塔河油田井筒降粘技术分析与评价
第35卷第3期2007年5月
石 油 钻 探 技 术
PETROL EUM DRILL IN G TECHN IQU ES
Vol135,No13
May,2007
收稿日期:2006-10-27;改回日期:2007-03-24
基金项目:中国石化“十条龙”攻关专题“塔河油田碳酸盐岩
储层预测及开发关键技术”(编号:P04081)部分内容
作者简介:赵海洋(1974-),男,四川遂宁人,1997年毕业于
西南石油学院石油工程系,2004年获石油大学(华东)油气田开
发工程专业硕士学位,总工程师。
联系电话:(0991)3850812
!试井与开采#
塔河油田井筒降粘技术分析与评价
赵海洋1 王世杰2 李柏林2
(11中国石化西北石油局工程技术研究院,新疆乌鲁木齐 830011;21中国石化塔河油田采油二厂,新疆轮台 841600)
摘 要:针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20000mPa?s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20000～100000mPa?s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺。
关键词:稠油开采;降粘;电加热;掺稀油;塔河油田
中图分类号:TE35713 文献标识码:B 文章编号:1001-0890(2007)03-0082-03
塔河油田稠油油层埋深超过5000m,原油在油藏条件下具有较好的流动能力,一般可采用深层稠油自喷、有杆泵、电泵和螺杆泵油井井筒举升工艺[1]。但是,在稠油举升中,由于举升深度大,流体热损失大,导致稠油在沿井筒向上流动过程中粘度不断变大,举升难度增加,以至于无法开采[2]。因此,西北石油局研究和应用了井筒降粘技术,以提高塔河油田深层稠油油藏的开发效果,降低开采成本。
1 电伴热井筒举升工艺
常用的电伴热采油方式主要有电热杆加热、电缆加热、电热油管加热和过泵加热4种。其中前三者的工作原理是通过对井下电伴热工具供电,使井下电伴热工具发热,提高井筒原油的温度,利用稠油粘度的温度敏感性,降低原油的粘度,提高原油的流动性,使油井恢复自喷能力[3];过泵加热的原理是,电热杆(或电加热电缆)通过空心杆及泵的中心通道下入井内,通过泵下集中加热器和杆壁构成回路,当送入工频交流电后,依靠集肤效应原理,实现对泵下原油的直接加热和泵上油管内原油的全程伴热,以降低原油粘度,提高原油的流动性,并依靠抽稠泵提供的动力[4],把原油举升到地面。
111 适应性分析
11111 电热杆采油
自控温电热吊杆工艺可自动控制温度,P TC自控温电热杆可使每一单位的温度自控自限,使整个伴热段温度一致,消除低温区和过热点,增加原油的流动性,减少电热损失。电热吊杆规格<34mm×6mm,硬度>224HB,抗拉强度较大,工作温度可达到260℃,加热深度可达1800m。对于具有自喷能力,但因原油在井筒内流动过程中热量散失导致温度下降、粘度升高的油井(原油在地面50℃时粘度小于20000mPa?s),采用电加热杆采油工艺是可行的。
11112 电缆加热采油
钢管护套油井加热专用电缆具有耐高温、寿命长、抗老化、绝缘系数高、自成回路、无需另配元件等特点,额定电压(交流)为2000V,下入深度2500 m,电缆变曲率不小于45°,发热温度最高可达280℃。对于具有自喷能力,但因原油粘度较高,原油在井筒内流动困难的油井,采用电缆加热方式是可行的,但电缆起下作业需要专用工具。
11113 电热油管采油
电热油管采油利用油井的生产管柱做发热体,加热功率大,发热温度高达400～500℃,同时油管抗拉强度较高,下入深度大,且不影响机械采油的实施,但须保证油套环空绝缘,因而不适用于高含水油井和原油含盐较高的油井。塔河油田原油的含盐量较高,地层水的矿化度大于200000mg/L,油井含
水上升后,电热油管加热采油方式不可行。
11114 过泵加热采油
用电加热系统对泵下尾管中的原油加热,降低原油粘度,增加流动性,提高泵的充满系数;游动阀强制启闭,可防止“气锁”;泵下特种空心杆也起到加重杆的作用,有利于柱塞下行。处于开发初期的塔河油田,油井的供液能力相对较足;原油粘度在4000～12000mPa?s的油井相对较多,原油的气油比小于100,原油含蜡量为0133%～6177%,含胶质沥青质小于40%;储层为碳酸岩盐储层,油井几乎不出砂,完井套管直径为13917和17718mm。过泵加热装置的性能满足塔河油田部分油井的开采现状,过泵加热采油工艺可行。
112 现场应用效果评价
11211 电加热杆采油
电加热杆采油工艺在塔河油田3口井进行了应用,应用效果见表1。
表1 塔河6区电加热杆采油工艺现场应用效果统计
井号
下入
深度/m
日产油/t
作业前作业后
累计
增油/t
累计有
效时间/d
备注
T606180001881271172705
T6-4331782090.311446191停喷,关井
T K617CH18022734.3138.719烧坏,改掺稀
T606井是塔河油田第一口应用电加热杆采油的油井,具有较好的原油热敏性和地层供液能力,该井电热杆运行正常,未出现任何故障,油井生产稳定,后期该井高含水后转掺稀生产。
11212 电缆加热采油
以S71井为例分析电缆加热采油工艺的现场试验效果。该井加热电缆下深2370m,电加热功率最高为150kW。通电加热时,电压1250V,电流107A,加热功率13318kW,并注入密度1103kg/L 的清水诱喷,油压015M Pa,套压110M Pa,井口返出盐水带油花。加热功率提高到14415kW后,放喷求产,油压210MPa,套压115M Pa,温度39～43℃,返出稠油含天然气。由于原油粘度高,流动性极差,无法正常生产。
分析认为,该井电缆加热采油试验失败的原因主要为:电缆下入深度有限,加热功率低,热损失高,不能达到设计温度;特殊油管短节增大了原油流动阻力;井筒出液中含有少量的压井液及地层水,原油乳化严重,形成油包水乳状液,使原油粘度急剧升高,原油流动困难。
由此可见,电缆加热采油工艺技术对油井含水较高,在50℃原油粘度大于25000mPa?s的油井无法使用。同时,电缆加热采油耗能大,成本高,不适合在塔河油田使用。
11213 电热油管采油
以T K605井为例分析电热油管采油工艺的现场试验效果。该井原油50℃地面粘度为24500 mPa?s,电加热油管下入深度2800m,在电加热油管末端下有油套接触器,加热功率为0～150kW。通电加热后,因原油含水和矿化度高,油管腐蚀严重,同时油管加热的导电电缆和密封存在问题,无法正常工作而失败。分析认为,该井电热油管采油现场试验失败的原因主要为:
1)加热油管本身自重大,而且其下部还有油管和井下工具,导致其伸长量大,破坏了绝缘性能,易发生短路。
2)加热油管接头部分绝缘差,易发生短路。
3)油井原油中含盐量高,油井含水,矿化度高,加速对油管的腐蚀;另外,井内流体导电性强,易发生漏电事故。这是该井试验失败的主要原因。
4)油管和套管形成回路,构成牺牲阳极的阴极保护,加速油管腐蚀,导致油管腐蚀严重。
11214 过泵加热采油工艺现场应用
T K605井(65℃时原油粘度为5050mPa?s)应用了过泵加热采油技术,抽稠泵下入深度为138915m,开始试抽时,当日折算产液60m3/d,之后产液逐渐下降,至停抽累计产液294m3。
依据该井生产时井口温度和井筒流温梯度,推算出流体入泵(井深138915m处)温度约为65℃,流体具有较好的流动性,但该井生产时探液面显示动液面1076m,表明该井供液不足。
2 掺稀降粘采油工艺
211 掺稀降粘采油工艺原理
掺稀降粘采油工艺[3,5]是指通过油管或油套环空向油井底部注入稀油,与地层产出的稠油充分混合,从而降低稠油的粘度和稠油液柱压力及稠油流动中的阻力,使油井恢复自喷或达到机械采油条件。
稠油掺稀采油工艺根据油井的供液能力、油井的原油物性及掺稀室内试验结果等进行设计,主要技术参数有:注采比、掺稀温度、掺稀方式、井下工具、掺入深度、掺稀地面工艺及产量配置等。理论上注采比越大,降粘效果则越好,但从经济效益和产量出发,由于油井状况和掺稀油方式不同,每一口井都
?
