄，加之开发时间长及活跃的边底水加剧了井筒腐蚀速度，井筒状况复杂，造成油藏含水上升速度加快，递减加大。从含水与采出程度关系曲线可以看出，采出程度向最终采收率变小的曲线靠拢，说明油藏水驱状况及开发效果逐渐变差，油田“控水稳油”难度日益加大。

吴起油田开发建设过程中，采油三厂发扬红军长征精神、延安精神，坚持老井稳产、新井上产的思路，精细老油田管理，不断加快产能建设步伐，使吴起油田在历经20多年的低迷后迎来久违的上产盛 景，吴起油田可采储量和生产能力不断增加，老油田又焕发了青春。

吴起油田经过多年的勘探、试采和开发，取得了较好的开发效果，同时也形成了独具特色的开发特点。即：制定了合理的底水油藏开发技术政策界限，总结了独具吴起特色的“三小一低”的措施解堵方式，应用模拟技术，选择油藏合理的注水时机。

三、油田地质

（一）、地质

安塞油田属于岩性油藏，区域构造简单，为平缓的西倾单斜，倾角不足半度，无断层存在，油井常规无初产，通过压裂改造及注水，单井产能可保持4t以上，是典型的低压、低渗、低产的“三低”油藏。

靖安油田鄂尔多斯盆地沉积盖层有中上元古界、下古生界的海相碳酸盐岩层、上古生界－中生界的滨海相、海陆过渡相及陆相碎屑岩层。新生界仅在局部地区分布。

吴起油田构造上位于鄂尔多斯盆地西倾大单斜、陕北斜坡吴起鼻褶带。油藏类型主要为在区域背景下受构造和岩性双重作用控制的岩性-构造油藏。吴起油田历经三十多年的开发，对油藏地质特征是一个不断认识不断完善的过程。

（二）、地层

安塞油田为上三迭系延长统为一套灰绿、灰黑色的中细粉砂岩，属内陆淡水湖三角洲沉积体系，可分为10 个油层组，由上到下为长l到长10。

志靖地区延安组地层在靖安油田区域标志层不发育，仅发育两个碳质泥岩层，一个位于延7油层组顶部，另一个位于延9油层组顶部，电性上为中～高时差、高伽玛、低电阻、低感应，分布较稳定，可对比性强，对延安组地层的划分具有重要的参考价值。

根据1971年11月兰州军区长庆油田会战指挥部第三团陕西省地质局石油普查队第四连队在油探井吴三井完井地质总结报告中对地层的描述，认为吴起地区自下而上发育了中生界上三叠系延长组，侏罗系延安组、直罗组、安定组，白垩系志丹组及新生界第四系各段地层。

（三）、构造

安塞油田位于陕北斜坡中部。属西倾单斜，构造极为平缓，坡度仅为半度左右，由东向西每公里以6-8米的坡降向西倾伏，断裂不发育，由北向南发育着三排鼻褶带：大路沟-坪桥鼻褶带，杏河-谭家营鼻褶带和志丹-王窑鼻褶带。轴向北部呈东西向，向南逐渐偏移呈北东向，以至呈北东向。

靖安油田在鄂尔多斯盆地位于华北板块西部，是广义的中朝板块的一部分，同时也是发育在华北克拉通之上的一个多旋回叠合型盆地，是我国形成历史最早、演化时间最长的沉积盆地，同时也是我国陆上第二大沉积盆地和重要的能源基地。

油田地处鄂尔多斯盆地中部，重、磁资料研究表明呈北东～南西向的榆林～华池基底断裂通过该区，在地史构造运动中，燕山运动对鄂尔多斯盆地影响较大，不仅形成了盆地西缘逆冲带，而且奠定了盆地现在基本构造形态。因构造运动属左旋剪切性质，必然形成北东～南西向雁列式排列的褶皱，南北和东西向的压性裂缝，北西～南东向的张性裂缝。

靖安油田区域构造均为东高西低的西倾单斜，构造变化简单，无 断层和大型的基底隆起。局部构造发育在平面上具有呈环带状分异的特点；构造主要是以鼻状隆起和低幅度背斜为主；隆起幅度低；两翼近于对称，倾角平缓，闭合面积小；有一定方向性，形态比较规则，分布有规律可循。

根据2003年8月石油工业出版社出版的由王道富等人主编的《鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术》一书中描述：吴起油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带上，受古地貌控制，经差异压实作用和区域应力作用形成的鼻隆构造，加上上倾方向的岩性和构造变低，为油气的储集提供了良好的成藏条件。油藏受构造和岩性双重因素控制。

（四）、深积相与储层

靖安油田沉积相：晚三叠世早期，华北地台解体，鄂尔多斯盆地进入台内凹陷阶段，形成闭塞～半闭塞的内陆湖盆，发育了一套以湖泊、湖泊三角洲、河流相为主的三叠系延长统碎屑岩沉积。晚三叠世末期，印支运动使盆地整体抬升，延长组顶部遭受不同程度的侵蚀，形成起伏不平、残丘与河谷交错分布的古地貌特征，在此古地貌背景上，沉积了侏罗系延安组的一套河流～湖沼相煤系地层。靖安油田位于延长期志丹三角洲的前缘，垂向上经历了长63期三角洲的初始生长和长62、长61期的高速推进两个阶段。由于湖岸线的收缩，长62期靖安油田完全处在三角洲前缘相带的控制之下，到长61期三角洲前缘相带向西南方向继续推进伸出本区。

储层：靖安油田发现的主要油层组为侏罗系延安组，由于沉积环境、成岩作用等沉积差异，储层特征有明显的区别。

吴起油田区域沉积背景：鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省区，面积约37万平方千米。盆地周缘为显著的褶皱山系所包围，其中北面是大青山脉，南面是秦岭山系，东面系吕梁山脉，西面 16 与六盘山、贺兰山、桌子山等相接。由于河流的不断下切，使河谷部位地层老，河谷两侧地层新。在此地质背景上开始了早侏罗世（富县世）的残积、坡积—洪积、河流相等杂色粗碎屑物质，它是一种充填式的沉积，沉积类型和沉积物分布受前侏罗纪古地貌控制，谷地充填一套粗碎屑的河流相沉积，两侧的波状平原和残丘上则分布河漫滩相、坡积—洪积相、残积相等，沉积范围较小。延10期是在富县世的基础上继续沉积了一套以河流相为主的粗碎屑岩，而在高地和残丘上往往缺失富县世和延10期的沉积。到延

9、延8期，气候温暖潮湿，雨量充沛，水体扩大，盆地内发育一套潮湿环境下辫状河流为主的沉积，即由侏罗纪早期充填式沉积发育成早中侏罗世的冲积平原相和辫状河流相沉积，与延长统组成良好的生、储、盖组合相匹配，前侏罗纪侵蚀面是油气运移的主要通道，控制了侏罗系下部地层油气的聚集。

储层特征：吴起油田是多油层复合连片，多油藏类型组成的油田，油层之间物性变化复杂，开发难度大。目前产油层大面积分布的油层为底水油藏，水体范围大，天然能量强。总体上主要表现在岩性细，隔夹层发育、含油丰度低，其次表现在有效孔隙小，连通喉道细，油气储量为难动用储量。

