中石化胜利油田有限公司现河采油厂1

史南油田机采系统节能技术改造可行性研究报告

东营华威石油工程技术有限责任公司

2007 年02 月

目录

一、方案概况

1、编制依据

2、编制的目的

3、编制原则

4、设计指标及范围

5遵循的规范、标准

二、区块油藏特征与开发现状

三、区块油井系统配置与工况描述

四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价

五、提高机采系统效率的技术路线和方法

六、提高系统效率措施及投资安排

七、技术指标及经济效益预测

史南油田机采系统提高系统效率技改方案

一、方案概况

1、方案编制依据

现河采油厂史南油田2004年9月XXXXX块机采系统设备现状调查和单井机采效率测试与节点效率分析以及油井工况分析（详见附表）。

2、方案编制的目的

史南油田是典型的薄层低渗透油田，注采管理难度大、产能低、吨油成本高、开采效益相对较低是目前低渗透油田开采的普遍特征。提高油井系统效率、延长油井免修期，最大程度地降低单位原油生产成本是史南油田良性开发、提高效率的必由之路。

结合区块开发特征及中长期开发规划，充分考虑影响机采系统效率的各个因素及节点效率，利用技术适应性强且成熟、先进、实用的节能技术和抽油设备，在满足产量要求（产量基本不变）的条件下，力求大幅度地提高系统效率，降低单位能耗，达到降本增效、提高区块开发效益的目的。

3、方案编制的原则

3.1 科学化、系统化原则

方案从基础指标分析入手，影响因素分析、技术路线、技术应用、效益评价环环相扣；加之采用节点分析的方法，不同的井况采取不同的技改措施，使提高系统效率技改方案具有显著的科学性与系统性。

3.2 投资效益最大化原则

技改方案不但注重系统效率提高、吨液节电率等经济技术指标，更追求最终投资效益。配套硬件的技术适应性与环境适应性充分依据采油工艺原理，并充分考虑采油现场环境，技术设备不但节能效果好，而且耐用性强，确保投资效益的最大化。

3.3务实性原则与操作便捷性原则

本着具体问题具体分析或节点分析的原则，对技改对象分类管理、区别对待，依据技改对象的系统配置的合理程度采取不同的技术路线与技改措施。提高系统效率集成技术还具有操作便捷的显著特点，保证了方案的可执行性。

4、设计经济技术指标及范围

4.1设计经济技术指标

从史南油田机采系统效率现状分析，技改前平均机采系统效率20.64%，依据油田开采特征及系统技改后的系统配置水平，预测技改后在油井产能基本不变的条件下，系统效率可达到28%以上，达到该类开采特征油田系统效率的较高水平，平均有功功率由10.23kW降到7.2kW，吨液节电率达到21.0%以上，年节约电费1280000元。

此外，技改后免修期可由520天延长至635天，达到该类开采特征油田油井免修期

的较高水平，杆管年报废率降低25%，每年可节约更换管杆费用350000元，节约油井维护费用250000元。同时，由于作业周期的延长，相应的降低了油藏受污染的频次，可有效的降低油层改造费用、提高采收率。上述几项属于间接效益，不列入本次技改效益预测与评价之内。

4.2设计内容与范围

优化设计的主要目标函数是日产液量ql、系统效率η、泵效η_pump、吨液耗电qe；设计内容主要是建立抽油单元科学合理的供排体系、电动机配置等。

5、遵循的规范、标准

（1）《油田机械采油系统效率测试和计算方法》SY/T5266-1997。

（2）《油田企业节能检测综合评价方法》SY/T6275-1997

（3）《油田企业节能产品节能效果测定》SY/T6422-1999。

二、区块油藏特征与开发现状

1史南油田油藏特征

史南油田是典型的低渗透油田，油田主要包含史深100、史3块、史8-170块、河87块等四个区块，主要含油层系为砂三段，油层埋深2770—3260米，区块含油面积20.7k ｍ^2，地质储量1938×10^4t，标定采收率21.2%，可采储量368×10^4t。史南油田层多、层薄、渗透率低、产液指数小、单井产能低，是典型的低渗透油藏。

