区块油田 篇1
大庆外围油田属于低渗透油田, 单井产量低, 经济效益差。外围油田边远区块远离主产油区, 地面系统可依托性差, 若按常规开发建设模式, 建设投资过高, 经济效益较差。鉴于此, 本文以某边远区块为例, 积极探索外围油田边远区块开发建设方式, 以实现油田经济有效动用。
2 区块概况
该区块地处外围油田边缘, 距离最近的转油站也超过6k m, 超出常规集输半径。若采用常规建站模式, 单井地面投资近140万元, 百万吨产能投资更是高达72.5亿, 经济效益较差。因此, 需要探索新的开发建设方式, 来提高该区块的开发效益。
3 边远区块产能建设思路探讨
3.1 丛式井布井方式探讨
长期以来, 大庆外围油田油井开发布井方式以直井为主, 由于油田主产油区油井数量多且分布密集, 地面建设投资相对较低。油田边远区块若按主力区块开发布井方式, 将极大增加地面建设投资。本文以某边远区块为例, 分析了丛式井布井方式对地面各系统建设的影响。
具体情况见表1。
与直井布井方式相比, 丛式井具有以下优点:一是站外各系统的建设工程量大幅减少;二是平均集油环长度大幅减少, 可有效降低集输系统运行费用;三是油水井更集中, 可减少用工人数, 降低管理成本, 同时有利于后期油田数字化建设。
3.2 地面建设方式探讨
该区块远离油田主产油区, 无地面系统可以依托。针对此类区块, 从集油、输油的角度出发, 提出以下几种建设思路:一是集中建设转油站;二是混熟接力输油;三是架罐拉油。本文从投资和运行费用的角度, 分析比较了几种集油模式, 来探求适合边远区块的建设模式。
常规建站集输模式:该模式是大庆油田普遍采用的集输模式。一般来说, 建站模式适用于较大区块的开发。
混输接力集输模式:在集油阀组间增设电加热器和螺杆泵 (增温增压) , 同时适当增加站间线保温层厚度, 实现原油远距离输送。如此既可保证油田正常的开发建设, 又无需建设转油站、小队点等辅助设施, 极大降低开发成本。
架罐拉油集输模式:在油井附近架设储油罐, 采出原油暂时储存在储油罐里, 通过拉油车定期将原油拉至卸油点, 然后进行处理。该集输模式无需建设转油站、小队点等辅助设施, 亦无需建设集油环及集油阀组间。
3.2.1几种集输模式比较
几种集输模式建设投资、运行费用及优缺点对比详见表2。
通过比较可知, 常规建站模式一次性投资及十年运行费用最高, 混输接力模式和加罐拉油模式相差不大, 但在管理、运行稳定性、防盗、环保等方面架罐拉油模式不及其它两种模式。综合比较, 混输接力集输模式最优。
供注水系统根据井区的分布特点, 分别对比了集中注水和分散注水、单干管单井配水和单干管多井配水。从投资及运行来看, 集中注水和分散注水费用相当;单干管多井配水比单干管单井配水多58万元。综合考虑, 集中注水、单干管单井配水建设方式更优。
供配电系统依托油田已有系统, 为平台井、阀组间供电。
道路系统充分依托油田已有道路, 并根据区块规模考虑道路的负荷情况, 优先选路堑式混凝土路。
通过对该区块开发建设模式的探讨, 使得百万吨产能投资比常规建设减少约5.9亿元, 有利于油田的开发。
4 几点认识
(1) 在开发边远零散区块时, 应打破专业局限, 通过油藏、采油、钻井、地面等整体优化, 提高油田开发的整体效益。
(2) 对于边远零散区块布井方式方面建议打定向井 (形成丛式井) :一是可以大幅降低地面各系统建设的工程量;二是管理方便、运行费用低, 同时有利于油田数字化建设;三是可大量节约耕地, 减少土地政策变化给油田建设投资带来的不利影响。
(3) 对于开发规模不是很大的边远区块, 地面集输建设模式建议采用混输接力集输模式, 从投资及运行费用来看, 混输接力集输模式远低于常规建站集输模式;除投资外, 混输接力集输模式也全面优于架罐拉油集输模式。同时, 混输接力集输模式可提高依托转油站的负荷率。
(4) 对于开发面积极小, 产量极低的区块, 建议打直井, 便于后期捞油。
摘要：大庆外围油田属于低渗透油田, 单井产量低, 经济效益差。低渗透油田边远区块由于缺乏地面系统依托, 建设投资更高。本文以某边远区块为例, 分析并提出了地面丛式井设计对地面各系统的优化效果, 同时分析了边远区块常规建站、混输接力和架罐拉油等集输模式的适应性, 最终得出, 采用丛式井布井方式, 应用混熟接力集输模式更能保证边远区块的经济有效开发, 这为今后大庆外围油田边远区块的产能建设提供了借鉴。
区块油田 篇2
风险控制程序分为三个阶段:
第一阶段为准备阶段, 主要收集有关资料, 详细了解建设项目的基本情况, 对工程进行初步分析和危险、有害因素识别, 划分评价单元, 选择评价方法;
第二阶段为实施评价阶段, 运用适当的评价方法对工程进行安全分析;
第三阶段为提出对策措施阶段, 主要是汇总前两个阶段所得到的各种资料数据, 总结评价成果, 提出相应的安全技术对策措施建议和安全管理对策措施建议。
2 危险、有害因素分析
2.1 主要物质危险、有害因素分析
本工程涉及的主要危险、有害物质为原油、天然气, 高压水由于具有很高的势能, 也具有一定的危险因素, 因此下面主要针对这三种物质进行危险、有害因素的分析。
2.1.1 原油
原油是由各种烃类组成的一种复杂混合物, 含有少量硫、氮、氧有机物及微量金属。原油的危险性主要表现在以下几个方面:
(1) 易燃性;
(2) 流动扩散性;
(3) 沸溢性;
(4) 静电积聚性;
(5) 毒性;
(6) 低温凝结性。
2.1.2 天然气
本工程天然气均为原油伴生气, 成分主要为低分子量的烷烃 (如甲烷、乙烷) 组成的混合物, 不含硫化氢, 其他成分含量低。天然气的危险性主要表现在以下几个方面: (1) 易燃、易爆性 (2) 易扩散性 (3) 毒性
2.1.3 高压水
高压水具有很大的压缩势能, 增压泵或管道破裂时, 直接喷射到人体上将造成很大的伤害。
2.2 主要生产工艺过程危险、有害因素分析
2.2.1 油气集输过程危险有害因素分析
油气集输系统主要包括井口、计量站、集输管线, 整个生产过程是一个连续的过程, 任意一个环节发生故障, 都可能影响整个区块安全生产的畅通。正常的油气集输在连续密闭的工艺系统中进行, 系统中的管线、设备及各种附件构成一个密闭的压力输送系统, 若管理和操作不当, 易导致油气泄漏、凝管、憋压、火灾、爆炸等事故。
2.2.2 注水过程危险有害因素分析
注水系统主要包括配水间和注水管网, 配水间内设备主要为增压注水泵等。
增压注水泵注水过程是一个持续过程, 按规程操作、及时维护和定期检查很重要。一旦发生缺水、超压不报警等故障, 很容易导致增压注水泵损坏, 处理不及时将有可能造成灼烫、机械伤害、物体打击等事故, 造成设备损坏、人员死亡。此外, 注水工艺中涉及的危险、有害因素还有触电、物体打击、噪声等。
2.3 主要生产设备、设施危险、有害因素分析
2.3.1 集输工艺主要设备危险、有害因素分析
油气集输工艺设备主要有抽油机、加热炉、集输管线和计量站等, 若管理或操作设备缺陷, 会导致憋压、跑油、抽空、火灾、爆炸等事故。抽油机采油过程主要存在火灾、机械伤害、触电和高处坠落等危害。原油加热使用水套炉, 加热时原油流速过低或中断、加热炉点火前未先通原油, 均会诱发加热炉出现超温、超压运行状态, 并可能引发加热炉事故。
