特高含水（共12篇）
特高含水 篇1
目前,大庆喇萨杏油田已全面进入特高含水期。随着油田含水率的不断升高,开发投资和生产费用也在不断提高。为使油田开发效益最大化,应及时将没有经济效益的生产井关掉。因此,确定关井界限就显得十分必要。普遍认为当油井含水达到98%时就没有经济效益。这只是一个笼统的概念,油田的经济极限含水应根据该油田的具体生产、投资和经营环境情况确定,不同油田不同时期具有不同的经济极限含水。
本文根据盈亏平衡原理建立了不同成本构成的油井经济极限含水计算模型,为确定油井关井界限,指导油田经济有效开发提供了重要决策依据[1,2,3,4]。
1 建立经济极限含水模型
所谓经济极限含水率,是指油井开发到一定阶段,其含水率达到某一数值时,投入和产出相抵,随着含水继续的升高,油田生产不仅没有利润,反而亏损。此时油井的含水称为经济极限含水。
1.1基本原理
根据经济学的盈亏平衡原理,通过盈亏平衡分析确定盈亏平衡点,对于一个油田或区块,可以通过确定油井的经济极限含水反应出油田的盈亏平衡点。经济极限含水即为收入等于投资时油井的含水率[5,6]。
油田的收入为原油销售的税后收入:
式(1)中:S—销售收入,元;α—原油商品率,%;τ—开井时率,小数;QL—日产液量,t/d;fw—含水率,%;P—原油销售价格,元/t;R—吨油税金,元/t。
油田的成本包括固定成本和可变成本两部分。固定成本是指不受产量增减变动影响的各项成本费用,包括直接材料费、测井试井费、直接人员费用、折耗费、维护及修理费、厂矿管理费、摊销费、财务费用和其它管理费等费用。可变成本是指随产品产量增减而成正比例变化的各项费用,包括直接燃料费、直接动力费、驱油物注入费、井下作业费、油气处理费、天然气净化费、运输费、营业费用、矿场资源补偿费和特别收益金等费用。
式(2)中:C—油田成本,元;F—固定成本,元;G—可变成本,元。
油田的利润:
式(3)中:I—油田利润,元。
当油田经营达到盈亏平衡时,油田利润为0,此时:
1.2建立模型
在油田实际生产中,习惯将成本分为总成本、生产成本和操作成本。
总成本费用是指油气开发建设项目在运营期内为油气生产所发生的全部费用,由生产成本和期间费用组成,其中生产成本包括油气操作成本和折旧折耗。操作成本是指对油水井进行作业、维护及相关设备设施生产运行而发生的费用,包括固定成本中直接材料费、测井试井费、直接人员费用、维护及修理费、厂矿管理费和可变成本中的直接燃料费、直接动力费、驱油物注入费、井下作业费、油气处理费、天然气净化费和运输费等费用。折旧折耗费是为了补偿油气资产在生产过程中的价值损耗而提取的补偿费用。期间费用包括管理费用、财务费用、营业费用以及勘探费用。
因此,考虑不同的成本构成可以得到不同的经济极限含水。当只考虑操作成本时,得到经济极限含水模型1为:
式(5)中:fwa—考虑操作成本下的经济极限含水,小数;CC—操作成本,元。
考虑生产成本时,得到经济极限含水模型2为:
式(6)中:fwa—考虑生产成本下的经济极限含水,小数;CZ—折旧折耗,元。
考虑总成本时,得到经济极限含水模型3为:
式(7)中:fwa—考虑总成本下的经济极限含水,小数;Cf—期间费用,元。
2 实例计算
以大庆某区块为例,实际测算了该区块2010年不同油价下不同成本构成的经济极限含水。该区块相关参数包括:吨液操作成本31.1元/t、产液量71.12 t/d、原油商品率98.23%、开井时率0.78、原油实际销售价格3 180元/t、吨油税金123.35元/t、折旧折耗33.2万元/井、期间费用27.5万元/井。
吨液操作成本与单井日产液量存在一定的函数关系,通过油田实际数据进行拟合得到了吨液操作成本与单井日产液呈现幂指数的函数关系,见图1。通过计算得到了不同油价下不同成本构成的经济极限含水随产液量的变化情况,见图2—图4。
可以看出,随单井日产液量的提高和油价的升高,经济极限含水也逐渐提高。考虑操作成本条件下的经济极限含水为99.94%,考虑生产成本条件下的经济极限含水为99.39%,考虑总成本条件下的经济极限含水为98.94%。
根据收入与不同成本之间的关系可以反应生产井经济效益情况:税后收入-总成本>0为效益一类井;税后收入-生产成本>0为效益二类井;税后收入-操作成本>0为效益三类井;税后收入-操作成本≤0为无效益类井。因此,可以通过生产井的含水率判断生产井的分类,该区块生产井分类见表1。
3结论
(1) 经济极限含水随着油价和产液量的变化而变化,油价越高经济极限含水越高,产液量越高经济极限含水越高。
(2) 油井经济极限含水是一个动态指标,应依据生产、投资和经营环境及时进行调整,采取措施提高油井经济极限含水,积极制定对各类无效井有针对性的治理对策,减少无效井数量,提高油田开发经济效益。
参考文献
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特高含水 篇2
[水宿风餐] shuǐ xiǔ fēng cān
水上住宿，临风野餐。形容旅途生活艰苦。
[水佩风裳] shuǐ pèi fēng shang
以水作佩饰，以风为衣裳。本写美人的.妆饰。后用以形容荷叶荷花之状貌。
[沂水春风] yí shuǐ chūn fēng
沂水：河水名，在山东省曲阜县境内，孔子出生地。春风：春天和暖的风，比喻良好的熏陶和教育。来自沂水的春风。比喻深受孔学的教育与熏陶。
[宿水餐风] xiǔ shuǐ cān fēng
形容旅途或野外生活的艰苦。
[宿水飡风] xiǔ shuǐ cān fēng
形容旅途或野外生活的艰苦。同“宿水餐风”。
[顺水顺风] shùn shuǐ shùn fēng
比喻运气好，做事顺利，没有阻碍。
[风行水上] fēng xíng shuǐ shàng
比喻自然流畅，不矫揉造作。
[风起水涌] fēng qǐ shuǐ yǒng
大风刮起，水波汹涌。
[风门水口] fēng mén shuǐ kǒu
指要冲。
[听风听水] tīng fēng tīng shuǐ
形容善于赏玩自然景色。
[春风沂水] chūn fēng yí shuǐ
原意是大人和儿童在沂水洗个澡，在舞雩台上吹吹风。指放情自然，旷达高尚的生活乐趣。
[餐风宿水] cān fēng sù shuǐ
特高压输电技术分析 篇3
摘 要：作为我国正在重点发展的输电工程项目，特高压输电在电力系统中引起了广泛的关注。文章对特高压输电工程发展的必要性进行阐述，在此基础上从无功平衡、过电压抑制以及绝缘配合等技术层面对特高压输电进行探讨，最后对交、直流特高压输电的优缺点进行了分析总结，以期推动我国特高压输电工程技术的发展。
