油田开发项目（精选9篇）
油田开发项目 篇1
油田开发是一项涉及范围较广的系统性工程, 在开发过程当中难以避免地会受到种种随机因素的干扰。为了能够最大程度上减少种种风险所带来的问题和纰漏, 将开发效益提升到一个新的层次上来, 就必须对油田开发项目的风险进行深入分析。
一、油田开发项目中存在的风险
1. 对外在环境的风险
在油田开发过程当中, 如果某个环节出现纰漏, 那么就很有可能造成原油泄漏的事故, 一旦发生这种事故, 就一定会对外在环境产生不良的影响。首先, 从土壤环境来看, 原油泄漏对其的影响是极其显著的, 也是不可避免的, 一旦原油覆盖于地表之上, 那么土壤的透气性就会在第一时间急剧下降, 最终导致土壤理化性状发生变化。众所周知, 突然本身对于石油有着自净的作用, 但是我们也不得不承认, 如果石油的浓度超过了临界土壤容量时, 地表上的植被就必然会遭受到重创, 枯萎死亡的植物将会不计其数, 大自然也会因此而受到很大程度上的影响。其次, 从大气环境的角度来看。我们所说的原油泄漏主要是指原油当中较轻的部分逐渐挥发进入大气层当中, 从而带来大气污染, 这类物质的污染程度往往会高于其他大气污染物质。并且如果遇到明火, 那么就很可能在短时间内产生大量燃烧烟气, 带来更为严重, 甚至是难以挽回的破坏与损失。
2. 对社会环境的风险
原油当中较重的成分, 也就是多环芳烃以及沥青等物质, 如果它们在空气当中的浓度超过了一定的密度, 就一定会产生致癌作用, 严重影响到工作人员的身体健康, 如果遇到明火, 甚至会带来火灾。另外, 原油的泄漏并不会直接渗透到地下水之中, 而是会以土壤为介质, 逐渐渗透到浅层地下水之中, 如果不加以拯救, 那么深层地下水也会受到影响, 进而渗透到人们的饮用水当中, 严重干扰人们的正常生活和企业的生产。事实证明, 由于原油泄漏而带来饮用水污染的案例是很多的, 也并不罕见, 因此这一方面所带来的问题不得不引起我们的重视, 也实在有待于采取相应措施从根本上进行解决。
二、对油田开发项目的风险进行有效控制的方法
油田开发项目的风险无论是人为因素引起的, 还是自然因素导致的, 都必须引起重视, 相关工作人员和管理层要在第一时间采取科学有效的预防措施, 将风险发生的概率已经风险带来的影响降到最低程度[4]。如果是人为因素引起的风险, 那么就要提高技术人员的专业技能和综合素质, 并不断强化环境管理手段和方式, 如果是自然因素引起的风险问题, 就要依赖于各种辅助措施来进行解决。
1. 识别风险
这里所说的识别风险主要是站在系统化计划的角度上进行的, 只有通过风险的识别之后, 才能够为下一步的规避风险做好准备, 进而做到有效控制。事实上, 油田开发项目中的风险主要可以分为两类, 一种是一般性风险, 另一种是特定风险, 通常情况下, 一般性风险对于任何一个油田开发项目都是无法避免的, 也是一种普遍的潜在风险。而特定风险主要是指那些只有相关技术人员才能识别出来的风险, 为了能够准确有效及时地识别这个所谓的特定风险, 务必要在计划的环节就做好特别的说明, 并提出相应的方案来解决这些问题[5]。对此, 相关部门应当建立起一个合理有效的风险识别机制, 用制度来促进油田开发项目风险的规避。
2. 风险预测
从性质上来看, 风险预测又可以称作风险估算, 它的进行主要从两方面进行, 一个是风险发生的可能性, 另一个是风险发生的概率。对此, 技术人员应当遵循如下几项风险预测活动: (1) 对于所在油田的具体情况, 并结合以往的经验, 建立起一个尺度, 如果超过了这个尺度, 就证明存在潜在风险。 (2) 准确估算风险发生之后对油田各个组成部分所带来的影响, 并具体就各个组成部分的情况研究出最优的解决方案。 (3) 标注风险预测的整体精确度, 目的在于产生误解。事实上, 从管理学的角度来看, 风险影响对于油田开发项目有着不同程度上的影响, 通常来说, 那些影响程度较大但是风险发生概率较低的风险因素不应当需要花费过长的管理时间, 而对于那些影响较小但是发生概率较高的风险, 就要格外地注意起来。
3. 风险评估
如果难以避免地发生了某种风险, 并带来了严重的影响, 那么就要及时研究出策略来解决问题。由于油田开发项目是一个极其特殊的项目, 它与一般的工程项目存在很大程度上的差别, 因此在风险评估的过程当中也要采取特殊的方式来应对, 不仅要考虑到何时感受到风险, 还要分析风险会持续多长时间, 将两种因素有机结合起来, 才能够取得最大程度上的效益。
三、结语
总的来说, 风险分析是油田开发项目当中不容小觑的一个环节, 它在很大程度上关系着油田开发的整体效益和未来前景, 对于其风险的管理也是一项系统性工程吗, 需要一个漫长的过程, 并不一蹴而就。本文在一定程度上风险分析的基础之上, 又提出了风险管理的策略, 目的是为了满足油田开发的需要。当然, 国家和相关管理人员都要充分重视起油田开发项目的风险问题, 及时采取有效的策略来解决各种潜在风险或者已经发生的风险。
摘要：在当前的社会环境之下, 油田的开发项目始终受到诸多客观因素的影响, 因此做好风险分析不仅是为了在各种危害产生之前就能够有效地识别它们, 也是为了利用有效的计划削弱风险。本文立足于这一现状展开讨论, 并结合油田开发项目的具体特点进行深入分析, 进而提出相应的解决策略。
关键词：油田开发,风险分析,解决策略
参考文献
[1]张子学, 于安坤.跨国油气勘探开发风险透析与防范[J].石油化工管理干部学院学报, 2005, (4) :22-24.
[2]尤钊英, 陈荣旗.关于加强油气田开发研究风险论证的思考[J].中国海上油气 (工程) , 2001, (5) :39-40.
