孤岛油田东区Ng3-4产能块地面工程方案设计

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孤东油田三四区二元复合驱窜聚井治理研究

孤东油田三四区二元复合驱窜聚井治理研究摘要：以孤东油田三四区注聚区为例，对窜聚井的形成原因和下步治理措施进行了研究和探讨，通过提控结合油水联动治理窜聚井，现场应用效果良好，改善了聚驱开发效果，对其它同类油田的聚驱开发具有借鉴意义。

关键词：窜聚调控结合聚驱效果聚合物驱是指向油藏中注入高相对分子质量的水溶性聚合物溶液的驱油方法。

同水驱开发油田不同，聚合物驱通常是在水驱开发的基础上进行的，由于流度比的下降大大提高了驱替相波及的区域，降低了含油饱和度，从而提高原油采收率。

影响聚合物驱效果的因素很多，包括储层特征、井网、地层温度、地下原油粘度、聚合物粘度、注入速度等。

二类油藏总体上呈现砂体发育规模小、小层数多、单层厚度薄、平面及纵向非均质严重的特点【1】，在聚驱开发过程中局部井区因三大矛盾的突出，易造成见效时间早，含水回返快，局部井区窜聚的现象，严重影响聚合物驱油效果。

本文以孤东油田三四区注聚区为例，针对现在开发中出现的含水回返井进行研究和探讨，总结出造成含水回返的原因和影响因素，并通过动态调整减缓含水回返速度，进一步扩大注聚见效效果。

1 基本情况孤东油田三四区位于孤东油田西部，是由断层切割形成的自然区块，含油面积9.4Km2，有效厚度11.5米，孔隙体积3361*104m3，注聚地质储量2063×104吨，平均注采井距150米。

设计总用量630PV.mg/L；注入方式：0.15PV?2200mg/L+0. 6PV?1800mg/L + 0.05PV*1500mg/L；注入速度：0.08～0.11PV/a（8050-9930m3/d）；溶液配制：清水配制母液，污水稀释注入。

预测0.13-0.15PV时见效（540天左右），预测提高采收率6.1%，累计增产原油126×104吨。

2006年10月19日开始实施降水降压，2006年12月7日开始注聚，目前管辖区域内有油井总井67口，开井58口，日液3192吨，日油320吨，平均单井日液55.0吨，单井日油5.5吨，综合含水90.0%，动液面905米；水井总井33口，开井30口，油压12.6MPa，日注2990立方米，目前注采比0.94，平均见聚浓度463mg/L。

油田施工计划方案

二、施工组织与人员安排
为确保油田施工计划方案的顺利实施，特制定以下施工组织与人员安排：
1. 施工组织：
（1）成立项目指挥部，负责整个油田施工项目的组织、协调、管理和决策，确保项目按照计划推进。
（2）设立施工管理部门，负责具体施工过程的组织、监督和管理，包括施工进度、质量、安全、环保等方面。
（3）设立工程技术部门，负责施工技术指导、方案优化、技术创新及施工难题的解决。
（5）配备足够的安全生产设施和劳动保护用品，确保施工人员的人身安全。
（6）加强对特殊作业环节的安全管理，如钻井、高空作业、电气作业等，严格执行相关安全操作规程。
（7）定期开展安全生产活动，提高全体施工人员的安全素质，营造良好的安全生产氛围。
（8）建立健全事故调查和处理机制，对发生的安全事故及时进行调查、处理和总结，防止同类事故的再次发生。
2. 施工进度安排：
（1）总体进度：按照项目总体计划，将油田施工分为若干阶段，明确各阶段的工作内容、时间节点及完成标准。
（2）阶段进度：具体分为以下阶段：
a. 勘探阶段：进行地质调查、地球物理勘探等，为油田开发依据。预计耗时2个月。
b. 钻井阶段：开展钻井作业，包括井筒设计、钻进、固井等。预计耗时4个月。
2. 工程目标：
（1）确保施工安全：严格遵守国家及行业安全生产法律法规，加强施工现场安全管理，降低安全事故发生率，保障施工人员生命财产安全。
（2）提高工程质量：严格按照设计文件和施工规范进行施工，确保工程质量达到优良标准，满足油田开发需求。
（3）缩短建设周期：合理安排施工进度，优化施工工艺，提高施工效率，确保项目按期完成。
（2）设立质量管理小组，负责监督、检查施工过程中的质量问题，对发现的问题及时整改。

