采油厂勘探开发

勘探开发系统油气勘探系统产能建设系统老油田管理系统　 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 优化项目建设地质研究开发管理动态监测措施作业系统措施设计施工管理目标论证现场实施按照采油厂系统节点精细化管理的 要求 对教师党员的评价套管和固井爆破片与爆破装置仓库管理基本要求三甲医院都需要复审吗 ，围绕扩大资源规模、提高储量动用率和油田采收率的总体目标，我们将勘探开发工作细分为油气勘探、产能建设、老区管理、措施作业4个系统，共9个一级节点、28个二级节点、68个三级节点。坚持以理论创新为引领，以技术集成为支撑，以精细管理为保障，狠抓系统节点管理措施的落实，实现了资源有序接替、产量稳步增长、开发指标持续好转的目标。面对勘探对象逐步向隐蔽油气藏转移，勘探难度越来越大的严峻形势，我们在深入分析纯梁地区资源潜力的基础上，提出了“东西连片、南北扩展、深浅兼顾、油气并举”的勘探工作总体思路，油气勘探方面目标论证勘探系统节点管理模式成藏研究圈闭评价完钻探井15口，滚动井10口，探明储量2500万吨，控制储量2000万吨井位优化现场实施钻测录井监督试油试采评价测录井信息分析工程质量监督试采评价试油分析储量计算潜力分析完成年度储量任务，探井成功率>75%,试油试采合格率100％成果评价节点目标完成年度地质任务，井位采纳率60％一级节点3个二级节点9个三级节点21个　坚持抓好地质目标论证和部署实施，重点加强圈闭评价、成藏研究和井位优化，完善了滩坝砂油藏、地层油藏的油气成藏理论，油源条件分析运聚规律研究储层评价构造评价地层岩性边界确定储量丰度评价目的层精细标定钻井完井设计优化沙四段滩坝砂勘探技术岩性油藏勘探技术地层油藏勘探技术勘探技术系列沉积体系研究寻找砂体的有利发育区高分辨率层序地层学细分砂体的沉积时期测井约束反演预测描述储层三维地震解释技术描述地层的尖灭线地层倾角计算技术精确描述砂体的尖灭线地质模型建立技术计算储量宏观古地貌确定储层展布区地震属性描述追综坝砂储层地震相干查找小断层油气成藏理论分析优选圈闭形成了适合纯梁地区地质特点的三大系列十项技术，实现了勘探成果和技术的双突破，开创了纯梁勘探工作的新局面。油气勘探方面油气勘探方面一是加强理论创新，准确认识成藏规律青城凸起北部斜坡带地层油气运移模式图博兴洼陷沙四段滩坝砂油藏油气运移模式图　　针对滩坝砂沉积、成藏规律认识难度大的问题，积极开展“博兴洼陷沙四段沉积复合体研究”等6项课题攻关，加强油源条件、运聚规律、砂体展布研究，古地貌滨岸流碎浪带沿岸流裂流古水流古基准面建立了古地貌背景、古水动力、古沉积基准面“三古控砂”模式，搞清了砂体的展布规律；揭示了地层压力、断裂系统、有效储层“三元控藏”机制，认清了滩坝砂的成藏模式，为滩坝砂油藏的规模勘探提供了理论依据。油气勘探方面一是加强理论创新，准确认识成藏规律断裂系统有效储层烃缘岩距离油气勘探方面二是技术集成配套，优化圈闭评价滩坝砂油藏相对于绝大数油藏来讲，砂子较少，储层薄、相变快、埋藏深、预测难的问题比较突出。为此，我们积极优选适用于滩坝砂油藏圈闭评价的新技术。高890井2624.3m高89-8井2931m油斑灰质粉砂岩油斑泥质粉砂岩如应用古地貌恢复技术研究滩坝主要发育区.民丰洼陷二是技术集成配套，优化圈闭评价油气勘探方面梁76梁75高89纯110古地貌恢复技术滩坝发育区博兴洼陷二是技术集成配套，优化圈闭评价油气勘探方面反射强度最大振幅响应强度瞬时频率视极性响应相位最大绝对振幅瞬时相位响应频率应用地震属性分析技术确定坝砂分布区，应用地震相干技术研究断裂系统组合，形成了一套滩坝砂储层评价、地层岩性边界确定的方法，为滩坝砂勘探新突破提供了技术支撑。.