油田开发工作总结

油田开发工作总结（精选8篇）

油田开发工作总结 篇1

2013年监理工作总结

月东油田开发项目开工至今，已经历了4年的施工期。回顾今年的监理工作，有收获同时也伴随着诸多的压力与挑战，从监理部的内部管理到与业主及施工单位的协调配合，从施工现场的监理工作成效到业主对我们监理部的工作认可程度，期间经历了多方面的考验，也体现出监理工作存在的不足之处，但是在磕磕绊绊一路走来的同时，也积累了非常宝贵的工作经验。

现将本的监理工作分几方面进行总结。

1、本施工任务完成情况

（1）本BCD岛生产设施项目陆地模块预制工作于今年9月全部完成，现场监理

人员也于9月底从天津陆地预制现场撤回盘锦项目部。

（2）B岛生产设施项目海上安装工作已完成，并于11月5日开始投产。（3）BCD平台岛体建设工程今年全部结束。（4）D岛高桩码头于12月中旬结束。

（5）C岛生产设施预制模块已经就位，计划明年开始安装。

2、项目部人员分工及内部管理情况

项目部于3月份进行了总监调换，由于工作需要，原总监赵野调离本项目部，由原天津陆地预制建造组组长马庆斌接替。

本项目部新入职员工3人，总计成员共11人，除总监及一名文控员外，其余成员分成3组，包括海上生产设施项目组（4人）、平台岛体建设项目组（3人）、天津陆地预制建造组（2人），每组设一名专业组长。由于平台岛体原组长于孝良由于个人原因于5月份调离本项目部，所以平台岛体建设项目组的后期工作由总监直接安排。

由于本项目施工的特殊性，监理人员必须在岛上现场办公，三个岛分别派驻监理人员并长期驻岛，使监理部始终处于分散管理状态，人员很难集中到一起，给管理工作造成了很大的难度，只能抓住有限的时机及电话沟通才能给员工进行一些必要的培训及交流，并且岛上网络信号较差，公司下发的通知及与员工有关系的一些文件，需要较长时间才能流转完毕，给项目部档案管理及公司相关部门的工作也带来了许多不便。

项目部后勤保障工作设在陆地驻地，由于监理人员上岛采取轮换制，员工上岛工作10天左右，能回到陆地1到2天，所以每个工作面始终保证有1人在陆地进行其他的相关工作。考虑陆地驻地人数有限，项目部未专门设置伙食点，只是给每个租赁房屋配置生活及厨房用具，员工自行解决一日三餐，项目部也会定期组织员工聚餐或购买食品用于改善员工伙食。

自公司于9月份实施给员工增加生活补贴及活动建设经费以来，项目部定期为员工补充生活必须用品及其他方面的相关待遇，有效提高了监理人员的工作热情。每位员工都切实感受到了公司对员工生活上的关心，在温暖人心的同时，也增加了员工对国信公司的忠实度。

3、现场监理情况及工作当中所面临的困难

BCD三个岛分别委派监理人员对现场的施工质量、进度及安全进行控制与管理，但是由于种种因素，也给现场监理工作带来了很多困难。

1)施工质量与进度之间的矛盾及各承包单位与业主之间的关系给监理单位增加了许多工作上的困扰。

由于本项目由多家承包单位共同参与完成，且多数为业主指定承包商及分包商，在一些问题的处理上监理单位常处于进退两难的境地。在施工质量方面，监理单位应按

相关规范及要求进行严格有效的控制，但同时也避免不了与施工进度之间产生矛盾，有时在一些问题的控制上会违背了业主的意愿，出现了“管也不是，不管也不是”的现象，考虑监理单位是受业主委托实施现场的监理工作，所以处理问题必须理解及掌握业主的意图，在现场施工质量与进度控制方面要具有较强的灵活性，既要满足业主的需求，又要避免出现大的问题而承担相应的责任，这无疑给监理人员在工作上增加了难度。而做为总监必须与业主经常保持沟通，同时也加大了与各方之间的协调工作，在履行监理职责的同时，尽量维护各方的相关利益。

2)监理单位费用控制的权利缩小而影响了现场监理工作实施力度。

业主与承包商之间在阶段性施工费用结算时，往往只双方之间进行商议，而监理单位只对施工单位所上报的已完成工作量进行确认。尤其涉及工程变更及额外增加的工作量，业主会直接与施工单位就双方利益进行协商，而监理单位对相关补充协议及会议纪要等内容并不了解。

业主与施工单位之间有时会因一些经济利益产生分歧，施工方往往会采取消极的方式处理，如故意拖延工期或当施工完毕后拒不提交施工资料等，而监理单位所采取的措施只能是下发监理通知单及在例会上进行口头督促。由于就双方的实质性问题，业主并未要求监理方参与，所以导致在一些问题处理上监理的工作力度缩小，口头指令及书面通知有时得不到及时回应。

3)针对问题的处理理念对工程的质量、进度、投资所造成的影响。

建设单位始终持有“加快进度、减少投资”的态度，就一些问题的决策往往给施工质量、进度、投资带来很大的影响。

B岛目前已经投产，但仍有许多遗留问题未得到妥善解决。在投产之前，虽然进行了系统调试，但相关的问题也随之出现，如阀门泄压、个别设备存在运行故障、中

控室远传信号有误等一系列问题，在这些问题还没得到妥善处理之前便急于投产，给投产后的后续工作带来了不利影响。

C岛高桩码头由于建设单位为节省项目投资，桩基未采用钢管桩而使用PHC管桩，受多方因素的影响，其中19根桩发现了不同程度的裂缝。C岛生产设施预制模块在5月初已经开始运输并准备上岛安装，无奈只能暂时离开并存放在山东烟台码头。而在PHC桩质量问题的处理上，监理单位一直与建设单位沟通，希望尽快委托检测单位进行检测并提出解决方案，以尽快组织施工单位进行实施而保证C岛模块在短时间内能上岛安装，但期间建设单位与施工单位在问题处理上一直有所分歧，施工单位为争取相关利益一直推脱责任，直至6月25日才组织相关检测单位及专家召开C岛码头结构评审会并就桩身裂缝问题的处理意见达成一致。然而会议结束后，建设单位已施工单位因PHC桩修补费用及其它相关问题一直未协商妥善，导致C岛码头的修补工作一直拖延到9月份才开始正式施工，10月中旬修补完毕，而C岛预制模块11月7日才运到岛上施工现场并就位，而此时已进入冬季，岛上已不具备现场安装条件，只能延迟到来年气候允许的条件下开始进行安装，这无疑严重影响了C岛的整体施工进度。

D岛由于后期探测发现地下石油资源缺乏，继续开发价值不大，所以建设单位采取放弃D岛生产设施建设项目。而D岛岛体工程已经结束，高桩码头的建设费用也已经投入，所以只能最后将高桩码头施工完毕，这无疑给整个项目投资带来了巨大的损失。

4、监理工作存在的不足之处

1)监理人员的工作经验与专业技术水平不足。

由于本项目所涉及的专业比较广泛，现场的工作量也比较繁多，所以对监理人员的专业技术水平有很高的要求。而现场监理人员在工作中所表现的业务水平参差不齐，所涉及到的专业知识掌握深度不够，在一些技术问题和质量问题的处理上，往往拿不出具有决定性的可行性建议。年龄偏大的监理人员不要求上进，而新入职或者年轻的监理人员又工作经验不足，而且许多员工对监理程序了解程度不够，文字表述能力及监理资料的编制整理水平欠缺，使总监及文控员的工作量加大，也使业主对现场监理工作的能力偶尔会提出质疑。另外由于工作条件有限，监理人员多数时间是在岛上，很难进行集中培训或交流，只能通过电话处理一些问题，也影响了监理人员业务水平的提升。

