锦州油田范文

2024-09-22

锦州油田范文（精选5篇）

锦州油田第1篇

中海石油锦州25‐1南油田群位于渤海辽东湾中部海域, 水深约25米。锦州25‐1南油气田由一个中心处理平台 (CEP) 和两个井口 (WHPA、WHPB) 平台构成, 其中JZ25‐1S CEP和WHPA平台通过栈桥连接, WHPB平台北距CEP平台6.6km;锦州25‐1油田位于油田群北部, 平均水深21.9m, 年平均气温9.5℃, 由一个中心处理平台 (CEP) 和一个井口平台 (WHPA) 构成, 平台间由栈桥连接;金县1‐1油田位于油田群最南端, 水深约29米, 金县1‐1油田由一个中心处理平台 (CEPA) 和一个井口平台 (WHPB) 构成, 两个平台相距4.1km。

2 油田群生产特点介绍

锦州25-1南油田群由锦州25-1南油气田、锦州25-1油田和金县1-1油田三个油田构成, 锦州25-1南油气田是锦州25-1南油田群的集输中心, 接收并处理来自金县1-1油田和锦州25-1油田的原油, 与自身生产的原油经处理合格后外输给绥中36-1处理厂。锦州25-1南油气田生产的天然气经过三甘醇系统脱水处理后除外输给营口终端, 同时还供给SZ36-1 CEPk平台供气。锦州25-1南油气田生产的天然气输送至锦州25-1油田, 与锦州25-1油田的天然气一起输送至锦州20-2凝析气田, 并最终外输给锦州20-2处理厂。

另外锦州2 5-1南油气田还是新油田群的电能供应中心, 锦州25-1南油气田CEP平台装备有4台TITAN 130透平发电机 (11947KW/台) , 与锦州25-1油田2台TI-TAN 130透平发电机组成油田群供电电网, 负责给JZ25-1S CEP/WHPA/WHPB平台、JZ25-1 CEP/WHPA平台和JX1-1 CEPA/WHPB平台供电, 提供油田生产和钻井作业所需电能。

3 远程遥控应用

3.1 远程遥控实施原则

锦州25-1南油田群所处的渤海辽东湾海域为军演活动禁区, 各平台每年度在军事活动期间都将面临人员撤离的问题, 而人员的撤离也将直接影响到平台的正常生产, 并对油田的产量造成影响。撤离期间不停产, 应用远程控制系统既能减少产量损失, 又能尽快恢复生产流程和关停的设备。实施原则为:

3.1.1 安全环保原则

保证安全环保的可靠性, 所有工作和最终控制底线是不发生安全环保事故, 不牺牲安全保障。

3.1.2 影响产量最小原则

所做的工作对正常生产和操作产生的影响最小, 尽力维持正常操作模式。

3.1.3 分级控制原则

由正常生产控制, 到临时远程生产控制, 实现各级控制安全保障。

3.1.4 依托现有系统和可靠性原则

依托JX1-1油气田中控系统, 通过海底光纤与JZ25-1S及JZ25-1中控系统流程监控系统建立通讯, 实现JX1-1中控系统对JZ25-1S油气田及JZ25-1油气田的远程监控, JZ20-2处理厂也同步实现此功能。如果JX1-1油田也需撤离, 则可依托JZ20-2处理厂中控系统通过卫星通讯与JZ25-1S、JZ25-1及JX1-1中控系统的流程监控系统建立通讯, 实现JZ20-2处理厂对海上三个油田的远程控制 (见图1) 。

3.1.5 多系统限控原则

对原油生产、污水处理、油田注水和其他油田作业措施进行限控, 其处理量和能力根据油田生产状况严格控制, 以确保远程控制的平稳性。

3.2 实施远程监控的风险分析及应对

(1) 在流程控制下通讯中断, 无法监控生产流程, 再次通讯连接不成功, 流程和透平运行状况不清楚。对CEP中控系统服务器进行编程组态, 当系统扫描通讯中断15分钟后, 中控系统自行产生1级关断, 关停平台所有流程和设备。出现此种问题, 较大原因为硬件问题, 发生的概率较小。

