采收率技术（共12篇）
采收率技术 篇1
据美国《油气杂志》公布的统计, 2008年世界石油剩余探明储量为1 838.32×108 t, 天然气剩余探明可采储量为175.16×1012 m3, 石油和天然气产量分别为36.18×108 t和2.94×1012 m3[1]。据估算, 如果目前所有油田的采收率提高1%, 就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。这在石油资源日益短缺, 需求量不断增加的情况下, 极大地激发了提高采收率 (EOR) 技术的研究和应用, 为EOR技术提供了发展机遇。
1 世界EOR技术产量概况
按照目前世界公认的分类, EOR技术分为:化学驱、气驱、热力驱和微生物驱。2008年世界EOR项目数是361个, 总产量为9 097×104 t/a (表1) , 约占世界石油总产量的2%[2]。从表1可以看出, 热采和气驱采油在EOR产量结构中占很大比例。其中, 蒸汽项目142个, 产量5 967.3×104 t/a, 约占世界EOR总产量的65.6%;烃混相/非混相项目38个, 产量1 356.1×104 t/a, 约占EOR总产量的14.9%;CO2混相/非混相项目124个 (大部分为CO2混相驱) , 产量1 371×104 t/a, 约占EOR总产量的14.2%。
据George J.S.的观点, 世界范围内的EOR产量高峰很可能在全球石油总产量开始递减30～35年之后出现, 或者在本世纪60年代出现[3]。
2 EOR技术应用进展
2.1 热采
热采的产量从1982年到现在一直位居EOR产量榜首, 其中蒸汽驱仍然是开发稠油最广泛使用的技术。近年来, 水平井注蒸汽以及添加各种助剂使蒸汽驱技术有了较大的发展。2006年, 美国在San Ardo等油田进行了蒸汽添加丙烷的试验, 产量增加了30%。此外, 蒸汽驱的应用范围也不断扩大, 已成为稀油油藏水驱后的一项具有发展潜力的EOR技术[4,5]。
针对超稠油 (沥青、油砂) , 加拿大发展了水平井蒸汽辅助重力泄油 (SAGD) 技术, 并在此基础上开发了多种强化SAGD技术, 如多泄油通道SAGD、膨胀溶剂-SAGD等, 由此引发了世界范围内超稠油开发技术的飞跃。部分强化SAGD技术已经进行了先导试验并取得了较好的效果, 如快速SAGD方法, 是常规SAGD与蒸汽吞吐技术的集成技术, 能使产能提高35%, 已在加拿大的冷湖油田实施[6]。
火烧油层技术由于工艺问题一直发展缓慢, 但近年来由此发展起来的注空气EOR技术有了较大突破。根据驱油效率和油藏氧化强度, 注空气技术分为高温氧化非混相驱、低温氧化非混相驱、高温氧化混相驱和低温氧化混相驱4种类型[7]。后2种被称为高压注空气技术, 已用于稀油油藏的开发。
2.2 气驱
气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2驱、氮气驱和烟道气驱等, 其中CO2混相驱是美国继蒸汽驱之后的第二大EOR技术。针对CO2注入量不够、黏性指进、混相差等问题, 美国能源部资助研发了新一代集成CO2驱技术, 通过增加注入量、改进驱替方式和布井方案、增加注气黏度等多套技术方案解决上述问题。该技术可将美国许多油田的采收率从目前的33%提高到60%以上。美国已在加利福尼亚等6个地区进行试验, 预计可使全美国的原油可采储量增加1 600×108 bbl[8] (1 bbl=0.159 m3) 。
烃混相驱项目主要集中在加拿大和北海地区[9,10]。加拿大阿尔伯塔的混相驱平均采收率可达到59%;北海地区已形成了水气交替注入、烃混相、水气同时交替注入、泡沫辅助水气交替注入等4个技术系列, 其平均采收率达到45%。
N2驱在美国和加拿大发展迅速。由于所需的混相压力较高, 一般用于较深和温度较高的油藏。试验表明, 当注入N2达到1.198 PV时, 采收率可达到48.2%以上[11]。目前美国N2驱项目已达到5个。
2.3 化学驱
化学驱包括碱驱、表面活性剂驱、聚合物驱和复合驱。近年来, 高油价刺激化学驱再度升温, 美国、加拿大、印度、巴西、阿根廷、德国和印度尼西亚均有新的化学驱项目。仅2008年计划实施的化学驱项目就有13个, 其中8个是交联聚合物驱, 5个是复合驱。
针对黏土含量高、原油酸值较低、单独用碱水驱无法获得较高产油量的油田, 美国怀俄明州Cambridge Minnelus油田实施了碱-表面活性剂-聚合物三元复合驱, 在经济和技术上都获得了成功。该油田1993年开始复合驱, 注入剂组分为1.25% Na2CO3、0.1%磺酸盐和1 475 mg/L的聚合物, 1996年注入聚合物后续溶液, 2000年后续水驱。注入顺序为先注入0.307 PV的复合驱溶液, 随后注入0.297 PV聚合物后续溶液, 最后水驱到经济极限。复合驱使该油田采收率达到52%, 每桶原油的生产成本为2.42美元[12]。
我国提高采收率的主导技术是聚合物驱, 已在大庆、胜利等大油田工业性推广。在此基础上, 开展了二元复合驱和三元复合驱先导试验, 部分技术已达到国际先进水平。大庆油田从1993年开始至今已先后开展了5个三元复合驱矿场试验, 其中4个已经完成, 取得了良好的效果, 比水驱提高采收率20%以上。胜利油田二元复合驱已取得重大进展。
2.4 微生物驱
微生物驱具有适用范围广、工艺简单、不伤害油层等优点, 是一项具有发展前景的EOR技术。自20世纪90年代以来, 全球已有100多个油田开展了微生物驱先导试验。国内外微生物驱试验显示, 其提高采收率幅度为13%～65%不等, 但大规模现场应用的甚少。马来西亚石油公司在博科尔油田的微生物驱仍处于世界领先地位[13]。
微生物驱技术引发了生物表面活性剂驱和生物聚合物驱的发展, 加拿大、英国、德国等国家先后进行了研究与应用。典型的生物表面活性剂如海藻糖脂等容易溶解在地层水和注入水中, 在油水界面上具有较高的表面活性, 且在固体表面上吸附量少, 驱油能力强。研究表明, 生物表面活性剂的驱油效率是化学合成表面活性剂的3.5～8倍, 而其生产成本仅为化学合成表面活性剂的30%。黄胞胶是生物聚合物驱中最常用的一种。在英国和德国等国家, 黄胞胶的用量几乎与聚丙烯酰胺相当[14]。
3 EOR技术发展趋势
3.1 EOR技术向着多元集成化方向发展
为了弥补单项EOR技术的局限性, 采用多种EOR技术机理发挥集成效应是EOR技术的发展方向之一。如加拿大冷湖油田实施的蒸汽与轻烃混合驱技术, 其油汽比 (OSR) 比单注蒸汽的OSR高33%[15];土耳其在Bati Raman稠油油田实施了热采和溶剂萃取技术相结合的热CO2驱, 试验表明, 热CO2驱比相同油藏条件的常规CO2驱的原油采收率高3%[16]。
水平井技术、井间成像技术和计算机技术等促进了集成EOR技术的发展。一种全新理念的“智能化集成开发技术”已成为提高老油田采收率的标志性技术。该技术集成了油藏动态表征技术、储层建模技术、分支水平井技术、智能井技术和超前注水等多项技术, 在世界第一大油田———沙特阿拉伯的加瓦尔油田应用获得成功。该油田开发近60年, 开始面临减产和含水上升的困扰。沙特阿美石油公司在油田南部Haradh油区3个地质储层条件和产能相同的区块进行大规模的开发对比试验。Ⅰ区沿用常规直井开发, Ⅱ区用常规水平井开发, Ⅲ区全部采用MRC井, 并采用了智能化集成开发技术。Ⅲ区在投产21个月后, 日产油量为30×104 bbl, 单井产量是Ⅰ区的3.3倍, 生产成本则比Ⅰ、Ⅱ区下降1/3。Ⅲ区的成功开发证实了智能化集成开发技术的巨大优势[17]。
