扶余油田（精选8篇）
扶余油田 篇1
1 扶余油田开发出现的问题
扶余油田注水开发后, 地下流体的发生一系列的变化。主要反映为:油层的润湿性变化, 近井地带由水润转化为油润, 加剧了流体中重质成分在流体通道上的吸附;随着地层压力下降和近井地带压力迅速下降的双重作用, 原油中重质成份不断析出, 增加了流体流入井底的阻力, 影响油井产量。同时原油进入井筒后出现脱气, 脱气时会有吸热现象, 使蜡质、沥青质析出形成死油, 造成近井地带堵塞。
扶余采油厂作业发现结垢井1384口, 占油井总数的28.5%, 平均年新出结垢井348口, 从结垢分布看各队都有分布, 主要集中在与水井连通较好, 注水受效好的区块。分队看, 四、十二、一、八、十四、二、十、十五队共发现结垢井934口, 结垢相对较严重, 占总结垢井的67.8%。全厂平均结垢厚度在3-8mm, 结垢速度0.4mm/月左右。每年因为结垢原因造成修井作业的大约有50井次, 结垢严重井的平均免修期318天, 远远低于全厂平均免修期600天。油井结垢严重影响免修期的提高和采油时率, 胶质、重质也经常造成进油部分堵影响免修期和产量。
我厂每年洗井13000井次, 加清防蜡剂600井次, 一口井平均4个月洗一次井筒;2012年1-9月作业发现结蜡严重井作业103口, 可见近井地带有机堵塞非常普遍, 有必要对结蜡降产井采取解堵措施。
2 结垢特征及酸化体系优选
2.1 结垢厚度及速度
根据各队作业中发现的488个结垢样品, 统计出各队结垢速度, 可分为三类:
大于2.5mm/年以上队:4、15队 (两个队) ;
介于1.5-2.5mm/年队:5、3、2、14、12、16、13、10、8队 (九个队) ;
小于1.5mm/年以上队:6、11、7、1、9队 (五个队) ;为调整施工参数提供有效依据。
2.2 结垢部位与成份组成
生产管柱:井筒结垢主要集中在动液面以下管柱被浸泡部位, 其中以花管结垢最为严重。
油层结垢:油层结垢情况认识不清, 经验认为与水井连通好的油层结垢概率大, 确切堵塞情况可通过压力恢复试井得到渗透率和表皮系数。
2.3 酸化体系的选择
酸化选井首先判断近井地带是否堵塞, 是否有垢, 目前酸化常用酸主要有盐酸、土酸和缓速酸。
盐酸:主要成份HCl, 具有成本低, 适应除无机垢, 反应快, 处理半径小, 对管柱有一定的腐蚀性。
土酸:主要成份为HCl和HF, 适用于特低渗油藏泥浆堵类型井, 易产生二次沉淀, 反排时间长, 影响脱水系统。
缓速酸:主要成份为氨基磺酸, 与碳酸盐反应生成氨基磺酸钙镁, 溶解度大, 无需返排。成本偏高, 溶垢彻底、无沉淀, 腐蚀性小。
因此根据以上酸液特点, 我们确定选择缓速酸清除无机垢, 应用添加剂清除有机垢的复合配方体系。
2.4 酸液配方体系适应性及配伍性试验
针对有机垢类的试验
称垢样1g, 放入装有不同浓度的添加剂的烧杯内, 在50℃下, 记录不同时间内的清洗效率。
实验数据表明, 虽然添加剂浓度越大除垢效果越好, 但综合考虑经济效益选择4%浓度最经济。
针对无机垢类的试验
取垢样1g放入装有4.5%缓速酸溶液烧杯中, 在50℃下, 记录不同时间内的溶垢率。实验数据表明当达到5h后, 反应基本止停止了, 溶垢率达到80%以上, 反应后无沉淀生成, 说明酸液配伍性较好。
复合配方溶垢率试验
取垢样分别按2.3%缓速酸、4.5%分离剂、2.3%添加剂、0.7%缓蚀剂复合溶液后加入烧杯中, 在50℃下记录不同时间内的溶垢率。通过试验可以看出复合酸化配方体系对有机、无机垢溶垢率可达到90%左右。并且反应速度平稳增长, 不产生二次沉淀, 从而实现近井地带解堵的目的。
3 选井标准及施工方案制定
3.1 选井标准:
3.1.1进行油井生产情况动态分析, 优先选择物质基础好, 投产初期产能发挥好, 经压裂改造后有过高产历史, 目前油井产量下降, 周围水井注水正常, 动静不符的井。
3.1.2近两年产量下降幅度较大在结垢区块又没有进行酸化, 地下注水效果好, 地层压力高的井。
3.1.3高产区块的低产井, 压裂、补孔无效的井。
3.1.4对结垢认识清楚, 有结垢描述或处在结垢区的近期产量下降的井。
3.1.5对结垢速度较快, 每次修井都发现滤网堵的井, 有轻微套变, 到结垢周期的井。
3.1.6结垢区块泵工作正常, 较长时间没有作业, 非注水原因造成的动静不符井。
3.2 施工方案制定
3.2.1 药液浓度
根据结垢成份计算, 按套管结垢10mm计算, 单井结垢0.6m3, 室内试验通过对结垢垢块厚度和结垢程度的分析, 分别采取5-8%的浓度进行试验。结垢厚度3mm以下的, 正常5%即可将垢块溶解;结垢厚度在4mm-6mm的, 浓度必须达8%才可以溶解, 考虑地层含水较高有稀释作用, 我们对一般井采用浓度6-9%。
3.2.2 施工半径
根据资料, 总流压下降50%发生在井筒周围6m以内, 25%发生0.3-1m之内, 若近井结垢造成的表皮伤害存在则远大于这个数, 并影响油井产量, 所以我厂一般选择在1.5-2m。
式中:Q—工作液总量m3
R—处理半径m, 根据井具体情况按0.8-1.5m计算
H—处理厚度m, 按单井射孔厚度计算。
φ—平均孔隙度%, 按地质提供18-24%计算。
