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大港油田范文第1篇

    我國東部碎屑巖油田已經(jīng)進入高含水期,水淹嚴重,剩余油高度分散.地下儲層構(gòu)型分析已經(jīng)逐漸成為預(yù)測儲層剩余油分布的研究重點.目前辮狀河構(gòu)型模式研究主要集中在露頭和現(xiàn)代沉積上,也有學(xué)者采用實驗?zāi)M辮狀河形成過程,進而分析辮狀河構(gòu)型模式.Miall A D[1]利用Mesaverde組Castlegate砂巖的沉積相構(gòu)型、界面類型和古水流方向信息建立心灘壩的幾何形態(tài),分析古水流對心灘壩加積方向的影響.于興河等[2]研究山西大同辮狀河剖面,分析沉積物的特征及巖相組成,劃分層次界面.對于辮狀河地下儲層構(gòu)型的研究成果較少,并且主要集中在復(fù)合河道砂體上,心灘壩級次及心灘壩內(nèi)部構(gòu)型研究雖有文獻涉及,但對構(gòu)型的定量模式未做闡述.針對油田開發(fā)中后期地下儲層構(gòu)型的井間預(yù)測特點,采用分級描述、模型構(gòu)建與交叉驗證方法[3-7]對其進行研究.

    1 地質(zhì)概況

    官80斷塊位于黃驊拗陷孔店二級構(gòu)造帶傾末端,孔東大斷層上升盤的局部壘塊,構(gòu)造面積約為5.8km2,屬于王官屯構(gòu)造的一部分.官80斷塊孔一段為沖積扇—濱淺湖(膏鹽湖)沉積環(huán)境,研究目的層棗Ⅲ油組為辮狀河沉積亞相,進一步細分為河道充填、心灘壩和河道間3種微相,前2種微相為該地區(qū)主要儲集層.

    2 河床砂體描述

    目前較為通用的辮狀河分類標準是Miall A D提出的,即把辮狀河分為礫質(zhì)辮狀河和砂質(zhì)辮狀河,其中砂質(zhì)辮狀河又分為深的終年砂質(zhì)辮狀河、淺的終年砂質(zhì)辮狀河、高能砂質(zhì)辮狀河和漫流末端辮狀河.不同類型的辮狀河沉積具有不同的構(gòu)型要素類型和空間組合關(guān)系,因此研究辮狀河儲層構(gòu)型時,首先根據(jù)區(qū)域地質(zhì)背景和沉積物特征還原古沉積環(huán)境,從而確定辮狀河類型.官80斷塊河流砂體形成時期構(gòu)造迅速抬升,氣候相對干燥.構(gòu)造抬升在一定程度上增大河流能量,而且研究區(qū)距物源相對較近,能夠保持較大的河流能量,干燥的氣候使得地層更容易被侵蝕,而湖盆的萎縮使得棗Ⅲ時期河流在沖積平原上廣泛分布,該區(qū)特殊的沉積背景導(dǎo)致辮狀河砂體的獨特沉積特征,判定官80斷塊在棗Ⅲ時期為沖積扇扇中辮狀河.在不同水深條件下,沉積機制不同,砂體的疊合模式、砂體內(nèi)夾層類型、沉積物的層理類型也不同.單期河道砂體的厚度與古水深相當,層內(nèi)夾層的厚度橫向延伸長度也與古水深密切相關(guān).根據(jù)現(xiàn)代辮狀河沉積和古代露頭資料,不同水深的辮狀河沉積砂體的幾何形態(tài)及內(nèi)部構(gòu)型差別很大.Leclair S F等[8]通過多條現(xiàn)代河流數(shù)據(jù),分析交錯層理系厚度與辮狀河水深的關(guān)系:根據(jù)研究區(qū)6口取心井的巖心觀察,研究地區(qū)沉積背景近源、陡坡,單層厚度差異不大,為平板狀,平均厚度為3~5m,交錯層理系平均厚度為7~15cm,計算研究區(qū)辮狀河水深為2~4m.根據(jù)河流沉積學(xué)原理,單期河流的沉積厚度(即單層厚度)與河流古水深相當.根據(jù)精細地層格架,棗Ⅲ-1-1單層地層厚度約為3~4m,與經(jīng)驗公式[4]計算所得的研究區(qū)辮狀河古水深相當.研究區(qū)辮狀河沉積物以細砂巖為主,含礫,分選磨圓差,是典型的沖積扇扇中含礫砂質(zhì)辮狀河沉積,沉積古水深較淺,為2~4m.研究區(qū)辮狀河為淺的沖積扇扇中含礫砂質(zhì)辮狀河.河床砂體的展布類型主要分為:(1)條帶狀:一般河寬為300~500m,砂厚為3~5m;(2)連片狀:河道連片發(fā)育,寬度大于砂厚變化,一般為4~12m不等.