已开采70多年的美国第三大油田——威明顿油田是以稠油开发为主的油田。开发后期面临着地面下沉、产量快速递减和含硫含砂等问题。美国国家能源技术实验室、Tidelands石油公司和斯坦福大学等联合开发了先进的油藏动态表征技术与热采集成技术, 包括先进的三维油藏模型、新型碱-蒸汽驱技术、脱硫技术、新型蒸汽发生器和蒸汽驱动态自动监测技术等。先导试验证实, 该技术可使威明顿油田的可采储量增加5.25×108 bbl, 全美国的探明可采储量也因此提高了2.5%[18]。
3.2 化学辅助EOR技术将成为主流技术
各种EOR方法都或多或少地与化学技术有联系。化学辅助EOR技术将成为EOR的主流技术。其应用主要体现在以下几个方面:
(1) 针对水驱、蒸汽驱、气驱等EOR中的不利流度比, 借助化学发泡作用发展了蒸汽泡沫驱、CO2泡沫驱和N2泡沫驱等技术。泡沫增加了驱替液的黏度, 改善了流动剖面, 同时也提高了驱油效率。热采中蒸汽泡沫的现场应用表明, 蒸汽泡沫可使蒸汽的流度在注入井附近下降至原来的1/60～1/20, 比蒸汽驱提高采收率5～20个百分点[19]。
(2) 表面活性剂在各种EOR技术中广泛使用。表面活性剂可降低油水界面张力至10-3mN·m-1, 使毛管数增加3～4个数量级, 从而大大提高了驱油效率[20]。
(3) 针对储层非均质性发展了聚合物调驱技术。目前, 弱凝胶、胶态分散凝胶 (CDG) 、体膨颗粒、柔性颗粒等深部调驱技术已开始大量使用[21]。如国内外广泛使用的交联聚合物弱凝胶调驱技术在现场应用中均取得了很好的增产效果。
3.3 EOR技术与高新技术的结合越来越紧密
高科技为EOR技术提供了发展机遇, 赋予了EOR新的技术内涵。高新技术促使EOR技术向着精细化、集成化、实时化、智能化方向发展。近年来兴起的油藏最大接触位移技术 (MRC) 和数字油田技术大大拓展了EOR技术的发展空间。
MRC技术是集井眼轨迹设计、钻井液设计、侧钻方式、完井方式和采油工艺于一体的新技术。MRC技术在挖掘复杂地质体油藏的剩余油方面具有独特的技术优势, 如河道砂顶部剩余油、三角洲前缘相砂体剩余油、复杂断块油藏剩余油、多层砂岩油藏剩余油等。2002年, 沙特阿拉伯国家石油公司为了开采Shaybah油田剩余油, 设计了3口多分支井。投产后, 产量是1 km水平井的5倍, 开发成本下降了80%[22]。
数字油田概念一出现, 便得到了世界石油界的广泛关注。数字油田技术是一套连接地面与井下、油气开发全过程控制的一个闭环信息采集、双向传输和处理系统, 它能够伴随作业过程实时指导开发方案的执行和相关技术的应用。相关研究表明, 数字油田技术能大幅度降低石油生产成本, 油田平均采收率可从现在的30%提高到50%以上。巴西最大的陆上油田Carmopolis油田已开始了数字油田技术的先导试验[23]。
3.4 工艺技术进步继续引领EOR技术的变革
各种EOR技术的发展均与工艺技术的进步密切相关, 如蒸汽驱、CO2驱等技术的发展均来源于相应的工艺技术的进步。从近年EOR技术的发展看, 工艺技术的发展仍将引领EOR技术的变革。
在稠油开发领域, 多年来, 许多国家一直探索和研究井下蒸汽发生器。最近, 由Precision Combustion公司研制的催化燃烧蒸汽发生器和EDSG公司研制的电热井下蒸汽发生器已获得了技术上的成功。其中, EDSG公司研制的电热井下蒸汽发生器使用碳电极产生等离子控制电弧, 使水蒸发为蒸汽。目前, 该技术正处于商业化应用前的试验阶段, 一旦成熟, 将对世界稠油开发产生重大影响。
高含水油田的经济开采一直是EOR研究的重点, 井下油水分离技术将为高含水油藏采收率的提高打开一个新的局面。目前, 已开发了一种井下油水分离决策树, 开展了针对油藏评估、选井可行性的技术研究。相关研究表明, 该技术在油田高含水开发后期仍可将采收率提高至少3个百分点。
4 结论与认识
EOR技术突破了传统的EOR技术范畴, 物理、化学和工艺等方面的技术发展赋予了EOR技术新的内涵, 在EOR中发挥了重要作用。
化学辅助作用使各种EOR技术的效果大大增加, 应借助我国在化学驱领域的技术优势发展化学辅助EOR技术。
高新技术为EOR提供了技术发展空间, EOR技术正向着精细化、集成化、实时化、智能化方向发展。
采收率技术 篇2
膜元件标准回收率为膜元件生产厂家在标准测试条件所采用的回收率，海德能公司苦咸水膜元件的标准回收率15%,海水膜元件10%。
膜元件实际回收率是膜元件实际使用时的回收率。为了降低膜元件的污染速度、保证膜元件的使用寿命，膜元件生产厂家对单支膜元件的实际回收率作了明确规定，要求每支l米长的膜元件实际回收率不要超过18%，但当膜元件用于第二级反渗透系统水处理时，则实际回收率不受此限制，允许超过18%。
系统回收率是指反渗透装置在实际使用时总的回收率。系统回收率受给水水质、膜元件的数量及排列方式等多种因素的影响，小型反渗透装置由于膜元件的数量少、给水流程短，因而系统回收率普遍偏低，而工业用大型反渗透装置由于膜元件的数量多、给水流程长，所以实际系统回收率一般均在75%以上，有时甚至可以达到90%，
在某些情况下，对于小型反渗透装置也要求较高的系统回收率，以免造成水资源的浪费，此时在设计反渗透装置时就需要采取一些不同的对策，最常见的方法是采用浓水部分循环，即反渗透装置的浓水只排放一部分，其余部分循环进入给水泵入口，此时既可保证膜元件表面维持一定的横向流速，又可以达到用户所需要的系统回收率，但切不可通过直接调整给水/浓水进出口阀门来提高系统回收率，如果这样操作，就会造成膜元件的污染速度加快，导致严重后果。
系统回收率越高则消耗的水量越少，但回收率过高会发生以下问题。
①产品水的脱盐率下降。
②可能发生微溶盐的沉淀。
③浓水的渗透压过高，元件的产水量降低。
采收率技术 篇3
【关键词】超前注水；低渗透油藏；采收率；油田开发
引言
近年来，随着低渗透油藏开采难度的加大，相应的出现了一些有针对性的开发措施，其中超前注水技术就是在提高采收率方面的一项重要技术，对低渗透油藏的开发开采有重要的意义。目前，该技术已经在国内各大油田的低渗透油藏推广应用，大大提高了低渗透油藏的采收率。所谓超前就是在油井生产以前进行投注，通过这种方式能够确保地层压力达到一定的水平， 使油井在开井生产后具有很大的生产压差，保障流体的渗流通道不受伤害，能够建立比较有效的驱替压力系统。这就可以完全避免当地层压力下降时出现伤害地层的情况。
1、超前注水的开发原理
多年来的注水开发，已经出现了很多在种注水开发方式，如果按注水时间的差异，我们可以将注水方式分为以下三种：超前注水、同步注水和滞后注水。超前注水技术是目前油田开发中比较有效的技术，尤其是开采低渗油藏。超前注水是一种有效驱替系统的注采方式，它在采油井投产前投注，它的驱替系统建立的前提是油井投产时原始含油饱和度要大于泄油面积内含油饱和度，地层压力通过注水后也比原始地层压力高。低渗透油田存的自身特点是启动压力有梯度，渗流状态为“非线性”。由很多室内实验数据可知，当地层具有较低渗透率时，其流体的流动特性为非达西流。也就是说，驱动压力梯度如果小于某一值时，流体基本处于静止状态，流体要想流动起来，驱动压力梯度就要达到一定数值，此时的驱动压力梯度即我们说定义的启动压力梯度。
非达西渗流有其自己的流動特点，在曲线上表示为直线段的延长线不通过原点，当压力梯度加大时地层流体的流速也会相应增长但其状态为非线性，压力梯度与流速变为线性关系的前提是压力梯度大于某一值。超前注水可以在较短的时间内达到提高地层压力的目的，因为地层只注不采。地层压力较高的情况下对油井进行开采，此时，整个压力系统内任意一点的压力梯度都比启动压力梯度要大，此时的压力系统也就是我们所说的有效压力驱替系统。
2、超前注水适应条件及实施要求
