油田开发及应用

油田开发及应用（共11篇）

油田开发及应用 篇1

1 引言

注水是油田保持地层能量, 维持高效经济开发最有效的手段。在国内各大油田开发过程中, 形成一系列适合油藏特点的注水开发技术, 如分层注水、超前注水、周期注水等。但随着油田进入高含水开发期, 稳产难度日益增大, 如何加强精细注水管理, 确保油藏“注好水, 注够水, 有效注水”, 是各大油田持续稳产的面临的关键问题[1]。长庆油田从2008年开展油田数字化建设, 基本实现了注水系统数据实时采集及数字化设备的远程监控管理, 一定程度上提升油田注水的管理水平, 但数据仅在各站控点分散显示, 没有对数据进一步分析应用, 而注水井工况仍然由技术人员按旬、月度分析, 存在工况分析滞后、故障不能及时发现排除、工作量大、过程重复繁琐等弊端。

因此开展注水井实时工况分析及管理系统系统开发、研究与应用, 建立注水井生产数据集中管理平台, 实现注水井工况实时自动分析判断、故障预警、指标统计管理等功能, 对进一步发挥油田信息化建设作用, 提升油田注水管理水平有重要意义。

2 系统设计

2.1 设计目标与思路

针对油田注水井管理需求, 充分利用油田数字化建设成果, 利用多信息融合、数据集成及计算机技术, 建立了注水井工况多信息融合分析模型, 开发注水井工况分析及管理系统, 实现稳流注水状态下水井工况实时自动分析, 为油田注水井生产管理提供平台及技术支撑, 从而提升注水井管理水平, 确保油藏注水开发效果, 为油田持续稳产奠定基础。

系统设计思路主要体现以下三个方面:

① 如何根据油田数字化建设现状, 设计系统架构, 实现数据采集、处理、分析、应用;

② 如何设计一种注水井工况实时分析模型, 实现注水井工况实时分析, 解决注水指示曲线与宏观控制图等常规分析方法时效性差、稳流分析困难等问题;

③ 如何利用数据集成技术, 实现注水井指标统计与管理。

2.2 系统设计

2.2.1 系统框架设计

注水井工况分析及管理系统主要由前端数据采集设备 (压变、流量计、R T U ) 、数据采集客户端 (数据采集处理) 、oracle数据库及W eb发布服务器、应用客户端等组成, 各部分之间逻辑关系如图1所示, 采用分层次、模块化的方式进行程序设计各系统集成。系统采用B /S+C/S模式运行, 用户通过IE浏览器访问及操作后台数据。

2.2.2 开发平台的选择

通过对比分析和论证, 系统开发选择J ava语言和J 2E E平台进行联合开发, 数据管理主要利用关系型数据结构。上述选择基于主要基于以下几方面的考虑:

① J ava是开放的语言J, 2E E平台是支持简化、基于组件的开发模型, 遵循J 2E E标准的所有服务器都支持该模型;

② 开发环境可在W indows和L inux系统下运行, 可移植性好, 具有跨平台的优点;

③ 由于组件技术应用, 系统可并行开发, 开发效率高;

④ 组件可独立更新或替代, 系统后期维护操作简单。

2.2.3 系统数据库设计

系统数据库设计是对系统所需的数据信息的收集、整理、分析、归内, 建立数据的分类和层次逻辑, 以确保数据安全、方便应用及高效的目标, 制定最优化的数据管理方案[2]。对于注水井实时工况分析及管理系统, 采用可扩展的数据库结构设计, 主要应用了O racle数据库和O pen P lant数据库, 前者主要用于管理注水井静态信息数据, 后者主要管理注水井生产流量、压力等实时数据。

2.2.4 系统功能设计

根据注水井应用及管理需求, 系统功能主要实时分析工况与注水井管理系统两大类共计11个模块 (见图2) :

(1) 注水井实时工况分析。该功能模型设计是把稳流配水阀组与注水井井口及井下注水管柱作为一个系统, 利用多信息融合及计算机技术, 将注水井异常工况特征、注水井实时生产数据及历史数据等各种信息综合, 通过特定的融合模型及算法, 按地面-井筒-地层注水流程节点次序 (见图3) , 实现注水井的稳流注水状态下网络或站控故障、仪器仪表故障、压力流量异常、封隔器失效等10种工况实时诊断, 并根据诊断结果设置阀值进行预警。

(2) 注水指标在线统计。利用数据集成技术, 将分散数据集中分析管理, 实现注水井上线率、配注合格率、分注率等6类管理指标的在线统计, 并以图表形式展示, 为区块注水管理及效果评价提供了数据。

(3) 注水井远程调配。系统可以通过网络远程在线设置注水井的配注量, 数据通过网络发送至井场R T U , 进行设定值与当前值比较, 采用P ID算法及稳流阀控制系统实现配注量自动调节[3], 直至瞬时流量达到设定值允许的误差范围内, 调配完成后并将结果传回系统整个过程在4分钟内完成。在线远程调配减少了现场调配巡查次数, 做到调配精确可靠, 确保注水效果。

(4) 数据查询功能。根据需要可以自行选择查询日期, 查询内容, 并可以自动生产注水井生产曲线及瞬时流量压力曲线及注水井生产报表。

3 系统应用

注水井工况分析与管理系统是以长庆油田大规模数字化建设为基础, 充分利用油田网络及注水系统站及数控中心相关的基础数据和实时生产数据, 利用多信息融合及数据集成技术, 实现注水井工况分析诊断、故障预警、指标统计、远程调配、注水曲线及报表自动生成等功能, 满足了数字化管理模式下注水井的管理要求。自2012年10月在长庆油田12个采油单位上线运行, 管理注水井1万余口, 现场应用表明:系统建立的工况分析模型先进, 软件系统运行平稳, 工况分析准确可靠, 为油藏精细注水管理、科研决策提供了技术支撑, 从而确保了注水效果, 为油田稳产奠定基础。

(1) 提升了注水井故障排除效率。根据现场5个作业区块核实, 工况分析诊断准确率在90%以上, 工况预警及时可靠, 注水井故障可以及时发现恢复生产, 确保注水井的有效注入;

(2) 提高了注水数据准确性。实现了注水井管压、瞬时流量、累计流量、计量表头数据等生产及设备运行参数实时采集发布, 降低了工人劳动强度及高压环境作业时间, 保证了数据的准确率, 尤其配注合格率在线监视, 促进超欠注井的管理, 确保了注水效果;

(3) 提高了现场巡查调配针对性。工况实时分析及注水井远程调配, 每个阀组每年平均可减少巡查6次, 降低员工劳动强度及安全风险;

(4) 提升了注水管理效率。注水井数字化指标 (上线率、覆盖率) 及注水指标 (配注合格率、利用率、分注率) 厂、作业区、站点三级在线统计, 为注水井区块管理考核提供了公平透明数据及有效的手段, 进一步提升了注水井管理效率。

4 结束语

(1) 注水井工况实时分析与管理系统立足于数字油田注水井实际现状, 提出了针对性的解决方案, 实现了注水井参数实时采集、发布, 工况分析预警、区块指标管理等;

(2) 注水井工况实时分析与管理系统的应用减少现场维护巡查调配的盲目性, 降低了员工劳动强度及安全风险, 提高了生产管理效率, 体现了企业以人为本的管理理念;

(3) 注水井工况实时分析与管理系统仍需要进一步完善, 一是加强软件系统硬件自诊断能力, 准确感知本身故障, 为系统提供可靠的原始数据;二是加强数据信息流向与注水工艺流向相结合, 加强注水过程工艺管理;三是完善系统相关的标准体系建设, 为注水工况分析系统功能拓展奠定基础。

参考文献

[1]陈永, 孟建华等.综合运用注水工艺技术实现高含水开发后期的油田稳产[J].内蒙古石油化工, 2004, (3) :125~127.

[2]王于静, 珠海兜等.数据银行技术分析[J].石油物探, 2003, (42) :132~136.

[3]冉新权, 朱天寿著.油气田数字化管理[M].北京:石油工业出版社, 2011, (10) :1~148.

油田开发及应用 篇2

油田（或区块）单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。f=n/A0 2.注采井数比

注采井数比是指水驱开发油田（或区块）注水井总数和采油井总数之比。3.水驱控制程度

注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100% 由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响，因此，在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。不同注水方式，其注采井数比不同，因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布的油层，在选择注水方式时，应选择注水井数比较大的注水方式，以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小，直接影响着采油速度，含水上升率，最终采收率。

中高渗透油藏（空气渗透率大于50*10-3 um2）一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。4.平均单井有效厚度

油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。5.平均单井射开厚度

油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。6.核实产油量

核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。7.输差

输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。K=（qow-qor）/qow 8.核实产水量

核实产水量用井口产水量和输差计算。qwr=qww(1-K)9.综合含水

油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。fw=(100*qwr)/(qwr+qor)-1-低含水期（0<含水率<20%）:该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。

-2-中含水期（20%<=含水率<60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作，开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。

-3-高含水期（60%<=含水率<90%）：该阶段是重要的开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。-4-特高含水期（含水率>=90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制好成本，争取获得较好的经济效益。10.单井日产油水平

单井月产油量与当月日历天数的比值为该井的日产油水平。开发单元所属油井日产油水平的平均值为该单元的单井平均日产油水平。11.含水上升率

每采出1%的石油地质储量含水率上升的百分数。阶段含水上升率=（阶段末含水率-阶段出含水率）/（阶段末采出程度-阶段初采出程度）*100% 年含水上升率=年含水上升值/采油速度*100% 应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来界定合理的含水上升率，各开发阶段含水上升率不超过理论值。12.采油速度

油田（或区块）年采油量占已动用地质储量的百分数。VD=qoa/N*100 13.采油强度

油井单位有效厚度油层的日采油量。采油强度=油井日产油量/该井油层有效厚度

在油田开发中，为保持开发层系内部各层均衡开采，要求不同井、层的采油强度控制在合理范围内，选择原则是：使大多数油井见水晚；防止油层出砂；满足注采平衡和保持地层压力；使含水上升幅度减缓。14.储采平衡系数

当年增加可采储量与当年产油量的比值。15.可采储量采油速度

油田（或区块）年采油量占已动用可采储量的百分数。VK=qoa/NR*100 16.剩余可采储量采油速度

油田（或区块）当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量之值。描述石油剩余可采储量开采速度的高低，是国际上通用的一个生产动态指标，在考虑了油田生产的技术经济条件和剩余资源多寡等主、客观因素后，用以考察油田生产动态的一个重要指标。剩余可采储量采油速度是油田技术、经济环境的综合反应。一般控制在8%-11%左右。17.采出程度

油田或区块的累计产油量占地质储量的百分数。RD=NP/N*100 18.可采储量采出程度

累积产油量占可采储量的百分数。中高渗透油藏低含水期末达到15%-20%；中含水期末达到30%-40%；高含水期末达到70%左右；特高含水期再采出可采储量30%左右。低渗透油藏低含水期末达到20%-30%；中含水期末达到50%-60%；高含水期末达到80%以上。RK=NP/NR*100 19.采收率

在现有技术、经济政策条件下，标定的可采储量占原始地质储量的百分数。

 注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35%；  砾岩油藏采收率不低于30%；

 低渗透、断块油藏采收率不低于25%；

 特低渗透率油藏（空气渗透率小于10*10-3um2）采收率不低于20%; 厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。20.水驱指数 油田或区块注入水地下存水量与累积产油地下体积之比称为水驱指数。RWWNBP 21.存水率