（五）、流体性质与渗流特征

靖安油田资源丰富，平面分布广，原油属低流石蜡原油，普遍含蜡量高。

流体性质。根据地面原油分析资料统计，靖安油田延安组原油性质比较接近，原油性质较好，具有低密度、低粘度、低凝固点的特点。

渗流特征。靖安油田渗流特征表现为：润湿性、敏感性，无或弱水敏，显较强的亲水性。

油藏特征。靖安油田油藏特征表现为：砂层稳定分布，横向连片 性好，为良好的储集体；纵向上生、储、盖的良好配臵，构成了正常的、完整的生储盖组合，驱动类型为弹性驱。

1998年12月由长庆石油勘探局勘探开发研究院赵菊爱等人编写的《吴起油田一九九八年产能建设初步开发方案》一文中详细分析了吴起油田的流体性质和渗流规律。

流体性质：原油黏度高，饱和压力大。

地层水性质：油藏地层水矿化度高，水性不稳定，水体广阔，不利于油藏保存。

渗流规律：采取油层用吸入法试验及润湿性试验表明，油层为亲水型，驱油效率高。

（六）、油田探明储量

安塞油田自1983年发现之后，1984年上报储量，后经多次复算，上报了16个区块的储量。探明含油面积206平方千米，获石油储量1.0561亿吨。

靖安油田自1995年开发上报石油地质储量以来，以后经过多次复算，上报27个区块储量。累计探明含油面积366.1平方千米，累计探明石油储量2.8707亿吨。

吴起油田于1964年在吴参井侏罗延 8层首先获得14.2t/d的工业油流，1972年10月进行勘探，1973年9月在吴68区开始试采，1987年利用自然能量陆续投入开发。

四、油田开发

（一）、开发部署与调整

1983年，安塞油田塞1探井试油日产油64.5t，安塞油田从此拉开了大规模勘探开发的序幕。

2、工业化开发试验阶段 从1984—1989年先后在谭家营、坪桥、王窑区进行单井、井组、先导性及工业化开发试验，从1990年起王窑区全面进行注水开发，1992年后侯市、杏河、坪桥区块相继投入开发，1999年塞5等浅层井区陆续建产并注水开发。

靖安油田自1983年开始勘探，初期主要以三叠系延长组长6层为目的进行勘探。1992年开始又以奥陶系马五段为天然气勘探为目的层，以侏罗系延安组及三叠系延长组为石油勘探目的层，进行立体勘探。1994年8月开始以延安组、延长组为目的层进行石油祥探。1994年完钻的陕92井为该油田的发现井，该井在长6层进行压裂后试油，日产纯油17.34t，至此，拉开了靖安油田大规模增储上产的序幕。按照“边勘探、边开发、边建设”的三边方针，先后有陕92、ZJ2、ZJ4、ZJ6、ZJ13、柳132等多口井投入试采，积累了大量的基础数据和开发数据，开展了油田地质、油藏工程、采油工艺、地面生产系统工程等多项研究和部署，在靖安油田的开发建设总体方案的要求先后编写了靖安油田长6油层柳132井区先导性开发实验方案、靖安油田ZJ4井区延9油藏开发方案等方案，ZJ2、盘古梁、虎狼峁、白于山等区块的开发方案。

吴起油田1964年在吴参井侏罗系延安组和三叠系延长组发现了油气显示，1971年开始钻探，发现了吴8井后，拉开了吴起油田油气开发的序幕。先后有吴67井、吴69、吴43井等多口井投入试采，积累了大量的基础资料和开发数据，开展了油田地质、油藏工程论证、开发方案设计等多方面研究和部署。在长庆石油勘探局对油田开发建设总体方案的要求下先后编制了吴起油田吴67-吴69区、吴133区、吴135区、吴88区等区块的开发方案。同时根据不同油藏的实际特点，开展了注水方案和调整方案的编制与实施。

（二）、开发试验

为了有效开发安塞油田，从1985 年以来，先后开辟了“塞

1、塞

5、塞6、塞29”四个开发试验井组，进行钻井、压裂、注水和采油各项开发试验。1988年在安塞油田开展了先导性开发试验。在此基础上，1989年中国石油天然气总公司决定开展工业化开发试验，1990年9月编制《安塞油田工业化开发试验区正式方案》，1991年6月中国石油天然气总公司开发生产局审查了《安塞油田整体开发方案》，并于同年12月付诸实施，先后进行了王窑区、侯市区、杏河区、坪桥区、浅油层、塞169区侏罗系延安组开发方案编制与实施，由此拉开安塞油田规模开发及滚动建产的序幕。

靖安油田是在安塞油田投入开发后而勘探开发的大型特低渗透油田。在开发中借鉴安塞油田开发的理论和实践，结合靖安油田的地质特点，在滚动开发过程中不断深化油藏地质研究，大力开展了压裂试验、注水开发先导试验、水平井开发试验、注气开发试验等室内实验和矿场开发试验研究工作。

吴起油田侏罗系油藏为块状砂岩沉积，物性好，边底水能量充足，试采产量高，未进行开发试验。1964年在长6油藏发现了油气显示，但由于当时技术水平落后，油层改造强度不够，“三低”的油层特征制约了产能的发挥，从而对吴起地区储层的认识一直未能给予高度重视。从2004年开始，先后进行了开发试验方案编制、开发试验方案实施，取得了试采认识，①储层岩性偏细，物性及连通性差，压力传导慢，油藏压力恢复速度慢，油井生产后泄压快。②储层内隔夹层发育，储层非均质性严重。③区块累积注采比高，而目前开发效果不理想，说明油水井之间未能建立有效的压力驱替系统，导致压力传导慢，形成了注水井局部高压，而油井则局部低压，生产状况差的现状。④虽然剖面吸水厚度逐渐增大，但整体上仍然较薄，水驱状况较差。

（三）、开发方案

针对安塞油田进入开发中后期以后，部分井区井网适应性差，低产井数量较多，地下油水运移日趋复杂、部分井含水上升快等开发中出现的问题，在前期开发调整的基础上，安塞油田2003-2005年先后编制《2003年王窑区综合治理方案》、《杏河区开发调整方案》，实施了油田综合治理。

靖安油田作为典型的特低渗透油田，开发面临着投资大、经济效益差的风险。在方案设计、开发建设中，坚持先肥后瘦，先动用储层物性好、储量丰度高、开发效益好的油藏区块，后动用储层物性差、储量丰度低、开发效益差的油藏区块；先易后难，先动用容易开发动用的油藏区块，后动用不容易开发动用的油藏区块的基本思路，以油藏研究为主导，以经济效益为中心，先后进行了五里湾区块开发方案的编制与实施、ZJ4区块开发方案编制与实施、ZJ2井区开发方案编制与实施、盘古梁开发方案的编制与实施、白于山区开发方案编制与实施、靖安油田虎狼峁区开发方案的编制和实施、张渠开发方案的编制与实施、大路沟一区开发方案的编制与实施、大路沟二区开发方案的编制与实施、大路沟三区、四区开发方案的编制与实施。

吴起油田从1971年开始钻探，经过13年勘探开发，吴67-69井区已正式投入开发。吴88区、吴133-167、吴135井区通过勘探、试油、试采，积累了丰富的第一手资料，做了大量分析研究工作，对油田地质、流体性质、储集类型等有了一定的认识，已具备了开发条件，因此从1983年4月开始编制了《吴起油田吴88区初步开发方案》，随着油田开发和研究的不断深入，又陆续编制了吴133-167、135区开发方案与实施。

（四）、开发过程控制

针对安塞油田低压、低渗、低产的特点，在油田全面投入注水开发后，运用理论联系实际的方法，通过采取区域地质研究、地质建模与数值模拟研究、油藏动态分析、注水攻关试验等手段，对注水时机、注水政策、配套增产措施不断探索实践，逐步摸索出了一套适合安塞特低渗透油田开发的技术对策，逐渐形成了以“注采参数优化、注采井网调整、配套措施提高单井产能”为主的注水开发稳产技术系列，实现了科学开发管理安塞油田。