关键词：特高压；输电；经济评价
中图分类号：TM723 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）24-0087-02
电力输电系统有不同的电压等级，直流±800 kV及以上、交流1 000 kV及以上电压等级的输电技术称为特高压输电技术。特高压输电技术的优点主要表现在输送容量大和输电距离长，这对于解决我国能源和负荷分布的极度不均衡问题具有重要意义。众所周知，我国国土面积大，负荷中心分布在华东和华南经济发达地区，而能源则大量集中在西部欠发达地区，发展特高压输电技术，可以最大效率地实现大范围、大容量的能量转移，是我国输电系统发展的必然趋势。
1 特高压输电技术发展的必要性
结合我国电力系统现状以及经济、社会发展的趋势，下文从电能需求量增加、电力负荷和资源分布不均衡、综合联网效益以及减轻对输电线路周边的环境污染几方面对特高压输电技术发展的必要性进行分析阐述。
1.1 电力能源需求量的增加
伴随着我国经济的快速发展，电力能源的消耗也在逐年攀升，并且将在很长一段时间内保持稳步增长的趋势。根据2015年初中国电力企业联合会发布的《2014年电力工业运行简况》，2014年，全国用电量55 233亿kWh，同比增长3.8%；全口径发电量55 459 亿kWh，同比增长3.6%。截至2014年底，全国发电装机容量13.60 亿kW，比上年增长8.7%，其中，水电30 183 万kW（含抽水蓄能2 183 万kW），占全部装机容量的22.2%；火电91 569 万kW（含煤电82 524 万kW、气电5 567 万kW），占全部装机容量的67.4%，比上年降低1.7%；核电1 988 万/kW，并网风电9 581 万kW，并网太阳能发电2 652 万kW。
可见，在我国经济蓬勃发展以及全面建设小康社会的带动下，我国对于电力能源的需求量逐年增加，这就对电力系统的电能输送能力提出了更高的要求。
1.2 电力负荷和资源分布不均衡
在我国经济快速增长和工业生产的大力推动下，用户对于电能的需求量稳步快速增长，然而资源和电力用户的地域分布差异大大制约了电能的高效开发和传输。从全国资源分布情况来看，煤炭等传统资源以及太阳能、风能等新能源大量分布在我们中西部地区，距离用电负荷中心东南沿海地区很远，这就需要电力系统充分整合资源，实现电能的高效率、大容量和远距离传输。
1.3 综合联网效益
特高压输电具有优良的经济性，并且能够节约线路走廊空间，具有很好的综合联网效益。
首先，特高压输电可以降低电力传输的运行费用。这是因为在同等条件下，高电压等级的输电线路的输送容量大于低电压等级的，例如和500 kV输电线路相比，1 000 kV特高压输电线路的输送功率可以达到其5倍，但是其投资成本远不足前者的5倍，这就意味着特高压输电线路的单位输送电能投资较低。另外，高电压等级对于降低线路损耗具有重要作用，因此采用特高压输电技术具有很好的经济性。
其次，特高压输电能够有效降低线路走廊宽度。由于线路走廊宽度通常是按照地面电场强度来设定，而输电线路的自然输送功率和线路的波阻抗成反比例关系，与输送电压的平方成正比例关系。用线路的自然输送功率作参照，一回1 000 kV特高压输电线路相当于五回500 kV线路。按照我国环保标准规定的线路走廊宽度，一回1 000 kV特电压输电线路的走廊宽度仅为五回500 kV线路走廊宽度的40%。
最后，通过特高压输电线路将大范围内的电网联系起来，将会产生巨大的经济效益，具体表现在：互联于特高压线路的各个电网能够更加灵活地调整电力输出，实现错峰填谷。另外，参与联网的各电网由于共享了备用容量，将大大降低输电成本。通过各电网间的相互支持运行，用户供电可靠性也将大大提高。
1.4 减轻对环境的污染
众所周知，火力发电对环境具有一定程度的污染，特别是对于人口稠密的用电负荷中心，发电厂产生的污染不可忽视。当采用特高压输电技术后，负荷中心将获得清洁的电能供应，不再需要在当地设置发电厂，甚至同时减小了煤炭等一次能源运输过程中产生的汽车尾气污染。因此，特高压输电能够有效减轻电力生产过程对环境的污染程度。
2 特高压输电的若干关键技术
为了确保特高压输电工程能够达到预期的大容量、远距离输送电能的作用，诸如过电压抑制、无功平衡、绝缘配合以及外绝缘设计等关键技术问题值得深入探究。
2.1 过电压抑制措施
当电气设备进行开关操作或出现内部短路故障时，往往会造成短时间或持续一定时间的高压，称为过电压现象。另外，当设备处于雷击环境中，也有可能出现过电压，对设备的正常运行极其不利。特高压输电工程由于自身电压等级较高，对绝缘要求很高，如果线路上产生过电压往往对线路绝缘产生致命伤害。因此，在进行特高压输电改造过程中，需要对各种类型的过电压进行研究并采取相对的抑制措施，以确保降低绝缘投入和线路的安全稳定运行。
2.2 无功功率平衡技术
根据前文内容的分析，可知特高压输电的输送容量很大，相应地其无功功能部分就变得非常大，对无功功率进行平衡也是一个非常重要的环节。采用传统的限制线路容升效应的措施，例如在线路上注入固定值的电抗，可以改善空载线路的容升效应，但是会一定程度降低特高压输电线路的功能输送极限。因此，需要有针对性的研究特高压线路无功功率平衡的各种措施，保证线路电压稳定。
2.3 绝缘配合以及外绝缘设计
对输电线路的导体部分和非导电部分进行有效绝缘是保证电能安全传输的必要条件。特高压输电系统线路电压等级高，绝缘投资在整个输电线路投资中占据较大的份额，科学地选择各种电气设备的绝缘水平就显得非常重要。针对这种情况，需要重点研究特高压输电线路上可能出现的各种过电压，并进行相应的绝缘设计。
另外，特高压输电线路的外绝缘设计也是需要重要研究的对象，考虑防雷、防污秽以及带电作业等各种复杂情况下的外绝缘是重点研究对象。
3 特高压输电的优缺点综合分析
3.1 特高压输电的优点
在对特高压输电关键技术阐述的基础上，下文将以特高压交流输电为对象对特高压输电进行评价分析。特高压输电的优点主要表现在以下几个方面。
3.1.1 电能输送距离远，输送容量大
特高压输电由于输送电压等级高，因此具有输送功率大以及输送距离长的优势，这对于应对日益增长的电能需求具有重要意义，并且可以达到紧凑型输电的效果。
3.1.2 电能输送成本低，经济性好
采用特高压线路进行电能的输送，单位容量的输送成本较低，这将使电网企业和用户都受益。