油田或区块扣除产出水后的注入水量占总注水量的百分数，也可称为净注率。22.采油指数

单位生产压差下油井的日产油量。其计算公式：

Jo=Qo/(Pe-Pwf)---Jo采油指数t/d.MPa;Pe 静压MPa；Qo 采油量t/d;Pwf流压MPa 采油指数与油层物性、流体性质、完井条件及泄油面积等因素有关，可用来判断油井工作状况及评价增产措施的效果。也可用来判断生产能力大小，采油指数越大，则油井生产能力愈高。23.单位厚度采油指数

是指单位生产压差下油井每米厚度的日产油量。Joh=Jo/h 表示每米油层有效厚度油井的产油能力大小。在对比油井之间产能大小时，可消除油层厚度的影响，单独考察渗透率因素的作用。24.采液指数

采液指数是指单位生产压差油井日产液量。

Jl=Ql/(Pe-Pwf)---Jl采液指数t/d.MPa;Pe 静压MPa；Ql 采液量t/d;Pwf流压MPa 研究油井采液指数的变化规律是掌握油井产液能力变化规律的基础。如果没有产液量和生产压差数据可以估算。25.单位厚度采液指数

是指单位生产压差下油井每米厚度的日产液量。26.综合油汽比

每注入1M^3水蒸气所能采出的原油的数量，其单位是t/t.综合油汽比是评价蒸汽热力采油效果的重要指标。综合油汽比越大，开发效果越好，反之开发效果越差。27.注水(汽)强度

注水井单位油层有效厚度的日注水（汽）量。单位为m^3/m 注水（汽）强度=日注水（汽）量/油层有效厚度

选择注水强度是否合适，对保持和恢复油层压力及调节含水上升速度有直接关系。28.水驱储量动用程度

（总产液厚度+总吸水厚度）/（油井测试厚度+水井测试厚度）*100%。

中高渗透油藏一般要达到70%，特高含水期达到80%以上；低渗透油藏达到60%以上；断块油藏达到50%以上。29.吸水（汽）指数

吸水指数是指单位注水压差的日注水量。单位为m^3/(d.Mpa)吸水（汽）指数=日注水（汽）量/（注水井流压-注水井静压）吸水（汽）指数大小表示地层的吸水（汽）能力的好坏。30.单位厚度吸水（汽）指数 是指单位有效厚度单位 31.注采比

开发单元注入水的体积与采出液的地下体积之比成为注采比。对于低于饱和压力开采的油藏，在计算时应考虑采出自由气体的地下体积。

通常使用的注采比有月注采比，季注采比和年注采比。它是研究注采平衡状况和调整注采关系的重要依据，也是衡量某一时间（月、季、年）内人工补充能量的程度或地下亏空程度的指标。同时又是油田配产配注的一项重要指标。

水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油田年注采比要达到1.0左右；低渗透油田年注采比要控制在1~1.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累积注采比要大于1，周期油气比大于0.15。32.地下亏空体积

在地层条件下，注水注汽开发油田累积注水、注汽量与累计产出量之差，单位为m^3,或10^4m^3。计算公式是：

地下亏空体积=累计注入水汽的地下体积-（累积采出油的地下体积+累积产出水的地下体积+累积采出溶解气的地下体积）累积注入水汽和累积产出水的地下体积通常都取标准条件下的体积值。

地下亏空体积一般为负值，表示注入少于采出，如果为正值，则表示注入多于采出，超前注水油田常有这种情况。该指标能反应人工补充能量的程度，是衡量注采平衡的一个指标。33.注采平衡

注入流体的地下体积和实际采出流体的地下体积相等。它表示在开采过程中始终保持了油藏流体积不变而压力也不变的状况。衡量注采是否平衡，可以用注采比的概念来表示。注采比等于1，则此时的注采平衡；

注采比大于1，则此时注入大于产出，压力上升；

注采比小于1，则此时注入小于产出，压力下降，注采平衡是一般注水保持压力开发油田追求的目标。34.产液剖面

油井在正常生产情况下所测定的各生产层或生产层段的产出液量或油量。油井含水后可通过测量体积流量和含水率两个参数来确定产液剖面和分层产水量。

根据开采方式的不同，测产液剖面的方法也不同。对自喷井，常采用综合仪、找水仪器等通过油管进行测量；对于机械采油井，仪器由特制的偏心井口经油套环空下入井内进行测试或有气举法测井。

主要目的和作用：

1）判断油井出水层段及产油产水能力，为制定或调整配注方案提供依据。

2）监视油井生产层段的动用和水淹状况，为油井各种工艺措施提供依据。

3）评价各种工艺措施的效果。

4）判断误射孔或套管破裂及窜槽的部位。35.吸水剖面

注水井在正常注入条件下所测定的各生产层或生产层段的吸水量。吸水剖面一般用相对吸水量表示，它反应地层吸水能力的大小。注水开发油田 36.地层压力

地层空隙内流体所承受的压力，又称为储层压力。如果流体为原油，则称为油层压力或油藏压力；如果为天然气，则称为气层压力或气藏压力。油气藏投入开发前，各处地层压力相等，称为原始地层压力。投入开发后，各处地层压力发生变化，且与注采状况有关，称为目前地层压力。

是通过各井口分别测定的，如果要测某一区块或整个油气藏的地层压力，则需要将该区块或整个油气藏井在同一时间内测得的地层压力加权平均。通常我们所说的区块或油气藏地层压力就是平均地层压力。

该指标反应地层驱动能量的大小，地层压力越高，地层驱动能量越足，高产稳产形势越好；反之，效果变差。37.平均地层压力

油田独立开发区内的地层压力平均值。

计算平均地层压力时，必须利用各井在同一时间段测得的地层压力以及必须将各井地层压力折算到同意基准面，求得基准面地层压力。

计算方法有算数平均法，面积权衡法和体积权衡法。现场一半采用算数平均法。公式为 Pr=(pr1+pr2+pr3+…prn)/n 38.井底流动压力

井在生产状态下的井底压力。井底的含义一般指油层中部深度。井底流动压力分注入井流动压力和生产井流动压力。注入井井底流动压力高于地层压力，两者之差称为注入压差；生产井井底流动压力低于地层压力，二者之差称为生产压差。

井底流动压力直接与油气井产量或注入井注入量有关。改变井底流动压力就是改变井的工作制度，因而也就改变了油气井产量或注入井的注入量。生产井井底流动压力诱导油气流从地层流入井底，再从井底推至井口；注入井井底流动压力诱导水流从井口流入井底，再从井底驱入地层。可见，井底流动压力在驱动流体运动上起到了承上启下的作用。39.油井生产压差

油井生产压差是指油井地层压力与流动压力之差。

一般来说，在地质条件相同的情况下，生产压差越大，油气井的产量越高。当生产压差大到某一种程度，即井底流动压力低于饱和压力较多时，油井井底附近地层会大量脱气，气油比会明显上升。对凝析气井则井底附近地层会出现明显的反凝析现象，尤其对于那些应力敏感性显著的油气藏，流压过于降低，生产压差过于增大，会导致井底附近地层渗透率减小，产能下降。也可能出砂。此时，油气井产量不再增加或增加减少。显然，这对保持油气井长期高产、稳产是不利的。因此，油气井不能任意放大生产压差，必须在合理的生产压差下生产。40.总压差

总压差是指目前地层压力（P）与原始地层压力（Pi）之差。Δp=P-Pi 表示油藏开发过程中油藏能量的消耗程度。Δp>0累积注入量大于累计采出量，地层能量充足 Δp=0 累计注采平衡，地层能量无盈亏

Δp<0累计注入量小于累计采出量，地层能量亏损 41.流压梯度

流动压力对井深的变化率。单位MPa/100m。现场测流压梯度是测量不同深度两点的流动压力之差除以两点距离。

流压梯度分注水井流压梯度和生产井流压梯度，该指标反映井筒不同深度两点流体密度计摩阻的变化。因此，可以根据流压梯度的变化判断井筒是否有水，如果油气井见水，则流压梯度会大增；此外，由于流压梯度也反映了井筒摩阻的影响，因此，在多相垂直管流中，应尽量避免用流动梯度来折算井内不同深度的流动压力。42.静压梯度

关井后静止压力对井深的变化率。单位MPa/100m。现场测静压梯度是测量不同深度两点的静止压力之差除以两点距离。静压梯度分注水井静压梯度和生产井静压梯度，该指标反映井筒不同深度两点流体密度的变化。因此，可以根据静压梯度的变化判断井筒是否有水，如果油气井见水，则静压梯度会大增，可以看出明显的油水或油气分界面。因此，对井筒下部积水的井，不能根据井筒上部静压梯度来折算油藏中部静压。

关井后井底压力恢复达到稳定状态时，所测得的静压梯度曲线可以用来帮助确定油藏压力系统。43.饱和压力

在油藏温度下，地层原油开始析出天然气时的地层压力，又称泡点压力。饱和压力可以用来衡量油藏的饱和程度。对于原始状况而言，饱和压力高于地层压力，则为气顶油藏；饱和压力等于地层压力，则为饱和油藏；饱和压力低于地层压力，则为低饱和油藏。

这是衡量油藏驱动类型的标志，地层压力处于饱和压力以上为弹性驱动，地层压力处于饱和压力以下为溶解气驱动。饱和压力高，地饱压差小，油藏弹性能量小，弹性采收率低；饱和压力低，地饱压差大，油藏弹性能量大，弹性采收率高。

从举升的观点来看，饱和压力高，井筒脱气点低，油井自喷能力强；饱和压力低，井筒脱气点高，油井自喷能力，但那可以使生产压差大幅增大，从而提高油井产量。44.地饱压差 地层压力与原油饱和压力的差值。可以用来判断油田当前所处的驱动类型。地饱压差大于0，表示油田处于弹性驱动，地饱压差小于0，表示油田处于溶解气驱动。

在其他相同的情况下，地饱压差越大，油藏弹性能量越大，弹性采收率越高；反之，地饱压差小，油藏弹性能量小，弹性采收率低。

在地层压力及其他条件相同的情况下，地饱压差大，则饱和压力低，井筒脱气点高，油井自喷能力弱；反之，地饱压差小，则饱和压力高，井筒脱气点低，油井自喷能力强。45.静液面高度

油井关井后油管和套管环形空间液面的高度。

静液面高度从油层中部深度起算，与静液面高度相对应的井底压力是静压或地层压力。

在测量液面时，往往套管压力等于零。这样，在不同套压下测得的液面并不直接反映井底压力的高低。为了消除套管压力的影响，便于对不同资料进行对比，提出一个‘折算液面’的概念，即把在一定条件套压下测得的液面折算成套管压力为零的液面。对于多数井，静液面和动液面往往是在不同套压下测得的。因此，计算采油指数时，应采用折算液面。

液面的位置一般都是采用回声仪来测量抽油井的液面，利用声波在环空的传播速度和测得的时间来计算其位置。46.动液面高度 抽油井生产时油管和套管环形空间液面的高度。47.注入压力

注水、汽井在注入状态下的井口压力，又称注水、汽压力。正注时注入压力为油管压力，反注时为套管压力。其数值等于注水泵出口压力减去店面管线压力损失。

另外，注入压力也可以指井底流动压力。其数值等于注水、汽井井口压力加上注水、汽的井筒液柱压力减去磨损压力。在正常采用的压力范围内，注水、汽井井底流动压力与水汽量成正比。但一般不能超过岩石破裂压力，以防造成油层破裂，引起油井暴性水淹的可能。

此外，超过岩石破裂压力，还会引起套管变形或地层伤害的风险。不过对于那些低渗透油藏或层段，却往往采用压裂增注的办法来提高其吸水能力。48.报废井

由于各种原因不用于油田生产的井。分为地质报废和工程报废。地质报废是未钻遇油气层，或者在开发过程中，由于各种地质原因造成无法生产的井；工程报废是钻井质量不合格，或者在开发过程中，由于其他各种原因造成无法生产的井。将没有完钻的井提出报废所依据的原因