(2) 在通讯正常情况下, 流程出现异常, 无法控制。对CEP和WHPB平台中控系统服务器进行组态, 增加CEP和WHPB平台的1/2/3级关断软点按钮, 一旦流程出现异常失去控制, 远程启动相应级别关断按钮, 关停生产流程。此种发生问题的概率较大, 需要通过模拟演练, 加强人员的培训, 提高人员对异常情况的预判的能力。

(3) 在通讯正常情况下, 透平故障, 造成平台失电。主电网失电后, 应急机自动启动供电。由于电站燃料供应稳定, 发生此种问题的概率较小, 需要提高电站预防性维护的水平, 提高电站的运行的稳定性。

(4) 气井气嘴漂移情况, 影响透平正常运行, 造成平台失电。由于气嘴振动大, 容易飘移, 需要更换为笼式气嘴, 且气井二级节流角阀开关困难, 较难实现调节压降, 为保证气量供应, 需要更换二级节流角阀。撤离前调整好一级和二级节流阀, 保证气井稳定供气。

(5) 撤离后, 出现大雨天气, 开排槽液位高, 无法排液, 造成污染。撤离前对CEP、WHPA、WHPB平台的开排槽内的液位进行排空, 彻底清洁开排槽内的油污。此种问题存在一定的概率, 可根据气象预报提前预知。

(6) 出现段塞流, 原油缓冲罐出现液位高情况, 无法控制。通过远程启动备用外输泵, 待液位降低后停用此泵。此种问题存在有较大的概率, 可通过合理调控, 并关停部分对流程冲击大的油井, 来缓解流程波动的压力。

(7) 平台失电, 应急机无法自启动 (或应急自启动后因故障停机) 。UPS时间继电器出现故障, 超出设定时间后未能将UPS及时关断, 为保证恢复时UPS蓄电池存有一定电能, 手动触发一级迫使中控发出关断信号, 关断UPS蓄电池供电开关。

4 结论及应用展望

(1) 锦州25-1南油田群, 各油气田间通过光纤连接进行通信, 海上平台与陆地终端通过卫星进行通讯, 足够的带宽和数据传输能力为远程监控系统的实施打下了坚实的基础。

(2) 在锦州25-1南油田群上, 远程遥控系统经过多次实践应用, 现对撤离期间不停产运行, 发挥了既定的作用, 同时证明对于流程和海管的安全运行也是保障的。

整体开发锦州湾建设滨海新锦州第2篇

摘要：本文从贯彻落实省委、省政府“五点一线”发展战略，整体开发锦州湾，全面建设辽西沿海经济区及锦州市委提出的加快推进老工业基地振兴，建设效益型锦州的高度出发，并提出了相应的对策和建议。

正文：

整体开发锦州湾，全面建设辽西沿海经济区，并要求锦州在锦州湾整体开发中实现率先突破，是省委、省政府确立的重要组成部分。在今年6月召开的中共锦州市第十届委员会上，锦州市委书记佟志武同志提出了今后五年锦州经济社会发展的主要预期目标。为了认真落实省委、省政府、市委、市政府提出的奋斗目标，促进锦州“三年大变样，十年大振兴”，笔者

一、锦州应成为辽西沿海经济区的龙头

锦州位于辽西沿海经济区的中心地带，内陆腹地广阔，区位优势明显，产业基础雄厚，交通网络发达，科技实力较强。

锦州历史积淀丰厚，有2000多年的历史，历来为关外军事、经济重镇；曾作为辽西省省会，成为辽西地区区域性政治、经济、文化中心。锦州西接葫芦岛，东连盘锦，北临阜新、朝阳，南面渤海，是辽西地区的区 1