2)监理人员的沟通协调能力及个人的职业素质给监理企业形象带来不良影响 与各方的协调工作是监理工作的主要内容，但是有的监理人员由于自身的沟通协调能力不足，给本项目监理工作带来一些不良影响。个别监理人员处理问题不以工作角度出发，只看重自己的个人利益，没有体现出良好的个人素质及职业道德，损害了监理公司的企业形象。

3)项目总监的本职工作经验有待进一步提升

项目总监的工作经验不足也影响了建设单位对本项目监理工作的认可程度。虽然本监理工作未出现一些大的不良问题，但是做为总监仍存在许多问题需要改善，如处理问题有时不够稳妥、决定问题不够果断、专业技术知识不够广泛等。通过本的工作历练，也完全认识到自己的不足之处，希望通过不断地学习及总结经验教训来使工作能力得到进一步提升。

5、监理工作成效及明年工作主导方向

本监理工作虽然存在一些不足，但依然取得了良好的工作成效。BCD岛生产设施陆地预制工作完成、B岛系统投产、BCD平台岛体建设工程全面结束等，监理单位在施工过程中起到了积极的作用，在一些重大问题的处理中始终坚持原则，所下发的工

作指令基本得到有效处理，提出的建议也能得到建设单位的重视并采纳，基本完成监理服务合同所约定的相关内容。

明年的主要工作集中在C岛上部设施的安装，监理部一定总结2013年的经验教训，积极改正以上存在的不足问题，以公司的企业利益出发，争取能得到公司及建设单位的全面认可。

油田开发工作总结 篇2

在油田高度开发的情况下,油藏地质条件越来越复杂,低序级断层及微幅度构造等对开发效果影响逐渐明显,精细构造研究迫在眉睫。同时,油田开发已逐步由油藏的主体转移到油藏的边部,由厚层块状油藏转移到中~厚互层状油藏。

总之,常规的采集方法已不能满足现在的需求,高精度三维地震采集技术就应运而生[1]。

2 高精度小面元三维地震资料

高精度三维地震技术是以常规三维地震理论为基础,以提高地震分辨率和地震偏移成像精度为手段,以实现目标勘探开发为目的的三维地震采集、处理、解释系列技术的统称[2]。

SG地区高精度小面元三维地震资料总线束108束,总炮数40941炮,满覆盖面积204.67 km2,原始地震数据道311151600道,相当于常规采集的8倍。

高精度小面元三维地震资料在构造解释时具有很多优势:

(1)面元小,信息量丰富,更精细描述了井间地层变化。

(2)主频提高,分辨薄层的能力增强。

(3)断面清晰,分辨低序级断层能力提高[3]。

3 构造研究与应用

构造研究对油田开发中后期地质工作至关重要,尤其是构造因素产生的微断块和岩性因素产生的微构造。这些微构造直接关系到油田的开发水平与最终采收率的高低[4]。

本论文主要对精细层位标定、低序级断层及微幅度构造进行研究与应用。

3.1 精细层位标定

精细层位标定是三维地震解释的最基础、最重要的步骤。在油气藏的勘探开发过程中,地震层位标定是地震资料构造解释和地震储层研究的基础[5]。针对高精度小面元三维地震资料,主要对密度曲线和子波选取进行研究。

(1)密度曲线。

制作合成记录时,常用Gardner公式ρ=0.31ν0.25来求取密度,而很少用实测密度,在岩性变化不大的地层中,这种方法对于标定厚层是可行的,但对于高分辨率资料中的薄互层地震响应来说,合成记录密度参数的准确性不容忽视[6]。

对SG油田Du207井分别用计算密度和实测密度进行合成记录制作,两个合成记录不但振幅差异较大,而且与地震剖面的相似性也有很大区别,用实测密度的吻合度明显高于计算密度。

(2)子波。

高分辨率地震资料从浅层到深层频率变化较大。通过井旁地震道提取子波制作合成记录可以有效提高匹配程度。通过井旁地震道提取最佳子波,实现合成记录与原始地震数据的精细对比,获取准确的时深关系。

通过优选密度曲线和子波,进行精确层位标定工作,提高了地质层位与地震同相轴匹配的精度,为微构造解释奠定了基础。

3.2 低序级断层

常规地震资料浅层可分辨10 m以上断层,而中深层由于地震波吸收衰减,主频及信噪比降低,能分辨20 m以上断层[7]。SG地区高精度小面元三维地震资料结合完钻井资料,较易识别出10 m以下断距的低序级断层。

SG油田Du80块XLT油层顶界断块较复杂,且断距较小。断层断距为5~15 m,开发井较密处依靠井间对比落实断层,井位较稀疏部位断层需要利用高精度地震资料落实。

高精度地震剖面上断层同相轴错断较易识别,结合完钻井资料对低序级断层进行精确落实。同时利用相干体切片落实断层平面走向。平面、剖面相结合,有效落实低序级断层。

3.3 微幅度构造

SG油田Du66块DJT油层火驱方案项目中,原构造是在早期井控程度低情况下完成的,本次研究结合不断丰富的完钻井资料对DJT油层顶界构造重新落实,最终与原构造相比,取消块内3条断层,经高精度小面元三维地震资料解释,认为剖面上反射不连续,较杂乱,发育叠瓦状及丘状地震反射,是多套砂体叠置造成的微幅度构造,而非发育断层。

同时结合开发动态资料验证断层是否落实,为油藏储层研究奠定基础。北部取消断层处Shu1-43-532井于1999年12月注水,月注水2 000 m3左右,注水后原断层另一侧的Shu1-43-032井立即见到反应,表现为含水迅速上升至90%以上,日产液稳定在10 t/d左右,说明该断层不存在。充分利用生产动态资料,有效验证了高精度小面元三维地震解释微构造的准确性。

开发后期微构造落实程度直接关系到油田开发水平,高精度小面元三维地震资料发挥其独有优势,在构造解释研究中发挥着积极而重要的作用。

4 结论

SG地区高精度小面元三维地震资料的采集,开辟了开发地质构造解释的新篇章。逐步利用高精度地震资料分辨率较高的优势,进行切片技术、地震属性技术及储层反演技术的深入研究。

摘要：随着油藏地球物理技术的发展,地震资料在油田开发地质工作中发挥的作用日益明显,尤其是落实开发区块构造特征。高精度小面元三维地震资料具有较高的分辨率和信噪比,剖面上断点清晰,低序级断层、微幅度构造等反射特征清楚。与开发区块内完钻井资料及动态生产资料结合,能更好的反映区块低序级断层及微幅度构造特征。

关键词：高精度小面元,开发地质,构造,应用

参考文献

[1]马永建,黄波,李超杰,王鑫.高精度三维地震采集技术及效果分析[J].中国石油和化工标准与质量,2012,(1):101.

[2]王永生.高精度三维地震勘探关键技术概述[J].中国石油和化工标准与质量,2011,(5):171.

[3]马义忠,张付生.泌阳凹陷核三下段高精度三维地震观测系统设计与采集效果[J].大庆石油地质与开发,2008,27(3):139~142.

[4]孟庆新,白雪松,辛世伟,王桂芳.欧利坨子微构造成因及其对油田开发的影响[J].科技信息,2009,(14):430~431.

[5]王轶.地震层位标定方法综述及应用[J].重庆科技学院学报(自然科学版),2011,13(1):40~42.

[6]郭栋,韩文功.高分辨率地震资料综合解释技术及其应用[J].勘探地球物理进展,2004,27(4):290~296.