具有压力敏感性的低压油藏，油层连片性好，主应力或裂缝方向清楚，一次井网具有较好的适应性；水源充足，能满足油藏最大注水量的需要。
①做好油藏的先期预测研究，以降低现场实施难度。②注水井超前实施，超前注水在注水井流动压力不超过裂缝开启压力90%左右的情况下，尽量提高注水量，以缩短超前注水的时间，便于现场实施。③在地层压力达到目标值后，采油井开始投产。④各试验区应测试吸水指示曲线，吸水剖面，以调整注水井的最大注水压力、注水强度等。⑤各井组所有油井应达到全部超前注水或个别井同步注水，尽量避免滞后注水的油井出现。⑥地面系统应适当提高压力承受水平，以确保超前注水井能以最大注入压力实施注水。⑦各区应开展储层压力敏感性研究，以确定储层的弹塑性变化规律。⑧其它诸如敏感性、配伍性、防腐、防垢等方面应按常规注水方案要求实施。
3、超前注水技术措施
3.1确定超前注水时机
为了确定超前柱水的时间接点，我们模拟了7个具体的方案，将注水时间分别设置为1-6个月，实验结果表明，累积注入体积随着注水时间的延长而增大，单井产量的变化特点是当注水积累到一定程度时，地层压力达到一定的水平，单井产量也会增加大一个最大值。模拟系统的注水均进入了油层的砂岩层，而实际地层中，非油层段砂层也要吸收一定比例的水，所以，实际的注入量要比模拟的水量要多，最后的出结论：注水时机会因地层的不同物性、不同注水强度不同而有所差异，一般来说，物性越差，所需超前注水时间也就越长。
3.2确定采油井投产时间
为了确定采油井的投产时间，我们以一个井组为单位进行模拟，结果表明：以7口油井为一个井组，滞后注水3个月，注水井投注3个月后投产另外一口油井，结果显示，单井产量在实验后比正常注水时还要低。分析出现这一现象的原因是，该井在投产初期产量没有想象中的高，开采一段时间后，井周围地层压力低于原始地层压力，所以，要想使一个注水井组具有较好的开发效果，应尽量使所有油井均达到超前注水。
3.3注水井最大注水压力的确定
超前注水时的注水压力要尽可能大，但是一定不能大于地层破裂压力，否则会形成裂缝。此外，根据压裂造缝的原理，当裂缝是由压裂形成时，破裂压力可用相关公式计算得到。
3.4确定采油井的合理流压
（1）.由原油饱和压力确定油井的最低合理流压
低渗透油藏的油井有一个共性，那就是具有较小的采油指数，为了使油井产量保持一定，需要有一个低流动压力，加大生产压差；但当油藏的饱和压力较高时，如果流压较低就会使油井出现脱气现象，并且脱气的范围会逐渐加大，这样直接导致油层和井筒中的流体流动性变差，不利于油井的正常生产。
经过对某区块某层1998年投产的80口油井进行统计并一一分析，将采集的所有井的数据点进行群组分类，以点图的形式展现出来，发现有一定的规律，即流动压力在4～5MPa，相关系数达到0.7671时能有较高的采油指数，采油指数只有在一个合理的流压下才能达到最大，流压过大或过小都不利于生产。
（2）.根据满足最大生产要求泵效确定最低合理流压
当油井的流压较低时，泵效会受到明显的影响，影响油井产量。泵口应具有一定的压力，是保证泵效的一种方法，不同流压下的泵效与泵口压力具有一定关系。
4、超前注水实施效果
某油田某区1997年通过实施骨架井，使部分井达到了超前注水。统计某区不同注水时机的单井产量，30口超前注水开发的油井，初期产量递减小，稳产期产量高，单井产量一直保持在6.0t/d以上；165口注采同步油井，生产2a后，单井产量保持在5.0t/d左右；滞后注水的油井160口，初期产量递减大，递减期长，而且由于压力恢复较慢，见效后产量上升幅度较小，见效井产量稳定在4.0t/d左右。
统计了某油田5个超前注水试验区，这些实验区都是2010年就实施了超前注水实验，共41个井组69口油井，这些井的生产数据为，平均单井试油日产油25.86t，日产水5.56m3。67口投产井平均单井投产初期日产油7.25t，含水为209%，取得了良好的开发效果。
结论
底水稠油油藏提高采收率技术应用 篇4
板64断块位于板桥油田大张坨断层上升盘, 港8井断层下降盘, 为个低幅度背斜构造, 1993年钻探获得工业油气流。
主要含油层位为馆陶组和东营组。馆陶组为底水油藏, 含油面积1.4 km2, 地质储量222.41×104t, 油藏埋深1 900~2 200 m, 馆陶组属典型辫状河砂体沉积, 储层物性较好, 属高孔高渗储层, 平均孔隙度31.4%, 渗透率3369×10-3μm2。油藏天然能量充足, 水体体积为油体体积的124倍。油品性质较差, 属于稠油油藏。原油性质具两高两低的特点, 即原油密度高, 粘度高, 凝固点低, 含蜡量低。地面原油密度0.975g/cm3, 地层原油密度0.9211 g/cm3, 地面原油粘度1454 m Pa.s, 地层原油粘度94.26 m Pa.s, 凝固点-13℃, 含蜡量3.35%。地层水矿化度1 967 mg/L, 水型为Na HCO3水型。油水流度比大, 馆陶组油水流度比为209, 导致油藏中低含水期短, 可采储量多在高含水期采出。原始地层压力为16.8 MPa, 压力系数0.99;地层温度在60℃, 地温梯度3℃/100m。
2 开发中存在的问题
板64断块馆陶组1997年12月投入开发, 初期采取直井开采, 随着开发的深入, 直井阶段生产特征反映出底水锥进快, 由于水平渗透率与垂直渗透率相差小, kh=1.1384 kV, 底水上升后以垂向运动为主, 表现出油井见水后, 含水上升速度快, 年含水上升率17.16。虽然采取了控制采液量的办法, 基本无效, 导致平面驱替不均, 断块采出程度仅1.4%。
3 提高采收率技术对策
针对底水油藏采出程度较低的问题, 加强油藏研究的基础上, 找准了影响底水油藏开发效果的主要因素, 开展了四个方面的研究与实践, 板64断块馆陶组的开发水平得到明显提高, 截止目前累产油17.3×104t, 采出程度提高到7.8%。
3.1 改变井型, 由直井开发改为水平井开发
为了克服底水锥进快的问题, 开展了水平井、侧钻水平井研究, 水平井泄油半径大, 生产压差大, 一定程度上能控制底水锥进。在对水平井的水平段长度优化时, 主要考虑目的层的垂向渗透率、及水平井生产时水平段内阻对水平井长度的影响。当Kh/Kv=1.1384时, 最优水平段长度应在270~440 m之间, 根据板64断块目的层段水平井的目标位置、目标层位油层厚度以及周围直井的分布状况, 水平井的水平段长度在200~250 m左右。板64断块剩余油富集区共部署6口水平井, 5口侧钻水平井, 取得了明显效果, 断块日产油由8 t上升到96 t。
(1) 改变井筒结构试验, 加深尾管、下入中心管。板64断块馆陶组的水平井均为筛管完井, 入窗口生产压差大, 底水最先锥进, 造成水平井段油层动用程度不均, 为此采取了加深尾管、中心管采油等技术改变油层动用程度, 在板66-30KH、板64-28KH井试验, 见到一定效果, 但有效期短。
(2) 分段开采试验。板64断块对3口井采用中心管分段完井控水工艺技术, 在板64-33H井试验后效果明显, 该井投产初期生产尾部96 m, 生产井段2 028~2 124 m, 两年后含水上升至93%, 日产液40m3, 日产油仅3.0 t, 累产油0.68×104t, 累产水1.8×104m3, 对该井实施换段开采, 生产井段1 896~2 008 m, 112 m, 日产液50 m3, 日产油8.34 t, 含水83.3%, 含水下降9.6个百分点。采用中心管分段完井控水工艺有利于后期措施调整。
3.2 微生物复合降粘试验