针对靖安油田低压、低渗、低产的特点，在油田全面投入注水开发后，为防止过早水淹及压差变大，提出了控制生产压差、控制含水上升速度、控制两项递减等过程控制技术。

吴起油田区块多层系，经过38年的开发，油藏由单一的侏罗系到侏罗系、三叠系并存，油藏管理形成了一套行之有效的差异化管理模式，侏罗系油藏开发由利用自然能量开发到投入注水开发，执行低配注及周期性注水相结合的温和注水政策；三叠系油藏开发由同步注水到超前注水，执行能强不弱的注水政策；有效控制了含水上升速度，降低两项递减，实现老油田稳产，并且在不断摸索开发技术政策的同时形成了一套独具吴起特色的开发技术。

（五）、油田动态监测

安塞油田动态监测贯穿于油田开发全过程，为油田调整开发方案、采取增产增注措施提供依据，同时也为油藏的数值模拟和油藏描述提供资料。安塞特低渗油田进入全面开发后，在总地质师陈金辉、李恕军、吴志宇等的指导下，结合安塞特低渗油田开发实际，第一采油厂编制了《特低渗油田动态监测资料录取规定》，并在全厂内执行，在执行过程中不断补充完善。每年由地质研究所结合油田开发实际，编制《第一采油厂动态监测方案》，根据方案安排逐月进行现场检查，并进行严格考核评比，促进了油田开发第一手基础资料录取的齐全准确，也为油藏评价和各类方案编制提供了可靠依据。安塞特低渗透油田动态监测主要开展了油水井压力、注水井吸水剖面、井间地层连通状况、剩余油饱和度、井下技术状况、流体性质监测等项目的监测工 22 作。

靖安油田动态监测贯穿于油田开发全过程，为油田调整开发方案、采取增产增注措施提供依据，同时也为油藏的数值模拟和油藏描述提供资料。靖安油田进入全面开发后，每年详细编制油田动态监测方案。并严格执行。油田动态监测重点是在油水井上进行测试。监测油水井地层能量的变化、油井的产液剖面，注水井的吸水剖面和井间连通状况、水驱前缘推进状况以及开发过程中的储层剩余油饱和度，油水井流体性质监测等。

吴起油田动态监测是油田开发方案制定、调整和提高最终采收率的保证。动态监测资料在油田开发中的成功应用揭示了油藏的层间、层内矛盾，了解注采井组井下储层变化规律，储层剖面注采结构，用于分析油井出水层位及来水方向，掌握剖面剩余油分布状况，为实施挖潜增产和控水稳油措施提供重要依据。各种动态监测资料在油田开发中的应用，改善了油田开发效果，证实了动态监测资料在油田开发中的作用日趋重要。第三采油厂在油田动态监测方面，先后做了以下五个方面的工作：一是加强产液剖面测试，评价剖面产出状况。二是进行注水指示曲线测试，评价注水井吸水状况。三是进行干扰试井试验，评价油水井对应关系。四是进行示踪监测试验，评价油水井连通性。五是应用剩余油测试资料，评价不同油藏的剩余油分布规律。

五、钻井与采油工程

安塞油田自1983年进入试采阶段投入大面积开发以来，在勘探开发过程中，广大的技术工作者针对不同区块的地质特征，刻苦攻关，各项工艺技术得到了迅速的发展，在钻井工艺技术方面，应用了定向井、水平井等钻井技术；采用丛式井组、子母井场的布井方式。在采油工艺技术方面配套了定向井有杆泵采油、“六防”工艺等技术。在 实践中不断总结、提高、创新、发展，使配套技术不断完善，取得了明显的经济效益，完善并形成了一套适合安塞特低渗透油田特点的工艺技术，为顺利完成产能建设提供了保障。

安塞油田通过室内台架试验与理论研究，对套管设计与强度校核、密封性以及套管扶正器安放间距设计的新方法进行了研究，设计了计算模型，研究出适合安塞油田各区块地层特点的水泥浆体系。

靖安油田钻井工艺：1995年，在靖安油田开发过程中，针对地质特征，全部采用了丛式井组开发。钻井工艺技术以降低钻井成本、减小油层伤害、保证安全钻进和保护地下生活水源为目的。在三维设计、计算机跟踪扫描、测量仪器、全套钻井参数优选、钻具组合、高功效井下动力钻具、方向控制器、优质钻井液等方面，组成了一整套丛式井钻井的使用技术。

完井工艺：钻井采用套管完井方式。一开钻穿黄土层进入石板层40m，二开造斜至目的层。油井水泥平均返至200m，注水井水泥返到井口。

射孔工艺：由于靖安油田三叠系油藏油层厚度变化大、非均质性强、含水饱和度高、油水关系复杂、油层改造没有成熟的经验可循，开发初期射孔位臵选择油层中部。

吴起油田钻井工艺：钻井技术最初采用的是“重压、快转、大排量”的普通钻井方式。1972 年开始研究推广喷射钻井，1975年全部采用喷射钻井技术，使钻井速度得到大幅提高，钻井周期缩短。八十年代后期通过不断改善钻井液性能，降低失水，防止井壁坍塌和井漏；钻遇目的层及时调整钻井液，提高比重，防止井涌和井喷，同时达到不伤害地层。洛河层防渗漏采用低固相聚合物钻井液加随钻堵漏剂提高粘切的方法，较大漏失采用低固相聚合物钻井液加混合堵漏剂的方法。

完井工艺：吴起油田全部采用射孔完井，完井基本工艺为表层套管+油层套管的井身结构。

（一）、采油工艺

安塞油田属于低渗、低压、低产的典型“三低”油田，主要采用机械采油方式。1983年12月9日安塞油田发现塞1井开始就安装抽油机进行机械开采。1995年至2010年试验使用井下螺杆泵采油工艺。

靖安油田自1995年投入开发以来，一直采用机械采油方式，井下采用管式泵。

吴起油田采油工艺主要有：机械采油、油井清防蜡、油井清防垢、油井防腐、油井防泵漏。

（二）、注水工艺

安塞油田从笼统注水到油套分注到二层、三层细分注水，安塞油田的注水工艺随着油田的开发逐渐进步。

靖安油田1995年投入滚动开发。1996年开展先导性注水试验，从单体泵增压注水到注水站系统注水，从笼统注水到分层注水，通过对环网注水这一独具特色的注水网络的不断仿真优化试验，靖安油田采三辖区注水工艺随着油田的不断开发逐渐进步。

在注水系统中，采用全方位的密闭及系统防腐工艺,所有储水罐均采用饼式气囊隔氧和配套的加药除氧系统；所有管网均采用了全过程玻璃钢或EP内防腐技术，井下管柱均采用了涂料油管；水源井一次自然沉降，注水站二次自然沉降，精细过滤器过滤，最后根据水质需要在各注水站建立了加药处理（杀菌、除氧）系统，高质量地保证了注入水水质。

化学调剖工艺：靖安油田油层大部分区块为非均质、多油层的块状砂岩油藏，其典型的“三低”(低压、低渗、低丰度)特性，决定了 25 油井必须依靠压裂投产。1998年开始主要以无机盐类体系为主进行化堵试验。