奈曼油田注水开发动态分析 篇3

关键词：奈曼油田；注水；开发

奈曼油田处于在内蒙古通辽市奈曼旗凹陷正处于开鲁盆地中的一个次级负向构造单元区域，凹陷的面积达到800，而奈曼油田就坐落于这样一个凹陷地带中，该凹陷由于区域内部断裂带受到方向控制，最终划分出了三部分的二级构造带，分别是西部断阶带、中央洼陷带、东部缓坡带，而中央洼陷带则是现阶段油气勘探的主要活动区域，具体来说，奈曼油田正处在该中央洼陷带双河背斜上，含油储层主要是九佛堂组。处于这样一个特定的地理位置上，要对奈曼油田进行注水开发必然需要面对很多问题。本文将针对相关问题展开探讨。

1 奈曼油田油藏的地质特征

对奈曼油田的油藏地质特征进行探究，主要包括以下几点。第一，油田储层中的岩性存在较大的差异、物性较差，属于低孔低渗的储层类型。其中九上段储层的岩性是粉砂岩、细砂岩、砂砾岩与粗砂岩的混合，其平均的孔隙度大约为14%，而平均渗透率为0.0122μ；九下段储层的岩性是褐灰色的凝灰质细砂岩与凝灰质粉砂岩，其平均孔隙度大约为百分之九点五，而平均渗透率达到0.00023μ。第二，奈曼油田中的原油具有较大的粘性，处于地层条件下的油水呈现的粘性比相对较高。处于九上段地层条件中，其油水的粘性比大约保持在380Pa·s -1780Pa·s之间，平均粘性比则为384.5Pa·s；处于九下段地层条件中，其油水的粘性比大约保持在40Pa·s-380Pa·s之间，平均粘性比则为94.8Pa·s。第三，奈曼油田油层的连通性不高。从客观角度来说，不同油层受到各种外在因素的综合影响会使得最终呈现出来的连通系数存在差异，即便是处于同一层面也会因为诸如平面非均质性的干扰而在井距不同的情况下出现较大的连同系数差距。在奈曼油田中，九上段中，井距为165米时油层的连通系数为百分之七十二；九下段中，井距为165米时油层的连通系数为百分之六十，而井距为270米时油层的连通系数仅仅达到百分之四十三。第四，奈曼油田中储层的水敏性高。奈曼油田九上段的粘土的含量大约为9.8%，而九下段的粘土的含量大约为6.15%，也就是说，九上段和九下段的粘土含量均在5%以上。第五，奈曼油田的底层表现为“中断层与人为裂缝同时存在”。奈曼油田地层中的这一现象使得油田的整体构造趋向复杂。

2 奈曼油田油藏开发的特点论述

对奈曼油田油藏开发的特点进行论述，主要从其地层能力、底层压力、自然产能等方面着手，具体分为以下五点。第一，奈曼油田的地层能力匮乏，对其采取压裂之后的初期产量相对较高，但是在之后的一段时间内产量会迅速下降。第二，奈曼油田的地层压力低且下降迅速。第三，奈曼油田的自然产能不高，在对油藏进行开发时需要借助于压裂改造投产来对这一劣势加以弥补。第四，缺乏无水采油期，区块的含水呈现较大的上升速度。第五，奈曼油田的油藏呈现出存在裂缝与渗透率低的两个特征，使得注入水推进表现出了较为突出的方向性。

3 奈曼油田注水开发的动态方案论述

3.1 先导注水试验区注水方式的确定与具体要求

3.1.1 如何有效确定注水方式

2006年，奈曼油田正式投入开发，而开始注水却是在一年以后，与此同时还通过人工改造技术来调整改良储层物性以满足生产的需求。在油田主体部位的井层系完成归位之后，采用的注水方式时井距270米、排距90米，类似于长度和高度都为165米的平行四边形斜反九点法面积注水，在初期阶段，通过注水实验反馈的实际效果来对具体的情况进行判断并规划制定出能够推动奈曼油田全面化开发注水的方案。

3.1.2 先导注水试验区注水方式使用的具体要求

在奈曼油田注水开发过程中，防膨是至关重要的一个处理细节，在对74-34井、70-30井的吸水情况和渗透率、泥质含量、孔隙度进行分析之后，我们可以发现注入的是常温水的水井中各个井层的相对吸水量和孔渗存在较好的对应关系，当泥质含量上升时，相对吸水量并没有表现出幅度较大的下降趋势，由此可见防膨处理发挥了很好的效用。反观注入热水的水井，因为其中添加了工业钾盐来代替防膨剂最终呈现的防膨效果并不理想，当泥质含量增加时，各个水井的相对含水量会出现明显的、逐渐的下降，和孔渗之间的对应关系也相对较差。以74-34井注水试验对象，采用热水加盐的方式进行试验，最终的结论是在地面温度为20℃时注入常温水、在地面温度为80℃时注入热水，井底的温度出现了10-16℃的温差，同时当注入水的速度下降，温差越来越小。

3.2 奈曼油田注水开发的动态方案优化

对奈曼油田的注水开发方案进行探究有以下具体方案措施。第一，完善注水与采集的对应关系，实现层系归位。在对奈曼油田进行注水开发时，通过对比现有的注采井网内的油水井层位来开展调层补孔，进而实现注、采的平衡。第二，提高注采井网的质量和水驱控制的水平。要注意井位的合理部署，对井间的距离加以优化，拓展水控制的实际范畴，进一步提升井网的连通率。第三，对注入水的水质要进行严格的把关，按照标准的要求进行掌控。要清楚A2标准的具体规定并切实执行，在硅藻土过滤和锰砂过滤的技术应用基础上，开发使用了硅藻土涂膜新技术，成为低渗透油藏的使用首例。第四，稳油控水，实现调配的动态化。对奈曼油田进行注水开发不能忽视的就是要重点关注注采单元各井组注采比与各单井产液-产油、产液-含水及注水-产液、注水-含水、注水-动液面、注采压力恢复资料等关系的参数数据，然后对其展开科学专业的分析，立足于实际的注水开发情况制定出切实可行的措施，实现调配的动态化。

在对奈曼油田进行注水开发过程中强化对注水各个方面的管理、创新改善注采系统，能够逐步提升注水的效果，保持注水区域的底层压力保持在一个相对均衡、稳定的状态，提升水驱总储量和水驱程度。方案的确定要根据特点时间段内注水状况的各项数据反馈不断完善，尽量减少注水开发对奈曼油田可能造成的损失，实现动态开发。

参考文献：

[1]赵忠义.油田注水开发动态分析[J].内蒙古石油化工，2012（10）.

油田开发精细管理培训学习体会 篇4

为了进一步提高油田开发的管理水平，油田公司组织了这次为期两天的油田开发精细管理培训班，通过5月28日的理论学习，从坪北项目经理部及王南作业区的经验介绍中，对于目前油田开发精细管理工作认识有了进一步提高。油开处讲解了采油作业区开发管理考评情况，让精细管理有标准可循，根据考评内容不断对标管理提高作业区整体管理水平。而采油作业区的数字化SCDAD系统进一步提高了数字化的现场应用水平。5月29日的现场观摩，有了感官上的认识和进一步体会，安全环保是根本，精细管理是基础，指标先进是目标，充分体现了精细管理无处不在。

按照对标分析的要求，先把我作业区的情况简单介绍一下，五里湾油田自1996年投入开发以来，随后2003年分为五里湾一区和二区，五里湾一区自开发初期到目前中含水开发阶段，实行分阶段的精细化油田管理目标，实现了五里湾一区十二年60万吨稳产开发阶段。目前油水井570口，油井446口，水井124口，日产油1216吨。

主要技术指标：

1.老井自然递减10.87％（厂控指标≤13.7%），长6油藏含水上升率0.9%（厂控指标≤2.5%），水驱动用程度64.2%（厂控指标≤63.5%）。

2.采油时率99.3%（厂控指标98.7%），抽油泵效42.3%（厂控指标41.7%），检泵周期713天（厂控指标710天）。

3.资料全准率99.2%（厂控指标98.0%），动态监测完成率100％（厂控指标100％）。

通过这次学习主要由一个体会，一个认识，五个问题及建议：

一个体会：

油田开发的精细管理工作，始终贯穿于整个油田建设的开发历程中，大家都在做，看谁做得更好，做得更细，总结的更到位。就我个人的理解，油田开发精细管理就是制度建立，标准制定，责任落实三方面，哪个环节做不好就会出问题，前面两项都在做，而且不断总结提高，主要问题就是责任落实上，从现场来看，坪北项目部落实到位，做到了采油不见油，注水不见水。我们责任落实存在一定的差距，更多的是人落实人，不是制度落实人，没有做到坪北项目部制度的考核差距，刚性不足，弹性有余，我们做不到奖金上7500元与200元的差距。