3.1.3 线路占地面积小，走廊宽度变窄
采用特高压输电线路输电，虽然绝缘距离需要增大，但是同时其输送功率大大提高，从单位输送容量所需的线路走廊宽度来看，采用特高压输电对于节省占地面积是有利的。
3.1.4 输电过程中的功率损耗较小
特高压输电系统电压等级高，对于降低系统电流和功率损耗都是非常有利的。我国电能消耗量很大，减少电能输送过程中的功率损耗会带来非常大的经济效益，这对于提高能源利用率、建设绿色环保城市都具有积极作用。
3.2 特高压输电的缺点
但是，特高压输电在带来上述几方面优点的同时也不可避免地产生了如下缺点：
首先，特高压输电对系统的稳定性造成较大影响。
另外，系统的可靠性问题也更突出。这是由于特高压线路长，故障发生率高，很容易造成连锁事故给系统的安全稳定性造成不利影响。
特别是在特高压输电线路建设初期，由于主网架尚未建成，线路的负载能力差，这给系统可靠性带来了较大的隐患。最后仍需注意的是，特高压输电对环境的干扰也更大。
4 结 语
在我国经济繁荣发展的环境下，特高压输电工程的建设也越来越势在必行。结合我国用电负荷和能源的分布情况，我国的特高压输电以及大范围电网互联工程将持续建设。本文从发展特高压输电的必要性分析入手，对特高压输电过程中需要解决的几个关键问题进行分析，并在此基础上对其优缺点进行了总结评价，可见特高压输电技术将在我们电力系统中有广阔的应用前景。发展特高压输电、加强电网的互联，对建设资源节约型社会将起到重要作用。
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特高含水 篇4
关键词：特高含水期,相控建模,确定性建模,随机建模,地质建模
秘鲁S油田具有强天然水驱、特高含水的特点, 油藏含有多套含油层系、储层非均质性强。为了对该油田进行深度开发, 笔者在地质研究的基础上, 首先建立精细构造模型, 然后采用确定和随机建模相结合的策略建立储层参数模型, 为油田开发方案编制和剩余油挖潜提供依据。
1 工区概况
秘鲁S油田为近乎南北向低幅长轴背斜构造格局, 其主要储层为白垩系的V和C两个砂层组, 本文主要对V砂层组进行储层建模研究。V砂层组属于河流相沉积, 砂体主要发育在砂层组中部, 厚度为20~30m。V砂层组地层发育相对简单, 可分为A、B和C三个小层。
秘鲁S油田于1979年投产, 共钻井28口, 目前生产井数15口。S油田经过近三十年的开发, 目前已进入特高含水阶段。
1.1 沉积相研究
V砂层组属于辫状河沉积, 发育河道、心滩、天然堤、决口扇和河漫沼泽微相。河道微相主要由灰白色、灰黑色、褐灰色中砂岩、含砾砂岩组成, 底部具有冲刷面, 砂岩中见交错层理和纹层理。心滩沉积主要为中砂岩和细砂岩沉积, 砂岩中见交错层理和纹层理, 底部具有冲刷面, 粒度为中等到粗粒。天然堤是洪水期河水漫过河岸时携带的细、粉砂级物质沿河床两岸堆积, 形成的平行于河床的砂堤, 泥质含量较高。决口扇微相主要由细砂岩、粉砂岩组成, 粒度较天然堤稍粗。河漫沼泽通常为灰黑色碳质泥岩, 并常夹有薄层粉砂岩, 储层物性极差, 通常为非储层或构成砂质储层的隔夹层, 如图1为V-B层沉积微相分布图。
1.2 隔夹层研究
本文将V砂层组储层内部和小层之间存在的多层物性差的砂岩、泥岩或砂质泥岩, 统称为“隔夹层”。从隔夹层的电性特点来看, 隔夹层的电性特点表现为:GR>43API, RT>4.1Ω, AC>80μs/m。
隔夹层的发育是造成河流相储层砂体非均质性的主要因素, 其对剩余油分布具有明显的控制作用。研究区隔夹层主要受沉积微相的控制, 由于隔夹层对流体具有遮挡作用, 底部发育的隔夹层对油井的含水上升具有一定的控制作用。
2 秘鲁S油田地质建模
2.1 储层建模的思路
为了精细刻画单砂体以及单砂体内部的物性变化, 采用如下地质建模思路:
(1) 根据砂体和隔夹层资料, 建立能够反映隔夹层的砂体骨架模型;
(2) 结合前期地质研究成果, 利用确定性建模的方法建立沉积微相模型;
(3) 采用相控建模方法, 进行储层参数随机模拟。
2.2 构造模型
构造模型是层面和断层模型的有机结合, 是储层地质建模的基础, 反映了储层的空间格架。利用地震资料解释成果建立断层模型;使用地质分层数据和深度域地震构造层面, 建立V-C、V-B和V-A三个小层的层面模型。
一般而言, 为了描述砂体的三维形态及其内部物性变化特征, 还需要对构造格架模型进行细分, 特别是对垂向网格进行细分。本文采用平行于顶底面不等比例分层的方法, 通过对所有井砂体和隔夹层的统计分析, 根据隔夹层数确定细分层数, 进而得到了各个小层、沉积单元的细分层比例。应用细分层比例进行垂向网格细分, 建立了能够反映隔夹层分布的三维网格模型。
2.3 沉积相模型
研究区目的层段为辫状河沉积, 河道的沉积较复杂;生产井主要部署在长轴背斜构造高部位, 井网控制不均, 同时测井资料较少。采用常规的指示模拟方法并不能较好的描述沉积相的空间展布, 所以本次研究采用确定性方法建立沉积相模型。
对沉积微相平面图件进行数字化, 利用赋值法进行三维确定性建模, 从而建立了该区V砂层组的沉积微相分布模型。
2.4 储层参数模型
相控建模的最终目的并不是建立沉积微相模型, 而是要以此为条件约束建立储层参数模型。储层参数模型能形象、直观地展现出储层物性参数在三维空间的展布形态, 揭示出储层的内部结构及物性参数的分布特征。
首先分沉积微相统计孔隙度、渗透率的分布特征, 建立其累积条件概率分布;然后在沉积微相的约束下序贯高斯模拟孔隙度;最后以孔隙度模型为软数据, 应用序贯高斯同位协同模拟渗透率。如图2为V-B层相控孔隙度模拟实现, 可以看出储层由东偏北方向向西偏南方向展布, 河道微相处的孔隙度、渗透率较好。
为了检验模型预测结果的可靠性, 先后对地质模型进行概率分布一致性检验和抽稀井检验, 可知储层参数模拟前后概率分布是一致的, 储层参数的观察值和模拟值在交汇图上近似为一条倾角为45℃的直线, 这说明所建模型是可信的。
3 结论
(1) 针对秘鲁S油田V砂层组油藏沉积特征, 首先建立能够反映隔夹层分布的砂体骨架模型;其次应用确定性建模方法建立沉积微相模型;然后在沉积微相的控制下, 应用序贯高斯随机模拟方法建立储集层各参数模型, 较好地反映了储集层的空间展布。
(2) 对于已进入开发中后期的油田, 需要建立精细刻画砂体分布的储层模型。采用确定性与随机建模相结合的思路、相控建模的原则, 有利于吸收地质家的经验、知识和技能, 更好地发挥地质的约束作用。
