扶余油田综合调整配套技术研究.doc
扶余油田调整改造优化简化工艺技术研究与应用
通 过 室 内试 验 和研 究 ，解 决 了不 加 热 集 输 流 程 带 来 的低 温 脱 水 和 污 水处 理技 术 难 题 ，研 制 出低 温
木 翁 玉武 ，男 ， １６ 生 ，教授 级高级 工程 师 。 １８ 毕业 于吉 林化 工学 院化 工专 业 ，现任 吉林 油 田石油工 程有 限责 任公 司总经 理 。通信 地址 ：吉林 ９ ３年 ９ ５年 省松 原市 吉林 油 田石油工程 有 限责 任公 司 ，１８ １ ３￣
的集 油 措 施 。
是接 转 站 系统 负荷 率 低 的情 况 普 遍 、能 耗 高 ；五是 工程 安 全 缺 陷 的 问题 比较 大 ， 配 电设 施 急 待 更新 ， 供 注水 系统 效 率 仅 为 ３ ．％ ，注水 半 径 过 大 ，边 缘 井 ７２ 欠 注严 重 ，注 水 能 力 不 均 衡 等 。 总之 扶 余 油 田改 造 前 的地 面工 程 已难 以 适 应 生产 需 要 ， 急需 调 整 改 造 。
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翁玉武等 ：扶余油田调整改造优化简化工艺技术研究与应 用
２０ ０ ８年 ３月
破乳 剂 和 低 温 絮凝 剂 。研 制 出 的低 温 破 乳 剂 ，在低
统 筹 布局 ，力 求 各 种 工 艺 管 线 、电力 线 进 出方 便 ，
工 艺 流程 顺 畅 ，同时 考 虑 新 老 系 统顺 利 衔接 。在 没 有 新 征 地 的情 况 下 ，在 原 站 内改 造 、扩建 、新 建 了 ８ 座 站 场 ，最 大 限 度 利 用 了可 用 空 间 。改 造 后 ，脱
审查 ， ０ ５年 完成 主体 工 程 的 改造 ， ０ ６年 站 外 管 ２０ ２０
网改 造 大 部 分 完 毕 。
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扶余油田热采分层注汽技术研究
扶余油田热采分层注汽技术研究一、引言随着全球能源需求的不断增长，油田开采技术一直是石油行业的重点研究领域之一。
扶余油田作为中国大庆油田的重要组成部分，其热采分层注汽技术的研究对于提高油田采油效率，降低生产成本具有重要意义。
本文将对扶余油田热采分层注汽技术进行深入研究和探讨。
二、扶余油田热采分层注汽技术的发展历程扶余油田是中国大庆油田的一个重要部分，也是中国最大的油田之一。
自20世纪80年代开始，扶余油田就开始实施热采注汽技术，通过注汽的方式将高温高压的汽体注入油层，利用热能和压力促进油藏中稠油流动，提高提高采油效率。
这项技术的实施，有效提高了油田的采油率，为勘探开发提供了有力的技术支撑。
然而随着时间的推移，扶余油田的老油田井、早期注蒸液化效果逐步下降，油层渗流率降低、注汽压力较大、压降大等问题也逐渐显现出来。
在这样的情况下，传统的单一注汽方式已经无法满足油田开采的需求，对于扶余油田的热采分层注汽技术提出了新的挑战。
三、热采分层注汽技术的原理和优势热采分层注汽技术是将注汽的方式分为不同的层次，通过优化注汽参数，实现对不同层位的注汽效果的最大化，从而提高整个油田的开采效率。
该技术的原理如下：1. 控制注汽压力和注汽量，避免因为过高的压力导致油层渗透率降低、压降增大的问题，保证油藏稠油的渗流性；2. 优化注汽层位，将注汽分层进行调整，实现对不同油藏层位的注汽效果最大化，提高油藏采油率；3. 在不同层位实施不同的注汽方式，结合水平井、垂直井等工程手段，提高油层注汽效果的可行性；4. 采用先进的注汽监测技术，实时监测注汽效果，及时调整注汽参数和层位，保证注汽效果的最大化。
热采分层注汽技术相对于传统的单一注汽方式有明显的优势：1. 通过优化注汽参数和层位，提高了油田的采油效率，减少了废气排放，降低了生产成本；2. 通过优化注汽方式，减少了注汽对地下水层的压力影响，对环境的影响更小；3. 通过实施不同的注汽方式，提高了油藏的垂直采收率，提高了油田的整体产能。
扶余油田热采分层注汽技术研究
扶余油田热采分层注汽技术研究扶余油田是中国重要的大油田之一，目前石油开采已经进入了热采阶段。
在中高含水油井开采过程中，采用注汽技术可以提高采油效率，减少油井生产周期。
本文以扶余油田为例，介绍了其热采分层注汽技术的研究情况。
热采分层注汽技术是一种常用的采油技术，适用于深度较大、温度较高、油层厚度较小、孔隙度、渗透性较低、含水较高的油田。
该技术是在油层产能不足的情况下，通过在油层中注入高温高压的蒸汽，将油层中的原油加热、膨胀、降粘度、减少粘度，从而提高油层的渗透性，促进原油流动，提高采油效率。
热采分层注汽技术可以分成两种类型：连续注汽和分层注汽。
连续注汽是在整个产层中注入蒸汽，使整个油层渗透性提高，造成原油向井口的流动。
分层注汽是通过在不同深度注入蒸汽，使不同层段渗透性增加，从而达到充分开采各层段的目的。
在扶余油田的热采中，采用的是分层注汽技术。
1. 分层注汽井位置选取在扶余油田的热采中，通过对各井的地质构造、含油层段的地质条件进行评价，确定了热采分层注汽井的选取范围。