2.3.2 注水工艺主要设备
设备主要有增压注水泵和注水管网。增压注水泵在运行过程中会产生强振动, 若与管道连接可能会导致管道开裂, 高压水喷出发生高压刺伤, 法兰连接松动飞出, 伤及人体, 造成物体打击伤害。另外, 在增压注水泵出口处若未安装减震器或减震器损坏, 极易发生工艺管道爆裂事故。
2.3.3 电气设备及电气线路
电力是本工程的主要动力来源, 电能的输送、分配、转换过程涉及大量的电气设备和电气线路。如发生断线、短路、异常接地、漏电、设备或元器件损坏、干扰、误操作等, 会造成多种电气事故, 并引发火灾、爆炸、异常带电、停电、人员伤亡及财产损失等。
2.4 安全管理缺陷导致的危险有害因素辨识分析
2.4.1 人的不安全行为
人的不安全因素主要表现在思想意识、技术和心理或生理方面。即意识不到“安全第一”在生产中的意义, 麻痹大意;技术上不熟练, 违章、缺乏处理事故的经验;过度疲劳或带病上岗、酒后上岗、情绪波动和逆反心理等也易造成事故发生。人的不安全行为主要是指违章指挥, 违章操作, 违反劳动纪律。
2.4.2 安全管理方面
安全管理是防止事故发生的重要管理措施, 作为存在较大危险危害因素的企业, 必须成立安全管理组织, 建立健全安全生产责任制、安全管理制度和岗位操作规程, 并明确安全生产投入, 配备必要的安全设施, 制定事故应急救援预案, 并配备应急救援设备与设施。在此过程中, 如果安全生产责任制不明确, 安全管理制度则无法落实执行, 安全管理中如果没有定期进行安全检查, 设备设施运行过程中存在的安全隐患就不能得到及时的发现和处理, 最终可引发较大的事故。
3 安全对策措施及建议
(1) 新建或更换的各类压力容器、压力管道投产前, 应具有完整有效的使用登记手续, 并且经试运行合格后, 方式可正式投产运行。压力管道安装工程竣工后, 使用单位应向安装单位及其无损检测单位索要安装质量证明文件和安装监督检验报告, 并由使用单位在管道使用寿命期内保存。
(2) 各类设备、管线均应按要求接地, 接地线要搭接, 接地电阻投产前应进行测试确保合格。做好安全阀、压力表、液位计、各类接地装置的日常管理、维护和定期检测工作, 对检测结果做好记录。
(3) 油气集输管线、注水管线及弯头应按照有关安全技术规范的规定进行定期检测, 避免因内外腐蚀造成泄漏;使用单位每年应当制定定期的检验计划并建立安全技术档案。
(4) 为作业人员配备符合要求的个体防护用品, 严格生产现场的佩戴管理检查;并对从业人员进行有毒、有害物质危害特性、个体防护用品的使用、应急救护知识以及其他职业卫生防护措施的培训和教育。
(5) 做好安全资料工作。重要设备应建立设备档案;生产运行中形成的各种培训、检查、考核、试验、检修等记录应作为资料进行保存;各类设备事故和人身事故应做好统计记录并作为资料进行保存。
(6) 根据工程特点, 建立各类生产安全事故的应急救援程序, 并纳入应急程序框架中。组织职工定期演练, 做好演练记录, 持续改进和修订应急程序。制订和修改的应急程序应及时告知有关部门和人员, 并作为安全教育的一项重要内容传达到所有的人员。应急预案应报上级应急机构进行备案、审批。
摘要：本文分析评价识别区块滚动新区产能建设地面工程的主要危险、有害因素。提出切实可行的、合理的安全对策和建议措施, 以求最低事故率、最少的损失和最优的安全投资效益, 提高项目的本质安全程度。
区块油田 篇3
关键词：高升；稠油；注汽；压裂
高升稠油区块在高轮次、多周期蒸汽吞吐过程中，由于储层水敏、近井地带存水等原因，许多稠油井出现注汽压力高、甚至注不进汽的现象。矿场试验表明，通过注汽前进行压裂改造，可以在一定程度上降低注汽压力、提高蒸汽吞吐效果，是辅助稠油热采的一项有益的探索和尝试。
1.热采稠油压裂作用机理
压裂可提高近井地带导流能力，特别是可以解除由于储层粘土水敏膨胀、岩石颗粒运移堵塞等所造成的近井地带污染；由于高导流人工裂缝的存在，可突破近井残留水区域的限制，将注汽范围进一步加大，使更远处的油藏受效；通过控制人工裂缝的启裂部位，有效利用蒸汽超覆，达到重力泄油目的；压裂同时可起到深部防砂的作用，且防砂效果较好，避免了细粉砂对注汽效果的影响。
2.热采稠油压裂工艺
A. 高砂比压裂工艺
稠油油藏物性一般较好，渗透率、孔隙度一般较高，压裂主要是解除近井地带污染，人工裂缝过长意义不大，而且有可能导致汽窜。压裂目的主要是形成高导流能力的短宽缝，要求采用高砂比压裂工艺，在设备、工艺允许的条件下，应尽量提高砂比，加大缝宽。矿场试验中，平均砂比力争达到40%左右，最高瞬时砂比力争达到60%左右。
B.低温破胶工艺
稠油油藏大多埋藏较浅，为了减少压裂液在储层中的滞留时间，减小压裂液滤液对储层造成的二次伤害，在保证压裂液高携砂的同时，必须保证压裂液在压后能够快破胶、速返排，针对这一要求，成功研制了低温破胶激活剂，它可以降低化学反应的活化能，使在中、高温下起作用的化学物质在低温下也能正常发挥功效，这种激活剂在低温下对压裂液的破胶时间、破胶水化液粘度有明显的影响。同时，采用了破胶剂梯度追加技术，实验优化了破胶剂追加梯度，并在施工过程中根据压力变化进行适当的调整。对于粘度较大的稠油井，压裂液滤失较小，压后压力扩散速度较慢，影响压裂液的及时返排，在采用常规破胶剂的同时，加入了适量的胶囊破胶剂，保证压裂液在2小时内迅速返排。
C.热压裂液技术
稠油油藏储层温度较低，一般在40℃左右。冷水配制的压裂液温度一般在20℃左右，进入储层会造成一定的冷伤害，特别是对于超稠油、特稠油这种冷伤害的程度更大。在矿场试验中针对这些特点研制了热压裂液，配液水为温度90℃热水，其它性能与常规冷水配制的压裂液相同，可以满足油藏、工艺条件的要求。
D.热采条件下支撑剂性能实验评价
热采稠油井压裂，支撑剂将长期处于高温、碱液环境下，其性能将受到很大影响。
对蒸汽热采条件下支撑剂的性能进行了实验研究结果表明[1]，支撑剂与碱液反应的活化能较高，反应速率常数对温度变化敏感，低温下反应慢，高温下反应速度显著加快。
温度对处于碱性条件下支撑剂的溶蚀率有较大的影响，温度越高，溶蚀率越大，支撑剂抗压强度越低，在地层闭合应力作用下压实现象将更加明显，支撑剂导流能力将随之降低。石英砂的主要矿物成份为二氧化硅，在高温作用下与高PH值氢氧化物容易产生偏硅钠凝胶沉淀物，沉淀物过多会堵塞储层原有的孔隙孔道和降低裂缝导流能力。陶粒中二氧化硅含量较少，仅产生少量沉淀，但不易凝聚，对裂缝导流能力影响不大。
实验表明，在热采稠油压裂中，采用高强度陶粒作为充填裂缝的支撑剂，而不宜过多采用天然石英砂。
E.压裂注汽一体化管柱
由于稠油粘度较大，压裂液滤失困难，压后裂缝闭合速度较慢，特别是超、特稠油，裂缝完全闭合有时需要一周时间，这就要求所使用的管柱在不需要作业的情况下，既能适应压裂施工的耐压要求，又能适应注汽的隔热要求，为此正在研制了压裂注汽一体化管柱(见图1)。
如果采用一体化管柱进行施工，压裂完成后可直接注汽，实现了一次管柱完成压裂、注汽双重功能，大大简化了施工程序，而且通过注汽过程的迅速接替，有利于保持压裂形成的高导流裂缝。