地震属性分析技术坝砂分布区高89樊143樊144NgS1+S2S3Ed高423剥蚀面二是技术集成配套，优化圈闭评价油气勘探方面(1)井震结合,描述主力砂体剥蚀线(2)平面几何法，推算出砂体与不整合面相交条带结合地层油藏油气分布复杂的问题，我们注重抓好构造形态、剥蚀面和含油条带分布规律的研究，创新形成了井震结合描述主力砂体地层剥蚀线、平面几何法推算砂体与不整合面相交条带。剥蚀面油水界面(3)应用立体几何法，计算储量(4)利用水平井钻探多套含油层系高43-平1井身轨迹图油层：５４０m/１２层立体几何法计算储量以及利用水平井钻探多套含油层系等四项配套技术和方法，有效指导了青城凸起北部斜坡带沙四、沙三、沙一段油藏的勘探。二是技术集成配套，优化圈闭评价油气勘探方面三是优化部署实施，不断拓展勘探领域油气勘探方面正理庄高89地区沙四段含油面积图我们以勘探理论为引领，以技术集成为支撑，总体规划，分年度优化实施。2005年，按照平面展开部署、整体评价动用的原则，完钻探井8口，基本控制了高89块含油面积100km2。高89高898高894樊142樊140高891樊144高899三是优化部署实施，不断拓展勘探领域油气勘探方面正理庄高89地区沙四段含油面积图2006年遵循整体部署、优化实施、部分动用的原则，探明储量3689万吨，开发动用了高89-1、高891块，建产能8万吨。高89高898高894樊142樊140高891樊144高8992007年继续甩开勘探，向南北扩展，向东西延伸，在北部探明了樊159块，南部探明了樊147块。梁76梁75樊159樊147高89三是优化部署实施，不断拓展勘探领域油气勘探方面三年共探明储量5820万吨，控制储量4210万吨，预测储量1880万吨，实现了滩坝砂油藏整体含油连片，使采油厂7个油田连成一片。三是优化部署实施，不断拓展勘探领域油气勘探方面我们在做大滩坝砂油藏勘探规模的同时，还瞄准高青地区浅层地层油藏，由南向北滚动勘探，先后发现了高10、高424、高43块等含油区块，累计探明地质储量862万吨。高41高12高54中生界孔店组沙四段沙三段沙一段东营组高424高43高10Mz1Mz2Mz3Mz4Mz5高13高64高57三是优化部署实施，不断拓展勘探领域油气勘探方面产能建设系统油藏方案优化钻采方案优化地面方案优化经济评价钻井工程采油工程项目建设方案优化地面工程新建产能18万吨，新井投产120口以上，新井当年产油9万吨，产能建设投资控制在下达 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 以内。新建产能18万吨，百万吨产能投资控制在计划指标内完成新井投产120口，当年新井产油9万吨工艺流程施工配套设施建设抽油机安装钻井施工测井施工工程配套优化工艺运行参数优化财务盈利能力分析注采工艺配套油藏地质研究开发方式优选井网井距优化钻井完井工艺配套录井施工风险分析投产作业开发指标预测一级节点2个二级节点7个三级节点17个产能建设方面针对新增探明储量95%以上为特低渗透、稠油出砂等低品位储量，动用难度大，技术要求高，投资风险大的实际，按照产能建设的目标要求，我们将产能建设系统分为方案优化和项目建设2个一级节点、7个二级节点和17个三级节点，狠抓系统方案优化，突出工艺技术配套，注重开发方式优选，加快了低品位储量动用。