吴起油田注水工艺主要有：投转注配套工艺、化学堵水工艺、增注工艺，注水井达到了地质配注。

（三）、增产措施

安塞油田随着油田大面积注水开发后，由于各种外在和内在因素影响，部分井表现出了明显的堵塞：高静压，低流压，表皮系数增大，油井产量下降，注水井吸水能力下降。爆燃压裂在注水井上实施效果相对较好，尤以2001年更为显著，复合脉冲解堵、酸化等均取得良好效果，具有很好的应用前景，为安塞油田的稳产增产发挥了积极作用。

1999-2010年，采油三厂对靖安油田油层实施的增产措施主要有有整体压裂、老井复压、土酸酸化、乳化酸、暂堵酸化等油井解堵工艺措施。

吴起油田增储上产的重要措施有：压裂增产、小型解堵性水力压裂、低密度洗井技术、油井封堵底水。

（四）、维护性措施

安塞油田自开发以来主要采取的维护性措施是井筒维护与套损井治理技术。

修井队伍2000年以前由采油三厂管理，共有两个大队15个修井队20个车组，其中靖安驻7个队12个车组。2000年重组改制以后由采油三处管理，共有两个大队18个修井队34个车组，其中靖安驻10个19个车组。在靖安油田开发初期，修井作业主要是普通的检泵、打捞等作业，随着靖安油田开采时间的延长，为了提高单井产量，需要进行压裂、酸化等增产措施。修井工艺由简单的维修作业向维修转变为增产措施相结合。投产初期，修井中起下油管的工具主要以不带背钳 的液压钳为主，劳动强度大，安全性不好。随着油田开发时间延长，修井工艺越来越复杂，修井单独越来越大，1997年引进带背钳的液动油管钳，省人省力、安全性好，以后一直沿用。

吴起油田维护性措施主要有：套损井综合治理、油井大修

（五）、地面生产系统

安塞油田地面系统工程主要有：油气集输系统、油气水处理系统（原油脱水系统、污水处理系统、原油储运系统、轻烃回收系统）、注水系统。

安塞油田油气处理系统地面建设经历了汽车拉运和管道输送两个阶段。1996年以前为汽车拉运。原油集中到王窑集中处理站和坪桥集中处理站，通过汽车将原油拉运到延安炼油厂和咸阳助剂厂。1996-2001年安-延管线建成后，原油通过管线输至杨山站，通过火车将原油拉运到延安炼油厂和咸阳助剂厂。2001年靖-咸管线建成后，原油通过管线输至延安炼油厂和咸阳助剂厂。先后建成站间油气集输管线1014.39km。油气集输流程分为三种方式：多井串管不加热集输流程、多井阀组双管不加热集输流程、单管不加热密闭集输工艺流程。

安塞油田注水开发从1987年开始规划，1990年以后，进行大规模注水开发，开发过程充分结合安塞油田沟壑纵横，梁峁交错的复杂地面条件，从节约投资又不减弱注水系统功能的原则出发，进行了适合于安塞油田特低渗油藏特点相适应的工艺技术配套、发展和完善，形成了具有安塞特色的适用配套的 “五小” 注水开发工艺技术：短：短流程；单：单干管、小支线注水；简：地面设施、工艺流程、运行方式尽量简化；串：多井、多站共用一套集输流程，串联运行，从注水站到配水间采用单管线进行供水，由配水间对各单井进行分支配水。

在靖安油田开发之初，确定了继续贯彻“三从一新”的安塞地面 建设原则，进一步发展和完善安塞模式，突破常规，形成特点，实用为主，系统优化。一是贯彻低渗透油田地面建设原则，进一步控制投资，降低运行费用；二是进一步革新工艺流程，研究应用适合靖安油田特点的集输工艺技术。靖安油田地面建设的基本思路是“整体规划布局，系统方案优化，前端简化后段完善、作业区专业化管理”。在这一思路的指导下，对靖安油田地面建设技术进行重点攻关，形成了“优化布站、井组增压、区域转油、环网注水、火坑加热、简易拉油”为主要内容的安油田地面工程建设模式。井组采取丛式井阀组局部增压、区域转油采用双管不加热集输工艺流程。布站方式为丛式井组（增压点）——接转站（转油点）——集中处理站二级（部分一级）布站，从而进一步扩大了集输半径，降低了井口会压，节省了建设投资。在实践个过程中，又发展了油气混输技术、伴生气回收利用技术、水煮炉加热技术等，适应了靖安油田的开发需要，同时也取得较好的开发效益。

油气集输系统靖安油田地面集输系统始建于1996年，地面油气集输系统工程建设经历了汽车拉运和管道输送两个阶段，1998年之前为汽车拉运，1998年之后为管道运输。

油气水处理系统靖安油田油气水处理系统主要有原油脱水系统、污水处理系统、天然气处理系统三大处理系统。

注水系统根据靖安油田总体布局，结合地形、地貌特征，靖安油田注水系统主要有注水站、注水管网两大系统，流程形成了独具特色的环网注水技术，既增加了注水管网的灵活性，又保证了生产运行的安全性。

六、地面配套工程

安塞油田地面牌套工程主要有电网建设工程、供水系统。随着油田规模的不断发展，近年来根据安塞油田的特点，紧密结 28 合实际，利用有限的资金尽可能的对油田电网进行了持续改造、完善和优化，初步形成了比较完善的、具有安塞油田特点的、功能比较完善的油田电网体系。基本满足了油田对电力系统优质、经济、可靠、安全运行的需要。

安塞油田目前有110kV以上电源点六个。分别是杏河110kV变电所；靖边燃气发电厂；靖安110kV变电所；安塞110kV变电所；油坊坪靖安110kV变电所和兰家坪110kV变电所。其中前三个为水电厂管理的油田变电所，后三个为地方电力部门管理和运行。主供上一级电源为延安枣圆330kV变电所和榆林及宁夏大电网。电源多样化，可靠性得到进一步加强。

安塞油田在重组改制前，油田注水及生活用水由油田水电厂统一供水。2000年后，随着安塞油田的不断开发，近几年投资建成了与油田相配套的相当规模的供水设施。

靖安油田地面配套工程主要有供水工程、供电工程、供热工程、道路工程、通讯工程、基地建设工程、自动化建设工程、安全环保八大工程。

油田动态开发 第6篇

油田开发；注水；产量预测；PSO-SVM

支持向量机(SVM)是近年来发展的一种机器学习算法，与传统的多元回归法、神经网络法相比，根据结构风险最小化原则，最大程度地提高其泛化能力，不过分地依赖样本的数量和质量，从理论上得到的将是全局最优解，克服了传统经验统计模型样本容量大、易陷入局部极小值等问题。因此，本文提出将SVM与粒子群算法(PSO)相结合，充分利用SVM在处理小样本回归问题上具有的独特优越性及PSO全局搜索优化等特点，考虑影响注水开发油田产油量的多项因素，建立了一种基于PSO-SVM的油田注水动态预测模型。

1. 支持向量机回归原理

参考文献

油田动态开发 第7篇

A地区油层为比较典型的低渗透或特低渗透、储量丰度低的难采储层, 具有“注采比高、成本高、渗透率低、产量低、开发难度和管理难度大”等两高两低两难的特点。该区储层天然裂缝较为发育, 对油田注水开发的影响明显, 是造成油田含水和注水压力上升速度快、水淹水窜严重、平面矛盾严重、油井见水不均匀、低产低效井较多和采收率低的主要原因。因此, 开展A地区精细地质研究为综合治理对策及部署研究, 具有十分重要的指导作用。

