高含水率（精选11篇）
高含水率 篇1
摘要：根据现场土样检测数据, 通过试验反复验证, 确定出土壤的空气率, 再用空气率大小控制高含水率粘性土的压实功能, 从而保证施工质量。
关键词：高含水率粘性土,空气率,控制,压实
1 对高含水率粘性土力学性质分析
一般说来，土是由固相(土壤颗粒)、液相(土壤中所含的各种水分)及气相(土壤空隙中的空气及其他气体)三者结合而构成。在最佳含水率的情况下，一般土壤通过碾压可排除气相中的大部分气体，从而使土壤颗粒之间重新排列，减小孔隙，增加土壤的密实度，提高强度。
对饱和含水率的粘性土，当其受到外力作用时，一部分压力由土的骨架来承担，另一部分压力由水来承担。骨架承担的压力称有效压力，它使土颗粒靠拢，空隙减小，而使土体产生降沉，如一般土的压实。水所承担的压力为孔隙水压(超静水压)，会使水压力增加，但不能使土粒骨架受力变形。随着时间的延续，孔隙水压促使水分不断外流，孔隙水压降低，有效压力不断增长，直到最后外部压力全部变为有效压力，土体的沉降即告完成。孔隙水在一定时间内受外力作用而渗透外流，土体积逐渐压缩而紧密，这就是土的固结过程。
2 控制压实的原因
由于粘性土的特性不同于其他类土，它受水的影响很大。在含水量很低的条件下，采用高夯实功能可得到较高的干容重，但这种土在饱水后，再遇大量水分就会膨胀崩解而使强度下降。当土饱和之时，不可能通过碾压而使水从土壤中消逝。在这种情况下，若对饱和的软粘性土加强压实功，只能使软粘土更加发软，并最终形成液化现象。所谓过碾现象就是这样形成的。当形成这种状况时，其本身强度反比原始强度为低。因此，在施工中，必须对高含水量粘性土的压实进行控制。
3 控制压实的方法
通过碾压的方法把粘性土压实，其目的是使土的力学性能得到改善。但是，如果碾压不当，就会得到相反的结果。因此，对含水率过大的粘性土，施工前应对土的性质进行检测分析，并通过现场所使用的碾压设备进行试验和观察，从中找出压密的最适当的碾压方法，作为现场施工控制的方法，以免造成过碾现象。
根据现场土样检测数据，计算出土壤能达到的最大压实度，并用空气率含量指标对软土或高含水率的粘性土进行碾压功能的控制。通过碾压，可使土壤所含空气率有所降低。一般情况下，土中含空气率在2%以下时，就不可能依靠碾压功能将高含水率的粘性土压密。如果加大碾功，最终只能是过碾，从而使土壤的力学性质恶化。因此，按照高含水率粘性土本身的性质和实际情况，确定其可能得到的最佳干容重，以空气率大小作为施工控制指标是比较现实的。空气率应该通过现场试验确定。
现场土壤的空气率可按下面计算公式求得：
式中na———空气率;
rw———水的密度;
ds———粘土的比重;
rd———天然粘性土密度(或经碾压后粘性土的密度);
w%———天然粘性土的含水率(或经碾压后粘土含水率)。
再按要求的空气率，推算其可能达到的干容重，并在现场验证的情况下，进一步调整规定的空气率，以便在实际施工中予以控制。表1为用空气率控制压实功能汇总表，是以现场土样的检测数据资料为依据，并通过大量现场试验验证情况下总结出来的。
表1表明，当空气率<2%时，高含水率粘性土是难以压实的。这时，可在表层进行换填处理，以提高土基的强度。填筑材料宜使用水稳性良好的土壤。换填时，应采用由近及远方式，使运载汽车的车轮不与换填的土接触，以保持原状土不被扰动。采用推土机进行初平。在初平的基础上，用平地机整平碾压。第一层的回填材料一般以40cm厚为宜。先用轻型推土机在第一层上进行平整(其接地压力一般不大于0.049MPa) 。之后，用中型平地机整平，可按轻、中、重型的碾压形式安排碾压设备。每15～20cm分一层进行碾压。当填筑层厚度达到60cm时，可采用强力震动设备进行碾压，反复碾压3～5遍，达到要求压实度。
4 施工实例与控制效果
2000年8月，内蒙古通辽市304国道舍一霍公路的路基路面改建工程。该工程施工项目属于通辽市水毁工程项目，地区地下水位高、土质差(多为粘性土)，毛细水发育，在春季施工工期内冻融翻浆严重，沿线取土坑及取土场所取土均为含水量在20%以上的中液限粘性土。按照招标合同文件规定，填方路基强度的E0值不小于23.8MPa，挖方路基不小于14.6MPa。填方路基土的塑数性指不得大于20，压实度要求符合部颁《质量检验评定标准》。路基顶部80cm以内为93%，80cm以上为90%，路堤基底压实度不应小于85%。
显然，当地的土质条件，要达到规定的压实标准，可以说是绝对不可能的。再加上紧迫的施工工期和恶劣的气候条件，翻晒的可能性不大。因此，根据土的实际含水率和试验结果，在5.8%的空气率的情况下，压实度可达到91.2%。以此作为标准，得到的挖方路基强度的E。值为14.7MPa。当无法满足时，则在表层换填了砂砾材料30～40cm，以确保土基的强度。通过施工实践和大量的试验论证，控制方法得到了指挥部与现场监理的认可，从而保证了工程的质量与进度。
高含水率 篇2
多油层非均质油藏高含水后期层系重组实践探讨
多油层断块油藏经历多次细分进入高含水开发阶段后,层间差异性日益突出.在精细油藏描述和剩余油分布规律及控制因素研究的基础上,综合运用现有的.各种技术手段,研究辛47断块开发过程中不同剩余油分布形态、不同断块形态、不同沉积微相、不同流体性质、不同储层物性和不同开发井网组合对剩余油分布的控制程度.