    3 心灘分析

    心灘位于河道之間,是河流在游蕩遷移過程中堆積形成的,其剖面特征具有落淤層沉積.電測曲線特征為齒化箱形或鐘形,有無落淤層沉積是劃分河道與心灘壩的相標志.在辮狀河沉積過程中,由于河道擺動頻繁,砂體相互切割疊置,砂體內(nèi)發(fā)育大量沖刷面等層面構(gòu)造.河道砂體內(nèi)部不易沉積和保存泥質(zhì)夾層,僅在河道廢棄時可以充填一些懸移質(zhì)沉積,而在下次洪泛中遭受剝蝕.如果保留,側(cè)向分布也不會超過一個河道寬,連續(xù)性較差;心灘壩砂體是由河流多次洪泛攜帶的碎屑物在心灘部位垂向加積形成的,砂體內(nèi)部粒度組成有明顯成層性,卻無粒序規(guī)則,而底部并不一定具有最粗的粒級.沉積過程中水流能量變?nèi)鹾蟀l(fā)生于心灘之上的落淤沉積,由于后期沖刷程度低,形成落淤層沉積.根據(jù)心灘壩和辮狀河道存在高程差特征,采用與曲流河類似的“砂頂相對深度法[9]”識別地下心灘壩沉積.剖面上心灘壩和辮狀河道的概念模式見圖1.

    識別步驟:①組合沉積相圖作為控制,作相控砂體厚度等值線圖(見圖2).②在精細地層對比的基礎(chǔ)上,作棗Ⅲ-1-1頂面構(gòu)造深度圖(見圖3)和砂巖頂面構(gòu)造圖(見圖4),二者相減得到相對深度(見圖5)[4-5].③識別心灘壩的大致分布區(qū)(見圖6).④根據(jù)辮狀河道測井曲線,官80斷塊顯示明顯正韻律特征(見圖7),測井上識別心灘壩,進行沉積微相的剖面組合(見圖8),從而確定心灘壩的位置和形態(tài),最終確定沉積微相平面分布圖[10-12]. ⑤應(yīng)用動態(tài)資料驗證心灘邊界,處于心灘部位的官5-13-1井注水,同樣處于心灘部位的官6-9-1井和官5-13井檢測,結(jié)果快速見效,說明同一心灘內(nèi)順物源方向連通性好.另一個砂體,處于心灘部位的在官5-13-1井注水,處于河漫灘部位的在官6-9-1井檢測,見效速度慢,不同相帶四級界面阻擋注采見效,說明不同微相間存在界面阻隔,連通性差.心灘壩主要包括垂積體和夾層.官80斷塊泥質(zhì)夾層厚度較薄,一般為0.2~0.5m,但分布范圍廣,單個心灘壩砂體有1~3個夾層.選擇官80斷塊棗Ⅲ-1-1層的心灘作為研究對象,得到合理的心灘壩內(nèi)部結(jié)構(gòu)模型(見圖9)[13].在對心灘內(nèi)部解剖的基礎(chǔ)上,分析夾層所控制的非均質(zhì)性特征.心灘內(nèi)部夾層的存在是造成心灘內(nèi)部非均質(zhì)性的最主要原因.

    4 現(xiàn)場應(yīng)用

    根據(jù)官80斷塊儲層構(gòu)型表征成果,研究棗Ⅲ-1-1單層內(nèi)部剩余油分布,由于井區(qū)儲層層內(nèi)非均質(zhì)性較為嚴重,導(dǎo)致流體的滲流差異性.層內(nèi)流體的滲流差異分為垂向滲流差異及橫向滲流屏障,對垂向滲流差異,由于河流相儲層垂向上以正韻律和復(fù)合正韻律為主,油層各韻律層上部滲透率低,加之受重力影響,通常注水波及程度低,油層呈弱水洗甚至未水洗狀態(tài),形成油層頂部的剩余油滯留段[14-15].如果層內(nèi)存在低滲透遮擋層,如心灘壩砂體內(nèi)的泥質(zhì)夾層,則在油層各韻律層泥質(zhì)夾層下部均可殘存相當一部分可動油,剩余油在層內(nèi)呈現(xiàn)分段聚集的狀態(tài),形成一個剖面上呈疊瓦狀、平面上呈新月形的剩余油富集區(qū),在一定的注采井網(wǎng)條件下,也可形成下部剩余油富集區(qū)(見圖10)[16].在官80斷塊官7-8-1井組四級界面限定的同一相帶內(nèi),順物源方向注采見效好,官7-8-1井注水,官6-8、官7-8-3、官6-8-1井采油,井距分別為200,145,260m,分別在43,91,69d見到示蹤劑;在不同相帶內(nèi),由于四級界面的阻擋,注采見效差,官80、官8-9k、官7-7-2井注入1a后未見到示蹤劑(見圖11).考慮該斷塊目前存在的生產(chǎn)問題,編制綜合調(diào)整挖潛方案,方案設(shè)計新油井5口,油水井采取措施7井次,單井配產(chǎn)7t,當年建成產(chǎn)能1.05×104 t[17-18].

大港油田范文第2篇

關(guān)鍵詞：港東油田 聚合物驅(qū) 室內(nèi)實驗

現(xiàn)階段，聚合物驅(qū)油技術(shù)作為一種成熟的驅(qū)油手段，已經(jīng)在國內(nèi)外各大油田廣泛推廣應(yīng)用，并且取得了較好的提高采收率的效果。對于聚合物驅(qū)油提高采收率的機理，通過近年的研究認為，聚合物不但可以在宏觀上提高波及效率，并且其本身的黏彈性也可以在微觀上提高驅(qū)油效率。本文在模擬港東油田實際聚驅(qū)條件的情況下，采用室內(nèi)物理模擬的方法，研究了中分聚合物不同段塞尺寸、不同轉(zhuǎn)聚時機對驅(qū)油效果的影響，為現(xiàn)場展開聚驅(qū)試驗方案的優(yōu)化設(shè)計提供了參考。