热采分层注汽井位于含油层段靠近上盖岩层和下盖岩层的位置，能够充分利用岩性和渗透率的变化，提高注汽效果，达到增产的目的。
2. 分层注汽技术参数优化扶余油田中，热采分层注汽的技术参数包括注汽压力、注汽量、注汽深度等。
为了达到最佳的增油效果，需要对这些参数进行优化。
（1）注汽压力的优化由于扶余油田油井都存在不同程度的井壁稳定问题，高压注汽可能引起某些井壁的破裂，导致产量下降、渗透率降低。
因此，注汽压力必须根据实际情况进行调整，不能超过井壁的承载力，以免对油井和石油储层造成损害。
注汽量是指在单位时间内注入的蒸汽量。
注汽量过小，无法充分提高油层渗透性，增加采油效率；注汽量过大，则会造成一些油层的过度加热，导致产量下降、粘度增加。
根据不同井的特点和注汽层数，确定合适的注汽量。
注汽深度是指注汽点距离油井顶部的距离。
注汽深度的选择要考虑油层温度、油层结构和泥层稳定等因素，以达到最佳注汽效果。
扶余捞油井提质提效管理技术研究
扶余捞油井提质提效管理技术研究扶余油田属于中高渗透油藏，目前处于双高开发阶段。
对于低产、低效井来说采用传统机械采油工艺技术进行开发生产，很难实现经济有效开发。
近年针对低效井转变生产方式，采取提捞式采油开发生产初步见到较好效果。
该项目针对目前提捞式采油配套工艺技术方面存在的不适应性，通过项目研究完善配套技术，设计了滑块式捞油抽子，开展捞油井液面测试技术及单井计量技术研究，确定合理的捞油工作制度，真正地实现提高捞油井的开发效益。
标签：提捞采油；管理技术；提高效益1 研究开展的基础现状扶余油田属于中高渗透油藏，目前处于双高开发阶段。
对于低产、低效井采用传统机械采油工艺技术进行开发生产，很难实现经济有效开发。
为提高这类油藏的动用程度和开发效益，近年针对低效井转变生产方式，所以开展捞油井提质提效管理技术研究是非常必要的。
2 油井提捞式采油配套工艺技术研究2.1 结构及原理将筒式抽子改进为滑块式捞油抽子，后者主要由悬挂器、上接头、中心管、活动滑块等组成。
①上行程：到预定井段后上提抽子，活动滑块在液柱的重力作用下下移至泄压滑块上端，使活动滑块和固定滑块合拢，与套管形成一个密封体，将原油提出井口。
②下行程：在钢丝绳、捞油抽子和配重自身重力作用下，抽子下行时与套管壁形成摩擦，活动滑块会自动上移至抽子上接头的下端，使抽子活动滑块与固定滑块之间错位，形成环形空间，便于原油更多地进入抽子上部。
2.2 实现捞油周期精细刻画和单井产量计算扶余捞油面临捞油周期制定不精确，单井产能认识不清两方面困境；为打破困境制定以液面测试为主导，精细刻画周期、单井产液，配合井口取样化验含水的研究路线从而认识单井产能。
首先，对测得的动液面深度进行数字化处理。
在未经转化前实际信号是连續的模拟信号，经过转化，信号变为离散的数字信号，利用计算机的处理，对声波法测试动液面的信号采集中，要求微音器的采样频率大于200Hz。
其次是解决捞油现场取样问题。
在冬季油井取样的过程中，井口取样阀与油管短丝连接处经常会出现冰冻现象，以往的做法是在现场动火或用开水浇淋取样。
浅谈提高扶余油田调整井固井质量技术研究
浅谈提高扶余油田调整井固井质量技术研究摘要针对扶余油田老区开发调整井埋藏浅，低温，油层多，层见易水窜等特点，通过速凝早强防窜水泥浆配方体系研究、提高水泥浆的顶替效率的机理研究及提高水泥浆顶替效率的高效低失水冲洗液研究，解决扶余地区固井技术难题。
应用该水泥浆配方体系及配套的工艺技术措施于现场固井施工，共现场试验46口井，固井合格率为100%，固井优质率为63.0 %。
关键词:调整井顶替效率低温早强速凝高效冲洗液扶余油田油层埋藏深度浅、井底温度低、油水层较多，经过长期高压注水开发，目前已经进入了高含水时期。
在地质构造、地层渗透率、套管断裂、长期注水、注采失衡、横向传导等因素的影响下，地层原始压力已经破坏，层间和层内压力差异突出。
在调整井固井过程中，地下流体容易侵入环空冲蚀水泥环，造成层间流体窜通、水泥浆漏失低返、套管裸露腐蚀、油水窜至地面、固井质量不合格等一系列严重的危害。
2、提高扶余油田调整井固井质量技术关键提高扶余老区调整井的固井质量，就要解决水泥窜槽和水泥低返的技术难题，关键是优选出适合扶余油田地质特点的速凝早强防窜水泥浆配方体系以及找出提高顶替效率的主要技术措施，主要开展以下三个方面的技术攻关：2.1速凝早强防窜水泥浆配方体系研究对水泥浆体系配方及性能进行进一步优化，使其具有高早强、低失水、防水抗渗、胶凝强度发展迅速、体积微膨胀等性能，有效防止固井后水窜的发生，提高固井质量。
2.2提高水泥浆的顶替效率的机理研究研究水泥浆顶替效率机理，总结出影响水泥浆顶替效率的主要因素，找出适合吉林油田调整井地质特点的技术措施，用于生产实践。
2.3提高水泥浆顶替效率的高效低失水冲洗液研究通过调节该段液体的流变性能，使之既满足水泥浆与冲洗液的良好顶替关系，又能实现紊流顶替钻井液的效果。
3、NCD低温早强膨胀防窜水泥浆体系试验研究NCD是一种复合型调整井水泥外加剂，它由早强减阻剂N和速凝剂D和速凝剂C复配而成，通过调节各种外加剂的用量，来调节水泥浆的流动度、早期强度、初凝时间和终凝时间，从而优选出适合扶余油田浅层调整井的水泥浆体系。
扶余油田东16-2区块扶杨油层沉积相研究