（1）井内造成复杂事故故且证实在技术上不可能消除，同时这些井也无法作为其他用途，例如回采上层或用作注入井和观察井。（2）该井所钻开的地层完全不含油，而且不可能作为其他用途。

将生产井提出报废的原因

（1）井内发生了在技术上经确认不可能消除的事故，如套管损坏、工具或管子落入等，并且在套管损坏部位以上没有可采的目的层。

（2）完全水淹，并且没有可回采的目的层。49.储量替换率

当年新增可采储量与当年产油量之比。该指标用来说明油田或公司生产发展的潜力大小。在年产油量基本相同的情况下，储量替换率等于1，当年新增可采储量与当年采出油量保持平衡，说明该油田或公司生产形式比较稳定。

储量替换率大于1，当年新增可采储量大于当年采出油量，说明具有增加生产的潜力，发展趋势良好；

储量替换率小于1，当年新增可采储量小于当年采出油量，说明增加生产的潜力弱，发展势头不佳。

储量替换率与储采平衡系数（第16）含义相同，均为当年新区新增可采储量和当年老区新增可采储量之和除以当年核实产油量，只是储采平衡系数用小数表示，储量替换率用百分数表示；它是衡量油田稳产和可持续发展的重要指标。50.储采比

某一油区上年末的剩余可采储量与本年产油量之比。是油田产量保证的一种指标，可用来分析、判断油田合理开发决策及稳产形式，并引导油气勘探开发投资的合理分配。

反映了剩余储量与采油、采气速度、稳产与递减的某种内在联系。储采比越低，产量递减越快；反之，储采比越高，产量递减越慢，产量保证程度越高，或提高采油速度的潜力越大，生产越主动。但储采比越大，又会形成资金已储量存在的形势积压。因此，开发过程中应该确定合理的储采比。几个递减率的定义及说明 油气产量递减

油气田或油气井单位时间内油气产量的变化率或下降率。产量变化的一般规律：在开发初期需要经历一个逐步建设投产和形成生产规模的时期。在这一时期内，产量逐步上升并趋于稳定，达到设计的生产能力。因此，这段时期是产量上升时期或产量上升阶段。此后，生产往往都按照配产指标进行有控制的工作，加上注水注汽及其他增产，稳产措施，油气田生产就进入一个产量相对稳定的阶段。再后，由于地下剩余储量的不断减少及单位采油能耗的增加，将进入产量递减阶段。51.自然递减率

扣除多种增产措施增加的产量后，老井单位时间内油气产量的自然变化率或自然下降率。

自然递减率不考虑新井投产及老井各种增产措施所增加的产量，只考虑老井产量的自然下降。52.综合递减率

老井单位时间内油气产量变化率或下降率。

综合递减只考虑老井而不考虑新井，即考虑老井及各种增产措施情况下的产量递减率。在油田生产管理中，将综合递减率定义为：油田或油井阶段末产量（扣除新井投产所增加的产量），与阶段初产量之差除以阶段初产量。它反映油田老井及其各种措施情况下的实际产量综合递减情况。53.总递减率

单位时间内油田或油井产量的总变化率或下降率。

既考虑新井投产及老井措施增产，又考虑老井产量的递减。因此称为总递减率。将总递减定义为：油田或油井阶段末产量与阶段初产量之差除以阶段初产量。它反映油田新、老井及其各种增产措施情况下的实际产量总递减的状况。54.指数递减

油田或油井的产量按指数函数递减规律下降。又称为长百分数递减。表示油田或油井在产量下降阶段，在单位时间内的产量变化率等于一个常数。55.调和递减

油田或油井的产量按调和递减规律下降。表示油田或油井在产量下降阶段，其递减率不是一个常数，而是随产量的下降而减小。即随着时间推移，递减速度逐渐减缓。调和递减的产量和累积产量，在半对数坐标纸上呈一直线递减关系。

56.双曲线递减

油田或油井的产量按双曲线递减规律下降。表示油田或油井在产量下降阶段，其产量随时间的变化符合双曲线函数关系，其递减率也不是一个常数，而是随着产量下降而下降，但比调和递减大，比指数递减小，介于两者之间。

57.注入水/汽单层突进

多层油田注水/汽开发时，注入水/汽沿某一单层迅速突进至油井，使该井先见水。单井突进的根本原因是层间渗透率差异过大引起的。这种渗透率差异通常用单井突进系数来表示，其定义为最大渗透率除以平均渗透率；其次，油层间原有性质的差别、连通情况的变化也会加剧注水/汽单层突进现象的发生。58.注入水、汽层间窜流

储层之间的隔层或夹层局部或全局在垂向渗流时，注入水或汽在被隔层或夹层分隔的两储层间发生的流动。在驱油过程中，储层之间因渗透率的差异而使其排驱前缘位置不同，同时注入水、汽与原油之间的粘度差异，致使在一定范围内两储层之间存在较高的压差，此时注入水通过隔层或夹层变产生层间窜流。层间窜流会导致层间油水分布复杂，不利于注水、汽的分层调控，从而恶化开发效果。59.套管外窜流

由于固井质量不好，导致层间流体通过套管外的水泥环而发生流动，套管外窜流将对生产造成极大影响。譬如，夹层水沿套管外水泥环窜入泥岩层，使得油井过早水淹，开发效果下降；夹层水沿套管外水泥环窜入泥岩层，使泥岩发生膨胀，造成套管损坏； 60.粘温关系曲线

反映稠油粘度与温度之间对应关系的曲线。在热力采油中，原油粘度与温度关系十分敏感，温度越高，粘度降低。粘温曲线可以反映各温度段粘度对温度变化的敏感程度，是热力采油中重要的基础资料。61.流变特性曲线

稠油（作为一种流体）受应力后产生流动或形变的性质。通过实验可以测出和绘制剪切应力与剪切速率的关系资料和曲线。牛顿液体在剪切应力与剪切速度的直角坐标系中是一条过远点的直线，直线的斜率即流体的粘度。稠油多属宾汉型塑性流性，即只有剪切应力超过稠油的区服应力时，稠油才开始流动。且剪应力与剪切速率成正比。所以宾汉型塑性流体在直角坐标系中是一条不过原点的直线。62.岩石比热

单位质量（1kg或1g）的岩石温度升高1摄氏度所需要的热量。是岩石热物理性质的一个重要参数，用于热力采油计算。岩石比热又可分为储层岩石（砂岩，灰岩，砾岩等）比热和隔层泥岩比热，不同岩石的比热也不同。63.油层导热系数

热力采油计算中常用到的油层热物性参数，其值为单位油层长度上、单位时间温度每降1℃所通过的热量（KJ/(M.℃)）。影响油层导热系数的主要原因为岩石、其所含流体的性质和饱和度。64.热扩散系数

是导热系数与体积热熔之比，其物理意义是温度波在某一具体物质内传递的快慢程度。65.湿蒸汽

是汽液状态共存下的蒸汽。66.蒸汽干度

是湿蒸汽中蒸汽质量占湿蒸汽总重的百分比。67.注汽速度

指单位时间向油层注入的蒸汽量。现场常用的单位是t/h,t/d。是蒸汽吞吐和蒸汽驱重要的工作参数。68.注汽干度

指实际注入油层的蒸汽干度。在地面注汽管网和井筒不长时，常用蒸汽发生器出口干度代替。若地面注汽管线长，油层深，地面和井筒热损失大，上述替代则有较大误差，需通过井底蒸汽取样器测取井底干度或通过地面和井筒热力计算求取。69.周期注汽量

指在蒸汽吞吐开采方式中，一个吞吐周期累计注汽量。70.注汽强度

指每米油层的累计注气量。71.注汽流压

向油层注汽过程中井底的压力，72.温度场

注蒸汽热采过程中油层被加热后温度分布状况，是油藏动态监测的内容之一。73.热前缘

注蒸汽热采过程中蒸汽（热水）推进方向上油层被加热的远程位置。由于油层非均质性，热前缘的分布也不均匀。74.热联通

指蒸汽吞吐过程中，相邻生产井热前缘的连接。75.吸汽剖面

在一定的注汽压力下，沿井筒各射开层段吸汽量的分布。76.蒸汽超复

指在注蒸汽过程中，由于蒸汽密度比油小，因此它力图向油层顶部流动，从而形成的汽液接口在顶部超前的现象。在厚油层中此现象更为严重。为了控制超复现象，可根据汽液接口形状选择最佳注入速度。77.蒸汽突破

油田开发及应用 篇3

关键词：氧活化测井；技术；油田开发；应用

中图分类号： TN915 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）16-170-2

0 引言

目前，传统的放射性同位素示踪、流量、井温等井下水流监测方法已无法满足新时期的油田开发需求，脉冲中子氧活化测井技术应运而生，并以其无污染以及受沾污、沉降及大孔道、裂缝发育等因素影响较少等优势在监测井下流体流动速度中得到了广泛的应用。

1 氧活化测井技术概述

氧活化测井技术是测量井下水流速度、方向及流量的一种技术，其物理基础是脉冲中子与氧元素发生作用，使活化后的氧原子放射出特征γ射线，再通过探测仪器来获取周围含氧流体流动的情况。具体来说，中子源发射能量为14Mev的快中子与水中的氧原子发生核反应生成16N，16N以半衰变期为7.13s进行衰变还原成氧同时释放出6.13Mev高能γ射线，这些高能γ射线能够穿透几英寸厚的井中油管、套管及水泥环，通过探测器获取能够反映油管内、油套环形空间及套管外含氧流体流动状态的γ射线时间谱，进而判定水流实况。氧活化测井技术一种示踪流量测量方法，示踪剂是被高能中子活化的水，反应公式为：

16O（n，p）→16N →（16O+γ）

氧活化测井技术常用的脉冲氧活化测井仪器有上水流、下水流及上下水流综合测井仪器等，这些仪器的有效利用离不开中子发生器与探测器这两种设备。当中子发生器发射后会活化仪器周围的氧元素，含有活化氧原子的水随水流流动，在水流方向上设置γ探测器，该探测器γ计数率会在活化水流经探测器时增大，通过测量活化时间谱可以计算出水流从中子源流经探测器的时间（tm），公式为：

tm=ta+

式中ta为中子脉冲时间宽度；f（t）是探测器计数率随时间变化的函数，若以L表示源距，水流速度v为：

v=

在已知流动截面A的条件下，根据计算出的水流速度v则可以计算出水流量Q为：

Q=v×A

2 氧活化测井技术在油田开发中的具体应用

目前部分油田的水井分注采用的是油套分注技术，此技术虽然具有管柱结构简化的优势但带来了新的问题：

第一，限制了油套环形空间分层注水量数据的获取，例如在管柱中无法测量电磁流量及涡轮流量等；

第二，油套环形空间同位素吸水剖面测井时由于油区周围环境差及井口设施不完善，拉长了配水间注入同位素的运移距离且造成配水间的放射性污染，威胁配水间职工的身体健康；

第三，在进行同位素测井时由于注水井深部管柱的腐蚀严重，导致较长井段的油、套管沾污，无法获取层位上的同位素。

脉冲氧活化测井技术可直接测量油管、油套环形空间以及套管外的水流动态情况，有效解决了较难获取油套分注井注入剖面数据的问题。

下面以大港油田南部油田的官9-35井为例，具体分析脉冲氧活化测井技术的应用。该井是王官屯油田的一口注水井，注水方式如图1所示。该井是从配水间注入同位素进行油套环形空间吸水剖面，但是吸水层上并没有形成吸水反应，究其原因是同位素的运移距离拉长，并且吸水层上部层间沾污严重，造成吸水层的吸水反应变弱。脉冲中子氧活化测井技术在该井测量中的应用结果，如图2所示，油套环形空间的吸水层变成孔隙度及渗透率较大的5号层，该层易形成高渗透带使注入水全部渗入该层，极易导致单层突进，受益井发生水淹事故，严重影响油田的开采成效，因此应采取有效的措施对其进行改进，建议在5号层中使用“智能球”封堵。另外，该井油套环形空间实测注水量为148m3/d，比通知单提供的注水量高出48m3/d，经注水间验证实际注水量为150m3/d。仪器测到了双峰，即油管内下水流和油套环空下水流。