油田开发项目 篇2
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！
海上油田开发项目电气系统调试 篇3
海上油田电气系统系统/设备构成:由发电机, 高、中、低压配电盘, 高、中低变压器, UPS、小功率配电盘, 导航系统, 现场设备, 以及伴热带、照明灯具/插座等组成。
1.1 电力系统
电力系统是海洋石油平台的心脏, 它发出的电能供全船用电设备使用, 是平台安全和正常生产的前提和基础。
一般情况下, 海上采油平台都配备有主电源和应急电源, 以满足不同用电设备对电源在供电时间上的不同要求。主电源在正常生产时为平台所有用电设备提供电能, 而应急电源只是在平台黑启动时为透平辅机提供电源和应急状态下为一些安全设备提供电源, 因此主电站的发电机组一般选用功率较大的燃气轮机发电机组或柴油发电机组, 而应急电源一般都选用启动迅速的柴油发电机组。
1.2 电网
海洋采油系统各用电设备根据不同要求, 由总配电盘直接往用电设备或接往马达控制中心的电缆构成的那部分电网成为一次网络;由马达控制中心接往用电设备的电缆构成的那部分电网则成为二次网络。
1.2.1 电网组成
根据供电电源的不同, 电力系统电网可分为主电网、应急电网、弱电电网。
主电网是指由主电源经主配电盘进行供电的那部分电网。主电网包括动力网络和正常照明网络。当主电源因故不能供电时, 应急电源将通过应急配电盘向平台上必须工作的部分用电设备供电。应急电网常常是主电网的一部分, 应急电网主要向发动机控制盘、发电机控制盘、消防系统、应急照明、应急伴热、UPS、导航系统等配电盘等提供电源。
向全系统无线电通讯设备、呼叫联络系统、有线广播的通讯系统助航设备以及仪表及信号报警系统提供电源的网络称为弱电电网。
1.2.2 并网
发电机之间和电力系统之间联合起来并列运行, 称为并网发电 (也称并车) 。并列运行可以极大地提高供电的可靠性、供电质量和使负载分配更合理。并网发电是靠同步装置来实现的。
三相交流同步发电机并车时, 最理想情况是满足以下条件:待并机组的电压、频率、初相位与运行机组或电网的电压、频率、初相位大小相等。
并车操作就是检测和调整待并发电机组的电压、频率和相位, 在满足或接近上述条件的瞬间通过发电机主开关的合闸投入电网。这样就可以保证在并车合闸时没有冲击电流, 并且并车后能保持稳定的同步运行。
规范中规定两台发电机的相位差不能大于15°, 电压差不得大于10%, 频率差在0.5Hz以内可以并车。并车一般有手动并车和自动并车两种。
2 电气设备
2.1 发电
海上油气平台, 多选用柴油发电机组或燃气轮机发电机组。采用双燃料发电机组是海洋采油电力系统的又一特点。
2.2 配电
海洋采油电力系统中, 对电能进行集中控制和分配的装置称为配电装置, 传输电能和信号的电缆和电线构成的整个传输电路称为海洋采油电力系统的电网。
2.2.1 线制:中华人民共和国规定, 钢质海船和海洋平台的电力系统必须选用三相三线中性点不接地系统。
2.2.2 电压等级:一般情况下, 大于150KW的电动机应选用高压电如6.3KV, 低于150KW的设备选用400V的系统;照明和小功率选用230V的动力系统;而控制系统用110V的系统。
2.2.3 频率:一般情况下, 海洋采油电力系统中的频率为50Hz。
2.2.4 电力系统配电装置按用途分类
(1) 主配电盘:用控制和监视主电源及大负载的工作情况, 并将主电源发出的电能合理地分配给主电网的各个供电区段。
(2) 应急配电盘:用控制和监视应急电源的工作情况, 并将应急电源发出的电能合理地分配给各个应急用电设备。
(3) 负载中心:其作用是将主发电机的电能分配到各个馈电装置。
(4) 马达控制中心MCC:用于对电动机及其他馈电装置进行集中的起、停控制, 并对上述负载的工作状态进行监视。
(5) 不间断电源配电盘:对整流-逆变过程进行控制, 并为特定设备及仪表提供交流不间断电源。
2.3 变电装置
变电装置是改变电压的装置, 即变压器。按作用可分为升压变压器和降压变压器。
海上油田一般设置升压变压器, 降压变压器。正常和应急照明、小功率变压器, 以及正常和应急电伴热变压器。
2.4 负载
现场用电设备一般由泵类设备、加热器类、撬块类、大型机械设备类、照明灯具及插座类、伴热系统类等。
2.5 不间断电源系统 (UPS)
输出电源主要为中控系统、通讯系统提供电源, 为高压配电盘、中压配电盘、低压配电盘、应急低压配电盘、照明小功率配电盘、伴热配电盘提供分闸控制回路电源。
2.6 导航系统
导航系统是由雾笛、导航灯、监控盘、电池组、光控开关及雾笛开关组成。
3 调试策略 (电气设备调试工作逻辑框图)
海上油田开发项目调试分为陆地调试部分和海上调试部分。
3.1 陆地调试策略
3.2 海上调试策略
4 系统/设备调试步骤
4.1 根据调试大纲, 编制调试程序和调试表格 (报业主和CCS审批后执行) 。
4.2 根据图纸资料, 出具平台调试材料清单。
4.3 根据计划要调试的设备检查系统/设备完工状态。
4.4 达到调试所需的最小完工状态后按照调试程序进行预调试。
4.5 预调试通过后, 调试项目组组织各相关单位正式按照调试表格内容逐项检查、检测调试表格中的各项记录, 将系统/设备的功能和性能完全测试出来, 并达到投产使用状态。
4.6 调试完成后组织召开调试总结会, 并填写A PUNCH LIST。
4.7 A PUNCH LIST中的内容落实责任人, 并限期整改, 整改完成后由业主确认。
4.8 调试完成后的设备保护及交接验收 (业主、生产方、建造项目组、CCS、检验组) , 共同见证下交接给生产方。
摘要：文章对海上油田开发项目采油平台电气系统较详细的介绍, 并且对整个平台的投产前的调试工作有一个很清晰的调试思路, 指导从事此行业电气调试人员的工作。
关键词：配电系统,发电机,配电盘,变压器,UPS
参考文献
[1]海上油气工程设计实用手册.