扶余油田东16-2区块扶杨油层沉积相研究扶余油田位于吉林省松原市宁江区境内,依托美丽富饶的松花江江畔。
研究区东16-2区域构造位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘,扶新隆起带的扶余三号构造上,是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜,属于裂缝性低渗透构造砂岩油藏。
油藏埋深浅,平均埋藏深度为325-540米。
研究区东16-2区位于扶余油田东部,目的层扶余和杨大城子油层--扶杨油层,即下白垩统泉三、泉四段。
东西两侧为断层遮挡。
储层具有砂体厚度薄、侧向连通性差、中孔中低渗、强非均质、含油丰度低特征,油藏主要受构造控制。
研究区面积3.04km2,泉三段地层的油层温度为31.5℃,压力系数为1.06,原始地层压力为4.4MPa。
油层正常的压力系统,饱和压力为3.6MPa。
地质储量为1184.1×104t,可采储量为390.7×104t,扶余油层主力油层是4、7、8、10、11、12小层,杨大城子油层主力油层是14、16、19、21、24、25小层,物性差异大,油层孔隙度主要分布在22-30%,渗透率主要分布20-200×10-3μm2,平均原始含油饱和度为72%。
截至2011年12月全区有钻井496口,油井357口,水井139口,综合含水92.17%,可采储量采出程度72.9%,油田经过30多年的注水开发,含水率日益增高,正面临严峻的开发形势。
无论在哪个阶段,油藏精细描述均是建立在合理的小层划分与对比的基础上。
本文通过扶余油田东16-2区块泉四、泉三段小层划分对比的详细解析,彰示小层划分对比的原则方法,由老的杨大城子油层的六个砂组到新的扶余油层的四个砂组,而具体的又把泉头组三段的扶余油层划分出来了十三个小层以及泉头组四段的杨大城子油层划分出来了十七个小层；从小层对比的剖面图中可以看的出来,各个小层在厚度变化上不是很大,剖面连线比较平坦,这说明东16-2区块整体沉积环境应该是较稳定的。
在对本区的目的层的小层进行的划分之后,为了更好的跟上生产节奏,又总结出五种单砂体的平面识别方法,即：河道之间的薄层砂沉积、河道与河道在高程上的区别、河道在演变中厚度的不同、河道的侧向叠加、河道由厚变薄再变厚；两种剖面识别方法,即：泥质间断面与钙质间断面。
扶余油田浅层水平井采油工艺配套技术研究
扶余油田浅层水平井采油工艺配套技术研究摘要：水平井技术目前已日趋成熟，并得到广泛应用。
2004年以来，在吉林扶余油田实施了一批水平井。
该油田水平井由于储层浅（400～550m之间）、斜井段长且水平位移大（斜井段长300m ，A点水平位移200m）、全角变化率大（10°/30m）、储层渗透率相对较高，为充分发挥水平井的技术优势，需要对水平段实施大段打开条件下的有效改造等特点及需求，给储层压裂改造和举升工作带来很大难度。
为此，在储层压裂改造方面研究应用了适于分段压裂改造的工艺管柱，满足了长井段压裂的需求；提出了以减阻、扶正和防磨为主的有杆泵举升技术对策，解决了下泵在井斜70度以内的水平井、大位移井有效举升问题，为水平井技术在吉林油田的大规模应用奠定了基础，同时也为国内相似条件下水平井应用提供了借鉴经验。
关键词：扶余油田；浅层水平井；压裂；封隔器；举升；防磨设计随着水平井技术的不断成熟配套，近来年获得较大规模的发展，已成为油田开发中的一项主体体技术，被广泛应用于稠油油田、低渗透油田、老油田的挖潜当中。
但就目前国内应用情况看，该项技术多应于中深井的开采，储层压裂改造多以限流法实现、流体举升设备一般未下到斜井段，对于浅层需进行大段改造、斜井段举升的实际需求，则没有开展这方面的试验与应用。
1 问题的提出2004年以来，吉林扶余油田产能建设受地面条件的限制，需进行部分水平井的钻井工作。
受储层埋藏深度的限制（埋深在400～600m之间），形成了具有吉林油田特点的“浅层水平井”这一井眼状况，即斜井段的长度要远远大于直井段长度，而且具有井斜变化快（狗腿度可达8～15°/30m）的特点；同时，针对扶余油田的储层特点，为进一步发挥水平井技术优势，需对水平井实施大井段（每段30m以上）的分段压裂改造。
因此，如何采取必要的技术措施，使这类井获得有效的压裂与举升，是目前采油工艺技术面临的首要任务。
2 浅层水平井采油工艺技术实施的难点2.1扶余油田浅层水平井的特点与以往水平井相比，2004年以来吉林油田所完成的水平井具有以下特点：一是“井浅、位移大”，所钻水平井储层埋藏浅，在400-550m之间，水平位大，水平位移达到500n 左右。
扶余油田管理问题初探
扶余油田管理问题初探
魏立东
【期刊名称】《管理观察》
【年(卷),期】2012(000)027
【摘要】扶余油田综合调整改造工程是通过采用油井不加热集输技术。
实现了优化简化、节能降耗的目标，为老油田调整改造的简化优化提供了技术储备。
我们本着油气集输地面管理技术服从油田开发的需求、服务于油田生产运行管理需要的工作宗旨。
不断研究和探索新的集输工艺怎样更好的满足油田开发需求新途径。
目前我厂采用多种油井计量手段，但离满足开发生产需求有一定差距。
因此，研究与新集输工艺较完备配套的油井计量工艺手段，已成为紧迫的研究课题。