实际药量根据理论设计结合结垢程度及罐车体积确定。后置液用量按1.2-1.4倍油套环行井筒体积计算, 一般3-5m3。施工停井, 施工后不返排, 8-16h后开井。
3.2.3 施工排量控制
根据现场压力, 注入压力不高于3MPa, 在0.4m3/min以下排量注入3-5m3, 提高排量0.5m3/min以上注入剩余药液, 观察井口压力情况, 如压力高于3MPa降低排量。
3.2.4 酸化施工方式
主体施工方式是不动管柱笼统酸化 (抽油机)
非主体施工方式:动管柱笼统酸化 (螺杆泵) 、冲洗井筒
非主体施工方式:动管柱分层酸化
4 酸化效果评价
2013-2014年累计施工酸化井323口, 累增油5397吨, 有效率65%, 平均单井增油16.7吨, 吨油成本1257元。同期对比看, 2013年效果较好, 是原因2013年施工时间在上半年基本完成, 导致有效期相对较长。14年日增油量0.5吨以上井17口, 进一步说明酸化的必要性。
5 结语
根据结垢组分制定的酸化方案, 能够有效溶解油井内形成的垢;从现场应用效果可见, 针对不同油井参数设计的酸化方案, 能有效处理井底及近井地带的垢, 增加油井产量;酸化吨油成本较低, 具有很好的推广前景。
摘要：扶余油田经过长期注水开发, 油井结垢已出现区域性, 井底及近井地带解堵势在必行。特点本文通过取样分析油井垢的组分, 从而优选出一套酸化体系。根据地层参数和油井类型, 有针对性的设计施工方案, 在吨油成本较低的情况下, 取得了很好的增油效果, 具有很好的推广价值。
关键词：扶余油田,油井结垢,酸化,解堵
参考文献
[1]隋悦.锦州油田解堵技术综述[J].内蒙古石油化工, 2008 (14) :70-74.
[2]王鸿勋, 张琪.采油工艺原理[M].北京:石油工业出版社, 2000.
扶余油田 篇2
为了更好地加强学校安全工作管理，维护学校的正常的教育教学秩序，确保师生的生命和学校财产的安全，根据国家有关法律法规文件要求和上级部门的文件精神及《扶余三中安全工作管理责任制》和《扶余三中办学章程》的有关规定，特制定扶余三中安全工作检查制度。
1、各部位主管领导要定期对校园及教学楼内的教学设备和用电设施和卫生检疫进行全面检查。
2、保卫干事、班主任、任课教师安全监督员做好课间检查。
3、全体教师在平时教育教学工作中，发现学生有行为、身体、情绪上的异常情况时，要及时采取必要的措施，及时通知家长和学校领导。同时发现学校教育教学设施有安全问题时,要第一时间报告有关领导。
4、各教室、各办公室、各功能教室负责人要对教室、办公室、功能室的教学设备及教学设施等行检查。
5、体育教师经常对体育设施及体育场地进行安全检查。
6、学校门卫实行24小时工作制。要严格按照要求对外来人员进行来访登记，严禁外来车辆放入校园。上学、放学时段，做好校园门口的安全保卫工作。
7、更夫按规定时间与值日值宿老师搞好接交，夜间不许睡觉，加强夜间的巡视检查。
8、后勤管理员定期对食堂食品卫生安全进行检查。
9、后勤主任、电教主任每天对全校的用电、消防设备、设施进行一次检查。
10、学校主管领导每月要对各部位进行一次抽查，抽查情况记入检查表，并签名。
扶余油田开发管理及数据统计 篇3
关键词：数据,数字油田,油田开发,统计
数字化就是运用现代科学技术以及设备将各种信息资料以数字的形式展现出来, 变成可以直观的数字或者数据形式。通过对这些数据的分析, 建立需要的数学模型, 来进行统一的分析与处理。利用计算机、网络及通信技术实施数字化管理, 并依据行为管理及队形管理进行总体计划、协调、组织等职能。在我国油田开发中, 由于管理工作复杂, 实行数据化管理十分必要。目前这种模式已经作为了油田开发及油田管理的前提。
1 扶余油田开发与数据统计
油田开发的首要问题就是遵章合法, 在遵守国家法律、法规的前提下, 建立各种规章制度。执行公司各种发展规划、战略。同时, 在油田开发过程里, 要以经济效益为首要实现目标, 加强对地域油藏的评估, 加快新油田的开发建设, 也要兼顾老油田的开采, 实行标本兼治, 综合治理原则, 不断提升油田的采收率, 实现生产增长与资源接替的良性发展循环。
1.1 扶余油田进行油藏评价
油藏评价作为油田开发之前的必要工作, 矿区中的含油构造以及藏油储量等都可以根据探测仪检测出来, 再根据所测结果进行评估、分析, 通过计算机进行综合处理后, 得出一个矿区含油储量的综合性数据。通过数据分析, 结合技术、设备及未来可开采数额, 得出开采量的经济价值, 决定油矿的可采程度, 在出现亏损前的累计石油产量等。同时, 也可以对油田后续工作提出可行性规划。因此, 此阶段的主要任务是编制油藏评价方案, 并对其进行总体经济评价, 做好油田以后的开发以及制定相应方案的基础工作。
1.2 扶余油田制定开发方案
对油藏评价及各种风险实现评估后, 便可以着手油田开发方案的编制。编制的前提, 要对油田的地理、地质情况相当了解, 根据油田实际储油的多少, 来制定油田开发原则以及实施策略, 运用科学的方法, 合理人员及资源的配置, 对油藏工程、采油工程及钻井工程等做好投资预算及成本控制, 在地面基建工程中, 也要结合油田开发的整体部署, 有计划安排工作, 来指导油田开发及技术支持。在油田整体方案中, 包括了地理条件以及自然条件等数据, 同样运用数据统计对这些数据进行总结及分析, 并根据油田地质情况结合技术现状, 做好经济效益预期, 以制定出科学合理的开发方案。