[2]《海上石油设施电气安全操作规程》SY/T6560-2003
长庆油田开发矿志 绝对详细 篇4
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。
油田开发项目 篇5
关键词：油田开发项目,经济及极限产量,经济寿命期,最终采收率
油田新区产能建设是有天可持续发展的唯一动力, 也是开发的基础。在油田产能建设上, 应摒弃单纯追求规模扩张的方式, 突出效益建产、突出投资、质量和工期管理, 追求快速、优质、高效的开发模式。作为石油企业, 如何根据市场的变化针对一个油田开发项目确定其经济寿命期, 对石油企业的生存和发展至关重要。
1 油田开发项目的经济寿命期的特点
一个油气田开发周期一半可分为上产、稳产和递减三个阶段;
1.1 上产阶段:
油气田投入开发初期, 一半新井产量大于自然递减产量, 油田当年产量大于上年产量。
1.2 稳产阶段:
油田开发中期, 每年新井产量基本等于自然递减产量, 油田当年产量与上年产量基本接近。
1.3 递减阶段:
油田开发后期, 老井措施增油量与新井产量之和小于自然递减产量, 油田当年产量低于上年产量。
随着油田开采程度不断加大, 处于开发中后期阶段的油气田的生产成本必将会快速上升。当生产成本快速上升到严重影响石油企业的利润水平时, 研究油田开发项目的经济寿命期就显得具有重要意义。
油田开发项目经济寿命期就是指石油开发项目在经济技术条件不变的情况下, 计算出来的最长经营时间, 此时油田开发项目可以接受的最高经济极限原油产量为操作费用小于生产出原油的价值的产量, 即在正常生产时, 该油气田 (区块) 所生产原油的成本加上企业目标利润和税金, 小于油气销售收入的产量。
2 经济极限产量
如何确定油田开发项目的经济寿命期呢?首先应确定项目的经济极限产量。所谓经济集显产量, 就是指一般油田开发项目当开发到一定阶段, 产量达到某一数值时, 一年内投入与产出的价值相平衡, 此时的产量称为经济极限产量。对于油田开发项目, 可以接受的最高经济极限原油产量为操作费用小于生产出原油的价值的产量。即一旦原油产量降低到某个极限值时, 产出等于投入 (即既不盈利也不亏损) , 这个极限值就叫经济极限产量。
3 经济极限产量的计算方法
确定了项目的经济极限产量后, 再把项目的分年预测产量与项目的经济极限产量相对比, 就可以确定项目的经济寿命期。对于油田开发项目, 经济极限产量的计算涉及参数较多, 具体操作也较为复杂, 这里仅简单介绍一般理论意义上的计算方法模型, 其基本原理是盈亏平衡原理。盈亏平衡分析是对产量、成本和利润进行综合分析的一种方法, 其简化公式为:
式中:Q-区块年产量, t
R-原油商品率, %
C1-区块产品的固定成本, 元
I2-拟评价项目产油量的单位目标成本, 元/t
因此, 根据经济极限产量的概念和含义, 经济极限产量的计算方法模型为:
对于需要确定经济极限产量阶段的油气商品率和不含税油气价格这两个因素, 一般可作为已知条件, 因此, 计算醒目经济极限产量的主要因素受油田开发项目固定成本和可变成本的影响。
4 油田开发项目经济寿命期的确定
油田开发项目的经济寿命期按下列公式进行预测:
式中，QT—油田开展项目第T年原油预测产量，t
Qc-区块经济极限年产油量, t
把预测的原油产量与计算经济极限产量相对比, 若当年预测产量等于经济极限产量, 该年就是项目经济极限寿命期。
因此, 油田开发项目的经济寿命期:油气田的开发过程, 油气开发的经济成本与其所处的生产阶段有着密切的联系。随着油田储量动用程度的提高以及油田的含水率的逐渐上升, 是的油田开发的经营成本不断上升;而原油产量却在稳产一定时期之后逐步下跌, 从而导致销售收入下降。投入产出的比例随着油气开发的进程不断地变化, 投入愈来愈大, 产出却越来越少。到了某一时刻, 产出与投入大致相当时, 油田继续生产可能是没有效益的。此时, 该油田的经济寿命期已经结束。
5 延长油田开发项目经济寿命期的一些方法
油田开发初期, 油气靠底层压力将油气运移到地面。随着油田开发时间的推移, 底层压力的下降, 油气就越来越难运移到地面, 所以这一阶段是油气田才有时间最短且效益最高的阶段, 此阶段的采收率大约有10~20%左右。油田稳产阶段, 即采用一定得技术, 如注水采油工艺, 来保持底层压力, 使能够将原油采到地面, 此阶段的采收率大约有20~40%左右。为了将更多的尤其开采出来, 采用一定得采油技术来延长油气田的稳产期和减缓递减率来提高油气田采收率是很有必要的。
提高采收率的方法一般可分为化学驱、气体混相驱及热采。其中化学驱和混相驱适合于注水开发的稀油油藏;热采主要适用于不能注水的高粘度稠油 (重油) 油藏。
化学驱:聚合物驱、表面活性驱、碱驱以及它们任意复配的复合驱。
混相驱:混相师指两种流体可以完全相互溶解, 不存在明显的界面张力。当注入气体与原油混相时, 可达到最佳驱油效果。按照使用气体的不同, 气体混相驱可分为水气混相驱、惰性气体混相驱、CO2混相驱。
热采:稠油油藏一般采用热力开采, 就其对油层加热的方式可分为两大类。一是把热流体注入油层, 如热注水、蒸汽吞吐、蒸汽驱等;另一类是在油层内燃烧产生热量, 称就地 (层内) 燃烧或火烧油层 (火驱法) 。
6 结论和建议
在油田开发项目可行性研究和油藏经验管理工作中, 必须准确计算出油田开发项目的经济寿命期, 这对准确开展该类项目的经济评价以及决策工作具有一定得指导意义。
对于低渗透油藏, 采用早期注水、注采同时, 是高效合理开发低渗透油田的基本手段。不仅开采难度小, 成本低, 而且风险也小。因此, 不失为一种低成本的开采方式, 从而达到延长油田经济寿命期的目的。
新疆油田石南油气田石南31井区为岩性控制油藏, 储层空隙度低 (12.8%) , 渗透率低 (9.8×10-3mm2) , 属低渗透油藏。预测含油面积36km2, 储量2450×104t。新疆油田公司在石南31井部署实施一个试验评价井组。在实施评价井组的同时, 能否考虑在试验井组周围的规划井网内, 同时安排实施注水井投注, 使油藏压力从早期就得以保持, 从而达到更好的开发效果。
参考文献
[1]李伟星.油田开发项目经济寿命期的计算方法[J].内江科技, 2005, 5.