位中心、扼关内外咽喉，是内蒙古东部及东北西部最便捷的出海口。是连接关内外的交通枢纽，空港、海港、铁路（包括高速铁路）、公路（包括高速公路）、输油气管线五种现代交通运输设施齐备，海陆空四通八达的立体交通网络已形成，以锦州为中心与辽西各市形成“一小时交通圈”。锦州产业基础雄厚，是重要的工业城市，20世纪60年代就被国家命名为“新兴工地区”，目前规模以上工业企业居辽西之首。锦州是我国北方重要的棚菜种植基地，水果生产鲜储基地和肉蛋奶供应基地，是全省规划的三大物流中心之一，是辽西地区物资集散地及商贸中心，批发零售贸易额居辽西之首，金融、保险、证券业繁荣，也是省邮电通信和输变电中心之一。文化教育科技发达，文化积淀丰厚，境内文物古迹众多，仅国家级文物保护单位就有5处，“天下一绝”的笔架山，“东北三大名山之首”的医巫闾山闻名遐迩。全市1000余处风景名胜，132个旅游景点，旅游资源十分丰厚，文化底蕴深厚。有六所高校和25家科研院所，专业技术人员13万人，教育科技资源居全省第三位。医疗卫生水平和产业化程度、第三产业增加值、从业人员及非农业人口均居辽西地区之首。锦州依山傍海，是一座具有良好居住环境的城市。市区供水普及水平居全国首列，煤气、液化气户日均占有量居全国首位，城市供

热能力居全国城市前列，并跻身＂全国城市综合实力50强＂之列，位居40。这些都为锦州建设辽西沿海经济区中心城市提供了坚实的物质基础和条件保障。

二、促进锦州湾整体开发,建设滨海新锦州的对策建议

1、树立财源建设意识，加快经济发展步伐

一是要进一步确立财源建设意识，扩大增量。积极贯彻、落实省委省政府的“五点一线”战略，努力实现市委、市政府“三年大变样、十年大振兴”的宏伟目标。加大招商引资力度，不断培育新的经济增长点。加快工业发展，建设数量更多、实力更强的高新技术产业项目，不断提高我市规模以上企业的数量和经济实力，使我市的经济增长和运行速度不断创造出新的水平。二是要盘活存量，对现有企业加强扶持和指导，充分挖掘潜力，积极组织好工业生产和经营，支持重点纳税大户和民营经济发展。用足、用好振兴东北老工业基地、促进辽西北发展等支持政策、壮大经济发展总量及做大财政收入蛋糕。

2、继续深化国企改革，着力推进机制和体制创新。一是提高认识，全市上下要增强紧迫感和责任感，把机制和体制创新作为老工业基地振兴的关键和前提。二是坚持统筹规划，分类指导，利用多种形式推进国有企业改革，要根据企业不同情况，采取合资合作、购并重组、规范上市、法人持股等多种形式全面推进企业改革。三是要抓住国际产业转移，南资北进和东北老工业基地振兴机遇，放开我市国有大企业持股比例限制，鼓励我市国有大企业引进国内外战略投资者，吸纳国有资本、集体资本和非公有制资本参资入股，实现投资主体的多元化。四是积极推进国有大型骨干企业战略性重组，培育具有国际竞争力的大公司和大企业集团，推动石化、冶金、机械等重点行业的战略性重组，做大做强优

势企业。

3、要坚持以结构调整为主线，建设效益型锦州，构建与现代化区域性中心城市相适应的产业体系。始终把工业立市作为第一战略，突出工业经济主导地位，积极支持各类企业技术改造，推进工业结构优化升级，加快工业经济升级改造步伐；坚持工业强市的思路，立足现有基础，走内涵扩大再生产的路子，加快老工业基地振兴的步伐。一是充分利用省财政建立的技术改造财政贴息资金。支持企业技术创新、技术进步，二是充分利用中小企业信用担保资金，为非公有制经济企业提供融资担保，解决各类中小企业融资难的问题，加快培育我市新的经济增长点。三是利用信息技术改造和提升传统产业，加大科技投入，向重点企业倾斜，从根本上提高企业的技术创新能力、先进装备制造业能力和现代企业管理能力。实现我市产业结构、产品结构的根本转变、提高企业的核心竞争力。