1.3 扶余油田动态分析
在扶余油田开发前期, 需要对油藏状态进行动态分析及开发效果进行评价。油藏动态分析是通过对生产资料及油藏专门性测试资料进行的综合性分析, 对油田开发过程中的气、水、油等自然运动规律进行研究, 寻找它们在地下的运动规律, 制定相应检验及开发方案。利用数据统计, 对油田生产情况进行预测, 并作为方案调整及新措施实施的依据。在措施实施过程中, 运用数据化整理及分析, 制定相关数学模型, 对油田开发中各种因素以及不可预知因素进行综合分析, 并以此结果来确定方案的实施情况及油田开发应作的具体工作。在方案具体部署和执行上, 按计划, 按进度进行安排。根据具体工作量及实施需要, 制定应对措施。
2 扶余油田开发管理与数据统计
经过多年管理以及规划, 我国油田在开采及建设上, 已经具有相当规模。已经建立了计算机数据处理系统。数字化管理以及开采模式在很多油田都得到了具体应用。原有人工操作模式已经被智能化计算机综合处理系统所代替, 智能化的操作与管理, 使得企业的效益及社会经济效益得到了极大提升。
2.1 扶余油田开发方案优选
油田的开发, 不仅需要对相关方案进行设计, 还需要科学优化及整合。需要选择适当的开发方案, 以此来减少对环境的污染以及资源的损失。方案的设计要根据油藏情况进行, 要以油藏方案为设计基础, 同时和钻井方案、地面工程、采油方案等相结合, 进行综合分析及评价后, 建立相应数学模型, 对数据统计分析后, 形成所需的配套方案, 来进行投资估算及开采经济性评价。在油田最初油藏开始, 到最后完成开发, 数字统计及计算机的应用, 起到了重要作用。
2.2 建立油藏监控体系, 提高预警功能
油藏监控体系包括了开发管理过程中的动态监控及数据分析, 并以此为核心, 建立油田开发管理以及动态监控系统。油藏开发以及动态变化会直接反应在动态资料及工程测试资料中, 在开发试验中也会有所体现。对这些资料进行分析, 得出的结果可以作为系统开发决策的执行依据。
通过对油藏进行统计、分析, 结合检测结果, 对油藏开发管理进行优化, 制定符合油田开发的控制措施, 如油井调参、补孔改层、热洗清蜡、老井侧钻等, 通过这些实现对油藏开发的动态控制。以此来保证油田稳定高效运行。数据化测算及数字模拟技术的应用, 已经成为了油藏动态的监控中心。以油藏管理政策作为约束条件, 来实现对开发过程的控制, 对开发动态的改善。
通过运算, 对测压数值进行分析, 对油藏压力及水体动态实现监控, 已经成为了油田开发及管理中的重要依据。在含油区由于原始压力比较均衡, 但随着不断开采, 水的不断注入, 各井排在对压力吸收及堵截情况的不同, 会使得南北部位油藏压力出现明显变化, 而距离水边很近的部位, 压力变化并不明显。
2.3 扶余油田数字化管理系统实现了油田人力资源配置优化
扶余油田开发的特点, 决定了工种及岗位繁多, 根据人员素质及其文化水平, 受教程度的不同, 在进行管理优化中, 就显得尤为繁杂。因此, 要如何做好对原有员工的管理及优化, 便成为了油田管理的重中之重。通过数字化管理系统的应用, 对提升操作员工的技能水平、生产管理及生产效率, 提升油田的综合开发水平都有着积极意义。对油田综合效率的开发, 已经成为了项目建设和项目运行中投资成本的一项重要改进措施, 不仅能够合理人员配置, 也节省了大量能源。
3 结束语
在经济快速发展的今天, 数据统计发挥着越来越重要的作用。不仅在油田开发中占据着重要位置, 在今后的管理实践中作用也会越来越大。因此, 提升数据统计规模, 规划数据统计的应用及发展, 对未来油田的发展及各项工作都有着重要意义。
参考文献
扶余县餐饮单位食品安全责任书 篇4
为了更好的贯彻执行《中华人民共和国食品安全法法》，切实保障广大消费者的饮食卫生安全，进一步规范扶余县餐饮业经营秩序，加强行业自律，防止发生食源性疾患。
一、餐饮单位经营者为食品安全第一责任人，对食品安全工作负总责，建立健全食品卫生组织制度及岗位责任制；
二、配备专（兼）职食品卫生管理员，负责本单位的食品卫生管理工作，提高自身卫生管理水平；
三、严格按卫生许可证核定的经营项目从事经营活动，不使用未取得有效健康证明及卫生知识培训合格的人员从事食品经营活动；
四、不使用“地沟油”、“问题乳粉”等不符合卫生标准的食品；
五、按规定品种和范围对食品原料进行索证，进货索证率100%，对购进和使用食品原料建立台帐，台帐登记率100%，对进货食品原料实行验收制度，验收率100%；
六、绝不使用病死、毒死或死因不明的畜、禽、兽、水产动物及其制品。不超范围或超量使用食品添加剂，绝不使用亚硝酸盐等非食用添加剂；
七、在食品卫生量化分级评定中，保证达到C级以上标 准；
八、保证食品生产经营过程符合餐饮业规范要求，避免操作过程交叉污染，采取有效措施，杜绝食源性疾患发生。
监管单位：扶余县卫生局卫生监督所
扶余油田 篇5
1 地质概况