2 油田地质特征

2.1 油田地质概况

A区块是三肇凹陷南部模范屯鼻状构造西翼的一小部分。构造形态为一斜坡, 区内断层发育, 7条南北向分布的大断裂将斜坡切割为地垒、地堑相间分布的格局。A区块通过地震共发现断层186条, 断层均为正断层的, 走向基本为南北向。断层具有下部断距大、上部断距小的特点。断层断距一般为20m左右, 平面上南北向断层延伸长度较长, 可达8k m左右.A地区葡萄花油层, 其砂体沉积主要受北部三角洲沉积体系控制, 厚度12.5--31.2m。葡I2、I41、I5小层是该区主力油层, 砂体分布范围广, 成片性好, 表现为典型的三角洲外前缘相席状砂体的沉积特征, 以单层有效厚度小于2.0m的砂体分布为主, 其中以0.5-1.0m的小层分布范围最大。

2.2 储层裂缝发育特征

2.2.1 裂缝的分布特征

A地区以高角度构造裂缝为主, 有明显的方向性。裂缝中含油现象明显, 明显含油裂缝占其总数的1/3以上。反映裂缝的充填程度弱, 绝大多数裂缝都属于有效裂缝, 它们既是有效的储集空间, 又是主要的渗流通道, 控制着油藏的渗流系统, 直接影响着油田的注水开发效果。A地区发育近东西向、近南北向、北西向和北东向四组构造裂缝, 呈“米”字分布, 其发育程度依次由强变弱。裂缝的倾角以高角度为主。受现今应力场的影响, 近东西向裂缝的连通性好, 开度和渗透率最大, 是该区的主要渗流方向。该区裂缝的启动序列为东西向、北西向、南北向和北东向裂缝。该区目前的注水压力已超过东西向裂缝的开启压力, 使得东西向裂缝张开, 因而注入水容易沿东西向裂缝快速流动, 造成东西向裂缝注水动态反映十分明显。

2.2.2 裂缝的分布规律

从应力场数值模拟结果看, 主应力方位分布比较稳定, 只有在断层附近有一定的变化。最大和最小主应力的分布受局部构造控制, 其应力高值区主要分布在中北部和中西部, 在东部和南部应力值较低。最大剪切应力主要在中北部和中西部应力值较大, 而在东部和南部应力值较低。A地区储层裂缝研究结果表明, 该区共发育四组裂缝, 其中东西向为主渗流方向, 对于N E90o反九点注水井网开发效果影响较大, 因此, 要进一步优化井网调整方式, 降低裂缝对油田开发带来的不利影响以及利用裂缝来改善油田开发效果的有效途径。

3 加密井网优化部署

3.1 加密方式设计

根据肇A地区裂缝发育状况, 考虑了4种可行的加密调整模式, 加密方式1:排间加排2:列间加列3:排间加两排加密、4:对角线中心加密。

采用对角线中心加密方式, 加密井为采油井, 开发调整初期将原井网注水井的角井转注, 形成反九点注采井网, 在开发中后期再适时将剩余老开发井转为注水井形成线性注水开发方式。该井网的优点是加密井点比较均匀, 有利于控制储层, 加密后可根据老开发井见水方向灵活调整, 东西向、南北向及角井见水均可在局部调整成线性注水开发方式, 缺点是原井网角井证实水淹后, 裂缝方向新井被迫转注或关井, 降低了加密开发经济效益。

3.2 开发方案对比

根据加密方式论证和油田开发实际情况, 可以看出, 加密后, 最终采收率将会有所提升, 数值模拟预测结果表明, 排间加两排加密后10年阶段开发效果最好, 综合含水达到89.51%, 阶段采出程度为21.84%;采用中心加密反九点注水方式的加密方式的10年阶段开发效果相对较好, 综合含水达到80.36%, 阶段采出程度为19.38%。排间加两排开发效果最好, 对角线加密方式次之, 排间加排和列间加列相对较差, 不加密调整最差。

考虑到排间加两排加密方式加密井数是四口井对角线中点加密方式的两倍, 为此应用经济评价方法分析了两种加密模式的优劣, 评价结果表明, 排间加两排由于加密井数较多, 开发经济效益明显较差, 50美元评价内部收益率仅为0.71%, 对比而言对角线加密方式优势明显, 为10.36%。

综合分析认为, A地区合理的加密调整方式应为对角线加密方式, 主要优点是对储层的控制程度较高, 加密井点较均匀, 水驱调整也较容易, 相对而言, 井间加井和排间加排加密调整方式对储层控制差, 注采系统调整较困难, 而排间加两排加密模式加密井点多, 经济效益较差, 因此该地区采用对角线加密方式。

4 结论

(1) A地区影响油田开发效果的主要因素是裂缝系统较发育, 主裂缝发育方向为近东西向, 局部区域受断裂发育情况影响相对复杂。

(2) A地区合理的加密调整井网是对角线加密方式线性注水井网, 注采系统调整的整体原则以加密初期部分油井排油井转注后与加密井共同形成反九点注水井网, 加密井投产后根据老油井产量及含水情况逐步转注, 最终形成线性注水井网。

参考文献

[1]梅启太等, 2000, 台105地区油层裂缝发育特征与注水技术界限研究.

[2]李松泉等, 低渗透油田的合理井网.石油学报, 1998, 19 (3) :52-55.

[3]王仲茂, 1992, 地应力在低渗砂岩油田开发中的应用, 石油勘探与开发.

[4]曾联波等松辽盆地南部低渗透砂岩储层裂缝及开发特征, 石油大学学报, 1998, 22 (2) .

油田动态开发 第8篇

1 低渗透油田在动态开发中的精细地质模型思路

1.1 建模思路

为低渗透油田建立三维精细地质构造模型, 所采用的是序贯指示模拟方法随机建模以及确定性建模技术, 所建造的模型被称为“沉积相模型”。该模型还采用了“相控建模”方法来把握细节, 对模型的渗透率、孔隙度、储层参数等等进行了细化, 它的具体构建步骤包含以下4点:

第一, 搜集资料, 为构建低渗透油田三维精细储层地质模型做好前期准备。

第二, 利用序贯指示模拟方法配合确定性建模规则来构建沉积相模型的分布模型。

第三, 在沉积相模型基础上测试油井储层物性参数, 并依据孔隙率及渗透率的相关性, 基于序贯高斯同位协同模拟方法来构建渗透率模型。

第四, 优选符合于实际地质状况的地质模型, 基于模型提高随机建模精度, 降低模型模拟实现中所存在的不确定性, 并为其构建约束原则来约束建模, 最后利用确定性信息来限定随机模拟过程。

1.2 前期数据准备

前期的数据准备主要包括对低渗透油田地层格架、沉积微相的精细划分, 对砂体等厚图的绘制以及对储层参数的非均质性研究等等。基于上述研究, 再进一步了解砂体、储层等各个参数的平面展布规律。考虑到有些低渗透油田没有实时地震数据, 所以为了实现油田油井的井间准确预测, 同时降低不确定性, 对各个小层砂体区域实施孔隙度、渗透率、有效厚度区域、有效厚度等值线图的矢量化处理, 为建立精细三维地质模型提供技术保障。

2 沉积微相模型的构建

在构建沉积微相模型之前, 首先要了解相模型的建立方法, 它主要包括随机建模及定性建模两种方法, 比较常用的是随机建模方法, 它包括了标点过程、序贯指示模拟算法等。对低渗透油田开发而言, 地质建模最好选择随机建模方法, 这主要是因为随机建模符合不确定性分析原则, 能够在某种程度上降低油田开发风险, 特别是对于油田深度开发非常有利。当然, 定性建模也可以提供确定性信息来限定随机建模过程, 所以严格来说, 随机建模与定性建模共同组成了沉积微相模型的基本建模原则。