孤岛油田中二北Ng3.4注聚前整体调剖技术应用

维普资讯
海洋石油
第２７卷第ｌ期
文章编号：０８—２３２０）１—０４１０３６（０７００１—０４
０ＦＳＦＨ０ＲＥ０ＩＬ・４１・
孤岛油田中二北Ｎｇ．聚前整体调剖技术应用３４注
张岩，社红，杨宋岱峰，韩鹏，祥义杜
（国石化胜利油田有限公司孤岛采油厂，东东营２７３）中山５２１
摘要：对孤岛油田中二北Ｎ３４单元进行注聚开发中，了改善长期注水开发造成的层间、内矛盾，制聚合物的在ｇ— 为层控
１２开发现状，
截至目前中二北Ｎｇ — ３４共有油水井１９口，６其中油井１５口，０开井８８口，均单井日产液水平平９，／，井日产油水平３８ｔｄ综合含水９２ｔｄ单．／，
９．６１％，油速度０４％，出程度３．５％。采．８采３８
孤岛油田中二北位于孤岛披覆背斜构造北
ｍｇＬ，／主要是高矿化度的污水回注造成的。中二北Ｎｇ — 始地层压力为１．ａ目前地层压３４原２４ＭＰ，
力为１．ＭＰ，油饱和压力为１．ａ压力０８ａ原０５ＭＰ，
维普资讯
・
４２・
海洋石油
２００７年３月
道严重，短期内还会发生油井的窜聚，不仅影响注

油田地面工程施工方案

油田地面工程施工方案一、概述油田地面工程施工是指在油田地面进行的工程施工活动，包括建设油气田生产装置、储存设施和生产配套设施，以及配套基础设施、公用设施和生产生活设施等。

本施工方案旨在对油田地面工程施工所涉及的关键工程结构、设备安装、管道敷设等施工工艺、安全防护措施等进行详细规划，确保施工过程安全、高效、质量可控。

二、施工前准备1. 勘察设计施工前需充分了解工程地质条件，对地质特征、地下水位、土壤承载力等进行详细勘察，为后续施工提供准确的数据支持。

同时，需根据设计要求，制定施工方案，明确各项工程施工的具体要求和步骤。

2. 材料购置根据施工计划，提前计划采购所需的施工材料和设备，确保物资供应充足，避免因材料不足而导致施工进度延误。

3. 人员培训对施工现场的技术人员和工人进行必要的培训，确保他们具备相关的技能和安全意识，提高施工质量和保障施工安全。

4. 施工环境准备对施工现场进行整理，清除杂物，确保施工现场整洁有序，为后续施工作业创造良好的工作环境。

三、工程施工1. 地基处理地基处理是油田地面工程施工中的重要环节，需要根据地质条件和设计要求选择合适的地基处理方法，如填土夯实、挖土砂石垫层等，确保地基的稳固和承载能力。

2. 设备安装在地面工程施工中，设备安装是一个关键环节，包括泵站、压缩机、分离器等设备的安装和调试。

在进行设备安装前，需对设备进行严格的检验，保证设备的质量符合要求，同时要保证设备的安装位置、固定方式符合设计要求，安装过程中需严格按照相关规范和要求进行操作。

3. 管线敷设油田地面工程中的管线敷设是一项重要工程，需要对管线进行测量、切割、焊接、安装等工艺操作，同时需配备专业的管道安装设备和专业作业人员，确保管线安装质量和安全。

4. 防腐保温油田地面工程中的大部分设备和管道需要进行防腐保温处理，以延长设备和管道的使用寿命。

在进行防腐保温前，需对设备进行清洗、打磨等处理，然后进行防腐保温设计和施工，确保防腐保温层的质量和性能。

油气田地面工程方案

油气田地面工程方案一、项目概况1. 项目名称： XXX 油气田地面工程2. 项目地点：XXX 油气田3. 项目规模：XXX 平方公里4. 项目投资：XXX 亿元5. 项目建设周期：XXX 年二、项目背景随着工业化和城市化进程的不断推进，全球对能源的需求不断增加。

油气田作为石油和天然气的主要开采地，是能源产业的重要组成部分。

为了更好地满足社会对能源的需求，我国对油气田的开发和建设提出了更高的要求。

本项目便是为了满足国家对油气资源需求，进一步推进油气田开发的要求而展开的。

三、工程目标1. 加强油气田开发与建设，提高资源能源产出；2. 提升油气田地面工程设施，提高工作效率；3. 优化油气田地面工程布局，提高资源利用率；4. 落实油气田安全环保措施，保障环境和工作人员安全。

四、项目内容1. 新建油气井区：根据XXX 油气田的地质条件，选择合适的地段新建油气井区，建设油气井井口、防爆设施等。

2. 建设油气处理厂：建设符合国家标准的油气处理厂，包括原油储存罐、分离设备、加热设备、输送管道等设施。

3. 设施改造升级：对已有的油气田地面工程设施进行改造升级，提升设备性能和工作效率，保障设施安全可靠。

五、工程方案1. 油气井区建设：（1）选址布局：根据地质勘探结果，选择适宜的地段建设油气井区，保证油气开采效率和安全性。

（2）建设井口设施：根据地质条件和井口深度，选择合适的井口设施，包括防爆装置、灭火设备等，保障井口安全稳定工作。

2. 油气处理厂建设：（1）选址布局：选择离油气田井区近的地段建设油气处理厂，减少输送成本，提高工作效率。

（2）设施建设：根据日产油气量、生产需求等因素，建设符合国家标准和需求的储存罐、分离设备、加热设备等。

3. 设施改造升级：（1）设备升级：对已有设备进行升级改造，提高设备性能和生产效率，延长设备寿命。

（2）安全防护：加强设施的安全防护措施，保障设备和人员的安全。

六、项目效益1. 提高油气资源的开采利用率，增加资源能源产出；2. 提高设施工作效率，减少人力和物力成本；3. 优化设施布局，提升资源利用效率；4. 减少环境污染和安全事故发生率。