3 脉冲中子氧活化测井技术应用时注意事项

由于脉冲中子氧活化测井技术相对还不成熟，正处于不断的探索实践阶段，测井经验还相对匮乏，导致在利用该技术进行测井时，统计出的测井资料测点偏少、测点深度不合理、有水流无谱峰、未追踪至零流量等问题频发发生，严重影响了测井效率和质量，导致测井数据的不精准，无法为油田的进一步开采提供必要的依据。因此，为了解决上述问题，在利用脉冲中子氧活化技术测井时应采用科学合理的测井工艺、方法，提高测井数据的精确性。

下面具体分析一下氧活化测井技术应用时的注意事项：

①测前设计工作要予以重视。结合历年注水井监测资料和油藏分析需求，合理确定采样点与采集方式，提高采集资料的质量。

②严格把关测井过程控制工作。在进行测井的过程中要加强沟通，将取全取准满足油藏分析需求的资料作为指导思想，严格把关测井过程控制工作。

③坚持水流追踪原则。在测量井下水流速度时必须坚持水流追踪原则，追踪上、下水流直至水流速度为零。

④坚持异常验证原则。测井过程中一旦发生套损、窜槽、封隔器等井下工具失效情况，遵循异常验证的原则及时在适宜的深度增加相应的测点，进行现场验证，以便及时调整开采计划，有效防止重复施工增加不必要的测量成本。

⑤遵循仪器适用原则。根据井口注入量的不同，优化配置仪器的使用，当流体流速>1m/s时必须配置D4、D5探头，遵循仪器适用原则，提高仪器适用效能，提高测量数据的质量。

4 结论

油田测井过程中使用氧活化测井技术，可以准确、直接的测量出油管、油套环空及套管内外水流速度，适用于油套分注井的注入剖面和找漏井测试中，井内流体粘度、岩性、孔渗参数、深度射孔及沾污等不会影响到期测井结果，适用于注聚合物井的注入剖面监测以及大孔道井及污染严重井的注入剖面测试中应用。

参 考 文 献

[1] 朱琳琳.氧活化吸水剖面测井解释方法及其在油田的应用研究[D].西北大学，2013.

[2] 宋秋菊，骆晓峰，张振，徐陈，李扬，李建.脉冲中子氧活化测井技术在油田开发中的应用[A].西安石油大学、陕西省石油学会.2012油气藏监测与管理国际会议暨展会论文集[C].西安石油大学、陕西省石油学会，2012：9.

[3] 揭志军，郭海敏，邓瑞，张金海，冯志勇，霍勇，冯婷婷.氧活化测井技术在塔里木油田应用中存在的问题及对策研究[J].长江大学学报（自科版），2014，32：46-49.

油田开发及应用 篇4

在油田开发过程中, 油井出砂是指地层砂砾源源不断进入油筒, 导致油井砂埋, 堵塞卡泵, 损坏产油泵。受到油田开采程度加深的影响, 地层能量下降迅速, 油井出砂现象日益严重。结合油田开发过程来看, 油田出砂的危害主要包括以下几点:一是地层消耗过度, 导致油田开发失去了赖以依存的基础, 降低了油田的产出率;二是砂埋、卡泵堵塞等情形出现, 不利于采油设备的维护和油田开发的管理;三是出砂严重, 导致停产油井的数目增多, 石油开发企业收益降低, 难以继续维持运转。

为了使石油企业稳定产量, 获得长远健康发展, 研究相应的防砂及配套技术、不断提升防砂、降砂工艺水平, 显得尤为重要。油田企业在开发过程中不断探索, 总结出了三种主要的防砂方法:机械防砂、化学防砂和砂拱防砂。根据各个油井生产力情况、石油储层类型、出砂特点与程度的不同, 要结合不同的配套防砂技术来加以应用, 从而达到控制出砂的目的。

2 常用的防砂及配套技术

2.1 机械防砂技术

机械防砂技术是石油开采业中较为常用的防砂方法, 其主要作用是阻挡砂砾渗漏, 对砂砾起着拦截过滤作用。

2.1.1 砾石填充技术

结合油井出砂的粒径大小, 并考虑其分选度, 可以使用有一定尺寸洞隙的绕丝筛管, 将其置入油层部位, 并使用相应粒径的砾石来填充筛管的外部, 形成拦截砾石的二级过滤体系, 从而达到阻塞砾石, 减少油筒中砾石进入量的目的。该项技术适用于短期内固定层作业、油层供液情况好和跨度较小的单层及多层生产油井。

2.1.2 滤砂管技术

该项技术主要是通过滤砂管滤砂, 来减少砂砾进入。具体做法是采用高渗透性、较高强度的滤砂管、封隔器及其他配套工具, 将它们组合起来置入油井中, 滤砂管阻挡了地层砂的渗透, 避免砂砾流入到泵筒和井底中。这种方法主要可应用在一些砂砾分选较好、原油粘度较小、油砂中值较大以及产油井段小的油田开采作业中。

2.1.3 高压依次充填技术

这项技术是针对砂砾填充技术做了一定的改进, 重点在于改善筛管的防渗效果。采用压裂液来压开地层, 使用滤砂来填充, 将激光割缝筛管作为阻挡油层与砾石的一级防砂体系, 并在绕丝管外做砾石填充, 与绕丝管构成阻挡体系, 最终形成了阻挡砂砾的三级防护体系。压裂液的作用是改变靠近油井的地层的渗透率, 从而使油井在进行防砂工作的同时, 依然保持较高的产能。该技术适用于油层供液情况差、主产稠油或者易出泥质砂、细粉砂的油井。

2.2 化学防砂技术

化学防砂技术主要通过汇集砂砾, 形成砂砾层, 并通过一定的化学工艺技术固化砂砾层。

2.2.1 涂料砂防砂技术

此项技术主要是采用一定粒径的石英砂, 在其表面均匀地涂上树脂, 一般情况下树脂会呈松散状, 需要通过携砂液将树脂挤到油井的出砂层, 油层本身具有的温度能够使涂上树脂的石英砂固化成有较高渗透性和强度的人工井壁, 在这种人工井壁的防护作用下, 油井的出砂率会大大降低。该技术适用于单层以及有沉砂口袋、严重漏失的油井。

2.2.2 树脂防砂技术

与其它化学防砂技术不同, 这项技术采用了低伤害的水分散型树脂, 将其分散在清水里, 搅拌均匀后挤到砂层中, 充分发挥固砂剂分子的化学作用, 通过与地层砂砾相结合, 能够牢固连接地层砂。该技术适用于多层作业的油井进行井分层, 也适用于选层防砂, 并且利于套管出现损坏、出胶以及有聚合物油井的应用。

2.3 综合配套防砂技术

综合配套防砂技术主要是在前几种主要防砂技术的基础上, 根据不同时期的防砂要求, 对各个环节的防砂工艺进行改进, 以巩固防砂的效果。

2.3.1 加厚套管技术

由于射孔对套管有着挤压作用, 套管必须满足一定的抗挤强度才能保证有效防砂。通过加厚套管技术来增加射孔井段套管的壁厚, 同时考虑到套管抗挤压能力、各个拉伸指标和硬度指标, 都应满足油井的生产需要。在油层段可采用外加厚型套管, 而油层段以上的地层可应用相应的技术套管, 如TP100H。这种组合方式能够避免套管变形现象, 减少套管损毁率, 在油田防砂工作中可予以推广利用。

2.3.2 穿透射孔技术

这项技术是采用较大孔径及高孔密射方法, 提高射孔总过流面积, 从而显著缩小炮眼内外油层流体的压差, 使油层流体的渗透速度降低, 减轻油层出砂情况。具体做法是增加射孔抢的孔密, 扩大套管上的孔眼面积, 使油层单位面积内的渗流速度下降。

2.3.3 分期排砂技术

对于新投入生产的油井而言, 其近井带的压力比较高, 一些专门的固砂剂很难挤进油层中, 防砂措施很难取得实际性的效果。因此, 在油田的早期排砂工作中, 应使用水利喷射泵来进行生产, 这种方法是依靠液体流动来辅助举升, 即使出现出砂问题, 也不会造成油井停运。此后, 应在短期内采取强制排砂及排液措施, 快速排出近井带的游离砂砾, 降低近井地层的压力。

一般而言, 油井步入到中后期生产阶段时, 粘土容易发生水化膨胀现象, 破坏了原来的骨架胶结, 引发砂砾堵塞问题。因此要对油层的深部进行压裂防砂, 充分疏通油层, 形成内部挡砂结构。

3 结语

油田开发及应用 篇5

摘要：油田自上世纪开发以来，已经积累了众多的不同类型油田的开发设计方案，借鉴已有的油田开发设计方案是非常必要的。为了使用户能够快速准确地找到所需方案，本文通过研究模糊Petri网的定义和性质，建立一个十元模糊Petri网模型，将模糊Petri网的建模方法应用于此，通过调节方案搜索条件的权值大小，控制该项条件在方案筛选过程中的重要程度，根据模糊Petri网的推理得出方案的相似度。

关键词：模糊Petri网；油田开发设计；知识表示；相似度

中图分类号：TP399文献标识码：A

Abstract：Since the development of oil field in the last century has accumulated a large number of different projects in the field of oil development and design， it is very necessary to draw lessons from the existing projects. In order to make the user find quickly and accurately the required projects， this paper introduced the definition and properties of fuzzy Petri net， and gave a model of fuzzy Petri net. The fuzzy Petri net modeling method was applied by adjusting the size of the weight in the premise condition to control the importance of condition during selecting projects. The similarity of the project was obtained based on the fuzzy Petri net reasoning.