作 者：解世锦 刘刚 作者单位：胜利油田东辛采油厂,山东,东营,257000 刊 名：总裁 英文刊名：PRESIDENT 年，卷(期)：2009 “”(9) 分类号：P61 关键词：层系细分 层系重组 多层系 层间干扰高含水率 篇3
1 已投产井的二次解释评价
油田进入中后期开发以后，油层水淹严重，开发难度不断加大，稳产难度也越来越大。为了寻找新的发现和突破，对辽河油田的老油
田、老区块开展了老区已投产井的二次解释评价。 二次评价主要内容。开发初期，测井一次解释时，投产井少，每口井的解释都是独立的，可应用的资料少，对一些储层的认识存在很大的局限性。二次解释就是要以油藏为单位，充分整合已有的各方面资料，紧密结合钻井油气显示和试油结果，探究不同油田油层特征的普遍性与特殊性，客观地修正解释标准，寻找潜力层。
主要研究工作路线是实践—认识—再实践—再认识。遵循地质规律，依靠对复杂储层测井资料认识的进步，完成目标油田油水系统的宏观研究；采用有效手段完成关键井层的油水关系的认识；在深入了解油藏与储层特征的基础上，进行逐井逐层的油水层复查，并得到阶段性的评价结果；用试油检验复查结果，结合地质、测井研究的新成果，获得对目标油田油水层和剩余油分布的新认识。 测井曲线标准化。不同测井系列、测量条件、测井环境，以及井筒内泥浆、地层水矿化度的差异等原因，存在系统误差、基线偏移、刻度不统一的现象，因此对工区内所有井的自然电位、电阻率、声波时差、自然伽马等测井曲线进行系统校正和标准统一。该文原载于中国社会科学院文献信息中心主办的《环球市场信息导报》杂志http：//www.ems86.com总第543期2014年第11期-----转载须注名来源按照多井评价的方式进行曲线的标准化处理，消除不同年代、不同仪器、不同测井环境和不同测井队之间的非地质因素的测井误差。 完善储层解释标准。根据试油、投产资料和测井曲线数值确定储层性质，修正目标油田统一的储层划分、油水层解释标准及相应图版，完善孔隙度、渗透率、饱和度、泥质含量的参数计算模型。 计算储层参数。根据新的解释标准和参数计算模型，对各井的储层参数进行系统计算，包括泥质含量、孔隙度、渗透率、饱和度，统一物性参数解释标准，为岩性建模和储层属性建模准备参数。 已投产井二次解释评价。在上述工作的基础上，对工区内所有已投产井，进行测井资料的二次解释和全井段油气层复查，寻找潜力层。同时对储层和非储层进行精细解释，满足地质建模的需要。 二次评价关键技术。二次解释评价工作过程应用了以下关键技术： 选择标准层，进行区域性多井测井曲线的标准化，消除非地质因素的误差；利用化验分析和区域解释模型，建立孔隙度、渗透率、饱和度、泥质含量的计算模型；根据试油、投产资料重新完善适合目标油田的解释标准；根据二次解释结果修正原先结论，确定挖潜目标和主要储层改造措施。
2 主要成果 完善解释标准。根据已有的试油成果、新的油水层解释标准和单井数字处理成果等，对已投产井进行了精细解释和油层复查。
原解释标准中解释参数只有孔隙度、电阻率和含水饱和度，这些参数的下限值不够准确。本次复查对原解释方法和解释标准进行了补充完善，分断块增加了泥质含量参数，可以更加准确地反映储层性质及含油性下限。 寻找评价潜力层。以油气显示和试油资料为依据，以试油井为中心，采取目的层横向追踪的方法寻找潜力层；而后再进行测井资料的综合解释。 滚动式寻找油气潜力富集区域。利用录井、井壁取心资料对工区内所有的井进行油气显示的统计分析，分析时采用以着眼点为基础向外滚动的方法，确定油气潜力富集区域。也就是首先复查动用层数较多的井，检查试油结论与测井解释结论是否符合，特别是原先解释为油水层、差油层、水层、致密层的，试油结果是否好于解释结论。发现这种情况，就要重点关注其邻井未射开层的测井曲线是否存在类似特征，重新进行解释，藉此寻找尚未发现的潜力层。 横向追踪。
分析已试油井的岩性、物性、水性及含油性与电性的关系，以此为中心横向追踪砂体的变化及对应的油气显示，寻找潜力层。 测井资料综合解释。已投产井的二次解释是对测井、地质、试油、试采、生产动态等多种资料进行综合分析，以定性与定量解释相结合、常规解释与数字处理相结合，分层系按岩性进行含油性评价；充分考虑各种因素可能对测井曲线造成的影响，既要研究测井曲线数值的变化，更注重分析曲线形态特征变化的原因，将宏观的模糊性与微观的精确性相结合，做出正确合理的解释结论。 潜力层实例。确定潜力层主要是根据试油投产、产吸剖面、录井取心等资料，单井纵向对比、多井横向对比、油水层曲线形态的比较和数字处理结果等进行综合解释的。
如l27井的17号层投产初期日产油27.1t，含水12.5%；第16、18号层为ng组主力产油层，油层特征明显，邻井试油、投产和测井解释多为油层。因此建议补射第16、18号层。 挖潜效果。通过综合评价，首批提出了171口井的潜力层进行补孔、堵水的建议，其中已实施措施的井为49口，有效井36口。
如井壁取心、录井均为油斑、荧光显示，因为深度浅，地层水矿化度低，电阻率相对较高，按当时的解释标准，将第30、31号层解释为油水同层。油藏投入开发后，其邻井相同电阻率水平的层试油时产纯油。复查时，经过精细评价提升解释为油层。第31号层补孔后，日产液21m3，日产油20.5t。
綜上所述，测井对老区已投产井进行的二次解释评价是卓有成效的。随着油田开发的深入，我们对储层性质和油层分布的认识是渐进的。实践表明，立足于已有的测井资料和测试、生产资料，充分利用先进的技术手段，通过精细解释，重新认识储层的性质，这一工作思路是正确的，结果是可靠的。这套工作方法和工作程序在今后的剩余油评价等深层次研究中也将是行之有效的。
（作者单位：
高含水率 篇4
由于在开挖过程中, 淤泥的结构被完全破坏, 因此真空预压处理时, 该层淤泥属重塑土范畴, 诸多学者已对重塑土的压缩特性开展了许多研究[1—4]。一般认为, 土性是影响重塑土压缩特性的重要因素[1,2]。Nagaraj等在研究重塑土的压缩特性时, 提出采用孔隙比e与土样液限时孔隙比eL的比值e/eL作为归一化参数, 将四种初始含水率为液限时的重塑土的e~lgσ'曲线进行了归一化处理[1]。Morris也采用e/eL对澳洲、美洲多种疏浚泥的压缩曲线进行归一化[3]。Burland提出采用孔隙指数Iv作为归一化参数归一化处理初始含水率位于1.0~1.5倍液限范围内不同液限重塑土样的e~lgσ'曲线, 获得重塑土的固有压缩曲线ICL (intrinsic compression line) 孔隙指数[4]。Iv的表达如下:Iv= (ee*100) / (e*100-e*1000) = (e-e*100) /Cc*。e*100、e*1000分别为100 k Pa和1 000 k Pa下的孔隙比, Cc*为重塑土的压缩指数。Burland指出, 重塑土的力学特性只受其基本性质的影响而与天然状态无关, 为土的固有特性[4]。然而, Cerato和Lutenegge收集了35种自然土样和18种纯黏土矿物的压缩曲线数并采用Burland提出的孔隙指数进行归一化分析, 发现孔隙指数Iv并不能较好的归一化不同土样的压缩曲线[5]。Cerato和Lutenegge认为该现象的产生与重塑土样的初始含水率存在差异相关。Hong等在改进的固结仪上对初始含水率介于0.7~2.0倍液限间的连云港、白马湖、温州等三种土样进行固结试验, 详细探讨初始含水率对土的压缩性状的影响[6]。Hong等的试验结果表明, 重塑土的压缩曲线确实随初始含水率的变化而变化, e*100、Cc*均随初始含水率的增加而增加[6]。除此之外, 殷杰、骆凉平等也针对初始含水率对黏土压缩特性的影响开展了研究[7,8]。
尽管目前国内外针对初始含水率对重塑土的压缩特性的影响开展了研究, 但研究的对象多为黏土, 而滨海港淤泥为淤泥质粉质黏土, 其压缩特性必然与黏土存在差异。本文的目的在于通过对盐城港滨海港区的高含水率淤泥进行压缩试验, 探讨初始含水率对滨海港区高含水率淤泥压缩特性的影响规律, 从而为港区填土工程提供设计依据。
1 土样的基本物理指标及试验方法
表1显示了滨海港淤泥的物理力学指标, 其中, 液限采用碟式液限仪测定, 塑限采用搓条法测定, 颗粒分析试验采用比重计法测定。
由于试验中土样的初始含水率在1.0~2.0倍液限之间, 采用传统固结仪进行固结试验时, 第一级固结压力相对较大 (10~12.5 k Pa) , 致使土样被挤出, 导致试验数据失真, 所以无法采用传统的固结装置进行本次试验。为了克服常规固结仪最小加载量偏大的缺点, 本次试验采用改进的轻型固结仪, 该固结仪由传统的固结仪改进而来, 改进主要有两处, 一是将常规固结仪中的铜质上盖换成轻质的有机玻璃质上盖;另一处是在土样的正下方新增一个加载系统, 更方便分级施加较低的荷载于试样, 改进后的固结仪的最小加载量为0.5 k Pa[6—8]。本次试验, 初级荷载为2 k Pa, 加载顺序为2 k Pa, 4 k Pa, 8 k Pa, 12.5k Pa, 25 k Pa, 50 k Pa, 100 k Pa, 200 k Pa, 400 k Pa, 800k Pa, 1 600 k Pa, 每级荷载施加后24 h, 施加下一级荷载。