油田开发项目 篇6
在2009年哥本哈根国际气候大会上, 中国向世界承诺出“2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%~45%”的行动目标。国家发改委也在加紧筹备, 并将于2017年运行全国统一的碳排放权交易市场。据称2020年后, 中国碳市场将成为世界上规模最大的交易市场[1]。国内碳交易市场的形成对企业的碳排放管理提出了更高的要求, 越来越多的企业开始把碳排放作为一种资产进行管理。
中国海洋石油总公司 (简称中海油, 下同) 作为国资委所属的大型央企, 有必要开展针对性研究, 积极应对国内外碳交易市场发展, 把握未来碳交易市场主动权[2]。2014年9月22日, 中海油发布了《关于加强中国海油温室气体减排及碳资产管理的通知》, 要求各所属单位充分认识到温室气体减排及碳资产管理工作的重要性。本文旨在研究应用国家发改委备案的温室气体自愿减排方法学, 以及开发中海油海上油田伴生气回收利用项目CCER (中国核证减排量) 开发的可行性。
1 方法学解析与项目边界划定
1.1 温室气体自愿减排方法学
温室气体自愿减排方法学是项目开发的核心。方法学划定了项目的边界范围、涉及到的排放源、适用条件、基准线识别和设定、减排量计算、额外性论证, 以及监测计划等。已在国家发改委备案的涉及到油田伴生气回收利用的方法学总共有以下3个, 且均是CDM (Clean Development Mechanism) 机制方法学的中文翻译版本:
(1) CM-014-V01减少油田伴生气的燃放或排空并用做原料;
(2) CM-029-V01燃放或排空油田伴生气的回收利用;
(3) CM-065-V01回收排空或燃放的油井气并供应给专门终端用户。
其中方法学 (1) 适用于回收原本燃放的油井伴生气, 并将其作为原料在现有或新建的终端利用设施中生产化工产品 (如氨、甲醇、乙烯) 的项目活动。基于中海油海上油田伴生气利用特点, 以及限于海上平台空间不可能建造一个原料加工厂[3], 因此暂不予讨论。方法学 (3) 目前尚无案例可循, 且较为复杂, 故也不作讨论。本文仅针对方法学 (2) 进行详细解析。
1.2 项目边界划定
方法学CM-029-V01的项目边界框架如图1所示, 其中项目边界包括:
(1) 收集伴生气和/或气举气的项目油藏和油井;
(2) 基准线情景下伴生气和/或气举气被火炬燃烧或者直接排空的现场;
(3) 气体回收、预先处理、运输的设施和压缩机;
(4) 气举气来源地。
排放源包括:
(1) 基准线排放源——终端用户使用非伴生气或者其他化石燃料产生的燃烧排放;
(2) 项目排放源——为了回收、预处理、运输, 加压或解压的能源利用。
2 基准线情景识别
方法学CM-029-V01的基准线情景识别主要分为3个步骤:
步骤1——基准线识别。
对于项目油井伴生气和/或气举气的可能替代方案, 需要从下面方法学提供的替代情景中挑选:
G1:伴生气和/或气举气在石油生产地现场排空;
G2:伴生气和/或气举气在石油生产地现场火炬燃放;
G 3:现场使用部分伴生气和/或气举气满足现场能源需求, 剩余气体排空 (G1) 或火炬燃放 (G2) ;
G4:伴生气和/或气举气注入油藏或气藏;
G5:该拟议项目活动没有注册成为自愿减排项目;
G6:以回收、运输和利用的伴生气和/或气举气为原料, 生产其他产品。
通过项目设计分析可知, 项目的替代情景必须是G1、G2、G3和G5, 以符合方法学的适用要求。项目没有进行G4和G6的可能性。
同理, 石油和天然气基础设施可能的替代方案必须是P4“现有石油和天然气加工设备继续运行, 不对设备做任何重大改变”和P3“提供回收气至现有气体加工厂和建设必要的加工设备, 本项目活动未注册成为自愿减排项目”。项目没有进行P1、P2和P5的可能性, 限于篇幅, 其具体内容不再列出。
再次, 气举气利用可能的替代方案必须是O1“在实施气举措施的项目活动中, 使用与项目活动相同的气举气来源和量”。项目没有进行O2、O3和O4的可能性, 限于篇幅, 其具体内容不再列出。
步骤2——从法律方面评估替代方案。
此步骤旨在说明替代方案是否在法律、法规、标准等的许可范围之内。实施后, 通常只剩下两种情形:一是拟议的项目活动 (其中不申请温室气体自愿减排项目) , 二是可能的基准线情形。
步骤3—经济分析。
对于识别基准线的准则, 需要最后一个步骤——经济性分析, 也就是额外性论证。是否是基准线, 取决于拟议的项目活动是否具有经济吸引力。
3 额外性论证
目前“额外性论证与评价工具”的最新版本是第7版, 分为5个步骤:
步骤0:论证拟议项目活动是否是史无前例;
步骤1:识别符合现行法律法规的替代项目活动;
步骤2:投资分析;
步骤3:障碍性分析;
步骤4:普遍性分析。
其中步骤0可选, 根据“首例项目的额外性论证指引”, 如果能够论证项目属于首例, 则项目具有额外性, 否则继续步骤1。例如, 中国已有3个项目在CDM机制下注册[4], 伴生气回收利用项目不能算是首例申请, 因而转入步骤1。
在经过步骤1后, 保留的替代情形通常包括项目活动, 以及另外一种或两种替代情形。这些替代项目活动符合强制性的法律法规。
投资分析和障碍性分析二者可选其一。
投资分析参考使用最新版本“投资评估指导方针分析”。通过查询, 已经注册的3个CDM项目基准收益率的选取来自《建设项目经济评价第三版》, 石油行业税前基准收益率为12%。如果实际计算的IRR小于该基准收益率, 则还要通过敏感性分析进行进一步论证。敏感性分析目的在于确保在这些参数的变动范围在±10%以内, 使得IRR保持不超过该基准收益率[5]。
障碍性分析是指在识别出这些潜在风险后, 分析障碍对项目活动及其他替代方案的影响。
普遍性分析采用的工具为“普遍性分析指南”, 目的在于定量、定性证明类似项目的活动并不是一种普遍项目活动。重点是分析类似项目的活动以及项目之间存在的区别, 例如在政府补贴等方面存在的区别。
至此, 额外性论证过程完成。以上过程的完成可以初步认定项目是具备额外性的。
4 减排量计算
(1) 计算基准线减排量, 使用的公式是:
其中, VF, y——回收利用的伴生气体积, Nm3;
NCVRG, F, y——回收利用的伴生气平均热值, TJ/Nm3。需要实际测量, ;
EFCO2, Methane——CH4的二氧化碳排放系数, t CO2/T J。这里采用保守算法。根据方法学的要求, 取54.834 t CO2/TJ, 不需监测。
(2) 计算项目减排量, 使用的公式是:
其中, PECO2, fossilfuels, y——回收、预处理和输送伴生气过程消耗化石燃料所产生的排放量, t CO2e;
PECO2, elec, y——回收、预处理和输送伴生气过程消耗电能所产生的排放量, t CO2e。
以上两者按照最新版本的“化石燃料燃烧导致的项目和泄漏的二氧化碳排放计算工具”和“电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算工具”进行计算。
(3) 计算泄露排放量LEy。计算方法与项目减排量计算采用的工具相同。
最终, 计算总排放量。即:
5 监测方案
方法学CM-029-V01规定需要监测的参数仅有两个:气体总收集量VF, y和收集气体的平均净热值NCVRG, F, y。其中前者使用的监测器具是流量表, 用点测的方式在预处理厂的出口处 (即图1的F点) 连续测量气体量;后者采用化学分析的方法, 首先定期采样, 然后根据相关国际标准分析质量组成, 再根据质量组成比例对各种气体组分的净热值进行加权平均, 算得平均净热值。组分分析和净热值计算每月至少实施一次。
采样和分析需遵循国际标准, 如表1所示。
6 结束语
通过研究中海油海上伴生气回收利用项目CCER开发的方法学, 通过边界划定、基准线情景识别、额外性论证、减排量计算监测方案等内容可以看出, 海上伴生气回收利用项目具备CCER开发的基本条件, 有适用的方法学, 监测参数简单清晰, 监测设备和程序明确。已有注册和签发为CDM项目的案例, 属于CCER开发的优质项目。以此伴生气回收利用类自愿减排项目的探索为鉴, 期待能有更多类型的项目可被设计开发并申请备案, 为项目带来更多经济价值。
参考文献
[1]李婕, 王伟峰, 李承义.加强我国碳资产管理之我见[J].电力技术经济, 2007, 19 (5) :39-42.