虽采用了水平井、中心管采油、控制产液量等多种手段以提高开发效果, 但未从根本上改变油稠和底水驱动为主的问题, 为此在板64断块进行微生物复合降粘试验。对油藏中本源微生物进行多次实验筛选, 确定了一株能够降解原油、并代谢表面活性剂的内源微生物菌株, 定名为J1, 通过激活该菌种使之大幅度生长并代谢, 达到降粘目的。在板64-28KH井实施先导试验, 先后2次注入微生物复合降粘剂, 地面原油粘度由1 580 m Pa.s下降550 m Pa.s, 降粘率65%, 日增油8 t, 含水下降29.4个百分点, 有效期长达15个月, 累计增油1 034 t。
通过试验, 证实了微生物复合降粘剂达到了降粘的目的。在现场试验成功的基础上, 经室内物理模拟评价了微生物驱的效果, 在注水井网形成的基础上, 利用水井注入微生物复合降粘剂, 激活地层内的微生物, 改善整个油藏的粘度, 可提高采收率4.5个百分点。采用注水+微生物驱采收率可达到30.9%。
3.3 实施注水, 增加平面水驱
该区块注水有利因素:储层有一定隔层, 注入水可增加平面水驱;可注入微生物, 降低原油粘度;注入水对底水锥进起到抑制作用。2014年1月对板64断块馆陶组实施注水开发, 转注7口井, 目前形成7注15采井网, 日注水406 m3, 累计注水27.3×104m3。
对6口井进行示踪剂监测显示油井已见到示踪剂。如板64-26KH井于2014年5月实施注水, 注水井段155 m, 泵压11.1 MPa, 油压7.0 MPa, 日注水65 m3, 注水强度0.42 m3/m, 累计注水5.28×104m3, 周围受益油井见效较好, 产量上升, 井组日产油由10 t上升到16 t。
3.4 调整产液结构, 改变地下流场
板64断块馆陶组主要为水平井生产, 并且生产动态反映水平段动用程度不均匀, 单井点已经进入高含水期, 因此在前期注水配套的基础上, 实施提液改变地下流场。提液井选井依据是井区采出程度低, 剩余油富集;油层与底水之间隔层较厚;有平面水驱。共实施6井次, 初期日增油39.1 t, 单井日产油由1.8 t上升到8.3 t;累计增油8 282 t, 有效期长达2年, 目前仍有效。
4 结论
(1) 在油藏精细描述和剩余油分布研究基础上, 利用水平井调整、挖潜, 有利于提高底水稠油油藏的开发效果。
(2) 水平井利用中心管分段完井控水工艺, 有益于后期控水稳油措施的实施。
(3) 本源微生物复合降粘适用于常规稠油油藏, 有效降低原油粘度, 提高底水稠油油藏采收率。
(4) 合理利用天然能量, 辅助人工水驱是提高油藏采收率的有效手段。
(5) 提高采收率技术对策的应用, 使板64断块馆陶组开发效果得到明显改善, 采收率提高8.0个百分点, 为同类油藏开发提供了借鉴意义。
参考文献
[1]邢玉忠, 郑丽辉, 曲军, 等.水平井技术在新海27块稠油底水油藏开发中的应用[J].钻采工艺, 2006, 29 (5) :13~14
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玫瑰花的切花采收 篇5
1、萼片略有松散，花瓣顶部紧抱，适宜长途运输与贮藏。
2、花萼松散，适合于远距离运输。
3、花瓣伸出萼片，可以兼做远距离和近距离运输。
垂柳丝采收与加工技术 篇6
垂柳丝，别名西河柳、西湖柳、观音柳、春柳、山川柳，为柽柳科植物柽柳或多枝柽柳的干燥带叶嫩枝。多栽培于庭园及宅旁空地。产于广东、广西、河南、河北、陕西、安徽、江苏、福建、四川、云南、山东等地。
垂柳丝味辛甘，性平，具解表透疹、利尿解毒功能。常用于痘疹透发不畅、风疹发痒、感冒发热、小便不利、风湿骨痛等症的治疗。外用治疥癣、皮肤风疹瘙痒等症。
二、采收与加工
１．采收：一般在春末夏初间采收。采收时将带叶的嫩枝摘下。
２．加工：①产地加工。将采收的柳枝置阴凉处阴干或晒至叶片软时，扎成小把，继续晒至足干。如不在叶软时扎把晒，则叶片会脱落。晒干的垂柳丝即为原药材，可装入竹篓或麻袋内，置干燥处存放。注意防潮、防霉。②炮制。取原药材拣去粗皮、老枝及杂质，用清水洗净。稍晾，铡成约３毫米长。晒干，筛去碎末。嫩枝叶可以同时并用。
三、药材性状与商品规格
１．药材性状：药材幼嫩茎枝为圆柱形，有分枝，粗枝直径约０．５厘米。表面红棕色至棕褐色，有较明显的白色点状皮孔。质硬脆。断面皮部很薄，木质部黄白色，中央有髓。从纤细幼枝处着生许多鳞片状小叶片，小叶纤细似线形，绿色或黄绿色。气微、味淡。
采收率技术 篇7
1.1 地质特征及开发现状
鄂尔多斯盆地处于我国沉积盆地分布的中带, 是华北地台解体后独立发展起来的一个中生代大型内陆沉积盆地, 兼受其东滨太平洋构造区域和其西南特提斯—喜马拉雅构造域地壳运动的影响, 是一个稳定沉降、坳陷迁移的多旋回克拉通叠合盆地。根据现今的构造形态、基底性质及构造特征, 结合盆地的演化历史, 鄂尔多斯盆地可划分为六个一级构造单元, 即北部伊盟隆起、西缘逆冲带、西部天环坳陷、中部伊陕斜坡、南部渭北隆起和东部晋西褶皱带。
陇东油区位于鄂尔多斯盆地的西南隅, 距盆地现存西南边缘约30-500公里, 横跨庆阳、平凉、定西三市, 东起合水县, 西至会宁县, 北发环县, 南抵灵台县, 与采油一、三、五、七厂接壤, 所辖区域东西跨度355km, 南北长250km, 勘探面积
陇东侏罗系 (47个) 目前处于高含水期的区块43个, 截止2009年底动用含油面积242km2, 动用地质储量1.31×108t, 可采储量3806×104t, 剩余可采储量1855×104t。3.8×104km2。
1.2 开发特点
1.2.1 部分老油田进入开发后期, 井网控制程度低
如马岭、樊家川等开发在20年以上的老油田, 目前日产油858t, 占到全厂总产量的12.4%。因开发时间长、采出程度高, 受套破、水淹等因素影响, 造成井网残缺, 井网对剩余储量控制程度降低。
1.2.2 部分高速开发区块, 水驱效果差, 递减大
陇东地区近几年开发部分侏罗系中渗油藏3个, 动用储量925万吨, 采取小井距开发 (井距250m) , 井网密度大、采油速度高 (初期大于3-5%) , 虽然实现了投产初期的高产、高速开采, 但高产也导致各类开发矛盾短期集中表现, 稳产基础差, 一般从第三年开始出现20%以上递减。
1.2.3 剩余油分布较为零散
从分区块的剩余可采储量分布来看, 主要分为以下四类:一是70、80年代投入开发的老区块, 井网层系复杂, 随着开发时间的延长, 受套破、水淹等影响井网不完善, 目前虽然采出程度高, 部分区块达到30%以上, 但部分区域仍有剩余油未动用;二是1995年后投入开发的区块, 一般采用小井网开发 (250m井距) , 采油速度高, 含水上升快, 由于水驱的不均匀性, 采出程度偏低, 具有一定的剩余可采储量;三是部分区块受地层特征及外部环境影响, 未得到有效动用, 采出程度偏低, 区块潜力大;四是部分小区块注采井网不完善, 采油速度慢, 采出程度低, 剩余可采储量动用难度大。
2 侏罗系油藏提高采收率技术研究
2.1 开发调整更新技术, 提高储量动用程度
2.1.1 整体开发调整
通过综合研究认为, 注水开发的悦22区潜力主要在以下两个方面:一是因延8、延9油藏差异性及层内非均质性, 层间及层内储量动用状况不均, 剩余油较为富集;二是平面存在剩余油富集区, 主要分部在井间、注水滞留区、油藏边部及砂体侧向。但因套破影响及局部井距 (360m) 较大, 井间剩余油未得到充分动用。2007年部署侧钻井11口。目前完钻11口, 平均钻遇油层5.8m, 油水层9.0m;投产11口, 平均单井日产油4.9t, 实施效果较好。
2.1.2 局部开发调整