F.压裂防砂工艺
部分稠油井不压裂注汽压力过高，而压裂后又出现地层砂和支撑剂大量反吐，将压裂工艺与防砂技术有机结合，可以有效地解决这一问题[2]。礦场试验中主要应用了砾石充填压裂防砂工艺和尾随固砂压裂防砂工艺。砾石充填压裂防砂是下入激光割缝筛管防砂管柱，然后对地层进行压裂及在筛管外充填砾石。
尾随固砂压裂防砂是在注砂完成前的尾段，加入高温树脂涂层支撑剂，或加入化学固砂剂。
3. 热采稠油井压裂矿场试验实例
在高升地区稠油蒸汽吞吐开采井中，进行了压裂降低注汽压力、提高热采效果的矿场试验，基本上都见到了一定的效果，部分井见到了比较明显的效果。
高3-6-0222井储层井段为1749.3-1808.2m，岩性为砂砾岩。进行到第5轮蒸汽吞吐，出现注不进汽，吞吐效果变差。压裂施工排量4.2m3/min，加砂23.3 m3，尾随树脂涂层砂3.0 m3，平均砂比为34.7%，施工泵压为41-29-24-27MPa。压后进行蒸汽吞吐，注汽压力15MPa，注汽干度75%，日注量6.5t/d。焖井后开井，日产油21t/d，生产73天，周期内累积产油1533t/d，油汽比0.46，回采水率62%。
4.结论
在多周期、高轮次蒸汽吞吐的情况下，许多稠油井出现注不进汽的现象，寻找降低注汽压力的工艺措施对于提高蒸汽吞吐热采稠油效果十分必要；矿场试验表明，压裂对于稠油热采降低注汽压力是一项值得进一步探索的工艺措施；在热采稠油压裂机理、配套工艺上应进一步加大研究力度；应选择更多的稠油热采井进行压裂增注矿场试验，从试验中不断形成相对完整、配套的热采稠油压裂工艺。
参考文献
[1]张 静.蒸汽热采条件下支撑剂性能评价试验研究.石油钻采工艺.2003.25
区块油田 篇4
术研究
吴艳峰
（吉林油田分公司新木采油厂）
摘要
新木油田前60区块油藏为稀油油藏。其中原油都具有“两高两低”的特征，即高含蜡量、高凝固点、低密度、低粘度。地层水总矿化度较高,水型均为NaHCO3型。关键词
新木油田
注水井
欠注
低渗 前言
随着新木油田开发进入后期，注水仍然是油藏开采的重要方式。在注水过程中，注入水不断地被注入到油气层中，随着注入量的不断增大，注入水必然要与油气层的岩石和流体接触，进入地层，并发生各种物理和化学变化，这些变化常导致渗透率下降，损害地层造成欠注。文章主要提出一个观点即：前60区块的欠注井大面积发生主要由注入水导致储层的敏感性发生改变、渗透率急速下降所导致的。
一、区块基本情况介绍
前60区块构造位置位于扶新隆起带南坡前旗，构造特征是断层切割的单斜构造，断层发育近南北向正断层，裂缝不发育，2005年投入开发，含油面积9.57平方千米，地质储量388.79万吨，可采储量60.27万吨，采收率15.5%，开发层系为扶余油层,主力油层为4、5号小层，孔 隙 度为13.9％，渗 透 率：2.7× 10-3μm2，目前注水方式采用反七点面积注水，注水井69口，开井67口，欠注井15口，日配注水量1610方，实际日注水量1400方，日欠注数量210方。
油藏物性
前60区块油藏岩性以粉砂岩为主，少量细砂岩，孔隙度均值13.9%，范围在（10%-18%）；渗透率均值2.7*10-3μm2，分布范围（0.16-10*10-3μm2）；含油饱和度为52%。砂岩粒级细，分选差，泥质含量高，岩石颗粒磨圆度绝大多数为次棱角状，胶结类型为接触式和孔隙式，油藏含油井段20米，砂岩厚度平均10.1米，油藏类型为岩性构造，无统一的油水界面，粘土矿物以高岭石为主。流体物性
原油含蜡量为25.5%，凝固点为35 ℃，地面原油密度为0.87 g/cm3，地面原油粘度为42.2 mPa.s，含硫0.08%。
地层水总矿化度为15296 mg/l，氯离子含量为5655 mg/l，水型属于NaHCO3型，原始地层压力为10.0MPa，原始地层温度为56 ℃。目前平均地层压力为12.9mPa，目前平均地层温度40 ℃.二、理论与矿场情况分析（1）理论分析
通过对60区块储层岩心速敏、盐敏导致渗透率试验，确认为欠注主要由注入水导致储层的敏感性发生改变造成渗透率急速下降导致欠注大面积发生，治理方式应以增压增注为主。前60-5-1井岩心速敏试验数据（见表
1、图1）表1
图1
针对17厘米厚度的岩心样品试验，体积流速为0.1ml/min时，渗透率最高为5.9mD,随着流速的增大渗透率降低，当流速大于5ml/min以后，渗透率基本保持在2.9mD,达到最低程度不会再发生改变。前60-5-1井岩心水敏试验数据（见表
2、图2）表2
图2
从数据图表分析：针对17厘米厚度的岩心样品试验，当地层水盐度为23213mg/l时，渗透率最高为3.14mD,随着盐度的降低渗透率急剧降低，当盐度等于0mg/l时，渗透率达到最低。（前60注入水矿化度1071.83mg/l）以前60-15-3油井采出水与前60-13-1水井注入水配伍性试验数据分析为依据
OLI结垢分析软件计算结果（见表3）
比例CACO3 pScalTend0.00000.05470.10670.15590.20220.245 前60-15-3油井/60-13-1水井1:000.8:0.20.6：0.40.4：0.60.2:0.80:01通过配伍性试验数据分析：前60-15-3油井产出水碳酸盐结垢趋势指数ST小于1，说明该井不存在碳酸盐结垢；随着前60-13-1水井注入水增加，结垢趋势指数ST虽然有所增大，但仍然小于1，说明该井不会大量出现碳酸盐结垢；注入水对地层水的影响不大。（2）矿场应用
针对前60区块地质储量控制较高的3#和5#井组实施安装增压泵改造，治理欠注注井13口，有效13口，有效率达到100%。（见表3）表3
安装前队别注水间井号前60-6-4前60-6-8前60-12-6前60-10-8前60-10-12前60-6-1前60-6-12前60-10-43#前60-8-10前60-14-16前60-14-8前60-14-12采油十一队5#前60-10-16配注2520***01525252525实注***92000019192014/4/132014/1/21安装日期配注2520***01525252525安装后实注2519***1525252425目前实注2419***1425252425
三、结论与对策
结论：前60区块欠注主要是由于储层岩石敏感性变化导致渗透率下降造成的而不是以结垢等二次污染造成的。
对策：针对前60区块欠注应该考虑安装离心式增压泵增注技术
作业简介
胜利油田大43区块固井实践 篇5
义北油田大43区块构造位置为济阳坳陷义和庄凸起东北斜坡带大43-3断块, 明化镇组及以上地层成岩性差, 易坍塌, 卡钻, 馆陶组地层砂层发育易蹩漏。今年上半年先后施工大43-斜319井、大43-斜318井、大43-斜316井、大43-斜324井, 钻进过程中都发生了不同程度的漏失情况。其中大43-斜319井和大43-斜318井漏失较为严重。大43-斜319井二开采用215.9mm钻头钻进至2272m, 发生漏失, 此时泥浆密度1.19g/cm3, 漏失段为2187m-2200m, 总共漏失泥浆1500m3, 只进不出的。大43-斜318井二开采用215.9mm钻头钻进至2466m时发生漏失, 此时钻井液密度为1.32g/c m3, 停止钻进循环仍有渗漏现象, 一周时间共漏失钻井液约130m3, 预计漏失层在2100m左右沙一段和沙二段地层交界处。