[2]谢正武, 刘健平, 苏新, 等.中央企业参与碳交易机制的方案研究及建议[J].中国能源, 2013, 35 (9) :22-25.
[3]陈一然, 姜海凤.中国海洋石油总公司温室气体盘查项目工作实践与经验[J].低碳世界, 2013 (2) :54-59.
[4]吴世亮.我国应尽快介入国际碳交易并积极发展碳金融市场[C]//北京中青年社科理论人才“百人工程”学者论坛.2009.
高效开发海外油田浅析 篇7
1 海外独资油田高效开发浅析
海外独资油田一般由我方担任作业者, 是我们进行开发生产管理的重点和提高油田开发效率的主战场。
1.1 开发建设基本理念
海外油田开发建设与国内不太一样, 我们不能按照“建设百年油田”的思路去建设和开发, 而应在有效的合同期限内做到高效开发, 使我方利益最大化。进行海外油田高效开发的一些基本理念有:
(1) 当以经济效益为中心, 做到“储量、产量、安全、成本、效益”五统一。
(2) 坚持老油田稳油控水降本增效保稳产。
(3) 坚持新油田勘探开发一体化快速上产。
(4) 对油田钻采工艺和地面建设无特殊要求时, 应尽量简化工艺流程, 控制投资, 降低成本, 快速建产。
(5) 开发生产应尽量采用资源国成熟又实用的工艺技术, 避免片面强调国际和国内标准、技术水平等。
1.2 老油田保稳产
1.2.1 开发中后期老油田的一般特点
海外油田开发项目, 多是一些开发中后期油田, 即, 已开发了多年的油田或主体部分的钻井、地面设施已全面建成投产的油田[1]。这类油田在俄罗斯-中亚地区尤为突出, 其主要特点有:
(1) 油田采出程度高, 一般已采出可采储量的60%左右;油田综合含水高, 一般为80%左右。
(2) 注水开发和天然能量驱并用, 主力油层多数已见水, 而且往往高含水。
(3) 主要开发层系经过井网加密, 储量动用程度一般较高。
(4) 油田主体采油工艺比较完善, 油井、水井井下技术状况恶化, 停产井、事故井、报废井数量多。
(5) 油田地面建设各系统工艺流程比较完善, 设施较为齐全, 但地面管网、主体设备、水电路讯基础设施陈旧老化。
对于这些特点, 应具有清醒的认识, 做好应对难题的思想准备。
1.2.2 实现老油田高效开发措施
中后期老油田开发生产历史长、井网密度大、油水井数量多, 积累的各项技术资料比较齐全充足, 有利于对油田开发生产中出现的各类矛盾和问题进行分析研究。尤其是要利用好已有资料重点分析当前油田开发中存在的主要问题和矛盾, 积极寻找相应的高效开发增产稳产措施。
针对老油田增产稳产难度大、高效开发难的实际情况, 一般采取的主要措施有:
(1) 精细构造解释, 实施滚动开发, 在老油田附近寻找新层、新块, 增加新储量。
图1 Mynteke油田南区构造精细解释新旧方案对比
经过精细构造解释 (图1) , 2011年在M y n t e k e油田南区新构造上部署了一口扩边井M-42。投产后, 在三叠系处喜获工业油流, 展示出良好的滚动前景, 初步估算增加地质储量 (K1v+T) 12万吨。
(2) 精细油藏研究, 摸清剩余油分布规律, 做好剩余油挖潜工作。
通过细化地质建模、精细油藏描述等一系列综合研究, 发现SZK油田驱动方式以底水驱动为主, 剩余油平面上富集在构造高部位、两翼和油水过渡带、无井网控制区;纵向上K1v (1) 、 (2) 小层较富集;井间在K1v顶部60m以内, J2底部120m以内的油藏水淹程度较高, 之外富集剩余油 (图2) 。
依据剩余油分布规律, 2011年在SZK油田部署并完钻3口开发井, 其中中区高部位剩余油挖潜2口, SK-57和SK-58, 油水过渡带剩余油挖潜1口, SK-59 (图3) 。8月17日至9月5日陆续对3口挖潜井进行投产, 初期平均日产油6.1方, 含水1.5%, 投产效果较好, 全年增油1800方。
(3) 在注水不足, 甚至还未注水的井区, 强化注水, 完善注采井网, 提高水驱控制程度及恢复地层能量。
(4) 根据自身油藏特征、储层物性和开发现状, 研究“层系转换、调层补孔、储层改造、找水堵水”等措施的可行性, 做到“稳油控水”。
交割后对SZK油田实施了一系列综合调整措施, 实现了“一稳、二降, 一升”:一稳:20万吨稳产三年, 综合含水稳定;二降:综合含水上升率下降 (图4) , 递减率下降;一升:采收率提高, 可采储量上升。油田精细开发效果较好, 多次受到国际机构的表彰。
(5) 在油田边缘地带、断层边角地带、井距偏大井区钻零散调整井, 以加密井网, 进一步提高采收率。
(6) 依据开发情况, 适时完善主体采油工艺系统。
油水井在开发前期所采用的采油方式、注水方式等, 经多年的开发生产实践考验, 一般比较实用有效。但油田进入中后期高含水、甚至地层因能量亏空脱气阶段后, 以前的注采工艺系统是否仍然适用和有效, 值得商榷。
在上述工作的基础上, 编制一个综合、高效可行的开发老油田、提高采收率的调整方案, 以指导老油田的开发工作, 将起到事半功倍的效果。
1.3 产能建设新区快上产
产能建设新区, 从勘探发现到油田建产, 整个作业过程都由我方来操作, 前期投资较大, 故“快速上产, 早见份额油, 早见经济效益”势必成为其开发工作的核心。做好新区产能建设和高效开发一般应遵循以下原则和做法:
(1) 做好勘探开发衔接和一体化运行工作, 在勘探取得突破后, 开发应提前介入, 确保油田尽快投入试采, 实行“边勘探、边试采、边滚动、边开发”。
(2) 及早准备地面建设工作, 以“简易适用”为原则, 以“边建设、边上产”为策略, 做到地面建设与开发生产无缝结合。