油田工程建设布局方案

油田工程建设布局方案一、油田工程建设布局方案的要点1、地质勘探：在确定油田位置前，需要进行地质勘探，了解地下地质结构和油气资源分布情况。

2、选址和规划：确定油田建设的位置和规划范围，并考虑周边环境和社会因素，做出合理的选址和规划。

3、设施布局：包括油井、注水井、采油管网、注水管网、油气处理设施等设施的布局，要有合理的配套设计。

4、环保设施：油田工程建设需要考虑环境保护设施，包括废水处理、废气处理、土地恢复等设施的布局。

5、安全设施：油田工程建设需要考虑安全设施，包括防火、防爆、防泄漏等设施的布局。

6、生活设施：在油田建设中需要考虑员工的生活设施，包括宿舍、食堂、医院等设施的布局。

7、输送设施：油田工程建设需要考虑油气输送设施，包括管道、管道桥、输气站等设施的布局。

8、物流设施：油田工程建设需要考虑物流设施，包括材料库、设备库、车辆库等设施的布局。

以上是油田工程建设布局方案的要点，下面将介绍油田工程建设布局方案的步骤。

二、油田工程建设布局方案的步骤1、地质勘探和资源评价：在进行油田工程建设布局方案前，首先要了解地下地质结构和油气资源分布情况，进行资源评价，确定油井的位置和数量。

2、规划设计：油田工程建设需要进行规划设计，包括选址和规划、设施布局、环保设施、安全设施、生活设施、输送设施、物流设施等内容的设计。

3、环境评价：油田工程建设需要进行环境评价，评估工程对周边环境的影响，并确定必要的环保设施。

4、安全评价：油田工程建设需要进行安全评价，评估工程的安全性，确定必要的安全设施。

5、经济评价：油田工程建设需要进行经济评价，评估工程的投资和收益情况，确定项目的可行性。

6、社会评价：油田工程建设需要进行社会评价，评估工程对周边社会的影响，确定必要的社会设施。

7、最终方案确定：综合考虑地质勘探、规划设计、环境评价、安全评价、经济评价和社会评价的结果，确定最终的油田工程建设布局方案。

以上是油田工程建设布局方案的步骤，油田工程建设布局方案的编制需要综合考虑地质勘探、规划设计、环境评价、安全评价、经济评价和社会评价等因素，制定出合理的布局方案，以确保油气资源的开发效率和安全性。