参考文献
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瓦楞纸板含水量控制标准 篇5
瓦楞纸板防水防潮的目的，实际上还是为了维持纸箱的抗压性能，纸张收到水份侵蚀后，瓦楞会发生垮塌软化现象，大大降低了包装安全性。然而大部分人理解中的纸箱防水仅仅是纸箱成型后的防水问题，却忽视了纸箱纸张本来存在的含水量问题。事实上控制好瓦楞原纸含水量对提高瓦楞纸箱安全性能同样也是至关重要的。对于瓦楞纸板含水量的控制，应着重对以下几方面进行控制。
1.瓦楞原纸进厂时的含水量应严格按照GB13023-91标准进行检验。
2.进厂后对瓦楞原纸的储存温度应控制在常温状态，相对湿度不大于40%。
3.瓦楞原纸的存放应竖着码垛堆放，地面应做防潮处理。
4.瓦楞原纸的储存时间不宜过长。控制好瓦楞纸板生产过程中的温度温度是直接调整瓦楞原纸含水量，保证粘合剂糊化的重要条件。因此，当瓦楞纸板生产线在80米/分～120米/分时，通常采用的温度应控制在160℃～180℃之间，按其换算锅炉的饱和蒸汽压力应控制在0.9Mpa-1.2Mpa，这样既能调整好瓦楞原纸和单面瓦楞纸板的含水量，又能保证黏合剂的糊化。
为保证瓦楞纸板的强度和良好的粘合，对于瓦楞纸板的形成应根据瓦楞纸板生产线配置的不同进行必要的调整。
1.对于进入单面机的瓦楞原纸含水量控制在9%～12%之间时瓦楞成型最为理想。当瓦楞原纸含水量高于上述指标时，可采取加大预热面积或降低车速解决;当瓦楞原纸含水量低于上述指标时，可采取喷雾解决。笔者认为，单面瓦楞纸板通过快速输纸在天桥输送带上呈正∞型且堆积距离一致时，原纸和瓦楞原纸的水分调整的比较好，其含水量比较合适，单面瓦楞纸板在天桥上堆积的数量不宜过多，但为保证双面机不停机，在单面机换纸时单面瓦楞纸板在天桥上的堆积数量可适当增加。
2.烘干机的温度对瓦楞纸板的含水量影响很大。瓦楞纸板生产线加热段通常由三组(也有四组)组成，其加热板数量的多少是由加热板的尺寸及瓦楞纸板生产线的速度确定且每组均设有独立的控制阀门。为保证单面瓦楞纸板进入烘干机前的含水量基本一致，可采取调整单面瓦楞纸板在三重预热器上的预热面积的大小解决。其调整方法为：当含水量过高时，预热面积加大;当含水量过低时，预热面积减少。
特高产优质饲草——凌云草等 篇6
凌云草是中国科学院研究员李欣教授经多年努力，从凌云竹中选育出的优良株系。属宿根性饲草，是种草养禽的首选优质饲草品种之一。
1.优良特性：①速生、高产、优质、高效。管理得当，每667平方米(1亩)年产鲜草可达2万公斤以上，干草粗蛋白质含量16％以上。用凌云草喂奶牛，可延长产奶高峰期，每个产奶期多产奶600公斤。②抗旱、耐涝、利用期长。凌云草根系发达，既可在酸性红壤荒山上栽种，也可在盐碱地种植，栽种成活后，几个月不浇水仍然生长良好，根部水浸数月也不会死；一次种植可利用10年以上。③适口性好。凌云草叶片宽大、量多，多数畜禽喜食且食后增重快、产奶多。
2.栽培技术要点：①栽种时间。北方一般在4月中旬栽凌云草种节、5月上旬栽苗较合适，长江流域3月中、下旬栽种节较好。②施足底肥，合理密植。凌云草对土壤要求不高，在栽种之前，施足底肥，每667平方米施1000～1500公斤农家肥，或50公斤二氨或复合肥，然后深翻30厘米左右，耙平，按1米的行距，选在雨后栽种种节，每667平方米约需种节1500～2000节。③苗期中耕除草。出苗20～30天内，进行一次中耕除草，除草后，每667平方米施30～50公斤尿素作追肥，并一次浇透水。④及时刈割、追肥、浇水。凌云草出苗40天、苗高1米左右就可割草喂畜禽，以后每隔20～30天割一次，每次刈割后追施一次尿素、浇一次水，其适口性和产量均大大提高。
3.开发利用前景广阔。凌云草质嫩、营养价值高，它既可直接饲喂畜禽，也可青贮、晒干草。种667平方米凌云草出售，年收入可达1600～2000元，直接喂畜禽转化，效益更好。凌云草是养殖场进行种养结合、工厂化规模化饲草生产最适宜的优质饲草品种。（江西广欣草业科技开发中心陈德广 邮码：331100电话：013807087626)
初生火鸡雌雄鉴别法
特高含水 篇7
关键词：浅层油藏,剩余油挖潜,层系归位,细分注水
柳赞油田浅层油藏是1990年投入开发的复杂断块油藏, 近年来油藏综合含水急剧上升, 导致产量快速递减, 同时油藏动用程度差异较大, 剩余油高度分散。为了有效延缓递减, 持续有效地开发浅层油藏采取多种技术手段进行剩余油挖潜工作。
1 油田地质开发特征
柳赞浅层油藏位于柏各庄大断裂和高柳断层的下降盘, 其总体构造形态受高柳断层控制且被断层复杂化的逆牵引背斜构造, 构造走向近北东-南西向展布, 整个逆牵引背斜构造被三条高柳断层的派生断层所切割形成柳102断块、柳南3-3断块和柳25断块三个次级断块油藏, 储层为河流相沉积, 属高孔隙度高渗透性储集层, 其中明化镇组下段和馆陶组为本断块的主要含油层系, 埋藏深度1450~2300m。其中柳102断块边底水能量充足, 为天然水驱开发, 柳南3-3断块和柳25断块天然能量不足, 为注水开发断块。
柳赞油田浅层油藏从1990年投产L21 X1井获工业油流, 1993年正式投入开发, 大致经过发现阶段 (1984~1990) 、滚动勘探开发阶段 (1991~1993) 、低速稳产阶段 (1994~1997) 、全面开发、调整阶段 (1998~2002) , 水平井高速开发阶段 (2003-2006) 、开发方式优化调整阶段 (2007-至今) 。
2 柳赞油田浅层油藏稳产难的原因
柳赞油田浅层油藏稳产难有多方面的原因, 柳赞油田浅层油藏属于复杂断块油气藏, 地质认识与实际情况的有偏差, 总体开发效果不好——突出表现采收率低、采油速度低、含水上升快、高含水及与低采出程度, 尤其主力小层因为分布面积广, 储层厚度大, 传统定向井开采采油速度得不到保证。同时井网不完善、注采井网不完善、断层发育, 油水关系复杂, 油藏层间、层内、平面矛盾十分突出也是造成柳赞油田浅层油藏稳产难的重要原因
3 针对难点采取的稳产措施
3.1 布署水平井提高主力层采油速度
针对天然能量十分充足的区块, 利用传统定向井开采, 会造成底水锥进十分严重。自2003年开始为改善油藏开发效果, 根据油藏开发数据, 通过动态数值模拟, 对油藏进行精细描述, 在剩余油富集的主力油层部署水平井, 辅助以水平井优化设计技术, 投产后收到非常好的效果, 达到了预期目的, 大大提高了油藏的开采速度, 对区块上产稳产起到了至关重要的作用。浅层油藏水平井共10口, 投产初期平均单井日产油达47吨, 水平井产量占区块总产量的38%, 水平井对稳产起了重大作用。