一是创新应用大型压裂技术突破产能关，实现滩坝砂油藏规模化动用埋藏深异常高压砂泥互层单层厚度小岩性复杂储层特低渗注水难递减快自然产能低压裂改造难度大经济有效开发？滩坝砂油藏储量丰度低，单层薄，物性差，常规压裂产能低，为此我们开展了大型压裂技术攻关产能建设方面柴油降滤液氮助排粉陶降滤压裂液降滤失技术变排量施工低砂比段塞转向缝高控制技术压裂液助排技术产能建设方面优化配套了变排量施工和低砂比段塞转向控缝高、柴油和粉陶降滤、液氮助排等7项技术，每米加砂量由常规的1-1.5m3增加到3-6m3，大幅度提高了压裂规模，单井产能达到经济极限产量要求。压裂工艺技术突破工艺技术优化112112-1112-11112-12112-22112-23112-24112-25112-32112-33112-34112-35112-42112-43112-44112-8112-52112-53112-549-3c59产能建设方面以此为基础，开展地应力、开发方式、井网井距的研究，采用大井距大型压裂弹性开发方式，先后在滩坝砂特低渗透油藏建产能6个单元，动用储量1555万吨，累计建产能17.7万吨。rrrrrλλλλr井距井距一是创新应用大型压裂技术突破产能关，实现滩坝砂油藏规模化动用井网井距优化ⅣⅤⅥ三二一砂砂砂组组组北产能建设方面二是配套水平井技术，实现地层稠油油藏有效开发高北地区地层油藏层薄、含油条带窄、边底水活跃、稠油出砂、直井开发效果差，我们开展了开发方式和钻井、完井、采油工程等方面的优化，利用水平井可以有效提高单井钻遇率、增大泄油面积、抑制底水锥进、延缓含水上升速度的优势。开发方式优化采用垂直于地层走向和平行于地层走向水平井两种方式布井，配套高精密滤砂管管外防砂完井方式和蒸汽吞吐热采技术，实现了地层油藏水平井整体开发。2005年以来产能建设3个区块，动用储量746万吨，累计建产能10.2万吨。保护套滤网中心管产能建设方面二是配套水平井技术，实现地层稠油油藏有效开发樊144块滩坝砂特低渗透油藏小井距注水先导试验樊29块低渗透油藏氮气驱提高采收率试验樊147块低渗透油藏水平井压裂注水试验产能建设方面三是开展四项先导试验，探索提高采收率方式520m260m220m新油井水井老油井S=1.3km2N=93×104tΦ=12.7%K=3.7*10-3µm2S=0.1km2N=25×104t面对大型压裂弹性开发区块产量递减快、采收率低的问题，2007年以来，我们突出抓好以提高滩坝砂油藏采收率为目的的能量补充方式研究。重点开展了四项先导试验：目前各项试验进展顺利，其中高89-4井组CO2驱已初步见到效果。该井于2008年元月3日开始试注，注入油压3MPa，日注入量46吨，已累注4291吨，对应7口油井产量保持稳定，扭转了产量大幅递减的趋势。高89-4井组CO2气驱提高采收率先导试验高89-4井组注采曲线三是开展四项先导试验，探索提高采收率方式。产能建设方面三是开展四项先导试验，探索提高采收率方式CO2注气现场地质研究老油田开发系统储层研究构造研究构造形态断裂系统油砂体展布老井年产油量86万吨，自然递减率12.0%，含水上升率0.5%，稳升单元率70%，老区新增可采储量35万吨韵律特征流体特征流体分布流体性质油藏管理自然递减≤12%，老区新增可采储量35万吨开发规划政策界限研究开发规律研究目标规划油藏分析方案调整开发状况分析剩余潜力分析注采调整井网完善动态监测监测方案油水井测试方案运行实施监测系统优化开发试井开发测井示踪剂监测化验分析工作量完成率≥90%，资料全准率≥98%流体监测节点目标资料齐全率100％，符合率≥80％一级节点3个二级节点9个三级节点21个老油田管理方面　　以降低自然递减、提高采收率为目标，通过精细构造解释、储层描述和流体特征研究，重建地质模型，强化开发效果评价和剩余油潜力分析，抓好地质研究、油藏管理和动态监测等关键工作，努力改善油田开发效果。