(3) 需对新区油田及早开展局部注水开发先导性试验, 探索合理注采井网, 实现油田长效开发。
F项目R区块产能建设新区, 是H公司在哈萨克斯坦自主勘探、自主发现, 预计新建产能规模达50万吨级的油田。2008年R区块勘探突破后, H公司及时进行了试采方案的编制和报批工作。2009年6月以后, 各油田陆续投入试采, 当年产油2.68万吨, 2010年产油6.567万吨, 实现了突破性发展 (图5) 。
1.4 难动用储量
不同的海外项目具有不同的地质条件, 不同的地质条件决定不同的难动用储量类型, 针对不同的难动用储量应采取不同的开采技术进行开发。
H公司下属油田存在的主要难动用储量为稠油油藏储量, F项目稠油地质储量1544万吨, 目前仅动用251万吨。为提高这部分储量的动用率, 正在进行的主要技术储备、技术调研及下步拟采取的主要措施有:
(1) 强化采油管理, 提高稠油油藏产量。
K油田含油面积1.86k m2, C1+C2地质储量1045.5万吨, 2010年2月份投入开发, 效果不理想。在通过强化措施运行, 加快扶躺井力度;优化工作制度, 适时提液放大生产压差等一系列强化采油管理后, 取得了较好的实施效果, 日增油13方左右。
(2) 稠油热采, 提高单井产能和稠油油藏开发效果。
(3) 积极调研稠油携砂冷采技术。
(4) 加强油藏与工程技术结合:在SZK油田南区实施定向井/水平井开发, 提高稠油储量利用率。
2 合资油田高效开发浅析
对于合资油田, 作为投资者, 而非作业者, 我们不能过分地强调采收率和稳产期, 而应强调和重视合同期内油气田开发的高速度、低投入、快产出和高效益。这种观念与我们操作开发海外独资油田的观念是不完全一致的。参与合资油田开发的一些具体做法有:
(1) 充分利用股东条款、股东大会、财务委员会等机制, 管理好各项投资额度、原油销售、关联交易、利润分红等。
C项目是H公司在哈萨克斯坦于2010年9月31日以15亿美元收购的项目。交割后, H公司迅速成立C项目管理小组, 认真研读股东协议, 积极利用CFO职责和派驻观察员列席相关会议等方式, 加强原油销售、关联交易、利润分红等三大方面的管理, 取得了显著经济效益, 2011年回收资金3亿美元, 占总收购款的20%。
(2) 充分利用技术委员会、各种方案审查会等机制, 参与到合资项目重大技术决策和方案审批、调整中去。
F项目Z油田, 是位于滨里海盆地南部阿斯特拉罕—阿克纠宾斯克古隆起带西侧的一个盐上小型油田, 我方占20%权益。自2009年4月投入开发以来, H公司强化管理力度, 利用技术委员会制度, 积极参与其重大技术方案和措施的制定, 适时提出合理建议, 系统掌握和监控各项生产情况, 使得Z油田产量逐年稳步上升 (图6) ;并于2010年12月全部还清我方提供的贷款和利息。作为股东, H公司从2010年12月起开始分红, 以目前8万吨的年产量匡算, 每年可获得1200万元人民币以上的净利润。
(3) 作为股东方, 主张“能先利用天然能量一次采油后再注水开发的油田, 就先不注水开发”, 以减少投资额度。
(4) 作为股东方, 主张“在确定油田开发层系划分和井网井距时, 只要能保证油田有较高的开采速度和理想的经济效益, 便可以简化层系, 稀井高产”。
(5) 作为股东方, 主张“在确定单井产量时, 只要不影响合同期内单井累计产油量, 就应尽量提高单井产量生产, 无需考虑或强调稳产多长时间”。
(6) 紧密跟踪、及时掌握项目生产经营情况, 对生产中出现的问题提出我方建议。
(7) 加强我方对合资油田的技术研究和生产跟踪, 以利于提出高质量的技术方案建议和解决技术难题的办法。
3 新认识和体会
在不断的实践和探索中, 就如何高效开发海外油田, 取得了一些新的认识和体会。
(1) 建立健全全资和合资公司两种管理模式是高效开发海外油田的关键。
全资区块实行集中管理、授权有度的管理体制。合资公司以监管为主, 并根据所占股比大小、勘探开发重要性、作业者的势力强弱等实际情况采取不同力度的监管措施 (图7) 。
(2) 建立健全开发生产管理制度是高效开发海外油田的保障。
(3) 深化地质综合研究, 不断扩大储量规模, 为海外油田开发奠定资源基础;加强集成技术应用和攻关, 解决以提高油田采收率为重点的一系列重大技术课题, 实现油田增产上产;加强科技研究和创新, 形成适应海外发展需要的技术系列, 促进科技成果转化;加强重点区域、重点项目研究, 为新项目开发提供技术支持。
(4) 加强与国内外油田院所和研究机构进行合作, 建立完善的海外技术支持体系。
(5) 新、老油田, 独资、合资油田之间应相互借鉴开发管理经验, 开展技术交流等, 以获得更好、更高效的开发。
4 结论与建议
(1) 熟悉合同条款是高效开发海外油田的前提, 建立健全油田管理模式是高效开发海外油田的关键, 建立健全管理制度是高效开发海外油田的保障, 拥有完善的海外技术支持体系是高效开发海外油田的强大后盾。
(2) 建议对老油田实施综合调整保稳产。
(3) 建议对产能建设新区油田做好“勘探、开发、地面建设”衔接, 快速上产。
(4) 建议充分利用各种参与机制, 以“抓经营、管投资”为核心开发好合资油田。
参考文献
[1]韩学强.开发海外油田的技术思路与增产措施[J].石油科技论坛, 2010 (04) :56-59
[2]高丹丹, 伍国勇等.Mynteke油田稳产方案综合研究[R].2010
[3]黄艳梅, 蔡新明等.SZK油田主力区块主力层系开发调整综合研究[R].2010