3.2 井网不完善区域布井提高非主体区采出程度
为提高油藏开发水平, 进行了以精细描述技术为主的油藏二次评价, 对潜在的含油有利区域进行了重新评价, 评价出柳102块主体区的东北部和西部存在局部的含油圈闭, 在东北部和西部圈闭区共部署油井5口, 初期均达到产能目标, 获得较好的生产效果。
3.3 高含水层大泵强采提液稳定主力层采油速度
柳赞浅层油藏分为三个含油断块, 其中柳102块利用天然能量开发, 油层分布面积广, 储层物性好, 天然能量充足。进入开发后期, 由于油藏高含水、高采出程度、加之剩余油高度分散给剩余油挖潜带来很大难度, 调补层措施增油效果越来越差, 为了稳定区块产量, 采取电泵或异型泵进行大排量提液, 通过提高主力层采液速度, 来保证断块产量, 从2007年以来, 采用大泵的采油井占区块开井数也越来越多, 高含水层大泵提液对断块稳产起来越来越重要的作用。随着技术的进步和经济效益的制约, 大排量提液技术也由电泵逐渐向异型泵过渡, 形成适合柳赞浅层油藏特色的提液技术。
3.4 利用数值模拟、饱和度临测手段进行剩余油相对富集区的挖潜
由于柳赞浅层油藏属于复杂断块油藏, 河流相沉积造成储层物性变化较大, 断层发育, 油水关系复杂, 油藏层间、层内、平面矛盾十分突出, 加之目前已进入特高含水、高采出阶段, 剩余油分布高度分散。针对这种情况, 我们采取数值摸拟和动态监测相结合, 寻找剩余油分布规律。剩余油分布规律:1) 剩余油分布在厚油层的顶部, 2) 油层物性发育较差或存在局部夹层的部位, 通过顶部深穿透射孔技术及合理采液强度, 可以有效控制能量强的厚油层初期含水率, 达到稳油控水目的。利用碳氧比测试增油。
3.5 完善注采井网, 通过细分注水和调驱调剖提高注水区块开发水平
柳南3-3块为柳南注水见效明显的一个断块, 该断块含油层系比较单一, 层间接潜潜力小, 断块比较封闭, 初期依靠弹性能量进入开发, 2006年开始转入注水开发, 2008年以来, 实施过三轮深度调剖, 取得一定效果, 目前断块综合含水较高 (93.1%) , 采出程度 (26.0%) , 其中NmⅡ7-1和NmⅢ1-2小层采出程度达40%以上, 累计注采比0.96, 而N mⅡ7-2至NmⅡ10小层采出程度较低于20%, 剩余可采储量9.5万吨, 是下步挖潜方向。
4、结论与建议
通过对柳赞油田浅层油藏地质开发特征的描述, 分析了其稳产难点, 针对稳产难点提出了采用井网完善、层系归位提液、饱和度监测指导剩余油挖潜、细分注水、调驱调剖等技术等稳产技术, 对于我国其他油田类似区块具有现实指导意义。
参考文献
常学军.复杂断块油藏水平井开发技术文集[M].北京:石油工业出版社, 2008.常学军.复杂断块油藏水平井开发技术文集[M].北京:石油工业出版社, 2008.
王平, 李纪辅, 李幼琼.复杂断块油田详探与开发[M].北京:石油工业出版社, 1994。王平, 李纪辅, 李幼琼.复杂断块油田详探与开发[M].北京:石油工业出版社, 1994。
黄昌碧.复杂断块油藏高含水期挖潜技术[J].油气地质与采收率, 2003 (15) ;28-31.黄昌碧.复杂断块油藏高含水期挖潜技术[J].油气地质与采收率, 2003 (15) ;28-31.
特高含水 篇8
目前,随着高含水、特高含水期的到来,我国很多大油田(如大庆、胜利、辽河等)原油集输工艺很难满足现有生产的需要,主要表现为系统负荷率普遍下降、运行效率降低、系统能耗升高等[1,2];加之采用注水、注聚合物开发所引起的原油产量与集输系统不协调,进而导致了一系列能源浪费与损耗,间接提高了原油生产成本。因而,油田地面集输系统的改造或改进已成为各大油田总体规划中的重点工程[3,4]。
本文以大庆油田某区块一个脱水站改造为转油放水站、转油站改造为阀组间的简化优化改造为例,进行脱水站系统效率和能耗计算,最后对该改造工程进行经济评价。结果表明,简化优化改造取得了良好的效果。
1 集输系统运行现状
大庆油田某区块管理面积33.35km2,1971年投入开发,1972年正式全面注水开发。1994年进入特高含水阶段。地质储量10949.1万t,油水井668口,其中采油井389口,井网密度20.02口/km2。2006年全年生产原油42.68万t,产液900.71万t,平均单井产液量63t/d,平均单井产油量3.0t/d,综合含水95.09%。建成脱水站2座:脱水站Ⅰ与脱水站Ⅱ。脱水站Ⅰ所辖3座转油站,脱水站Ⅱ所辖4座转油站。脱水站Ⅰ的产量预测表如表1所示。
从表1可以看出,脱水站Ⅰ的预测产液量、产油量都呈现下降趋势。再加上站内存在的工艺流程复杂、设备老化且无备用、设备落后等问题日益突出,为了加快企业节能降耗技术改造,对该区块进行了简化优化改造:改造脱水站Ⅰ为转油放水站,输含水油至脱水站Ⅱ脱水,将其所辖3座转油站改为阀组间,该区块最终将由三级布站改为二级布站。
该改造工程分期进行:一期工程2003年已经将脱水站Ⅰ改为了放水站,转油站Ⅲ改为了阀组间;二期工程是将放水站改为转油放水站,转油站Ⅰ和转油站Ⅱ改为阀组间。现针对二期工程的改造进行分析。改造前,站内流程如图1所示。
三相分离器为近期新建,其余设备利旧,加热炉原设计为泵前炉。原设计三相分离器出口含水油直接自压进入缓冲罐,将游离水脱除器来液温度升高至67℃,以使全部外输液温度在缓冲罐中混合提升至55℃,满足外输热力条件。该站最终将取消游离水脱除器,改造后简化流程如图2所示。
2 脱水站能耗评价指标
集输系统的改造是在充分利用和发挥已建设施的生产能力基础上,坚持油田可持续发展,以经济效益为中心,节能降耗为目标进行的,而能耗评价能最直观地给出改造效果“好”与“不好”。能耗评价指标[5]有站效、热能利用率、电能利用率和单耗等。
2.1 效率
(1)站效ηs。ηs是指介质在该站获得的能量与该站供给能量之比的百分数。
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式中:Gi—各类站内各个外输炉、掺水炉、热洗炉的介质流量,t/h;
Ci—对应介质比热容,kJ/(kg·℃);
ti、ti+1—各类站内各个外输炉、掺水炉、热洗炉的进、出口温度,℃;
n—加热炉种类数;
Gi′—各类站内各个外输泵、掺水泵、热洗泵的介质流量,t/h;