3
8
?
第35卷第3期 赵海洋等:塔河油田井筒降粘技术分析与评价
有一个最佳注入量。
掺稀采油方式可分为两种:一种是无封隔器掺稀油方式,它分为掺稀管柱底部筛管混合方式和底部喷嘴混合方式,其中底部喷嘴混合充分,降粘效果好。另一种是有封隔器的掺稀采油方式,其特点是掺入压力不直接作用于油层,不会产生倒灌现象,但掺稀工具部分较复杂,故障较多。
212 掺稀油自喷采油工艺现场应用
截至目前,塔河油田88口油井先后采用了掺稀降粘采油工艺技术,主要采用自喷开式油管掺稀油环空生产的方式,掺稀比例1∶3～1∶1。笔者以T K612井为例分析掺稀降粘采油工艺的应用效果。根据T K612井的原油粘温特性(50℃时原油粘度94000mPa ?s )及前期试油情况,决定采用掺稀降
粘采油工艺,掺稀比例(稀油∶稠油)为1∶2,稠油降粘率达到96%左右,原油具有很好的流动性,见表2。
表2 TK 612井的掺稀室内试验结果
温度/℃
掺稀比例稠油/mL
稀油/mL
粘度/mPa ?s 降粘率,%
50150094000050150753000961050150505500941150
150
38
14500
84.6
注:稠油为T K612井落地油,稀油为S75井原油。
该井从油管掺稀,套管生产,生产稳定,解决了
原油在井筒中的流动问题,验证了该井的产能。
213 现场应用效果评价
塔河油田全面推广稠油掺稀降粘工艺以来,取得了较好的现场应用效果,解决了部分超深特稠油
井的开采难题,为塔河油田超深稠油自喷井、机械采油井掺稀(或降粘剂)开采提供了可靠的工艺保证。
现场应用证明,对于原油粘度(50℃时)大于25000mPa ?s 、供液充足、含水较低的油井,普通采油工艺不能满足开采的油井都可以采用掺稀降粘采油工艺。
3 结 论
1)塔河油田原油粘度和性质差异大,针对不同
的稠油,可采取不同井筒降粘举升工艺技术。
2)对于供液能力相对较足、自喷能力相对较强、且原油含水较低、原油温度敏感性好、原油粘度(50℃时)小于20000mPa ?s 的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺。
3)对于原油粘度(50℃时)20000～100000mPa ?s 的自喷井可采用掺稀油降粘采油工艺。
参 考 文 献
[1] 张文生,郑晓志,杨顺辉.塔河油田6区特稠油举升方式适应性
分析及配套工艺[J ].石油钻探技术,2003,31(4):62-63.
[2] 周俊杰,吴杰生,郭莉萍,等.大港油田稠油、超稠油油藏冷采工
艺技术[J ].石油钻探技术,2004,32(2):56-58.
[3] 王文宁,赵建华,邹瑜,等.井筒电热举升技术在克拉玛依油田
九7区97066井的应用[J ].特种油气藏,2006,13(3):83-85.
[4] 马德昌.抽稠泵在塔河油田高粘原油开采中的应用[J ].石油钻
探技术,2003,31(3):50-51.
[5] 满江红,陈雷.掺稀降粘工艺在塔河油田试油开采中的应用
[J ].石油钻探技术,2002,30(4):65.
[审稿 王杰祥]
Analysis and Evaluation of Viscosity R educing T echniques for Wellbore in T ahe Oilf ield
Zhao H aiyang 1 W ang Shijie 2 Li Bolin 2
(1.
Engi neeri n g &Technolog y Research I nstit ute ,N ort hw est B ranch Com p any ,S i nopec ,U rum uqi ,X i nj i ang ,830011,Chi na;2.T he S econd Oil Prod uction Com p any ,N ort hw est B ranch Com p any ,S i n 2opec ,L unt ai ,X i nj i ang ,841600,Chi na )
Abstract :According to t he characteristics of deep reservoirs ,large difference in t he viscosity of crude oil in Tahe Oilfield ,t he applicability of t he co nventio nal techniques to reduce t he oil viscosity were ana 2lyzed ,including electricity heating technique in well 2bore and t hinning oil mixing technique in well 2bore.The field application result s were evaluated.The result s indicate t hat elect ricity heating technique in well 2bore can be used for wells wit h sufficient well deliverability ,st rong flow production ,low water cut ,good temperat ure sensitivity and t he oil viscosity less t han 20000mPa ?s at 50°C.The t hinning oil mixing technique should be used when t he oil visco sity is in t he range of 20000～100000mPa ?s.
K ey w ords :viscous oil recovery ;viscosity reducing ;elect ric heating ;t hinning oil mixing in well 2bore ;Tahe Oilfield
?48?石 油 钻 探 技 术 2007年5月
塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分
塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分 为了更好的开发塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层区块。本文通过分析塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层的受沉积环境变化及构造-盆地背景，对碳酸盐岩岩石类型进行一个划分归类。主要依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和顆粒类型对塔河地区碳酸盐岩岩石类型进行区分。将塔河地区碳酸盐岩主要岩石类型分成颗粒灰岩、颗粒微晶灰岩-微泥晶灰岩、藻灰岩、含云-白云质灰岩、白云岩五大类。 标签：奥陶系碳酸盐岩颗粒类型 塔河地区奥陶系主要由碳酸盐岩组成，不同时期中发育的碳酸盐岩岩石类型、岩石和生物组合面貌及沉积序列是明显不同的，这些标志是识别、划分塔河地区井下奥陶系岩石地层单位（组、段）并进行地层对比、层序划分的主要依据[1]。因此，有必要对塔河地区碳酸盐岩的主要岩石类型作一系统的归纳和说明，以利于从岩石宏观沉积特征和结构上区分各岩石地层单元。