【总页数】1页(P59-59)
【作者】魏立东
【作者单位】吉林油田扶余采油厂,吉林松原 138000
【正文语种】中文
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扶余油田开发中后期油田井网调整试验
[收稿日期]2007-01-12 [作者简介]于学文(1972-),男,1996年大学毕业,工程师,现主要从事石油地质综合与油田开发工作。
扶余油田开发中后期油田井网调整试验 于学文 (吉林油田公司扶余采油厂,吉林松原138000) 关云东 (吉林油田公司勘探开发研究院,吉林松原138000)[摘要]扶余油田已经进入含水中后期,注采井网不适应地下的地质特点,尤其是“两夹四”、“两夹五”注采井网,平面矛盾较突出,注采井网的不适应,年产油量下降,但部分区块剩余油仍然很高。
通过对井网存在问题及剩余油研究认识,提出了注采井网的重新调整———线性注采井网。
通过钻少量新井,对老井的封、补、转及低效井综合治理,强化注采关系,提高油井多向受效方向,达到增加注入水波及体积,强化补充潜力层驱替能量,改善开发效果,提高采收率的目的。
扶余油田经过井网的重新调整后,注采井数比由012～013提高到015,采收率由2715%提高到3315%。
[关键词]剩余油研究;井网调整;试验研究;油田开发[中图分类号]TE327[文献标识码]A [文章编号]1673-1409(2007)02-N174-03扶余油田位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘,华字井阶地扶余三号构造上,是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜,油藏主要受构造控制,断层多,裂缝发育,为东西向垂直张性构造裂缝,属于裂缝性中-低渗透构造砂岩油藏[1,2]。
1 井网存在的问题1970年扶余油田正式投入开发,经过2次井网调整,部分区块形成了扶余油田特有的“两排水井夹四排油井”(两夹四)、“两排水井夹五排油井”(两夹五)的行列式注采井网。
该井网在一定时期、一定程度上满足当时对产量、注水等方面的要求。
但随着油田开发的延续,两排水井夹多排油井的注采井网,注水受效方向少,注采井网的不适应性逐渐暴露出来,并直接导致了目前在注采方面所存在的问题和不足,不适应井网含油面积占4714%,地质储量占4415%,井数占45%。
扶余油田热采分层注汽技术研究
扶余油田热采分层注汽技术研究
扶余油田热采分层注汽技术研究主要是针对扶余油田的特点和需求，通过分析分层注
汽技术的原理和应用，探讨其在该油田中的适用性和优势，以期提高油田的采油效率和经
济效益。
扶余油田的特点是地质复杂，油层压力低，原油黏度大，须采取有效措施提高采油效率。
分层注汽技术是一种通过注入高温高压的汽化蒸汽来改变油层物性，减小原油黏度，
增加渗透率的方法，因此在扶余油田具有一定的应用前景。
通过对分层注汽技术的研究，可以分析其原理和实施方法。
分层注汽技术通过在地面
上产生高压高温的蒸汽，然后通过注入井口和井筒进行分层注入。
在地层中，蒸汽能够通
过直接接触和热传导的方式将地层中的原油加热，使其产生汽化现象，并提高地层温度和
压力，从而改变油层的物性和渗透性，提高原油的采收率。
分层注汽技术的研究还包括注汽参数的优化和控制。
通过研究不同的注汽参数，如注
汽压力、注汽温度、注汽时间等，可以确定最适宜的注汽参数，以提高热采效果和采收率。
通过合理的控制注汽量和注汽速度，可以避免地层温度过高或者地层崩塌等不良影响，确
保分层注汽技术的可靠性和安全性。
分层注汽技术的研究还需要考虑其在实际应用中的经济效益。
在扶余油田中，分层注
汽技术的实施需要投入一定的成本和资源，因此需要对其经济性进行评估和分析。
通过对
其采收率提升、产量增加和成本节约等方面的综合考虑，可以评估其在扶余油田中的应用
价值和经济效益。
扶余油田热采分层注汽技术研究
扶余油田热采分层注汽技术研究摘要：随着石油资源的逐渐减少，油田的开发难度逐渐增大。
其中，注汽技术作为常规油藏提高采收率的关键技术之一，在油田勘探开发中扮演着重要的角色。
本文以扶余油田为例，通过对该地区注汽技术的研究，提出其在分层注汽过程中的优化方案，达到提高采收率和效益的目的。
一、研究背景扶余油田是中国东北地区新兴的油田，位于吉林省扶余县境内，是中国最大的松辽油田露天开采基地之一。
该油田原油品质优良，单井生产能力高，但随着其开发时间的逐渐延长，注水量的增加等因素，采收率逐渐下降，成本逐渐提高，亟需采用新的技术提高采收率、降低成本。
注汽技术是提高油田采收率的常见手段之一，其通过向井口注入热汽，提高油层温度，减小原油粘度，以便原油更容易流动，进而提高采收率。
然而，由于油层分层、地质差异等因素的影响，注汽技术在实际应用中也存在一定的难度和问题。
二、分层注汽技术分层注汽技术是针对油层分层、地质差异等因素，根据油层不同温度、粘度、渗透率等特点，选择不同的注汽方式，以达到最大限度地提高采收率的技术。
因此，分层注汽技术需要考虑多种因素，包括地质、流体等方面，并进行综合分析和优化。
在应用分层注汽技术时，需要首先确定注汽层数和地层。