大庆特低渗油田扶余油层为大庆油田外围主力产油层。储层平均孔隙度为12%, 有效渗透率在0. 50 ~ 22. 4 × 10- 3μm2之间, 平均为7. 4 × 10- 3μm2, 地层压力系数0. 97, 是典型的“三低”油层。 通过岩石薄片资料分析, 该油层岩性主要为岩屑长石砂岩, 微裂缝较发育。原油性质为中、低黏度, 已开发区块地层原油黏度在1. 3 ~15. 7 mPa·s之间, 平均为7. 4 mPa·s, 中黏油区块占59. 1%。
2009 年, 扶余油层在地层压力保持水平139% 进行超前注水现场试验, 过程中存在开发初期见水并且部分井水淹严重等问题。作业效果差异表明: 合理的地层压力保持水平的确定为超前注水工艺的的关键参数。
2 实验部分
2. 1 实验样品选取
岩样选用60 cm ×4. 5 cm ×4. 5 cm人造均质长岩心, 岩石组成为扶余油层露头颗粒与环氧树脂胶结, 能够克服填砂模型的胶结程度的不足与短岩心拼接模型存在端面效应等缺陷。长岩心实测孔隙度11% ~ 13% , 气测渗透率约为5 × 10- 3μm2。
实验用地层水为总矿化度为5 283 mg/L的模拟地层水。实验模拟油为大庆油田脱气原油加煤油, 77 ℃下黏度为5. 8 mPa·s。
岩心夹持器装置共有3 个测压点, 分别距离岩心入口为15, 30, 45 cm。
2. 2 实验方法
①在73 ℃ 条件下岩心加围压至30 MPa, 抽真空饱和模拟地层水, 测孔隙体积; ②水测模型渗透率; ③油驱水至出口不出水, 计算原始含油饱和度; ④恒压18 MPa[原始地层压力 ( Pi) ]继续注入, 到岩心整体压力为原始地层压力; ⑤出口端回压阀压力控制在2 MPa ( 流压) , 动态监测夹持器各测压点的压力变化, 记录各时间段注入量、产液量以及产油量, 含水率达到经济极限含水率 ( 98%) 时停止。实验模拟同步注水开采。
选择同样渗透率的长岩心模拟超前注水恒压生产实验, 变换以上 ( 4) 中的压力, 以原始地层压力 ( Pi) 的1. 05, 1. 1, 1. 15, 1. 2, 1. 25, 1. 3, 1. 35 倍恒压超前注水模拟超前注水恒压生产。
3 实验结果与分析
合理压力保持水平实验: 用超前注水岩心孔隙压力与同步注水孔隙压力之比表示超前注水的地层压力保持水平。对于低渗透油田, 确定其合理的地层压力保持水平对注水开发尤为重要。以原始地层压力 ( Pi) 的1. 05, 1. 1, 1. 15, 1. 2, 1. 25, 1. 3, 1. 35 倍压力进行注入时, 地层压力过低, 则地层能量不足, 造成产能低; 地层压力过高, 则可能造成窜流, 见水过早, 这就需要确定合理地层压力保持水平, 实验结果如表1, 图1 所示。
超前注水长岩心实验结果 ( 表1) 可以看出, 同步注水开采时采收率最低 ( 对应地层压力保持水平为100%) , 为19. 52%; 当压力保持水平为110% 时采收率, 达到21. 51%; 当压力保持水平为120% 以后, 采收率达到峰值, 为23. 72%。而当压力保持水平为135%以后, 采收率有所下降, 为21. 49%。因此超前注水开发时, 当地层压力达到原始地层压力的120%开采, 可得到较高的采收率。
采收率随开采时间的变化 ( 图1) 表明, 采收率随开采时间的增加而逐渐增加, 增速逐渐放缓, 开采到4 h时 ( 实验时间的66%) , 采收率增速减缓。地层压力越高, 能够克服油相流动的启动压力, 同时减弱了应力敏感效应的影响, 因此生产初期 ( 1 ~3 h) 采收率与地层压力呈正相关关系。到生产中期 ( 4 ~6 h) , 采收率受到见水时间与含水率的影响, 使得压力保持水平较高的岩心的采收率增速放缓。 到生产后期 ( 7 ~9 h) , 采收率的变化趋于平缓, 累计采收率产生差异的原因为前期和中期采出程度变化累计的结果。
实验中的采油速度为单位时间采出油量与总采油量之比。采油速度随时间的变化 ( 图2) 表明: 超前注水在第一个记录点出现采油速度的峰值, 且与超前注入的压力水平成正相关关系。实验初期采油速度较高, 在2. 5 h时不同开采方式的采油速度趋于一致 ( 同一时刻两种开采方式的采油速度差别小于1%) , 因此认为本次实验中低渗透岩心超前注水仅在2. 5 h前产生效果, 随着孔隙压力的衰减, 超前注水的影响逐渐消除, 超前注水有效期约为2. 5 h ( 约为生产时间的27%) 。
含水率随时间的变化 ( 图3) 表明: 同步注水开采的无水采油期约为2 h, 超前注水120% 的无水采油期为1. 33 h, 超前注水135%的无水采油期为1 h。 无水采油期与超前注水的压力保持水平成负相关关系。由于三种开采方式的含水率到达经济极限含水率 ( 98%) 的时间大致相当, 因此超前注水的含水率上升时间较同步注水长。超前注水135% 使得岩心孔隙压力增加, 导致注入水突进, 因此见水最早, 无水采油期最短。同时, 孔隙压力增加了油水的共渗区间, 使得油相的相对渗透率增加较水相渗透率增加的程度高, 增加了油相流动能力, 适当抑制了含水的上升, 同时较衰竭式开采能够克服启动压力, 增加了油相流动能力。与超前注水135% 相反, 同步注水开采的见水时间晚, 含水上升速度快。超前注水120% 见水时间适中, 含水上升速率适中, 在综合因素的作用下超前注水120% 的效果最佳, 因此, 超前注水在合理的地层压力保持水平下具有一定的无水采油期且对含水上升速率有一定的抑制作用。