一、區(qū)塊概況

港東油田目的區(qū)塊已經(jīng)進入油田的開發(fā)中后期，地質(zhì)條件較為復(fù)雜，區(qū)塊的油層主要分布于明化鎮(zhèn)組以及館陶組，其中，明化鎮(zhèn)組油層厚度較大，是該區(qū)塊的主力油層。區(qū)塊含油面積3.6Km2，地質(zhì)儲量1100×104t，在該區(qū)塊進行聚合物驅(qū)油試驗，是提高采收率的有效技術(shù)手段。

二、實驗條件及步驟

1.實驗條件

（1）實驗所使用的模型為4.5×4.5×30cm2環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造均質(zhì)巖心，巖心氣測滲透率約為0.80μm2

（2）實驗用油為港東油田原油與煤油混合而成的模擬油；

（3）試驗用清水及污水均取自港東油田配注站；

（4）聚合物為大港油田提供，分析量1600×104，固含量90.9%。

2.實驗步驟

（1）模擬地層水、模擬油、聚合物溶液的配制，實驗用巖心模型的制備；

（2）巖心進行抽空處理，直至巖心內(nèi)部真空度達到-0.98大氣壓以下，并穩(wěn)定后，飽和模擬地層水，測定孔隙體積；

（3）巖心于底層溫度條件下飽和配制好的模擬油2PV以上，計算含油飽和度，并模擬底層老化；

（4）按不同的方案進行巖心驅(qū)油實驗，記錄各驅(qū)替時段的壓力變化值、產(chǎn)液量、產(chǎn)水量以及產(chǎn)油量。

三、實驗結(jié)果及分析

1.聚合物段塞尺寸優(yōu)選

首先進行了不同聚合物段塞尺寸驅(qū)油室內(nèi)實驗，實驗結(jié)果如下表1所示。

表1 不同聚合物段塞尺寸驅(qū)油實驗結(jié)果

實驗方案 水驅(qū)階段

采收率（%） 最終采收率（%） 聚驅(qū)提高

采收率幅度（%）

水驅(qū)至含水95% 40.07 40.07 0

水驅(qū)至含水95%+聚驅(qū)0.4PV 39.82 52.19 12.37

水驅(qū)至含水95%+聚驅(qū)0.5PV 39.93 53.55 13.62

水驅(qū)至含水95%+聚驅(qū)0.6PV 40.01 55.02 15.01

水驅(qū)至含水95%+聚驅(qū)0.7PV 39.87 55.54 15.67

從上表的實驗結(jié)果中可以看出：

（1）與單純水驅(qū)相比，水驅(qū)后進行聚驅(qū)可以大幅度提高原油的采收率。從宏觀上看，注入水中加入聚合物后能夠極大的提高注入液的黏度，從而大幅度改善油水流度比，較少注入液的指進現(xiàn)象，擴大了注入液在地層中的波及體積，從而提高宏觀波及效率；從微觀上看，聚合物溶液所具有的粘彈性能夠通過“拉、拽”，將水驅(qū)掃過區(qū)域內(nèi)的盲端殘余油帶入驅(qū)替液中，并隨之驅(qū)替而出，提高了微觀上的洗油效率。

（2）注入聚合物溶液的段塞尺寸越大，化學(xué)驅(qū)提高采收率的幅度也越明顯。在考慮油田經(jīng)濟評價的基礎(chǔ)上，確定最佳聚合物段塞尺寸為0.6PV

2.最佳轉(zhuǎn)聚時機優(yōu)選

在確定了聚合物注入PV數(shù)的情況下，進行了不同轉(zhuǎn)聚時機驅(qū)油實驗，實驗結(jié)果如下表2所示。

從上表的實驗結(jié)果中可以看出：

（1）在聚合物段塞尺寸相同條件下，轉(zhuǎn)聚時機越早，化學(xué)驅(qū)提高采收率的幅度也越明顯，從以上的實驗數(shù)據(jù)可以看出，最佳轉(zhuǎn)聚時機為水驅(qū)含水50%；

（2）在含水率50%的情況下轉(zhuǎn)聚，平均采油速度可在一段時間內(nèi)保持較高的值，而在含水75%以及95%的情況下轉(zhuǎn)聚時，采油速度會隨著轉(zhuǎn)聚時機的延遲而降低。因為我們可以認為，轉(zhuǎn)聚時機越早，油田開發(fā)的速度就越快，可以大大節(jié)約油田開采成本。

四、結(jié)論

1.在聚合物分子量及濃度相同的條件下，注入的聚合物段塞尺寸越大，聚驅(qū)階段提高采收率的效果也越好，但隨著段塞尺寸的變大，采收率增幅會逐漸減小，在考慮經(jīng)濟效益的前提下，確定聚驅(qū)最佳注入段塞尺寸為0.6PV；

2.轉(zhuǎn)聚時機越早，聚驅(qū)階段提高采收率的效果也越好，最終確定最佳轉(zhuǎn)聚時機為水驅(qū)含水50%，此時聚驅(qū)提高采收率的幅度為20.21%。

參考文獻：

[1]韓大匡，中國油氣田開發(fā)現(xiàn)狀、面臨的挑戰(zhàn)和技術(shù)發(fā)展方向.中國工程科學(xué)，2010；12（5）：51―57.

[2]王德民，程杰成，楊清彥.黏彈性聚合物溶液提高微觀驅(qū)油效率的機理研究.石油學(xué)報，2000；21（5）：45―51.