通常可以通过现场勘探、采样等方法，获取油层的各项参数，包括压力、温度、粘度、渗透率等，以便根据具体情况优化注汽方案。
其中，注汽层数的确定需要综合考虑各个地层的温度、粘度、渗透率等参数，以及注汽的量和温度，以求实现最佳的注汽效果。
三、扶余油田分层注汽优化方案基于分层注汽技术的实现，本文提出以下一些优化方案，以期提高扶余油田的采收率和效益。
2. 优化注汽方式。
扶余油田的注汽方式主要有直接注汽、缓慢注汽等多种方式。
在具体应用中，应根据油层的不同特点，选择合适的注汽方式。
例如，在温度较低的地层，可以采用缓慢注汽的方式，以防止温度过快的变化，而对于温度较高的地层，则可以采用直接注汽的方式，以达到最佳效果。
油田提高油井免修期综合治理技术探讨
旦 发生 上述 的问题 ， 在 维修 中需要针 对卡 泵和杆柱 进行 ３结 语 重新 安装 ， 如果 发现 杆柱 表面 存 在腐 蚀的 情况 ， 就需 要完 全拆 石油是 一种 宝贵 的不 可再生 资源 ， 对 现代社 会的稳 定和 发 卸， 造 成很 大维 修成 本 。除此 之 外 ， 螺纹 损 坏也 会导 致抽 油杆 展发 挥着 重要作 用。在 油井免 修期这 一课题 的研 究中 ， 了解越 的异常情 况 。 深入、 解决 越 透彻 ， 对整 个石 油产 业 的积极 作 用就越 大 。 当前 １ ． ２抽油 泵发 生泄 漏 我 国在油 井 免修 期 综 合技 术 方面 的 研 发还 有 很 多不 足 ， 一 方 抽 油泵 泄露 的 原 因包括 油管 丝松 动 、 裂缝 、 腐 蚀导 致 的孔 面 ， 可 以制 定 相关 的杆 管和 井下 工具 的规 范措 施 ， 建 立保 证 体 洞、 卸 油 器密封 不严 等 。抽 油泵 自身 的磨 损很 大 ， 同时也 容 易 系、 强化运 行机 制 、 加 强跟 踪 和评价 ； 另一方面 ， 需要 加速 科技 受到地 下水 腐蚀和 结蜡影 响 ， 因此 也是常 态性的 故障 。抽 油泵 创新 ， 制 定合理 的 解决 方案 ， 确保 油 井免修 期 的有效 性和 我 国 作为 石油工 程地 面建设设 施的关 键部 位 ， 故障 出现 自然 会影 响 的石 油产业稳 定发展 。 油 田的正 常作业 ， 因此需 要关注 。 参考文献 ： １ ． ３凡尔 失灵 ［ １ 】 贾碧 霞， 周燕， 李杰， 程 亮， 程严 军， 轩红 彦． 青海油 田延长油 凡 尔 失 灵 的原 因与结 蜡 和 油砂 卡 死 有 关 ， 油 井 开 采过 程 井免修期 工艺配套技 术『 Ｊ １ ． 青 海石油， ２ ０ １ ０ ， ０ ３ ： ６ ７ — ７ １ ． 中， 油 气压 力产 生的冲击 也会减弱其 作用 。 【 ２ ］ 阳雪 飞， 夏国斌， 杨 先祥， 李 国军， 余 胜 国， 谭 燕， 陈健． 提 高 １ ． ４油管 漏油 花土 沟 油 田油井 免修 期及 经 济评 价 【 Ｊ 】 ． 青 海 石油， ２ ０ １ １ ， Ｏ １ ： ４ ６ — 油管 作为输 送通 道受 到的腐蚀 性很大 ， 本身 的弯 曲也 让油 ５ ０． 管不断地 与接 箍摩擦 ， 产生破 损 ， 加上其 他使 用不 当等 原 因 ， 产 【 ３ 】 孟述 ， 杨 永 岩， 周 磊． 精 细 油井 管理 延长 油 井免修 期探 究 生漏 油 的可 能性 很大 。而 且一 次性 的伤 害就 是 不可 逆转 和修 ［ Ｊ ］ ． 中国石 油和化工标 准 与质量， ２ ０ １ ３ ， １ １ ： ２ ０ ６ ．
扶余油田东6扶杨两套井网调整研究
扶余油田东6扶杨两套井网调整研究作者：邓涛来源：《石油知识》 2018年第6期摘要：扶余油田整体接近特高含水开发阶段，密井网条件下注采敏感性上升、无效水循环严重，平面及纵向波及效率低，水驱效果差。
东6区块发育扶余、杨大城子油层，经历多次开发调整，扶杨合采矛盾日益突出，杨大城子油层开采受限，同时井网密度大、水驱效率低、无效水循环严重，因此该区块开展了扶杨两套井网的井网调整研究，此次调整研究对于类似区块具有很好的借鉴意义。
关键词：扶余油田；扶杨两套井网；井网调整研究1 油藏地质特征东6区块构造上位于扶余Ⅲ号构造，处于东区构造最高的位置，泉四顶面构造形态被数条南北向正断层切割，形成一个封闭的近菱形的垒块。
开发目的层为扶余油层和杨大城子油层，储集层砂体类型为三角洲分流平原相沉积；杨大城子油层为曲流河沉积，油藏类型属于构造油藏，具有统一的油水界面。
2 开发简况东6区块于1970年1月以三角形井网、溶解气驱方式投入开发，1974年注水开发，油井于1982年和1997年分别在原油井排以北及以南30米处进行加密，水井于1982年在原水井排以北30米处进行加密，进而形成了两排水井夹三排油井的开发方式。
随着开发时间的增长，老井井况日益变差，2005年对该区块进行了整体更新调整。
2010年进行部分井扶杨分采。
区块经历6个开发阶段，形成二夹三为主的井网格局（图1）。
3 井网调整3.1 调整依据3.1.1 储量丰度高通过储层单砂体精细刻画，在精细三维地质建模基础上，重新核实储量。
调整区井网储量丰度单井控制地质储量大，明确了扶、杨分层储量状况及主力层位，该区具有调整的物质基础。