沉积微相模型的核心就在于在沉积环境成因角度来指导模型构建过程, 最后实现对地质的实时预测。在低渗透油田中, 其地质储层属性参数主要是受沉积相带控制的, 所以必须准确、合理的构建沉积微相模型, 并为随后构建储层属性分布模型打好基础。

为低渗透油田构建精细地质储层模型, 并将该模型与实际地质研究模型进行相互验证优选, 最终确保模型能真实反映油田地下地质的真实空间展布特征。如上文所述, 低渗透油田动态开发应该选择随机建模方法, 它需要结合实际地质来人工设计修改沉积模式, 配合确定性建模优势, 为油田构建小层沉积微相模型, 最后得到油田全区域的沉积微相模型。表1为低渗透油田在动态开发过程中的精细地质沉积相变差函数模型参数统计表。

沉积微相模型在平面分布上针对低渗透油田的储层物性、非均质性分布规律进行了约束与探析, 对油田的精细地质研究与动态开发具有重要的现实意义, 它也是动态分析与剩余油挖掘的重要地质前提条件。在模型中, 研究人员可以看到沉积微相特征较清晰的反映出了地质砂体的物源方向, 它展现了油田地质的历史发育过程, 对储层精细预测是具有指导价值的。

3 结束语

根据低渗透油田的低渗透储层沉积特点来构建三维精细构造模型, 并对构造模型的质量进行控制, 用序贯指示模拟方法进行沉积相预测, 可以让油田技术人员很好地认识到油田开发地质实际状况, 并明确了其沉积规律。另一方面, 对油田开发而言, 采用随机建模配合确定性建模的方法, 能够确保所构建的地质模型准确反映储层非均质性特征, 这也为油田开发工作的顺利开展奠定了扎实的技术基础。

摘要：对低渗透油田而言, 当其进入高含水开发中晚期后, 储层会不同程度的出现非均质性状况, 严重影响开发效果。所以, 有必要在油田开发过程中构建精细地质模型, 对储层进行精细预测, 有效降低油田开发风险, 同时提高开发经济效益。简要分析了低渗透油田在储层非均质性方面所体现的基本特征, 并论述了精细地质动态开发模型构建思路及方法, 最后提出精细储层地质模型。

关键词：低渗透油田,动态开发,精细储层地质模型,储层非均质性

参考文献

[1]韩文学, 肖慧敏, 许晓宏.精细油藏描述的研究现状与展望[J].内江科技, 2011, (10) .

[2]杨满平, 王刚, 许胜洋, 等.精细油藏描述中常见油水关系矛盾分析[J].特种油气藏, 2011, (04) .

国内油田动态监测技术进展研究 第9篇

1“十五”阶段动态监测技术的新发展

1.1 生产测井技术的发展

1.1.1 产出剖面测井技术

阻抗式产出剖面测井与电导式相关流量测井等技术的研发, 进一步满足了国内油田高含水期时提出的剖面测井要求, 为油水井的堵水、压裂峰措施提供了可靠的参考资料, 已经成为国内油田中主要使用的技术。

1.1.2 地层参数测井技术

较之与单源距仪器相比, 双源距碳氧比能谱测井仪器的研发进一步提高了环境适应性, 且在现场的施工过程中无需刮蜡与清水洗井等工作, 分辨率的提高也进一步降低了噪声。

1.1.3 注入剖面测井技术

主要针对水驱注入剖面测井, 着重在提高剖面资料精准性以及完善测井技术方面为攻克点, 新型同位素载体的研发提高了测井质量, 在国内油田中得到广泛应用;无参数组合测井技术的进一步发展、完善, 更是提高了相关资料内容的精准性;中子氧活化与示踪相关测井技术, 则提升了配注井中分层吸水量的测量准确程度。

1.2 开发试井技术的发展

1.2.1 光纤压力测量

光纤压力测量中的内容主要包括地面解调仪、传输光纤以及井下传感器桑方面。在此基础上, 针对地层压力的测试问题, 电缆地层压力测试技术随之被研发出来, 可以起到求取地层压力的作用, 为油田产嫩评价提供了一定的坚实基础;针对当前国内油田开发试井技术的特点, Sun-flower试井软件平台也随之被发开出来, 可以实现对诸多文本数据的读取、浏览、筛选工作, 具有重要的使用价值。

1.2.2 光纤温度测量

以光纤本身就具有的散射现象作为依据, 将某一波长的激光脉冲注入光纤中, 将所产生的三种Raman、Brillouin、Rayleign可以随着时间变化而变化的后向散射光波进行处理, 实现分布式的温度测量, 再依据其中所产生的频率差将测点温度值计算出来。

2 当前动态监测技术面临的巨大挑战

2.1 就生产测井技术方面来说

首先, 由于低渗透率油田单井注入量不高, 且伴随较多的开发层数, 现行注入剖面测井技术无法满足测量要求;另外, 对于水平井、深层气井与三元符合驱测试工艺技术来说, 需要进一步加强其组合水准, 解决井下仪器与电缆的防腐问题。

其次, 聚合物驱注产剖面测井技术还未能紧跟油田开发的需求, 由于中子氧活化测井仪受到仪器外径的限制, 无法与聚合物驱配注工艺管柱实现有效适应, 且由于受到井中流体具有一定的黏度问题, 示踪相关流量测井的测量误差也很大。

最后, 对于工程测井技术的集成与定量方面来说, 需要进一步完善, 发展、完善方位测井功能, 加强对定量解释方法的研究。

2.2 就开发试井技术方面来说

首先, 就试井评价技术来说, 需要加强对温度资料的进一步利用, 并深入研究深层气井配套的解释方法, 提高对分层测试技术的利用效率。

其次, 就资料录取技术来说, 不仅不具备可靠性的耐高温、高压的桥塞、封隔器等井下工具, 而且环保试油、试采方面的工艺流程还未能满足环保要求, 存在着回收与处理等方面的难点, 无法及时根据井下压力资料制定决策。

3“十一五”动态监测技术的进展方向

动态监测技术的研究在以先进性、实用性等原则为根本的基础上, 促进其向着集成、分层方面发展, 不断提高监测技术水平, 加强信息化建设, 实现测试资料的有效利用。

3.1 生产测井技术的进展方向

首先, 进一步推动针对各不相同油田开发的生育油饱和度配套技术, 针对螺杆泵井等无测试通道井的永久监测技术, 实现其不断的发展、完善, 更好的应用到油田动态监测中去。

其次, 努力实现水泥胶结状况检测、井下套管的精细化检测向着可视化方向发展, 确保其及时性与精准性特点。

最后, 对低产液、油气水三相流方面的测量问题、高温深层气井产出剖面测井等问题予以解决;同时, 努力促进生产测井仪器模块化与系列化的实现, 实现各个参数之间的互补, 提高相关资料的精准性。

3.2 开发试井技术发展方向

首先, 着重加强对气井试井评价与复杂储层产能评价的深入研究, 实现对热效应影响的识别, 提高模型识别及解释结果的精准性。

其次, 加强对聚合物驱及三元复合驱试井的深入评价方法研究, 加强对间歇井、提捞井的深入研究, 满足生产的根本需求。

最后, 进一步完善深层试气的配套技术, 解决试气地层资料采集等技术难题, 满足深井及超深井的试气需求。

4 结语

国内油田动态监测技术的发展必须要以油田的生产实际作为基础, 并开展大刀阔斧的改革, 攻克技术难关, 解决生产过程中的瓶颈问题, 满足油田生产的实际需要, 为国内油田的可持续发展提供可靠的技术保证。

参考文献

[1]王卓.浅析脉冲试井在油田动态监测中的应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2012 (16) .