大港油田范文第3篇

【關(guān)鍵詞】大港數(shù)字油田；綜合應(yīng)用平臺；信息集成；服務(wù)總線；SOA

引言

經(jīng)過多年的數(shù)字油田建設(shè)，大港油田建立了覆蓋勘探、開發(fā)、油氣生產(chǎn)、集輸、視頻監(jiān)控、經(jīng)營管理等專業(yè)系統(tǒng)，較好地解決了專業(yè)信息化問題，為油田公司核心業(yè)務(wù)的發(fā)展提供了有力支撐和技術(shù)保障。

由于種種原因，過去分專業(yè)路建設(shè)的系統(tǒng)相對獨立、專業(yè)性強，集成度差、多次登錄、分散授權(quán)、快速準確獲取所需信息難度較大、缺乏面向業(yè)務(wù)的綜合信息匯總與統(tǒng)計分析、缺乏支持部門間橫向協(xié)同決策等問題，信息集成迫在眉睫，解決企業(yè)信息集成的關(guān)鍵技術(shù)就是SOA-面向服務(wù)架構(gòu)。

1、SOA技術(shù)概括

SOA-面向服務(wù)的架構(gòu)，是面向過程、面向?qū)ο蟆⒚嫦蚪M件、面向方向技術(shù)之后，軟件技術(shù)在設(shè)計理念、架構(gòu)體系和管理體系的一次飛躍，通過多年的發(fā)展，其標準規(guī)范體系和技術(shù)支撐體系不斷完善，在在企業(yè)級應(yīng)用集成中得到廣泛的應(yīng)用。

SOA是一種新型的軟件體系架構(gòu)模式，它是在計算環(huán)境下設(shè)計、開發(fā)、應(yīng)用、管理分散服務(wù)單元的一種規(guī)范，它將應(yīng)用程序的功能單元（稱為服務(wù)），通過服務(wù)間定義的接口和契約聯(lián)系起來。根據(jù)需求可以將松散耦合的粗粒度服務(wù)進行分布式部署、組合和使用，使系統(tǒng)變得更有彈性，能更靈活、更快地響應(yīng)不斷改變的業(yè)務(wù)需要。

SOA架構(gòu)的關(guān)鍵特性：一種粗粒度、松散耦合服務(wù)架構(gòu)，服務(wù)之間通過簡單、精確定義的接口進行通訊，不涉及底層編程接口和通訊模型。

2、大港數(shù)字油田建設(shè)中SOA應(yīng)用情況

2.1數(shù)字油田總體架構(gòu)

數(shù)字油田綜合應(yīng)用平臺是數(shù)字油田多系統(tǒng)的集成平臺，也是數(shù)字油田建設(shè)成果的集中展現(xiàn)平臺。根據(jù)油田信息系統(tǒng)實際情況，采用數(shù)據(jù)、功能、服務(wù)和流程集成的策略，實現(xiàn)信息系統(tǒng)在各個層面上的集成，按照業(yè)務(wù)需求進行功能拆解與模塊化處理，通過數(shù)據(jù)資源池、功能資源池、服務(wù)資源池的建立，構(gòu)建大港油田數(shù)據(jù)服務(wù)總線（DSB）及企業(yè)服務(wù)總線（ESB），打破信息孤島，實現(xiàn)功能重構(gòu)、信息共享及應(yīng)用集成。

2.2SOA的實施策略

根據(jù)中石油統(tǒng)建系統(tǒng)和大港油田自建系統(tǒng)的實際情況，應(yīng)用SOA技術(shù)建立生產(chǎn)管理、協(xié)同研究、經(jīng)營管理、輔助決策四個平臺，通過個性化定制，構(gòu)成數(shù)字油田綜合應(yīng)用平臺，按照油田主營業(yè)務(wù)，完成相關(guān)服務(wù)的調(diào)用。

2.3生產(chǎn)管理平臺

生產(chǎn)管理平臺，集勘探、油藏、采油與地面工程、生產(chǎn)運行等業(yè)務(wù)于一體，業(yè)務(wù)覆蓋鉆井、生產(chǎn)、油氣集輸、產(chǎn)能建設(shè)、電力管理、生產(chǎn)監(jiān)控、安全、應(yīng)急管理、修井等全業(yè)務(wù)領(lǐng)域，初步實現(xiàn)了計劃、運行、實時監(jiān)控、動態(tài)跟蹤、完成情況分析、優(yōu)化調(diào)整等一系列生產(chǎn)管理活動的閉環(huán)管理，有效支撐了勘探開發(fā)生產(chǎn)經(jīng)營與管理。

2.4經(jīng)營管理平臺

貫穿計劃、財務(wù)、合同、物資等經(jīng)營管理業(yè)務(wù)流程，實現(xiàn)了ERP、FMIS、AMIS、HR、CMS等經(jīng)營管理類信息系統(tǒng)有效集成及高度匯總，為各級管理提供了高效、快捷、準確的經(jīng)營指標分析。為油田公司、二級單位兩級提供經(jīng)營統(tǒng)計分析功能，集成了經(jīng)營管理及生產(chǎn)管理跨業(yè)務(wù)信息，有效盤活了ERP等系統(tǒng)的信息資產(chǎn)，滿足領(lǐng)導(dǎo)、職能部門及各單位生產(chǎn)經(jīng)營管理者業(yè)務(wù)需求。