老油田管理方面　2005年以来，完成精细油藏描述9个单元、数值模拟15个单元，开展了开发现状、停产停注井、套损井等五项调查，并以此为基础，将全厂76个开发单元分为A、B、C、D四类，分类制定开发管理方案和目标，突出抓好调整方案优化、注采井网完善和注采调配等工作。油藏目标化管理分类表1、深化潜力研究，优化调整部署　　针对井网完善程度差、单控储量大、剩余潜力大的单元，重点搞好构造、储层、流体特征研究，运用油藏工程方法、数值模拟技术、动态监测资料，搞清剩余油分布状况，加强方案优化论证，通过井网加密、细分层系调整等工作完善井网，提高了储量控制程度。2005年以来，综合调整6个单元，覆盖储量3819万吨，累计增建产能13.1万吨。梁38块沙三中2号小层含油饱和度图L38P4L38P4日油17.6吨，含水78％2号层顶距3m含油饱和度图2号层顶距2m含油饱和度图老油田管理方面2、加大稳产基础投入，恢复水驱控制储量2005-2007年水井工作效果统计表　　对于套损、停产停注、欠注井多，井网破坏严重的单元，以恢复完善注采井网，提高水驱控制程度，合理保持地层压力为重点，着力抓好以水井大修、增注、分注、更新为主的注水长效投入工作，遵循“先重点、后一般，先简单、后复杂”的原则，统筹安排，逐步实施。2005年以来实施水井工作278口，其中大修72口，增注、补孔、分注等205口，重建了15个单元注采井网，恢复水驱控制储量1761万吨，增加日注7786m3，周围对应有193口油井先后见效，累计增油1.8万吨。老油田管理方面3、协调注采关系，提高水驱控制程度对注采对应率低、水驱控制程度差的新建产能单元，根据构造、储层物性、裂缝方向等特征，优化注采井网，及时转注补充地层能量。2005年以来转注水井89口，完善11个单元，增加注水控制储量1830万吨，水驱控制程度由45.6％提高到81.7％，增加日注5540m3，周围对应有148口油井先后见效，累计增油4.3万吨。樊128块构造沙三中二砂组顶面构造图老油田管理方面30o30o转注4、精细注采调配，改善水驱油效果调配思路：低含水期低注采比温和注水延长无水采油期，中高含水期采取层间间注、井组、区块“变井排、变幅度、变周期”波动注水等灵活多变的注水方式，缓解平面层间矛盾；高含水期提高注采比，恢复地层能量，提液增油。纵向吸水差异大，上下两层注水压差大对井网 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 、注水见效井点多注水见效具有明显方向性，油井单向受效层间间注樊41、樊29扩、正南纯化、纯41、F124等灵活多变注水方式注采井网相对完善、注水状况较好纯2、C47、C56、F23、F15等排状交替注水井组波动注水加强注水恢复能量樊29块老油田管理方面年产油（104t）自然递减探明储量（104t）储采平衡系数2005年以来，采油厂累计探明石油地质储量5820万吨，控制储量4210万吨，储采平衡系数保持在1.0以上，自然递减减缓。效果注采对应率地层压力含水上升率稳升单元率效果注采对应率由75.5％上升到84.2％，地层压力由19.79MPa上升到20.68MPa，含水上升率由1.98％下降到0.5％，稳升单元率由59.5％提高到70.1％，老油田采收率提高了0.3%，采油厂勘探开发基本步入了良性循环。