采油厂地面工程建设方案

采油厂地面工程建设方案一、前言随着石油资源的逐渐枯竭，深层油气开发成为当今石油行业的主要趋势。

地面工程是石油开采中的重要环节，它直接关系到采油厂的生产效率和生产成本。

本文将结合某一石油公司的实际情况，从地面工程的整体规划、建设内容和建设流程等方面，提出了一套完整的采油厂地面工程建设方案。

二、地面工程的整体规划1.地面工程建设目标地面工程建设的最终目标是实现对油气资源的高效开发和利用。

针对该目标，地面工程需要在提高采油厂生产能力的同时，控制采油厂生产成本，降低环境污染和提高安全生产水平。

2.地面工程建设原则在地面工程建设过程中，需要遵循以下原则：节约资源、环保绿色、安全可靠、高效运行、智能化管理。

3.地面工程建设布局地面工程的建设布局要考虑到资源的集中利用和现场作业的便捷性。

一般可按照采油厂主体生产区、辅助生产区、生产配套区和生活保障区进行规划布局。

三、地面工程建设内容1.采油厂主体生产区主体生产区是地面工程建设的核心区域，它包括油藏开采、气体处理、油气输送等基本生产设施。

主体生产区的建设内容主要包括石油采收系统、气体处理系统、采油厂设备、管网系统等。

2.辅助生产区辅助生产区主要包括水处理、电力供应、污水处理、废气处理等配套设施。

这些设施虽然不是主要生产设施，但却对采油厂的正常运行和生产效率有着至关重要的作用。

3.生产配套区生产配套区包括办公楼、仓储设施、实验室等，主要是为了方便采油厂对生产过程的管理和监控。

4.生活保障区生活保障区主要包括员工宿舍、医疗保健、餐饮等，这些设施的建设对于保障员工的生活质量和身心健康至关重要。

四、地面工程建设流程1.规划阶段在规划阶段，需要对采油厂地面工程的整体规划和建设内容进行详细规划。

包括土地利用、资源配置、设施布局等方面的规划。

2.设计阶段在设计阶段，需要对地面工程的建设方案进行深入设计，包括建设工程的结构设计、设备选择、系统布局、工艺流程等方面的设计工作。

3.施工阶段在施工阶段，需要按照设计图纸和规划要求进行地面工程的施工作业。

东Ng3稠油热化学蒸汽驱试验探讨

东Ng3稠油热化学蒸汽驱试验探讨【摘要】本文首先分析研究了东ng3稠油单元蒸汽吞吐开发过程中存在的问题，针对性的总结出了制约吞吐效果的主要因素，并在此基础上提出了蒸汽吞吐后期转热化学蒸汽驱的解决方案。

【关键词】稠油油藏蒸汽驱吞吐后期波及体积东区ng3稠油与孤岛油田ng5稠油相比：油藏埋藏浅、储层厚度薄、泥质含量高（16.5%）、胶结疏松、易出砂，原油粘度（3000-5000mpa.s）相对较低，多轮次吞吐后地层能量低、油汽比下降、吞吐效果变差。

为探索东区ng3稠油多轮次开发后期提高采收率有效接替技术，在前期油藏研究及蒸汽驱操作参数优化研究的基础上，2010年5月在东24-3井区选择了d22-1井组开展了低压、中干度锅炉蒸汽驱推广应用试验。

1 提高东24-3井区蒸汽驱效果的配套措施1.1 优化注汽参数，保障汽驱效果蒸汽驱参数对汽驱效果影响非常大，只有在合理的操作条件下才能取得油藏条件应有的采收率，因此，要使蒸汽驱达到油藏条件应达到的汽驱采收率，必须同时满足以下4个汽驱参数条件：（1）注汽速率：不小于1.6m3/（d.ha. m）；（2）采注比：不小于1.2；（3）井底蒸汽干度：大于40%；（4）油藏压力：小于5mpa。

东22-1井组蒸汽驱井距140-200m，在井组生产一段时间后，采注比为1.3，注汽速度为6.0t/h，井组日产油量高，从高温测试图上得出在井下1000米时测得的干度为60.4%，注汽参数的优化为蒸汽驱井组提供了基本保障。

1.2 “扶、排、引、调”跟踪调整，提高汽驱效果在注入期间对油水井资料、压力资料、动态监测资料、井下作业资料的录取，遇错必纠、遇异加密，详细记录每口汽驱井每天的温度、压力、产量、含水等情况，同时每周测试功图、液面及时掌握油井的供液状况，根据温度、压力等单井生产变化情况，摸索出每口井的生产规律。

蒸汽驱动态变化比较大，注入前期及注入过程中对周围油井根据注入速度、蒸汽干度、温度、采注比“四维”原则，采用“扶、排、引、调”及时跟踪调整。

孤岛油田中一区Ng3二元复合驱开发效果评价及下步意见

孤岛油田中一区Ng3二元复合驱开发效果评价及下步意见前言胜利油区经过三十多年的开发，大部分油田面临着含水高、采出程度高、剩余采油速度高、储采比低的开发形势，进一步提高原油采收率已经成为十分迫切的任务。

近年来，提高采收率技术得到迅猛的发展，聚合物驱油技术已完善配套，复合驱油技术也取得了突破性的进展，泡沫驱等新型驱油技术经过攻关，也逐步走向矿场。

一、概况1 地质概况中一区Ng3单元位于孤岛油田主体部位的顶部，南北被一号、二号大断层切割，东西两边分别与中二区和西区自然连接。

岩性以粉细砂岩为主，胶结疏松，出砂严重。

构造简单平缓，南高北低，油藏埋藏浅。

二元复合物驱先导试验位于中一区Ng3单元北部井区，含油面积 1.9km2，地质储量475×104t，孔隙体积836×104m3，设计注入井21口，受效油井32口。

2 开发简历中一区馆3单元原为Ng3-4合采，1971年9月投入开发，1974年9月以270×300m的反九点注水方式投入注水开发，1983年10月进行了细分层系调整，Ng3、Ng4合注分采。

1987年10月强化注采井网，形成了Ng3、Ng4分注分采的行列注采井网。

1992年后又进行了局部细分加密调整，截止到目前已开发了38年，可划分为5个开发阶段：天然能量开发阶段、水驱开发阶段、聚合物驱开发阶段、后续水驱开发阶段和二元复合驱开发阶段。

其中馆3扩大区在先导区实验成功后于1994年12月开始注入，1997年10月结束，累积注入量414pv×ppm。

2006年12月实施二元复合驱先导试验，截止2010年5月份，试验区油井开井27口，日液水平3159t/d，日油水平115t/d，综合含水95.7%，平均动液面259m，水井开井18口，日注水平2102m3/d。