一个认识：

油田开发的精细管理最终结果实现的效益开发，通过技术创新降低成本，节能降耗节约成本，落实各项管理性支出费用标准，降低非生产性支出。坪北项目部对于油田的管理真正体现了效益开发，需要进一步的学习。

五个问题及建议：

1、五一区去年开始作业区排名考核下降，影响指标的主要是产量和注水，随着五里湾油田开发时间的延长，由于油田开发进入开发中后期，油田含水上升加剧，自然递减加大，油田稳产难度也进一步加大。注水由于有2口套破井未及时更新导致注水任务完成率低。

建议：做好加密调整井试验，进行剩余油挖潜；做好注水井剖面治理，提高谁驱动用程度；针对油藏中部采出程度高含水上升问题做好控水稳油工作；及时做好2口套破水井的更新工作。

2、设备设施投产年限长，老化严重，管理难度大，影响本质安全。

建议：对于更新的设备应该提高设备的质量，控制好供货渠道；对于再用设备主要做好设备的精细管理，确保设备巡检到位、保养到位、维护及时。

3、作业区人员紧张，目前作业区外包井场95个，外包站点12个，社会化员工整体工作素质偏低，导致对企业的忠诚度降低执行力下降，精细管理工作滑坡。建议：建立完善现场基础管理和分层级的技术人员考核相结合的考核管理办法，细化、量化考核内容，明确岗位工作职责，量化工作完成情况，确保责任落实到人，切实做到有奖有罚。培育一批优秀的社会化业务公司，让他们有健全的机构，也要让这些单位也是一个正规的企业，而不是一个劳务工介绍所。

4、数字化SCDAD系统加快建设进度，数字化的深度应用程度不够。

建议：应该配套开发分析软件，通过现场录取数据直接结合目前的地质动态更好的分析目前每口单井的生产状况，分析出每口井最佳的生产状况。

5、随着安全环保压力逐渐增大，作业区的措施废液处理难度越来越大。

油田开发工作总结 篇5

油田（或区块）单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。f=n/A0 2.注采井数比

注采井数比是指水驱开发油田（或区块）注水井总数和采油井总数之比。3.水驱控制程度

注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100% 由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响，因此，在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。不同注水方式，其注采井数比不同，因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布的油层，在选择注水方式时，应选择注水井数比较大的注水方式，以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小，直接影响着采油速度，含水上升率，最终采收率。

中高渗透油藏（空气渗透率大于50*10-3 um2）一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。4.平均单井有效厚度

油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。5.平均单井射开厚度

油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。6.核实产油量

核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。7.输差

输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。K=（qow-qor）/qow 8.核实产水量

核实产水量用井口产水量和输差计算。qwr=qww(1-K)9.综合含水

油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。fw=(100*qwr)/(qwr+qor)-1-低含水期（0<含水率<20%）:该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。

-2-中含水期（20%<=含水率<60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作，开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。

-3-高含水期（60%<=含水率<90%）：该阶段是重要的开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。-4-特高含水期（含水率>=90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制好成本，争取获得较好的经济效益。10.单井日产油水平

单井月产油量与当月日历天数的比值为该井的日产油水平。开发单元所属油井日产油水平的平均值为该单元的单井平均日产油水平。11.含水上升率

每采出1%的石油地质储量含水率上升的百分数。阶段含水上升率=（阶段末含水率-阶段出含水率）/（阶段末采出程度-阶段初采出程度）*100% 年含水上升率=年含水上升值/采油速度*100% 应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来界定合理的含水上升率，各开发阶段含水上升率不超过理论值。12.采油速度

油田（或区块）年采油量占已动用地质储量的百分数。VD=qoa/N*100 13.采油强度

油井单位有效厚度油层的日采油量。采油强度=油井日产油量/该井油层有效厚度

在油田开发中，为保持开发层系内部各层均衡开采，要求不同井、层的采油强度控制在合理范围内，选择原则是：使大多数油井见水晚；防止油层出砂；满足注采平衡和保持地层压力；使含水上升幅度减缓。14.储采平衡系数

当年增加可采储量与当年产油量的比值。15.可采储量采油速度

油田（或区块）年采油量占已动用可采储量的百分数。VK=qoa/NR*100 16.剩余可采储量采油速度

油田（或区块）当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量之值。描述石油剩余可采储量开采速度的高低，是国际上通用的一个生产动态指标，在考虑了油田生产的技术经济条件和剩余资源多寡等主、客观因素后，用以考察油田生产动态的一个重要指标。剩余可采储量采油速度是油田技术、经济环境的综合反应。一般控制在8%-11%左右。17.采出程度

油田或区块的累计产油量占地质储量的百分数。RD=NP/N*100 18.可采储量采出程度

累积产油量占可采储量的百分数。中高渗透油藏低含水期末达到15%-20%；中含水期末达到30%-40%；高含水期末达到70%左右；特高含水期再采出可采储量30%左右。低渗透油藏低含水期末达到20%-30%；中含水期末达到50%-60%；高含水期末达到80%以上。RK=NP/NR*100 19.采收率

在现有技术、经济政策条件下，标定的可采储量占原始地质储量的百分数。

 注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35%；  砾岩油藏采收率不低于30%；

 低渗透、断块油藏采收率不低于25%；

 特低渗透率油藏（空气渗透率小于10*10-3um2）采收率不低于20%; 厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。20.水驱指数 油田或区块注入水地下存水量与累积产油地下体积之比称为水驱指数。RWWNBP 21.存水率

油田或区块扣除产出水后的注入水量占总注水量的百分数，也可称为净注率。22.采油指数

单位生产压差下油井的日产油量。其计算公式：

Jo=Qo/(Pe-Pwf)---Jo采油指数t/d.MPa;Pe 静压MPa；Qo 采油量t/d;Pwf流压MPa 采油指数与油层物性、流体性质、完井条件及泄油面积等因素有关，可用来判断油井工作状况及评价增产措施的效果。也可用来判断生产能力大小，采油指数越大，则油井生产能力愈高。23.单位厚度采油指数

是指单位生产压差下油井每米厚度的日产油量。Joh=Jo/h 表示每米油层有效厚度油井的产油能力大小。在对比油井之间产能大小时，可消除油层厚度的影响，单独考察渗透率因素的作用。24.采液指数

采液指数是指单位生产压差油井日产液量。

Jl=Ql/(Pe-Pwf)---Jl采液指数t/d.MPa;Pe 静压MPa；Ql 采液量t/d;Pwf流压MPa 研究油井采液指数的变化规律是掌握油井产液能力变化规律的基础。如果没有产液量和生产压差数据可以估算。25.单位厚度采液指数

是指单位生产压差下油井每米厚度的日产液量。26.综合油汽比

每注入1M^3水蒸气所能采出的原油的数量，其单位是t/t.综合油汽比是评价蒸汽热力采油效果的重要指标。综合油汽比越大，开发效果越好，反之开发效果越差。27.注水(汽)强度

注水井单位油层有效厚度的日注水（汽）量。单位为m^3/m 注水（汽）强度=日注水（汽）量/油层有效厚度

选择注水强度是否合适，对保持和恢复油层压力及调节含水上升速度有直接关系。28.水驱储量动用程度

（总产液厚度+总吸水厚度）/（油井测试厚度+水井测试厚度）*100%。

中高渗透油藏一般要达到70%，特高含水期达到80%以上；低渗透油藏达到60%以上；断块油藏达到50%以上。29.吸水（汽）指数

吸水指数是指单位注水压差的日注水量。单位为m^3/(d.Mpa)吸水（汽）指数=日注水（汽）量/（注水井流压-注水井静压）吸水（汽）指数大小表示地层的吸水（汽）能力的好坏。30.单位厚度吸水（汽）指数 是指单位有效厚度单位 31.注采比