4、大力支持非公有制经济，使其成为我市经济发展中的亮点。一是放宽市场准入，鼓励非公有制企业以独资、合资、合作等方式进入基础产业、基础设施、公用事业以及法律法规没有禁止的其他行业和领域。二是加大对非公有制企业的财税金融支持。积极拓展非公有制企业的融资渠道，支持风险企业在海外融资上市。三是加快非公有制企业制度创新。推动非公有制企业进行股份制改造，建立较为规范的现代企业制度。

5、加快县域经济的发展，特别是加快县域工业化进程。确保农民增收、集体实力增强、财政收入增长。采取有效措施，积极做好扭亏增盈工作。积极通过招商引资，引进一些起点高、投入少、见效快的新项目，努力开辟新的利税增长点，提高县域经济对全市经济增长的贡献率。

6、积极引导和促进各类企业加强企业管理，建立健全各项规章制度和监督制约机制，更新管理理念，努力降低企业各项管理成本和费用，搞好市场营销，扩大销售，提高产

品的市场占有率。向制度要效益、向管理要效益，向市场要效益。要积极学习和推广发达国家的先进的管理理念和管理方法，不断提高企业领导者和全体员工的素质，为企业的生存和发展奠定良好的基础。

7、加强会计诚信建设，提高会计人员素质，整顿和规范会计队伍。要积极督促企业会计人员严格遵守会计法和企业会计制度等财经法规，为锦州经济的振兴做出应有的贡献。

锦州油田第3篇

1 螺杆泵的工作原理

锦州油田主要应用的是地面驱动单螺杆泵采油系统 (以下简称螺杆泵采油系统) 。该系统由四部分组成:电控部分:包括电控箱和电缆;地面驱动部分:包括减速箱和驱动电机、井口动密封、支撑架、方卡子等;井下部分:驱动杆、螺杆泵定子、转子;配套工具部分:包括专用井口、特殊光杆、抽油杆防脱器、抽油杆扶正器、管扶正器、锚定器等等。工作原理:电动机通过三角带将动力传递给驱动装置, 使驱动杆产生顺时针方向的转动, 驱动杆带动井下螺杆泵中的转子在定子橡胶衬套中运动, 转子转动时, 吸入端形成密封腔, 沿轴向向密封段移动, 油液在吸入端压差的作用下进入密封腔随之上移, 被从吸入端排挤到排除端, 密封腔的不断形成、上移和消失, 将油, 砂, 水等介质一同举升到地面。

总体来讲, 这种螺杆泵运动部件少, 吸入性能好, 水力损失少, 介质连续均匀吸入和排出, 砂粒不易沉积, 不易结蜡, 因为没有阀, 不会产生气锁现象。它具有结构简单、体积小、重量轻、耗能低、噪音低、投资低、泵效高、恒载荷运转、使用和安装维修保养方便等特点, 所以发展前景非常广阔。

2 螺杆泵地面驱动部分风险排查

2.1 风险排查提示

人员劳保穿戴要符合要求, 在停驱动装置时站位要避开皮带轮旋转方向, 待防反刹车彻底锁死停机后进行检查, 排查前, 相关管理人员要对排查人员进行安全风险及注意事项提示, 确保排查过程人员安全。