根据设计要求该区块二开采用215.9mm钻头钻进, 若井下未发生漏失则下入139.7m m套管, 若井下放生漏失则下入177.8m m技套封堵漏层, 三开采用152.4mm钻头, 下入114.3mm尾管完井。因为这四口井钻进过程都发生不同程度的漏失情况。所以都下入177.8mm技套。
2 固井施工难点分析
215.9m m钻头下177.8m m套管属于小间隙固井, 同时该区块井深在2400左右有漏层, 最大漏失量达到1500m3。难点有下面几方面:
(1) 固井施工过程有可能发生漏失, 水泥浆返高难以保证;
(2) 易漏地层施工排量小, 注替排量难以达到紊流的要求, 顶替效率难以保证;
(3) 小间隙固井环空摩阻较大, 施工压力较高;
(4) 小间隙固井环空间隙小, 形成的水泥环薄, 水泥石易碎;
(5) 水泥封固段短水泥量少, 水泥浆与井壁的接触时间达不到要求, 影响了两者之间的胶结质量。
3 主要技术措施
现将该区块固井技术措施总结如下:
3.1 施工的前期准备
固井前采取堵漏措施, 同时保证井眼的干净、畅通;
固井前泥浆性能做到低失水、低粘度、低切力、低含沙、薄泥饼和合适的密度;
控制套管下放速度。套管下放速度不应超过0.46m/s, 在通过低压易漏层是下放速度应控制在0.25-0.30m/s。因为高速下放套管时环空钻井液回流速度是钻进是钻井液上返速度的1-3倍。这样易压漏地层;
套管在井眼中的居中度小于67%时, 很难将环空的钻井液驱替干净, 因此保证套管居中度非常重要, 保证井下安全的情况下尽量下扶正器。
3.2 优选水泥浆体系
阿由于低密度水泥浆在小间隙井中形成水泥环薄, 水泥石强度低、韧性小, 极易碎裂。所以设计一种强度高、韧性好的低密度水泥浆。
3.2.1 低密高强设计
采用了美国3M公司生产中空玻璃微珠做减轻剂, 配合低密增强剂、降失水剂、减阻剂来调配水泥浆。它比常规的漂珠水泥浆调配密度更低、抗压强度更高。
3.2.2 塑性微膨胀水泥设计
加入适量的塑性增韧剂提高水泥石的韧性, 加入晶格膨胀剂提高第一、二界面的交接质量。塑性微膨胀水泥石和普通水泥石的实弹射孔和射孔钉射孔试验如下。
(1) 实弹射孔
射孔后的塑性微膨胀水泥石与普通水泥石对比结果见表1。
(2) 射孔钉射孔
用炸药引发的射孔钉对厚度为2.0cm的水泥石进行射孔实验。
试验结果表明, 含有增韧剂的水泥石孔眼边缘整齐, 试件无裂缝, 增塑剂提高了水泥环抗冲击韧性, 减轻或消除了射孔造成的裂缝, 这对提高固井射孔段的水泥石抗冲击能力, 防止因射孔作业造成水泥环破裂而形成环空窜槽, 防止地层流体窜层, 延长油井寿命有重要作用。
(3) 双凝水泥浆设计
利用促凝剂调节尾浆的初终凝时间, 使领浆的初凝时间大于尾浆终凝时间1-2小时, 这样, 下部水泥浆相对早凝, 在凝结过程中受到上部水泥浆有效液柱压力的作用, 有效控制了水泥浆凝结过程中的窜槽现象
(4) 控制水泥浆失水, 提高水泥浆的流动性、沉降稳定性
低密度水泥浆由于惰性减轻材料较大, 体系成份复杂, 失水比常规密度水泥浆更难控制。根据紧密堆积理论设计的, 由于微硅和低密增强剂的掺入, 实现了大小颗粒的相互充填, 加压滤失时容易形成致密的泥饼, 其水泥浆本身就具有一定的降失水功能, 加入适量的浆失水剂, 水泥浆的失水很容易控制在50mL以内。
3.3 施工方案和技术措施
3.3.1 冲洗液、隔离液的优选该区块采用降失水剂与减阻剂混合使用作为前置液有效减少混浆量, 避免产生胶凝现象, 极大程度地清除环空残留钻井液, 提高顶替效率。
3.3.2 合理设计水泥浆密度和水泥浆方数施工中严格按照设计注水泥浆的密度和水泥浆方数, 保证环空静液柱压力低于地层破裂压力, 防止固井过程中发生漏失。
3.3.3 顶替钻井液过程中严格控制环空返速, 防止压力激动。
4 结论及认识
(1) 准确了解掌握井下动态、压力分布状况及油气水层的分布情况, 对于固井具有至关重要的作用;
(2) 良好的井身结构是保证固井质量的必要前提, 井眼及泥浆性能是保证下套管是否顺利, 固井质量能否达到要求的关键所在。
(3) 优选合适的水泥浆体系, 是保证复杂井固井质量的关键;
(4) 合理的固井施工方案是低压易漏、小间隙固井成功的关键。
摘要：本文通过大43区块215.9mm钻头下177.8mm套管固井施工实践, 总结了该区块小间隙、低压易漏层固井的技术措施, 解决了小间隙、低压易漏层固井的难题。结果表明:选择合理的固井施工方案、优选合适的水泥浆体系, 是保证小间隙、低压易漏层固井质量的关键。
关键词：低压易漏,小间隙尾管,短封固段,水泥浆
参考文献
[1]张明昌.固井工艺技术.中石化出版社.2007年
[2]刘崇建.油气井注水泥理论与应用.石油工业出版社.2001年
区块油田 篇6
1 浅气分布规律
大庆长垣油田嫩四段、嫩三段、嫩二段浅层气源主要是长垣外围的齐家古龙凹陷、黑鱼泡凹陷和肇州凹陷的中部含油气组合和嫩一、二段生油层, 气体的运移方向由南向北运移。嫩二段、嫩三段及嫩四段均有浅气显示, 浅气显示井深为150m~600m, 150m以上井段没有浅气层显示。
从大庆长垣油田构造特征分析得知, 浅层气显示基本都分布在背斜构造的近南北向、轴向高点区。从嫩二段顶部构造图上分析, 浅气层井喷、管外冒气集中分布在海拔-460m (相当于井深600m) 之上的局部构造高点区, 以外则很少见到气活动显示。
为确定次生气藏的分布范围, 应用标准状况下的气体平面径向流理论, 进行了研究。
经过计算, 嫩四段顶部砂岩含气范围为已钻井网形成的通道周围413m。
2 防气窜固井技术研究
2.1 浅层气发育区块固井施工难点
1) 该区浅气层发育, 浅气层发育且浅气上移至60m~70m, 固井后易发生固后管外冒气;
2) 断层附近局部不完善井网处和注水井排与断层遮挡井区附近压力较高。杏3-1-检617井区高压, 压力系数在1.55以上;杏3-3排注水井排附近, 压力系数在1.53以上;杏2-3排注水井排附近, 压力系数在1.54以上;杏2-1-615井区, 压力系数在1.51以上。固井洗井、候凝过程难以压稳;
3) 萨尔图油层平均压力为13.8MPa, 压力系数1.49左右, 葡一组最低平均压力为7.8MPa, 压力系数0.75左右, 上下油层层间差异大且渗透性好, 固井质量不易保证。
对于浅气井而言, 固井施工中难点就是研究固井压稳, 防止产层气体上窜。
2.2 固井技术
2.2.1 预洗双凝防气窜固井技术
固井施工中, 注入密度较低的预洗水泥浆充分清洗、携带井壁泥饼, 再注入不同密度 (高、低密度) 、不同稠化时间的防气窜水泥浆, 最后将预洗水泥浆全部替出封固层段外的固井技术。
现场应用:
施工中, 在油层以上150m~250m井段注入密度为1.70g/cm3~1.75g/cm3水泥浆, 封固上部气层, 在油层段使用速凝防气窜水泥浆体系。两种水泥浆凝结时间不同, 推迟了水泥浆失重时间, 在井筒内保持了一定的液柱压力, 有助于固井时压稳。固井结束后0.5h, 利用井口简易套管头装置向环空内加回压1MPa~2MPa, 弥补水泥浆失重的压力损失。
在该区块利用此技术固井840口, 合格井达到100%, 优质率75%。
2.2.2 套管居中技术
套管的居中度对钻井液的顶替效率影响比较大, 居中度越高, 即使是在较小的环空流动下, 清除钻井液的程度也比较高。如果套管的居中度为50%, 排量只有达到1.63m3/min时, 窄边的钻井液才开始流动。根据现场试验证明, 要取得比较好的清洗效果, 套管的居中度应在67%以上。
套管的居中度指套管低边在扶正器的作用下窄边宽度与井眼半径与套管半径之差的比值的百分数, 即
居中度%=Wn×100/ (R2-R1) (1)
Wn-窄边宽度, mm;
R2-井眼半径, mm;
R1-套管外半径, mm;
定向井下套管考虑使用弹性和刚性扶正器, 下入位置相临, 要求套管居中度大于67%。如果小于67%, 考虑部分井段加入扶正器。在井径扩大处可上下移动扶正器位置来实现套管的居中。
该区块利用此技术固井1 200口, 优质率74.5%, 无固后管外冒发生。
2.2.3 DZG高效冲洗隔离液 (加重隔离液) 技术
DZG加重冲洗隔离液由偶联剂、表面活性剂和高分子聚合物、水等成分组成。
利用高分子聚合物的增粘特性, 有利于提高冲洗液稳定性、降低失水量、增强冲洗液携带岩屑能力等性能;偶联剂有利于增强界面胶结强度;表面活性剂以其润湿、渗透、乳化等特性用来分散钻井液, 降低粘土颗粒间的连接力, 提高冲洗液对钻井液的顶替效率, 有利于提高水泥环与井壁间的胶结质量;在这几种物质的联合作用下, 可在较短时间内对井下环空界面达到较强的冲刷作用, 同时, 可增强水泥与套管和井壁的界面胶结能力, 且DZG高效冲洗隔离液可根据地层压力情况, 调节密度, 在达到较好的井下冲洗顶替效果的同时又可以保持固井施工过程中及水泥浆凝结时井内液柱压力, 有利于压稳, 从而提高固井质量。在该区块共使用了610口井, 无固后管外冒现象发生。
2.2.4 振动固井技术
水力脉冲振动固井技术是在套管内流动液体冲击力的作用下, 周期性地改变该位置的过流断面, 在套管底部产生一种周期性截流动作, 从而产生一个周期性的激振力。这个激振力主要产生三种脉冲振动作用:套管径向水击;套管纵向振动;井底环空压力脉动。
套管径向水击径向扩张波作用着吸附在套管壁上的钻井液液膜、环空钻井液或水泥浆、井壁泥饼, 使这些颗粒在其平衡位置作水平方向振动, 即在水平方向产生了位移、速度、加速度, 提高固井界面胶结强度。套管纵向振动使其周围环空中的泥浆或水泥浆产生切应力, 从而造成一定程度位移速度和加速度, 这便有利于提高固井顶替效率。井底环空压力脉动建立振动场, 激活水泥活化成分, 提高水泥石的强度。在该区块利用此技术固井210口。
3 结论
1) 嫩四段顶部浅气层是由下部地层的原生浅气沿已钻井网形成的通道向上运移、储集而形成的, 扩散半径可达413m, 压力系数可达1.28;
2) 预洗双凝固井技术能满足浅气区表层、油层固井防气窜要求, 为浅气区安全钻井施工及浅气治理提供了一条新的技术途径;
3) 可调密度的DZG高效冲洗加重隔离液, 既满足了浅气区固井施工中压稳要求又达到了较好地冲洗效果。
参考文献
区块油田 篇7
数据包络分析法 (简称DEA) 是一种以线性规划为基础的多输入多输出的分析方法, 使用DEA模型, 把每一个被评价单位作为一个决策单元, 再由众多决策单元构成被评价群体, 通过对要素投入和产出之间的相对效率评价分析, 以DMU (Decision Making Unit, 决策单元) 的各个投入和产出指标的权重为变量进行评价运算[1]。数据包络分析法具有可避免主观评价因素、可运用计算机运算方法计算, 被广泛运用到生产、管理、技术等各个领域。通过选择某油田中区块直接材料成本、直接燃料成本、直接动力成本、井下作业成本、测井试井成本、维护修理成本、油气处理、运输成本、产油量等构建了评价指标体系对区块产能进行经济效益评价, 旨在为类似油田区块的注采井网的优化调整和经济有效地开发提供依据。
1 基于DEA油田区块经济效益评价模型
1.1 模型的原理及构建
数据包络分析法方法最早由美国著名运筹学家查里斯和库伯于1978年提出。他们假设所有的决策主体规模报酬不变, 再利用线性规划求得各个DMU (决策单元) 的效率前沿面, 最终给出各个决策主题的效率评价。评价的依据是DMU (决策单元) 的一组投入指标和一组产出指标。投入指标是指决策单元在生产、管理等经济活动中所消耗的经济量, 比如直接材料成本、直接燃料成本、直接动力成本等。产出指标是指决策单元因为某种投入要素组合投入, 而在经济活动中所产生的经济量, 比如产量等。根据投入组合的投入指标数据和产出组合的产出指标数据, 可以评价决策单元的相对效率, 即评价生产部门、管理单元或不同生产时期之间的相对有效性。也就是说DEA方法是评价多指标投入和多指标产出决策单元相对有效性的决策方法。
根据多指标投入和多指标产出对相同类型的生产单位 (部门) 进行相对有效性或效益评价, 且根据油田区块开发经济效益评价的实际情况, 文章选用DEA方法的C2R模型。
C2R模型是指, 假设有n个生产单元或部门, 以此称为n个决策单元 (DMU) , 每个DMU都有m种投入要素和s种产出要素, 并分别用不同的经济指标单位表示。这样就由n个DMU构成的多指标投入和多指标产出的评价系统[2]。
设有n个被评价的同类油田区块, 称为决策单元DMU, 每个决策单元即某油田区块都有m种输入和s种输出, 如图1所示。其中Xij表示第j个DMU对第i种输入的投入量, Xij>0;Yrj表示第j个DMU对第r种输出的产出量, Yrj>0;vi表示第i种输入的一种度量;ur表示第r种输出的一种度量, i=1, 2, …, m;j=1, 2, …, n;r=1, 2, …, s。Xij、Yrj为已知数据, 可以根据历史资料得到, vi、ur为变量。
根据油田采油生产的实际情况, 选取表1所列指标作为DEA模型的投入与产出指标。
应用对偶规划 (Dε) 判断DMUj0的有效性模型为:
式中, θ为相对有效性值;λj是由vi、ur转换而来的;s-为输入要素的松驰变量;s+为输出要素的剩余变量, eτ为单位转置矩阵;Z为目标函数值, ε为无穷小的正数, 可取10-6。
上述模型C2R是评价综合技术规模效率的, 设其最优解为:θ*, λj*, s*+, s*-。以此最优解为判断有效性依据:
(1) 若C2R模型的有效性值θ*=1, s*+≠0或s*-≠0, 则说明被评价的DMUj0 (决策单元) 为DEA弱有效;
(2) 若θ*=1, s*+=0, s*-=0, 则说明被评价决策单元DMUj0为DEA有效, 即说明综合技术规模效率有效;
(3) 若θ*<1, 说明被评价决策单元DMUj0不是DEA有效, 即综合技术规模效率无效[3]。