开发单元注入水的体积与采出液的地下体积之比成为注采比。对于低于饱和压力开采的油藏，在计算时应考虑采出自由气体的地下体积。

通常使用的注采比有月注采比，季注采比和年注采比。它是研究注采平衡状况和调整注采关系的重要依据，也是衡量某一时间（月、季、年）内人工补充能量的程度或地下亏空程度的指标。同时又是油田配产配注的一项重要指标。

水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油田年注采比要达到1.0左右；低渗透油田年注采比要控制在1~1.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累积注采比要大于1，周期油气比大于0.15。32.地下亏空体积

在地层条件下，注水注汽开发油田累积注水、注汽量与累计产出量之差，单位为m^3,或10^4m^3。计算公式是：

地下亏空体积=累计注入水汽的地下体积-（累积采出油的地下体积+累积产出水的地下体积+累积采出溶解气的地下体积）累积注入水汽和累积产出水的地下体积通常都取标准条件下的体积值。

地下亏空体积一般为负值，表示注入少于采出，如果为正值，则表示注入多于采出，超前注水油田常有这种情况。该指标能反应人工补充能量的程度，是衡量注采平衡的一个指标。33.注采平衡

注入流体的地下体积和实际采出流体的地下体积相等。它表示在开采过程中始终保持了油藏流体积不变而压力也不变的状况。衡量注采是否平衡，可以用注采比的概念来表示。注采比等于1，则此时的注采平衡；

注采比大于1，则此时注入大于产出，压力上升；

注采比小于1，则此时注入小于产出，压力下降，注采平衡是一般注水保持压力开发油田追求的目标。34.产液剖面

油井在正常生产情况下所测定的各生产层或生产层段的产出液量或油量。油井含水后可通过测量体积流量和含水率两个参数来确定产液剖面和分层产水量。

根据开采方式的不同，测产液剖面的方法也不同。对自喷井，常采用综合仪、找水仪器等通过油管进行测量；对于机械采油井，仪器由特制的偏心井口经油套环空下入井内进行测试或有气举法测井。

主要目的和作用：

1）判断油井出水层段及产油产水能力，为制定或调整配注方案提供依据。

2）监视油井生产层段的动用和水淹状况，为油井各种工艺措施提供依据。

3）评价各种工艺措施的效果。

4）判断误射孔或套管破裂及窜槽的部位。35.吸水剖面

注水井在正常注入条件下所测定的各生产层或生产层段的吸水量。吸水剖面一般用相对吸水量表示，它反应地层吸水能力的大小。注水开发油田 36.地层压力

地层空隙内流体所承受的压力，又称为储层压力。如果流体为原油，则称为油层压力或油藏压力；如果为天然气，则称为气层压力或气藏压力。油气藏投入开发前，各处地层压力相等，称为原始地层压力。投入开发后，各处地层压力发生变化，且与注采状况有关，称为目前地层压力。

是通过各井口分别测定的，如果要测某一区块或整个油气藏的地层压力，则需要将该区块或整个油气藏井在同一时间内测得的地层压力加权平均。通常我们所说的区块或油气藏地层压力就是平均地层压力。

该指标反应地层驱动能量的大小，地层压力越高，地层驱动能量越足，高产稳产形势越好；反之，效果变差。37.平均地层压力

油田独立开发区内的地层压力平均值。

计算平均地层压力时，必须利用各井在同一时间段测得的地层压力以及必须将各井地层压力折算到同意基准面，求得基准面地层压力。

计算方法有算数平均法，面积权衡法和体积权衡法。现场一半采用算数平均法。公式为 Pr=(pr1+pr2+pr3+…prn)/n 38.井底流动压力

井在生产状态下的井底压力。井底的含义一般指油层中部深度。井底流动压力分注入井流动压力和生产井流动压力。注入井井底流动压力高于地层压力，两者之差称为注入压差；生产井井底流动压力低于地层压力，二者之差称为生产压差。

井底流动压力直接与油气井产量或注入井注入量有关。改变井底流动压力就是改变井的工作制度，因而也就改变了油气井产量或注入井的注入量。生产井井底流动压力诱导油气流从地层流入井底，再从井底推至井口；注入井井底流动压力诱导水流从井口流入井底，再从井底驱入地层。可见，井底流动压力在驱动流体运动上起到了承上启下的作用。39.油井生产压差

油井生产压差是指油井地层压力与流动压力之差。

一般来说，在地质条件相同的情况下，生产压差越大，油气井的产量越高。当生产压差大到某一种程度，即井底流动压力低于饱和压力较多时，油井井底附近地层会大量脱气，气油比会明显上升。对凝析气井则井底附近地层会出现明显的反凝析现象，尤其对于那些应力敏感性显著的油气藏，流压过于降低，生产压差过于增大，会导致井底附近地层渗透率减小，产能下降。也可能出砂。此时，油气井产量不再增加或增加减少。显然，这对保持油气井长期高产、稳产是不利的。因此，油气井不能任意放大生产压差，必须在合理的生产压差下生产。40.总压差

总压差是指目前地层压力（P）与原始地层压力（Pi）之差。Δp=P-Pi 表示油藏开发过程中油藏能量的消耗程度。Δp>0累积注入量大于累计采出量，地层能量充足 Δp=0 累计注采平衡，地层能量无盈亏

Δp<0累计注入量小于累计采出量，地层能量亏损 41.流压梯度

流动压力对井深的变化率。单位MPa/100m。现场测流压梯度是测量不同深度两点的流动压力之差除以两点距离。

流压梯度分注水井流压梯度和生产井流压梯度，该指标反映井筒不同深度两点流体密度计摩阻的变化。因此，可以根据流压梯度的变化判断井筒是否有水，如果油气井见水，则流压梯度会大增；此外，由于流压梯度也反映了井筒摩阻的影响，因此，在多相垂直管流中，应尽量避免用流动梯度来折算井内不同深度的流动压力。42.静压梯度

关井后静止压力对井深的变化率。单位MPa/100m。现场测静压梯度是测量不同深度两点的静止压力之差除以两点距离。静压梯度分注水井静压梯度和生产井静压梯度，该指标反映井筒不同深度两点流体密度的变化。因此，可以根据静压梯度的变化判断井筒是否有水，如果油气井见水，则静压梯度会大增，可以看出明显的油水或油气分界面。因此，对井筒下部积水的井，不能根据井筒上部静压梯度来折算油藏中部静压。

关井后井底压力恢复达到稳定状态时，所测得的静压梯度曲线可以用来帮助确定油藏压力系统。43.饱和压力

在油藏温度下，地层原油开始析出天然气时的地层压力，又称泡点压力。饱和压力可以用来衡量油藏的饱和程度。对于原始状况而言，饱和压力高于地层压力，则为气顶油藏；饱和压力等于地层压力，则为饱和油藏；饱和压力低于地层压力，则为低饱和油藏。

这是衡量油藏驱动类型的标志，地层压力处于饱和压力以上为弹性驱动，地层压力处于饱和压力以下为溶解气驱动。饱和压力高，地饱压差小，油藏弹性能量小，弹性采收率低；饱和压力低，地饱压差大，油藏弹性能量大，弹性采收率高。

从举升的观点来看，饱和压力高，井筒脱气点低，油井自喷能力强；饱和压力低，井筒脱气点高，油井自喷能力，但那可以使生产压差大幅增大，从而提高油井产量。44.地饱压差 地层压力与原油饱和压力的差值。可以用来判断油田当前所处的驱动类型。地饱压差大于0，表示油田处于弹性驱动，地饱压差小于0，表示油田处于溶解气驱动。