2.2 风险排查内容

排查过程中重点要对大、小皮带轮外观有无裂痕, 防反装置刹车片、制动钳磨损情况, 液压刹车系统管路情况, 液压油油质、油量, 润滑油油质油量, 防护罩固定及完整情况, 刹车皮带、动力皮带磨损情况、各部位固定螺栓有无松缺现象以及电缆接头是否按标准进行处理、控制器过载保护电流调整、配电控制柜方位与驱动装置安全距离检查、各种配电柜是否还存在安全隐患各以及漏电保护器是否灵敏等方面等进行重点排查。

2.3 典型案例

螺杆泵地面驱动部分故障案例。1) 2008年10月29日, 锦45-6-22井螺杆泵驱动头光杆甩断、皮带轮碎裂飞出, 掺油管线砸漏。2) 2010年4月23日, 锦2-丙5-125螺杆泵皮带轮碎裂解体飞出。

3 螺杆泵地面驱动部分故障分析

3.1 机组启动困难

机组启动时, 电机运转电流直线上升, 驱动杆在最初旋转几圈后就停止不转了。有时电机继续旋转, 皮带打滑, 或者光杆卡子在驱动杆上打滑, 但驱动杆不继续旋转。定转子出厂配合过赢偏大、井内温度偏高导致过赢偏大、定子橡胶溶胀、定子橡胶脱落、油管内壁结蜡、停井时油中含砂下沉到泵上管内导致卡泵这些都可能造成定转子静摩擦力和动摩擦力增加, 加大了螺杆泵的启动和工作扭矩以致机组启动困难。

3.2 减速箱内的齿轮和轴承损坏、电机烧毁

电控箱过流电流设置偏高, 过流时间设置过长一旦遇到上面提到的问题时可能造成抽油杆扭断、皮带断、减速箱内的齿轮和轴承损坏、电机烧毁等故障。严重的可能会造成人员安全事故。

一般情况下, 要按不同型号的泵型及驱动电机的功率来调试过流电流和过流时间。当光杆转速选择低档时, 电控箱内的电流继电器电流可调小些;当光杆转速选择高档时, 电流可调大些;当光杆转速选择中档时电流可取低档电流与高档电流中间值。

3.3 运转电流偏低, 油井产量偏低

电机运转电流偏低, 油井憋压不起, 测试泵过赢和扭矩值正常, 油井产量偏低或无产量, 停机有时倒转。这类问题的原因一般是小修作业时未检查好将丝扣坏或本体漏的油管下入井内、油管丝扣未上紧、抽油杆将油管磨漏、或者油管锚失灵运转时的反扭矩使得泵上管柱倒扣松动漏失。解决此类问题需要小修作业进行检螺杆泵施工, 将检查合格的油管, 油管锚, 抽油杆下入井内。

3.4 电机电流瞬时下降, 油井无产量

电机电流瞬时下降, 停机反转, 测试扭矩值偏小, 油井无产量, 由载荷值可以确定抽油杆断脱位置。在施工过程中, 如果抽油杆连接螺纹上扣扭矩不够, 当转子进入定子时, 转子正转, 从而会使转子上部抽油杆杆柱螺纹连接不紧处发生脱扣。螺杆泵采油井一旦发生蜡堵、结蜡严重或卡泵时, 负载扭矩会明显加大, 因而整个杆柱上贮存一定量的弹性变形能, 一旦停机或过载停机, 杆柱内贮存的弹性变形能要释放, 从而造成杆柱高速反转, 特别是杆柱上部即在弹性变形能释放后, 在惯性力的作用下, 要继续反转, 从而会使杆柱丝扣联接处倒扣, 也会造成杆柱脱扣。对于那些产液能力较强并有一定自喷能力的螺杆泵井 (指大排量螺杆泵而言) , 一旦停机, 套压会很高, 螺杆泵在油套环空液力的作用下, 将驱动转子正向转动, 而此时转子将带动杆柱正向转动, 转子转动将使整个杆柱的螺纹连接处于倒扣状态, 也是造成杆柱脱扣的一种原因。解决此类问题需要小修作业上提杆柱, 初步判断断脱位置, 打捞抽油杆和转子。