1.2 基于DEA模型的指标体系
在对经济效益进行评价时, 计划选取某油田4个区块进行评价分析, 以此作为油田生产要素投入配比的依据, 然后, 再对优化结果进行比较, 并判断其优化程度, 从而找出如果DEA无效情况下的原因所在。
对油田各个区块经济效益评价的指标体系可以分为两类:投入指标要素和产出指标要素。投入指标要素主要反映的是油田开发过程中对整个区块所投入的要素, 应该尽可能地选取综合性较强, 可有效计量的指标。而输出指标要素所反映的是区块经过大量要素投入之后为油田所做的经济贡献, 基本指标体系如表1所示。
2 DEA模型在油田区块经济效益评价中的应用分析
2.1 计算方法说明与变量数据
在用DEA方法计算某油田区块生产投入及产出数据的时候, 由于涉及到众多区块和多个变量的数据, 此处仅计算2011年8月4个区块的产出及投入数据。并使用MATLAB软件进行计算, 得出松弛变量和剩余变量。
变量的选取。直接材料成本:选取区块中各个单井所用的所有直接材料费用, 反映直接材料投入。直接燃料成本:选取区块中各个单井所用的直接燃料费用总和, 反映燃料投入。直接动力成本:选取区块中各个单井所使用的直接动力费用总和, 反映直接动力投入。井下作业成本:选取区块中单井井下作业的各种费用总和, 反映井下作业投入。测井试井成本:选取对单井所做的测井及试井费用总和, 反映测井及试井投入。维护修理成本:选取区块所有对设备修理维护费用总和, 反映维护修理投入。油气处理:油气在开采环节中的成本反映。运输成本:选取所有油气的运输费用, 反映运输投入。产油量:选取各个单井在样本月份的产量之和, 反映总输出。本部分原始数据来自于某采油厂会计核算数据, 评价指标体系及原始数据如表2所示。
2.2 计算结果与分析
这里主要是对某采油厂的4个区块进行分析, 首先计算出了4个区块投入产出要素的λ0值, 再计算出投入与产出指标的松弛变量及剩余变量。最终得到相对有效性值θ。与此同时, 文章的研究重点是各个区块的DEA有效性, 从而评价其经济效益。将表2数据代入C2R模型 (1) 中并使用MATLAB软件计算, 得出结果如表3、4所示。
DEA模型适用于评价具有多输入多输出特性的评价采油厂区块或单井经济效益是否有效。根据所构建的采油厂区块经济效益评价指标体系, 选择某采油厂4个区块为例进行DEA评价, 构建了DEA模型, 在对各采油厂区块进行了DEA技术规模有效性分析后, 得出4个区块中有半数效益值无效, 还有很大改进余地。
根据表4数据显示, DMU1、DMU2、DMU3和DMU4的DEA分别为0.855 3、1.000 0、0.718 3及1.000 0。DMU2 (区块2) 和DMU4 (区块4) 均为DEA=1, 且S0-=0, S0+=0。表明这2个区块都是DEA有效的, 生产单元的柔性及单位产品消耗量等投入要素达到相对最佳, 资源得到充分利用, 取得了高效且经济的产出效果。DMU1 (区块1) 和DMU3 (区块3) 的DEA均小于1, 表明这2个区块不是DEA有效的, 直接材料成本、直接燃料成本、直接动力成本在生产过程中投入过大, 与其他投入要素的配比不合理。
综上所述, 从以上油田4个区块的产能状况上分析, 证明对第2及第4区块的各项投入配比可以获得更好的经济效益。由此说明, 应用数据包络分析法的C2R模型对油田区块生产的经济效益进行评价, 进而得出各要素的投入是否有效, 在提高经济效益方面是可行的。
3 结语
随着油田开发的进一步深入, 对油田区块投入的力度将不断加大, 油田各个区块的经济效益直接关系到整个油田的开发效益水平。各个采油厂应该参照科学的价值规律, 提高管理水平, 运用科学的管理方式, 力争做到以最低的生产消耗取得最大的生产经济效益, 不断提高油田的产量, 这样才能使油田各个采油厂可持续发展。文章采用数据包络分析法从定量角度对某油田4个区块进行了经济效益评价, 创新了油田区块经济效益评价的分析方法, 以科学的方法判断油田开发中各要素的投入是否技术规模效率有效, 为提高油田的经济产量、实现各个采油厂效益最大化提供了科学的决策依据。
参考文献
[1]盛昭瀚, 朱乔, 吴广谋.DEA理论方法与应用[M].北京:科学出版社, 1996
[2]严高剑, 马添翼.关于DEA方法[J].科学管理研究, 2005, 23 (2) :54-56
区块油田 篇8
苏德尔特油田贝16区块2004年全面注水开发以来, 由于基质渗透率低、泥质含量高等特点, 套损较严重, 套损井逐年增多, 严重影响了油田注采结构调整和注水开发效果。2012年贝16兴安岭区块新增套损井3口, 累计套损井9口, 占油水井总数的7.09%, 其中油井4口, 水井5口。大修共完成2口, 修复2口, 成功率为100%, 2012年正在大修1口油井德104-204A。
2 苏德尔特油田贝16兴安岭区块套损井特点
2.1 套损井类型
兴安岭区块套损的类型以变形为主, 变形点集中在油层部位。套损变形井5口, 其中多点变形的井4口;错断井1口 (油井德102-225错断、弯曲, 已报废) (表1) 。
2.2 套损井分布特征
综合各年套损井情况, 在纵向分布上, 其中兴安岭层套损井9口, 射孔层段以上5点, 射孔层段以内13点, 射孔层段以下1点;统计19个套损点, 其中泥岩13个, 占套损点总数的68.42% (表2) 。
3 贝16兴安岭区块泥岩水化膨胀对套损的影响
粘土矿物的水化作用存在两种水化机理、分为两个阶段:表面水化和渗透水化。表面水化不能引起明显的体积膨胀;渗透水化是在粘土完成表面水化过程后, 渗透水化作用体积可增加近20倍。
3.1 水化膨胀在Ⅰ﹑Ⅱ油组的具体应用
兴安岭区块Ⅰ﹑Ⅱ油组累计存水率Wf分别为91%﹑78%, 说明储层中有大量的水 (110446m3﹑100205m3) , 为泥质膨胀提供了可能 (图1) 。
总体上, 贝16断块兴安岭油层砂岩发育, 分布稳定, 单井平均厚度275.9 m。含油面积2.3km2, 加权有效孔隙度19.6%, 平均地层密度2.35 (由8口套损井和随机的10口井测井密度曲线平均算出, 井段取1300-1600m) 。截止2012年10月, 累积注入水体积1213590m3, 累积产水量256433m3。
由以上数值经过计算得兴安岭区块累积注入孔隙体积倍数S为0.016
按照井距200m计算, 径向变形量ΔL约为0.092m (εh*200) , 即9.2cm, 这么大的变形量, 在受到阻力后, 必然转换成为压力, 对套管产生破坏作用。对于局部渗透率好的层段, 由于其含水量增量更大, 所以其变形会更大。
4 在开发调整中的各种矛盾影响套损的分析
4.1 注水强度高, 在注多采少发育相对封闭地区形成高压区, 引起套损
在注水开发过程中一般出现两种情况引起压差;一种是由于井网对砂体的控制程度较低, 在水井周围地区易出现注大于采、有注无采的情况, 形成局部憋压。另一种是油井周围易出现采大于注、有采无注的情况, 形成局部低压 (图2) 。