华201区南部延83+4油藏平均油层厚度16.9m, 平均孔隙度16.46%, 渗透率61.3m d, 地质储量102.1×104t, 单井控制地质储量为10.21×104t。在前期精细研究的基础上, 认为华201区南部单井产能高、构造相对平缓、内部有一定调整潜力, 并根据阶段动态分析和研究, 在主河道侧向进行侧钻, 共部署钻井6口 (5口在主河道侧向) , 其中油井4口, 水井2口;完钻6口, 平均钻遇油层9.0m, 油水层15.9m;投产4口, 初期平均单井日产能4.0t, 目前6.0t, 综合含水56.3%, 储量动用程度提高了30×104t, 从水驱特征曲线预测水驱可采储量提高了3×104t。
2.2 进行水动力学调整, 扩大波及体积
2.2.1 完善注采井网, 提高水驱控制程度
针对陇东老油田油藏多、开发时间长, 注采井网残缺, 水驱储量控制程度和水驱储量动用程度下降, 开发效果变差的问题, 近几年着力开展转注完善注采井网。2004年-2008年共进行转注132口, 增加注水井点, 实施低强度温和注水, 扩大波及面积, 挖掘注水波及不到或水驱效果不好所形成的剩余油, 107个井组见效, 见效油井163口, 日增产能177t, 累计增油77239t。
2.2.2 实施不稳定注水, 改变地下渗流场, 扩大波及体积
不稳定注水包括周期注水、脉冲注水、变动交替注水, 间歇注水等。主要是通过大幅度上调注水量和下调注水量实现地层的升压和降压过程, 促使低渗透含油孔隙中的原油排入高渗透孔道内, 因而扩大注水波及体积和减少层间矛盾。
2004-2005年在悦22区延9油藏北部线状注水区开展周期注水试验, 增注期10天、减注期20天, 区域产量基本保持稳定。
2.2.3 调剖堵水, 提高注水波及程度
调剖堵水技术是以油层深部调剖为主, 并具有一定的驱油作用的改善二次采油, 它发挥了调、驱的协同作用既能有效改善油层深部非均质性, 扩大注水波及体积, 又能提高驱油效果。
2 0 0 7年侏罗系深部复合调剖共计实施9口井。有34口油井见效, 油井见效率66.7%, 目前见效井日产油122t, 综合含水83.0%, 到9月下旬累计增油1533t。
2.3 开展非主力层认识评价研究, 实施查层补孔
陇东侏罗系油藏多、油砂体小, 开发时间长, 具有主力油层突出, 非主力油层多而分散的特点。随着开发时间延长, 部分开发区块 (南一、樊东区、樊中等) 主力层采出程度高、含水升高、产量降低、开发效益变差, 适时动用非主力层, 能够有效保持油田稳产、保持完整注采井网、提高储量动用。受测井解释技术及工艺措施的制约以及地质认识上的影响, 以前对非主力油层认识水平及动用水平均较低。为此以“重翻老资料, 重上老区块, 重新认识非主力层”为指导思想, 以“录井有显示、测井有异常、邻井有发现”为着眼点, 以油砂体为单元, 研究地质背景、区域构造、砂体展布、出油规律, 按照查补结合, 重点突破, 逐个解剖、逐步扩展的工作思路调查, 基本掌握了非主力油层的电性特征、出油规律。
3 取得的主要认识
(1) 陇东侏罗系油藏目前处于高含水期递减阶段, 井网控制程度低, 储量动用程度低;剩余油分布零散, 稳产难度较大。
(2) 综合应用三种方法研究侏罗系油藏剩余分布规律。
1) 多油层叠合区纵向上原主力层动用程度高, 未动用的非主力层剩余油富集;
2) 注水开发的层状、块状油藏剩余油平面上主要分布在井网控制不住的边部低渗区、注水滞留区;纵向上主要分布油藏内部未水驱的微构造高部位;厚块状油藏纵向上剩余油分布在油层上部含油饱和度较高区域。
3) 分部范围小、厚度薄、数量多的小油砂体, 由于注采井不完善或无法完善, 油层动用差剩余油富集。
(3) 针对陇东侏罗系油藏剩余油分布规律, 提出了相应的稳产技术对策。
1) 主力层整体开发调整或局部开发调整、扩边调整, 建立有效注采井网, 提高储量动用程度, 改善开发效果;
2) 侏罗系高速开发的高含水油藏实施注水井调剖堵水, 提高注水波及程度;
3) 侏罗系中渗油藏 (悦29、华201、悦22区) 开展三次采油, 提高采收率;
4) 多层开发的区块, 对原开发层系外的非主层剩余油查层补孔挖潜。
参考文献
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采收率技术 篇8
根据有关的调查研究显示, 碳酸盐岩油藏是世界油气资源的重要组成部分, 其比例甚至占到目前已知储量的60%以上, 因此, 对于碳酸盐岩油藏的开发至关重要。目前我国已经在塔里木、四川盆地、柴达木盆地等地发现多处储量丰富的碳酸盐岩油藏。然而, 由于在一般情况下, 碳酸盐岩油藏中都有一些自然形成的缝隙, 并且碳酸盐岩油藏中的岩石大部分是湿性的, 这也给碳酸盐岩油藏的开发带来了很大的困难。因此, 为了有效、充分的对我国储量丰富的碳酸盐岩油藏资源进行利用, 我们必须对提高采收率的技术进行深入的研究, 以期更好的改善我国目前的油气供应情况。
2 碳酸盐岩油藏采收率的影响因素
对于一般的的砂岩油藏, 影响油藏采收率的主要因素是油气的驱动效率以及波及系数。其中对于驱油效率的影响主要是油藏的质地、选择的油藏开发方式等, 决定波及系数的主要是油藏层的分布情况以及油藏开发的方式。然而, 对碳酸盐岩油藏而言, 其内的巨大缝隙是形成流动的主要方式, 这些严重的加大了碳酸盐岩油藏采收率的提高。根据目前的研究, 主要有以下几个方面:
(1) 缺乏对碳酸盐岩油藏内部结构的研究。虽然目前的石油探测技术已经有了很大的提高, 对于碳酸盐岩油藏的研究也有了一定程度的进步, 在针对油藏的整体分别和油藏形成方面都已经有了研究, 但是到目前为止对于碳酸盐岩油藏内部的具体结构形式仍然难以形成确定的描述。对于碳酸盐岩内部的油水分布情况、规模大小等都缺乏深入的研究和分析, 因此给目前碳酸盐岩油藏开采中的方式调整、调节油水都带来了很大的困难。
(2) 注水的波及程度不足。由于我国目前的技术等原因的限制以及对于碳酸盐岩油藏具体内部结构研究的不足, 导致了在油藏开发的第一阶段, 只能够采用最为简单的开发方式, 通过对若干油井进行大规模的开发, 虽然这样可以有效的增加油藏的开发进度, 但是这种方式存在着采油强度过大、采收率低等问题, 极易形成在油藏的开采过程中出现过早见水的问题, 造成油藏的开采量在短时间内出现大幅度的降低, 这些问题都严重的影响了碳酸盐岩油藏的后期开采工作, 使得整体的开采效率不高, 导致油藏的稳定开采期时间缩短, 降低了油藏的利用效率。
(3) 各油井油气开发程度不同。在碳酸盐岩油藏中, 由于其内部的油气分布极不均匀, 内部的油气储量分布情况较为复杂, 因此, 对于碳酸盐岩油藏内部的沟通情况就直接决定着各个油井的油藏开发利用情况。也就是说, 要实现碳酸盐岩油藏采收率的提高, 就必须要增加油藏内部的沟通, 实现更多的油藏空间的联系, 这样通过从整体上提高整个油藏的开发利用率, 可以最终实现提高碳酸盐岩油藏采收率的目的。
(4) 油气的设计不够合理。在碳酸盐岩油藏的开发过程中, 若油井的设计不够合理, 就会在油藏开发过程中出现在各个油层之间的相互影响, 这些影响对于整个油藏开发的影响是很大的, 它会造成对油层评估的失效, 使得对于油层的管理难以继续, 也会造成有针对性的对特定油层的开发工作失败。
3 提高碳酸盐岩油藏原油采收率的技术措施
根据对塔里木碳酸盐岩油藏的采收率理论分析和实践经验, 提高油藏采收率要做到“缝洞串联, 点面兼顾, 区域控制, 系统开发”。下面针对具体的措施进行分析。
(1) 通过对油层的改造实现采收率的提高。根据对碳酸盐岩油藏的地质情况的分析, 提高碳酸盐岩油藏采收率最为有效的措施是将碳酸盐岩进行酸化处理, 这种措施可以有效的增加油藏的油气产量, 并且随着碳酸盐岩的酸化, 其内部的缝隙会得到一定程度的改善, 这种改善则会相应的增加碳酸盐岩中的油气向采油缝隙的流动速度, 最终实现碳酸谈谈油藏采收率的提高。而且, 在国外, 有关酸化的技术研究已经相当成熟, 也出现了采用多种酸混用的方式来提高酸化效果的方式, 这些都是可以借鉴的。