本文中，碳酸盐岩的分类和命名原则主要是依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和颗粒类型来进行划分的。 1颗粒灰岩类 是指颗粒含量≥50%的灰岩。塔河奥陶系碳酸盐岩中的颗粒类型主要有藻鲕、鲕粒、内碎屑、生物屑、团粒等，归纳起来可以划分为以下四种。 1.1藻鲕灰岩。藻鲕灰岩是鹰山组较为典型和普遍的岩石类型，一间房组、良里塔格组也部分见有[2-3]。颗粒主要为灰白色的藻灰岩砂粒，不具鲕粒的圈层构造，来自盆内弱固结-固结的藻纹层灰岩或藻灰岩，经岸流、底流、潮汐及波浪作用剥蚀、破碎后再沉积的，具有成分成熟度、结构成熟度都较高的特点。因胶结物和填隙物的不同可分为亮晶藻鲕灰岩和微晶藻鲕灰岩两种，沉积环境为潮下高能浅滩。 1.2粉-砂屑灰岩。粉-砂屑灰岩也是奥陶系分布较为普遍的灰岩，主要见于鹰山组、一间房组和良里塔格组，颗粒由多成分的藻鲕、团粒、鲕粒、生物屑等共同构成，没有明显的优势颗粒类型，成分成熟低但结构成熟度高。根据胶结物和填隙物的不同可分为亮晶粉-砂屑灰岩和微晶粉-砂屑灰岩两种。沉积环境为潮下浅滩。 1.3鲕粒灰岩。鲕粒灰岩是一间房组中比较典型和常见的灰岩，少量见于鹰山组、良里塔格组和桑塔木组。颗粒以鲕粒为主并含有少量的生物屑和内碎屑。鲕粒多为亮晶胶结的同心圈层状正常鲕和薄皮鲕，少量见有薄皮鲕和变形鲕，核心多为藻鲕和生物屑。为潮下高能冲洗带和浅滩环境的沉积物。一间房组的部分井下岩芯中可见该类灰岩构成礁体的基座，向上逐渐演变为具有骨架结构的海绵礁灰岩 1.4砾屑灰岩。砾屑灰岩主要见于鹰山组，也是该组较为典型和普遍的岩石
2 油田开发效果评价方法
2 油田开发效果评价方法 油田开发效果评价贯穿于油田开发的全过程，正确、客观、科学的综合评价油田开发效果，是油田开发方案调整，实施有效、高效挖潜措施，达到高效合理开发的基础。目前评价油田开发效果的指标众多，根据各评价指标的性质和实际涵义，大体上可将其划分为三大类，即开发技术指标、生产管理指标和经济效益指标。开发技术指标是描述油田开发过程动态变化的参数指标，用来评价管理单元的开发动态状况，主要包括注采井网完善状况、含水变化状况、产量变化状况、储采开发状况、注水开发效果、开采程度指标等;生产管理指标主要包括措施效果评价、工作量完成情况以及油水井和地面设备的使用状况和动态监测状况；经济效益指标主要用来评价管理单元经济效益的，主要包括操作成本、新钻井经济极限初产、老井经济极限生产指标以及各项措施的经济指标。油田开发作为一个有机的整体，各项指标有着密切的联系，其中开发指标是油田开发状况的反映，是油田开发效果好坏的直接指标，在三类指标中占主导地位；生产管理指标是实现开发技术指标的基础和保障；经济效益指标是油田效益好坏的表现，是油田是否经济、有效开发的最终体现；开发技术指标和生产管理指标都是为实现经济效益指标服务的。由于课题来源于海外参股项目，中方为非作业者，对措施的实施以及经济评价没有决策权，因此，主要从开发技术指标方面对油田开发效
果进行正确的、客观的、科学的综合评价，从而指导油田的下一步开发调整。 2、1开发效果评价指标的筛选与计算方法研究开发技术指标大体上可分为6个大的方面，但在实际计算应用中，又进一步细分为多个指标，如反映注采井网完善状况的指标可进一步细分为水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、注采对应率、注采井数比、井网密度、单井控制地质储量等；注水状况评价指标可进一步细分为注采比、注水量、存水率、水驱指数、耗水比、地层压力保持水平等；含水变化状况指标可细分为含水率、含水上升率、含水上升速度等；产量变化指标可细分为地质储量采油速度、无因次采油速度、自然递减、综合递减、总递减、采油指数、采液速度、采液指数等；储采状况指标可细分为储采平衡系数、储采比、剩余可采储量采油速度等；开采程度指标细分为地质储量采出程度、可采储量采出程度、采收率等。为了能够应用较少量的开发指标较全面地反映油田开发效果，对国内外开发效果评价指标进行了系统的研究，根据中石化、中石油以及各油田单位的相关行业、企业标准或评比规定等，筛选了有代表性的油田开发效果评价指标，并对各项开发指标的计算方法进行了研究。 2、1、1天然能量与地层能量保持水平评价 1、天然能量评价油藏天然能量是客观存在的，其包括油藏在成藏过程中形成的流体和岩石的弹性能量、溶解于原油中的天然
9长庆油田分公司动火作业管理办法
长庆油田分公司动火作业安全管理办法 第一章总则 第一条为规范油田公司动火作业安全管理，防止事故发生，依据中国石油天然气集团公司《动火作业安全管理规范》（Q/ SY 1241-2009），特制定本办法。 第二条动火作业是指能直接或间接产生明火的临时作业。 第三条油田公司动火作业分为工业动火作业（指在油气、易燃易爆危险区域内和油气容器、管线、设备或盛装过易燃易爆物品的容器、管线上的动火作业）和非工业动火作业（指除工业动火以外的其它生产性动火作业）。 第四条动火作业同时实行《动火作业计划书》（参见附件1）和《动火作业许可证》（参见附件2）的要求，先在危险作业审批系统审批《动火作业计划书》，开始作业前现场签发《动火作业许可证》。 第五条在动火作业准备过程中，施工单位应与生产单位密切配合，进行危害识别、制定动火措施、做好变更管理及应急预案。 第六条凡是没有办理动火作业计划书、动火作业许可证、没有落实动火安全措施、未设现场动火监护人以及动火作业内容、动火作业许可证有重大变动且未经批准的，一律禁止动火作业。动火作业期间，如发现异常情况，应立即停止动火作业。 第七条法定节假日原则上不允许进行各类工业动火作业，确需作业的，动火作业许可审批提升一个级别。
第八条本办法适用于油田公司管辖范围内的石油天然气勘探、开发、储运、油气管道、油气田基本建设及其它易燃易爆场所的工业动火作业和非工业动火作业。 第二章职责 第九条安全环保处组织制定、管理和维护本办法。 第十条各单位负责推行、实施本办法，并提供培训和考核。 第十一条各级HSE管理部门对本单位动火管理程序的执行提供咨询、支持和审核；各级HSE监督部门负责动火作业监督。 第十二条员工接受动火作业培训，执行动火作业管理办法，参加动火作业审核，并提出改进建议。 第三章工业动火作业分级 第十三条油田公司工业动火作业等级划分 （一）一级动火 1. 原油储量在10000 m3以上(含10000 m3)的油库、联合站围墙以内爆炸危险范围内的在用油气管线及容器本体动火； 2．容量大于5000m3 (含5000m3，包括原油罐、污油罐、含油污水罐、含天然气水罐等)的容器本体及附件动火； 3．天然气气柜和容量大于400m3(含400m3)的石油液化气储罐动火； 4．容量大于1000m3(含1000m3)的成品油罐和轻烃储罐动火； 5．直径大于426mm(含426mm)的集输气管线、输油(气)干线上动火； 6. 天然气井井口无控制部分动火。
油田基础知识