pi、pi+1—各类站内各个外输泵、掺水泵、热洗泵的入口、出口压力,MPa;
ρi—对应介质密度,t/m3;
m—泵种类数;
Qsb—该站供给能量。
可知,Qsb=B·QDWy+W·R。其中:B—被测某站的耗气量,m3/h;QDWy—某燃料基低位发热值,kJ/m3;W—被测某站的耗电量,kWh/h;R—电能折算系数,kJ/kWh。
(2)热能利用率ηh。
介质通过该站具有的热能与该站供给介质热能比值的百分数。
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(3)电能利用率ηe。
介质通过该站具有的压力能与该站供给介质电能比值的百分数。
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2.2 单耗
(1)站单位处理液(油)量气耗Mg。
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(2)站单位处理液(油)量电耗Me。
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(3)站单位处理液(油)量综合能耗标煤M。
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式中:R1—每1kg标准煤的热当量值,kJ/kg。
3 脱水站Ⅰ改造前后能耗测算
脱水站Ⅰ改造前的测试数据测量的是2008年9月的生产运行参数,改造后的测试参数为2009年9月测量,运用上述效率、单耗计算公式,计算结果如表2、表3、表4所示。
脱水站Ⅰ改造前、后热耗占总能耗比分别为89.92%、93.80%,电耗占总能耗比分别为10.08%、6.20%,因而节能改造的重点应放在减小热耗、提高热能利用率方面。经过改造,从表2计算结果可以看出,脱水站Ⅰ的热能利用率从75.95%提高到79.29%,提高3.34个百分点;尽管改造后电能利用率有所下降,但是由于其在总能耗中所占的比例比较小,脱水站Ⅰ的站效从72.13%提高到76.08%,提高3.95个百分点。从表4可看出,改造后脱水站Ⅰ所辖区块每天可以节电422kWh,节气877 m3,取得了良好的改造效果。
4 改造效益分析
脱水站Ⅰ集输系统经过站内泵、炉的更换与扩建、站外腐蚀管线的更新与掺水热洗管线的新建和系统腐蚀老化设备的改造,在效率、能耗计算的基础上,经济计算表明,该改造工程能收到如下经济效益:
(1)整合系统,合理使用老油田原油设备,减少了基建设备数量,提高了在用设备新度系数,可以节省更新改造投资和设备日后维护改造费用总计279.15万元/a(假设投资回收期为5a)。
(2)取消了2座转油站后,节省2座站管理费、材料费和人工费共143万元/a;由三级布站流程改为二级布站流程,新建阀组间至脱水站之间集油掺水管线,实现自压输送,节省了转油站至脱水站之间转油能耗,共计节省运行费用86.94万元/a。本次调整后,共可节省运行费用229.94万元/a。
(3)实施改造后,减少了基础设备,系统负荷率提高,效率提高,每年可以节约能量14139MJ,节电1.52×105kWh,节气3.16×105m3。
综上所述,该区块3座转油站整合后,新建1座转油站,彻底解决了改造前系统负荷率低、站内设施腐蚀老化等问题;减少了管线泄露造成的原油损失及对环境造成的污染;避免了脱水站在更新改造投资中的投资浪费现象;新建站内加热炉、机泵等设备与系统运行参数匹配合理,可在一定程度上保证了油田设施高效、低耗、安全、平稳运行。
5 结语
在保证油田生产正常运行的条件下,油田地面工艺流程简化优化是一种非常有效的节能降耗改造措施,它可以从减少一次性投资、减少日常管理维护费、减少动力热力消耗等多方面取得良好的经济效益。
摘要：各大油田随着开发开采的进行,地面集输系统中存在的系统负荷率低、能耗高等问题日益突出。以大庆油田某区块脱水站简化优化改造为例,基于能量守恒基本原理,给出了集输系统中各类站能耗评价指标,结合现场实测数据,计算得到了改造前后脱水站效率和单耗,并进行了经济评价。结果表明,脱水站通过优化简化改造,其站效率提高了3.95个百分点,每年可以节电1.52×105kWh,节气3.16×105m3,节约投资运行管理费用总计509.09万元,取得了良好的节能效果和显著的经济效益。
关键词：特高含水期,脱水站,简化优化,节能降耗,大庆油田
参考文献
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[4]李秋忙.尕斯油区地面集输系统改造方案[J].石油规划设计,2005,16(5):11-13.
特高含水 篇9
众所周知, 石油是不可再生资源, 对有限的石油资源进行充分合理的利用十分必要。通过对石油的合理开采, 可以对石油资源进行高效的利用。其中油田特高含水期的开采问题就是一个备受关注的话题, 加大对该问题的研究十分有助于提高油田的开采效率。
二、采油工程的研究现状
采油工程的工作目标是提高油田的产量和总体效益。实践证明, 采油工程与油藏工程、钻井工程、地面工程构成了油田生产的完整系统, 而采油工程又是建立在分层开采基础之上的非均质多油层砂岩油田系统。这个系统要确保能够为解决油田生产上的矛盾提高技术支持, 不断提升可采储量, 保证提高采收率, 并且完成各解决的目标产量。同时还要控制生产成本, 降低举升能耗和各项作业的费用, 为油田的高效利用和可持续开发创作条件。
现阶段, 油田开采一般处于高含水后期的开采时期。由于油田开采阶段和采油对象发生了变化, 使得对油田的开采成本也处于不断上升的趋势, 从而导致经济效益发生大幅下滑的问题。根据现阶段发展情况, 为了让油田企业及时适应当前发展态势, 保证经济效益的优化, 在油田企业必须要科学有效的做好采油工程中方案的设计管理工作。因此对于采油工程的设计应该慎重考虑, 使得每个环节的重点部分都能正常运行。
三、特高含水期采油工程需要解决的问题
1. 油田进入高含水期, 注水矛盾突出:水驱动用储量不均匀、油层出砂严重、部分水井注水压力高注入困难、部分油井因机械杂质堵塞产能低、分注级别低。
2. 受储层非均质性和注水开发的影响, 高渗透层段水淹级别高、采出程度高, 油层纵向吸水不均匀, 改善高含水期油田注水开发效果势在必行。
3. 随油田开采程度的不断提高和开采强度的加大, 天然能量不足, 部分油井含水上升速度快、产油量下降。
4. 针对一定厚度隔夹层的高含水油井, 积极开展低成本机械堵水措施。但是受储层、井筒条件、层内出水的影响, 限制了技术的规模应用。