3.1.2 开发方式不适应历次调整没有解决两夹多的问题，平面上井况恶化、水井停注多；纵向扶杨层系未真正实现分采，导致井点相互干扰严重，不发挥作用。
该区块扶杨合采，使杨大城子油层产能得不到充分发挥，甚至杨大城子几乎不出油，导致纵向上动用状况不均衡，开采效果很差，开发方式不适应。
扶余油田机采系统效率潜力研究与技术对策
扶余油田机采系统效率潜力研究与技术对策随着扶余油田的几十年的开发，油井产量不断下降，油井的产液供给关系与油井的生产参数之间的矛盾越来越突出，油井生产参数与设备之间的协调关系越来越不匹配，电能浪费日趋严重，机采系统效率长期徘徊在22%水平，提升办法举步维艰，采油成本越来越高，尤其近两年，在低油价的态势下，成本下行压力越来越大，利润空间越来越小。
因此，对扶余油田机采系统效率的研究、找出合理的提升对策势在必行。
本文通过对扶余油田机采系统效率影响因素进行深入剖析，采取理论推导，应用统计方法对扶余油田未来系统效率提升潜力进行科学预测，并采取相应对策措施来提高机采系统效率、降低油井吨液单耗，提高油井的开发水平，对扶余油田实现高效开发、稳产开发具有重要意义。
标签：机采系统效率；潜力；吨液单耗1 扶余油田机采系统效率影响因素1.1 节能设备应用比例低，制约系统效率提升在扶余油田，油井节能设备应用比例相对较低，节能抽油机应用比例为48.6%，节能电机占24.5%，节能配电箱占27.5%。
通过2010年-2013年现场应用表明，在扶余油田，节能电机较普通电机节电16.7%，系统效率高1.67%。
1.2 “大马拉小车”问题突出扶余油田油井电机平均额定功率为 5.5kw，且 5.5kw电机占到了总井数的90%，电机平均负载率为31.4%，负载率小于50%的井达3600多口，也即有90%的井在现阶段是“大马拉小车”。
抽油机平均载荷利用率、扭矩利用率分别为52.2%，50.4%；两者利用率效率小于50%的井分别达1900多口和2300多口，占总井数的48.4%和58.5%。
由于前期投产选型时预留空间大，导致后期随着产液下降，抽油机“大马拉小车”问题也凸显。
1.3 高冲次、低产产液量多，有功损耗大扶余油田低产、高冲次较多，导致有效功率较低，目前仍有500多口日产液量小于2吨，其中高冲次井（大于5次）有200多口，并且其中有60多口井，按照现有设备能力，不管是从地面参数还是地下参数上看，均无法进行调小。
扶余油田注水系统综合提效技术研究
扶余油田注水系统综合提效技术研究针对扶余油田注水系统效率低，全面剖析能效提升的主要制约因素，采取系列针对性技术措施，提高注水系统效率。
标签：扶余油田；注水系统效率；优化措施；节能降耗一、扶余油田注水系统效率现有水平1、扶余油田注水地面系统能耗架构：1.1注水水源。
水源井29口，分布于三座注水站周边，设计日产水能力2.55万方。
三座污水处理站，日设计处理能力5.6万方1.2站内注水系统。
3座注水站共有离心式注水泵机组16套，总装机功率12650KW；注水设计能力日5.71万方；1.3注水管网。
注水管网总长1106.1Km，其中注水干线76.3Km，支干线92.3Km，单井线937.5Km，管网最大注水半径8.9Km。
1.4站外配水间。
配水间225座，辖注水井2067口，井口平均油压5.2MPa，日配注水量4.9万方。
2、注水机组效率和管网效率。
按照目前月度注水泵运行数据，计算出三座注水站平均机组效率为64.03%，注水管网效率为63.43%。
3、注水系统效率及单耗。
按照注水系统运行数据，计算出平均注水系统效率为40.6%，注水单耗为3.96kwh/m3。
二、注水系统能效提升的主要制约因素扶余油田注水系统伴随着油田早期注水开发建设而建成，投运时间較长，注水系统效率相对较低，2009年不足38%，较吉林油田公司（45.35%）及国内油田注水系统效率平均水平（47.08%）有较大差距。
效率较低的主要制约因素体现在以下几方面：1.注水量较大，离心式注水泵机组效率相对较低。
离心式注水泵一般注水泵机组效率为63-70%。
扶余三座注水站全部为离心式泵，平均不足65%；2.泵站泵压与注水需求不匹配，存在较大泵管压差。
扶余油田三座注水泵站出口设计压力为9.5-10.0MPa，而出站干线压力需求平均为8.5MPa，泵管压差保持在1.0～1.5MPa之间，无功损耗约为12～16%；3.注水管线繁多，注水半径大，管线更新及清洗欠账较多，导致管网效率低下。
用RMT资料指导扶余东区调整开发方案
用RMT资料指导扶余东区调整开发方案
侯世华;李建设;王真良;刘迎红
【期刊名称】《测井技术》
【年(卷),期】2003(027)004
【摘要】扶余东区是一个有30多年开发历史的老油田,目前产油量下降较快,综合含水率已经达到88%.为了寻找剩余油饱和度相对较高的区域和层位,2002年用油藏监测仪RMT在该区测井30多口.RMT测井资料显示,该区块大部分油井上部主力油层剩余油饱和度较低,水淹严重;油井下部油层剩余油饱和度相对较高,但动用程度较差;部分油砂体内纵向上剩余油饱和度差异较大,水淹不均匀.针对这些情况制定并实施了调剖、堵水、补孔、压裂等措施,收到了较好的控水、增油效果.实践证明,RMT在这类油田过套管测量含油饱和度方面具有较大适用性.