[2]马国伦.中子水流氧活化测井技术在油田动态监测中的应用[J].河南科技, 2013 (02) .

[3]王勇, 张晓培, 牛建军等.动态电位法技术在注水油田监测中的应用[J].石油物探, 2010 (06) .

油田动态监测新技术应用探讨 第10篇

油藏动态监测的内容比较广泛, 一般大致可分为以下几类:油层压力监测;流体流量监测;流体性质监测;剩余油饱和度测井;采收率监测;油水井井下技术状况监测。

1.1油层压力监测

油藏在开发过程中, 由于其内部流体的不断运动而使流体在地下的分布发生一定变化, 这种变化主要取决于油层性质和油层压力。对于注水开发的油藏, 一般来说, 都保持有较高的油层能量, 但由于油层性质在纵向上和平面上的非均质性, 决定了油层压力的差异, 从而导致油藏内各部位流体运动的差异, 因此研究分析油层压力的变化是十分重要的。

目前是通过电缆或试井钢丝将测试仪器下入油层中部, 测取流压、静压和压力恢复曲线及井温等资料。使用的仪器设备包括机械压力计、存储式电子压力计、直读式电子压力计, 温度计等。

1.2流体流量监测

流量监测包括油井的产出剖面监测和吸水剖面监测。

同一口油井中每个油层的产油量、产水量都是不同的, 甚至在同一油层的不同部位产油量和产水量也是不同的, 而随着油田开发的进行, 这种的不均衡也在发生着变化。同样的, 注水井也存在着同样的现象。

为了在油田开发过程中掌握采油井和注水井的分层产油量、产水量、分层注水量, 采取针对性措施, 提高油水井平面上和剖面上的储量动用程度, 就需要建立流体流量监测。

产出剖面测试目前以集流点测方法为主, 使用井下仪器组合, 包括持水率仪, 温度仪、自然伽玛仪、磁性定位等。

吸水剖面测试采用同位素载体法, 中子氧活化和双相流组合测试等方法。

1.3流体性质监测

在油藏开发过程中, 流体的性质影响流体在地下的流动, 同时也涉及到地面集输系统的设计, 因此必须对流体进行监测。

分注入水水质监测和产出水水质监测, 监测通过取样、化验进行分析。

1.4剩余油饱和度测井

受油层非均质性的影响, 注水开发的油藏, 其水线推进在平面上和剖面上不是均匀的, 有时注入水会向一个方向突进, 使高渗透层过早水淹, 即使是同一油层, 其水淹状况也总是不断变化的, 因此, 在油气田开发的中后期阶段, 对剩余油分布、确定油层水淹程度的了解是必须的。主要有脉冲中子测井、碳氧比能谱测井、中子寿命测井和过套管测电阻率测井。螨虫中子测井:RMTPNN等技术原理基本相同, 用次生的伽玛能谱和衰减时间确定储集层的含油饱和度, 碳氧比能谱测井受地层水矿化度的影响和井筒内流体的影响严重, 孔隙度大于15%才能应用。

1.5采收率监测

衡量油藏注水开发效果的好坏, 其主要指标就是水驱油效率的高低, 而水驱油效率的高低又决定了油藏注水开发最终采收率的大小。

在现场, 监测水驱效率的变化, 比较可靠的办法就是钻检查井, 通过油基泥浆钻井取岩心和密闭取心的岩心, 在实验室进行测定就可直接求得, 这就是采收率监测。

1.6井下技术状况监测

对油层中泥质含量相对较高的注水开发油藏, 当油层见水后, 会引起油层中的泥质成份发生遇水膨胀, 从而使地层产生蠕动变形, 最终导致油水井出砂、套管变形、套管破裂、甚至套管错断, 同时, 随着注水开发时间的延长, 注入水或地层水对油、水井套管产生的腐蚀作用, 同样会使油、水井套管变形或破裂。因此, 应经常对油水井进行必要的工程测井, 实时检测管壁的损坏程度, 内径变化, 套管接箍损伤、腐蚀、射孔质量和管柱情况, 随时掌握油、水井井下技术状况。

目前的测井方法主要有井径类, 电磁测井和井下电视等。

2油田动态监测技术应对的挑战

2.1监测技术方面的挑战

在监测技术方面的挑战主要有以下几个方面:首先是产吸剖面测井技术已经不能满足油田开发的实际需要, 对产出剖面来说低渗透率、低产量的油井剖面测试技术不成熟, 对注入剖面的测试技术来说, 随着三次采油进行中的注聚剖面测试, 目前采用的是双相流测试, 在技术上仍然需要完善和创新;其次是当前对剩余油评价技术的精确度没有达到实际生产过程的要求, 还需要科研人员进一步研发, 否则将无法满足油田的开发;再次是在深层气井、水平井、大斜率斜井的测试工艺还需要进一步研发, 满足开发监测要求;最后还需加强工程测井技术, 及时发现问题, 实时掌控, 及时调整油田开发的进程。

2.2开发试井技术方面的挑战

在开发试井技术方面, 也面临着诸多挑战。首先一点就是数据资料的录取。由于深层试气的工具并不完善, 也缺少比较精准的高压封隔器和桥塞等仪器, 而且有些工艺流程对相关方面的要求比较高, 但是油田井下的传输技术比较简单, 达不到相应的传输要求, 所以不能录取完整的油田资料;其次就是试井评价技术的研究。在实际施工过程中, 对温度资料的利用不够充分, 需要加强这方面的研究, 形成完整的评价系统。

3油田动态监测新技术的应用发展方向

3.1动态监测技术的整体研究发展

在过去的一段时间里, 我国的动态监测技术向着高效性、系统性、先进性发展, 能够适应多种工作环境, 向着实现集成、分层体系而发展。在当前的形势下, 不仅要积极研发、推广新的监测技术, 同时其技术的发展重点应该放在聚合物驱、低孔隙度、低渗透率以及三元复合驱这几个方面, 围绕着油田开发、套损检测等方面展开工作, 进一步提升动态监测的水平。动态监测技术的发展方向应该放在信息化建设上面, 以数据库的建立为核心, 做好动态监测数据的采集工作, 加强测试数据与实际地质情况之间的结合联系, 确保测试数据能够得到高效、充分地利用。

3.2生产测井技术的应用发展

面对当前技术上的挑战, 研发人员还需要进一步研发新的动态监测技术, 以更好地应对挑战。当前一些新的生产测井技术, 例如五参数吸水剖面测井技术、存储式测井技术、抽汲式产出剖面测井技术等开始得到推广和使用。其中五参数吸水剖面测井技术一方面可以获得各种流压的数据资料, 另一方面又可以对现场施工进行有效地监督, 为注水井的调剖提供基础数据。存储式测井技术能够在高压力、高粘度的环境下顺利地、高效地完成测井的工作;而抽汲式产出剖面测井技术则是适合低产量、高含水的油井层, 利用作业机器来提升油管, 从而实现大排量的产液, 它能够在不停抽的条件下高效完成产液剖面测试。总之, 生产测井技术的发展是多样化的, 相关管理人员要形成完整的监测流程, 对测井技术进行整合, 在遥感数据传输的基础上应用新技术, 同时加强井下套管的检测过程, 提高检测的精确度, 并且开发研制适合深层次的气井以及水平气井的设备, 确保能够应用到实际的生产过程中。