（1）储层特征

该地区储层埋藏较深(3100—3400m)，储层具有微孔隙、微裂缝双重孔隙介质特征，平均孔隙度为18.5%，平均渗透率为13.3×10-3μm2，单砂体内部的物性变化受沉积微相控制，核部砂体孔渗性最好，中部次之，边部砂体较薄，孔渗性最差。

（2）流体性质

史深100地区沙三中油藏属于自生、自储式油藏，形成了低密度、低粘度的优质原油。地面原油密度为0.8543—0.9059g/cm3，粘度为7.92—82m.Pa.s，地下原油密度为0.7458—0.8059g/cm3，粘度为0.5—3.26 ，原始气油比36.63—84.7m3/t。地层水矿化度较高为111562—186294mg/l，水型为CaCL2型。

2、史南油田油藏开采简历及开发现状

（1）开发简历

史南油田自84年试采到目前，大致经历了以下三个开采阶段：

第一阶段，试采及产能建设阶段（84-93年）

该阶段主要进行油井试采，方案规划及产能建设，注采配套完善，并在各项试验的基础上，对区块生产方式进行试验优选。到91年底，主体完成产能建设，采用320m*320m 五点法面积注水井网，采取水力泵深抽，优选本区馆陶组浅层水作注入剂进行全面注水

开发。此时该块建成年产15×10^4t的生产能力。1992-1993年，进一步深化油藏基础研究工作，先后在油藏东部和西部进行扩边完善，钻新井24口，完善注采配套工程，使该块产能增加到23*10^4t。

第二阶段，含水上升，产量递减阶段（94-99年）

该阶段由于油田多层合采合注，层间物性差异大的矛盾日益突出，水井吸水不均衡，部分油井单层突进，使油井含水由94年的7.4％迅速上升到99年的56.5％，油田进入递减阶段。阶段末开油井65口，日产液896t/d，日油389t/d，含水59.5%，年产油9.14×10^4t；开水井34口，日注1340m^3/d，年注采比1.26，阶段采出程度5.4%，平均年采油速度0.9%。

第三阶段，完善注采，稳定生产阶段（2000-目前）

针对产量下降、含水迅速上升的不利形势，2000年以来，通过强化油藏研究工作，针对油田开发动态中出现的矛盾，精细油藏描述，采取油水井对应补孔、完善注采，在边部储量动用程度较低的区域钻完善井22口等措施，有效的控制了含水上升，含水维持在50％～56％之间，年产油量稳中有增，由99年的9.1×10^4t持续上升至2003年的14.2×10^4t。

（2）开发现状

截止到2004年8月底，史南油田开油井131口，日产水平1356/509/62.4%，平均单井产液水平10.5吨，平均动液面1560.1米，采油速度1.01％，采出程度16.96％，月注采比1.35，累计注采比1.28，自然递减2.83％，综合递减-6.25％。

三、区块油井系统配置与工况描述

史南油田举升方式为抽油机有杆泵生产，抽油机以12型普通游梁式抽油机为主，其中12型普通游梁式抽油机51口，占装机总数的50.49%，配套电动机容量55kw，平均负载率26.8%，平均载荷利用率61.2 %，平均扭矩利用率50.2%，平均冲程利用率78.4%，平均冲次4.5；10型普通游梁式抽油机31口，占装机总数的30.69%，配套电动机37kw，平均负载率43.6%，平均载荷利用率72.6%，平均扭矩利用率68.2%，平均冲程利用率80%，平均冲次5.0；高原皮带机ROTAFLEX－700型10口，占装机总数的10%，配套电动机37kw，平均负载率385%，平均载荷利用率61.8 %，平均扭矩利用率55.2%，平均冲程利用率100%，平均冲次3.0；高原皮带机ROTAFLEX－600型9口，占装机总数的8.91%，配套电动机30kw，平均负载率41.8%，平均载荷利用率75.6%，平均扭矩利用率61.2%，平均冲程利用率100%，平均冲次3.0。