【总页数】4页(P330-333)
【作者】侯世华;李建设;王真良;刘迎红
【作者单位】大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司;大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司;吉林石油集团公司;吉林油田有限责任公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.RMT测井资料解释方法研究 [J], 戴家才;郭海敏;王界益;田祖红;秦民君;张龙;郭锋
2.RMT剩余油测井资料在YL油田的应用 [J], 姚美兰;李强;赵红梅;张亚莉;邹泽举
3.RMT测井资料处理解释软件开发及应用 [J], 何素文;杨春文;李爱润;刘卫东
4.扶余油田东区水驱转注蒸汽开发可行性研究及矿场实践 [J], 谷武;董晓玲;姜雪松;庄淑兰;李艳华
5.RMT测井资料应用效果评价 [J], 程芳;张陈慧;张浩;孙运强;徐静
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油井综合动态监测仪在扶余采油厂应用
油井综合动态监测仪在扶余采油厂应用摘要：在油田开发过程中，及时发现管线漏，管线不通、停井和不正常井是采油生产管理的一项重要工作。
原来只能通过员工巡井、计量、测示功图来发现。
油井综合动态监测仪是针对操作员工少，管井多，很难及时发现管线漏、管线不通、停产井及不正常井而研制的实用新型装置。
该监测仪可以第一时间发现管线漏、管线不通和停井，减少停井时间，减少丢电机，减速箱丢机油现象的发生。
同时还可以及时发现抽油杆断脱，电机过载、欠载、空载现象的发生。
提高采油时率在8%以上，不正常井影响采油率降低了2%左右。
关键词：动态监测仪实验应用—、问题的提出在采油队经常出现管线漏、管线不通、皮带断、电机空转，断脱井等事件造成浪费电能及环境污染不能及时发现。
尤其夜班1个人16个小时管辖三个井组80-100口井，查一遍井需要2-3个小时，很难及时发现，为了解决这一难题研制油井综合动态监测仪。
二、油井动态监测仪结构主要由压力传感器、电流互感器、电压互感器、GPRS模块、开关电源、SIM流量卡、外置天线、箱子组成。
三、油井动态监测仪工作原理计算机安装远程采集监控软件，GPRS里安装流量卡，由压力传感器、电流互感器及电压互感器、实时采集井口油压、电机三项电流及电压。
将油压、电流、电压、功率因素、有功功率、无功功率、电量数据传送给GPRS，GPRS将数据传到服务器上，将数据存到数据库。
制作网页，通过另一台电脑浏览网页随时查看油井状况，对设备上传数据进行分析，可以借助运行电流曲线进一步确定设备及油井当前状态，可以保存一段时间内的历史记录，方便对设备故障进行分析、当有故障发生时，报警提醒，井组员工可收到短信提醒。
见图图2-1油井动态监测仪监控系统示意图1-控制开关；2-电压互感器；3-电流互感器；4-压力传感器；5-GPRS；6-服务器四、油井动态监测仪主要用途1、油井井口油压监测，当压力大于设定上限压力时将以发送短信方式发送到员工的手机。
低渗透油田密井网条件下注水调整与控制研究
低渗透油田密井网条件下注水调整与控制研究关云东;于学文【摘要】扶余油田是一个开采有50余年的陆上老油田,经过5次较大规模井网调整,尤其是从2003年开始的以二次开发为主题的整体调整改造,井网密度由调整前的47口/km2上升到调整后的80口/km2,形成了目前的密井网.通过调整改造使扶余油田再次焕发青春,原油产量重上100×104t并持续稳产5年.但在密井网条件下,由于扶余油田渗透率较高,加大了注水方案调整与控制的难度,同时也给持续稳产百万吨带来了不利因素.主要介绍了密井网条件下通过强化动态分析,加强对区块动态形势的掌控,科学有效调整注水方案,加大注水配套措施的应用力度,提高注水波及体积来不断提高油田开发水平.【期刊名称】《长江大学学报（自科版）农学卷》【年(卷),期】2013(010)001【总页数】4页(P90-92,95)【关键词】扶余油田;密井网;注水方案;注水配套技术【作者】关云东;于学文【作者单位】中石油吉林油田分公司扶余采油厂,吉林松原138000;中石油吉林油田分公司扶余采油厂,吉林松原138000【正文语种】中文【中图分类】TE357.6扶余油田自2003年井网调整改造以来，形成了线性密井网，密井网的出现给稳油控水增加了难度。
以注水政策为依据，以分析评价为基础，结合配套的注水技术对策，增强注水方案调整的及时性、敏感性、预见性尤为重要。
同时采取配套注水技术对策措施，强化以水井为中心的平面注采关系的研究认识与改善对策，以能量保持满足油层潜力最大发挥为衡量标准，确保注水效果的发挥。