1、地层静压全称为地层静止压力，也叫油层压力，是指油井在关井后，待压力恢复到稳定状态时所测得的油层中部压力，简称静压。在油田开发过程中，静压是衡量地层能量的标志。静压的变化与注入和采出油、气、水体积的大小有关。 2、原始地层压力：油层在未开采前，从探井中测得的油层中部压力。 3、静水柱压力：井口到油层中部的水柱压力。 4、压力系数：原始地层压力与静水柱压力之比。等于1时，属于正常地层压力；大于1时，称为高异常地层压力，或称为高压异常；小于1时，称为低异常地层压力，或称低压异常。主要是用它来判别地层压力是否异常的一个主要参数。但是有人说用1来做标准就笼统了，不同的区块有不同的常压值，一般油田都是0.8-1.2是正常值，小于则是低压区，大于则是高压区。它对钻井、修井、射孔等工程有重要作用，油层高压异常地层钻井修井过程中要加大压井液的密度，防井喷；低压异常地层钻井修井时，要相应降低压井液的密度，防止井漏，污染地层。地层压力系数也是确定开发层系的一个重要依据，相同压力体系的地层可以用同一套井网开发，不同压力体系的地层需要不同的井网进行开发，否则层间干扰太大，不能有效发挥地层产能，有时可能造成井下倒灌现象的发生。 5、原油体积系数：是指地层条件下单位体积原油与地面标准条件下脱汽体积比值 6、井筒储存效应与井筒储存系数：在油井测试过程中，由于井筒中的流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。描述这种现象大小的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。 7、原油的体积系数：原油在地面的体积与地下体积的比值。 8、微电极电阻率微梯度电阻率与深浅双侧向电阻率的区别 （1）深、浅侧向分别测量原状地层、侵入带电阻率，因为存在裂缝时泥浆侵入对深、浅侧向的影响不同，用其幅度差判断裂缝：通常正差异一般为高角度缝，负差异为低角度缝，无幅度差就没缝或者是非渗透层； （2）微电极系测井测量得到微梯度、微电位电阻率，微梯度一般反映泥饼、微电位一般反映冲洗带，二者之差主要用来判断是否为渗透性地层，裂缝发育时地层渗透性较好，从道理上讲是可以用微电极反映出来的。但因为二者测量探测深度都非常浅，对裂缝不够敏感，用得少。 （3）如果地层基质物性较好，即使没有裂缝发育，同样会造成深浅侧向差异，因此反映裂缝并不准。通常常规测井曲线判断裂缝很难。
长庆油田分公司员工休假与考勤管理办法试行
长庆油田分公司员工休假与考勤 管理办法（试行） 2016年5月 长庆油田分公司员工休假与考勤 管理办法（试行） 第一章总则 第一条为保障员工休息休假权利，提高工作效率，严明劳动纪律，维护正常生产工作秩序，根据《劳动法》《劳动合同法》等国家法律法规、中国石油天然气集团公司（股份公司）有关规定，结合长庆油田分公司实际（以下简称油田公司），制定本办法。 第二条本办法适用于油田公司机关、附属部门、直属单位和二级单位（以下简称所属单位）。国有控股和集体控股企业参照本办法执行。 第三条本办法所称员工是指与油田公司签订劳动合同的合同化员工和合同制员工（以下简称员工）。 第四条休假与考勤实行统一政策、归口管理、分级负责 的管理体制，部门（单位）按照职责分工和工作权限履行责任，负责相关管理工作。 （一）油田公司人事劳资部门：负责归口管理员工休假与考勤工作，根据国家法律法规和集团公司规定，制定油田公司员 工休假与考勤办法、假期工资待遇规定。
（二）油田公司工会：负责健康疗养假规定解释和监督检查，对员工休息休假权益保障情况进行民主监督。 （三）油田公司计划生育部门：负责婚假、生育（产）假、节育手术假规定解释和监督检查。 （四）所属单位：负责本单位员工休假与考勤的日常管理、监督检查，明确请销假权限及程序、考勤的审查审核。其中：人事部门归口管理员工休假与考勤、假期工资待遇支付等工作；工会审核健康疗养假假期，对员工休息休假权益保障情况进行民主监督；计划生育部门审核婚假、生育（产）假、节育手术假假期。 第二章假期管理 第五条本办法所称假期包括：法定休假日、带薪年休假、健康疗养假、事假、病假、工伤停工留薪期、探亲假、婚丧假和生育（产）假、节育手术假。 第一节法定休假日 第六条全体公民放假的节日： （一）新年（元旦），放假1天（1月1日）； （二）春节，放假3天（农历正月初一、初二、初三）； （三）清明节，放假1天（农历清明当日）； （四）劳动节，放假1天（5月1日）； （五）端午节，放假1天（农历端午当日）； （六）中秋节，放假1天（农历中秋当日）； （七）国庆节，放假3天（10月1日、2日、3日）。
塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比
塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比 为了找出塔河地区奥陶系克拉通坳陷中的多层次迭加的含油气系统。本文采用三个统、八个阶的对比方案对塔河地区奥陶系的统、组岩石地层作重大调整。认为塔河地区奥陶纪盆地是塔里木盆地早古生代克拉通内和被动大陆边缘的一部分，奥陶系假整合在下丘里塔格组之上。沉积层序和充填特征∶早、中奥陶世，塔河地区为潮坪-碳酸盐岩台地相；晚奥陶世与塔里木盆地演化同步，为前陆盆地沉积-构造转换的重要阶段，碳酸盐岩台地经历两次淹没过程和向上变浅的沉积序列，晚奥陶世末转为陆源碎屑岩沉积。 标签：塔河奥陶系沉积特征划分对比方案 塔河地区位于塔里木盆地北部，现今的构造位置属沙雅隆起（塔北隆起）南侧阿克库勒凸起的南部[1]。塔里木盆地是个大型复合、叠加盆地，为一具有前寒武系结晶基底的陆板块。内部可能存在以深断裂分隔的不同性质的沉积-构造单元，发育了不同性质的原型盆地，形成多层次迭加的含油气系统，成为碳酸盐古岩溶储集成藏的最有利空间[2]。 塔里木盆地的地层与沉积序列，除前寒武系外，主要包括五个叠加层次的构造-沉积层，限于专题本文只开展塔河地区奥陶系地层与沉积序列的研究。 1塔河地区奥陶系地层划分对比方案 塔河地区奥陶系划分对比方案依据国际奥陶系划分方案（1998）及第三届全国地层会议建议方案（2000），结合柯坪大湾沟新设立的全球辅助层型剖面（2002），对奥陶系的划分作了重大调整。新方案将原划为下奥陶统的鹰山组上部及一间房组划归中奥陶统，将原划为中奥陶统的恰尔巴克组及良里塔格组下部划归上奥陶统。 2塔河地区奥陶纪地层与沉积序列 2.1塔河地区早奥陶世地层与沉积序列 早奥陶世，在塔西克拉通内坳陷盆地还是一套碳酸盐岩台地-潮坪相沉积，沉积中心位于满西1井西南和塘古孜巴斯坳陷[3]。早中奥陶世为槽盆相深水碎屑岩沉积相区，以笔石页岩、陆源碎屑岩、黑色泥岩和放射虫硅质岩为特征。在巴楚、柯坪等地，该组底部为薄层状砂屑灰岩夹白云岩超覆在上寒武统古喀斯特面上，向上为砾屑灰岩与砂屑灰岩夹白云岩韵律互层，潮道冲刷面发育。沉积环境为潮下—潮间带，发育藻鲕和藻纹层灰岩，为建藻席和藻丘的沉积序列组合，在纵向上主要有两大部分：下部碳酸盐加积序列，潮道-潮坪序列；上部的藻席发育序列，局部可建藻丘。 2.2塔河地区中奥陶世地层与沉积序列
中国碳酸盐岩溶缝洞储集体类型和塔河油田性质
中国碳酸盐岩溶缝洞储集体类型和塔河油田性质 张抗 摘要：我国海相油气田都经历了多期成藏和后期改造。不规则储集体分纳溪型、塔河型、任丘型三大类，岩溶缝洞的发育程度和孤立储集体间的连通程度依次加强，其中的流动性质、油气水界面和压力的统一性也随之增强。塔河油藏既不是层状、块状，也不是地层不整合、风化壳型油藏，而是网络状油藏。其内部的油气水性质、界面位置、压力均有较大差别，生产中流体的动态也异于一般的层、块状油气田。阿克库勒凸起和塔河油区都是多类型储集体的组合。该隆起具有整体含油性和巨大的含油不均一性。测试和试采是评价该类储层的主要手段，酸压改造是勘探开发中的重要环节。 塔里木盆地塔北隆起区南坡阿克库勒（轮南）凸起上的塔河油田，2001年底仅在奥陶系碳酸盐岩中已探明储量 1.58×108t。它不仅是塔里木第一个大型油田，而且是中国第一个海相大油田。它的发现引起了国内外的瞩目，已有一系列的论著讨论了它的性质和特点以及对今后勘探的启示[1～5]，但其中也有许多分歧。在大量的实践基础上，作者提出“网络状油藏”的概念并论证塔河油气藏的性质与类型。 1、碳酸盐岩储集体的分类 塔河油田和阿克库勒凸起奥陶系油气藏全部赋存于碳酸盐岩中。要讨论它的成藏条件，就必须分析其储集体的形成和类型。我国碳酸盐岩储层绝大多数时代老，原生孔隙基本消失而难以形成有经济价值的油气储集。其储集空间由裂缝或岩溶孔洞（更常见的是二者迭加发育）组成。因而用储集体的术语代替储层就更贴切。强调储集体，除了意欲表述其不规则的几何形状外，还表示储集体与其外的封堵体可以属同一岩层，具同样的岩性。显然，基本上无渗透性的碳酸盐岩基质就成为直接封盖储集体的封堵体。 1