2.5協(xié)同研究平臺

是集油藏研究、工程工藝研究于一體的基礎(chǔ)環(huán)境平臺，該平臺建立在數(shù)據(jù)集成、環(huán)境集成的基礎(chǔ)上，通過建設(shè)統(tǒng)一的數(shù)據(jù)模型及數(shù)據(jù)交換平臺，面向研究人員實現(xiàn)研究成果共享繼承利用的協(xié)同工作平臺，服務(wù)于提高鉆井成功率，提高最終采收率，提高新工藝新技術(shù)研究應(yīng)用水平，提高油田開發(fā)決策水平的輔助支持，是集勘探開發(fā)、鉆井實時決策、方案自動生成、效果跟蹤分析、方案優(yōu)化調(diào)整全過程閉環(huán)管理于一體的智能化平臺，該平臺目前處于設(shè)計階段。

2.6輔助決策平臺

基于數(shù)據(jù)倉庫和商務(wù)智能技術(shù)，逐步建立支持勘探開發(fā)研究、生產(chǎn)管理、經(jīng)營管理輔助決策系統(tǒng)，實現(xiàn)面向各類主題業(yè)務(wù)的信息自動匯總、關(guān)鍵指標預(yù)警、對標分析、方案跟蹤優(yōu)化調(diào)整等功能，提高智能化水平。

2.7個性化工作平臺

按照業(yè)務(wù)職責、安全管理及權(quán)限控制，建立了上至公司領(lǐng)導(dǎo)、下至基層操作員工的個性化工作界面，全部實現(xiàn)單點登錄、一次認證，實現(xiàn)了信息的高度集成與權(quán)限個性管理的有效統(tǒng)一。

3、結(jié)束語

目前大港油田基本完成了自建系統(tǒng)和統(tǒng)建系統(tǒng)在系統(tǒng)層面、數(shù)據(jù)層面、功能層面和服務(wù)的集成和資源整合；構(gòu)建了覆蓋有油田公司和二級單位兩個層面的生產(chǎn)、經(jīng)營數(shù)據(jù)資源池；構(gòu)建指標體系和報表體系，實現(xiàn)指標數(shù)據(jù)的定制、同比、環(huán)比和異常變化提醒；按照生產(chǎn)經(jīng)營業(yè)務(wù)流程，重新組織集成資源，實現(xiàn)生產(chǎn)管理流程化；通過圖形化分析和數(shù)據(jù)鉆取功能，為各級領(lǐng)導(dǎo)提供生產(chǎn)、經(jīng)營輔助決策支持。通過個性化定制，滿足各級用戶個性化工作需要。

基于SOA架構(gòu)的公共服務(wù)平臺的建設(shè)是數(shù)字油田標準規(guī)范體系的技術(shù)保障，是規(guī)范專業(yè)系統(tǒng)建設(shè)，實現(xiàn)專業(yè)應(yīng)用服務(wù)化、專業(yè)數(shù)據(jù)共享化的前提條件。公共服務(wù)平臺的建設(shè)，將徹底改變大港數(shù)字油田專業(yè)系統(tǒng)的建設(shè)模式，最大限度地發(fā)揮信息化對油田勘探、開發(fā)、生產(chǎn)、經(jīng)營管理業(yè)務(wù)的支撐作用。

參考文獻

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[2]劉濤.基于SOA架構(gòu)的企業(yè)應(yīng)用平臺研究與開發(fā)[D].長春工業(yè)大學(xué)，2010

[3]陳新發(fā).數(shù)字油田建設(shè)與實踐—新疆油田信息化建設(shè)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2008.7.

大港油田范文第4篇

[關(guān)鍵詞]大港油田 灘海 埕北斷階帶 油氣成藏 成藏模式

中圖分類號：TE155 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2014）40-0029-01

1 勘探概況

埕北斷階帶位于渤海灣盆地黃驊坳陷中區(qū)東部的南部灘海區(qū)， 處于歧口凹陷向埕寧隆起過渡的斜坡帶上，勘探面積約1200km2。自20世紀60年入勘探，已發(fā)現(xiàn)了明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙一段、沙二段、沙三段、中生界和二疊系等8 套含油氣層系，找到了張東、趙東、羊二莊、友誼、劉官莊、海4井等油田以及張北、張東東、關(guān)家堡、埕海和歧東等含油氣構(gòu)造，形成了張東、張東東、關(guān)家堡、埕海2個整裝效益儲量區(qū)， 展示出研究區(qū)豐富的油氣資源和良好的勘探前景。但由于研究區(qū)地下、地表條件復(fù)雜多變， 勘探控制程度低， 在成藏主控因素及模式等方面認識尚不夠深入，制約了勘探的進展和成果的取得。通過應(yīng)用錄井、測井、地震、測試和分析化驗資料，對研究區(qū)油氣富集規(guī)律研究，明確主控因素和勘探潛力，這將對該區(qū)下一步勘探優(yōu)化部署提供依據(jù)。

2 油氣主控因素分析

2.1 構(gòu)造特征

埕北斷階帶位于歧口凹陷南緣， 繼承性發(fā)育的斷階構(gòu)造， 為油氣運移以沿側(cè)向、垂向、不整合及混合供油提供了有利的地質(zhì)背景，研究區(qū)位于埕寧隆起北斜坡部位，充足的物源條件，砂體發(fā)育為油氣富集提供了良好的儲集空間。鉆探證實， 埕北斷階帶具有含油層系多、油氣藏類型豐富， 縱向疊置， 平面連片的宏觀特點。油氣的這一分布格局受多種因素控制， 其中構(gòu)造和儲層是主要因素。