4 结论
( 1) 大庆油田扶余油层超前注水实验中, 合理的地层压力水平应当保持在原始地层压力的120% 时, 超前注水实验效果最好。
( 2) 在合理的压力保持水平下, 超前注水较同步注水相比, 初期产油量高, 采油速度高, 无水采油期短, 且对含水率上升具有一定抑制作用。
( 3) 超前注水实施过程中, 储层渗透率越低, 超前注水对采收率提升的效果越好, 以减小应力敏感性和启动压力梯度在低渗透油田中的影响。
参考文献
[1] 王道富, 李忠兴, 赵继勇, 等.低渗透油藏超前注水理论及其应用.石油学报, 2007;28 (6) :78—81
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[5] 王瑞飞, 陈明强.超前注水技术中一些参数的确定.钻采工艺, 2008;32 (4) :65—67
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[8] 黄小亮, 唐海, 余贝贝, 等.低渗透油藏超前注水量的确定方法.西部探矿工程, 2009;20 (1) :94—98
扶余油田 篇6
关键词：渗流屏障,隔夹层,物性夹层,钙质夹层,泥质夹层
1 前言
渗流屏障的研究实际就是在储层构型研究基础上, 对流体起遮挡作用的非渗透隔挡层的研究与识别。根据目前研究程度和认识结果, 在扶余油田中38区块起到渗流屏障作用主要是隔夹层, 也就是隔层与各类夹层在空间上的组合形成的多种渗流屏障模式, 把厚油气层分成多个独立的流动单元, 是影响开发过程中流体运动和分布的主要因素。
2 渗流屏障在单井岩心上的识别
岩心观察是识别隔夹层最直接的方式, 可观察到厘米级的隔夹层。扶余油田是河流三角洲沉积, 在取心井剖面上易于识别。总体上岩心观察依据其厚度可分为以下三类:
(1) 10厘米以上的夹层:岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩, 平面分布较稳定, 这种级别的夹层会在比较大的规模范围内控制着单砂体内的渗流方向, 尤其是对流体的垂向渗流能力有比较强的阻碍作用。
(2) 1~10厘米级的夹层:该类夹层在单砂体内分布广泛, 主要岩性为泥岩, 泥质粉砂岩与砂岩互层, 也有零星钙质夹层, 这种夹层在几米或数十米的范围内发育, 稳定性差, 井间对比可操作性差, 只能通过岩心观察作细致的分析。能影响局部流体渗流能力, 但起不到分隔作用。
(3) 毫米级泥质纹层:此级别在单砂层内或标本上就可以识别, 同时也是肉眼能辨别出的最低级别纹层或层理面。多由泥质粉砂岩、粉砂质泥岩组成, 数量很多, 但夹层很薄, 仅有几毫米至几厘米, 延伸方向多变, 延伸长度小。
由于取心井有限, 利用测井资料识别成为主要的研究手段。在前期研究的基础上, 利用岩心标定测井, 建立各类隔夹层的测井识别标志, 进行单井上隔夹层的识别、划分、描述和预测等工作。
2.1 隔夹层标准的确定
2.1.1 隔夹层的扣除原则和标准
大量的取心、试油、化验分析资料表明, 形成隔夹层的主要因素是储层中泥质或钙质含量增加或岩石颗粒变细, 由此导致了储层内部岩石物性变差。在目前的测井系列中, 能较好地反映储层物性好坏的主要是自然伽玛和微电极测井, 首选是微电极, 如果没有微电极, 次选深浅侧向, 如果没有深浅侧向, 则最后选择0.25m和0.45m电阻率测井曲线。利用自然伽玛的异常幅度和微电极的幅度差来判别隔夹层。
鉴于目前的常规测井资料能达到的最高分辨率为0.1~0.2m。故而将夹层有效厚度起算值定为0.2m, 也就是无论储层物性和含油性如何, 只要厚度低于0.2m, 则不作为夹层扣除。同样, 在大段油层中, 含有小于0.2m厚的泥质或者钙质岩层, 能扣除则扣除, 不能扣除则归为储层有效层处理。
在本次的研究中, 夹层的扣除遵循了下述标准:
(1) 微电极曲线上一旦有回返或上升显示, 则需扣除, 起扣点为微电极测井曲线的转折点;
(2) 微电极 (微电位) 曲线回返程度达到幅度差的1/3则扣除, 顶底界由拐点决定, 若微电极測井曲线回返不太明显, 而其它曲线有明显显示, 则需综合判定;
(3) 微电极曲线上有异常的钙质夹层时, 按曲线的拐点处扣除;
(4) 自然伽玛曲线上有明显的夹层显示, 但回返幅度不到其它曲线上也没有明显的相应显示的话, 则认为这是渗透性变化所致, 不扣除;
(5) 顶 (底) 部渐变层。对顶渗流屏障的研究实际就是在储层构型研究基础上, 对流体起遮挡作用的非渗透隔挡层的研究与识别。顶 (底) 部渐变层, 夹层起扣处为渐变界面上微电位半幅点或转折点之下 (上) 0.1~0.2m处;
(6) 底突变层, 夹层起扣处为微电位转折点;
(7) 如果微电极曲线上显示的夹层不明显时, 可以考虑在自然伽玛曲线的基础上, 参考电阻率曲线。
2.1.2 物性上限的确定