(2) 采取措施保持碳酸盐岩油藏的压力。在碳酸盐岩油藏的开发过程中, 保证整个油藏开发高产进行的条件是油藏的开发要以自喷的形式进行长时间的生产。而实现自喷的保证是需要有较高的油藏压力, 最为常用的方式是对油藏层注水或注气。对于这两种方式的选择, 已经证明对于内部结构较好的碳酸盐岩油藏, 采用注水的方法是较为有效, 也较为方便的。但是若油藏的内部缝隙不利于水的渗透, 就需要通过注气的方式来保持油藏较高的压力。这两种方式要根据具体的碳酸盐岩油藏的结构特点进行选择, 它们通过保持油藏较高的压力, 都能够实现提高油藏采收率的目的。
(3) 增加油井的密度。碳酸盐岩油藏开采过程中, 增加油井的密度能够有效的改善油气的开采效率, 同时可以实现油藏采收率的提高, 这种方式已经在国外的实际生产中得到了检验。根据有关的报道, 采用加密油井的方式能够实现油藏采收率6%左右的提高。
(4) 应用水平油井的方式提高油藏采收率的提高。随着钻井的技术和工艺的不断提高, 水平油井也已经在碳酸盐岩油藏的开采中得到了应用。采用水平油井的方式能够有效的克服油藏内部多缝隙的难点, 可以在水平方向上对更多的缝隙进行穿透, 加强了油气的导通, 增加了油气的开采速度, 也最终提高了油气开采的产量。目前, 已经有很多公司将水平油井的方式作为对碳酸盐岩油藏进行开发的重要技术手段, 并且取得了良好的效果。
(5) 采用气体对油藏进行驱动。通过在碳酸盐岩油藏中注入二氧化碳、氮气等气体, 能够有效的克服碳酸盐岩油藏内部的复杂结构引起的问题, 这些气体具有良好的油气驱动效果, 能够大幅度的改善油气的开采速度, 并且它们的成本低廉, 是较为理想的提高碳酸盐岩油藏采收率的措施。
4 结束语
碳酸盐岩油藏有着丰富的储量, 但是由于其自身内部结构的原因, 在开采过程中存在着较大的困难。但是, 通过应用油层改造、保持油藏压力、增加油井密度、气驱等方式可以有效的改善油藏采收率。在具体的工程应用中, 还需要根据碳酸盐岩油藏的实际情况进行选择, 以有效的提高油藏的采收率。
摘要：随着经济社会的发展, 石油的需求与日俱增, 对原油的采收率也提出了更高的要求。本文主要对影响碳酸盐岩油藏原油采收率的因素进行研究, 并且结合具体的工程实践, 提出合理化的提高碳酸盐岩油藏原油采收率的技术方法, 以期更好的提高原油采收率。
关键词：碳酸盐岩,原油采收率,影响因素,技术措施
参考文献
[1]刘中春.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径[J].油气地质与采收率, 2012年11月第19卷第6期
采收率技术 篇9
关键词：低渗透油田,采收率,技术,研究,应用
我国低渗透油田的储量很大, 随着以中、高渗透层为主的老油田逐渐进入中高含水期开采, 低渗透油藏的重要性将日益增加。提高对低渗透储层的认识, 对我国石油工业的持续稳定发展, 具有重要的战略意义。
1 低渗透油田开采中面临的主要矛盾与技术难点
1) 在低渗透油田开采中, 面临的矛盾主要表现在层间、平面与层内等方面, 在目前的开采技术条件下, 主要的开采矛盾为生产能力急剧递减、注水井的压力持续升高、吸水能力不断下降、地层压力大幅度下降、采油井见效差, 以及开采速度、产油量、注水量、与采收率都相对较低。
2) 在我国的低渗透油田开采中, 采油工艺技术与实际情况不适应的问题也较为突出。目前, 国内的多数油田任然采用较为落后的杆式抽油泵, 在实际应用过程中可能出现抽油系统机械效率低、地层供液不足、泵效低及供采不平衡等问题, 所以, 在低渗透油田开采中不可避免的可能出现较多的“低产井”。
3) 在现阶段的低渗透油田开采中, 裂缝问题是较为常见的技术难点之一, 主要表现为沿着裂缝的方向水窜、水淹现象较为严重, 距裂缝较远的两侧生产井的实际注水效果则不是十分理想。
2 我国低渗透油田的开发与技术研究现状
2.1 低渗透油田开发前期的技术评价
在低渗透油田的开发前期必须进行系统的油藏评价, 即在油田预探过程中计算出其储量, 通过必要的工艺与技术手段, 将其转化为可以经济、有效开发动用储量的实际过程。在国内的低渗透油田开发前期的油藏评价中, 主要是从单井、区域储层与开发等阶段入手, 采取不同的评价标准与方法进行具体的评价, 具体情况为:1) 单井评价, 主要是从成岩作用、岩石学研究、沉积相分析、储集空间与物性评价、温度与压力分析、含油性评价、综合评价等方面进行研究;2) 区域储层评价, 其主要目的是寻找高产富集区, 进而达到储量高、探井少及效益高的开发目的, 提高效益的目的;3) 开发评价, 即对于低渗透油田的开发可行性、编制开发方案、提高采收率方法、开发管理等进行详细的评价。
2.2 低渗透油田的技术研究现状
由于受到低渗透油田自身特点的影响, 客观决定了其开发利用的高难度, 但是我国的低渗透油田具有数量多及储藏量丰富的特点, 所以, 对于其提高采收率技术的研究及应用引发了相关单位、部门的高度重视。在国内现阶段的低渗透油田开采中, 主要应用水平井、小井眼技术、多分支井技术、CO2泡沫酸化压裂新技术等, 常见的钻井技术主要包括:气体钻井、泡沫钻井、欠平衡钻井及雾化钻井等, 其中欠平衡钻井成为低渗透油田开发中钻井技术发展的热点, 并且逐步实现了与其他常规钻井技术的有机结合。
3 提高采收率技术的研究及应用
3.1 低渗透油田开发方式的优化
1) 注重天然能量的充分利用, 由于低渗透油田开发初期的压力较高, 注水困难, 充分利用天然能量进行开采, 不但可以获得相对较高的一次采收率, 而且有利于延长油藏无水采油期, 进而改善了低渗透油田开发的实际效果;2) 周期注水, 即通过周期性的提高或者降低注水压力的方法, 以达到增加油层系统弹性能量的目的。通过周期注水可以在低渗透油田的油层内产生不稳定压降, 而在不同的渗透率区间则会产生相应的液体不稳定交换渗流。国内的低渗透油田开发实践表明, 对于非均质性严重的低渗透油田采取周期注水的开发方法, 与常规注水方法相比, 波及系数可以提高10~25%, 而实际采收率则可以提高3~4%;3) 注入CO2, 在高压状态下, 将CO2注入油层, 并且溶解于原油中, 使得原油的粘度逐渐降低、体积膨胀、流动性改善, 如果在此过程中形成“混相带”或者“局部混相带”, 可以通过降低界面张力的方法, 以达到大幅度提高原油采收率的效果;4) 注人烃类混相驱, 低渗透油田开发中, 在高压状态下使油层与注入的天然气之间发生混相形成“混相带”, 随着压力的持续注入, “混相带”前缘将不断向前驱扫, 从而将油采出来。
3.2 低渗透油田压裂技术
低渗透油田的自然产能较低, 油井的自喷能力也相对较小, 特别是在油井见水以后, 其产油指数将大幅度下降, 所以, 人工举升大压差开采是目前常用的低渗透油田开采技术之一。气举采油在国外已经有100余年的应用历史, 作为一种传统的机械采油技术, 结合现代化的低渗透油田采油工艺与技术, 将其加以改造形成压裂技术, 在实际应用中可能起到较为理想的提高采收率的效果。
3.3 井网的密度、布置与调整