2 试验成果与分析
2.1 压缩曲线
图1为不同初始含水率时滨海港淤泥的e~lgp曲线, 图标表示各压缩曲线的初始含水率。由图可知, 滨海港淤泥的e~lgp曲线随初始含水率的变化而变化, 初始含水率高的土样的压缩曲线位于初始含水率低的上方。相同固结压力下, 土样的孔隙比均随初始含水率的增加而增加。不同初始含水率土样压缩曲线之间的差异随固结压力的增加而减小。早在20世纪80年代, Imai在研究高含水率疏浚淤泥在低有效应力状态时的压缩特性时, 对初始含水率对疏浚淤泥压缩特性的影响机理做了简单的描述。Imai认为, 土样都具有一定的结构, 能够承受一定的外部荷载, 初始含水率差异引起土样的初始结构存在差异。当土样所受的外部荷载较小, 土样保持原有结构, 所以孔隙比或含水率基本保持不变。但当土样受到的外部压力大于土样原有结构能够抵制的压力时, 土样的原有结构发生破碎, 不同初始含水率土样之间的差异减小[9]。
另外, 由图1可知, 除初始含水率为67.9%和71.9%的土样之外, 其他3个土样不同初始含水率的压缩曲线均呈明显的反“S”形, 这与天然沉积软黏土的压缩曲线相似。对于天然沉积软黏土, 由于固结屈服应力的存在, 当固结压力小于固结屈服应力时, 孔隙比随固结压力的增加变化较小;当固结压力大于固结屈服应力时, 孔隙比随着固结压力的增加而迅速增加, 曲线略微上凹, 这个现象导致天然沉积软黏土呈反“S”形。一般认为, 重塑土的压缩曲线呈略微的上凹形;但Hong等发现, 重塑土中存在与天然沉积软黏土屈服应力相似的力, 当固结压力小于该力时, 土样的变形较小;而当固结压力大于该力时, 土样变形迅速增大, 最终导致重塑土的压缩曲线同样呈现反“S”形[6,10]。Hong等将该力称为重塑屈服应力, 用σs'表示[10]。Hong等指出, 重塑屈服应力与初始含水率密切相关, 随初始含水率的增加而非线性降低[6]。对于本次试验中初始含水率为67.9%和71.9%土样的压缩曲线没有出现反“S”形, 这是由于在该初始含水率下, 土样的重塑屈服应力小于2 k Pa, 所以第一级2 k Pa的荷载下就呈现上凹形。
2.2 重塑屈服应力
Butterfield发现对于压缩曲线表现为反“S”形的天然沉积软黏土, 在ln (1+e) ~lgσ坐标系中的压缩曲线呈双折线, 两条直线相交处的固结压力为土样的屈服应力[11]。根据上述观点, Butterfield首先提出采用ln (1+e) ~lgσ坐标系确定天然沉积软黏土的屈服应力, 此后上述方法得到了许多学者的验证。因为重塑土的重塑屈服应力与天然沉积软黏土的屈服应力存在一定的相似性, 所以Hong等将Butterfield所述的方法引入重塑土, 用来确定重塑土的重塑屈服应力[6,10]。
图2为本次试验中滨海港淤泥在ln (1+e) ~lgσ'坐标系中的压缩曲线。由图可知, 在ln (1+e) ~lgσ'坐标系中, 滨海港淤泥的压缩曲线同样呈现显著地双折线型, 而两条直线交汇处的固结压力即为重塑屈服应力 (由图中箭头所示) 。由此可以表明, 可以采用Butterfield所述的法方法确定滨海港淤泥的重塑屈服应力。
Hong等认为土样初始孔隙比与液限时孔隙比的比值 (e0/eL) 作为归一化参数可以较好的归一化天然土的重塑屈服应力。通过 (e0/eL) , Hong等获得了归一化公式 (1) [6]。
图3为滨海港淤泥的重塑屈服应力随e0/eL的变化关系, 方便起见, 图3中还给出了式 (1) 所示的关系。由图可知, 滨海港淤泥的重塑屈服应力均随初始含水率的增加而非线性降低。
另外, 图3中显示, 滨海港淤泥的σs'~e0/eL曲线并不能分布在Hong等所提出的σs'~e0/eL曲线附近, 相同的e0/eL时, 滨海港淤泥的重塑屈服应力大于Hong等提出公式得预测值。由此可见, 采用式 (1) 所示的方法并不能预测滨海港淤泥的重塑屈服应力。分析认为, Hong等提出的天然重塑土的σs'~e0/eL曲线主要是针对黏土的, 即塑性指数大于17, 而滨海港淤泥的塑性指数小于17, 属于粉质黏土。对于滨海港淤泥, 可采用式 (2) 所示关系描述。
2.3 压缩曲线归一化分析
Burland提出采用孔隙指数Iv归一化不同土样的压缩曲线, 获得归一化压缩曲线ICL, 如式 (3) 所示[4]。Hong等指出, 孔隙指数Iv可以较好的归一化固结压力大于重塑屈服应力时重塑土的压缩曲线, 但他们的试验数据显示, 固结压力大于25 k Pa时, 不同土样的压缩曲线可以归一化至ICL上, 但对于固结压力小于25 k Pa时土样的压缩曲线确不能很好的归一化至ICL上, 因此基于孔隙指数, Hong等提出了新的归一化曲线EICL, 如式 (4) 所示[6]。
图4为滨海港淤泥在不同初始含水率时采用孔隙指数Iv归一化后的压缩曲线。由图可知, 当固结压力大于100 k Pa时, 各土样的压缩曲线可以很好的归一化, 而对于固结压力小于100 k Pa时, 由于重塑屈服应力的影响, 归一化后的各压缩曲线分布相对分散, 表明归一化效果较差。另外, 当固结压力小于100 k Pa时, 可以较好的归一化至ICL上。
2.4 固有压缩参数e*100、Cc*
殷杰针对黏土, 提出考虑初始含水率的e*100、Cc*的预测方法, 如式 (5) 、式 (6) 所示[7]。
图5、图6分别为滨海港淤泥的e*100和Cc*随初始含水率的变化关系, 图中同样给出了采用式 (5) 、式 (6) 所述公式的预测值。由图可知, 滨海港淤泥的e*100、Cc*均随初始含水率的增加而曾加。但在相同的初始含水率时, 采用式 (5) 、式 (6) 获得的预测值位于实测值的上方, 这同样表明, 采用现有关于黏性土的e*100、Cc*的预测方法不适用于滨海港淤泥。
3 结论
本文通过对不同初始含水率的盐城港滨海港区高含水率淤泥开展压缩试验, 探讨初始含水率对滨海港淤泥压缩特性的影响, 获得如下结论:
(1) 滨海港淤泥的e~lgp曲线均呈反“S”形, 可以运用Butterfield所述的方法确定其重塑屈服应力, 采用孔隙指数Iv可以较好的归一化固结压力大于100 k Pa时的压缩曲线。
(2) 初始含水率是影响滨海港淤泥压缩特性的重要因素, 相同固结压力下, 孔隙比均随初始含水率的增加而增加。滨海港淤泥的重塑屈服应力随初始含水率的增加而降低, e*100、Cc*均随初始含水率的增加而增加。
(3) 现有关于黏土的重塑屈服应力、e*100、Cc*的预测公式不适用于滨海港淤泥, 滨海港淤泥的重塑屈服应力大于现有预测值, 而e*100、Cc*小于预测值。
摘要：通过对不同初始含水率的盐城港滨海港区高含水率淤泥开展压缩试验, 探讨初始含水率对滨海港淤泥压缩特性的影响。试验结果显示, 滨海港淤泥的elgp曲线呈反“S”形, 采用孔隙指数Iv可以较好的归一化固结压力大于100 k Pa时的压缩曲线。孔隙比、e*100、C*c等均随初始含水率的增加而增加, 重塑屈服应力随初始含水率的增加而降低。此外, 试验结果还表明, 现有关于黏土的重塑屈服应力、e*100、C*c的预测公式不适用于滨海港淤泥, 实测的重塑屈服应力大于现有预测公式的预测值, 而实测的e*100、C*c小于现有预测公式的预测值。
关键词：淤泥,压缩曲线,初始含水率,液限
参考文献
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高含水率 篇5
强度折减法在高含水滑坡稳定性分析中的应用
文章依据滑坡体岩体破碎、地下水丰富、坡体含水量高、滑坡面积大、厚度小、稳定性差等特点,选取青海省麦秀山1#滑坡为例.结合麦秀山地区的工程地质特点,利用FIAC-3D有限差分程序,基于强度折减法对该滑坡进行了稳定性分析.通过对滑体岩土体强度指标的折减,模拟地下水对岩土体的影响,当边坡的塑性区由坡脚贯通至坡顶、坡体上特征点的位移值产生突变,且无限制的增长时,认为边坡达到临界破坏状态,此时的.强度折减系数即为滑坡的稳定系数,同时可得到滑坡失稳破坏的潜在滑动带,以揭示滑坡的失稳破坏机理.分析计算表明:强度折减法不仅能够模拟出滑坡渐进破坏的过程,而且所求得的稳定系数更符合滑坡的实际状态,在滑坡稳定性分析中具有明显的优势.