4 总结

通过对螺杆泵地面驱动部分进行风险排查, 并对故障原因进行分析, 从而保证设备人员安全, 诊断井下状况, 延长检泵周期, 提高经济效益, 最终达到科学化使用和管理螺杆泵的目的。

摘要：简要论述了锦州油田螺杆泵地面驱动部分存在的风险和常见故障, 仔细论述了故障原因, 并提出了改进措施, 有不错的现场应用效果。

锦州油田第4篇

关键词：管杆,技术改造,自动清洗,天然气

1 概述

锦州油田的油管杆清洗工作主要设立在油区的生产准备大队, 全面负责油区内3 000余口油水井管杆日常清洗、维修等工作, 能基本满足正常的生产需求。在油管循环使用、修复的过程中, 油管清洗是一道关键工序。目前, 生产准备大队油管清洗采用传统的热煮法, 利用锅炉加热、传热介质, 经管道输送至油管清洗池中进行热交换。

该方法的能源综合利用率低 (约50%~70%) , 每日消耗天然气量约3 000 m3。清洗结束后, 被清洗油管的传输方式采用桁吊传送的方法。每年我厂清洗油管要花费500万元左右。传统热煮清洗方法在清洗效率、能耗、人工成本和安全环保等方面暴露出来的矛盾日益突出, 无法满足现代生产的需要, 因此, 寻求高效、低能耗的油管清洗装置是一项迫在眉睫的重要课题。

2 技术现状分析

通过网上检索、电话联系和实地考察调研, 胜利油田、中原油田都有油管自动清洗技术的相关应用。目前, 主要以热辐射式和中心轮驱动式两种技术为主。

2.1 热辐射油管清洗系统

通过调研发现, 热辐射油罐清洗系统在胜利油田临盘、现河等采油厂均有应用。热辐射系统在油管清洗中采用直燃器加热清洗池中的水, 其热效率远大于锅炉的热效率。热辐射系统在油管清洗中采用油管传输、加热、清洗和全封闭保温的方式, 可改善工人夏季的工作环境, 提高冬季热效率, 满足安全、环保的要求。但该系统存在一定的缺陷, 使用寿命较短, 一般为5~6年。

2.2 全封闭中心轮驱动清洗系统

通过调研发现, 全封闭中心轮驱动清洗系统目前已在胜利油田清河、现河等采油厂应用。该系统采用封闭式加热设计, 配有天然气热辐射直燃器, 热效率高、能耗较低;增加了油管内、外壁清洗装置, 提高了油管清洗质量;该系统对稠油、结蜡管柱的清理效果较好;该装置不受季节影响, 尤其在冬季较冷的区域具有较大的优势;该系统的寿命一般在7~9年。

3 自动化管杆技术改造方案设计

根据对生产准备大队的现场调研, 1号和2号清洗池在广场北面, 主要完成3″和2.5″油管清洗, 每天清洗数量约800根, 且1号和2号清洗池离检测车间近, 因此, 应该对其清洗池进行自动化改造, 以方便油管在清洗完毕后直接上检测线, 实现清洗与检测一体化。3号清洗池目前主要清洗抽油杆和隔热管, 建议保留, 仅对锅炉点火装置进行自动化改造, 实现温度的自动控制, 减少燃气消耗。以下是对清洗池的具体改造方案和初步的经济效益分析。

3.1 改造方案一

在1号和2号清洗池进行内部改造和增加自动上管流程的预计投资额为190万元。其改造后的效果体现在以下6方面: (1) 油管进出方式。端进、端出, 可同侧进出, 也可异侧进出。 (2) 加热方式。应用原有的加热方式。 (3) 清洗池采用全封闭式结构。 (4) 自动收集清污至污油池。 (5) 内部增加带挂钩的链条, 能将油管提升至水面。 (6) 处理速度为60~80根/h。该方案的费用统计如表1所示。

通过改造, 2年内可收回投资, 且回本后每年的运行成本将降至234.25万元, 与改造前相比, 年节约94.25万元。

3.2 改造方案二

1号和2号清洗池停用或留作备用, 直接引进热辐射式油管清洗系统, 预计投资额为190万元。改造后将节省一部分人力成本, 预计天然气消耗量比改造前降低60%.