利用研究区小层试油井段资料, 分析出了每米采油指数与渗透率之间的关系, 当采油指数为零时对应的渗透率的值为渗透率的下限值, 此时的储层为非有效储层;对应毛细管压力曲线的排驱压力与渗透率的关系, 当渗透率接近下限值时, 排驱压力会增大, 表明孔喉连通性变差, 孔喉半径明显变小, 流体流动能力降低, 此时对应的渗透率值也可被确定为有效与非有效储层的界定值。根据确定的渗透率下限值, 利用本区拟合的K-φ二次曲线回归方程, 最终可以求出对应的孔隙度下限值。这样, 利用上述方法求出的孔隙度、渗透率的下限值, 即可识别出物性隔夹层。
2.2 隔夹层的类型
根据该地区的岩心观察结果和隔夹层的岩性、物性特征, 将该地区的隔夹层划分为以下3种类型:泥质夹层、钙质夹层和物性夹层。扶余油田中38区块扶杨河道砂储层中三类隔夹层的测井响应特征如下:
2.2.1 泥质夹层
主要包括泥岩, 页岩, 粉砂质泥岩, 泥质粉砂岩及一部分的粉砂岩。这类夹层在纵向上出现的频率相对较髙, 该类夹层的电性特征主要为自然伽玛靠近基线, 微电极幅度明显降低, 幅度差几乎为零或者很小;深侧向电阻率下降为邻层的50%以上;声波时差一般在400μs/m以上, 井径曲线无扩径现象。
2.2.2 钙质夹层
这类夹层主要与沉积物胶结作用、溶解作用等成岩作用有关, 分布随机性较强, 在纵向上出现的频率相对较小。该类夹层密度大、滲透率低, 其电性特征主要表现为微电极曲线上呈现尖峰状;声波时差值小, 一般小于280μs/m;井径曲线无扩径现象。
2.2.3 物性夹层
这类夹层主要包括杂基支撑的中细砾岩和砂岩, 颗粒支撑的中砾岩, 以及和周围相比物性偏低的岩层。泥质含量高, 物性差, 微观非均质性强, 电性特征主要表现为微电极曲线介于泥岩和钙质层之间, 有一定的幅度差, 自然伽玛幅度变化小。
3 结论
我们通过对岩心分析获得有关储层的岩性、物性、渗流特征、宏观、微观等多种参数, , 建立取心井渗流屏障的划分标准, 并据此建立非取心井渗流屏障的识别模式, 指导非取心井的渗流屏障的识别。为后续的流动单元以及剩余油影响因素的研究奠定了基础。
参考文献
[1]束青林.孤岛油田馆陶组河流相储层隔夹层成因研究[J].石油学报, 2003, 27 (3) :100-103
[2]王国鹏, 何光玉.双河油田厚油层内夹层分布特征[J].石油勘探与开发, 1995, 22 (2) :55-59
扶余油田 篇7
地震沉积学是一种新兴的利用地震资料进行综合解释和沉积演化研究的新思路和新方法, 其概念最先由国外华人学者曾洪流在1998年提出, 认为地震沉积学是利用地震资料来研究沉积岩及其形成过程的一门学科[1]。地震沉积学是继地震地层学、层序地层学之后出现的, 以地震储层预测技术 (属性分析, 地震反演) 为主, 研究等时地层格架内的沉积相及其形成过程, 是地震地层学、层序地层学、沉积学、地震储层预测技术相结合的产物。具体来讲, 它侧重于研究地震岩石学、地震地貌学、沉积结构、沉积史以及沉积体系和沉积相平面展布, 能够解决局部区带高频层序的平面沉积分析及目标体预测。
2地震沉积学的研究方法和技术
目前, 地震沉积学采用的关键技术包括90°相位转换技术, 地层切片技术和分频解释技术等。
2.1 90°相位转换技术
标准的地震处理通常把零相位的地震数据体作为提供给解释者的最终结果。零相位数据体在地震解释中具有很多优点, 包括子波的对称性、主瓣中心 (最大振幅) 与反射界面一致以及较高的分辨率等。但是, 只有在海底、主要不整合面、厚层块状砂岩顶面等单一反射界面得到的地震反射零相位数据才具有这些优点[1]。在实际资料中, 储集层往往较薄, 连续性差, 相带窄, 且空间变化大, 对薄层而言, 反射振幅是组合地震响应, 砂体与地震同相轴之间没有直接的对应关系。90°相位转换技术是将零相位地震数据体转换成90°地震数据体 (图1) , 把反射波主瓣提到薄层中心, 以此来克服零相位波的缺点。转换后地震反射的峰 (或谷) 对应于地层, 而不是对应于地层的顶、底界面, 这使得地震反射同相轴与地质岩层相对应, 地震相位也就具有了岩性地层意义。
2.2 地层切片技术
Brown等首先提出了利用三维地震的水平地震成像产生高分辨率的沉积相图像的方法[2]。三维地震提供了研究古代沉积形态平面展布的简单方法, 自20世纪90年代起, 大量研究证实, 地震地貌学是沉积成像研究的有力工具。地震地貌成像就是利用沿沉积界面 (地质时间界面) 提取的振幅 (地层切片) , 来反映地震工区内沉积体系的展布范围, 这与1996年Posamentier提出的等比例切片比较类似[3]。地层切片技术就是以追踪的两个等时沉积界面为顶、底, 在顶、底间等比例地内插出一系列的层位, 再沿这些内插出的层位逐一生成切片 (图2) 。
地层切片技术考虑了沉积速率的平面差异性, 比传统切片方法时间切片和沿层切片更加具有等时性, 可以对目的层段进行更为精细的沉积研究。
2.3 分频解释技术
地震沉积学与地震地层学的最大不同在于它认识到地震同相轴既不简单的反映等时界面也不单纯反映岩性界面, 而是受到地震资料频率的控制[4], 不同频段的地震数据反映的地质信息是不同的。低频资料中反射同相轴更多的反映岩性界面信息而高频资料中反射同相轴更多的反映等时沉积界面信息。