作 者：作者单位：刊 名：中国地质灾害与防治学报英文刊名：THE CHINESE JOURNAL OF GEOLOGICAL HAZARD AND CONTROL年，卷(期)：20(3)分类号：P642.22关键词：岩土体强度折减法 高含水滑坡 稳定性分析 失稳破坏 折减系数 稳定系数 Strength Reduction Method of rock-soil body high-water-content landslide stability analysis destabilization failure reduction factor factor of stabikey stability
高含水率 篇6
【关键词】油气集输与处理工艺；高含水原油；集输；稠油；脱水
1.油气集输工艺存在的问题
1.1传统的计量方式是制约了集输工艺的发展
油气集输是把分散的原料集中、处理使之成为油田产品的过程，是继油藏勘探，油田开发、采油工程之后的重要生产阶段，工程建设技术要求高，综合性强，工程投资大，对于集输管网系统，成功的设计必须是技术与经济的和谐统一体，其中技术是工程的基础与手段而经济效益是工程的核心与目的。目前，国内许多油田的科研人员对油气集输系统进行了广泛深入的研究，油田地面集输工艺有了很大的发展。
传统的量油分离器计量需人工进行量油操作、 液位计读数、 取样化验等。因此，需在计量站内进行油井计量；称重翻斗计量装置虽然减少了部分人工操作程序，自动化程度得到提高，但很多采油厂，都紧邻村庄，人为破坏非常严重，计量站仍不能放弃。
1.2高耗低效运行是影响生产成本的关键所在
由于原油含水的不断上升，产液量和产水量增加，输送能耗及处理费用逐年增加。随着单井产油量降低，百万吨产量需要的油水井数不断增加，使机采系统和集油系统的热力及动力消耗增加。另外，部分高耗能、低效率设备的在线运转，部分早期建成的各种站场在流程或布局上不适应油田的生产和发展，站内设备多、工艺流程复杂，维护工作量大。这些因素导致了油田生产单位能耗上升速度加快，控制难度增大。目前，效率要求逐年上升，如何简化流程、选择高效低耗能设备、优化系统，降低单位能耗指标是设计中面临的难题。
2.对策与思路
针对目前集输系统存在问题及现状，在以后编制产能建设方案的过程中，新技术、新设备及新工艺应该被推广，做好地面工程的简化、优化工作，降低工程投资，节能降耗，可主要在以下几个方面开展工作。
2.1优化地面集输系统流程
传统的单井计量技术是简化集输流程的一大障碍。目前“油井在线远传计量技术”已解决了这一问题。该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系，建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型， 通过获取示功图数据，计量油井产液量。功图法油井计量技术具有以下特点：通过实时测得多个功图计算的产量叠加获得油井全天产量， 避免了双容积以数小时量油折算日产量带来的系统误差；能够实时采集处理数据、监控油井工况；自动化程度高，每个数据处理点可管理油井40口，现场无须人工操作；系统扩展性优良，通过增加控制模块，可实现抽油机远程监测、启停控制、节能运行等功能，有利于提高油井生产自动化和信息化管理水平。这一技术改变了油井液量需管输至计量站才能实现单井计量的传统计量模式，使油区内的各油井集输管道实现串接，解决了简化集输流程的障碍。
2.2高效设备的专项调研与应用
针对油田部分现有设备效率低、能耗高、老化严重等现实情况，为了给油田提供高效率、低能耗的适应油田发展的新型设备，分别对加热炉、分水器、高黏原油输送设备、脱水器及换热器等设备进行专项调研。在调研、分析国内外先进技术的基础上，结合油田产能的实际需要，筛选出适合各个油田油品性质的高效、节能设备。
2.2.1高效三相分离器
高效三相分离器是油田采出液高效处理设备，采用来液旋流预脱气、水洗破乳、高效聚结和油水界面控制等数项技术，使含水原油经一次处理即达到合格原油的标准。工作原理：油、气、水混合液进入预分离筒，在离心力作用下分出大量的伴生气；油水混合液（夹带少量气体）通过预分离筒下部分配器进入分离器，经过整流板整流和在含有破乳剂的活性水层内洗涤破乳，流入沉降分离室沉降分离，脱水原油进入油室， 水相靠压力平衡经导管进入室气体进入上部气体空间。
2.2.2多功能组合处理装置
该装置适合于难动用板块油田分散、单井产量低和产品性质差的特点。装置由油气分离、沉降、加热、电脱水和缓冲5个部分组成，简称“五合一”装置。
多功能组合处理装置原理结构多功能合一装置的应用大幅度简化了站内原油处理工艺，使脱水站的单一多台设备的功能集为一体， 适应外围小区块低产油田的脱水处理。该装置的设备规格可根据处理站来液量的需要进行设计。
2.2.3新型高效加热炉
新型高效加热炉是最新一代油田加热设备。该设备通过应用高效烟管强化传热、优选添加剂、整体结构优化、实现了油田加热炉的高效化和小型化。
该高效加热炉与常规加热炉相比，热效率由83%提高到90%以上， 钢材耗量由14t/MW降低到6t/MW 左右，综合性能指标达到国际先进水平。该项技术的推广应用，不但可以降低工程造价，而且可以大幅度降低加热炉的运行成本，自控系统完备，具有广阔的市场应用前景。
2.3稠油降黏输送技术的研究
选择稠油集输方式，虽然粘度是首要决定因素，但是油藏特性、开发方案、采油工艺、油品其他物性、地理环境等因素也需考虑。因此，选择何种集输方式，必须经技术经济论证确定。稠油的集输方式主要有如下几种：
2.3.1局部加热集输
这种集输方式就是对油井产出液中不掺入其他热介质（例如热水、稀油、蒸汽等），而是在井口等地方设置加热设施，集油管道采取适当放大管径、低流速集输，一般称之为单管热输。
2.3.2掺液集输
常用的掺液有稀油、活性水、脱出污水。掺液的作用：一是使稠油降黏，满足集输过程中的水力条件；二是借助掺液的热量，提高稠油的温度，满足集输过程中的热力条件。
2.3.3掺蒸汽集输
在井口油嘴后向稠油中通入蒸汽，提高稠油温度， 使稠油黏度降低，满足集输过程中水力、热力条件的要求。
2.3.4稠油改质集输
稠油改质是利用加氢、减黏裂化等工艺技术， 将稠油变成稀油的一种新技术。适用于黏度较高（10Pa·s以上），又不能进行热采，周围又没有可供回掺的稀油资源等情况的稠油油田。