二、二元复合驱现状评价1 二元复合驱段塞设计二元复合驱实施前，试验区油井开井31口，水井开井20口，日液水平3462.4t/d，日油水平98.4t/d，综合含水97.2%，采出程度53.7%，累积产油255×104 t，注聚累积增油55.78×104t，提高采收率11.7%，在这种条件下二元复合驱要想再次见效困难是比较大的。

孤岛油田后续水驱单元中二中Ng3―4稳产措施研究

孤岛油田后续水驱单元中二中Ng3―4稳产措施研究孤岛油田中二中Ng3-4单元是中二区开发的主体部分，该区与北部的中二北、南部的中二南、东部的东区和西部的中一区呈一个整体，是一个高渗透、高饱和、疏松砂岩油藏。

该单元已经进入后续水驱，单元水淹严重，采出程度高，稳产基础薄弱，根据特高含水阶段单元的开发特点，不断统筹优化，精细管理，兼容开发，深入挖潜，夯实老油田稳产基础，改善单元开发效果，对今后同类油藏的开发调整也有一定的借鉴意义。

1 构造特征中二中Ng3-4开发单元位于孤岛背斜构造高部位东倾翼部，地层倾向北东，南高北低、西高东低，区内未发现断层。

油层埋藏浅、原油性质较稠。

由于埋藏深度浅，成岩作用较弱，胶结疏松，且胶结物以泥质为主，胶结类型以孔隙-接触式和接触式为主，储层的孔隙度、渗透率均较高，储集物性好。

由于属于河流相沉积，储层岩性、物性在纵向上、横向上变化大，储层非均质性严重。

2 存在问题（1）局部井网完善程度差，井网控制程度低。

中二中Ng3-4单元由于停产停注井多，储量控制程度低。

目前单元动态注采对应率已经非常高，但在局部区域仍有储量未动用区域，具有进一步调整完善的潜力.（2）出砂、吐聚现象较多，开发效果差。

转后续水驱以来，水井出砂等现象较为严重，统计2010年至2013年油井作业次数，发现出砂井占48.3%，存在严重窜聚、套变、砂卡。

3 稳产措施在特高含水期，如何控制含水上升，减缓产量递减成为单元开发的首要任务，不断统筹优化，兼容开发，夯实稳产基础，积极探索提高采收率的有效途径，努力实现开发基础稳固、产量有序接替、管理科学精细、效益稳步提高。

3.1 剩余油潜力再认识平面上，由于储层的非均质性，导致平面上的开采强度、水淹程度及压力分布等都存在一定的差异。

砂体发育好，厚度大的主力油层油水井间虽然水淹严重，但剩余储量仍较大，平面上聚合物驱受效剩余油主要分布于注采井之间，呈环状分布，最大受效剩余油分布于中部韵律段，越靠近底部，受效剩余油分布逐渐向注采井主流线的两翼移动。

孤东油田三四区二元驱综合调整技术研究

技术创新
南红科技２１年Ｉ￣０２ｇｔ２
孤东油田三四区二元驱综合调整技术研究
杨美华
胜利油田有限公司孤东采油厂２７３山东东营５２７
摘要二元复合驱技术已经在孤东油田一类油藏中取得了明显的降水增油效果。本文针对一类油藏化学驱接替不足的问题，在孤东三四区开展了二元复合驱在二类油藏的推广应用，在精细油藏描述的基础上，根据动态变化加强综合调整，分砂体完善注采井网，应用分层注聚工艺缓解层间矛盾，配套高低压井治理及油井提液技术改善二元开发效果，扩大见效规模，二元复合驱技术在二类油藏的推广应用取得了良好的矿场效果。
面上储层发育以土豆状和席状砂体为主，平均有效厚度３．ｍ，具有５较强的非均质性，储层发育较差，四区５６．平面上储层发育一般呈连片席状、条带状分布，以土豆状和条带状砂体为主，平均有效厚度５ｍ。三四区属于河流相沉积，孔隙度大，．４渗透率高，胶结疏松，非均质性严重，孔隙度３．％，空气渗透率１４ ×１ｎ，原始含油４０２５０ｌ饱和度６．％，地下原油粘度７．ａ，地层水以ＣＣ，为主，产６７３５．ｍＰＳａ１型出水平均矿化度为９４ｍ／，钙镁离子含量３０ｇ，油藏具有正常７０ｇＬ５ｍ／．Ｌ的压力及温度系统，原始地层压力为１．ａ目前地层压力为３ＭＰ，４１．ａ２ＭＰ，原始油藏温度为６ ℃。孤东三四区属于二类油藏，储层发８５育较差，非均质性严重，断裂系统复杂，井网完善难度大。（）２方案设计及实施情况。孤东三四区二元驱于２０年１月７０６２日开始注聚，２０年８ｌ日入二元段塞，是胜利油田第一个二元复０８月８转合驱工业化推广项目，含油面积６ｋ．ｍ，地质储量２６ ×１６０３０，孔隙ｔ体积３４３５×１，包括三区４５０ｍ — 、四区３４四区５６个二元驱单 —和 —三