通过改造, 1年内可收回投资, 且回本后每年的运行成本将降至143万元, 与改造前相比, 年节约185.5万元。

3.3 改造方案三

1号和2号清洗池停用或留作备用, 引进全封闭中心轮驱动清洗系统, 预计2套设备的投资额为230万元, 改造后将节省一部分人力成本, 预计天然气消耗量比改造前降低50%.

通过改造, 18个月可收回投资, 且回本后每年的运行成本将降至161.25万元, 与改造前相比, 年节约167.25万元。

4 结论和建议

通过现场调研, 得出以下3点结论: (1) 方案一需要对现有清洗池进行大量改造, 且改造后清洗效率未有任何改变, 能源节约上并不十分显著。 (2) 方案二是三种方案节能效果最为显著的方案。但通过调研, 该系统对稠油清洗效果比传统的热煮法略差, 使用寿命较短, 并且该系统宽度达到10 m, 现场条件达不到放置两台该设备的目的。 (3) 方案三节能效果较为显著, 清洗管采用的方法属于传统热煮方法的改进, 对于清洗我厂油管较有针对性, 并且占地小, 使用寿命较长。

5 结束语

综上所述, 采用方案三既能保证油管的清洗效果, 又能达到节能的目的, 还能大大减轻工人劳动强度。因此, 方案三最符合我厂油管清洗的发展现状。

参考文献

锦州油田第5篇

欢17块大凌河油层位于欢喜岭油田中西部。是一个具有气顶、边底水的巨厚块状砂岩油藏。含油面积2.15Km2, 原油地质储量568.2×104t, 孔隙度22.8%, 有效渗透率0.375μm2, 油水界面1485m, 油层有效厚度26.9m, 原始地层压力16.26M P a, 饱和地层压力14.75MPa。

该块1976年进行勘探工作, 1978年8月在欢17井试油获高产油气流, 随后进行试采。1979年全面投入注水开发, 1984年以完善注采系统为目的进行的井网加密调整。1990年为进一步完善注采系统, 以稳油控水为目的进行的井网加密调整。

2 地质特征再认识

2.1 构造特征

欢17块位于西部凹陷斜坡带, 断裂构造与区域构造特征具有一定的相似性, 共发育4条正断层, 对本区的沉积、油气分布起着重要的控制作用。在精细地层划分、三维地震解释的基础, 进行了构造再认识, 储层研究。新构造与原构造差别不大。

2.2 砂体发育特征

总体来说, 砂体呈扇形展布, 来源方向为北西向和北东向, 其中北东向有三支水道。砂体沿着水道方向发育较厚, 向四周逐渐减薄至尖灭。南块砂体比北块砂体发育厚。

2.3 油层发育特征

流体的分布受构造和岩性控制, 油气界面和油水界面在同一断块内是统一的。砂体发育厚的构造高部位, 油、气层发育也较厚, 反之较薄。其中北块储层埋藏浅, 具有气顶气, 油气界面深度为-1430m, 油水界面深度为-1485m;南块储层埋藏较深, 没有气顶气分布, 油水界面深度为-1760m。

2.4 储量复算

经过对储量重新进行复算, 北块储量合计390.6万吨, 实际上报441.0万吨;南块储量合计125.5万吨, 实际上报127.0万吨。区块储量合计516.1万吨, 实际上报568万吨。重新复算的储量比实际上报的要少, 区别主要在于北块。