在其他相同的情况下，地饱压差越大，油藏弹性能量越大，弹性采收率越高；反之，地饱压差小，油藏弹性能量小，弹性采收率低。

在地层压力及其他条件相同的情况下，地饱压差大，则饱和压力低，井筒脱气点高，油井自喷能力弱；反之，地饱压差小，则饱和压力高，井筒脱气点低，油井自喷能力强。45.静液面高度

油井关井后油管和套管环形空间液面的高度。

静液面高度从油层中部深度起算，与静液面高度相对应的井底压力是静压或地层压力。

在测量液面时，往往套管压力等于零。这样，在不同套压下测得的液面并不直接反映井底压力的高低。为了消除套管压力的影响，便于对不同资料进行对比，提出一个‘折算液面’的概念，即把在一定条件套压下测得的液面折算成套管压力为零的液面。对于多数井，静液面和动液面往往是在不同套压下测得的。因此，计算采油指数时，应采用折算液面。

液面的位置一般都是采用回声仪来测量抽油井的液面，利用声波在环空的传播速度和测得的时间来计算其位置。46.动液面高度 抽油井生产时油管和套管环形空间液面的高度。47.注入压力

注水、汽井在注入状态下的井口压力，又称注水、汽压力。正注时注入压力为油管压力，反注时为套管压力。其数值等于注水泵出口压力减去店面管线压力损失。

另外，注入压力也可以指井底流动压力。其数值等于注水、汽井井口压力加上注水、汽的井筒液柱压力减去磨损压力。在正常采用的压力范围内，注水、汽井井底流动压力与水汽量成正比。但一般不能超过岩石破裂压力，以防造成油层破裂，引起油井暴性水淹的可能。

此外，超过岩石破裂压力，还会引起套管变形或地层伤害的风险。不过对于那些低渗透油藏或层段，却往往采用压裂增注的办法来提高其吸水能力。48.报废井

由于各种原因不用于油田生产的井。分为地质报废和工程报废。地质报废是未钻遇油气层，或者在开发过程中，由于各种地质原因造成无法生产的井；工程报废是钻井质量不合格，或者在开发过程中，由于其他各种原因造成无法生产的井。将没有完钻的井提出报废所依据的原因

（1）井内造成复杂事故故且证实在技术上不可能消除，同时这些井也无法作为其他用途，例如回采上层或用作注入井和观察井。（2）该井所钻开的地层完全不含油，而且不可能作为其他用途。

将生产井提出报废的原因

（1）井内发生了在技术上经确认不可能消除的事故，如套管损坏、工具或管子落入等，并且在套管损坏部位以上没有可采的目的层。

（2）完全水淹，并且没有可回采的目的层。49.储量替换率

当年新增可采储量与当年产油量之比。该指标用来说明油田或公司生产发展的潜力大小。在年产油量基本相同的情况下，储量替换率等于1，当年新增可采储量与当年采出油量保持平衡，说明该油田或公司生产形式比较稳定。

储量替换率大于1，当年新增可采储量大于当年采出油量，说明具有增加生产的潜力，发展趋势良好；

储量替换率小于1，当年新增可采储量小于当年采出油量，说明增加生产的潜力弱，发展势头不佳。

储量替换率与储采平衡系数（第16）含义相同，均为当年新区新增可采储量和当年老区新增可采储量之和除以当年核实产油量，只是储采平衡系数用小数表示，储量替换率用百分数表示；它是衡量油田稳产和可持续发展的重要指标。50.储采比

某一油区上年末的剩余可采储量与本年产油量之比。是油田产量保证的一种指标，可用来分析、判断油田合理开发决策及稳产形式，并引导油气勘探开发投资的合理分配。

反映了剩余储量与采油、采气速度、稳产与递减的某种内在联系。储采比越低，产量递减越快；反之，储采比越高，产量递减越慢，产量保证程度越高，或提高采油速度的潜力越大，生产越主动。但储采比越大，又会形成资金已储量存在的形势积压。因此，开发过程中应该确定合理的储采比。几个递减率的定义及说明 油气产量递减

油气田或油气井单位时间内油气产量的变化率或下降率。产量变化的一般规律：在开发初期需要经历一个逐步建设投产和形成生产规模的时期。在这一时期内，产量逐步上升并趋于稳定，达到设计的生产能力。因此，这段时期是产量上升时期或产量上升阶段。此后，生产往往都按照配产指标进行有控制的工作，加上注水注汽及其他增产，稳产措施，油气田生产就进入一个产量相对稳定的阶段。再后，由于地下剩余储量的不断减少及单位采油能耗的增加，将进入产量递减阶段。51.自然递减率

扣除多种增产措施增加的产量后，老井单位时间内油气产量的自然变化率或自然下降率。

自然递减率不考虑新井投产及老井各种增产措施所增加的产量，只考虑老井产量的自然下降。52.综合递减率

老井单位时间内油气产量变化率或下降率。

综合递减只考虑老井而不考虑新井，即考虑老井及各种增产措施情况下的产量递减率。在油田生产管理中，将综合递减率定义为：油田或油井阶段末产量（扣除新井投产所增加的产量），与阶段初产量之差除以阶段初产量。它反映油田老井及其各种措施情况下的实际产量综合递减情况。53.总递减率

单位时间内油田或油井产量的总变化率或下降率。

既考虑新井投产及老井措施增产，又考虑老井产量的递减。因此称为总递减率。将总递减定义为：油田或油井阶段末产量与阶段初产量之差除以阶段初产量。它反映油田新、老井及其各种增产措施情况下的实际产量总递减的状况。54.指数递减

油田或油井的产量按指数函数递减规律下降。又称为长百分数递减。表示油田或油井在产量下降阶段，在单位时间内的产量变化率等于一个常数。55.调和递减

油田或油井的产量按调和递减规律下降。表示油田或油井在产量下降阶段，其递减率不是一个常数，而是随产量的下降而减小。即随着时间推移，递减速度逐渐减缓。调和递减的产量和累积产量，在半对数坐标纸上呈一直线递减关系。

56.双曲线递减

油田或油井的产量按双曲线递减规律下降。表示油田或油井在产量下降阶段，其产量随时间的变化符合双曲线函数关系，其递减率也不是一个常数，而是随着产量下降而下降，但比调和递减大，比指数递减小，介于两者之间。

57.注入水/汽单层突进

多层油田注水/汽开发时，注入水/汽沿某一单层迅速突进至油井，使该井先见水。单井突进的根本原因是层间渗透率差异过大引起的。这种渗透率差异通常用单井突进系数来表示，其定义为最大渗透率除以平均渗透率；其次，油层间原有性质的差别、连通情况的变化也会加剧注水/汽单层突进现象的发生。58.注入水、汽层间窜流

储层之间的隔层或夹层局部或全局在垂向渗流时，注入水或汽在被隔层或夹层分隔的两储层间发生的流动。在驱油过程中，储层之间因渗透率的差异而使其排驱前缘位置不同，同时注入水、汽与原油之间的粘度差异，致使在一定范围内两储层之间存在较高的压差，此时注入水通过隔层或夹层变产生层间窜流。层间窜流会导致层间油水分布复杂，不利于注水、汽的分层调控，从而恶化开发效果。59.套管外窜流

由于固井质量不好，导致层间流体通过套管外的水泥环而发生流动，套管外窜流将对生产造成极大影响。譬如，夹层水沿套管外水泥环窜入泥岩层，使得油井过早水淹，开发效果下降；夹层水沿套管外水泥环窜入泥岩层，使泥岩发生膨胀，造成套管损坏； 60.粘温关系曲线

反映稠油粘度与温度之间对应关系的曲线。在热力采油中，原油粘度与温度关系十分敏感，温度越高，粘度降低。粘温曲线可以反映各温度段粘度对温度变化的敏感程度，是热力采油中重要的基础资料。61.流变特性曲线

