“孤东油田合理压力水平及小断块油藏开发技术政策研究”通过验收

由石油大学 (华东 )石油工程学院博士生导师姚军教授为首的课题组与胜利油田股份有限公司孤东采油厂共同完成的“孤东油田合理压力水平及小断块油藏开发技术政策研究”于 2 0 0 3年 7月 2日通过验收。科研人员通过对孤东油田各开发单元的地质及开发特征进行分析研究 ,利用相应的油藏工程方法和数值模拟方法 ,对孤东油田各开发单元的开发状况进行了评价 ,提出了孤东油田各开发单元的合理压力水平及相应的开发技术界限。科研人员对国内外各种类型油藏地层压力保持情况及经验进行了调研 ,在此基础上 ,借鉴其他油田经验 ,确定了孤东油田压力保持…     

黄河近口门河段演变情况与整治措施探讨

1996年汛前,黄河在清8附近进行人工出汊,至今已达12年。由于河道边界和水沙条件的影响,清6以下河段平面形态发生了较大变化,局部滩岸坍塌严重,极大威胁滩区油田开发建设和河口生态旅游规划的实施,建议建设清加7右岸防护工程、清加8断面到新滩浮桥上游局部裁弯取直和改建新滩浮桥,以此调整河道的平面形态,稳定清8汊河,确保河口新滩油田安全。     

海南陵水土福湾岸滩侵蚀和演变趋势分析

海南陵水土福湾位于海棠湾北部,属于典型的波浪作用为主的河口砂坝海岸,近年来由于河口东岸英州渔港防护突堤的修建,造成河口西岸出现较严重的岸滩侵蚀现象。本文主要从土福湾附近的水文气象条件、岸滩地貌形成过程、河口地貌及水下地形演变等多方面对土福湾岸滩侵蚀原因和演变趋势进行分析,并提出合理的岸滩防护措施。     

孤东油田水平井合理生产压差研究

孤东油田属于底水疏松砂岩油藏,出砂严重,底水锥进速度快,本文从不出砂以及减缓底水上升两个方面进行合理生产压差研究,应用摩尔-库伦准则计算了孤东油田出砂临界生产压差为2.11 MPa;应用数值模拟方法综合考虑了不同生产压差下含水率以及累产油的变化,得到了减缓底水上升的合理压差为6 MPa,综合考虑得到孤东油田水平井合理生产压差为2.11 MPa,为水平井合理开采提供理论依据。     

油田开发后期改善水驱效果的途径

孤东油田经过10多年的注水开发,已进入特高合水期,如何改善注水开发效果提高注水采收率,是油田开发工作中亟待解决的问题。本文针对该阶段剩余油分布规律,探索了改善油田注水开发效果的途径。     

孤东油田馆陶组水驱特征与调整挖潜对策研究

通过建立"均质系数"概念,对孤东油田开发单元进行分类,综合利用相渗模型法、经验公式法等方法,计算了不同水驱开发单元驱油效率、体积波及系数和采收率.提出了不同类型开发单元下步提高采收率的方向,Ⅰ类单元主要是提高纵向波及程度,Ⅱ类单元主要是提高驱油效率和体积波及系数,Ⅲ类单元要进一步提高储量动用程度.分析表明,目前孤东油田的三类开发单元均有一定调整潜力.     

孤东油田东营组低阻油层成因分析

孤东油田东营组发育低阻油层 ,因其低阻油层是电阻增大率偏低的一类油层 ,在油层解释工作中经常被遗漏。根据孤东油田东营组油层的低阻成因机制 ,结合不同类型低阻油层的具体特征 ,对造成该区低阻油层的原因进行了分析。结果表明 ,孤东油田油层水矿化度高 ,构造平缓 ,油藏动力小 ,油层含水饱和度偏高 ,多套油水系统以及原油性质存在的差异 ,这些是造成油层低阻的主要原因。同时还认为 ,对低阻油层的解释工作要从成因角度考虑 ,重视薄层和测井曲线特征异常的层段 ,从而开发出低阻油层的潜在储量 ,以保证油区增储上产。     

加密钻井后北二东油层发育状况再认识

油田开发过程中,对油藏的认识不是一成不变,也不可能一劳永逸,需要不断地对油层发育状况进行再认识。北二东试验区经过40年的开发调整,大部分已进入特高含水期开采阶段,油田产量逐年递减。为了增加可采储量,加密井完钻后,运用取心井和新井解释资料,对北二东试验区块进行油层发育状况重新认识评价。搞清该区块各油层组有效厚度、渗透率等储层特征参数及砂岩分布特点,为原油的稳产提供了有力的保障。     

高含水期油田堵调综合治理方法

以孤东油田八区 5- 6层系为研究对象 ,提出了一套高含水期油田以注水井调剖为中心、辅以油井堵水的堵调综合治理方法。利用模糊综合决策方法优选最佳的堵调措施井 ,设计了最佳的工艺参数 ,并根据油水井的生产特征实施了不同堵剂组合的堵调工艺措施。矿场试验结果表明 ,所有措施水井的视吸水指数下降 ,压力指数上升 ,吸水剖面明显改善。对应的油井含水率下降 ,日产油量上升 ,水驱开发效果有所改善 ,原油采收率提高了 5.5%。     

老黄河口水下三角洲前缘底坡不稳定地形的近期演变及控 …

根据１９８８～１９９６年埕北浅海区的海底调查资料,深第底不稳定现象的形成及发育机制,分析了老黄河口水下三角洲不稳定地形的近期演变动态,提出海底地形及地貌演变的主要特征。并指出波浪是控制海底地形及微地貌变化的主要外动力因素。     