2.4进一步对稠油脱水工艺技术的研究
由于稠油具有较小水油密度差、高黏度的性质，水滴在稠油中的沉降速度比一般原油要小得多，极不利于油水分离。目前国内针对稠油脱水没有特别有效的技术，大多综合采用传统的原油脱水方法，如重力沉降脱水、离心力脱水、化学破乳剂脱水、电脱水等。电脱水常作为稠油脱水的首选方法或脱水的最后环节，以满足脱水标准的要求。这些脱水方法综合运用会大大增加设备的投资及运行费用，而且由于稠油的高电导率，也会大大降低电脱水器的效率，无疑增大了电能的损耗。
3.结论
油田开发建设经历了从“地上”服从“地下”转变到“地上”、“地下” 相结合、共同服从经济效益的过程。今后地面工程在系统优化调整过程中，在对建设及运行现状与油藏工程相结合的研究基础上，要确定既能满足油田产量接替需要，又有利于地面工程系统优化调整的开发建设方案。要使“地上”、“地下”反复结合，不断调整地面建设规模，优化布局，简化工艺， 推广新技术，积极开展科研攻关及现场试验，将新成果在系统优化调整中进行应用，使系统优化调整后的地面工程和工艺更加优化，不断提高地面工程的术水平，以实现油田优化简化、节能降耗、减少投资、降低运行成本的目标。 [科]
【参考文献】
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高含水率 篇7
1 工程概况
山西太佳高速临县隧道左线2223m, 右线2226m。隧道进口工程位于凌井小盆地的地表黄土冲刷沟壑浅埋地段中, 洞口浅埋Ⅴ级围岩地段设计埋深在13m~38m之间, 跨度约为15m, 高度约为9m。
该段隧道黄土具有压缩性高、强度低、明显湿软等特性。这些特性使其与完全饱和黄土的性质接近, 但又有本质的不同。有学者称之为湿黄土、湿软黄土。由于该类黄土具有湿陷性、结构性、湿软性等特点, 以上名称皆不能完全反映此类黄土的性质。因此对此类黄土隧道的施工技术方法进行研究具有重要的工程应用价值。
2 计算模型与模拟方案
2.1 模型建立
为全面考虑隧道开挖影响的范围, 模型尺寸选取为长×宽×高=105m×10m×62m的黄土隧道。有限元模型地表面不加约束为自由面, 模型四周采用法向变形约束条件, 而底部则采用全约束条件, 这样就与工程实际情况相吻合。有限元计算中土体为摩尔-库仑材料, 初支采用C30喷射混凝土, 厚度为25cm, 锚杆直径25mm, 长度3.5m, 总数32根。初始应力场仅考虑土体自重应力场, 不考虑地层的地层构造应力。整个模型共个3638节点, 共12186单元。地层采用实体单元, 喷混采用板单元, 锚杆采用植入式桁架, 各模型网格划分详见图1、图2、图5、图6、图9、图10。
2.2 材料参数选取
根据勘察报告及课题组对各试验段的补充勘察, 选取的材料物理力学参数见表1。
2.3 模拟方案
隧道开挖每循环进尺1m, 总共10个循环, 岩体按均质考虑。为了研究相同埋深 (30m) 、不同工况 (弧形导坑法, 双侧壁导坑法, CD法) 开挖支护过程结束后围岩的变形规律。计算提取了地表变形、拱顶沉降、周边收敛等数据, 并通过分析对3种方法进行比较, 确定最优工序, 而观测截面选在开挖第一循环截面。
2.3.1 弧形导坑法施工数值模拟分析
(1) 隧道计算模型
(2) 隧道开挖支护结束后围岩位移场分析
通过模拟分析, 围岩竖向位移和横向位移有以下规律:竖向最大竖向位移发生在拱顶, 整个变形趋势为漏斗状, 拱顶的最大位移为10.80cm, 地表沉降6.08cm。横向位移的最大值发生在边墙上, 周边收敛的最大值为11.41cm, 围岩竖向位移、横向位移如图3、4所示。
2.3.2 双侧壁导坑法施工数值模拟分析
(1) 隧道计算模型
(2) 隧道开挖支护结束后围岩位移场分析
通过模拟分析, 围岩竖向位移存在以下规律:各导坑上部, 下部都出现位移集中现象, 拱顶最大位移为5.09cm, 地表沉降最大值3.53cm, 围岩竖向变形如图7所示。围岩横向变形有以下规律:整个变形不对称, 先开挖的左导坑横向变形小, 而后开挖的右导坑变形较大, 而且右边墙应力集中现象比左边墙严重, 周边收敛的最大值为6.71cm, 围岩横向变形如图8所示。
2.3.3 CD法施工数值模拟分析
(1) 隧道计算模型
(2) 隧道开挖支护结束后围岩位移场分析
通过模拟分析, 围岩竖向变形有以下规律:左导坑、右导坑拱顶与拱底都出现位移集中, 后开挖的右导坑, 位移集中区域较大, 拱顶沉降最大值为8.26cm, 地表沉降最大值为4.65cm, 围岩竖向变形如图11所示。围岩横向变形在以下规律:整个横向变形不对称, 后开挖的右导坑边墙位移集中区域较大, 引起地表沉降较大, 周边收敛最大值为8.72cm, 围岩横向变形如图12所示。
3 模拟结果对比
(1) 双侧壁导坑施工法由于开挖的范围小, 拱顶下沉最大值为5.09cm, 地表沉降最大值为3.53cm, 周边收敛最大值为6.71cm;CD法施工开挖范围大, 拱顶下沉最大值为8.26cm, 周边收敛最大值为8.72cm;弧形导坑法施工开挖面积较大, 拱顶下沉最大值为10.80cm, 地表下沉最大值为6.08cm, 周边收敛的最大值为11.41cm。比较围岩的最大变形位移, 双侧壁导坑法施工围岩变形量最小, 而弧形导坑法与CD法施工变形较大。
(2) 从图3、图7、图11可以看出, 双侧壁导坑施工法竖向位移比其它两种施工方法竖向位移位移集中区域小, 而且变形大的区域比其它两种方法小。从图4、图8、图12可以看出, 双侧壁导坑施工法引起横向位移与竖向位移规律相似, 变形大的区域比其它两种方法小。
4 现场监测
4.1 监测方案
根据上面数值分析, 确定该隧道采用双侧壁导坑法施工。为了进一步论证数值模拟的可靠性, 在隧道施工期间, 对周边围岩的变化情况进行监测, 包括拱顶下沉以及隧道水平收敛。监测方案如图13所示。
4.2 隧道周边围岩变形分析
(1) 从图14, 图15可以看出隧道拱顶下沉量与隧道收敛量随着施工掘进长度先增长而后逐级趋于稳定, 但不是绝对的稳定, 稳定中还有一定的波动, 这是受到黄土本身的特性影响。
(2) 隧道水平收敛主要发生在开挖初期, 从数值模拟和现场监测数据分析, 在选用双侧壁导坑法施工时, 应该尽快实施初次支护, 以保证隧道的稳定性, 并根据监测数据及时调整支护刚度, 尽量选用钢格栅或钢拱架等能迅速及时提供隧道支撑。