稠油（作为一种流体）受应力后产生流动或形变的性质。通过实验可以测出和绘制剪切应力与剪切速率的关系资料和曲线。牛顿液体在剪切应力与剪切速度的直角坐标系中是一条过远点的直线，直线的斜率即流体的粘度。稠油多属宾汉型塑性流性，即只有剪切应力超过稠油的区服应力时，稠油才开始流动。且剪应力与剪切速率成正比。所以宾汉型塑性流体在直角坐标系中是一条不过原点的直线。62.岩石比热

单位质量（1kg或1g）的岩石温度升高1摄氏度所需要的热量。是岩石热物理性质的一个重要参数，用于热力采油计算。岩石比热又可分为储层岩石（砂岩，灰岩，砾岩等）比热和隔层泥岩比热，不同岩石的比热也不同。63.油层导热系数

热力采油计算中常用到的油层热物性参数，其值为单位油层长度上、单位时间温度每降1℃所通过的热量（KJ/(M.℃)）。影响油层导热系数的主要原因为岩石、其所含流体的性质和饱和度。64.热扩散系数

是导热系数与体积热熔之比，其物理意义是温度波在某一具体物质内传递的快慢程度。65.湿蒸汽

是汽液状态共存下的蒸汽。66.蒸汽干度

是湿蒸汽中蒸汽质量占湿蒸汽总重的百分比。67.注汽速度

指单位时间向油层注入的蒸汽量。现场常用的单位是t/h,t/d。是蒸汽吞吐和蒸汽驱重要的工作参数。68.注汽干度

指实际注入油层的蒸汽干度。在地面注汽管网和井筒不长时，常用蒸汽发生器出口干度代替。若地面注汽管线长，油层深，地面和井筒热损失大，上述替代则有较大误差，需通过井底蒸汽取样器测取井底干度或通过地面和井筒热力计算求取。69.周期注汽量

指在蒸汽吞吐开采方式中，一个吞吐周期累计注汽量。70.注汽强度

指每米油层的累计注气量。71.注汽流压

向油层注汽过程中井底的压力，72.温度场

注蒸汽热采过程中油层被加热后温度分布状况，是油藏动态监测的内容之一。73.热前缘

注蒸汽热采过程中蒸汽（热水）推进方向上油层被加热的远程位置。由于油层非均质性，热前缘的分布也不均匀。74.热联通

指蒸汽吞吐过程中，相邻生产井热前缘的连接。75.吸汽剖面

在一定的注汽压力下，沿井筒各射开层段吸汽量的分布。76.蒸汽超复

指在注蒸汽过程中，由于蒸汽密度比油小，因此它力图向油层顶部流动，从而形成的汽液接口在顶部超前的现象。在厚油层中此现象更为严重。为了控制超复现象，可根据汽液接口形状选择最佳注入速度。77.蒸汽突破

油田开发工作总结 篇6

作 者：郭旭东 马旭 沈洪玉 邵传文 王雷 Guo Xudong Ma Xu Shen Hongyu Shao Chuanwen Wang Lei 作者单位：郭旭东,王雷,Guo Xudong,Wang Lei(中国石油吉林油田公司勘探开发研究院,吉林,松原,138001)

马旭,Ma Xu(中国石油吉林油田公司扶余采油厂,吉林,松原,138000)

沈洪玉,邵传文,Shen Hongyu,Shao Chuanwen(中国石油吉林油田公司英台采油厂,吉林,松原,138000)

浅谈油田注水开发模式和开发效果 篇7

关键词：油田注水,开发模式,开发效果

多年以来, 人们对石油资源的需求一直是有增无减, 面对这种情况, 石油开采工作中如何加大开采力度, 提高石油开采量成为了人们关注的事情。油田注水开发是目前石油开采工作中提高油层压力的常用手段, 目前油田注水开发已衍生出多种模式, 故本文对其中几项内容进行介绍并以其中一种模式为例, 分析油田注水的开发效果。

1 油田注水开发模式

1.1 多阶段开发模式

多阶段油田注水开发模式主要是指将油田的注水开发分成多个阶段, 采用两种或两种以上的方式进行开发, 这两种方式中, 除了注水方法不同以外, 注采参数、操作技术等也都存在差异。这种模式之下, 注水开发前期为了证明井组连通性, 需在油井中适当注入示踪剂, 然后再采用高排量的方式试注, 以保证本次注水工作的可操作性及安全性, 为油井注水工作的开展奠定基础。开始注水之前, 应先完善注采井网, 这一阶段注水须温和, 随后当注入水突破时, 可以改温和注水为换向注水或其它注水方式, 从而改善水驱效果, 实现油田增产。

1.2 保压开发模式

该种开发模式适用于溶洞型油藏, 它能够保持地层压力, 抑制底水锥进。保压开发模式之下, 油藏需具备一定压力, 因此开发过程中除了要保证水平开发之外, 还要明确掌握油层开发后地层压力的下降情况, 以便抓准转注时机。为优化开发效果, 如果油田多裂缝储层, 那么为了让地层压力尽量平稳, 并使之与原始地层压力接近的话, 开发过程中就要对油田注水, 补充地层能量。经过实践证明, 这种开发模式下的保压作用效果良好。

1.3 超前注水开发模式

上述两种油田注水开发模式属常规注水模式, 旨在油藏自然压力减弱后, 借助注水增加地层压力, 增加油田产量, 常用于二次采油中。而超前注水开发模式则不同, 其最大特点在于先注水, 后采油, 即采油之前先使用注水井注水, 当地层压力满足一定标准后, 采油井再投入使用, 开始采油工作。这种采油方式可以很好的解决了油井低渗、供液不足等问题, 同时利于地层平衡, 是目前应用较为广泛的油田注水技术。

2 油田注水开发效果分析——以××油田为例

油田开发过程中, 低投入高产出一直是各大油田企业的生产目标, 不仅如此, 良好的采收率及稳产时间也是他们所追求的目标。该油田经过地质勘探发现属于低渗、低压型, 这并不是油田开采的最优状态, 所以, 企业为了优化总体效益在石油开发过程中决定采用超前注水开发模式来优化采油效果, 提高该油田的产油量, 这主要是由于油田注水开发模式能够很好的提高单井油田产量, 具体的应用及效果现做具体说明。

2.1 超前注水开发模式的应用及开发实验

某一年间, 该油田所属企业在油田建设注水井16个, 决定对油田油井使用注水模式进行开发。这16个注水井共对应35口油井。为了测试注水开发模式下的采油效果, 验证其实用性, 该油田将这35口油井作为试验井组, 然后在其附近地层物质相似的地区选取了另外一些井口作为对比井组来对油田注水开发效果进行研究。

2.2 实验结果分析

开采之前, 该油田先对实验井组超前注水3个月, 每一口井的注水量平均在1000m3以上, 注水过程中, 油田对地层压力进行严格的监控, 保证地层压力保持水平达到计划标准, 即高于115%。当注水完成之后, 该油田开始在各个井口进行为期4个月 (6-9月) 的采油, 采油过程中对各个油井的数据进行详细记录, 最后通过整合, 获取了试验井组和对比井组的采油数据, 其具体结果如下:

2.3 实验井组:

6月份日产液9.81m3、日产油6.39t、动液面43m, 含水量22.4%;7月份日产液7.27m3、日产油5.35t、动液面734m、含水量12.3%;8月份日产液5.99m3、日产油4.51t、动液面782m、含水量10.3%;9月份日产液5.3m3、日产油4.01t、动液面836m、含水量9.9%。

对比井组:

6月份日产液7.49m3、日产油5.31t、动液面431m、含水量16.5%;7月份日产液4.27m3、日产油3.12t、动液面720m、含水量13.1%;8月份日产液3.73m3、日产油2.83、动液面619m、含水量9.6%;9月份日产液2.72m3、日产油2.1t、动液面830m、含水量8.1%。

通过对照对比井组的采油结果可以发现, 使用超前注水开发模式进行石油开采, 整体效果良好, 产油量有所提高, 特别是在开采初期, 实验井组的日产油量明显高于对比井组。从而证明了超前注水开发模式在油田开采中的实用性。

3 结语

综上所述, 不同的油田注水开发模式使用的时间、手段及方法各有差异, 但是其最终目的都是增加石油产量, 延长油田稳产时间。此外, 本文以具体实例对油田注水开发模式的开采效果进行分析和说明, 受限于实验次数及规模, 开发效果明确度还有待提高, 望今后能多结合实践进行研究, 以更好的完善本文理论。

参考文献

[1]王金峰.油田注水开发生产系统监测与管理技术研究[D].西安石油大学2013.