7-1 孤岛厂以油藏高效开发为目标的持续管理定稿

以实现油藏高效开发为目标的持续改进管理主要作者：赵波李红梅于艳刘卫芝发布单位：胜利油田分公司孤岛采油厂发布时间：二0一四年三月2013年度胜利油田企业管理现代化创新成果申报材料目录一、油藏持续改进管理模式提出的背景 (1)二、持续改进管理模式的基本内涵 (3)三、油藏持续改进管理的实施过程 (5)（一）持续对标，建立持续改进的目标体系 (5)（二）持续认识，校准持续改进的潜力方向 (8)（三）持续创新，优化持续改进的关键技术 (14)（四）持续完善，健全持续改进的保障机制 (28)四、实施效果及效益评价 (32)以实现油藏高效开发为目标的持续改进管理孤岛采油厂孤一油藏经营管理区管理着孤岛油田中一区Ng3-4、Ng5-6、中一区Ng5稠油等8套开发管理单元，探明含油面积16.8Km2，地质储量12097×104t，可采储量5660×104t，开发方式分为常规水驱、聚合物驱及稠油热采。

担负着年产原油51.0×104t、年注水1446×104 m3的生产任务。

管理区所辖的油藏单元已经开发了四十多年，近年来中一区各油藏单元已进入特高含水深度开发阶段，深层次矛盾和问题日益凸显，呈现出采出程度高、水淹程度高、产量递减快的“老龄化”趋势，成为名副其实的“老”油田。

2013年，孤一区深入开展“潜力再认识、对标再分析、办法再创新，打造一流上水平”主题活动，从重点指标入手，按照“现状分析、对标比较、创新方法、持续改进”的原则，通过多年的探索与实践，逐步摸索出了适应新形势下老油田开发管理、以提升企业竞争力为核心的持续改进管理模式，使老油田的各项经济技术指标不断完善，推动实现增储增产、提质增效、挖潜创效，全力提升老油田整体发展质量和效益。

一、油藏持续改进管理模式提出的背景1、持续提升油藏经营管理水平的需要。

2007年7月，孤岛采油厂推行油藏经营管理模式，对企业管理思想、管理方法、管理工具和管理模式带来了一系列新的挑战。

孤东油田流场调整技术

Ⅲ类（6个）二区Ng4(后续水驱) 三区Ng3-4(后续水驱) 四区Ng3-4(后续水驱) 六区Ng31-53(正注) 七区西Ng41-51(正注) 八区Ng3-4(正注)
化学驱储量13944万吨，占总储量的63.4%。
孤东采油厂 5
一、流场调整必要性
一类：七区西52+3沉积微相图二类：八区5-6单元主力层52+3层平面图三类：七区西41-51主力层42层平面图
有效厚度 m 2
5.9 5.1 3.8 10.1 3.6 3.8 2.4 3.1 2.7 3.6 2.8 3.4
7
储量 104t
18 309 288 113 728 92 110 53 47 20 47 33 18 420
平面展布系数为0.48
小层
41 42 43 44 45 51 合计
七区西41-51分小层储量表
正对
行列 250*125 二区Ng5
300*150 七区西52+3、七区西馆上54-61
小计
斜对
212*212
七区西41-51、七西Ng63+4 八区Ng3—4
行列
小计
三区Ng3—4、二区Ng6
不规则
150—300 二区Ng4、四区Ng3—4 七西Ng62+65-8
合计
17
储量（万吨）
1556 5520 1112 2885 11073 2852 2852
孤东采油厂 6
一、流场调整必要性
特点1：密井网。1990年井网调整后主力单元从反九点井网加密调整为行列井网，井距小（106-212米），二十余年井网形式固定不变。
水驱单元井网状况表
孤东六区5-6单元井网图