(3) 隧道周边围岩的变形与分部开挖的顺序以及施工扰动有相当大的关系, 这样才造成不同部位开挖, 围岩变形的突变, 根据以上分析得出应在实际施工中及时完成支护并形成整体受力结构。
结语
通过对临县隧道施工方法的系统分析, 研究了不同工法条件下隧道围岩变形的相关规律, 得出如下结论:
(1) 临县隧道选用双侧壁导坑法施工, 及时实施初次支护, 很好地保护围岩, 稳定隧道的变形。因此, 建议类似黄土隧道选用双侧壁导坑法施工。
(2) 对比数值模拟与现场监测结果, 得出现场监测的数据偏大, 说明实际施工中影响围岩变形的因素较多, 进一步说明岩土工程的复杂性。
(3) 黄土隧道施工中应尽量坚持数值计算分析与现场监测相结合, 确定合理的开挖方法, 使隧道施工更加安全, 更加经济可靠。
摘要：本文以山西太佳高速公路临县隧道工程为研究对象, 利用Midas/GTS有限元分析软件, 建立三维有限元模型就常见的黄土隧道三种开挖方法 (弧形导坑法, 双侧壁导坑法和CD法) 进行模拟分析。通过数值分析得到围岩变形规律, 在对其结果进行对比分析的基础上, 确定最优开挖施工工序, 并结合现场隧道监测数据, 验证数值模拟的可行性, 同时提出高含水率黄土隧道施工建议性结论。
关键词：黄土隧道,最优开挖工序,数值模拟,现场监测
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高含水油井取样方法改进 篇8
1 目前高含水油井取样存在的问题及影响
(1)油井进入高含水期产液量波动较大且无规律,低液量井存在间歇产液现象,增加了油井取样的难度,表1为侧真21A井含水率变化情况。
(2)现有的取样装置、标准规范和工作制度对于含水率>80%油井缺乏适用性,难以取准代表性油样,导致含水分析误差大。
(3)操作人员未能规范取样操作,取样时间和取样量不符合要求,样品代表性低。
(4)受操作方法、环境条件、流程设备等因素影响,化验数据的真实性和可靠性降低,生产数据不能准确反映油井生产动态,增加计量误差,影响经济考核和生产方案的制订与实施。据统计,产生原油生产计量误差的主要因素是含水率。
(5)针对高含水油井取样,目前可供参考的技术资料较少,GB/T 4756-1998《石油和液体石油产品取样法(手工法)》和SY/T 5317-2006《石油液体管线自动取样法》等标准仅适用于管输原油的取样分析,参照性较低[1,2]。
2 实施高含水油井取样设想
2.1 实施高含水油井取样研究原则
开展高含水油井取样操作方法研究,要遵循可靠性、适用性和经济性原则,对现有井口取样工艺流程不进行明显改动,不增加操作人员劳动强度,改进取样方法、取样装置和工作制度,录取代表性较高的油样,得到准确的含水率数据。
2.2 实施改进高含水油井取样方法的研究方案
选择典型的高含水油井作为试验地点,对目前的取样装置、取样容器和取样方法实施改进,进行数据比对与验证,分析含水误差变化原因,确定具有实用价值的取样装置与操作方法,指导基层人员掌握与应用,表2为试验油井生产数据。
3 实施高含水油井取样改进试验
3.1 井口取样器制作
为准确录取高含水油样数据,针对目前取样中存在代表性差,取样量少影响含水化验分析准确度的问题及制作与安装不规范的现象,参考标准规范,结合现场实际,在油井井口制作了取样装置(图1)。
(1)设计、制作油嘴套取样器(图2),采集水平管线油液样品。
根据SY/T 5317标准对水平流动油液含水分布呈梯形变化描述(图3),制作喇叭口取样器,可扩大采样截面,提高流动状态下录取油样的准确性。
(2)为提高样品比对效果,经过筛选,该装置在符合试验条件的真11-2、沙20-33等4口高含水油井进行了制作安装,与现有油井取样器进行取样比对。同时按照GB/T 4756标准在垂直管段的取样位置处,制作标准取样器,以增加油样的比对范围,提高试验效果。
3.2 制作高含水取样筒
依据Q/SH 0182《采油井资料录取规定》要求,含水率≥90%油井取样量不少于2 500mL,为提高样品的代表性,制作了带底阀的样筒(图4),样桶容积为5L,并制定了取样方法[3]。
(1)取样器排尽残油后,在上冲程多次取足油样,油样冷却后,从底阀排放溶解水与游离水,观察水变混浊后关闭底阀,称取前后重量,得出排水量。
(2)按上述方法填补空出容量,观察样筒内油样浓度符合分析要求(建议含水率<60%)。
(3)样品送化验室进行含水率测定,根据现场排水总量,计算综合含水率。
3.3 数据分析
(1)根据表3中真11-2、真108、侧花3-1等油井取样比对数据,从油嘴套取样器录取油样的含水率,比目前普遍采用的井口取样器录取油样含水率平均高出2.1%,同时其他油井比对数据也基本验证了上述变化。
(2)油嘴套取样器的取样范围覆盖了GB/T4756和SY/T 5317对水平管要求的取样点的位置,相比于单点开孔取样器,录取样品受液体流动状态和充满程度等因素变化影响较低。对出现结腊和卡堵情况,一是通过油嘴套循环热水加温;二是可拆卸检查维护,具有创新性、实用性和可靠性特点。由于伸入端较长,取样前需排尽管线内残留油液,确保样品纯度。
(3)油嘴套取样器配合带底阀的5L样桶,进行高含水油井取样,覆盖生产时间长、取样量大、操作方法合理。采用喇叭口取样截面,包含了GB/T 4756和SY/T 5317等标准所要求的取样范围,使取得样品具有较高的代表性,2012年4月以来,现场通过连续多次的含水比对试验也验证了上述结论。
3.4 油井取样器改进的含水比对
在真11-2和真108井,实施目前普遍采用的取样器,与按照GB/T 4756标准制作的取样器,进行了比对试验,试验情况见表4。根据试验数据,在油液呈自上而下流动状态下,2种取样器按照同样操作方法得出的含水率相对误差绝对值<0.6%,误差变化不明显,其原因是油液流动状态均未能符合标准要求,样品均化效果较低。
4 结论与启示
(1)高含水油井具有产液量、含水率与气液比等生产状态不稳定特点,随着油田进入开发后期,高含水油井的数量与比例将逐渐增加,因此实施高含水油井取样研究,对提高生产数据准确度非常重要。
(2)通过取样器制作与取样容器改进试验,掌握了一定含水变化规律,如油嘴套取样器结合带底阀样桶,录取样品的准确度平均提高了2%。
参考文献
[1]GB/T4756-1998石油和液体石油产品取样法(手工法)[S].
[2]SY/T5317-2006石油液体管线自动取样法[S].