长庆油田公司文化理念体系
长庆油田公司文化理念体系 一、长庆发展愿景 发展大油田建设大气田创建美好家园 释义： 用科学发展观统领全局，解放思想，实事求是，一切从实际出发，发展大油田、建设大气田，创建模范和谐矿区，实现又好又快发展，为集团公司建设综合性国际能源公司做出贡献。2009年年产油气当量达到3000万吨，2015年实现年产油气当量5000万吨，把鄂尔多斯盆地建设成为我国重要油气能源基地。 长庆美好的未来由员工携手创造。长庆是员工发展成长的摇篮、生活幸福的家园，每一位员工在其中感受到家的温暖，同时承担起建设家园的责任，快乐工作、快乐生活。 二、长庆发展思路 做大做强油气主营业务 做精做专工程技术业务 做优做好矿区服务业务 释义： 做大做强油气主营业务: 加强油气勘探，筑牢资源基础；推进勘探开发一体化，做好老油气田稳产和新油气区上产，保
持油气产量的快速增长；加强技术攻关，进一步提高产能到位率、单井产量和采收率。 做精做专工程技术业务：以保障主营业务发展为目标，保留一支精干的、专业的工程技术服务队伍。通过内部完全市场竞争机制，做专做精，提高核心竞争能力。 做优做好矿区服务业务：按照“统一规划、优化布局，完善功能”的原则，加大配套建设力度，分步实施，逐步改善矿区环境，不断提高矿区管理和服务水平。 三、长庆管理方针 标准化设计模块化建设数字化管理市场化运作 释义： 长庆步入了大油田管理、大规模建设的发展新时期，“四化”建设方针是开创大规模工业化发展的新局面，迈向大油田管理的新阶段所必需的建设方式和管理形式，是公司集合资源优势、技术优势、管理优势和文化优势从而形成核心竞争力的根本途径。 “四化”建设方针是在系统思想指导下，集公司、员工、合作伙伴和环境于一体，充分集合各种资源，以标准化设计组织、模块化建设实施、数字化管理决策、市场化配置优化的一种低成本、高效率和实现规模效益的一体化大生产方式。 标准化设计：建立标准化建设体系，包括标准化的生产设
塔河油田奥陶系原油高蜡成因
文章编号：５０２１－５２４１（２００５）０１－００８５－０４ 收稿日期：２００５－０５－１１ 第一作者简介：丁勇（１９６８－），男，高级工程师，中石化西北分公司研究院，从事油气勘探综合研究，成都理工大学能源学院油气田开发工程专业２００３级在职博士研究生。地址：新疆乌鲁木齐北京北路２号（８３００１１）。电话：（０９９１）３６００７４２。 塔河油田奥陶系原油高蜡成因 丁勇１，２ （１．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１００５９； ２．中国石化西北分公司勘探开发规划设计研究院，新疆乌鲁木齐８３００１１） 摘要：塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，奥陶系是主要产层，其原油物理性质变化较 大，原油含蜡量与原油密度呈相反的变化趋势。塔河油田西北部原油密度大，但含蜡量相对低，而东南部原油具较高含蜡量。常规认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为特征。塔河油田奥陶系原油来源于海相烃源岩与原油具高蜡特征并不矛盾。研究表明，高蜡原油并非来源于陆相，海相有机质也可以生成含蜡量较高的原油。塔河油田东南部９区高蜡原油是多次“过滤”和蒸发分馏这两种作用共同造成的。关键词：塔河油田；奥陶系；原油；高蜡；成因分析中图分类号：ＴＥ１２２ 文献标识码：Ａ 塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，目前已形成储量规模达几亿吨、年产原油 ３５０多万吨的大型油气 田———塔河油田。塔河油田东南部奥陶系原油具较高含蜡量，通常认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为其特征。塔河油田东南部的奥 陶系高蜡原油属于海相还是陆相，其形成机制是什么，对于这一问题的认识直接关系到对塔河油田东南部奥陶系原油的来源和其勘探前景的认识，因此分析塔河油田奥陶系原油高蜡形成机制显得十分必要，并具有一定的现实意义。 １概况 塔河油田发现于１９９６年。油田主体部位位于塔 里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。截至２００３年底，塔河地区已在奥陶系、石炭系、三叠系、白垩系４个层位获得油气突破。经过多年的 勘探和综合研究，基本查明了塔河油田油气富集规律。目前塔河油田主要产层奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集体连片，整体含油、 不均匀富集，其上叠加成带分布的志留—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，由断裂、不整合沟通形成次生油气藏，纵向上构成“复式”成藏组合特征。 研究表明［１］，塔河油田奥陶系原油属于海相原油，主要来源于其西南的满加尔坳陷寒武—奥陶系，该套烃源岩规模巨大，有机质类型为Ｉ型腐泥型，是塔河油田主力烃源岩，并具有长期生烃、多期供烃、成熟度较高的特点；油气运移、聚集的主体方向是由南、西南向北、北东，晚期油气除由南向北外，由东、东南向西、西北方向也是重要的油气运聚方向；塔河油区存在３个主要成藏期和５次充注过程，代表了海西晚期（第１期）、印支—喜马拉雅中期（第２期）以及晚期（第３期）的主要成藏过程。早期的油气运聚主要成藏于奥陶系储层中，晚期多期次不同性质的油气充注的不均一性使区域上油气面貌复杂化（多期及复合）。空间分布上，多期次充注主要出现于油区东部、南部。油区西部、北部，尤其是西北部多期次充注相对少见，主要为早期充注受水洗氧化改造强的重质稠油。早期成藏改造、晚期充注调整是塔河油田重要的成藏机制，成藏封闭条件 的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。 第１ 卷第１期Ｖｏｌ．１，Ｎｏ．１２００５年８月 ＷＥＳＴＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＳ Ａｕｇ．２００５
关于长庆油田分公司“7.27”硫化氢中毒事故的通报