3 注水开发阶段效果评价

3.1 稳产期长, 采油速度高

该区块自1979年2月投产至1979年底即完成了上产阶段, 1980年~1987年保持稳产, 产油速度平均为2.58%。稳产期累积产油量为10.07万吨, 阶段采收率为20.7%。

3.2 中低含水期采出程度高

由于区块原油物性较差, 粘度较好, 油水粘度比为12。理论上认为这类油藏50%的可采储量将于含水率大于80%以后采出。但由于区块从投产开始就注重控制含水上升, 将含水上升率控制在3.0%左右, 使得综合含水升至81.64%时, 采出程度达到26.39%。

3.3 注水利用率高, 体积波及系数大

将欢17块大凌河油层北块的存水率与采出程度的关系曲线同理论曲线对比发现, 目前存水率高于理论值, 反应出注水利用率高, 体积波及系数大。

4 现场测试及底水油藏水锥起降规律理论研究认识

在底水油藏中, 油藏开采以前, 水位于油层的下部, 油位于油层的上部。油藏开采以后, 打开层段下面将形成半球状的势分布, 由于垂向势梯度的影响, 油水接触面发生变形, 在沿井轴方向势梯度达到最大。此时的接触面形成喇叭状, 即底水锥进。

4.1 现场测试及认识

针对欢17块大凌河油层北块目前存在的底水锥进严重, 采油井水窜严重, 各类措施无法见效的主要问题。现场提出并试验了关停全部注水井以及高产液油井, 采用压水锥的办法来控制底水锥进, 使油水关系重新分布。

2007年4月油藏全面实施压水锥实验。统计全区压水锥井试验前后含水率变化, 从统计结果看, 压水锥后含水率都有所降低。说明压水锥试验在一定程度上起到了降水的调整效果。

压水锥试验过程中, 实施了14井次的过套管电阻率测试工作, 从2口连续测试4次的井监测结果来看, 水井层内剩余油继续分异, 顶部电阻率有继续升高趋势, 油水界面继续下移, 电阻率升高。油井受层内夹层影响, 夹层对剩余油分异起到控制作用, 总的看顶部剩余油继续富集, 电阻率不断升高, 油水界面不再上移呈下降趋势。

4.2 物理模拟研究及认识

根据底水油藏的特点和相似性理论, 选择合理的物理模型参数, 做出物理模型进行模拟研究。

(1) 根据实验现象观察, 小模型的起脊过程主要分为:“整体托进—井轴下脊进—井轴下脊进与边部抬升—脊进到井口”, 四个主要过程。

(2) 压脊过程, 当小模型生产到一定含水率时, 关井进行压水脊。通过实验观察, 可以看出当关井一段时间后, 模型中的油水界面下降了一定高度。

(3) 水脊下降速度预测, 根据记录的数据作图分析, 在高含水率和特高含水阶段, 压脊时间较长, 较优时间为10年左右, 而在这段时间内, 前4年的水脊下降速度更快, 水锥下降6—8m。

4.3 水锥规律理论计算研究

根据R, L, Lee方法, 选取合理的控制方程和边界条件, 对比发现修正后的R, L, L e e公式预测的水锥高度的变化精度较高, 变化形态表现为前期水锥下降速度较快, 中期下降速度较慢, 后期下降速度与实验模型吻合。理论计算压水锥4年下降高度5m。

5 结论及建议

(1) 利用压水锥物理模型记录数据计算发现, 水锥下降呈现一个先快后慢的过程, 压锥4年末, 水锥下降高度约占10年水锥下降高度的67%。考虑到油井闲置、设备老化以及经济损失等因素, 得出最佳压锥时间为4年左右。

(2) 通过理论计算研究认识到, 水锥下降是一个由急逐渐变缓的过程, 水锥快速下降阶段主要是压水锥的前四年, 下降高度5m。

(3) 压水脊能够抑制底水脊进, 降低油水界面, 降低油井含水率, 增加产油量, 提高底水油藏的最终采收率。

参考文献