兴安岭区块各小层都存在分布面积广, 且局部尖灭区和变差区普遍存在, 连通状况差渗流阻力大的特点, 易形成小范围的压力系统。由注采比变化曲线图可以看出2006-2012年注采比逐年增加, 且近两年有加剧严重, 注采矛盾非常突出, 不利于套管保护。
4.2 非均匀载荷加剧导致套损
D104-208B水驱前缘呈不规则长条展布, 产生非均匀载荷作用于射孔井段强度变小的套管, 再加上强水敏储层吸水膨胀发生套损, 套管射孔后孔眼周围将产生不同长度的裂纹, 而裂纹周围的非均匀应力, 又会加速这种裂纹变化, 注入水或地下水又会加速腐蚀这部分套管;在长时间注水后 (例如注水井不平衡注水特别是高压注水时) , 射孔段由于长期受水流的冲刷, 导致射孔孔眼逐渐扩大, 从而降低了套管抗挤压强度, 此处的套管更加发生套损 (图3) 。
5 结论
(1) 泥岩水化膨胀形成非均质载荷应力对套管造成挤压, 是造成套管损坏的主要原因。
(2) 随着注水开发油田的不断深入, 注采矛盾日益突出, 在局部地区易形成高压区, 引起套损。
(3) 非均匀背景的地层引起层间、平面、层内三大矛盾, 从而使得在注水过程中水驱前缘呈不规则长条展布, 产生非均质载荷导致套损。
6 下步建议
(1) 建立有效的注水驱动体系, 以有效降低注水压力, 减少憋压区, 探索从根本上减少套损的途径。
(2) 选择合适该区块的防膨剂, 努力使注入水与地层水配伍, 尽最大可能减小水化膨胀的程度。
(3) 从套损井分布特征来看主要发生在射孔段内, 由于开采时对套管的射孔, 降低了套管的原有钢级特性, 因此可以考虑在固井时使用钢级特性更强的油层套管。
参考文献
[1]刘向君, 罗平亚著.岩石力学与石油工程[M].石油工业出版社
[2]王军, 周丹.注水井套管损失原因分析及防治措施内江科技[J].2003 (;06) :31-32
[3]李树群, 孙先杰, 赵丽娟.大庆龙虎泡高台子区块套损原因分析及对策[J].石油钻采工艺, 2001, 23 (6) :62-65
区块油田 篇9
关键词：质量流量计,稠油区块,应用,探讨
0 引言
油田开发初期, 采油站外输计量一般多选用容积式流量计。油田进入高含水期后, 原油综合含水高达90%以上, 加之稠油区块普遍采用蒸汽吞吐采油方式, 油井产出液携砂严重, 造成容积式流量计卡、堵增多, 无法连续稳定运行, 计量输差增加。速度式流量计虽然不易卡、堵, 且价格低廉, 但其精度受计量介质粘度影响, 只适用于计量单一介质。所以, 自2008年起, 锦州油田开始在稠油区块采油站试验使用LZYN型质量流量计。
1 质量流量计结构及工作原理
1.1 结构
质量流量计是根据科里奥利力原理制造的一种直接测量封闭管道内流体质量流量的测量仪表, 由信号测量传感器和信号转换器 (变送器) 两部分组成。
1.2 工作原理
当物体同时存在直线运动和旋转运动时, 物体会受到一个正比于直线运动线速度和旋转运动角速度的矢量积的力的作用, 此作用力被称为科里奥利力。利用安装在测量管上的磁铁和线圈组件, 在交变电流的作用下, 使得两跟平行的测量管按照固定的频率进行振动, 当测量管中有流体经过时, 测量管的振动发生相移, 根据科里奥利力原理, 流体的质量流量越大, 测量管的振动相移也越大。所以通过检测量管振动相移, 就可以取得流体的质量流量值。
2 现场应用情况
锦州油田2008年开始在两个稠油采油站试验使用LZYN型质量流量计, 至今稠油区块采油站已经安装使用该类型仪表24台。以下分三种不同工况, 分别介绍质量流量计的现场使用效果。
2.1 单一介质计量 目前在用一台, 用于计量区块掺水总量, 与过去普遍使用的速度式流量计比较, 精度相当, 但稳定性提高, 投入使用后一直正常运行, 未出现故障。
2.2 油水混合液计量 现场在用20台, 全部用于采油站原油外输计量。2013年稠油45块和25块普遍使用质量流量计后, 液量输差分别由7.43%和5.96%, 降到了2.77%和1.98% (详见表1、表2) 。流量计运行稳定, 除因搬运过程中线圈损坏, 2012年和2013年分别各返厂修理一台次外, 其它17台质量流量计测量管 (表体) 运行中皆未出现过问题。
注:锦25块10个采油站, 其中8个站安装使用质量流量计;锦45块15个站, 其中12个站使用质量流量计.
2.3 含气油水混合液计量 现场在用3台, 用于直输站、直输平台外输原油计量。直属站、直属平台采取进站 (台) 原油不经过油气分离, 直接外输的生产方式, 外输原油中普遍含有稠油伴生气, 随含气量增大, 质量流量计精度下降, 稳定性降低。其中采油23#站因为含气量较大, 安装使用质量流量计无正常流量显示, 后改用双转子流量计。现场通过质量流量计与双转子流量计串联对比发现, 含气量大时, 两种流量计的计量数据都不准确, 但质量流量计误差更大。
2.4 采油工误操作, 或突然气流 (天然气或空气) 冲击, 会造成质量流量计零点漂移或系统紊乱, 现场采取在线重新标定零点的方法, 对流量计进行检定校准, 质量流量计安装使用后, 一般不需要再拆走标定。
3 适用性分析
3.1 计量单一介质时
质量流量计和其它种类流量计一样, 可以满足现场计量精度要求, 而且稳定性提高, 可以长期准确无故障运行。但由于质量流量计较其它类型普通流量计造价高出几倍, 所以从经济角度看, 计量水、污水等相对单一介质, 不适合选用质量流量计。
3.2 计量油水混合液
使用质量流量计较其它种类流量计精度提高, 计量稳定性增加, 维修率降低。由于油田进入开发中后期, 稠油区块普遍采用蒸汽吞吐开采方式, 产出液含水高, 携砂严重, 双转子、刮板等容积式流量计由于计量腔内转子、刮板等活动部件直接与计量介质接触, 磨损快, 容易卡、堵, 要想满足计量精度要求, 就需要频繁拆卸维修、标定。而质量流量计采用不同的测量方式, 测量管内无直接与计量介质接触的活动部件, 可以长期连续运行无磨损, 不需要频繁拆卸维修、标定。所以, 质量流量计尤其适合在含水高、含砂多的稠油区块采油站使用。
3.3 计量含气油水混合液
随含气量增大, 质量流量计精度下降, 计量稳定性降低。含气量低于3% (体积) 时流量计精度降低, 但可以正常计量;当含气量超过3% (现场可以听到气流声) 时, 质量流量计测量系统紊乱, 无正常流量显示。采油23#站现场试验证实, 油井产出液进敞口罐沉降24小时, 待溶解气自然挥发后, 质量流量计可以正常计量, 直接油气混输则无流量显示。而使用双转子、刮板等流量计, 虽然含气时计量误差也增大, 但可以正常运行读数。所以在含气较多且不进行油气分离的直输、混输站 (台) , 不宜使用质量流量计。
4 结论
①质量流量计具有测量准确度高, 测量管内无直接与介质接触部件, 维修率低等特点, 尤其适合替代刮板、双转子等容积式流量计, 在油田稠油区块高含水、出砂严重的井站使用。②计量介质中含有天然气、空气等气体时, 质量流量计精度下降, 所以, 采用油气混输的采油站不宜使用质量流量计。
参考文献
[1]韩厚义.质量流量计在油田的应用[J].石油规划设计, 1995 (02) .
[2]范敏, 王杰, 包杰.质量流量计在油田油井计量中的应用[J].西南石油学院学报, 2005 (04) .