油田开发地面工程方案

油田开发地面工程方案一、引言油田开发是指对油田进行资源开发和开采过程。

地面工程是油田开发的重要组成部分，其设计方案将直接影响到油田的开发效率和运营成本。

本文将以某油田开发项目为例，对地面工程方案进行详细分析和设计。

二、项目概况该油田位于中国西部地区，是典型的中小型油田，总面积约500平方公里，储量估计为5000万吨。

目前已开采了30%的储量，剩余储量较为分散，需要进行综合开发。

地质条件属于复杂的断块构造，存在丰富的富集区和非富集区。

气候属于干旱气候，夏季气温高，冬季气温低，日照充足。

三、地面工程设计1. 管道输油系统管道输油系统是油田开发的重要组成部分，对于油田的运营效率和安全性起着至关重要的作用。

在本项目中，由于油田储量分散，需要考虑建设一条综合输油管道，连接各个注采区，以便实现统一输送和集中处理。

管道设计应根据实际地质条件进行合理布置，考虑到富矿区和非富矿区的差异，采用合适的输油管道材质和直径，以保证输油系统的安全可靠性，提高运行效率，降低运营成本。

2. 地面采油设备本项目中的地面采油设备主要包括抽油机、油气分离器、油罐等。

在设计中应考虑到油田的油气成分复杂，需根据实际情况选择适当的设备型号和规格，以保证设备的正常运行和稳定性。

同时，还应考虑到设备的布置位置和管道连接，以便提高生产效率和方便日常维护。

3. 水处理设施油田开发过程中会产生大量含水产液，因此需要建设合适的水处理设施，以处理并回收产液中的水分和其他有害物质。

在设计中应充分考虑到产液水性质和水量大小，选择合适的处理工艺和设备，确保废水排放符合环保要求，同时实现水资源的最大化利用。

4. 输气系统除了输送油品外，油田开发还需要建设输气系统，以输送生产过程中产生的天然气。

在本项目中，应采用合适的管道材质和管径，合理布置输气设备，确保天然气的顺利输送和安全运营。

5. 环境保护措施油田开发对环境影响较大，因此在地面工程设计中应充分考虑环境保护措施。

孤岛油田东区南热采单元措施挖潜

东区南Ｎｇ３砂组热采总井５０口，开４３口，日液水平１８ｔ日油水平２７５，综合含水７．，０９，２．ｔ９１平均动液面７４２８．ｍ，采出程度２．６。东１－６９６１井区自１９９９年投产，由于无外来能量，地层能量低，压降大，累积亏空２．４０ｔ２９ ×１。
１９９９年开始进行常规开发，采用反九点法井网；２０００年东１ — 井区开始进行热采开发；２０６１０４年东２— ４３井区扩边；２００６年东１－井区加密，采用五点法井网。６１
１５开发现状．
［稿日期］２ｔ —０收０１９—１０［者简介ｊ范春艳（４一，女，２０作１８）９０７年中国石油大学（东）毕业，助理工程师，现主要从事油田开发工作、华
第３第ｉ３卷０期
范春艳等：孤岛油田东区南热采单元措施挖潜
１孤岛油田东区南Ｎ３砂组热采单元基本概况ｇ
孤岛油田东区位于孤岛披覆背斜构造东翼，西部与中二区相邻，北部、南部分别以孤岛１、２号大
断层为界，是一个人为划分的不封闭开发单元。主要含油层系为上馆陶组３５（３５－Ｎｇ — ）砂组，含油面
积１．ｋ，平均有效厚度ｌ．ｍ，地质储量５０ ×１。东区Ｎｇ７２ｍ。７６Ｏ６０ｔ３砂组热采单元南以孤岛Ｉ号大断ｌ

深入对东区东Ng3蒸汽吞吐的开发

深入对东区东Ng3蒸汽吞吐的开发
张学锋;李亚波;马新玉;陈干群;王伟
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2003(022)001
【摘要】孤岛油田东区东Ng3热采单元自1998年投入开采以来,由于原油粘度大,泥质含量高,地层胶结疏松,出砂严重,导致油井频繁作业,周期生产天数短,开发效果差.通过深化油藏认识,有针对性的优化注汽参数,把握转周时机,改进防砂工艺,实施渗水、降粘工艺和搞好机杆泵组合等配套工艺技术,使热采区开发效果得到明显改善.为同类型油藏的开发管理提供经验借鉴.
【总页数】2页(P44-45)
【作者】张学锋;李亚波;马新玉;陈干群;王伟
【作者单位】胜利油田孤岛采油厂;胜利油田孤岛采油厂;胜利油田孤岛采油厂;胜利油田孤岛采油厂;胜利油田孤岛采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.红柳油田垦东53块蒸汽吞吐后改善开发效果研究 [J], 崔维春;姚友龙;张莉;万青翠;陈佃秀
2.卡拉赞巴斯油田东区多轮次蒸汽吞吐开发效果影响因素 [J], 袁舟;陶冶
3.综合治理东区东Ng3热采区边底水侵 [J], 张学锋;曲慧;郭祥元
4.东区东Ng3热采开发早期油藏分析及对策 [J], 魏泽典;刘同德;蔡俊莉;高静;牟春
荣
5.埕东油田东区西北部Ng3^2层调驱试验中驱油剂的研究 [J], 郭立志;戴彩丽;王业飞;赵福麟
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孤东辛输气管线隐患治理工程施工组织设计

孤东辛输气管线（孤岛-东营段）隐患治理工程施工组织设计编制：审核：审批：胜利油田集兴石化安装有限公司2016.8表B.0.1 施工组织设计/（专项）施工方案报审表工程名称：孤东辛输气管线（孤岛-东营段）隐患治理工程编号：目录：第一章工程概况第二章施工部署第三章施工方案第四章进度及工期保证措施第五章质量保证措施第六章资源需用量计划第七章HSE管理第一章工程概况1、工程概述孤东辛输气管线是齐鲁石化原料气管线和外销山东管网的外输管线。