3 扶余油层地震沉积学分析应用
3.1 工区概况
杏树岗工区区域构造上位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣杏树岗构造上 (图3) , 主要勘探目的层为扶、杨油层。扶、杨油层沉积时期, 大庆长垣杏树岗工区泉三段、泉四段扶杨油层沉积时期主要受河流相, 三角洲相沉积控制, 砂体厚度薄, 呈条带状展布, 横向变化快。由于地震分辨率的限制, 大部分地震反射连续性差, 能量变化大, 空间分布非常不稳定。
3.2 等时层序地层格架
依据钻井揭示的地层资料分析, 综合岩心、测井、地震资料, 并结合前人研究成果[8], 通过井震联合统层技术将研究区泉三段、泉四段自下而上标定了5个3级层序界面 (SQ1—SQ5) 。我们所研究的F11油层相当于SQ5, 在层序划分上的级别属于3级层序级别, 是一套相对等时沉积单元。根据基准面旋回理论[5], 每个层序都可以细化分为地层基准面上升半旋回单元和下降半旋回单元。按照经典的Vail层序及沉积体系域划分原则[6], 并结合研究区实际地质情况, 将 F11油层 (SQ5) 划分出低位体系域、水进体系域、高位体系域三个体系域, 并细化分为地层基准面上升半旋回单元 (F11下) 和下降半旋回单元 (F11上) 2个细分层单元, 低位体系域、水进体系域为上升半旋回单元, 高位体系域为下降半旋回单元。综合研究每个基准面半旋回细分层单元, 对典型井进行单井细分层单元层序地层的识别与划分 (图4) , 建立工区内井点处单井层序地层格架。
在全区典型单井层序划分基础上, 结合测井、录井资料, 对2条区域骨架大剖面进行追踪对比研究, 建立整个研究区的细分层单元区域等时层序地层格架 (图5) 。
3.3 等比例地层切片河道砂体识别
地层切片是地震沉积学研究的关键技术, 是沿等时沉积界面 (地质时间界面) 提取各类综合属性 (振幅+频率+相位) , 并通过属性优化可客观地反映地震工区内沉积体系的展布范围, 这样的地震切片就是地层切片。地层切片是沉积相研究和储层描述中的一项有用的新办法, 它使沉积相成图工作变得比较简单, 并极大程度上地解决了穿时问题。目前常用的切片方法包括等时切片、沿层切片和等比例地层切片 (或地层切片) , 各种切片方法都有其适用条件, 根据不同的地质情况应选用不同的方法。假如地层是席状且平卧的地层, 可采用等时切片;假如地层是席状但并非平卧状态, 可采用沿层切片;假如地层既不是席状的也不呈平卧状, 则必须选等比例地层切片, 等比例地层切片比时间切片和沿层切片更接近于地质时间界面。本区研究采用地层切片等比例内插的方法, 使地层切片位置与反射同相轴更加吻合, 更接近于等时沉积界面。F11沉积时期主要受陆相河流沉积体系控制, 地层切片上所揭示砂体分布情况较好的指示了水下分流河道沉积微相位置及展布特征, 切片上揭示的河道位置皆钻遇较厚的河道砂体, 且物性较好。利用已知井与砂体预测结果进行了符合率统计分析, 统计该区探井砂岩预测符合率高达83.3% (图6) 。
3.4 分频解释技术+最佳时窗属性刻画地貌特征
地震沉积学是以地震储层预测技术 (属性分析) 为主, 研究等时地层格架内的沉积相及其形成过程一门学科。具体来讲, 它侧重于研究地震地貌学和沉积相平面展布特征, 能够解决局部区带高频层序的平面沉积分析及目标体预测。地震沉积学认识到地震同相轴既不简单的反映等时界面也不单纯反映岩性界面, 而是受到地震资料频率的控制, 不同频段的地震数据反映的地质信息是不同的。本次地震地貌学的研究采用的技术路线如图7。首先选取将地震数据体进行分频解释研究, 选出适当的频率地震解释剖面 (采用80分频剖面) , 再进行层拉平处理、倾角、滤波处理, 主要是去除噪音、构造因素的影响, 突出沉积因素的作用, 尤其是突出河道沉积在地震属性切片上的特征, 以便清楚的刻画地貌特征, 建立沉积总体格架。本次研究在属性切片上识别主力河道的沉积位置, 并在横切河道的地震剖面上可见河道下切充填的反射特征, 比较准确刻画河道为主的地震相展布特征 (图8) 。
3.5 F11油层沉积相带展布特征
综合测井资料和岩性资料, 结合前人研究成果[7], 对工区单井沉积相进行了分析, 初步划分了沉积相类型。研究区扶杨油层主要为浅水三角洲相, 其中SQ1—SQ4 (F21—F12) 发育三角洲平原亚相, 到SQ5 (F11) 发育三角洲前缘亚相, 纵向上, 从下向上是一个水体逐渐加深、湖盆逐渐扩大的水进过程。平面上, 水体变化为东浅西深、北浅南深, 沉积中心位于长垣西侧的古龙凹陷, 湖岸线自西向东推进。
通过单井相分析, F11 (SQ5) 三角洲前缘亚相中主要发育分流河道, 分流间湾2种类型的沉积微相。结合前面河道砂体识别及地貌特征刻画地震沉积学分析研究的成果, 确定了研究区F11上、F11下和F11油层沉积相展布特征 (图9) 。
4 结论
(1) 研究区泉三段、泉四段自下而上划分5个三级层序, F11油层 (SQ5) 划分出低位体系域、水进体系域、高位体系域三个体系域, 细化分为地层基准面上升半旋回单元 (F11下) 和下降半旋回单元 (F11上) 2个细分层单元。