“孤东油田出砂机理及治理对策研究”取得重大突破

由石油大学 (华东 )石油工程学院蒋官澄博士为首的课题组与中国石化胜利油田有限公司孤东采油厂共同完成的“孤东油田出砂机理及治理对策研究” ,近日通过了由山东省科技厅组织的专家鉴定。专家认为 ,该项目中出砂机理及其相应的现有工艺优化决策研究成果达到国际同类研究的领先水平。科研人员研究了孤东油田的地质构造情况 ,建立了孤东油田各区块和各种防砂方法的回归模型 ,根据各井的相关参数得到了回归系数 ,并进行了验证 ;为井筒举升工艺设计提供了依据。该项目首次对油层出砂规律及出砂程度进行了定量化的预测 ,在国内外首次从有效期和…     

孤东油田东营组低阻油层成因分析

孤东油田东营组发育低阻油层，因其低阻油层是电阻增大率偏低的一类油层，在油层解释工作中经常被遗漏。根据孤东油田东营组油层的低阻成因机制，结合不同类型低阻油层的具体特征，对造成该区低阻油层的原因进行了分析。结果表明，孤东油田油层水矿化度高，构造平缓，油藏动力小，油层含水饱和度偏高，多套油水系统以及原油性质存在的差异，这些是造成油层低阻的主要原因。同时还认为，对低阻油层的解释工作要从成因角度考虑，重视薄层和测井曲线特征异常的层段，从而开发出低阻油层的潜在储量，以保证油区增储上产。     

孤东油田上第三系馆陶组上段微量元素的分布特征及沉积环境分析

通过对孤东油田馆上段四日进109块岩样中的Ca,Mg,Sr,Cr.Cu,Fe,Mn,V,Ni等九种元素的分析,得出了孤东油田馆陶组上段微量元素含量及其比值与氧化还原、湖盆盐度、古气候等沉积条件的关系,从而提供了利用微量元素及其比值的变化分析沉积环境,划分微相类型及判断古盐度高低的一种新方法.     

聚合物驱调整措施可行性研究

根据孤东油田七区中聚合物驱油方案设计以及效果评价,对注聚前、注聚期以及注聚后水驱三个阶段,利用区块的注采状况,从油水井同步出发,研究更有利于提高区块原油采收率的措施调整依据和方向,从而使聚合物驱油前后,区块开发状况明显改善。     

河口海岸侵蚀研究进展

从岸滩侵蚀的过程和机理、侵蚀模式-模型、侵蚀管理和保护对策等三个方面介绍了国内外近10多年来河口海岸侵蚀研究的进展,并以典型事例分析了我国日益严峻的河口海岸侵蚀状况.在此基础上提出了深入开展我国河口海岸侵蚀研究的四点建议：加强对人为因素引起的侵蚀的研究;把岸与滩和岸与槽的侵蚀结合起来研究;高度重视三个大三角洲岸滩侵蚀研究;加强现场观测.     

抽油机光杆故障分析及对策

本文通过对孤东油田七区中北部稠油区2002.1-2003.5发生抽油机光杆故障的调查研究,对抽油机光杆故障进行详细了分析。对预防抽油机光杆故障的方法进行了探讨,提出了预防控制光杆事故发生的具体措施,为油田生产的平稳运行和清洁文明生产打下了坚实的基础。     

海底管缆管理及预警系统的设计与实现

为了有效地降低船舶作业时海底管缆被锚刮碰而发生破裂或断裂的风险、深化海底管缆数字化管理,利用GIS和电子海图,并集成插件化开发模式、SuperMap Objects.Net组件技术和二三维一体化的Realspace技术,基于Realspace的组件式SuperMap GIS桌面平台开发了海底管缆管理及预警系统,实现了海底管缆数据二三维一体化管理和船舶作业预警功能。该系统在SZ36-1油田应用取得良好效果,为其他海上油气田海底管缆的管理及防护提供了范例。     

孤东油田九区南部稠油冷采技术

孤东油田边部分布了少量薄层稠油油藏,因储量品位低(层薄、油稠、出砂严重),探明后长期不能动用。本文介绍了在孤东九区南部进行冷采方面一系列配套技术的成功经验,主要是通过防砂方式的选择、破乳降粘、机采配套等技术使油井恢复了生产。实践证明,这项配套措施具有投资少,效益高的特点,对薄层稠油出砂油藏开发有较强的适应性,具有推广价值。     

疏松砂岩油田治理中的配套技术

孤东油田西北部已进入特高含水期,综合含水达94.4％,停产停注井、老大难以及套变事故井逐年增多,使油田注采对应状况变差,储量动用不均衡,直接影响油田的生产和采收率的提高,应用配套技术分别对停产停注井、老大难井及套变事故井进行综合治理,改善了油田的开发效果。     

灌河口河口演变的遥感图象解译

本文给出了灌河口航空及航天图象解译结果.用航空图象分析了河口两侧岸滩的变迁过程,航天图片分析了口外泥沙的运移特征.航空图象解译结果表明,河口两侧岸线和滩线在逐年蚀退.航天卫星图象解译结果表明,河口东侧自废黄河口向西的泥沙输送趋势十分明显;河口西侧也有自西向东的泥沙流迹象,故认为灌河口泥沙输送方向是由河口东西两侧向河口运移.文中还给出了不同岸段的蚀退速率,提供了卫星和航空图片及其解译图.