关于长庆油田分公司“7.27”硫化氢中毒事 故的通报 油质字〔2006〕630号 各公司、院： 2006年7月27日20时30分，长庆油田分公司第四采油厂白于山作业区在进行回注污水管线解堵作业过程中发 生一起硫化氢中毒事故，造成3人死亡，2人轻伤。 7月27日，长庆油田采油四厂白于山采油作业区XP18井区组织对101配水间至于35-24井、于37-26回注污水管线进行解堵作业。13时30分左右，关闭注水流程，水泥车将10桶清洗剂（约2立方米）从于37-26井口注入管线。16时清洗剂打完，关闭洗井流程进行反应。19时30分左右，白于山采油作业区工程组技术员带领XP18井区副井区长和一名大班员工，乘值班车到于35-24井场进入水井房进行管线排污作业。用软管连接35-24井口放空短节至污油池，打开水井房内阀门排污水时，软管与短节连接处脱落，污水携带有毒气体流出，造成现场3名作业人员中毒倒地。该井场看井工发现有人中毒后，自感不适，让值班司机开车立即到XP18井区叫人，井区长得到报告后赶到井场，同看井工用湿毛巾自捂口鼻，将门口1人拖离水井井房门口通风良好处。
随后，井区长和看井工也在晕倒在地，在随后赶来的员工救助下，将5人分别送往靖边县人民医院和县中医院进行抢救。3人经抢救无效死亡，2人轻伤，目前病情稳定。 经初步分析，事故直接原因是软管与放空旁通连接处没有固定好，在打开阀门后，连接处脱落，污水从放空短节流出，其中的硫化氢气体在于35-24水井井房内（水井房宽2.3米、长2.5米、高2.2米）聚集，致使作业人员中毒。这次作业使用的清洗剂由兰州格瑞科技实业有限公司生产，清洗过程中硫化氢的生成原因仍在进一步调查之中。 这起事故是今年集团公司领导干部会议之后，发生的第一起重大员工伤亡事故。事故暴露出员工安全意识、危害识别、安全措施落实、应急抢险等方面仍然存在许多薄弱环节。为了汲取事故教训，避免类似事故重复发生，特提出如下要求： 1、各单位要迅速将这起事故通报到基层班组，并要求基层班组组织员工，结合实际，举一反三排查和整改事故隐患。 2、相关基层厂矿要立即组织一次对地面管线酸洗（解堵）作业、油（气、水）井井筒措施作业的安全检查，对没
塔河油田地层简表
塔河油田地层简表
地 界 系 第四 系 新 上新统 库车组 康村组 吉迪克组 统 层 群 系 组 统 代号 Q N2k N1k N1j E3s E1-2km 岩 性 描 述
灰白色粉砂层、细砂层夹黄灰色粘土层。 黄灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色粉砂岩略等厚互层。 浅灰、白色细粒砂、粉砂岩岩与黄灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层。 上部棕、蓝灰色泥岩夹棕色粉砂岩、细粒砂岩，下部褐棕色泥岩、膏质泥岩夹 浅棕色粉砂岩、细粒砂岩。 棕褐色泥岩与浅棕色细粒砂岩不等厚互层。 棕红色中粒砂岩、含砾粗-中粒砂岩。 上部为红棕色粗-细粒岩屑长石砂岩、粉砂岩与棕褐色泥岩略等厚互层；中部 棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩与棕褐色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层；下部 棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩夹棕褐色泥岩。 棕褐色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩略等厚互层。 棕、棕褐、灰绿色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩、粉砂岩不等厚互层。 浅灰色细粒砂岩、砾质中粒砂岩夹棕褐色泥岩。 灰白色粉砂岩、细粒砂岩、砾质细粒、中粒砂岩夹棕褐色泥岩及煤线。 （1） T3h ：深灰、棕灰、灰黑色泥岩夹少量灰、浅灰色细粒砂岩、粉砂岩、 泥质粉砂岩，底部灰黑色炭质泥岩为三叠系标志层。 1 （2）T3h ：浅灰色细粒砂岩、中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅰ砂组。 （1）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩、粉砂岩。 3 （2）T2a ：浅灰、灰白色细粒砂岩，为三叠系 T-Ⅱ砂组。 2 （3）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩； 1 （4）T2a ：浅灰色细砾岩、含砾中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅲ砂组。 深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩。 深灰色、灰绿色英安岩。底部为灰黑色玄武岩。 （1） C1kl ：棕灰色、灰色、浅灰色、灰白色中粒砂岩、细粒砂岩、粉砂岩与 棕褐、棕红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚-不等厚互层。为卡拉沙依组砂 泥岩互层段。 1 （2）C1kl ：棕褐、深灰色泥岩。为上泥岩段。 （1）C1b ：黄灰色泥晶灰岩夹深色泥岩，即“双峰灰岩”段； 2 （2） C 1b ： 棕褐色、 灰色泥岩、 粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩， 即“下泥岩段”； 1 （3）C1b ：灰色灰质粉砂岩、灰色细粒砂岩与灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互 层，即“砂泥岩互层段”。 上部为灰白色细粒石英砂岩。下部灰白色细粒石英砂岩与深灰色、绿灰色泥岩 呈不等厚互层。 深灰、灰绿、灰色泥岩与灰色细粒长石石英砂岩、粉砂岩略等厚-不等厚互层。 上部灰色细粒砂岩与绿灰、 深灰色泥岩； 中部为绿灰、 深灰色泥岩， 下部绿灰、 深灰色泥岩夹灰色细粒砂岩。 灰色泥岩、灰质泥岩与灰色泥晶灰岩、灰岩略等厚-不等厚互层。 灰、褐灰色泥微晶灰岩、泥灰岩。 上部为棕褐色灰质泥岩、下部为浅灰色泥晶灰岩。 浅灰色砂屑泥晶灰岩、泥晶灰岩。 灰白、灰色泥晶灰岩、含砂屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩。
3 2 4 2
上第 生 三系 中新统 界
渐新统 苏维依组 下第 三系 古-始新 库姆格列 统 木群 巴什基奇克 组
K1bs K1b K1s K1y J1
白 垩 系
下统
巴西盖组 卡普沙良 群 舒善河组 (K1kp) 亚格列木组
中 生 界
侏 罗 系
下统
上统
哈拉哈塘组
T3h
三 叠 系
中统
阿克库勒组
T2a
下统 二 叠 系 中统
柯吐尔组
T1k P2
晚 古 生 界
卡拉沙依组 石 炭 系 下统 巴楚组
C1kl
C1b
泥 盆 系 志 留 系 早 古 生 界
上统
东河塘组 塔塔埃尔塔 格组
D3d
S1t S1k O3s O3l O3q O2yj O1-2y
下统 柯坪塔格组 桑塔木组 上统 良里塔格组 恰尔巴克组 中统 中下统 一间房组 鹰山组
奥 陶 系
中国主要油气田及石化炼油厂
中国主要油气田及石化/炼油厂 中石油油田大型炼化企业 67% 大庆油田抚顺石化 10个油田四川油田（西南油气田）大庆石化 新疆油田大庆炼化 七千万吨/年辽河油田大连石化 大港油田大连西太平洋 土哈油田兰州石化 塔里木油田独山子炼油厂 吉林油田锦西石化 长庆油田锦州石化 华北油田吉林化工 4个其它油田浙江油田鞍山炼油厂 青海油田 冀东油田 玉门油田 中石化油田大型炼化企业 胜利油田镇海炼化 6个油田中原油田茂名石化 33% 江汉油田燕山石化 四千万吨/年江苏油田齐鲁石化 河南南阳油田高桥石化 塔河油田广州石化 金陵石化 金山石化 巴陵石化 扬子石化 天津石化 荆门石化 洛阳石化 武汉石化 福建石化 济南石化 沧州炼油厂海南炼油厂 九江石化青岛炼油厂中海油渤海油田惠州炼化 南海油田 东海油田 中海油有几家炼油厂