1) 在低渗透油田开发中, 为了达到提高采收率的效果, 必须认真分析井网密度与采收率之间的关系, 其首要任务是确定经济、合理的井网密度。对于不同渗流条件下的低渗透油田而言, 井网密度的大小直接关系到实际采收率的大小, 若想最终达到较高的采收率, 应尽量采用相对较大的井网密度。同时, 根据地层渗流理论进行分析, 渗流时间与渗透率、距离之间也存在一定的联系。在井距一定的情况下, 油田的渗透率越低, 其渗流阻力则越大, 质点流入井底所需的时间则相对较长, 即渗流距离对于渗流时间的影响越大, 对于低渗透油田的开发效果则影响越大。而在一定的渗透率情况下, 注采井距、渗流阻力越小, 渗流时间则越短, 从而有效改善了低渗透油田的开发效果, 并且提升了采油的速度与采收率。综上所述, 在低渗透油田的开发过程中, 如果经济与技术条件均允许, 适当追求井网密度的最大化是十分必要的;2) 井网的布置与调整, 在确定低渗透油田的开发方式与井网密度后, 合理进行井网布置是不容忽视的问题之一。由于低渗透油田的渗透率较低, 油层连续性、导压与生产能力较差, 加之非均质性严重, 所以, 低渗透油田更适宜采用正方形井网面积注水系统。在低渗透油田的开发初期, 可以采用反九点法面积注水系统, 在注水可以满足油田开发需求的情况下, 可以适当增加油田的初期产量, 并且提高无水采收率。在油田开发的中后期, 则可以根据油田的实际产量, 进行注采系统的调整, 以满足油田开发的实际需要, 进而达到较为理想的采收率。
4 结语
综上所述, 我国的低渗透油田具有数量多与储量丰富的特点, 在其开发过程中应特别重视提高采收率技术的研究及应用, 尤其是要在总结以往技术经验的基础上, 加强技术的创新与应用, 以促进国内油田开采行业的持续、稳定发展。
参考文献
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李采收误区及合理采收技术 篇10
1 传统李采收存在的误区
1.1 采收时间不当
李果实在树上挂的时间越长,其水分的减少和含糖量的增加也就越明显。如果采收过早,果实尚未成熟,果个小、色泽差、含糖量低,该品种固有的品质和风味得不到充分体现,商品价值降低;采收过晚,则由于过分成熟,果实肉质松软,容易裂果和受到损伤,降低耐贮性。
1.2 采收批次不当
不同气候与地形地貌,不同坡向,甚至同一树体的不同部位,果实的成熟度都会有所差异。不少栽培者对成熟期的差异缺乏认识和了解,因而不能在采收期上区别对待,一次性采收完毕,导致采收的李子成熟度不一致,品质差异较大。
1.3 采收方法不当
李果皮较薄,容易受到机械损伤,有些栽培者没有注意到李果的这个特点,采收过程中使果实发生伤害,导致一些果实病害的发生,降低了好果率,造成经济损失。
果实发育过程中,其形状、大小、色泽、风味都会发生不断的变化,故采收时间和方法对保证果实品质具有重要作用。李从盛花期到果实成熟,整个生育期有一定的经验天数,但同时也会受到年份、气候条件、栽培措施和负载量等的影响,因此不能单纯地依靠日期来判断采收时期。
2 科学合理的采收方式
2.1 适期采收
不同李品种其成熟的指标各不相同,生产上通常以果实色泽的变化来确定采收期,但是这种判断方式指标单一,尤其对于一些果色较深的品种,往往上色后就开始销售,早采现象严重,导致果实达不到固有品质和风味,影响市场评价。
果实什么时候采收最为合适,不仅仅要考虑果实的成熟度,还要考虑果实用途、市场需求和消费习惯。可根据果实底色、可溶性固形物含量、果肉硬度等指标对成熟度进行综合判定。如果是当地销售,则可在果实风味表现最佳时采收;如果需要长距离运输,则在果肉较硬脆、七八分熟左右采收为宜。
2.2 分批采收
每株树上果实的成熟度都不会完全相同,成熟时期也都有先后,采收时要采取分期分批的方法,先熟的先采,分2~4次完成采收工作。这样既可以保证同一批次果实的品质,同时也可以提高产量。
2.3 无伤采收
李果实成熟期正值高温多湿的季节,如果造成果伤则容易导致病菌的侵染。因此,采收时需注意轻拿轻放,框箱用软质材料垫衬,从下至上、由外到内地进行采收,同时注意带果柄和果粉采收,以减少对果实的伤害。
西瓜甜瓜采收贮运关键技术 篇11
新疆厚皮哈密瓜（Cucumis melo L. ssp melo） 以优良的品质，味美香甜，深受消费者的喜爱，销往全国各地，在新疆的园艺作物中占有重要地位。哈密瓜种植面积达到6.67万hm2，产量达250万t，每年出疆哈密瓜超过100万t。精品哈密瓜在常温运输过程中品质下降快，腐烂严重。根据多年的贮藏运输试验，编制哈密瓜冷链运输规程。
1 采前管理
1.1 土壤选择
哈密瓜选择沙性或粘性土壤，富含有机质，头年实行冬灌，要求实行3年以上轮作制，前作以麦类、豆类、苜蓿地较好；棉花、玉米、花生、水稻等作物也是哈密瓜较好的前作；葫芦科作物（各种瓜类）、茄果类蔬菜、高粱、向日葵等不宜作哈密瓜的前作。
1.2 品种选择
哈密瓜品种应选择品质好、风味佳和含糖量高（13%以上）的品种。中早熟品种作为短期（7~15 d）的贮运品种如‘金龙’、‘ 西州密25号’、‘ 西州密17号’、‘ 黄醉仙’、‘ 金凤凰’等品种；中晚熟品种作为中长期（15~40 d）的贮运品种，如‘86－1’、‘ 8501’和‘伽师瓜’等品种。
1.3 田间施肥
用于贮藏的哈密瓜要求平衡施肥，667 m2有机肥施入
1 500 kg左右，整个生长季节施25～30 kg氮、磷复合肥，配合施用K2SO4等其他肥料；慎用氮肥，不当使用易造成含糖量低，贮藏性差，在贮藏、运输过程中腐烂严重。
1.4 田间病害防治
新疆哈密瓜的田间主要病害有：北疆哈密瓜主要病害有白粉病、霜霉病、细菌性角斑病、果腐病；南疆哈密瓜主要病害有白粉病、霜霉病、病毒病、疫霉病；东疆哈密瓜主要病害有蔓枯病和疫霉病；对栽培过程中发生的病虫害要进行及时防治，而且在采前25～30 d要求打一次广谱杀菌剂，禁止使用高毒、高残留农药。
2 采收
2.1 采收成熟度的控制
根据哈密瓜品种特性及种植区域，早、中熟哈密瓜品种，一般要求在哈密瓜7～8成熟（可溶性固性物含量12%～15%）；晚熟哈密瓜在8~9成（可溶性固性物含量12% 以上）。
2.2 采前控水
用于贮藏的早熟哈密瓜要求采收前3~5 d以上停水；中熟和晚熟哈密瓜要求采收前7~10 d停止浇水
2.3 采收方法
采摘时要求轻拿轻放，避免减少机械损伤。采收时要留瓜蒂，并且留3～4 cm的瓜蔓， 用剪刀剪平，防止病菌从剪口感染果实。切勿用手提哈密瓜果柄。采装哈密瓜所用的容器和中转用的小型手推车必须清洁干燥，并垫纸或柔软缓冲材料，减少对哈密瓜的挤压和碰撞。
3 哈密瓜分选
3.1 分级
哈密瓜品种多，根据具体品种的特性制定相关的分级标准.典型的哈密瓜应具备以下特点：果实良好，新鲜洁净，发育正常，具有贮运或市场要求的成熟度；瓜形端正，具有本品种固有的特征，瓜柄3～4 cm，果实具有本品种固有的色泽、条带与网纹，且明显、清晰，色泽一致；果实大小均匀一致。可溶性固形物含量要求：早熟瓜≥12%，中熟瓜≥14%，晚熟瓜≥12%。无机械损伤及其他斑痕。
3.2 挑选
去除有机械损伤、病斑、果柄脱落、裂口、网纹不全、畸形的哈密瓜果实。
3.3 包装
按同等级哈密瓜果实进行包装，要求用哈密瓜专用包装箱进行包装，包装用的纸箱必须坚固、无毒、无污染、干燥，包装箱的四周和顶盖留有气孔，高度以大于哈密瓜最大直径为宜；哈密瓜外套水果网套，以四个瓜刚好放置在1个纸箱内为宜。包装箱内除了根据甜瓜的品种大小和利于空气流动而放置的发泡网套外，不应再放置纸质隔板，以免影响箱体内气体流通，不利于预冷。封好纸箱后，使用打包机打包。
4 预冷
采收的哈密瓜果实含有大量的田间热，在运输过程中加速果实衰老、增加腐烂。哈密瓜采收后在12 h内，迅速进入冷库，采用强制冷空气预冷。预冷空气温度根据哈密瓜品种而异，预冷空气温度比果实最适贮藏温度略低，一般采用预冷空气温度为：早熟品种6～8 ℃；中熟品种4～6 ℃；晚熟品种0～2 ℃。预冷24 h内，哈密瓜果心温度降到最适贮藏温度时，预冷结束。
5 装车
（1）甜瓜运输装车整体要求：轻装轻卸、快装快运、装载适量、严防各种损伤。整个装车过程应在冷库低温站台或低温穿堂中进行，避免哈密瓜在装车过程中温度急剧回温。（2）甜瓜在装车前，冷藏车应提前预冷，预冷温度达到略低于运输要求温度后，方可停止预冷并准备装车。人力装车和码垛时，应轻装轻卸，不可踩踏；码垛应采用交叉堆叠的方式，既能保证纸箱的抗挤压能力，又能增强厢体内的气体流动。同时要求货物与后门之间应保留至少10 cm距离，离顶25 cm距离，以保障车厢内空气流通。