Key words：fuzzy Petri net； oil development and design； knowledge representation； similarity

1引言

油田开发设计是油田整个开采周期中至关重要的环节，设计方案的科学性和水平关系到油田的整体开发效果、最终采收率和重大的经济效益。目前，油田设计工作任务量大，外围油田每年要进行50个左右开发方案设计，涉及200万吨产能/年，老区每年要进行20—30个方案设计，涉及100多万吨产能/年，且油田复杂、零散，油藏类型多，设计难度大。在油田开发方案设计工作中，一直存在着设计人员所用资料多、设计时间长、人为主观因素影响大等问题，在一定程度上影响着方案的设计质量和工作效率。油田开发方案设计是知识应用密集的领域，油田自上世纪60年代开发以来，已积累了众多的不同类型油田的开发设计方案、规律性认识和设计经验，将目前已有的油田开发设计理论和规范、规律性认识、专家经验和设计方案案例等进行收集、整理，以知识系统的形式进行保存，则可利用已有的成果，为其他同类型油田的开发设计工作提供参考和借鉴，避免和减少设计方案缺陷和错误，较大提高开发方案设计的科学性和工作效率。

本文在对油田开发设计领域进行分析的基础上，要利用模糊Petri网解决油田开发设计方案筛选的问题，根据实际方案筛选条件的模糊性，结合具有图形描述能力的Petri网，提出了一种基于模糊Petri网的方案筛选模型，应用这种模型油田开发设计人员能够更全面更容易找到所需的开发设计方案。

2模糊Petri网

Petri网是在1962年由德国科学家Carl Adam Petri首次提出的[1]，Petri网是以图的形式直观地描述知识，推理过程清晰明了，并且有严密的数学定义做基础，能够保证正确的推理。经过几十年的发展完善，在故障诊断[2]、性能评价[3]、通信协议[4]、软件工程[5]和混杂系统建模[6]等领域Petri网已得到广泛应用。随着人工智能技术的快速发展，许多学者为了增强Petri网知识表示和知识推理的能力，使其更符合人类的思维和认知方式，把模糊逻辑和Petri网模型结合提出了模糊Petri网。

模糊Petri网是普通Petri网的模糊化，它与普通Petri网相比在下列四方面是不同的[7]：

1）它的转移结点具有一个取非负实数值的阈限T。

2）位置结点中的标记数可以是任意正实数。

3）模糊Petri网中的输入连线和输出连线上标有额定输入量、额定输出量以及连接强度。

4）模糊Petri网就是上述两种模糊结点用输入/输出连线连接成的一个带标识的图。

在实际应用中大多数情况是不确定的，模糊Petri网能够很好地描述不精确的事件和经验知识，然后根据具体知识的表达实现近似推理。

2.1模糊Petri网定义

定义2.1FPN定义成一个十元组

FPN=（P，T，D，I，O， β，M （p）， τ（t），W， F（t））

其中，P={p1，p2，…，pn}为库所的有限集合；

T={t1，t2，…，tm}为变迁的有限集合，P∩T=Φ；

D={d1，d2，…，dn}表示命题的有限集合，|P|=|D|；

I表示库所到变迁的有限弧集合；

O表示变迁到库所的有限弧集合；

β表示库所到命题之间的映射，β（pi）= di ；

M（p）：M（p）→[0，1]，是库所结点的标识函数，给库所pi∈P分配一个标识M（pi），为该库所对应模糊命题的真值；

τ（t）：τ（t）→[0，1]，对变迁t（t∈T）定义一个阈值τ（t）=λ；

W={w1，w2，…，wr}，是规则的权系数集合，反映规则中前提条件对结论的支持程度，0wj1；

F（t）是定义在变迁集T上的一个映像，它把T中的变迁结点t映像为一个定义在其各输入强度上的单调递增的非负函数，称为结点t的状态转移控制函数。

如果库所结点只有输出弧，则称之为模糊Petri网的输入结点，如果一个库所结点只有输入弧则称之为该模糊Petri网的输出结点[8]。

2.2模糊Petri网的触发条件

定义2.2Pi∈I（t），如果F（M（Pi），Wi）>τ（t），则变迁t被触发，它的输入库所的托肯值不变，并向其输出库所传送新的托肯值。模糊Petri网定义中的标识函数M（p）、 权系数W、状态转移控制函数F（t）和变迁的阈值函数τ（t）对模糊Petri网的知识表示起着决定性作用，它们决定变迁能否被触发。

计算技术与自动化2016年12月第35卷第4期刘烁等：模糊Petri网在油田开发设计领域的应用研究

3基于模糊Petri网的语义推理模型的构建

3.1产生式规则的模糊Petri网表示

在设计方案筛选过程中，判定选择该方案是否是所需要的方案。将描述这些方案内容的关键词分为三大类，分别是地质构造特征类、油藏特征类、储层特征类。影响方案筛选的准确度的条件遵从以下几条规则： ①区块的地质构造相近，两区块的设计方案的相似度越高。②如果区块储层特征相差不多，那么方案越相似。③如果油藏特征越相似，那么方案的相似度越高。根据以上几点，构成了方案筛选的基本规则，基本产生式规则为：

如果P1 and P2 and …Pn，那么Q w1，w2…wn

其中P1、P2和Pn表示构造特征、储层特征的相似度等规则的前提条件，and 表示表示前提条件之间的与关系，Q表示规则的结论呢即这个设计方案与所需方案的相似度， w1，w2…wn表示前提条件对结论的重要程度即权值[9，10]。表1表示的基本产生式规则与模糊Petri网的映射关系[11]，产生式规则与模糊Petri网表示如图1所示。

例如：用模糊Petri网表达“如果两个区块的储层岩性都是由砂岩组成，那么两个区块的储层特征越相似”。

按照FPN的定义，可得：P={p1，p2}；T={t1}；D={两个区块的储层岩性都是由砂岩组成，两个区块的储层特征越相似}；I（t1）=p1；O（t1）=p2；β（p1）= 两个区块的储层岩性都是由砂岩组成，β（p2）= 两个区块的储层特征越相似；假设M（p1）=0.9，M（p2）=0；w1=1； τ（t1）=0.5。相应的FPN表示如图2所示。

3.2基于模糊Petri网的语义推理模型

3.2.1模型的构建

判断某个方案是否为用户所需方案，将描述这些方案内容的三大类进行细分，地质构造特征包括圈闭类型，油藏特征包括底层压力、地质储量、天然驱动类型、油藏有效厚度，储层特征包括有效孔隙度、有效渗透率、储集空间类型、储层岩性。基于模糊Petri网的语义推理模型如图3所示。

建立模型时需要考虑模型的规模和紧凑性。库所的标识值反应库所对应的模糊命题的真是程度，取值于模糊命题的隶属度。例如，“地质储量相近”命题对应的库所为p3，M（p3）取值与当前地质储量相近的隶属度。当M（p3）>0.5时，M（p3）的值越接近于1，说明两区块的地质储量越接近。当M（p3）<0.5时，M（p3）的值越接近于0，说明两区块的地质储量越不接近。因此，虽然库所p3是对应“地质储量相近”命题，但地质储量相近和不相近都在p3中得到了反应。为此，为了模型的结构清晰，模型规模小，模糊变量的两个对立命题使用一个库所节点。0.5的标记值区分了库所表示的两个对立命题。显然该模型是很直观而紧凑的。

根据定义2.2，具体的变迁点燃函数根据不同的规则而定。在图3中，p6、p7和p13表示单独考虑地质构造特征、油藏特征和储层特征一个方面所得到的方案相似度，p12是考虑地质构造特征和油藏特征组合所得到的方案相似度，p14是共同考虑这三方面所得到的方案相似度。库所结点p6、p7、p12、p13、p14都表示区块方案相似这样一个命题，因此，判断结果命题可以对应多个库所结点，其中，一个表示最终决策结果，其余的显示出了结论的推导过程。通过这些结点，各种条件对推理结果的影响程度就清楚地反映出来了。

该模型可以依据部分规则进行推理。在推理过程中，给出一个完整的前提条件，这显然是比较困难的，如何在现有的条件下给出推理结果，并且，条件越充分，结果越真实，这显然符合模糊推理的规律。

4结束语

本文利用模糊Petri网解决了用户在借鉴油田开发设计方案时，方案的筛选问题，根据实际方案筛选条件的模糊性，结合具有图形描述能力的Petri网，提出了一种基于模糊Petri网的语义推理模型，通过调节搜索条件的权值大小，控制该项条件在方案筛选过程中的重要程度，根据模糊Petri网的推理得出某个区块的设计方案与所需方案的相似度，应用这种模型用户能够更全面更容易找到所需的开发设计方案。

参考文献

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[6]MOLLY M K. Performance Analysis Using Stochastic Petri Nets[J].IEEE Transactions on Computers，1982， 31（31）：913-917.

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[10]方平.基于Petri网的知识表示方法研究[D].武汉：武汉理工大学，2013.

油田开发及应用 篇6

1.1 油田概况

草四区块沙二-三段油藏埋深9 3 09 8 0 m, 含油面积4.3 K m2, 地质储量为861×104t。区块构造简单, 断层不发育:草四沙二-三整体上为一个自东南向西北倾没的单斜-鼻状构造, 倾角2-3°;西、北部为断层遮挡, 东、南部为地层剥蚀线。流体性质及温度压力系统:原油粘度受温度、构造影响明显;构造高部位原油性质较好。原始地层压力系数为0.94-0.95, 属正常压力系统, 地温梯度为4.3℃/100m。油水系统:边水主要位于工区的北部, 沙二、沙三段具有统一的油水界面, 油水界面深度-976m, 水油体积比大于10:1。油藏类型:受油水分布构造和地层双重因素控制, 其油藏类型属于正常压力系统的构造-地层稠油油藏。

1.2 开发现状

该油田先后经历了产能建设阶段;高产阶段;水侵综合治理阶段。

总井数有原来的51口减少到目前的33口;其主要原因是边部井高含水后, 部分井关停, 部分井上返馆陶或下返沙4层。目前总井数33口开井26口;日液358.1方;日油145.1。

2 措施研究及效果

自2009年以来, 我们先后对该区块进行里调剖、边底水治理措施的研究及应用, 收到了明显的效果。

2.1 调剖的原理及效果

2.1.1 调剖机理

对于边底水活跃的油藏, 注入氮气可以抑制底水锥进, 降低油井综合含水率。其原理如下:

(1) 注入的氮气进入水锥后, 沿地层向构造或油层下部运移, 使水锥消失, 并且可以降低油水界面。

(2) 由于重力分异作用, 氮气从油层底部向顶部运移, 增加了地层的弹性能量, 延缓了油水界面的恢复。氮气控制底水锥进为重力稳定非混相驱过程, 其纵向上的驱动可简化成气驱油、油驱水2个过程。

(3) 泡沫的存在, 可以有效调节高渗孔道流体的流向, 起到调剖的作用。

(4) 氮气泡沫在油层上部流动, 有助于提高扫油面积, 降低油水界面张力.

2.1.2 调剖的效果

统计完成周期的29井次。

调剖前:周期累油916吨, 平均日产4.0t d, 含水69.3%, 末期平均含水76.3%;

调剖后:周期累油992吨, 平均日产5.5t d, 含水62.3%, 最低含水平均46.3%。

2.2 边底水治理措施及效果

草四沙二+三单元属于高孔高渗边底水稠油油藏, 且水体较大。由于非均质性较为严重、油层存在高孔高渗通道、地层压力下降快等原因, 易造成边底水的侵入, 综合治理前含水上升率为11.5%。

2.2.1 治理依据

沙2-3段属天然边底水能量充足的稠油油藏, 具有良好的水驱油条件, 对于该单元, 通过研究地下油水运动规律, 合理利用天然能量, 以期获得较高的最终采收率具有十分重要的意义。

单根毛管中两相流公式:v=r2 (PA-PB) /8[uw+u O (L-x) ]

v—油水界面推进速度;r—毛管半径;L—A B两点间毛管长度;PA—A点的压力;X—油水界面距入口端A的距离;PB—B点的压力。

水驱油:压差越小, 油水界面推进速度越小, 油井见水越晚。由于uw<

水携油:在非均质储层中, 大直径毛管大于小直径毛管的油水界面推进速度, 且u w<

在天然水驱油藏的开发中, 控制合理的采液强度是提高水驱油效率的关键。对特定储层研究不同采液强度的水驱特征, 对今后的开发具有十分重要的指导意义。

2.2.2 边底水治理措施

(1) 利用氮气泡沫调剖辅助蒸汽吞吐技术治理边底水, 效果显著;

(2) 通过制定合理的生产压差, 用其利避其害, 提高开发效果。

2.2.3 边底水治理效果

2009年-2010年2月产油6.4906万吨, 其中转周措施3.0189万吨;井口日均水平153吨, 热采转周是原油上产的主阵地, 2009年至2010年2月共实施措施36井次, 日增油水平58.5吨, 累增油3.1×104t, 增油效果较好, 09年综合递减4.91%。