高含水油田二次开发探究 篇9
在对地底下剩余油的情况进行调研和分析的基础上, 可以将剩余油分为两块:第一块是富集区, 即剩余油的含量相对比较高, 能够从中提取较多的油;第二块是分散区, 即在这一区域油的分布不是很集中, 从中采油相对比较困难。在开采富集区和分散区的剩余油时, 我们必须在认清这两个区不同基础上, 利用不同的技术和设备, 采取不同的开采方法。另外我们必须要对老油井的实际情况进行调查, 老油井一般会出现的问题有:
(1) 套损严重.油井中的套管由于变形等造成的损坏;
(2) 开井率低;
(3) 注采系统不完善。在这种情况之下, 为了确保开采的顺利进行, 必须要另外打几个调整井来对原有开采井网系统进行调整。当然这些调整井的位置非常关键, 它们必须要和油田石油的分布情况相一致。笔者认为, 对高含水油田进行二次开发的概念是:打造新的井网系统, 以富集区为核心, 在分散区寻求富集, 将分散区和富集区的剩余油采用不同的方法来开采。
从上面二次开发的概念可以看出, 对高含水油田的开采过程大致如下:第一, 针对剩余油富集区的特点, 应该通过专门的技术对剩余油的油量以及分布情况作出描述, 构建一个新的开采认知系统。在对富集区的石油位置和数量了解清楚的基础上, 可以知道需要哪种类型的调整井来进行井网系统的重新组合;第二, 分散区的剩余油可以采取深部调驱的方式来进行开采。
2 二次开发的策略
2.1 富集剩余油的开发策略
对于富集区的开采应当通过一些调整进来达到井网加密的效果。在调查清楚富集区石油的位置和储存量之后, 可以使用直井、水平井, 或者是两者结合的方式来重新组合开采井网系统。针对富集区面积大小的不同, 有下面三种不同的打井选择:第一, 对于面积比较大的, 我们可以选择在断层的上部较近的地方打一个简单点的水平井。如果该地的断层较多, 还可以选择打一个有较多分支的水平井。这样不仅解决了老油田开采难的问题, 而且还可以准确的缺点水平井的位置;第二, 如果面积相对较小, 可以选择直接在附近打一口直井。如果附近有安全的油井, 就可以直接从中打一个斜井进去;第三, 如果是面积更小的, 不应直接考虑打井, 而应注重在补孔或者转注上进行尝试。二次开采中必须要确保水平井的质量, 由于水平进的水平段较长, 如果井打的不牢固, 可能会导致油井大量出水, 这样会对整个开采活动带来巨大的困难和损失。总之, 水平井在剩余油的开采过程中扮演重要的作用, 我们需要研究如何应对水平井大量出水的难题。
2.2 分散内剩余油的开采策略
分散剩余油主要是分散存储于油藏里, 其富集区的数量多但面积小。因此如果一个一个去探查将会耗费大量的时间和人力物力, 并且很难开采。通过实践, 发现用可动凝胶可以深入油藏内部, 最大程度地将分散剩余油从油藏内赶出来。陆相储集层周围的原油之所以难以开采, 是因为储集层质地不均匀, 使得注入的水易形成“水流优势通道”, 导致水的冲洗强度降低, 因而采收率不高。顾名思义, 可动凝胶是能够在储集层移动的凝胶。可动凝胶工作原理主要有两个方面:第一个方面是“调”。因为可动凝胶可以在短时间内堵住高渗透水的水流通道, 从而将水流方向调整到以前冲洗强度低的地方, 大大地增加了水流波及体积, 同时使冲洗强度大幅提高。第二个方面是“驱”。在调整好水流之后, 继续注入相应流体, 将流体波及体积内所蕴藏着的分散剩余油给驱赶出来, 以此达到提高采收率的目的。当凝胶堵住原先的水通道之后, 其所受压力会越来越大。当压力超过凝胶所能承受范围, 可动凝胶会被冲散而移动。在向前移动到某个新的地方的时候, 凝胶会再次形成堵塞。如此循环往复, 可动凝胶就可以一步一步地深入到油藏内部, 使得注入的流体波及体积更大, 驱赶出来的分散剩余油的量也更多。可以说, “调”和“驱”这关键两部之间的有效配合, 是提高分散剩余油采收率的关键因素。
2.3 注重注采系统中不完善区域的挖潜的策略
提高水驱采收率的另外一个对策便是对老油田的合理利用。有些老油田设备老化, 开采条件差, 施工率低;有些老油田已经没有能力控制油藏;有的则是井网段过长, 层次复杂, 不能满足开发条件。因此, 为了不浪费资源, 需要对这些油田进行注采系统可能多的驱出老油田中以前不能采集到的原油, 在二次开发过程中, 要认真分析新调整后的注采系统, 通过“调”“驱”原理, 扩大注入流体的波及体积, 提高冲洗强度。通过上面的分析, 我们在重新组合井网系统的过程中必须要考虑以下几个方面:
(1) 注采井数必须要保持在合理的比例;
(2) 要充分调查老井还能被利用的程度;
(3) 要考虑隔层的稳定性;
(4) 要考虑水平井可承受水压的强度;
(5) 新井网系统的经济效益也必须进行全方位的考虑。现阶段有些二次开采中新打的井过多, 导致开采的经济效益不高。因此, 在做开采方案时必须考虑经济效益, 要力求以最少的开采井换取最大的经济收益。新的进网系统要定期进行检测和评估, 以用来分析其是否能够达到预期的采收率。分析的主要参考是看其是否能够增加产量, 是否能够在很大程度上减少了含水量。
层系细分需要由足够的储量作为保障, 同样加密进网也需要由充足的储量作为保障。对井网系统重组提高采收率效果和经济效益有很大的影响。一般来说, 只有储量大于70%的老油田才会作为二次开采对象。当然, 这一储量值不是其原有的数值, 而必须是其剩余可采储量。在二次开采的过程中, 高含水期的石油分布非常分散, 这个时候打调整井很容易会打出含水量高的油井, 这样对采收率的提高没有什么太大的帮助。
根据以往的经验, 有些油田或有些地区由于含水太高、地质条件差或者是开采方法的不科学, 都有可能导致开采率不高。这种情况下可能还有大量的剩余油存在, 因此选择这样的油田或地区来进行二次开采可能会取得较好的效益。
摘要：本文针对中国大部分油田注水开采率低, 提升空间大的特点, 对于高含水油田的二次开发进行探究。从二次开发的概念以及开发的策略方面进行简要探讨。
关键词：高含水油田,二次开发,策略
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东部老区高含水油藏挖潜对策研究 篇10
胡状集—庆祖集油田是位于渤海湾盆地东濮凹陷西部斜坡带的一个砂岩构造油藏,储层属于湖盆边缘扇三角洲水下扇沉积体系,储层平面、层间、层内及微观非均质均较严重;断层发育,构造复杂,对储量的水驱动用、采收率的提高及剩余油的分布均有较大影响。
目前油田已进入特高含水开发阶段,综合含水93.5%,其中含水大于95%。以上的区块地质储量占32.3%,采油速度0.32%。综合含水90%～95%之间的区块地质储量占47.4%。
2 剩余油分布规律及潜力分类
为明确治理方向,考虑剩余油分布特点及储层特征,对剩余油进行重新划分,共分为五种类型。
①复合韵律层内剩余油。剩余油主要类型为层内未水淹型为主,此类砂体46个,主要是由于层内隔夹层及物性的影响造成水驱动用的差异性而形成的剩余油,占总储量的24.6%,这部分储量平面水淹比较严重,剩余油在层内滞留。②简单韵律层剩余油。简单韵律层平面水淹比较严重,由于层内非均质性影响注入水沿层内高渗带突进,相对中、低渗条带剩余油滞留。此类砂体5 8个,占总储量的21.2%,大部分剩余油在层内以微观剩余油存在。③滞留区型剩余油。此类砂体9 7个,主要是由于非水驱主流线部位、相对低渗区、砂体边部、及构造高部位形成的局部平面剩余油,占总储量的21.2%。④连片分布相对差油层型剩余油。平面展布稳定,储层物性相对较差,层间干扰影响未得到充分动用的砂体97个,占总储量的13.8%,这部分储量主要集中在三类层及部分二类层。⑤构造型剩余油。砂体92个,占总储量的19.5%。这部分储量主要是由于内部小断层影响,主要集中断层遮挡区。
3 挖潜对策探讨