[2]韩宾.青平川油田注水开发动态监测与评价[D].长安大学2011.

海上油田高效开发技术探索 篇8

关键词：海上油田;高效开发;稠油;边际油田;优快钻井;开发模式

海上油气田的勘探开发不同于陆上油田，海洋石油开发涵概了人类迄今掌握的所有科技。首先海上平台的建造、搭建就是一项艰具的任务，海洋深度越大海情越复杂，对平台设备的要求越高。此外水下油气管线铺设，水下井口设施， 浮式生产平台，水下三维勘探，各种钻探作业，都对一个国家的造船能力，地球物理，海洋工程，石油装备领域提出挑战。在任何方面出现短板，都会在国际合作中于不利地位。既然中国选择了独立的崛起之路，就会在各个方面面临更崎岖的历程与挑战。

一、海上油田开发的主要问题与挑战

1. 海上地质油藏条件复杂

我国近海油田大体分为3 大类：中小型轻质油油田、特殊岩性油气田、中型稠油油田。其中， 近海稠油油田的石油地质储量占海上已发现总地质储量的2 /3， 主要位于渤海湾油区， 对海油的稳产起着关键作用。渤海稠油油田储层为河湖三角洲—河流相沉积的砂体， 储层变化大、埋藏浅， 含油层数多， 含油井段长， 存在多油水系统且关系复杂;储层物性好，渗透率高， 胶结疏松， 油井出砂严重;流体性质较差，具有密度大， 黏度高（地下原油黏度26 ～741 mPa· s;天然能量不足， 边水不活跃。上述这些特点使得海上稠油油田开发难度大。对于特殊岩性油气田， 由于构造复杂， 形式多样， 断层多， 断块面积大小不一;储量规模不大， 油水关系复杂， 油气藏类型多， 如何经济有效地开发这类油田也是海上油田开发所面临的技术挑战。

2.海洋油田开发投资大和风险高

首先 ，以中国国情而言，在当前油价（80美圆一桶）下，陆上油井日产原油在3吨左右即可获得较好利润，若是海上油田这样的油井则无开采价值（中海油2009年的桶油主要成本为22.08美元）因此海上石油的成本问题也决定一些油田是否值得开采。以中石油某油田滩海（水下等深线-5米）开发为例。该油田为获得百万吨产能，兴建人工端岛等设施，花费10亿左右人民币，若是要在深海形成此等规模开发成本也将是10亿，这10亿则会是美圆。而海上石油开采正是一个“高风险”、“高技术”、“高投入”的产业，据测算，每钻井一米耗资约1万元人民币，而海上钢结构平台每平方米造价就高达两万美元，如此算来，建设一个中型的海上油田投资将在3亿到6亿美元之间，而一个大型油田总投资将高达20至30亿美元。凡此种种，在开发之前，一个中小油田前期勘探的费用将达到2000万美元。从寿命上讲，陆上油田开发后期可通过水驱，聚合驱等模式可继续生产若干年，甚至可以通过暂时关井等待地层压力恢复，油价攀升后，继续进行经济开采。而海上油田基于成本考虑则会选择关井，因此海上油田在寿命上也较短暂。另外海上石油开采还受油价，汇率的影响。对于地质条件资料匮乏，勘探数据不明的区域，任何石油公司都无能为力，何况南海南端石油储藏多位于其他国家大陆架附近，在没有军事保障的情况下，一切都是空谈。

二、油田高效开发技术

1.海上稠油少井高产技术

针对渤海稠油多、难开发的技术难题， 围绕如何实现少井高产， 在找准油藏、注海水强采、防砂、上岸4个方面进行技术攻关， 形成了海上稠油少井高产技术体系， 主要包括远程制导实时油层追踪技术、砾石充填多层防砂技术、注海水强采技术、长距离海底稠油混输技术。该技术能够保证钻头准确进入有效层段， 及时补足能量实现强采， 并在强采情况下油藏骨架不受损害， 能够通过把大量設备放置陆地而降低开发成本。

以渤海绥中36 -1油田为例， 该油田是20世纪80年代初期发现的大型海上稠油油田， 由于油稠、产能低、出砂和开发成本高， 陆地经验不适用、国际海上无先例可借鉴。在此情况下， 通过攻克70 km长距离海底管线稠油多相混输世界级难题， 实现了海上稠油油田的“半海半陆式开发”。

2.成熟区复式成藏规律主导下的滚动挖潜技术

由于河流相储集层的复杂性，井网调整常常需要经过数次循环才能达到较高的储量动用程度和较好的开发效益。本文以湖盆萎缩期层序发育的主控因素为理论基础，结合区域成藏背景，并结合油田的生产动态特征，提出在油田内部找油田、油田上部找油田的挖潜方向。滚动挖潜的思路为，在油田含油圈闭油柱高度分析、含油圈闭面积充满度分析的基础上，对可能存在的潜力进行搜索，并结合井组含水率差异性分析、生产动态数模精细拟合分析，开展潜力砂体的寻找。该技术在渤海BZ油田中高含水期油田挖潜中取得了很好的效果。以渤海BZ油田NmⅣ3小层为例。开发阶段认为F22MP中已钻遇该砂体的油水界面，但静态上发现该砂体25m的油柱高度远远低于其余砂体40m的油柱高度。通过对该砂体低部位一口生产井F29井的生产动态数模拟合分析，认为该砂体油水界面有下推40m以上的可能。为此提出了通过调整井F33井落实该砂体油水界面的方案，最终，F33井证实了该砂体油水界面下推54m，新增动用储量60×104m3。潜力方案F37H井实施后新增动用储量80×104m3，2012年10月投产后已累计贡献产油量3.5×104m3。

3.海上边际油田开发技术

渤海油田13 ×108 t储量属边际油田， 利用常规技术不能经济有效开发。针对渤海大量分散的小型油田难以开发的难题， 提出了“尽可能依托现有设施、工程设施尽可能简易化、工程设施可重复利用”的开发思路。在该思路指导下， 进行开发方案的设计和优化， 有针对性地采用一个简易平台、一条管线和一条电缆开发依托现有设施开发20 km以内边际小油田， 或采用可移动简易采油设施开发远离生产装置的边际油田， 逐步形成了后来的“三一模式”和“蜜蜂模式”等边际油田开发模式。采用上述的海上边际油田开发技术使13个边际油田投入开发、27个边际油田应用此项技术进行设计建造， 至今已有8 ×108 t边际储量得到开发利用。

三、结语

在国内现代石油工业向海洋发展的过程中，国外先进的现代海洋工程被快速引入了中国海油市场，特别是海外的油田勘探开发技术对国内石油工业产生了巨大的影响，使得海洋油气田钻完井技术产生了飞跃，为海洋石油的增储上产做出了巨大贡献。这些技术的突破将为海上稠油提高采收率闯出一条新路子

参考文献：

[1] 周守为.中国近海典型油田开发理论与应用[ M] .北京：石油工业出版社， 2009.

[2] 周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践[ M] .北京：石油工业出版社， 200.

[3] 王德民，程杰成， 吴军政， 等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用[ J] .石油学报， 2005， 26（1）：74 -78.