其中氮气泡沫辅助蒸汽吞吐24井次, 累增油1.4×104t, 常规吞吐12井次, 累增油1.6×104t。

(1) 调剖转周效果

2 0 0 9年至2 0 1 0年2月共调剖注汽2 4井次, 其中转热采调剖4井次, 重防调剖转周9井次, 有效21井次, 有效率91%。累增油1.4139万吨, 平均单井增油量614吨, 增油效果较好。

2 1口调剖有效井, 措施前平均含水81.3%, 措施后含水最低值平均53.8%, 措施后平均含水66.1%, 氮气调剖的实施, 有效抑制了含水上升。

(2) 转热采效果

09年转热采7井次, 其中调剖转热采4井次, 常规转热采3井次, 统计3口常规转热采井, 转热采后日油增加12.7t/d, 效果较好。

(3) 合理控制生产压差, 降低边底水推进速度

对于调剖井, 制定合理生产压差, 延缓调剖中后期含水上升速度, 延长调剖有效期, 提高周期生产效果。

对于处于构造高部位无水侵区和弱水侵区, 合理控制压差, 既利用边底水能量, 又要避免水线的推进, 提高开发效果。

3 典型井例

3.1 井例一:合理控制压差, 延长调剖有效期

C4-8-X215于05年7月投产沙二层, 处于构造边部, 层内非均质严重, 隔层发育稳定, 可有效抑制底水锥进和边水突进, 该井08年9月试验氮气泡沫调剖, 09年1月重防, 2月12日含水最低, 之后含水上升, 分析此时进入水携油阶段, 该井粘度大, 由于水携油能力与油水粘度比呈反比, 为了保持含水上升率的稳定, 油水粘度比越高, 要求采液强度越高, 3月3日上调参数后, 抑制了含水上升趋势, 单井日油增加2.7t/d, 延长了周期生产时间, 09年7月第二轮调剖转周, 9月15日含水到达最低的, 之后含水上升, 11月17日上调参数后, 含水由调前的88.7%降至76.1%, 日增油2.2t/d.可看出再调剖不同阶段通过合理控制生产压差, 制定采液速度, 可以延缓了含水上升, 延长调剖有效期, 进而延长生产时间, 提高开发效果。

3.2 井例分析二:利用边底水能量

C4-10-X223于2005年7月绕防投产, 生产沙三层, 原油粘度7908mpa.s, 水油流度比大, 未直接受到水侵影响, 为利用边底水能量, 09年3月上调参数后, 液量由13.5升至20.9t/d, 日油由6.8升至16.3t/d, 含水由49.6降至22%, 取得较好的增油效果。

4 几点建议

(1) 内部无水侵区井加大注汽量, 恢复地层压力, 控制水侵;

(1) 恢复边部老井, 使其继续排液生产;

(3) 考虑北部具有较强边水, 结合草20馆陶蒸汽驱的经验和乐安南区的教训, 在满足压力条件下, 建议北部井进行转驱试验;

(4) 对剩余油富集的区域进行挖潜。

摘要：草四沙二+三单元属于高孔高渗边底水稠油油藏, 且水体较大。由于非均质性较为严重、油层存在高孔高渗通道、地层压力下降快等原因, 易造成边底水的侵入, 综合治理前含水上升率为11.5%。对边部井整体氮气泡沫调剖, 通过改善吸气剖面及压水锥作用, 起到了控水稳油的作用。

海洋油田开发中防腐技术的应用 篇7

一 海洋油田开发中存在的几种主要腐蚀介质

在海洋油田的开发中, 存在的几种主要腐蚀介质有海水腐蚀、二氧化碳、和硫化氢, 其中海水腐蚀危害最大。

1.1 海洋油田中海水的腐蚀

海水是一种含有多种盐类近中性的电解质溶液, 并溶有一定量的氧, 所以大多数金属在海水中的腐蚀是典型的电化学腐蚀。

钢质构筑物在海水中的的腐蚀主要受以下几个因素影响:

含盐量、Na粒子浓度、电阻率:导致海水的导电性增大, 腐蚀加速。

溶氧量:溶氧量越大, 铁锈生成越快、越多, 加速阳极的腐蚀。

pH值:pH值越低的海域, 越利于铁锈的溶解, 加速电化学反应。

潮差区和飞溅区:由于海浪和砂石对这些部位的反复冲击、冲刷、磨损, 干湿交替, 海水侵蚀, 高浓度盐雾等恶劣条件, 钢结构的腐蚀更为严酷。海平面以上, 暴露在大气中的部位:通常在海平面以上, 8m以下的空间, 大气中的盐雾浓度最高, 氯离子浓度也高, 极易形成点蚀。

二 海洋油田开发中的应用的主要防腐技术

在海洋油田的开发中, 金属喷涂、有机涂层保护、阴极保护是最常用的行之有效的手段。

2.1 金属热喷 (浸) 涂

2.1.1 应用

热喷铝 (锌) 复合涂层:对钢构件表面处理后, 使用火焰或电弧将不断送出的铝 (锌) 丝融化, 并用压缩空气吹附到钢构件表面, 成为铝 (锌) 喷涂层, 最后用环氧树脂或氯丁橡胶漆等涂料填充孔隙, 形成复合涂层。

热浸锌:热浸锌是将除锈后的钢构件浸入600℃左右高温融化的锌液中, 使钢构件表面附着锌层, 从而起到防腐蚀的目的。相对于热浸锌工艺, 热喷涂对钢质构件尺寸适应性更强, 因而应用也更加广泛。

2.1.2 保护原理

镀锌层对钢铁基材的保护主要靠以下两种作用:在镀锌层保持完整时, 它将直接接触腐蚀性大气环境, 由于镀锌层在大气环境中的自腐蚀, 形成紧密附着于表面、不溶于水的腐蚀产物ZnO·xH2O或ZnOHCl·yH2O等, 对镀层的继续溶解有相当大的抑制作用, 同时也为钢铁基材提供所需要的保护。当镀锌层局部破坏时, 它们与镀层表面的‘露铁点’ (如镀层缺陷或在运输, 安装施工及使用过程中因机械损伤而引起的表面镀层的局部破损点) 之间, 在有薄水膜存在时, 将形成锌—铁原电池发生反应。这时镀层作为牺牲阳极, 对钢铁基材提供了电化学保护。

2.2 有机防腐涂层的应用

有机防腐涂层能够在金属表面形成牢固附着的一层保护膜, 将金属与腐蚀介质隔开, 同时由于特殊组分的加入, 还能改变金属表面的性质。

近年来海洋导管架、平台、海底管线主要采用环氧富锌、环氧煤沥青、氯化橡胶 (聚氨酯) 组成的复合有机涂层进行防腐。

2.2.1 常用有机防腐涂料

环氧富锌防腐蚀涂料。环氧富锌漆的主要作用是阴极保护作用和涂层的屏蔽作用。环氧富锌底漆属于阳极性涂层, 锌比铁在同样介质中的电位值负, 更易被氧化。盐雾试验中, 在3%Nacl蒸汽中, 锌涂层优先溶解, 释放出的电流使金属结构阴极极化到保护电位而实现保护。

环氧煤沥青防腐蚀涂料。环氧煤沥青涂层具有良好的防锈性和耐化学介质腐蚀性。因环氧树脂成膜后的分子链上含有很稳定的碳碳键和醚键, 结构致密, 经固化后抗渗性能优异, 具有耐水性、耐油性、耐化学腐蚀性等。

氯化橡胶防腐蚀涂料。作为面漆, 封闭性能、耐晒性较好。由于其溶剂挥发性较强, 故涂装间隔, 涂装条件相比环氧类涂料要低。

聚氨酯防腐蚀涂料。漆膜固化快, 可以在冬季施工, 耐水性好。

2.2.2 有机涂层防腐机理

屏蔽功能:钢材和其他材料因与水, 空气或化学介质接触而腐蚀, 有机涂层具有隔离腐蚀源, 阻止或阻缓化学腐蚀, 电化学腐蚀扩展的功能。

对钢铁基材的钝化:有机涂层中的防锈颜料, 有碱性颜料和微溶颜料等。碱性颜料如铅的化合物, 锌的氧化物等, 使钢材与涂层接触的界面保持微碱性, 阻缓了腐蚀。微溶颜料如铬酸锌类, 由于铬酸根的作用, 使钢材表面钝化, 达到防腐蚀或减缓腐蚀的目的。

生成稳定的络合物:部分油漆中高分子链能和Fe2+形成碱式络合物, 阻缓锈蚀的形成和发展。

阴极保护作用:有机或无机富锌防锈漆中金属锌粉紧密接触基材, 作为牺牲阳极来保护钢铁;锌的氧化物又起到封闭作用, 阻止腐蚀介质的渗透。

海上平台的阴极保护技术

2.3.1 应用

阴极保护方法主要有牺牲阳极法, 强制电流法, 排流保护等。从保护体的表面覆盖层状况、工程规模、环境条件、有无可利用的电源、经济等因素考虑, 海上平台的阴极保护主要采用牺牲阳极法。

2.3.2 阴极保护原理

从金属的电化学腐蚀原理可知, 金属的腐蚀是由于金属本身与另一种或几种材料在一定的电介质环境中形成了短路的电池, 金属充当阳极失去电子被氧化, 即被腐蚀。阳极保护的原理就是从另外的途径替代原来充当阳极的基材 (如钢铁) , 保护基材不被氧化。

2.3.3 牺牲阳极的选择

作为牺牲阳极, 必须满足以下条件:

有足够负的稳定电位;材料来源广, 易于加工, 价格低廉;自腐蚀速率小且腐蚀均匀, 有高而稳定的电流效率;电化学当量高, 即单位重量产生的电流量大;工作中阳极极化要小, 溶解均匀, 产物易脱落;腐蚀产物不污染环境, 无公害。

在海洋平台的建造中, 多采用在导管架上安装梯形Al-Mg-In合金和有机涂层的联合防腐, 预计使用寿命将达到20-30年。

四 发展前景

油田开发及应用 篇8

青海油田花土沟油田位于柴达木盆地西部坳陷尕斯库勒断陷亚区内狮子沟构造花土沟高点, 地下构造是一个被断层复杂化的不对称的短轴背斜。地面构造为东翼缓而西翼陡近南北不对称短轴背斜构造。地层为第三系上新统上油砂山组 (N22) 下油砂山组 (N21) 中下部及上干柴沟组 (N1) 和下干柴沟组上段 (E32) 地层, 构造遭受严重剥蚀, 核部出露, 断层相当发育。油田受构造控制, 形成了以背斜圈闭为主, 断块圈闭为辅以及构造-岩性圈闭等三种圈闭类型。属于层状边水油藏。

2 花土沟油田开发现状

花土沟油田为青海油田采油三厂主力油田, 整体开发已逾40多年, 现年产量约16万吨, 逐年呈递减趋势, 近几年产量, 近年注水量约70万方, 地层相对稳定, 花土沟油田原油具有“三低二高”特点, 即:密度低、粘度低、含硫低、含蜡高、含盐高的特点, 为难采油田。

2.1 开发整体情况

花土沟油田2012年全年数据分析综合含水先升高后降低, 液量整体程降低趋势, 日产油有所降低, 具体情况如图1, 由于上半年开展精细化管理对油井采取一井一侧, 优化机采效率成果显著, 泵效成呈上升趋势如图4, 但是近年来花土沟油田整体动液面下降, 沉没度先降低后升高, 综合含水大幅升高, 现为65%, 同时部分层位出现不吸水, 水淹等情况, 因此现开发阶段为油田稳产开发关键时期。