四、特高含水期石油开采企业的优势和劣势
1. 特高含水期石油开采企业的优势
特高含水期石油开采企业的优势就是生产要素成本较低。就我国的石油开采企业而言, 虽然没有十分完善的设施基础, 但是有的是充足的廉价劳动资源, 同国际高额的人员成本相比, 我国基本材料的成本采购相对较低, 这也是我国石油开采企业所具有的独特的优势, 而且这样的优势还将会持续很长的一段时间。因此在一定程度上也能保证我国石油开采企业在国际竞争中所占据的优势。
2. 特高含水期石油开采企业的劣势
(1) 资源约束较大与自有技术缺乏。
目前, 就我国的人均石油资源占有量来看, 我国的石油资源是世界上较为贫乏的国家, 因为国内石油的产量已经不能满足经济增长对产油量的需求, 因此为了避免依靠长期进口国外的石油, 就需要发展国内的石油行业。最主要的就是由于我国的石油开采技术很大程度上是引进国外公司的技术, 而技术获得的主要方式就是通过技术转让协议或者与国外公司合作得到的, 为此只有技术的使用权并没有技术的所得权。所以, 我们为了能够改变现状, 就需要加大专有技术的使用成本, 不能只依靠国外技术提供商。
(2) 市场经验不足与盈利能力不强。
国家石油价格一旦有波动, 就会使企业的生产受到明显的影响。而事实也已经证明, 很多国家由于缺乏贸易经验, 因此大大地影响了企业的经营, 使得企业经营面临风险, 严重影响到企业的经济效益。
五、特高含水期采油工程的发展方向
随着科技的进步和发展, 使得采油工程不断改进, 重点要朝着以下几个方面发展:
首先就是要对老油田进行水驱注, 采的工艺或者是增产, 增注的办法达到系分层甚至是精细分层。其次能够让老油田的产量持续的升高, 就是将三次采油技术和三次采油结合在一起, 完善油田的采油工艺并跟踪调整采油措施。最后就是对新开发的低渗透难易开采的储层油田, 要按照油藏的地质特点, 选择与之适应方便有效的开采技术。开采技术中, 大规模的压裂以及水平井等新型技术将会成为主流的技术。
要以提高厚油层潜力的研究为重点, 发展厚油层注入井深度调剖研究, 探索在特高含水期内提高水平井、多分支井的采收率提高方法;发展聚驱后提高采收率的研究;对于外围油田, 要以降低成本的技术探索为目标, 提前对多分支水井技术进行研究, 为未来提高油田产量提供技术储备;加强对油水井的维护和修理研究, 改善注采关系, 开展套损发生的预防技术研究;加强对螺杆泵采油的技术研究, 发掘螺杆泵在生产上的节能的潜力。
结束语
笔者在本文中对特高含水期油田开采的问题进行了简单的分析, 并且对现在的发展优势和面临的挑战进行了讨论。在今后的油田开采过程中, 要针对我国现阶段的油田开采现状进行研究, 转变过去的理念和思想, 用适合我国发展的思想指导油田的开采工作, 保证我国采油工作的顺利开展。
参考文献
[1]侯进才, 李庆国, 魏立新, 赵健.特高含水期脱水站简化优化改造的实践与分析[J].节能.2010 (03) .
[2]杨智华.胡状油田体膨型聚合物调驱矿场试验[J].石油地质与工程.2010 (04) .
特高含水 篇10
关键词：特高含水期,浅调剖,提高采收率,效果
浅调剖技术作为注水井现有机械分注工艺技术的完善和细分注水的技术补充, 在特高含水期的控水控液中起到了重要作用。近年来, 通过在不同类型井中进行的广泛尝试及应用, 建立了调剖井的选井选层标准, 优化了调剖剂配方和用量, 创新了调剖方式和方法, 现场实施后, 见到了明显效果。
1 调剖井选井选层原则和方法
1.1 调剖井选井原则
在调剖井的选择上, 主要考虑以下几个方面:
(1) 注入压力有余地、压力空间大于0.5MPa的井;
(2) 吸水剖面反映层内或层间吸水差异大、单层吸水量高的井;
(3) 连通采油井含水上升速度快、沉没度水平相对较高的井;
(4) 受隔层影响无法细分单卡的井;
(5) 由于套损导致无法细分的井。
1.2 调剖井选井选层方法
采取“6321”一体化调剖井选井选层方法, 该方法是应用生产数据、检配资料、吸水剖面、沉积相带图、测井资料、井下管柱资料6种资料, 在搞好油层动用状况、井组注采情况以及以往调剖情况3项分析的基础上, 通过明确是否属于动静资料符合或者不符合的2种情况, 编制完成1个最终调剖方案。实际选井过程中, 主要是依据现场实测的分层指示曲线定调剖目的段, 依据吸水剖面定调剖目的层。
2 调剖剂配方和用量优化方法
2.1 调剖剂配方优选
常规调剖剂由于初始粘度高, 调剖剂在进入高渗透层的同时, 还有很大比例的调剖剂进入到中低渗透层。为了提高进入高渗透层调剖剂的比例, 减少调剖剂对低渗透层的污染, 研制了低初始粘度LV调剖剂。LV调剖剂的初始粘度在10mPa.s以下, 进入高渗透层的比例增加, 减少了对低渗透层的污染;在同样药剂用量条件下, 调剖半径进一步增大, 延长了调剖有效期。从性能特点上看:在不同的成胶条件下, 虽然LV调剖剂的初始粘度小于10mPa.s, 但胶联后的终凝强度均可以达到6×104mPa.s以上, LV调剖剂更容易注入并增加进入高渗透层的比例, 减少调剖剂对低渗透层的污染。
2.2 调剖剂用量优化方法
在调剖剂用量的设计上[1,2], 主要考虑调剖目的层砂岩厚度、有效厚度、渗透率、连通方向等多种调剖参数, 进一步优化了调剖剂用量公式:Q=nπr2h式中:Q-调剖剂用量;n-考虑波及系数、渗透率、孔隙度的综合系数;r-调剖半径;h-有效厚度。
实际实施过程中, 对于调剖厚度大、渗透率高的井, 设计的调剖剂用量相对也高, 从而保证了调剖效果。
3 应用效果
3.1 调剖后动用程度提高, 吸水状况有效改
3.1.1 调剖目的层吸水量下降
调剖后注水井平均注水压力上升0.8MPa, 视吸水指数下降16.3%。从调剖前后有同位素资料的57口注水井上看, 调剖目的层的相对吸水量由调前的39.36%下降到调后的21.42%, 注水强度由8.37m3/d.m下降到4.56m3/d.m。
3.1.2 调剖后油层动用程度提高
通过调剖, 平均单井吸水厚度比例提高了2.5个百分点, 层间矛盾得到缓解, 油层动用状况得到改善。
3.2 调剖后采油井见效明显
调剖井主要在三个区域开展, 一是针对注水井细分调整后仍存在单层突进的层, 在北一区断东高台子浅调剖11口井, 调剖后, 注水压力上升1.0MPa, 注水量下降26m3, 周围连通44口采油井, 产油增加24t, 含水下降0.7个百分点。二是在小井距三次加密井区开展43口井, 调剖后连通21口采油井产液量下降107t, 产油增加4t, 含水下降1.0个百分点。三是在套损区针对注采关系不完善井区开展20口井, 调剖后连通36口采油井产液量下降109t, 产油增加15t, 含水下降0.6个百分点。