区块油田 篇10
关键词：断层,井震结合,相干体,地层落差
断层是岩层或岩体顺破裂面发生位移的地质现象[1],它对各种与之相关的构造形态和油气运移与聚集起着重要的控制作用。在油田高含水后期开采阶段井网加密后,从利用新钻井水淹层解释资料上看,断层边部低、未水淹比例较高,剩余油较富集;从多学科油藏研究成果上看,断层边部剩余油饱和度较高,含油饱和度在60%以上[2]。因此解释和弄清断层的分布对落实可采储量、产能建设、油藏管理和油藏挖潜等具有极为重要的意义[3]。
1 工区概况
喇嘛甸油田位于大庆长垣北端,是一个在统一闭合的大型二级构造带背景下的短轴背斜高点,轴向为北东21°,长轴11.8 km,短轴2.86 km,西陡东缓。构造深部与浅部基本符合,以葡萄花油层顶界构造形态为例,东翼较缓,倾角为3°—6°,西翼较陡,倾角为12°—21°,南端倾角小于1°,并与萨尔图构造呈鞍部相接,北端以3°—4°倾角向北倾没。整个构造被北西方向延伸的37#、51#大断层切割,分成面积不等的北、中、南三大块。研究区位于喇嘛甸油田最北端(如图1),构造幅度不大。其构造形成可以分为以下几个阶段[4]:第一阶段:泉头组一青山口时期盆地处于坳陷段,构造稳定,为显著的沉降运动;第二阶段:姚家组一嫩江组时期盆地处于由沉降减慢至水进充填阶段,特别是姚家组时期湖盆抬生,面积急剧缩小,以陆相沉积占主导地位;第三阶段:明水组末期盆地经历了一次较为剧烈的构造运动,大庆长垣整体抬生,使嫩江组5段露出水面,受到剥蚀,并且没有接受第三系沉积[2]。本次研究的目的层为萨尔图、葡萄花和高台子油层。断裂以同生正断层为主,断层的走向为近NE和NW向。
2 断层识别方法
2.1 相干体技术
地震相干数据体是指根据反映相邻地震道波形相似性,而对常规地震数据体利用软件重新处理得到的新数据体。由纵向和横向局部的波形相似性可以得到三维地震相干性的估计值,突出相关值低的地震数据,实现了三维振幅数据体向三维相似系数属性体的转换。计算地震相干数据体的目的是对地震数据进行求同存异,能够定量地发现相邻道地震波形的细微变化,它对断层和特殊岩性体的分辨能力大大高于常规振幅数据体。通过相干处理,压制一致性数据,突出不连续数据。1995年Bahorich和Farmer提出相干算法以来,主要经历了以下几个时代:第一代算法C1(采用三道归一化互相干处理);第二代算法C2(任意多道相干);第三代算法C3(本征值相干技术)。本次应用本征值相干技术,把多道地震数据组成协方差矩阵,应用多道特征分解技术求得多道数据之间的相关性,其计算特点是三维地震数据体相干计算,不需要层位约束,分辨率高,考虑倾角和方位角,是一种带倾角加方位角的相干算法。对相干数据体作水平切片图,可揭示断层、岩性体边缘、不整合等地质现象,为解决油气勘探中的特殊问题提供有利依据[5—12],详细算法前人总结很多[13],这里不再赘述。
2.2 井震结合法
测井和地震资料的结合已成为当今油气勘探开发研究中不可缺少的技术工具。测井信息高精度地反映地层的纵向信息,但仅是“一孔之见”,地震记录反映了横向和纵向上地层的信息,但分辨率较低,因此,实现测井地震相结合,尽可能的利用测井垂向分辨率高的优势深化研究,充分发挥地震资料在横向上面广量多的优势,为勘探开发提供更丰富的地质信息及依据。
众所周知,正断层是断层上盘相对下降,下盘相对上升的断层。如图2所示,地层上分布四点A、B、C、D。A、B位于断层下盘,C、D位于断层上盘，它们在水平面上的投影为A'、B'、C'、D',且a、h、b分别为A与B、B与C、C与D之间的垂直距离,如果研究区的地势平坦,构造幅度变化较小,并有h>a且h>b,那么B、C两点之间存在较大地层落差是由于断层的存在而产生,主要适用于地势平坦、构造幅度变化不大、断层发育少且为正断层的区域。断层在地震时间剖面上往往表现为:反射波同相轴错断;标准反射同相轴发生分叉、合并、扭曲、强相位转换;反射同相轴突然增减或消失,波组间隔突然变化;反射同相轴产状突变,反射零乱或出现空白带;特殊波的出现等[14],可根据这些特征判断解释断层,但是受地震资料分辨率的影响,可以利用井震结合的方法确定断层。
3 应用
由于研究区构造幅度变化不大、地震分辨率不高,采取相干体技术识别断层、判断断层的平面分布及组合相对粗糙。因此本次研究在相干体技术应用基础上,利用地层两点间垂直落差与地震时间剖面特征相结合的井震结合方法对断层的重新组合和延伸长度进行更为精细的研究,为断层展布情况的重新厘定提供依据。
3.1 相干体识别断层
喇嘛甸油田北北一区块构造断层主要形成于燕山运动晚期的明水组至四方台组沉积时期,以张性断层为主,浅部地层断层较油层部位断层发育,各层位之间断层继承性较好。SI顶本征值相干切片与断层平面分布图(图3)相比较,相干体切片主要识别出1#、6#、11#、14#、14—1#、14—2#、15#和18#断层,2#和5#断层由于断距较小未能识别出来。从图3a中可以看出断层的走向为近NW和NE两个方向,可以确定大断层平面轨迹,结合地震剖面保证断层解释的合理性,指导断裂组合。但相干体技术不能准确确定断层延伸长度,因而利用井震结合技术对断层进行精细解释。
3.2 井震结合断层精细解释
3.2.1 断层重新组合
地震剖面上解释出的1#断层与原认识利用井上断点解释的断层有别。原认识(图4,a)是利用井上断点勾绘断层,有1#和4#两条断层,二者之间在井上并没有断点。本次研究重新组合认为是一条断层,以SI顶为例,从以下两个方面对1#断层的解释进行阐述:
1)断层两侧地层高差
利用井分层数据统计,现已解释的1#断层区域在SI顶整体构造幅差仅为每百米(5—6)m左右。断层走向为NNW向,延伸长度800多米,垂直1#断层引出5条连井线(图4,b),连井线上相邻井间高差如表1所示:
从表1中可以看出,连井线Ⅰ过断层处每百米高差为7.74 m;连井线Ⅱ过断层处每百米高差为11.27 m。Ⅲ为10.08 m,Ⅳ为12.06 m,Ⅴ为9.12 m。h>a且h>b,证明在每条连井线的中间一段确实存在断层。
2)地震剖面上反射同相轴形态
地震剖面上依据反射同相轴的扭曲、错断、分叉、合并、变弱等现象进行断层解释。垂直断裂带的地震剖面,断裂特征最为明显,因此本次研究垂直1#断层引出6条地震剖面。从展开的地震剖面上(图5)可以看出:地震剖面ⅲ、ⅳ、ⅴ、ⅵ反射同相轴错断比较明显,尤其是ⅲ、ⅳ、ⅴ剖面错断比较干脆,反映出构造运动能量比较强的特征;相对而言剖面vi构造能量弱一些。对于ⅰ、ⅱ剖面,反射同相轴发生扭曲,错断不明显,由于二者剖面位于断层边缘,构造运动能量从中间向两边是一个卸载的过程,能量逐渐变小,因此同相轴只发生了扭曲。
通过以上井震结合分析,认为本次对1#断层的解释合理而准确。
3.2.2 断层延伸长度重新厘定
研究区以往单独从测井曲线上识别断层,横向延伸分辨率差,尤其在井点控制不住的情况下,差别更加明显。原认识6#断层在SIII和PI两个油层组顶面延伸2.2 km左右,本次解释认为延伸只有1km左右,较原认识短,其在SIII和PI两个油层组顶面延伸长度一样,所选连井线及剖面线位置二者相同,只以SIII为例展示,下面从构造幅差和地震时间剖面两方面分析。
1)断层两侧地层高差
断层断距中间大,两端由于能量的卸载,断距变小。6#断层最大断距为10 m,走向为NEE,与构造长轴方向有一定交角,考虑构造趋势对其影响,选用两种方案,一是垂直断层引连井线(图6,a);二是顺着长轴方向过断层引连井线(图6,b)。相邻井间高差如表2、表3所示。
从表2、表3中可以直观看出,E、F、J、K四条连井线上h>a且h>b,G、H、M、N则不满足这一条件。沿长轴方向构造幅差对过断层一段连井线影响最小,由于与断层斜交,过断层地层垂直落差变小;与长轴方向斜交、垂直断层的连井线受构造幅差影响较大,过断层地层垂直落差较大。因此,J、K两条连井线上h与a、b之间的差值小于E、F上h与a、b差值。两个方案的选择最大程度上消除了构造幅差的影响,两种方案在E、F、J、K四条连井线的中间一段存在断层,在G、H、M、N四条连井线的中间一段则没有断层,因此确定6#断层延伸近连井线G/M处则终止,即L8-PS1202井附近。
2)地震剖面上反射同相轴形态
受地震资料品质的影响,向下深层反射同相轴连续性不强,而断层断距向断层两端逐渐减小,但从展开的地震剖面上(图7)依然能看到地震反射同相轴扭动趋势。断层延伸过剖面线Q处则终止,即L8-PS1202井附近。
通过以上两点分析,6#断层在SIII和PI两个油层组顶面较原方案延伸短,到L8-PS1202井附近终止,只有1 km左右。
4 结论与认识
本文首次提出利用地层两点间垂直落差与地震时间剖面特征相结合的井震结合方法重新厘定断层,这一方法在地势平缓、构造幅差变化不大、断层发育较少且为正断层的工区切实可行。