2.2 措施、新投情况

花土沟油田2012年大型措施压裂井为18井次, 15口井效果显著, 其中花H6井压裂前日产油2.8吨, 压裂后产油13.2吨, 含水平稳;N7-14-4井压裂前日产油2.1吨, 压裂后日产油8.1吨, 现平稳日产液量7.5吨, 产油6.2吨。

花土沟油田截止11月20日共有24口新井投产, 8口油井转注, 目前10口新井日产油5吨左右, 累计产油426.6吨。从2012年年初到目前, 在措施、新投贡献率约打到为总产量5%。

3 花土沟油田发展趋势

根据以上数据显示花土沟油田现逐渐步入开发中后期, 高含水浮动期, 为稳定含水, 并在该基础上加强地层能量亏补, 稳定原油产量, 花土沟需开展好以下工作。

3.1 加强资料录取, 提供准确的分析数据

(1) 取全取准各项油水井资料, 为开发提供有力保证。结合技术部门制定的规定, 油田严格按照取样制度及时取样。对单井产量变化较大的井, 及时监控, 及时取样, 查明产量变化的原因, 预测可能带来的结果及下步采取有针对性的措施。

(2) 加强每月两次动液面、油井每周一普查资料的录取, 并对异常油井加测功图及动液面, 分析制定六小措施运行表, 责任到人, 并督促落实, 为原油稳产提供保障。

(3) 及时取准取全重点井的资料, 为开发提供准确的分析数据。今年开发部门对油田X油组进行的探索, 2012年作业区共打井24口, 对于新井做到第一时间取全取准各项资料, 为开发提供有力保障。

3.2 精细可控注水

大力宣传重视注水工作, 制定一系列注水管理办法及规定, 要求岗位员工巡检必须定时定点记录做好资料的录取, 确保资料齐全准确。在水井上, 重点做好可控注水, 在按要求做到周期洗井的基础上, 做到平稳、严格按配注量注水, 对水井洗井做到分时间段洗, 保证注水压力波动不过大。

3.3 加强高频井治理

由于花土沟油田油井析蜡温度23℃, 油层温度低, 油井一般从700m左右开始析蜡, 加之部分油井出砂严重, 影响油井免修期。今年以来, 花土沟油田油井井况发生变化, 根据蒸汽洗井的特点, 在部分井上继续利用蒸汽洗井。同时, 对水洗油井加强过程监控, 保证洗井质量;对于蒸汽、水洗效果差的油井, 如N8-3-3, 由于该井套管错段较浅, 作业区根据时实功图, 采用加清蜡药剂进行维护, 并制定合理的周检周期。同时, 作业区建立检泵预警机制, 根据检泵作业现场情况 (出砂、结蜡、结垢等) , 制定合理的检泵周期, 杜绝油井管柱蜡堵死, 油井管柱砂埋导致大修情况, 同时根据修井情况及动液面情况, 上提适当泵挂, 适当减小生产压差, 在保证产量的情况下, 减缓地层出砂。同时, 制定相应的检泵周期, 防止砂埋管柱造成油井大修, 确保油井生产效率高效。

同时需要加强技术部门沟通, 建立健全各项措施台账, 及时反应作业区出砂、结构和含蜡情况, 和技术部门协商制定相应的防蜡、防砂措施, 并进行效果跟踪。

3.4 加强加快油田数字化建设

2011下半年油田慢慢建立了注水自动流量仪系统和功图远程传输系统, 2012年下半年已经全部普及, 大大提高了油田工作效率, 同时加快了问题井的及时解决, 给措施跟踪井给予了极大的帮助, 但是给予我们极大方便的同时也带来了相应我问题需要解决, 注水自动流量仪经常会出现故障后大排量注水、水表堵塞停止注水、水表失灵;功图传输设备价格贵但极易损坏、作业措施期间必须回收, 待回复后安装等等问题, 这需要厂家技术人员和油田生产技术人员不断的去沟通探索, 去研究去更合适、高效的设备, 去建设标准的数字化油田, 为油田开发提供宝贵的信息。

4 结论与认识

(1) 加强资料录取, 准确记录油田各个时期的动态资料, 为油水井措施提供准确的信息。

(2) 精细化注水, 对层位不吸水、水淹需及时采取相应措施, 否则逐渐会导致整个井组减产或是水淹。

(3) 加强高频井的跟踪, 及时分析高频井原因并采取相应有效措施。

(4) 不断推广和发展成熟的配套技术, 针对油藏开发特征及存在的问题采用相对应的技术手段, 是稳定并提高产量的有力保证。

参考文献

油田开发及应用 篇9

塔拉拉油田六、七区位于秘鲁北部塔拉拉盆地中南部, 含油面积为339Km2, 在构造上分别包括了Lobitos凸起、Negritos凸起和相邻的洼陷。主要产油层系为下第三系始新统, 油藏总体为砂岩孔隙储层, 属中孔、中--低渗透油藏, 以低渗透为主。油田以含油层系多、断层多、断块小、油藏类型多为主要特点, 是典型的复杂断块油田。

中美公司分别于94年1月8日和95年10月11日接管七区和六区, 两个区块都已进入开发末期。区块总井数5000余口, 开井数860口, 累积产油5.11亿桶, 采出程度21%。

2 课题产生的背景

2.1 目前油田面临的主要问题

秘鲁六、七区目前已处于开采程度高、井网密度大、单井产量低, 措施筛选难度大、措施效果逐年变差的局面。如何采取配套挖潜措施、提高项目的管理水平与开采技术水平, 从而实现效益最大化?这些问题将直接影响到项目的产量和经济效益。

2.2 实施配套挖潜技术的必要性

秘鲁六、七区特殊的油藏类型及客观条件决定了必须结合六、七区的实际情况, 形成一套适合该地区特点的有效方法。由于复杂的地质特征, 使得采出程度偏低。因此开展针对性的对策研究与分析, 实施配套挖潜技术是保证老油田持续发展的必要手段。

3 配套挖潜技术的对策研究

3.1 开展复杂断块老油田开发后期剩余油分布规律研究

根据研究结果, 六、七区经过多年的开发, 现今的油气分布特征与原始油气分布规律相比已发生了重大变化。为此, 项目确立了“以综合地质研究为基础, 以滚动开发区块为依托, 以老井挖潜技术为保障”的指导思想, 摸清剩余油分布规律。

3.1.1 精细地层对比, 落实油区构造

针对六、七区地震资料缺乏这一事实, 地质人员充分利用现有的测井资料, 开展精细地层对比, 同时, 在地层对比和落实构造过程中, 引入层序地层学理念, 并与盆地沉积特征及盆地构造学紧密结合, 分区带、分断块进行。

3.1.2 整体研究, 确定储层分布及油气富集规律

充分利用地质录井、测井、测试及油气井生产资料, 并应用盆地沉积学理论, 对油区开展精细地质研究, 确定储层分布特点及油气富集规律。

3.1.3 目前剩余油分布规律

在对原始油气富集规律、开采特征以及勘探开发状况认识的基础上, 确定现今剩余油气的分布特点。

(1) 六区西北部各油气聚集带存在尚未钻井的可能含油气断块, 也有个别富油气断块开发时间短, 钻井较少, 采出程度低, 是目前油气富集所在。

(2) 六、七区油气聚集带以外的圈闭, 部分地质条件有利, 是潜在的含油气构造, 有可能成为新的油气聚集带。

3.2 优选潜力目标, 在潜力区块部署新井

在对六、七区认真细致的综合研究基础上, 对潜力目标进行排队, 整体部署, 分步实施。在实际操作过程中, 采用单井井距外推方法, 降低钻探风险。通过新井钻探, 在六、七区深层BS, PA以及MO组共发现了11个新的含油断块, 累计含油面积11.9Km2, 新增探明可采储量9764万桶, 可采储量836万桶。通过深入认识油气地质规律, 打出了13218、13231及13252等高产千桶井。截至目前, 中方累积部署新井200余口。

3.3 加大措施力度, 优选措施结构

随着开发时间的延长, 近几年新井在逐年减少, 为了实现产能接替, 项目把优选措施井作为增油的工作重点。

措施区块的优化:为了保障措施效果, 同时实现措施产出与投入比的最大化, 全面排查潜力目标区块进行排序筛选, 最终确定以近年滚动开发区块为主, 以近年老井复产效果相对较好的区块为辅。例如SAN JUAN油藏, 是项目接管后滚动开发的一个区块, 地质特征认识清楚, 产量相对落实, 做为首选措施区块。

优化措施层位:应用动态分析技术对潜力目标区块内的各套层系进行分析筛选。按照滚动开发的思路, 选择有利层位展开选井小规模试验, 然后通过评价结果横向扩展, 确保措施作业的效果。如SAN JUAN区块的MOGOLLÓN油层。

优化措施结构:根据不同区块、不同层位的特点, 选择最合适的措施。例如2012年在SAN JUAN油藏的MOGOLLÓN油层实施补孔压裂措施6口井, 年增油8000余桶。

3.4 应用测井对比与动态分析, 对长停井实施复产

为了充分利用油田现有资源, 在剩余油研究的基础上, 对长停井实施复产, 是小投入、高产出的有利手段。为此, 项目技术人员在复产长停井之前, 需要做到复产难度分析、措施有效率分析、工艺可行性分析、投入产出分析、效果评价分析等, 以保障复产后的经济效益。

项目依托“直接作业复产、地质措施复产、工艺措施复产”三大复产措施, 逐步找到了停产井复活的“金钥匙”, 使长停井具有旺盛的生产能力, 逐渐成为稳产与增产的重要源泉。自2010年以来, 累积恢复停产井150余口, 累积增产原油25万余桶。

3.5 优化抽油机井举升工艺参数, 以达到最佳工作状态

在地层能量枯竭、地层供液不足, 且原油里伴随天然气的情况下, 如何设计抽油机和泵的参数是提高抽油机工作效率和提高泵效的关键因素。项目根据生产井和恢复井的各种资料回归了各种经验公式, 初步形成了一套抽吸参数的设计程序和方法。其主要内容包括预测产量 (用压力幂数法计算) , 确定泵挂深度 (用流压和沉没度计算) , 选择抽油机 (由停产前日产量和泵挂深度决定) , 制定抽油参数 (确定泵径、冲程、冲数) 。用模拟示功图计算有关参数值 (如抽油机最大负荷、曲柄轴最大扭矩、电机功率等) , 选择适合油井的抽油机和泵, 以达到最佳工作状态。如2012年4月对392井实施调参, 制定合理的抽油机参数和选择合适的泵, 日产油从14桶上升到32桶。

4 结论

通过深化地质研究, 采取适用而有针对性的技术和方法, 六、七区在开发末期既有效地遏制了区块的递减, 又实现了增产增效。

(1) 通过实施钻新井, 不但增加了油井产量, 在钻探过程中还发现了一批新的含油气断块, 获得了可观的优质储量。

(2) 在剩余油规律研究的基础上, 大规模实施措施井和恢复停关井, 原油产量大幅度提高, 有效遏制了老油田在开发末期的递减。

(3) 提升了油田开发水平和管理水平, 为项目持续发展和增效提供保障。

参考文献

油田开发及应用 篇10

关键词 三类油层；聚合物驱；效果；认识

中图分类号 TE 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)011-0184-01

为了探索喇嘛甸油田三类油层注聚开发可行性及相关调整技术，在喇8-182井区开展试验，现场实践表明，三类油层在150 m井距条件下注采能力较强，动用程度较高和能够见到较好聚驱效果，三类油层聚驱技术成为持续稳产技术储备。