1）長期發(fā)育的主干斷層

長期發(fā)育的主斷層控制油氣宏觀分布，其斷層幾何形態(tài)、活動特點影響油氣縱向分布。主干斷裂以NE和NEE向為主，主要有張東、海4、趙北、羊二莊等斷層，分別形成了張東張東東構(gòu)造帶、海4井構(gòu)造帶、羊二莊關(guān)家堡趙東構(gòu)造帶， 它們在古地質(zhì)背景影響下發(fā)育了斷鼻、斷塊、背斜、巖性、不整合面等多種圈閉類型；從目前已鉆探的油氣藏分布特點看， 油氣主要分布在主控斷層兩側(cè)的圈閉中，而上第三系油氣分布受斷層晚期活動影響較大，一般主要分布在斷距大、活動期長的主控斷層兩側(cè)。同時斷面幾何形態(tài)影響油氣縱向分布； NE 走向座椅狀主控斷層與其傾向相反的次級斷層構(gòu)成油氣垂向運移通道，油氣富集于主斷層下降盤， 如羊二莊區(qū)油田； EW 走向的座椅狀斷層油氣主要富集在中深層，如張東油田；鏟式主控斷層與其傾向相反的次級斷層構(gòu)成油氣垂向運移通道，油氣富集于長期活動斷層兩側(cè)的圈閉中。

2）有利的儲蓋組合

研究區(qū)儲蓋組合十分有利。中生界中下侏羅統(tǒng)為河流相沉積， 砂體發(fā)育， 單砂層厚度30～ 60m，橫向分布穩(wěn)定，物性好，測井孔隙度為16%～ 20% ，滲透率（300～ 600）x10- 3μm2；發(fā)育北東走向的張東東、張東兩個主河道，該段縱向上呈下粗上細的正旋回，構(gòu)成了良好的儲蓋組合。受埕寧隆起古地貌及母巖性質(zhì)控制，下第三系沙三段和沙二段發(fā)育水下扇砂巖體，儲集砂體相對發(fā)育，砂巖厚60～ 120m，沙一段發(fā)育區(qū)域性蓋層，構(gòu)成了有利的儲蓋組合。上第三系明化鎮(zhèn)組、館陶組河流相砂體發(fā)育，砂體分布廣泛，單砂層厚度大、儲集物性好，為高孔高滲型儲層。其中館陶組儲層單砂層厚度5～ 25m，孔隙度一般大于25%，滲透率為（19～ 7919）x10- 3μm2。明化鎮(zhèn)組儲層單砂層厚度5～ 38m，孔隙度一般大于25%，滲透率可達8400x10- 3μm2。館陶組內(nèi)部泥巖和和明化鎮(zhèn)組下段厚層泥巖可作為館陶組和明化鎮(zhèn)組的蓋層，構(gòu)成了良好的儲蓋組合。上述儲蓋組合與圈閉相匹配，奠定了灘海區(qū)縱向上多層系含油的基礎(chǔ)，為復(fù)式油氣集聚奠定了基礎(chǔ)。

3）油氣運移通道發(fā)育

研究區(qū)發(fā)育斷層、不整合面、砂巖輸導(dǎo)層等多種油氣運移通道，控制了油氣運移方向。埕北斷階帶宏觀上發(fā)育東部海域與西部陸地兩個油氣成藏系統(tǒng)。東部以歧口凹陷為油源，油氣順臺階向南由趙東向關(guān)家堡及其以南地區(qū)運移，形成第一個油氣運移通道；西部以歧南次凹為油源，沿張東油田、羊二莊油田至劉官莊油田組成第二個油氣優(yōu)勢運移通道，進而形成兩個油氣富集帶。

3 成藏模式研究

埕北斷階帶具有成藏期晚的特點。不同的構(gòu)造部位，油氣運移模式不同，影響油氣富集層位。受斷裂結(jié)構(gòu)的影響，不同部位油氣運移模式不同。下第三系地層沿斷階向隆起部位超覆， 上第三系地層直接覆蓋在隆起部位的中生界和古生界地層之上。受該背景控制，研究區(qū)發(fā)育上、下第三系、下第三系與中生界、中生界與古生界等多個不整合面，斷裂、不整合面及砂巖疏導(dǎo)層三者不同的配置關(guān)系，構(gòu)成了埕北斜坡帶多種油氣運聚方式。

油氣垂向、水平交替運移及沿盆緣邊界斷層、不整合面運移是埕北斜坡帶油氣運移的重要方式，受其影響，不同的構(gòu)造部位，油氣運移模式有所不同，因而油氣富集的層位略有差異。如在關(guān)家堡地區(qū)，總體表現(xiàn)為受羊二莊南斷層控制的背斜圈閉，埋藏淺，下第三系地層本身不具備生烴能力，主要靠歧口凹陷運移為主。由于該區(qū)處于隆起區(qū)，發(fā)育上、下第三系、下第三系與中生界、中生界與古生界等多個不整合面，由于時間長、風(fēng)化淋濾充分，可形成不整面附近的高孔滲儲層帶，為油氣運移提供了通暢的運移渠道。但由于斷層晚期活動的微弱性，油氣縱向運移條件較差，因此油氣主要富集在不整合面附近，如莊海1X1、莊海2X1、莊海5等油藏；而趙東地區(qū)由于羊二莊斷層持續(xù)的活動性，油氣運移以垂向位移為主，油氣主要富集在斷層兩側(cè)圈閉中，且以上第三系為主。以此分析，張東東地區(qū)由于位于歧口凹陷油氣向南運移的第一個臺階區(qū)，以長期發(fā)育的海4斷層作為主要的油源斷層，可將不同層位的圈閉貫穿起來構(gòu)成縱向上多含油層系、多油水系統(tǒng)、深淺含油的復(fù)式聚集帶。