总体思路:充分利用现有井网,依拖成熟工艺技术,以提高储量控制及动用为核心,在层间、平面剩余油研究的基础上,结合沉积微相,开展分类挖潜。对水淹严重的油藏(小层))开展二次重组,提升储层动用状况;层间矛盾突出的区块强化以分注为主导的细分注水,提高层间动用程度;复杂小断块强化精细构造再认识,完善注采井网,进一步提高水驱控制程度;同时优选优化合理注水方式,采取经济有效的手段,利用水动力增大水驱波及体积,进一步提高水驱动用程度和采收率。
(1)通过二次重组,提高储量控制及动用程度,降低低效循环,实现高含水储量深度水驱
依照储层物性相近、剩余油饱和度相近的原则,一类层按储层及层内剩余油分布特点,适当打破原有开发层系进行合理组合开发。重点挖潜一类层潜力,按韵律段发育和无韵律发育两种类型分别进行二次重组。
韵律段发育的储层,剩余油潜力主要以层内韵律段剩余油为主。利用监测资料、动态分析资料等结合隔夹层的展布规律进行层内韵律段剩余油定量描述,按物性相近、剩余油饱和度相近的原则,将水淹相对较弱、潜力较大的韵律段利用未射孔井潜力段补孔、挤堵重炮、下4时套等措施进行二次重组开发,提高采收率。
韵律段不发育的储层,潜力主要以局部滞留区及微观剩余油为主。将特性相近的储层组合起来,优化平面注采井网,建立起与沉积微相、剩余油相匹配的注采井网,提高波及体积。
近几年在隔夹层细分研究的基础上,结合高精度C/O、全谱、过套管测电阻率等监测资料对高水淹厚层中剩余油富集韵律段进行挖潜。优选19口井进行韵律段挖潜,有效94.7%,平均单井增油477t。证明高采出程度的厚层韵律段存在较大潜力。
(2)强化细分注水,实现层间有效水驱动用
对不同层间状况和井筒情况,相继研制开发出多层段分注管柱、大压差分注及适应于夹层小的分注配套工艺技术,为实现层间有效动用提供的基础。2015年以来共实施各类分注42井次,新增吸水层77层166.4米,对应油井,累计增油2321t。
(3)强化构造精细研究,加大注采完善力度,实现有效水驱
在复杂断块区重点开展油藏精细描述和剩余油分布规律研究,通过重建地质模型,加深对油藏构造认识程度,通过剩余油研究,认清剩余油分布规律,同时开展油藏合理井网密度研究等。通过以小断块为主的完善调整后,注采井数比由1:1.55提高到1:1.38,区块水驱控制程度由58.9%提高到68.6%,水驱动用程度由33.1%提高到41.4%。
(4)合理优化、选择注水方式,实现井组稳产
近几年通过注水方式的改变,开展了脉冲注水、脉冲+周期注水、层间轮换注水、平面周期换向注水等方式,把原来影响开发的不利因素(层内微观及层间非均质)变成有利因素,从而达到提高储量动用,改善开发效果,提高采收率的目的。2015年累计实施有效注水挖潜井组52个,年累计增油4861t,增加水驱动用储量62.5×104t。
4 几点认识
①油田开发中后期,潜力呈现多元性,因此要分类研究、分类治理才能确保水驱开发效果的改善,从而进一步提高采收率。②高含水储量剩余油分布状况复杂,必须深化储层内部构型、细分剩余油研究,不断地提高认识精度,并进行二次重组开发,能够实现深度挖潜。③要依托成熟的工艺技术,运用分注、多级分注、小夹层分注、大级差分注、改分层等工艺技术,能够利用现有井网资源,改善层间动用状况,提高水驱动用程度。④油田开发中后期开展不稳定注水方式,通过调整注水方式,进一步提高水驱波及体积,提高注水利用率。
摘要：高含水老油田在中国的储量和产量中占据着重要的位置,改善这些老油田的开发效果是目前面临的主要问题,高含水老油田的改善开发效果的工作是亟需的和十分重要。胡庆油田近几年通过剩余油精细研究、储层构型研究、有效注水方式研究等,取得了一定成果,实现了高含水期开发效果的改善。
高含水油井计量现状及改进意见 篇11
关键词：高含水,计量,应用
1 计量现状及存在问题
注采管理401站管理着位于孤岛油田西区、西区馆5-6稠油、南区馆5-6稠油、渤61等6个开发单元上的136口油水井。总井46口,开井44口,其中西1-8站现有油井6口,平均日产液量627.9t/d,平均日产油50.0t/d,综合含水率在90%以上。由于注采管理401站所管辖的区块以西区后续水区为主,综合含水率较高,计量波动性较大,影响计量的准确度。西1-8计量站一直采用两相油气分离器计量,是利用“U”型管的原理在计量房内通过立式两相分离器配套TM卡进行单井计量,TM卡可自动记录量油时间。由于高含水油井存在含砂量和杂质较高,容易造成TM计量系统的磁翻转液位计里浮子卡阻,加快计量仪表的磨损,影响计量仪器的耐用性及准确性。同时,计量采用三天量一次油的量油方式,难以代表油井的实际产量。
2 改进计量方式及应用效果
针对高含水油井计量存在的弊端,同时,为了更及时掌握各油井的原油和天然气的日产量,需要连续计量油井的液量和天然气产量。2008年9月,孤岛采油厂在西1-8计量站安装使用了XDY多井式油气计量装置(圆形多井式计量装置),该计量装置使用实现了精准、连续长时间计量的目的。
2.1 系统结构组成
系统包括圆型分配器、总线、切断阀(截止阀)、总干线、分干线及单井立式切向油气分离计量装置等构成。
2.2 系统工作原理
圆型分配器构成及原理:设有总管、分管与旋转式中心分管。旋转中心分管旋转轴可将中心分管与各分干线单独导通,使单井计量装置与单独分干线形成同一密闭通道,实现单井油气计量功能。单井计量一定时间后,PLC控制中心记录单井瞬时流量与累计流量,完成单井计量。然后PLC发指令执行器自动转入下一口井进行油气计量。利用该系统与单井式油气计量器结合实现多井式油气全自动计量及数据存储、远传、报警等功能。
2.3 仪器技术特点
(1)计量的范围较大。多井式油气计量装置对单井产液量的测量范围为2~720m3/d。(2)连续和长时间计量,提高了单井计量的准确性。(3)计量的精度较高。计量范围内计量精度不大于±3%,适用于无伴生气油井。(4)该装置占地面积小,操作方便,无人值守,橇装化的优点,能根据用户需要,实现单井油气量自动远传与报警。
2.4 应用情况及效果
2010年9月,我们在西1-8计量站安装应用了多井式油气计量装置,改变了以往采用两相分离器计量的方式,对该站所辖6口油井进行可视化微机计量。
安装后,及时进行计量数据对比,发现该装置计量数据与采用两相分离器计量的数据相差较大,如表1所示。在表1的液量对比数据表中可以看出,该站6口油井的日产液量和与之前使用两相分离器计量对比减少了4.1t。
为了进一步确定该装置是否精确,我们对该站随意抽取了两口油井,采用计量车进行了标定计量。通过表2数据表看出,随意抽取的两口井标定误差较小,在合理范围内,说明该多井式油气计量装置准确度较高。
通过使用多井式油气计量装置,针对高含水油井,多井式油气计量装置和以往两相分离器计量相比,具有以下优点:多井式油气计量装置对单井产液量的测量范围为2~720m3/d,计量范围大;具有可视化操作界面,单井计量自动切换,形成无人值守计量,节省劳动力,提高生产工作效率;连续和长时间计量的方式能够解决以往采用两相分离器计量高含水井带来的数据波动性难题,实现精准计量。
3 结论与认识
(1)采用多井式计量装置的方式进行计量,在技术计量上跨上了一个新的台阶,在工人劳动量上也是一项大的减负措施。采用微机计量,不仅节省工作时间,提高工作效率,而且创造了更大的社会效益。微机计量是一项新的技术,要求管理人员和岗位工人掌握这套系统的原理和操作方法,因此,必须加强培训,提高管理人员及岗位工人的技术水平。(2)多井式油气计量装置由于其价格昂贵,还未大面积推广使用,使得在计量过程中遇到有关仪器故障问题,不能及时互相进行交流与解决。所以,还需建立完善的专业化队伍,配备必要的工具和手段,行成厂、区、队三级计量维修管理体系,保证仪表的检修、检定和正常运行。(3)在计量中,还需完善计量制度,合理确定单井计量周期和量油时间,使量油结果具有代表性。
参考文献
[1]王安松.圆形多井式油气计量装置.油气田地面工程.2009.7.
[2]仲永寿.对油田高含水期油井计量改造的几点认识.油田地面工程.1992.2.
[3]潘敏勇.XDY油气水三相计量装置的应用.油气田地面工程.2007.11.