以2005年底动工的惠州炼油项目为起始，中海油开始在炼化产业上密集布局。中海油炼化产业的布局是在“两洲一湾”：珠江三角洲、长江三角洲和环渤海湾。珠江三角洲主要是惠州炼油基地、长江三角洲主要是大榭石化，在环渤海湾，中海油则主要收购了山东海化、东营石化和中捷石化。目前就这几家 中国20大炼油厂 No.1 大连石化(隶属中国石油) 2010年炼油能力2050万吨 2004年，大连石化原油加工首次突破千万吨大关，是中国石油天然气集团公司首个千万吨级炼油厂。2010年，大连石化炼油能力达到2050万吨，位居全国第一，相比2005年的1050万吨增长近一倍。 大连石化处于辽宁省大连市，海陆运输方便，是中国重要的原油加工及转运基地。目前，该公司正在加强管理，升级炼化生产装臵，致力于建设具有国际竞争力的标志型炼化企业。 No.2 镇海石化(隶属中国石化) 2010年炼油能力2000万吨 镇海炼化成立于1975年，整体实力一直处于中国炼化行业的领先地位，是中国大陆首家进入世界级大炼厂行列的炼油企业，多年保持2000万吨以上的炼油能力。 近年来，镇海炼化为地方经济社会发展及相关产业的发展作出了巨大贡献，带动了周边金融、商贸、物流等产业的集聚和辐射，为地方环保事业也作出了很大的贡献。 No.3 天津石化(隶属中国石化) 2010年炼油能力1550万吨 2010年，天津石化原油年加工能力1550万吨，相比2005年的550万吨提高了近两倍。天津石化位于天津市滨海新区，东临渤海油田，南靠大港油田，并与天津市区和塘沽新港有铁路、公路相通，与大港油田和天津港南疆石化码头有输油管线相连，地理位臵优越，海陆运输方便。 No.4 上海石化(隶属中国石化) 2010年炼油能力1400万吨 上海石化成立于1972年，是中国第一家在上海、香港、纽约三地同时上市的国际上市公司。经过多年发展，现拥有年原油一次加工能力1400万吨。上海石化主要生产石油制品、
注水开发效果评价类指标
注水开发效果评价类指标 1、含水上升率， 2、含水上升速度， 3、综合递减率， 4、自然递减率， 5、水驱储量控制程度 6、水驱储量动用程度， 7、水驱指数， 8、存水率， 9、水驱油效率，10、累积亏空体积 存水率、注入倍数增长率、水驱指数、注水利用率、吨油耗水量分析、吸水指数（注水强度(相对吸水指数）、地层吸水能力现场分析法----视吸水指数分析）、无因次采液油曲线、油田含水变化规律等。 第三章油田开发基础 油田开发基础知识是采油工进行油水井管理和动态分析所必备的。本窜主要包括油田开发和油田动态分析方面的基础知识，介绍了采油工在油水瞬管理中经常遇到的油田开发主要技术指标、动态分析的基础概念以及油田并发常用图幅的编制和应用。 第一节名词术语 1．什么叫开发层系? 把油田内性质相近的油层组合在一起，用同一套井网进行开发，叫开发层系。 2．什么叫开发方式?可分哪两大类? 开发方式指依靠哪种能量驱油开发油田。 开发方式分依靠天然能量驱油和人工补充能量驱油两种。 3．什么叫井网? 油、水、气井在油气田上的排列和分布称为井网。 4．什么叫井网布署? 油气田的油、水、气井排列分布方式、井数的多少、井距排距的大小等称为井网布署。 5．井网的分布方式分哪两大类? 井网的分布方式分为行列井网和面积井网两大类。
6．油田注水方式分为哪两大类? 油田注水方式分为边外注水和边内注水两大类。 7．什么叫边内注水? 在油田含油范围内，按一定的方式布置注水井进行注水开发叫边内注水。 8．边内注水可分为哪几种方式? 边内注水按不同布井方式可分为：行列式内部切割注水、面积注水、腰部注水、顶部注水等。 9．什么叫配产配注? 对于注水开发的油田，为了保持地下流动处于合理状态，根据注采平衡、减缓含水率上升等，对油田、油层、油井、水井，确定其合理产量和合理注水量叫配产配注。 lO．什么叫注采平衡? 注入油藏水量与采出液量的地下体积相等(注采比为1)叫注采平衡。 11．什么叫油田开发方案?主要包括鄢些内容? 油田开发方法的设计叫油田开发方案。 油田开发方案的内容包括：油藏地质研究，油藏工程设计、钻井工程设计、采油工程设计、地面建设工程设计、方案经济优化决策。 12．什么叫井别? 油田上根据钻井目的和开发的要求，把井分为不同类别，称为井另别。如探井、评价井、资料井、生产井、注水井、观察井、检查井等。 13．什么叫生产井?什么叫注水井? 用来采油的井叫生产井。用来向油层内注水的井叫注水井。
采油基础知识
第一节采油常识 游梁抽油机巡检点位图 1、悬绳器 2、光杆卡瓦 3、悬绳（吊绳） 4、（前）驴头 5、游梁 6、平台 7、支架； 8、底座 9、刹车装置 10、电机11、刹车安全装置12、减速器（减速箱） 13、曲柄14、曲柄销子15、游梁平衡组件（尾重或尾配重）16、连杆17、尾轴承18、横梁19、支撑 1．抽油机是由哪些主要部分组成 抽油机是由主机和辅机两大部分组成。主机是：底座、减速器、曲柄、连杆、横梁、支架、游梁、驴头、悬绳器、皮带轮及刹车装置。辅机是：电动机、节电装置、电路控制系统。
2．抽油机的工作原理 由动力机供给动力，经减速器将动力机的高速转动变为抽油机曲柄的低速转动，并由曲柄一连杆一游梁机构将旋转运动变为抽油机驴头的上、下往复运动，带动深井泵工作，将井下原油抽到地面。。 3.抽油机代号： 如CYJ10-5-48HB CYJ—游梁式抽油机代号 10—驴头悬点最大负荷（10×10KN 或10吨） 5—光杆最大冲程（5米） 48—减速箱输出轴（即曲柄轴）最大允许扭矩（48KN．米） H—齿轮传动方式（H表示点啮合圆弧齿轮；无H时表示渐形 线齿轮传动型） B—曲柄平衡（Y:游梁平衡，F:复合平衡， Q:气动平衡） 4.设备保养十字作业法：紧固、润滑、调整、清洗、防腐。 5. 抽油泵工作原理： 当活塞上行时，游动凡尔受油管内活塞以上液柱的压力作用而关闭，并排出在活塞冲程一段液体。固定凡尔由于泵筒内压力下降，被油套环形空间液柱压力顶开，井内液体进入泵筒内，充满活塞上生抽出的空间。 当活塞下行时，由于泵筒内液柱受压，压力增高而使固定凡尔关闭。在活塞继续下行中，泵内压力继续升高，当泵筒内压力超过油管内液柱压力时，游动凡尔被子顶开，液体从泵筒内经过空心活塞上行进入油管。 在一个冲程中，深井泵应完成一次进油和一次排油。活塞不断运动，游动凡尔与固定凡尔不断交替关闭和顶开，井内液体就不断进入工作筒，从而上行进入油管，最后达到地面。 6．抽油机曲柄连杆机构的作用是什么 抽油机曲柄连杆机构的作用是将减速器的旋转运动变成驴头的往复运动。 7．如何检查抽油机皮带的松紧 有两种方法：一是用手下按皮带可按下1—2指为合格；二是用手翻皮带能将背面翻上，松手后立即恢复原状为合格。
塔河油田缝洞型油藏机理研究
新疆油田油藏研究概况 姓名：阿拉依·阿合提 学号: 20071043642 班级: 022081 指导老师:潘林