4 結(jié)論

勘探實踐表明，埕北斷階帶油氣成藏地質(zhì)條件優(yōu)越，具有含油氣目的層多，油氣藏類型多樣， 縱向疊置、平面連片，油氣復(fù)式聚集的特點。油氣藏形成的主要控制因素為：充足的油氣源、良好的儲集條件和儲蓋組合、基巖潛山背景下的斷階構(gòu)造、長期繼承性發(fā)育的斷層等， 其中，斷層和蓋層是控制油氣縱向成藏的關(guān)鍵因素；基巖潛山背景下斷階構(gòu)造和輸導(dǎo)體系是控制油氣橫向成藏的關(guān)鍵因素。油氣富集規(guī)律為：平面上，油氣沿近東西、北東向主斷裂展布；縱向上，油氣自北向南、自西向東呈階梯狀分布；儲層厚度和物性以及砂體類型控制油氣富集程度；圈閉的位置與砂體形態(tài)控制油氣藏的厚度與含油范圍；泥巖蓋層控制了油氣富集的層位；復(fù)式輸導(dǎo)體系決定了不整合面上下是油氣富集的有利部位；埕北斷階帶斷裂、不整合面及砂巖輸導(dǎo)層三者不同的配置關(guān)系，構(gòu)成了研究區(qū)多種油氣運聚方式。

大港油田范文第5篇

關(guān)鍵詞：節(jié)能型變壓器；損耗；油田；電力系統(tǒng)

中圖分類號：TE43 文獻標識碼：A 文章編號：1006-8937（2012）35-0162-02

變壓器是輸變電系統(tǒng)中的主要設(shè)備之一。它是一種靜止的電器，其原理是在共用的鐵芯上繞著兩個或兩個以上的線圈，通過電磁感應(yīng)的作用，把某一種等級的電壓與電流改變成另一種等級的電壓與電流的裝置。其作用是升高電壓，遠距離輸送電能，當電能輸送到用電地區(qū)后，變壓器又可以把電壓降低，為滿足用戶需求，將電能送給用戶。變壓器的總?cè)萘亢艽螅话闱闆r下，其總?cè)萘繛榘l(fā)電容量的6倍左右。由于容量大，且運行中的變壓器技術(shù)指標落后，故并不能滿足供電系統(tǒng)的要求，其損耗幾乎達到線路總損耗的18%～20%，降低變壓器損耗以提高變壓器效率，是節(jié)約電能的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一。使用低損耗變壓器，對于實現(xiàn)舊變壓器的更新?lián)Q代，具有重大意義。

而如何能夠降低變壓器的電能損耗，達到經(jīng)濟運行的最佳狀態(tài)呢，文章從三個方面予以論述。

1 降低空載損耗，改變鐵芯結(jié)構(gòu)

雖然變壓器的空載損耗僅占總損耗的三分之一，但它不隨負載而變化。這對于中小型變壓器降低空載損耗就更為明顯。一般規(guī)定變壓器的空載損耗Po=KcPcGc。因此，若要降低空載損耗必須降低鐵芯的重量Gc，單位的損耗Pc和工藝系數(shù)Kc，還需要采用性能很好的硅鋼片。故我們可采用單位損耗較小的優(yōu)質(zhì)冷軋硅鋼片降低變壓器的空載損耗，另外還要降低工藝系數(shù)，有效利用硅鋼片材料的優(yōu)勢性能，盡量使磁通沿著硅鋼片軋制方向通過鐵芯所有接縫。

2 降低負載損耗，改進絕緣結(jié)構(gòu)

變壓器的負載損耗占總損耗的70%～80%，數(shù)值很大，一般規(guī)定變壓器的負載損耗近似為線圈電阻損耗，所以負載損耗為： Pk=KmδGm

降低導(dǎo)線的重量Gm、電流密度δ和與導(dǎo)電率有關(guān)的系數(shù)Km，也可以達到降低負載損耗的目標 。在此要做到，適當降低電流密度，改善絕緣結(jié)構(gòu)，縮小絕緣的體積，提高線圈填充系數(shù)，減小線圈的尺寸，如此以減小損耗。在低損耗變壓器中應(yīng)用圓筒式線圈層間及高、低壓間采用瓦楞紙板做油隙的方式，代替撐條來縮小絕緣尺寸，負載損耗大小與鐵芯尺寸變化成正比。

3 合理選擇變壓器運行方式，進一步節(jié)能降耗

根據(jù)變壓器經(jīng)濟運行條件調(diào)整用電負荷，合理地選擇變壓器的運行方式，可以使得損耗最大限度地降低。變壓器若為兩臺或兩臺以上并列運行，則須依據(jù)合理的技術(shù)性能參數(shù)選擇運行方式，并以總損耗量最小的原則，合理分配各臺變壓器的負載。季節(jié)性運行的變壓器，應(yīng)在非生產(chǎn)季節(jié)停止運行，即便因特殊情況不能停運，也應(yīng)配用小容量變壓器或變?nèi)萘孔儔浩鳎蛔儔浩髌骄摵陕嗜粜∮?0%，則經(jīng)過嚴謹?shù)募夹g(shù)經(jīng)濟評價工作后，可更換為相應(yīng)容量的節(jié)能變壓器。