油田开发项目 篇8
青海油田花土沟油田位于柴达木盆地西部坳陷尕斯库勒断陷亚区内狮子沟构造花土沟高点, 地下构造是一个被断层复杂化的不对称的短轴背斜。地面构造为东翼缓而西翼陡近南北不对称短轴背斜构造。地层为第三系上新统上油砂山组 (N22) 下油砂山组 (N21) 中下部及上干柴沟组 (N1) 和下干柴沟组上段 (E32) 地层, 构造遭受严重剥蚀, 核部出露, 断层相当发育。油田受构造控制, 形成了以背斜圈闭为主, 断块圈闭为辅以及构造-岩性圈闭等三种圈闭类型。属于层状边水油藏。
2 花土沟油田开发现状
花土沟油田为青海油田采油三厂主力油田, 整体开发已逾40多年, 现年产量约16万吨, 逐年呈递减趋势, 近几年产量, 近年注水量约70万方, 地层相对稳定, 花土沟油田原油具有“三低二高”特点, 即:密度低、粘度低、含硫低、含蜡高、含盐高的特点, 为难采油田。
2.1 开发整体情况
花土沟油田2012年全年数据分析综合含水先升高后降低, 液量整体程降低趋势, 日产油有所降低, 具体情况如图1, 由于上半年开展精细化管理对油井采取一井一侧, 优化机采效率成果显著, 泵效成呈上升趋势如图4, 但是近年来花土沟油田整体动液面下降, 沉没度先降低后升高, 综合含水大幅升高, 现为65%, 同时部分层位出现不吸水, 水淹等情况, 因此现开发阶段为油田稳产开发关键时期。
2.2 措施、新投情况
花土沟油田2012年大型措施压裂井为18井次, 15口井效果显著, 其中花H6井压裂前日产油2.8吨, 压裂后产油13.2吨, 含水平稳;N7-14-4井压裂前日产油2.1吨, 压裂后日产油8.1吨, 现平稳日产液量7.5吨, 产油6.2吨。
花土沟油田截止11月20日共有24口新井投产, 8口油井转注, 目前10口新井日产油5吨左右, 累计产油426.6吨。从2012年年初到目前, 在措施、新投贡献率约打到为总产量5%。
3 花土沟油田发展趋势
根据以上数据显示花土沟油田现逐渐步入开发中后期, 高含水浮动期, 为稳定含水, 并在该基础上加强地层能量亏补, 稳定原油产量, 花土沟需开展好以下工作。
3.1 加强资料录取, 提供准确的分析数据
(1) 取全取准各项油水井资料, 为开发提供有力保证。结合技术部门制定的规定, 油田严格按照取样制度及时取样。对单井产量变化较大的井, 及时监控, 及时取样, 查明产量变化的原因, 预测可能带来的结果及下步采取有针对性的措施。
(2) 加强每月两次动液面、油井每周一普查资料的录取, 并对异常油井加测功图及动液面, 分析制定六小措施运行表, 责任到人, 并督促落实, 为原油稳产提供保障。
(3) 及时取准取全重点井的资料, 为开发提供准确的分析数据。今年开发部门对油田X油组进行的探索, 2012年作业区共打井24口, 对于新井做到第一时间取全取准各项资料, 为开发提供有力保障。
3.2 精细可控注水
大力宣传重视注水工作, 制定一系列注水管理办法及规定, 要求岗位员工巡检必须定时定点记录做好资料的录取, 确保资料齐全准确。在水井上, 重点做好可控注水, 在按要求做到周期洗井的基础上, 做到平稳、严格按配注量注水, 对水井洗井做到分时间段洗, 保证注水压力波动不过大。
3.3 加强高频井治理
由于花土沟油田油井析蜡温度23℃, 油层温度低, 油井一般从700m左右开始析蜡, 加之部分油井出砂严重, 影响油井免修期。今年以来, 花土沟油田油井井况发生变化, 根据蒸汽洗井的特点, 在部分井上继续利用蒸汽洗井。同时, 对水洗油井加强过程监控, 保证洗井质量;对于蒸汽、水洗效果差的油井, 如N8-3-3, 由于该井套管错段较浅, 作业区根据时实功图, 采用加清蜡药剂进行维护, 并制定合理的周检周期。同时, 作业区建立检泵预警机制, 根据检泵作业现场情况 (出砂、结蜡、结垢等) , 制定合理的检泵周期, 杜绝油井管柱蜡堵死, 油井管柱砂埋导致大修情况, 同时根据修井情况及动液面情况, 上提适当泵挂, 适当减小生产压差, 在保证产量的情况下, 减缓地层出砂。同时, 制定相应的检泵周期, 防止砂埋管柱造成油井大修, 确保油井生产效率高效。
同时需要加强技术部门沟通, 建立健全各项措施台账, 及时反应作业区出砂、结构和含蜡情况, 和技术部门协商制定相应的防蜡、防砂措施, 并进行效果跟踪。
3.4 加强加快油田数字化建设
2011下半年油田慢慢建立了注水自动流量仪系统和功图远程传输系统, 2012年下半年已经全部普及, 大大提高了油田工作效率, 同时加快了问题井的及时解决, 给措施跟踪井给予了极大的帮助, 但是给予我们极大方便的同时也带来了相应我问题需要解决, 注水自动流量仪经常会出现故障后大排量注水、水表堵塞停止注水、水表失灵;功图传输设备价格贵但极易损坏、作业措施期间必须回收, 待回复后安装等等问题, 这需要厂家技术人员和油田生产技术人员不断的去沟通探索, 去研究去更合适、高效的设备, 去建设标准的数字化油田, 为油田开发提供宝贵的信息。
4 结论与认识
(1) 加强资料录取, 准确记录油田各个时期的动态资料, 为油水井措施提供准确的信息。
(2) 精细化注水, 对层位不吸水、水淹需及时采取相应措施, 否则逐渐会导致整个井组减产或是水淹。
(3) 加强高频井的跟踪, 及时分析高频井原因并采取相应有效措施。
(4) 不断推广和发展成熟的配套技术, 针对油藏开发特征及存在的问题采用相对应的技术手段, 是稳定并提高产量的有力保证。
参考文献
油田高效开发配套技术研究 篇9