例如某井, 2011年4月开始调剖, 调剖层段GI12层段吸水量达到了21.95%, 2011年6月调剖后吸水剖面资料反映GI12层段吸水量降低到9.44%, 全井砂岩吸水厚度比例由40.9%提高到50%, 提高了9.1个百分点, 周围连通两口采油井见效明显, 日产液量下降0.9t, 产油增加0.4t, 含水下降1.6个百分点。
3 调剖经济效益预测
调剖井少注水29.7×104m3, 多增油1.6975×104t, 创效益4708.98万元, 年投入产出比为1:3.27。
4 结论与认识
(1) 应用“6321”一体化调剖井选井选层方法提高了选井、选层准确率, 使调剖的针对性和有效性进一步提高;
(2) 优选调剖剂配方、优化调剖剂用量, 使之与油层的配伍性进一步增强, 调剖效果明显;
(3) 调剖后减少了高渗层无效注水量, 增加了产油量, 油层动用状况提高2.5个百分点;
(4) 投入产出比为1:3.2, 该项技术可大规模推广应用。
参考文献
[1]樊文杰.注聚前深度调剖井堵剂用量确定方法[J].大庆石油地质与开发, 2002, 21, (2)
一招测出蜂蜜含水量 篇11
【实验背景】
人们都期望买到货真价实的纯正蜂蜜。尽管蜂蜜造假层出不穷，极难辨别，但我们至少可以检测出蜂蜜中含水量的多寡。民间说好蜜千年不坏，虽不至于真的如此，但优质蜂蜜的保质期的确很长。蜂蜜在酿造过程中逐渐脱水，成熟蜜含水量极低，高糖的环境造就了极高的渗透压，细菌进入时会因渗透压而脱水死亡。此外，蜂蜜本身还含有多种抑菌酶，也是长时间保证不变质的原因之一。可见，水分含量高的蜂蜜可能存在混入未成熟蜜或掺假的可能性，以次充好，更易变质。
【实验原理】
利用厨房纸巾极易吸收水分的特性，来鉴别蜂蜜的含水量多少。
【实验过程】
1.将两种市售蜂蜜（A、B）分别滴于厨房纸巾上，观察其色泽、形态。
2.分别在1分钟和5分钟后，观察A、B两款纸巾正、反面的吸水、浸湿情况。
特高含水 篇12
该地区位于A1#断层和B1#断层之间, 中间有一个断层为C2#, 北起X-40排, 南至Y-3排, 共有油水井92口, 其中采油井53口, 注水井39口。该地区共有四套井网, 采用行列布井与面积布井相结合的布井方式。
2 特高含水期油田开发规律
2.1 各套井网、层系存在着含水差异
油田开发进入特高含水期后, 该地区综合含水超过90%, 但是层系及层系内结构含水调整仍存在一定的潜力。
通过对该地区各套井网的生产状况来看 (见表1) , 二次加密调整井网综合含水分别比基础井网一次井网低5.8和4.6个百分点, 尤其P I42及以下层系含水仅76.4%, 与基础井网相比低17.5个百分点, 结构含水调整仍具有潜力。
2.2 各类油层动用程度存着差异
统计20口注水井同位素资料来看, 随着油层有效厚度的减小, 油层动用程度也逐渐降低, 未动用的层主要集中在有效厚度小于1m的薄差层中, 其中表外储层砂岩未动用比例高达69.3%, 有效厚度小于0.5m的未动用比例为57.5%, 有效厚度0.5-1.0m的未动用比例为29.5%。
从2006年新钻井水淹层解释资料来看, 不同有效厚度油层的水淹程度差异较大。随着有效厚度的增加, 水淹厚度比例也逐渐增加, 有效厚度小于1m的油层中水淹比例较高。
2.3 特高含水期高水淹厚度变化相对稳定
油田高含水期后随着注水量的增大, 注入水主要是沿厚油层内高渗透部位突进, 油层水淹厚度增长趋势减缓, 高水淹厚度增加不明显。
从不同时期新钻井水淹解释资料来看, 两个时期对比, 层内高水淹层厚度提高1.5个百分点, 说明注入水主要是沿着高渗透部位突进, 依靠扩大波及体积增加水淹厚度的作用逐渐减弱, 表明层内存在严重的无效、低效循环。
从不同时间基础井网注水井有效厚度大于2m的油层吸水状况来看, 虽然层数少, 砂岩厚度、有效厚度占全井的比例少, 但是吸水量占一直占全井的47%以上。
从钻井有效厚度大于2m以上的油层内纵向水淹解释资料来看, 不同部位的水淹程度差别较大, 下部有22.3%为高水淹, 水淹程度由上向下逐渐加重, 进一步证实了厚油层底部是无效低效循环的主要部位。
总之, 该地区在水驱控制程度较高的情况下, 采出程度仍然较低。注入水的无效低效循环, 是造成厚油层内部剩余油富集, 尤其进入特高含水期, 如何控制层间和层内的无效低效注采循环、挖掘剩余油是我们开发调整的主要方向。
3 以控制无效循环为主挖掘剩余油
3.1 完善注采系统, 加大剩余油挖潜力度
依据对油层动用状况及油层水淹状况的分析, 特高含水阶段, 剩余油潜力主要在主力层各沉积单元上部和非主力油层中有效厚度小于1m的薄差层及表外储层中。
主要分为:注采不完善;油层吸水能力差;层间干扰等类型剩余油, 及时完善注采系统、改善油层吸水状况, 可以提高对油层的控制程度, 使更多的油层在有效水驱条件下开发, 改善水驱的不均匀性。
3.2 深化注采结构调整, 严格控制无效循环
为控制注入水的低效、无效循环, 该地区深化注采结构调整, 以提高储层动用程度, 增加有效注水、改善薄差层吸水状况为目的, 注水井细分调整7口井;以改善层间差异, 提高注入水波及面积为目的:注水井主力层调剖1口井;以提高低含水层产液量为目的:注水井测试调整15井次;以调整层间矛盾、减少层间差异、控制无效产出为目的:油井堵水1口井, 高含水、高产液油井调小参3口井, 减少高含水层的产液量, 从而有效提高注入水的利用率。
4 结论
(1) 剩余油分布从平面上看主要是分布在油层微构造高部位、封闭性断层附近和注采不完善井区, 纵向上主要分布于物性较差的薄油层、正韵律和均质韵律油层上部, 总体上零散而又相对集中。
(2) 在特高含水开发阶段, 随着结构调整调整余地变小, 控制含水的难度也逐渐增大, 但是只要加强精细研究, 搞清剩余油分布, 采取有针对性的调整, 含水上升速度是可以得到有效控制的。
(3) 处于特高含水开发的区块, 在深化认识水淹状况、剩余油分布的基础上, 采用周期注水、调剖、细分注水、油井压裂、堵水等技术, 可以改善平面、层间、层内动用状况, 减缓含水上升和产量递减速度, 从而延长油田的开采的年限。
参考文献
[1] (刘文霖) .《油气田开发技术》石油工业出版社1996.2。