(2) 通过等时层序地层格架内等分地层切片技术, 提取振幅切片有效预测河道砂体的位置。通过地震分频解释技术+最佳时窗属性刻画技术, 提取属性切片清晰的刻画了地震地貌特征。地震沉积学在河道砂体识别和河道沉积特征刻画方面取得了较好的效果, 以研究地震地貌学和沉积相平面展布特征为核心的地震沉积学研究应用显示出了它的优势和广阔前景。
参考文献
[1] Zeng Hongliu, Henry S C, Riola J P.Stratal slicing, partII:real3-dseismicdata.Geophysics, 1998;63 (2) :514—522
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[3] Posamentier HW, Dorn G A, Cole M J, et al.Imaging elements ofdepositional systems with 3-D seismic data:acase study.GulfCoastSection SEPM Foundation, 17th Annual Re-search Conference, 1996:213—228
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[5]刘招君, 董清水, 王嗣敏, 等.陆相层序地层学导论与应用.北京:石油工业出版社, 2002
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[7]苏燕, 杨愈, 白振华, 等.密井网区井震结合进行沉积微相研究及储层预测方法探讨—以大庆杏树岗油田杏56区为例.北京:中国地质大学 (北京) , 2008;15 (1) :110—116
扶余油田 篇8
扶余油田目前已进入高含水开发期, 注入水沿高渗透层突进, 导致无效水循环严重。同时储层层内正韵律特征明显, 非均质性较强, 渗透率级差大, 形成明显的水流优势通道, 周围油井对应层底部水洗严重, 造成区块含水高、采出程度低。
扶余油田近几年含水率持续上升, 虽然做了大量调剖堵水及方案调整工作, 含水上升速度依然很快。扶余堵水工艺在2009年以前以地质认识为前提, 以开展机械堵水为主进行堵水;2009年以后以地质认识和工程找水认识为前提, 综合应用机械堵水、化学堵水等技术措施。
2 机械堵水存在的问题
2011年底扶余油田有机械堵水管柱478口井, 虽然机械堵水具有成本低、技术成熟等优点, 但同时也给后期生产管理带来问题:
(1) 常规管理有难度:随泵堵无法实现液面监测和洗井;
(2) 重复堵水工作量加大:油层改造及清检作业导致机堵井解封重堵;
(3) 解封存在安全隐患:解封时存在井喷的安全隐患, 放压和停注水井对开发影响较大;
(4) 易造成大修作业:封隔器长时间在井底结垢、砂埋造成强拔大修井占较大比例。
3 新型水泥堵水工艺技术
由于机械堵水影响油层进一步潜力控制, 堵水工艺思路主体上由机械堵水向化学堵水, 水泥堵水转变, 综合考虑技术加经济效益, 扩大低成本水泥堵水应用规模和技术攻关。
3.1 新型防卡双解封一次管柱水泥堵水工艺技术, 见图1所示
技术应用背景:
以往水泥堵水采取填砂, 下注水泥管柱, 然后大修扫塞方式施工, 存在大修作业力量紧张, 费用高、工序多, 占井时间长等问题, 严重制约了水泥堵水的应用规模。
工艺技术特点:
小修施工, 避免凝管柱, 一次性管柱施工。
注入孔紧邻下胶筒保护套, 防止水泥沉积。
上提解封、打压解封双保险, 确保封隔器完全解封。
典型井:X35-28.4:地质要求全井封堵, 堵而不死 (如表1所示) 。
此井射开厚度6米, 全井高产液、高含水, 封堵层为强水淹层, 地质要求堵而不死, 采用注水泥专用管柱施工, 用水泥量23吨, 过量替水, 候凝1小时后起管柱4根, 第二天起管柱下泵生产。日产液由28吨降到4.6吨, 日产油量由施工前0.4吨降到0.32吨, 基本稳定。见图2所示。
3.2 全封重射水泥堵水工艺技术
技术应用背景:针对固井质量不合格的堵水井采用此工艺
2011年8月份X13-12.4井水泥堵水全封重射后达到预想效果。此井整个井段固井不好, 几个油层间套外串通, 措施前产液、产油、含水为34.5/0.3/99, 措施后7.5/0.3/96.6。
从固井前后的曲线对比看, 射孔段内全封后胶结较好。
4 水泥堵水技术攻关方向
4.1 摸索合理的水泥封堵深度及用量
常规水泥堵水只能实现套管外封堵, 对改变平面矛盾有限, 2012年将主要依靠添加剂调整水泥凝固时间, 同时考虑筛选低成本化学堵剂, 再注入水泥实现封口, 提高水泥封堵深度, 扩大波及体积。
4.2 开展多段塞水泥深部堵水技术攻关---进一步扩大波及体积
由于水泥具有快速凝固的特点, 目前泥浆泵施工排量在0.6-0.8方/每分, 在正常情况下, 施工过程, 每3分钟压力上升0.5MPa, 若采用大剂量, 在没有达到调堵半径要求之前, 压力会上升到油层破裂压力以上而停止施工, 注入量受限制, 很难保证措施效果。下步拟采用水泥封堵油水井中间部位, 多段塞、高强度, 实现改变液流方向的目的。
5 结论