吉林油田在十一五期间, 实现了“三个翻番”即利润、工程技术服务外部市场收入实现翻番, 相关产业收入实现翻两番, 吉林油田之所以能够取得这些成就, 得益于油田高效开发的配套技术作为强有力的支撑。
2 油田高效开发配套技术研究
2.1“小层对比”及砾岩体研究技术
1 9 6 2年为了实现“要把地下油层上下关系搞清楚”的研究目标, 学习了大庆油田的经验, 也通过碎屑沉积油层油砂体研究组的深入研究, 以“小层对比”的方法将吉林油田的油层划分为四个沉积回旋级次, 按照油层特性又分为油层组、复油层和单油层。1960-1963年共进行了多次地层对比, 吉林油田研究工作取得了六大发展、六大成果, 建立了四套研究方法。
2.2 保持油层压力与长效增产措施
从吉林油田的地区性的特点来看, 不同地区油层内的阻力和井筒内的阻力相差很大, 影响油层内阻力大小的主要因素是油层的流度和油水粘度比。吉林油田长期高产稳产的注水开发技术, 主要由油田开发动态检测技术, 准确的油田开发过程指标测算技术, 层系细分、井网加密调整方案的研究, 高含水期采油配套工艺, 拓展地面原油集输及水处理系统。
2.3 先导性矿场试验
随着吉林油田生产规模的扩大, 油层越来越复杂, 做好先导性矿场试验是有必要的。根据吉林石油的开发里程来开, 每次重大决策都是依据大量的科学实验, 遵循了油田开发进程和变化趋势而定的, 做好了油田年开发的超前准备。先后组织了多项的油田开发矿产试验, 主要进行了一下几种先导性试验, 暴露油田开发、合理开发油田、改善油田开发效果、了解全过程开采规律、落实工艺技术、提高采收率等。
2.4 稳油控水技术
中、高含水的油田开发分为提液开发模式、稳液开发模式和稳油开发模式。吉林多个片区的油田在高含水中、后期开采阶段, 为避免前两种开发模式的弊端, 结合了油田液油比急剧增长、地面工程难以适应、油层非均匀质严重而导致各类井、层开采不平衡的实际。稳油控水技术是吉林油田综合学习的一项重大技术突破, 并且形成了高含水期“稳油控水”结构调整的新概念、新技术和新方法, 同时在0.2m以上薄层开采中, 形成了地质、油藏、测井、钻井和采油工程综合配套技术。
2.5 表层储层开发技术
近年来的室内研究及矿产试验表明, 泥质粉砂岩和粉砂质泥岩为主的储集层当中大多数在现有的工艺技术条件下仍有一定的出油能力。该技术首先研究表外层的储层的地质特征, 同时确定了其含油结构, 将储集层划分为斑块状结构、薄层状结构和条带状结构, 然后确定了储集层的平面分布模式, 最后确定表储层计算参数, 进行地质储量计算。
2.6 外围油田开发技术
外层油田开发成了吉林油田稳产的另外一个重要方面, 通过沉积环境描述技术、目的层砂体预测技术、相对高丰度的优选技术、开发井井位设计技术、滚动的实施组织管理方法和实施过程当中井位设计的在优化技术、以砂体为基础的主材系统设计方法、开发指标和数模结果差异放大技术等适用于外围低渗、低产、低丰度的油藏开发技术。同时, 通过早注水、早分层注水、较高水驱控制程度、较高注水比、高标准注入水水质、适时调整注采系系统的注水开发技术, 实现了多年稳产。
2.7 三次采油技术内的聚合物驱油技术
吉林油田通过聚合物驱油技术公关, 不仅丰富了非牛顿流体力学在油藏工程中的应用, 而且也带动了石油化工、机械等行业的发展。提出了聚合物溶液的粘弹性是提高驱油效率的关键因素, 发展了聚合物驱溶液粘度和渗透率下降系数预测模型, 建立了聚合物驱分子量及用量优选技术, 形成了国产化程度高的“集中配置、分散注入”的地面配注工艺技术、形成了聚合物驱采出液处理技术、开发了高温油藏聚合物驱技术、开发了聚合物驱防窜技术。
2.8 油田动态分析
合理开发油田, 掌握不同阶段的开发效果和特点, 掌握和了解油田地下油、水分布状态及油水运动规律, 从而对油田开发不同阶段过程中出现的问题提出解决措施。通过切割区动态分析解决好了层间矛盾、平面矛盾和层内矛盾, 利用了水驱油效率的现场试验、室内试验和动态分析资料、调整不同注水井的配水强度、调整不同方向的油井分层采油进度、钻检查井调整注水系统等解决这几大矛盾。同时通过了解油田生产概况、研究油田动态基本特点和总趋势、总结开发经验等动态的分析油田生产状况。
2.9 取全取准第一性资料
取全取准第一性资料是进行油田开发的重要基础, 为搞好油藏研究、油田开发方案设计、井网部署、开发调整、油田动态分析等的重要依据。这一项配套技术可能技术含量不高, 但是能够长期坚持进行资料的收集与整理, 并从中吸取经验教训, 提高今后油田开发的效率具有重要的理论指导意义。
3 结束语
随着油田开发配套技术的革新, 油田开采进入了一个新的发展时期, 为了应对新时期的挑战, 应当在加强技术的基础上, 抓好油田开发队伍的建设工作。主要对采油矿、采油队、勘探开发、油田建设与设计、采油工艺研究、井下作业、测井公司和后勤服务等队伍的建设, 贯彻重要思想, 落实前沿技术, 让“科技是第一生产力”在油田高效开发上发挥重要的作用。
摘要：能源开发和利用是新时期每个国家都必须面临的重大问题, 我国复员辽阔, 具有丰富的石油矿产资源, 而随着社会能源需求逐渐增大, 自然资源贮藏量越来越少的情况下, 加大科技对油田高效开发的支撑作用, 提高开采效率和质量是当务之急。本文吉林油田为例, 总结了当期油田高效开发的配套技术, 并用实际的案例来进行支撑, 达到科学技术向生产力的转化。
关键词：油田开发,配套技术
参考文献
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