6 运输
6.1经济冷链运输
在平板汽车上，铺一层0.08 mm厚的塑料膜，上面铺一层棉套或草帘，棉套或草帘上再铺一层塑料膜，形成保温包装，或采用保温材料形成的保温车，将预冷好的哈密瓜的迅速装入汽车，将塑料膜与棉套将哈密瓜包严，形成简易冷链运输。注意，塑料膜要完整，包装严密。
6.2 机械冷藏车运输
将预冷好的哈密瓜装入机械冷藏车，冷藏车温度控制应视货物到达目的地销售情况而定。用于冷库贮藏的哈密瓜，冷藏车温度应控制在哈密瓜最适贮藏温度范围。用于目的地直接销售的哈密瓜，在运输前期温度控制在最适贮藏温度，运输后期温度控制适当回升，以减缓到达目的地时由于温差过大而出现的结露现象。
6.3 运输过程管理
运输过程要控制车速,避免过快颠簸路面对果实造成的损伤。避免紧急刹车。应在货物间温度最高的位置（一般是中间位置）放置小型的温湿度记录仪，记录运输过程中车厢内温湿度变化，但温湿度记录仪放置的位置务必避免直接吹出的冷气。
7 销售
采用冷链运输的哈密瓜，离开冷藏环境，果实表面有轻微的结露，放置在通风的环境中，让果实温度回升，表面恢复变干。
8 哈密瓜运输的辅助处理技术
8.1 1-甲基环丙烯处理
在哈密瓜果实预冷过程中1-甲基环丙烯（1-MCP），浓度1 mL·L-1条件下熏蒸处理12～24 h。
8.2 其他处理
壳聚糖溶液浓度分别为10~20 g·L-1，将哈密瓜果实完全浸泡在壳聚糖溶液中1 min，取出晾干。异菌脲药剂稀释700倍，即配制成浓度为1 500 mL·L-1的药液，将哈密瓜果实完全浸泡在药液中1 min，取出后晾干。
采收率技术 篇12
自2002年下半年以来, 油井陆续见水, 影响油田产量。2005年开始注水开发, 产能递减率逐年增大, 为增加产量, 先后部署了5口水平井, 目前该区标定采收率13.9%, 采出程度5.1%, 综合含水80.6%。
1 油藏开采特征
1.1 油藏具有一定的产能规模
据统计, 油井投产初期发现中高产油井的数量和比例均比较高, 共有36口中高产井, 占总井数的68.2%, 产量百分比高达94.7%, 油井初期产量也比较高, 平均单井日产为28.9t/d, 油藏具有一定规模的产能。
1.2 平面上油井产能的分布有一定的规律性
从平面上来看, 中高产井主要集中在该油藏构造位置的中间部位, 小22~小23~小22-12-25的主干线及两侧裂缝较为发育的区域沿长轴方向呈条状分布, 投产初期产量较高, 产量一直较为请问, 且未见水, 可一旦见水, 含水上升速度增加的很快, 水窜较为严重;低产低效的油井均分布在粗面岩岩性不纯且储层裂缝发育程度明显变差的油藏边部, 油井产量一直较低, 且带水生产, 含水上升速度慢。
1.3 储层非均质性较强, 导致油井产能差异较大
黄沙坨油田属于特殊言行的火山岩油藏, 储层的非均质性较强, 储层发育裂缝型、孔隙-裂缝型、孔隙型、致密型四种类型, 平面上高、中、低及特低产井均有出现, 纵向上生产层位相同但所处部位不同的油井产能相差悬殊。
1.4 粗面岩Ⅱ2、Ⅱ3段为油井主要开采层位
实施油井过程中, 新井射孔在预留足够的避水厚度的基础上, 优先射开粗面岩裂缝发育的层段, 生产Ⅱ2、Ⅱ3段的日产油百分比高达95.57%, 累积产油占总产油的87.8%, 因此, 目前粗面岩Ⅱ2、Ⅱ3段为油井主要生产层位。
2 油藏开发存在的主要问题
黄沙坨油田1967年开始进行石油勘探, 经过三十多年的勘探开发, 目前主要存在以下几个问题:
(1) 油藏自投入开发以来由于受到各种因素的影响, 一直依靠天然能量开发, 地层压力下降很快, 从原始的31.5MPa降至21.0MPa。
(2) 由于本区所处的构造位置较低, 累产高、亏空大, 裂缝较为发育, 加上受到边底水的共同作用, 油井见水较为严重, 截止目前, 共有36口井见水, 占开井数的70.6%减产658t, 油井产能受到严重影响。
(3) 根据动态监测资料, 该区投产初期污染程度普遍较高, 表皮系数为13.912, 现阶段为-2.121, 储层污染影响油井产量。
(4) 近几年来, 采取很多措施堵水, 从效果看, 采取措施的4口井增油为3t, 几乎未见效果, 堵水工艺有待突破。
(5) 黄沙坨油田属于特殊类型的火山岩油藏, 国内同类型的油藏实施注水后, 绝大多数油藏水淹、水窜严重, 水驱油效率低, 效果差, 通过室内对本区两块岩样进行水驱油效率试验发现, 驱油效率仅为41.4%, 水驱油效率低。另外结合目前生产井的见水情况看, 裂缝发育, 产量高的井区, 见水快, 见水后含水上升速度快。
(6) 2003年实施加密井后, 取得了良好的效果, 但由于扩边区域储层性质差, 裂缝不发育, 油井经压裂投产后绝大部分低产低效, 产能接替困难
(7) 纵向上直井层间接替潜力较为有限, 开发形式极其严峻。
3 水平井在黄沙坨油田开发中的应用
基于以上问题, 结合国内外同类油藏开发实践, 决定采用水平井技术开发研究区, 有效的控制含水上升速度, 提高储量动用城东, 延长稳产期, 进一步其高油藏的采收率。
3.1 水平井开发优势
从国内外的发展状况看, 水平井在开采裂缝油藏和底水油藏上比较成熟, 应用范围较大, 其中, 裂缝性油藏占53%, 底水油藏占33%, 其他占16%。实践证明, 水平井能够增大泄油面积, 提高单井产液能力, 其生产压差较相同产量的直井小, 能够减缓底水锥进速度, 而且, 它能够变底水“锥进”为“脊进”, 能够提高水驱波及系数和储量动用程度, 延长油井寿命, 改善开发效果, 提高采收率。
3.2 本区油藏适合水平井开发
黄沙坨油田是具有气顶和底水的裂缝性双重介质油藏, 由于油藏的溶蚀孔、洞较为发育, 储集条件比较好, 所以在直井开发初期产量高, 但是后期递减速度很快, 而且油藏的裂缝发育一般, 连通性较差, 渗流性也不好, 直井的泄油半径和范围比较小, 所以直井开发的效果很差, 如果采用水平井开采的话, 能够提高其钻遇裂缝的概率, 用于连通裂缝并从中泄油, 增大井筒的泄油面积, 提高储量的控制程度, 而且它可以降低底水的锥进速度, 延长油井的无水采油期, 其产量远高于直井开采方式。
3.3 实施效果评价
小24井区部署的小22-H7井设计长度430m, 泄油半径50m, 含油面积为0.43km2, 地质储量约为47×104t, 于2009年3月4日自喷投产, 初期日产油29.9t, 且不含水, 目前日产油9.2t, 含水仅为0.2%, 截止目前, 该井累计产油2.2×104t, 产水79m3, 生产平稳, 生产效果好。
4 结论
(1) 黄沙坨油田储集条件比较好, 但是储层的非均质性强, 加之受到边、底水的共同作用, 油井见水较为严重, 运用直井开发, 初期产量高, 但是后期产量递减速度较快, 直井开发不足以满足该区的现状;
(2) 运用水平井技术可以解决黄沙坨油田周边难采井区直井开发低产低效的问题, 为深化难采储量动用指明了方向。
摘要：黄沙坨油田为今年来辽河油田在外围滚动开发中取得效果较好的几个区块之一, 其内部发育受岩性、构造双重因素控制的边、底水块状裂缝性油藏, 开发初期产量较高, 但从2004年起, 进入到产量递减阶段。本文综合运用油藏地质学、油藏工程学等学科分析了该油田的油藏特征和目前存在的问题, 结合国内外同类型油藏的开发实例, 认为针对黄沙坨油田的特点, 水平井技术能够改善其开发效果, 提高采收率。
关键词：黄沙坨油田,水平井,裂缝,边底水油藏,采收率
参考文献
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