1 扶余油田油藏特征扶余油田位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘，华字井阶地扶余三号构造上，是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜，属于在穹隆背景控制下受一定岩性因素影响的中低渗透构造、层状油藏。
开采目的层为扶余油层和杨大城子油层，油层埋藏深度320～500 m，油层有效厚度为10.3 m，平均孔隙度25%，空气渗透率180×10－3μm2，原油粘度为32～40 mPa·s，原油密度0.865～0.89t／m3，地面粘度为32 mPa·s，原始地层压力4.4 MPa。
扶余油田热采分层注汽技术研究
扶余油田热采分层注汽技术研究扶余油田位于吉林省松原市，是中国东北地区最大的油田之一。
随着油田开采压力的逐渐降低，热采已成为该油田的主要采油方式之一。
在热采过程中，注汽压力的控制和分配是关键技术之一，直接关系到采油效率和油田稳产。
针对扶余油田热采分层注汽技术的现状和问题，进行了研究和探讨，总结出一些有效的解决方案和改进措施，提高了采油效率和油田稳产，具有一定的现实意义和推广价值。
热采分层注汽技术是指在油井井筒内设置多个气缸和多段套管，分层注入注汽，从而形成不同压力的气体环境，提高油层温度和压力，增强油的流动性，进而提高采油效率和油田产量的一种技术。
扶余油田的热采分层注汽技术已经有了一定的应用和实践，但仍然存在以下问题：（1）注汽量控制不准确。
由于注汽压力和注汽量的测量不准确，容易导致注汽量超过或不足，影响热采效果和油田产量。
（2）注汽分配不均衡。
在注汽的过程中，不同层次的注汽量和压力往往存在差异，造成热采效果不稳定，影响油田产量。
（3）注汽管路堵塞。
由于注汽管路存在各种杂质和油污等，容易导致管路堵塞，让注汽的流量减小，影响热采效果和油田产量。
（4）注汽设备老化。
扶余油田热采分层注汽设备使用年限较长，存在一定的老化和损坏，影响注汽压力和注汽量的稳定性和准确性。
二、改进措施和应用效果针对以上问题，提出了以下改进措施：（1）完善注汽压力和注汽量的监测和控制系统，采用数字化控制技术，实现注汽的精准控制。
通过建立一套完整的数据监测和反馈系统，可以及时监测注汽压力和注汽量的变化，并根据实际情况进行调整和控制，使注汽量和压力达到最优状态。
（2）优化注汽管路结构和布局，实现注汽的均衡分配。
通过合理设计注汽管路的布局和结构，采用多根并联的形式，以彻底解决不同层次注汽量和压力的问题，并保证注汽的顺畅流通，避免管路堵塞。
（3）增强注汽管路的防腐蚀和清洗能力，降低管路堵塞的风险。
采用耐酸碱性材料制作注汽管路和套管，选择合适的清洗剂，定期进行管路清理和维护，加强管路的防腐蚀能力和清洁度。
扶余油田西10—2区块注水技术政策及调控方法研究
扶余油田西10—2区块注水技术政策及调控方法研究摘要：扶余油田自2004年油田整体调整以来，由于井距缩小，注采反应加快，导致调整后注采调控难度不断加大，表现出含水上升速度过快，递减率一直居高不下，采油速度在逐年下降，油田稳产面临到新的挑战。
针对目前开发面临的难题及今后油田稳产的需要，开辟了西10-2区块典型试验区块。
因此通过对典型区块的试验，探索出一套适合同类区块注水开发的典型做法，指导同类区块调整后的注水开发，确保区块持续稳产，具有重要意义。
关键词：注水政策调控研究推广扶余油田西10-2区块位于扶余油田西区，2005年由两夹四转成线性井网，为水驱典型代表区块。
油水分布主要受构造控制，全区统一的油水界面-330m。
主要发育扶余油层，局部钻遇杨大城子。
扶余层在陆相～三角洲过渡环境下共发育辫状河道、点坝及其河道间等五种微相。
复杂的地质环境，要实现油田长期稳产，必须对区块的注水技术政策及日常调控方法进行精细研究。
一、研究方法利用西10-2试验区调整井的测井资料、取心井资料，在原研究的基础上，深入开展单砂体研究，分析储层平面、纵向分布规律，精细储层认识。
根据储层研究成果，利用不同时期测井资料、岩心化验资料及动态数据，分析剩余油在不同层位、不同单砂体及不同油水配置条件下，平面、垂向、层内分布规律，初步确定剩余油富集层位及有利区，指导各项注水方案制定及调控方法的研究。
二、研究内容1.油水井调整井注采调控原则东部油水井整体更新区，首选Ⅲ、Ⅳ砂组和Ⅰ、Ⅱ砂组的高饱和度弱水洗层动用，后期再动用强水洗层并配合调剖或三次采油。
动用方式为复合射孔。
油井动用Ⅲ、Ⅳ砂组。
老水井停注Ⅰ、Ⅱ、Ⅴ砂组，细分Ⅲ、Ⅳ砂组，观察一段时间后，进行注采调控。
注水强度按射厚配注，强度控制1.5方/米，薄层按调试最低限5方配注。
2.采取多种方法研究水驱规律注水开发后期，水驱状况非常复杂，剩余油认识的重要性越发突出。
加强关停井及调整方案后的动态效果跟踪分析，辅助必要的监测技术手段，认识水驱规律。