3.3开发试井技术的应用发展

在开发试井技术的研究发展方向上, 有以下几个方面:首先, 开发聚合物驱以及三元复合驱试井的解释系统, 这一系统能够有效解释相关的软件和流程, 同时, 在深层气井以及水平气井的解释方法方面也需要加大研究力度, 形成完善的解释体系;其次, 当前针对间歇气井和提捞气井的解释方法还不够完善, 技术相对落后, 研发人员需要针对这一点加强研发力度, 找到比较合理的解释方法;第三点, 现代油田开发对深层试气技术要求越来越高, 为了适应工程发展的需要, 研发人员要加快研发过程, 完善配套过程;最后一点, 在研究受热效应的相关影响的工作进展比较缓慢, 目前的评价方法并不是一劳永逸的, 还需要进一步的研发。

我国的经济面临着转型升级, 相关的产业也迈入了发展的新阶段, 特别是能源开发的相关产业, 例如油田的开发。而这一改变也对油田的动态监测技术有了新要求。在这种情况下, 我们要大力研发油田动态监测新技术, 使之发挥更大的作用。

参考文献

[1]郭旭光, 安俊辉, 潘艳珍, 等.河南油田动态监测技术发展思路探讨[J].石油地质与工程, 2009 (3) .

[2]谢荣华.国内油田动态监测技术新发展及发展方向[J].测井技术, 2007 (12) .

[3]李刚, 李守娜.滨南油田动态监测技术的发展及现状[J].科技致富向导 (工业技术) , 2010 (12) .

[4]陆大卫, 谢荣华.油田开发测试新技术新进展[M].北京:石油工业出版社, 2012 (12) .

油田采油和注水对油井动态的影响 第11篇

1 含油层介质受边界应力的影响

首先模拟沿着Z轴的延伸方向, 有一个集中作用力, 这个作用力设为Q, Q的作用点处于坐标原点, 同时弹性半空间的介质中有一个坐标系, 含有

同时在自身的体积力fr=fz=0 的条件下, 将方程式代入式中, z=0, r不等于0, 而当Trz数值=0 的时候, oz=0。在上述方程式中Z=M1, 弹性半空间的上半部分取出, 去除位置的自身Z方向平衡条件可以得出上述的垂直向应力为:

根据公式叠加的原理, 我们可以求出:如果是处于正方形的区域内部, 荷载的情况在笛卡尔坐标系的标记应该是:

根据这些方程式的模拟建立我们可以得出, 应力的传递和衰减速度与荷载自身的面积具有着非常明显的关系, 同时还与自身的距离、地面的深度有关联。在自身距离与地面的深度增大时, 应力速度会相应的衰减。在极为特殊的情况之下, 应力会与荷载的面积成正比, 荷载的面积如果无限的增大, 应力自身的衰减系数将为零。

2 油田采油和注水对油井动态影响的数学分析

注水工作是为了使油田可以长期采用, 达到增产的目的。而在注水工作的过程当中难免会造成油层应力的变化, 也就使油井的动态受到影响。因此注水工作是属于油井动态观测中非常重要的影响因素。油田所处的地区一般地质结构会比较的复杂, 含水层和含油层的分布情况也会比较的复杂。本文的分析假设一切情况理想, 含油层和隔离层都是向周围无限延伸的水平层, 同时每层的介质状况都是很理想的同性均匀分布。在封闭的含油层之中存在着一个完整井。在研究的时候如果仅仅考虑垂直向的压缩, 可将水平坐标视为常量, 将含油层自身孔隙和流体作为变量, 则方程式可以简化为:

然后我们假设含油层的固体骨架是满足虎克定律的, 来分析含油层单位面积中的体积变化。在含油层受到外力的作用时, 其体积就会产生变化, 同时将骨架固体颗粒忽略不计, 这时方程式可以简化为:

之后我们再假设含油层中的流体是可以压缩的, 同时在压缩之后也是满足虎克定律, 则流体的密度和所承受的压强之间的关系可以定为dp=pβdp, 其中的 β 可以视为流体的压缩系数, 在总结公式的时候我们可以发现

按照Terzaghi以及Skempton理论, 在单位面积上油层覆盖底层的总压力和流体压力之间存在关系, 在表达式中可以看出, 单位面积中的固体颗粒间的接触面积和单位面积内流体之和颗粒的接触面积具有关联性, 在实际的工作过程中, m的数值比较小, 根据流体力学理论, 我们可以得出水头和动力压强之间的关系:

由于流体本身的压力系数较小, 单位重量动能也较小, 因此可以忽略掉水流速带来的动能效应, 因此可以将方程式进一步简化为:

这主观方程式中, 可以看出左二比左一要小很多, 因此可以忽略掉, 通过分析对比各项之间的同性符合达西定律, 我们可以得出

之后通过对这部分的方程式来进行求解计算, 最终可以计算出异层应力对油井压力的影响公式:

3 油田采油和注水对油井动态的影响

经过上文的模拟公式建立和分析我们可以知道, 采油工作和注水工作会影响到油层内部的压力, 使之产生变化, 而在油层内部产生变化的时候, 含水层和含油层之间的隔离层会使这种压力衰减, 而衰减掉的压力一部分会转化为水平分力, 其余的部分都直接的传达到含水层和隔离层的接触面之上。而由于内接触面之上的压力是由含油层的内部流体和固体骨架共同承担的, 在整体的压力中, 小部分的压力就会由于含有层的固体骨架的弹性形变而消失, 但是大部分的压力仍然还是由孔隙压力来承受。在孔隙压力产生压力变化的时候, 油井的动态也会随之产生变化。压力的变化还会直接导致含油层中的压力失去了应有的平衡, 而为了维持新的平衡必须要严格的控制含油层其中的流体渗流程度。同时渗流的情况会随着erf的平方值产生一定的变化, 也会与液面降和的时间成正比关系。

异层的采油工作和注水工作会对异层应力产生一定的影响, 所影响程度的大小是与采油和注水工作带来的压力大小具有直接关系。在逐渐增大压力的时候, 异层所受到的影响越大, 在其余的条件不发生变化时, 二者之间应成正比的关系。异层采油和注水工作对于封闭含油层的应力影响和含油层本身的介质也存在一定的关系, 而这种关系也并不是简单的现行关系, 而是相对复杂的非线性关系。

4结语

随着现代社会的迅速发展, 生活的各个方面对于石油的需求量正在不断的增大, 而在近年来我国也受到地震灾害的严重影响。经过研究证明, 油井的动态变化与地震的预测之间具有明显的关联, 因此对于油井动态的研究是十分重要的。在实际的工作过程中, 油井的动态情况会受到各种因素的影响。本文假设一切条件为理想状态, 通过建立公式计算的方式, 从最基础的层面上浅要分析了采油工作和注水工作对油井动态带来的影响。虽然计算出的数值会与实际工作中的数据存在一定的差距, 但总结方面不会有太大的偏差, 以达到为我国实际油井观测工作提供参考依据。

摘要：现今的社会生活在各方面都需要石油, 并且对于石油的需求量很大。在油田的采油施工过程中还存在着很多的技术难点, 如果处理不当会影响到采油工作的质量。本文通过弹性理论和地下流体的相关理论, 模拟出理想水平层的含油层的模型, 简要的分析油田采油和注水对油井动态产生的影响。

关键词：油田采油,注水,油井动态影响

参考文献

[1]邵里伟.油田采油和注水对油井动态的影响分析[J].地球, 2014, (8) :8-8, 145.