新疆油田油藏研究之 —————塔河油田油藏概况 阿拉依·阿合提 中国地质大学资源学院湖北武汉（430074） 摘要：以油气成藏体系理论为指导，对塔里木盆地塔河地区油气成藏研究概况进 行了分析。阐述了塔河油田油藏成藏的地质背景,油气运移过程,储层的岩性特征,和渗透规律,描述了塔河缝洞型油藏的基本特征,汇总了目前国内对缝洞型油藏的研究动态和研究方向,对流体流动类型和储层评价进行了简单综述。 关键词:塔河碳酸盐岩缝洞油藏流体 引言: 随着我国油气需求的不断攀升,对油气资源的需求日益增大,进一步勘探出新油气田和 提高已有油田的采收率不断得到加强研究.在勘探开发不断深入进展下，碳酸盐岩地层中发现的油气储量和产量越来越多，引起了海内外学者的重视和兴趣。碳酸盐岩油藏储集空间类型比较多，既有微观孔隙，也有大小和规模相差悬殊的溶蚀孔洞和裂缝，而且储集层纵、横向变化大，给储集层定量评价带来了很大难度也进一步加大了研究的必要性和紧迫性。 我国陆相石油地质理论中对碎屑岩的生烃机制和成烃模式的研究理论已较为成熟。为我国许多陆相石油的勘探提供了大量技术理论支撑。然而我国海相碳酸盐岩的沉积分布也比较广泛,已在四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地的海相碳酸盐岩中找到了大型和特大型油气田，而且获得了十分可观的地质储量,但对碳酸盐岩的沉积过程和成岩作用的研究却相对缺乏，因为碳酸盐岩和碎屑岩在物理性质和化学组成上都有着本质的差别，碳酸盐岩有机质的演化特征和成烃机制与碎屑岩有很大差异性[1]。由此可见，深人研究总结碳酸盐岩具有重要意义,塔河油田为我国第一个以古生界奥陶系为主产层的大油田，其缝洞型油藏是最典型的特征，而这对缝洞型油藏的研究影响着塔河油田整个石油勘探开发的全过程。本文主要对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的地质背景和成藏机理进行了简要的概述分析。 1.塔河油田地质环境 1.1 塔河油田形成地质背景 塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，该凸起是在加里东中晚期形成凸起雏形，在海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向大型鼻凸，在海西晚期改造基本定型，后经印支一燕山和喜山运动进一步改造成为大型古隆起口。[1、2、3]塔里木盆地经历了漫长的构造演化，在整个过程中缺乏热事件的构造改造，早期的油气藏在合适的位置可以长期保存至今，也可能因为后期的区域翘倾而使得油气藏再分配或演化
2 油田开发效果评价方法
第2章油田开发效果评价方法研究 油田开发效果评价贯穿于油田开发的全过程，正确、客观、科学的综合评价油田开发效果，是油田开发方案调整，实施有效、高效挖潜措施，达到高效合理开发的基础。目前评价油田开发效果的指标众多，根据各评价指标的性质和实际涵义，大体上可将其划分为三大类，即开发技术指标、生产管理指标和经济效益指标。开发技术指标是描述油田开发过程动态变化的参数指标，用来评价管理单元的开发动态状况，主要包括注采井网完善状况、含水变化状况、产量变化状况、储采开发状况、注水开发效果、开采程度指标等;生产管理指标主要包括措施效果评价、工作量完成情况以及油水井和地面设备的使用状况和动态监测状况；经济效益指标主要用来评价管理单元经济效益的，主要包括操作成本、新钻井经济极限初产、老井经济极限生产指标以及各项措施的经济指标。油田开发作为一个有机的整体，各项指标有着密切的联系，其中开发指标是油田开发状况的反映，是油田开发效果好坏的直接指标，在三类指标中占主导地位；生产管理指标是实现开发技术指标的基础和保障；经济效益指标是油田效益好坏的表现，是油田是否经济、有效开发的最终体现；开发技术指标和生产管理指标都是为实现经济效益指标服务的。由于课题来源于海外参股项目，中方为非作业者，对措施的实施以及经济评价没有决策权，因此，主要从开发技术指标方面对油田开发效果进行正确的、客观的、科学的综合评价，从而指导油田的下一步开发调整。 2.1开发效果评价指标的筛选与计算方法研究 开发技术指标大体上可分为6个大的方面，但在实际计算应用中，又进一步细分为多个指标，如反映注采井网完善状况的指标可进一步细分为水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、注采对应率、注采井数比、井网密度、单井控制地质储量等；注水状况评价指标可进一步细分为注采比、注水量、存水率、水驱指数、耗水比、地层压力保持水平等；含水变化状况指标可细分为含水率、含水上升率、含水上升速度等；产量变化指标可细分为地质储量采油速度、无因次采油速度、自然递减、综合递减、总递减、采油指数、采液速度、采液指数等；储采状况指标可细分为储采平衡系数、储采比、剩余可采储量采油速度等；开采程度指标细分为地质储量采出程度、可采储量采出程度、采收率等。为了能够应用较少量的
长庆油田 第五采气厂简介
第五采气厂简介 第五采气厂组建于2009年3月10日，其前身为“苏里格东部气田开发项目部”，隶属于中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司。2010年3月12日，根据《关于苏里格东部气田开发项目部更名及完善内设机构的通知》（长油字〔2010〕46号）要求，更名为“第五采气厂”，并于4月16日正式在西安挂牌成立。 第五采气厂辖区地跨内蒙古自治区和陕西两省，负责苏里格气田东区和苏**井区的日常管理和矿权维护工作，所辖区域矿权面积**万平方公里，探明储量**亿立方米，探明面积**平方公里，累计建成产能**亿立方米/年，管理气井**余口，建成集气站30座，污水回注站1座。目前，全厂设机关科室12个，机关附属单位5个，基层单位5个，员工总量598人。 建厂以来，采气五厂坚持以科学发展观为统领，认真贯彻落实油田公司各项工作部署，优质高效推进产能建设，开发规模不断扩大，气量不断刷新历史记录，成为长庆油田历史上建产、上产速度最快的单位。2010年天然气产量17.98亿方，2011年天然气产量21.41亿方，2012年天然气产量29.12亿方，2013年天然气产量35.41亿方，2014年天然气产量35.52亿方，刷新了苏东气田历史产量新记录，创造了连续两年稳产的历史跨越，走上了低成本、高效益、内涵式发展道路。 在发展过程中，第五采气厂以创新为驱动、依法合规为原则，构建了“232”管理体系（2—两个转变、两个下移，3—三全管理法，2
—二维标准作业程序），实现了管理方式、生产方式、组织方式的深刻变革，提高了企业现代化管理水平和可持续发展动力。以实现本质安全为目标，强化源头风险防控，积极推行QHSE管理体系，持续推进气田数字化、智能化建设，连续六年保持了安全平稳供气。深化气田开发管理，建立了气井“三位一体”智能精细管理平台，形成了以井位优选、储层改造为主的5大系列15项开发技术，创立了智能排水采气、水平井管理等16项核心生产技术，实现了气田科学高效开发。 在全体干部员工的无私奉献和辛勤努力下，第五采气厂先后荣获“全国五一劳动奖状”、全国“安康杯”竞赛优胜单位、全国“工人先锋号”、“宁夏回族自治区工人先锋号”等国家及省部级以上集体荣誉称号，涌现出了“全国五一劳动奖章”、“内蒙古自治区五一劳动奖章”、“鄂尔多斯市劳动模范”、“集团公司优秀共产党员”、“集团公司青年文明号”、“‘西部大庆’劳动竞赛铁人先锋号”等国家及省部级先进个人，取得了物质文明和精神文明双丰收。 站在油田公司“适应新常态、谋划新发展”的新的历史起点上，第五采气厂将牢牢把握“稳中求进”的总基调，坚持“总结、完善、优化、提升”的工作方针，按照公司新常态下转型发展“2345”的基本路径，以持续稳产、提质增效为核心，更加注重“抓上产、保安全、转方式、重民生”，着力营造良好的发展环境，团结动员广大干部员工凝心聚力、奋发进取，为油田公司5000万吨持续稳产和西部大庆提质增效做出应有的贡献。