1 试验区概况

试验区位于喇嘛甸油田北东块的喇8-182井区，靠近构造轴部，断层不发育。共有注采井34口，其中注入井12口，采油井22口，单采井13口（中心单采井5口），代用合采井9口。采用五点法面积井网，注采井距150 m。中心井区发育砂岩厚度15.4 m，有效厚度6.2 m，有效渗透率0.192 μm2，全区面积0.85 km2，地质储量108.6×104 t，孔隙体积185.2×104 m3，中心区面积0.36 km2，地质储量39.7×104 t，孔隙体积69.9×104 m3。

2 试验区方案设计及注入状况

根据试验区的地质特点，并结合室内和数值模拟计算结果，确定本试验区聚合物驱油方案。

注入参数：聚合物分子量800-1 500万；注入速度0.1 PV/a设计；聚合物注入浓度800 mg/L-1 200 mg/L；聚合物用量640 mg/L.PV；

试验区2005年11月投产，2007年3月注聚，截至2008年9月，累积注入聚合物溶液24.7×104 m3，注入油层孔隙体积0.13 PV，聚合物干粉312 t，注聚分子量950万和1  200万，平均注聚浓度1 160 mg/L，聚合物用量150.8 PV mg/L。

3 三类油层聚驱效果及认识

3.1 注入压力上升幅度大，能够形成有效驱动

2008年9月，试验区12口注聚井日实注613 m3，折算注入速度0.11 PV/a，达到了方案设计要求，平均注聚浓度1 260 mg/L，注 入粘度129 mPa.s，平均注入压力11.4 MPa，比注聚前上升2.8 MPa。在相同注聚参数条件下，扣除注采井距和采取压裂投产方式影响，三类油层注入压力升幅比二类油层同期高0.8 MPa。

1）压裂投产井压力升幅较小。三类油层有6口井发育状况较差，因此采取压裂投产，注聚后压裂投产井比未压裂投产井压力升幅低1.4 MPa，

压裂投产井影响全区平均压力升幅0.7 MPa，未压裂投产井聚驱压力上升了3.1 MPa。

2）注采井距小压力升幅小。根据达西径向渗流定律，在油层性质比较相近的情况下，当注入速度0.1 PV/a确定后，注采井距是影响注入压力上升值的主要因素。

由此可见，注入压力上升值与注采井距的平方也成正比。二类油层在212 m井距条件下，注入压力上升4.5 MPa，利用公式计算注采井距150 m条

件下，注入压力上升2.3 MPa，在相同井距条件下三类油层上升3.1 MPa，

比二类油层同期高0.8 MPa。三类油层注聚后压力梯度由0.09 MPa/m上升到0.11 MPa/m，上升了22.2个百分点。二类油层注聚后压力梯度由

0.05 MPa/m上升到0.08 MPa/m，上升了60.0个百分点。三类油层压力梯度比二类油层同期高37.5个百分点。

3.2 注采能力下降，但能够满足方案要求

1）注采压差增大，渗流阻力增加。试验区注聚以来，注采压差明显增大，目前注采压差为17.52 MPa，比水驱阶段的14.32 MPa增加3.2 MPa，比二类油层同期注采压差高2.9 MPa。从试验区注聚井的霍尔曲线分析，注聚后曲线斜率明显增大，阻力系数1.83，比二类油层同期阻力系数高1.0。

2）视吸水指数和采液指数下降。试验区12口注聚井注聚单位有效厚度视吸水指数0.24 m3/d.m.MPa，与水驱阶段相比下降了33％，比二类油层同期低4.2倍；13口采油井单位厚度产液指数0.47 t/d.m.MPa，与水驱阶段相比下降了16％，比二类油层同期低3.6倍。

3）2008年9月，试验区注入速度0.11 PV/a，比方案设计高10个百分点，采液速度为0.13 PV/a，比方案设计高30个百分点。

3.3 三类油层聚驱见效早，含水缓慢下降

在150 m井距条件下，三类油层注聚4个月后，注入聚合物溶液0.032 PV

见到聚驱效果，比二类油层早2个月，少注聚合物0.018 PV。2008年9月，试验区13口单采井日产液547 t，日产油40 t，综合含水92.7%。与见效前相比，日降液164 t，日增油6 t，含水下降2.5个百分点。5口中心单采井日产液240 t，日产油15 t，综合含水93.6%，与注聚前相比，日降液

157 t，日降油3 t，含水下降1.8个百分点。

1）注采井距小是见效较早主要因素。三类油层在150 m条件下，注聚0.032 PV时，推进的距离为102 m，距离采油井48 m；二类油层在212 m条件下，注入相同0.032 PV时，推进距离为125 m，距离采油井87 m，也就是说三类类油层在注入相同PV时推进的速度較慢，但由于井距较小，油墙距离采出井较近见效较早。

2）注入量PV数小是制约含水下降缓慢原因。数值模拟研究表明，渗透率变异系数越小，聚驱油井见效时间越晚，低含水稳定期越长。二类油层注入0.13 PV时，含水大幅度下降，由于三类油层均质性强，预计至少注入0.14 PV后，能够见到明显聚驱效果。

3）井组可控地质储量低含水下降幅度小。三类油层井组可控地质储量为5.0×104 t，二类油层井组可控地质储量为19.2×104 t，三类油层井组可控地质储量比二类油层低73.9个百分点，可控地质储量低含水下降幅度低。

4）周围注入井剖面改善，含水持续下降。中心井9-P1904注聚后含水持续下降。分析主要由于周围4口水井注聚后压力水平和压力升幅较高，分别为12.2 MPa和3.0 MPa，比全区平均水平高0.8 MPa和0.6 MPa。从周围水井可对比的吸水剖面情况看，剖面得到较好调整，高Ⅱ1-3和高Ⅱ7-10单元相对吸水量由试验前的55.3%下降到36.5%，下降18.8个百分点，高Ⅱ15-18单元以表外发育为主，水驱阶段存在不吸水现象，注聚后相对吸水量上升了15.7百分点，且表外储层的含有饱和度较高。

4 结论

1）三类油层聚驱注入压力上升幅度大，利用公式折算到150 m井距条件下，压力升幅比二类油层同期高0.8 MPa，并能够形成有效驱动。

2）结合油层性质个性化调整参数是三类油层聚驱动用程度高前提，措施调整是提高动用程度主要手段，因此，保障了三类油层动用程度在80%以上。

3）三类油层聚驱见到早，含水缓慢下降，油层发育好连通率高和周围注入剖面改善油井效果明显。

参考文献

[1]岳相安.非牛顿流体力学原来及应用[M].北京:石油工业出版社,1996.

[2]王启民,冀宝发,隋军,等.大庆油田三次采油技术的实践与认识[J].大庆石油地质与开发,2001.

作者简介

吴贵峰（1977—），男，助工程师，从事聚驱试井管理工作。

连续油管技术在油田开发中的应用 篇11

1 连续油管技术在钻完井中的应用

连续油管钻井是上世纪九十年代国外发展起来的热门技术, 连续油管钻井具有能连续循环钻井液;能够安全维持井眼压力, 缩短起下钻时间, 操作简便, 占地少、污染小等优点。连续油管钻井主要应用在软地层小井眼直井、定向井和水平井、老井加深、侧钻、过油管钻井、产层取心以及完井钻井等, 其中连续管侧钻比普通侧钻可节约40%费用。有欠平衡钻井、平衡钻井和过平衡钻井三种工艺方式。连续管钻井技术特别适合于钻小井眼井和欠平衡井。连续管钻井深度目前已达到3000m左右, 过油管侧钻的深度已达到5000m。

连续油管作为完井管柱始于1990年, 采用外径Φ50.8mm的连续油管。连续油管完井可以设计为生产管柱、气举管柱、试油管柱等。一次完井管柱一般采用外径Φ50.8mm、Φ73mm等大直径连续油管, 二次完井管柱一般采用外径Φ25.4 mm的小直径连续油管。

2 连续油管在修井中的应用

连续油管在修井中的应用相当广泛, 最常见的是冲砂洗井。针对地层出砂或压裂失败造成近井地带和井内堵塞的情况, 采用连续油管带冲砂工具冲砂, 无需动井内原生产管串、无需压井, 工序简单, 修井周期短, 节约修井费用;针对气藏胶结疏松, 产气量过大导致的射孔层段砂埋情况, 采用连续油管欠平衡冲砂, 施工周期短, 产能恢复快;针对割缝衬管完井的水平井采用同心连续油管+喷射泵冲砂;针对产层胶结差的低压重油油井出砂问题, 因压力和流体流速等限制, 常规连续油管清砂方案难以奏效, 采用同心连续油管端部安装喷射泵又存在动力液返排的难题, 研制了同心连续油管+真空工具的连续油管真空冲砂生产管柱解决了该类油井冲砂难题;针对注水井管内壁结垢、井底沉积物、测试仪器易遇阻等情况, 采用连续油管带螺杆钻具钻除注水管柱内部水垢和井底沉积物, 免去放压后动管柱冲洗井底难题, 施工周期短, 减少停注时间, 对地层无伤害、无污染;针对水平井施工过程水平段冲洗难度大、易卡管柱的情况, 采用连续油管带螺杆钻具冲洗水平段, 施工简单, 费用低, 对水平井段无伤害。

连续油管在修井中还可用于打捞作业, 当钢丝绳拉力不够或需要循环和旋转时, 用连续油管施工。连续油管可用于磨铣积垢, 不压井作业清洗硫酸钡沉积物, 可节约费用高昂的钻机工时。连续油管可用于井下喷射除垢, 配套井下冲压旋转喷射工具, 可清除井筒各种中等硬度的积垢。连续油管可用于生产油管和生产尾管跨接修补, 破损或漏失的油管和尾管都可用连续油管修补, 用连续油管工作管柱把修补管段下入井内, 跨在损坏管段上, 再把管段两端密封, 可节约更换油管费用。连续油管还可用于找漏找窜、打水泥塞封堵层和报废井、挤水泥修补作业等。连续油管在修井中还可用于钻磨、切割、压井、振动解堵等作业。

3 连续油管技术在压裂酸化中的应用

连续油管于1993年首次作为速度管柱应用于压裂技术。连续油管用作加砂压裂的传输工具可节约大量的时间, 应用连续油管可实现多个地层同时返排, 连续油管压裂施工设备可将所需支撑剂准确注入目的层。二十几年来, 因连续油管的高效性和经济性而逐步得到发展, 形成了准确定位压裂技术、多层同时压裂技术、漏掉产层压裂、分层压裂和水平井分层压裂等特色技术。一般采用外径为Φ44.45mm~Φ60.325mm, 钢级HS-90的高压连续油管。

连续油管应用于酸化技术也源于其高效性与经济性。连续油管酸化技术可实现多层同时酸化;在水平井酸化中应用, 采用连续油管配合环空注入施工工艺, 可实现整个水平井段的均匀解堵, 连续油管拖动注酸实现水平井段顶部的布酸;环空大排量注酸实现水平井段上部储层的彻底解堵, 连续油管可下至射孔井段底界实现低替;油、套合注 (混注液氮) 可实现空井深度酸化, 大排量施工可以使酸液达到水平井段底部, 同时采用空井酸化可以使整个水平井段在同一时间内接触到鲜酸, 减少压井作业对地层产生的损害, 实现储层的深部改造。

4 连续油管在排液中的应用

连续油管注氮气排液主要应用在深层及复杂结构天然气井排液复产方面。针对深井排液, 传统排液方法存在排液速度慢、计量不准确等缺点, 连续油管因起下管柱方便, 不受井型限制, 下井深度大, 注气点与注气速度灵活可控, 排液速度快, 施工安全等优点逐步在排液中占有一席之地。

5 连续油管在采油采气中的应用