3.1 節(jié)能型、非節(jié)能型變壓器在功率損耗上的對比

現(xiàn)以容量較小的節(jié)能型、非節(jié)能型變壓器為例，通過比較就可以看出短路損耗與空載損耗有所不同，具體數(shù)據(jù)對比如表1所示。

從表1數(shù)據(jù)中看出：在同等容量的情況下，節(jié)能型與非節(jié)能型變壓器的短路損耗，空載損耗有著很大的差別。經(jīng)計算，200 kVA節(jié)能型變壓器比非節(jié)能型的短路損耗減少483 W，空載損耗減少445 W；250 kVA節(jié)能型變壓器比非節(jié)能型的短路損耗減少684 W，空載損耗減少658 W；315 kVA節(jié)能型變壓器比非節(jié)能型的短路損耗減少717 W，空載損耗減少758 W；400 kVA節(jié)能型變壓器比非節(jié)能型的短路損耗減少504 W，空載損耗減少725 W。這充分說明節(jié)能型變壓器比非節(jié)能型變壓器的短路損耗、空載損耗都低，損耗降低數(shù)值如表2所示。

短路損耗降低率=（非節(jié)能變壓器短路損耗-節(jié)能變壓器短路損耗）/非節(jié)能變壓器短路損耗*100%。

空載損耗降低率的計算方法同上。

從表2數(shù)據(jù)中看出：200 kVA變壓器節(jié)能型的比非節(jié)能型的短路損耗降低12.71%，空載損耗降低45.26%；250 kVA變壓器節(jié)能型的比非節(jié)能型的短路損耗降低14.83%，空載損耗降低49.72%；315 kVA變壓器節(jié)能型的比非節(jié)能型的短路損耗降低13.1%，空載損耗降低49.72%；400 kVA變壓器節(jié)能型的比非節(jié)能型短路損耗降低8.0%，空載損耗降低45.31%。

3.2 節(jié)能型低損耗變壓器在油田各變電所的推廣應(yīng)用

我油田電力系統(tǒng)中有大量的主變壓器，主要分布在油田的二十多座變電所，1994年以前全部為非節(jié)能變壓器，它不僅自身損耗大，還增加了網(wǎng)損，影響了電壓的質(zhì)量。近年來，我油田十分注重供電管理，不斷加強了對變電檢修人員的技術(shù)培訓(xùn)工作，并起到了最佳效果，用我們的技術(shù)和實力逐步對分布在全油田二十多座變電所的非節(jié)能型主變壓器進行了更換，截止目前除港東11萬、港煉、棗園、王徐莊等十幾座變電所自投產(chǎn)改造時直接為節(jié)能型變壓器外，現(xiàn)已逐步將港西、西二、羊三木、板橋、王官屯、小集、東二、棗二聯(lián)、濱南、官八零、中心區(qū)等13座變電所的24臺變壓器全部更換為節(jié)能型變壓器。

變壓器年耗電量損耗計算公式為：

Wy=H（P0+βPk）

式中：H為變壓器年運行小時；取8 760 h；P0為變壓器空載損耗kW；β為負載系數(shù)10 kV為53.4%，35 kV為67.57%；Pk為變壓器額定時的負載損耗，kW。

節(jié)能型變壓器年損耗 Wy=8 760×（4.75+0.6757×27）=149 598 kWh

高損耗變壓器年損耗：Wy=8 760×（10.8+0.6757×34）=230 592 kWh

由此計算方法得：一臺3 150 kVA的節(jié)能型變壓器年電能損耗為149 598 kWh，而非節(jié)能型變壓器年電能損耗為230 592 kWh，相對節(jié)能型比非節(jié)能型變壓器每年要少耗電能80 994 kWh，按每度電為0.48元計算可折合資金38 877.12元，兩臺就節(jié)省資金77 754.24元，所以，24臺節(jié)能變壓器總?cè)萘繛?72 300 kVA，應(yīng)節(jié)省的損耗為

4 430 243 kWh，若每度電按0.48元計算，可節(jié)省資金

2 126 516.64元，按變壓器使用年限為10 a計算，可節(jié)約資金21 265 166.4元。事實證明：節(jié)能型變壓器的容量越大，臺數(shù)越多，節(jié)能效果就越好，為此，大力推廣使用節(jié)能型變壓器是很有必要的。

非節(jié)能型變壓器的運行，能造成電能損耗的增大，降低電網(wǎng)的效率，同時也浪費電力資源。而節(jié)能型變壓器的短路損耗、空載損耗要比非節(jié)能型變壓器的損耗小的多，自然損耗率就低，因此在電力系統(tǒng)中的節(jié)能效果最佳，是我們今后實現(xiàn)節(jié)能增效的最佳途徑之一。

加強節(jié)能型低損耗變壓器在油田電力系統(tǒng)中的應(yīng)用，不僅能為油田節(jié)約了大量的資金，而且可以確保油田供電運行的連續(xù)可靠運行。只有加強電力資源管理，充分利用現(xiàn)有設(shè)備，全面實行對供電系統(tǒng)的高科技管理，徹底實現(xiàn)經(jīng)濟運行，降低變壓器損耗，才是節(jié)約能耗的重要途徑。