1991年建成投产，管线北起孤岛压气站，南至临淄输气末站，途径集贤站、东营压气站，管线初期全长141公里，材质为x-60。

胜利油田1990-1993年对该管线进行了改建，改建后全长162公里，其中，孤岛压气站至东营压气站段为57公里，东营压气站至临淄末站段为105公里。

目前孤岛压气站至东营压气站段管线主要是将孤岛油田气代油后剩余的天然气通过孤岛压气站输送至集贤站和东营压气站，同时接收沿线各集气站的气井气，供东营地区生产和生活的使用。

由于管线建设年代久远，地表情况相对复杂，孤岛压气站至东营压气站段部分区域占压、腐蚀、交叉跨越等安全隐患，不满足《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的要求；沿线部分集气站外输管线阀组位于地下，不利于安全操作运行，且常年受雨水浸泡，存在已无法开关、轻微渗漏等安全隐患；集贤配气站目前无放空系统，不满足《输气管道工程设计规范》GB50251-2015相关要求。

为保证输气管道的安全运行，拟对孤东辛输气管线（孤岛-东营）涉及的隐患进行治理改造。

我单位本次承建内容：（1）定向钻穿越民丰大道480m，及与已建管线带压封堵连头2处（2）定向钻穿越规划广兴路260m，及与已建管线带压封堵连头2处（3）新建垦西一号站、垦西二号站、三合站地上阀组及带压封堵3处（4）跨越黄河引水渠处新旧管线连头带压封堵1处（5）跨越黄河故道处新旧管线连头带压封堵1处（6）陈北水库段定向穿越两处：北侧王庄干渠320m；南侧王庄干渠180m，新旧管线连头带压封堵2处（7）管线施工前场地扫线（8）集贤站内事故放空火炬一套2、更换管道参数（1）施工合同（2）施工蓝图、图纸会审纪要（3）《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-2011（4）《钢制管道焊接及验收》SY/T4103-2006（5）《油气输送管道穿越工程施工规范》GB50424-2015（6）《埋地钢制管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T0413-2002（7）《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2014（8）《石油天然气建设工程施工质量验收规范-管道穿跨越工程》SY4207-2007（9）《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009（10）《埋地钢制管道防腐保温层技术标准》GB/T50538-2010（11）胜利油田集兴石化安装有限公司体系文件《质量管理体系管理手册》《职业健康安全管理体系管理手册》《环境管理体系管理手册》第二章施工部署1、施工组织机构本工程施工中，我公司将应用项目法施工管理模式组织施工。

孤东采油厂篮球场施工方案414.doc

第一章编制说明1.1 编制原则1、认真贯彻国家对工程建设的各项方针和政策，严格执行建设程序和国家颁布现行的有关规范、标准和规定。

2、严格遵循设计文件的要求。

3、仔细考察工程实地，并与相关人员多结合、沟通，充分考虑本工程的特点和场地等实际情况，科学合理地组织施工。

4、遵守工程施工工艺及其技术规程，坚持合理的施工顺序及施工程序；采用适用的施工技术，合理确定施工方案，确保工程质量和安全施工；缩短工期，降低工程成本。

5、严格遵照ISO9002国际质量认证体系和施工规范的要求，进行施工管理和质量控制，建立健全质量保证体系，强化安全措施，使各项工作落到实处。

6、在安全保证措施方面立足全面性、可靠性及可操作性，确保工程的顺利完成。

1.2 编制依据1、建筑工程施工质量验收统一标准（GB50300—2001）2、建筑地面工程施工质量验收规范（GB50209—2002）3、建筑装饰装修工程质量验收规范（GB50210—2001）4、民用建筑设计通则（GB50352-2005）5、建筑设计防火规范（GB50016-2006）6、建筑内部装修设计防火规范（GB50222-95）7、民用建筑工程室内环境污染控制规范（GB50325-2001）8、《体育建筑设计规范》JGJ 311----2003,9、《城市社区体育设施技术要求》JG/T 191----2006第二章工程概况2.1、工程概况工程名称：孤东采油厂篮球场改造工程建设地点：位于孤东采油厂体育场内工程概况：对孤东采油厂体育场内的篮球场和后勤保障设施进行改造，主要包括：主要工程量一览表序号项目名称单位工程量1 安装枫木运动场专用地板㎡6002 场内顶部及四周安装吸音板㎡1900安装LED电子显示屏（2大2小）块 43 墙面乳胶漆㎡6054 吊顶维修㎡4605 铝合金窗户维修㎡1656 安装防炫目灯盏127 浴室改造（贴砖、吊顶、安装太阳能、热水器等）项 18 更换防盗门套 59 安装不锈钢防盗窗㎡4010 更换篮球场顶灯线6mm2 M 18002.2、施工目标1、工期目标工期遵照工期总体目标的要求，我公司保证在工程具备施工条件时立即开工，我公司承诺总工期45天。