开发效果评价

开发效果评价（精选八篇）

开发效果评价 篇1

为切实做好马北底水油藏重点井组注采效果分析工作, 借助动态监测成果, 由点及面, 由重点井组到全油田总体注水开发指标的评价, 以便更细致分析产吸剖面、水流方向与油田地质 (主要是岩相、渗透率) 特征、剩余油分布等特征的响应, 揭示井组存在问题, 提出下步综合调整措施意见。

2 产、吸剖面的地质特征相应

从统计的产液剖面、吸水剖面资料反映出储层产吸状况有以下几个特征

(1) 总体注入、产出受沉积及储层物性控制

正韵律底部及反韵律顶部, 储层渗透性好, 产吸状况好, 动用程度高, 其注入、产出与沉积韵律特征及储层渗透率特征响应一致;

平面上, 如马6-12、马7-2、马北103等井在61-1小层内部中段, 存在高渗透层, 舌进现象尤为突出, 这一现象在65号小层内部相对要少;纵向上, 如北部马4-2井吸水剖面反映出反韵律61-2小层相对吸水量大于61-1小层, 南部马8-2井产液剖面反映61-1小层底部正韵律油层产液高于顶部, 马7-5井则反映61-2小层顶部反韵律层产液又比65_1小层高;储层产吸状况总体体现底部正韵律、顶部反韵律, 主力61号层要好于65号非主力层。

(2) 主力小层构造中部水浸速度高于北部和南部

构造中部61-1小层与下覆61-2小层镶嵌, 无隔层区域的水体相对增加, 加之中部注水量相对 (含水平注水井) 大, 层间高渗透层注入水和井筒周围次生底水导致该区油井含水普遍高于北部和南部。如:马6-2、马6-3井 (停) 产液剖面反映已高含水。

3 注水分布测试的地质特征相应

马北一号油田相继在马4-2、马6-4、马H6-7、马9-1井开展注水分布测试工作, , 反映注水水驱方向有如下特征

(1) 4口投注井水流方向沿构造长轴方向推进比短轴 (向构造高部位) 方向波及范围大, 因水体存在向下的重力势能作用会消弱其向高部位推进的能量;

(2) 马4-2井和马H6-7井向高部位推进或波及的注水面积比马6-4、马9-1井大。测试结果反映马4-2井虽然注水层厚度为18.6m, 但注入水主要进入61-1小层正韵律底部905.2-908.2m, 厚度为3m的高渗透层;而马H6-7井的注入水同样进入61-1小层底部正韵律厚度为3m的高渗透层段。这两口井高渗透层导致注入水平面舌进、纵向指进。而射开厚度均为4m的马6-4、马9-1井, 视吸水强度大 (表1) 。从马6-4井吸水剖面可以看出, 61-2小层上段不吸水, 中段吸水百分数高, 纵向也存在指进现象。

4 高渗透层与剩余油饱和度的特征响应

通过在剖面上过滤出高渗透层与其对应的剩余油饱和度层进行对比, 反映出马北一号油田61-1小层中上部、61-2主力小层层内部高渗透率带, 同比层内低渗透带或其它相对低渗的层, 剩余油饱和度要低。反映沿高渗透带水洗程度高, 水驱推进方向与监测水流分布方向产生的舌进方向吻合。也进一步说明水井应调剖后再分注, 油井应化学堵水后再下机械桥塞, 以减缓层间舌进、纵向指进或次生底水锥进。

5 结论与认识

(1) 产吸剖面所揭示的纵向各小层之间渗透率的指进现象、平面小层内高渗透带的舌进现象尤为突出, 导致小层内高渗透带注水量被大量采出或受重力势能沿程衍生为次生底水被油井采出。

(2) 构造北部能量补充不足, 压力低、产出也低;而南部区域仅仅是对61、65号层进行分注, 小层内的分注井少, 且多为上段吸水。为此应借助分注手段, 增大中低渗透层段的注入量, 控制高渗透层注入量。

(3) 更重要的是应针对油井水淹层开展堵水、卡水工作, 使卡堵层段封堵后在油水界面处能形成上下两层不同压力、不同产注量的层流速度, 分采分注来实现稳油控水。

参考文献

[1]唐任选.底水油藏水锥动态模拟及见水时间预测.新疆石油地质, 2003.12[1]唐任选.底水油藏水锥动态模拟及见水时间预测.新疆石油地质, 2003.12

[2]魏尚武.红连底水油藏高效开发实践与认识.吐哈油气, 2005.03[2]魏尚武.红连底水油藏高效开发实践与认识.吐哈油气, 2005.03

[3]杨银山, 宋彥海, 蓝春连, 等.马北油田稳油控水配套技术研究.青海油田公司, 2011[3]杨银山, 宋彥海, 蓝春连, 等.马北油田稳油控水配套技术研究.青海油田公司, 2011

乌镇式开发，怎么评价？ 篇2

从最初的古镇观光旅游标杆，到如今的乌镇国际戏剧节，再到世界互联网大会，乌镇以多重功能和身份在古镇发展的道路上，遥遥领先，成为公认的中国古镇开发保护的样本。

乌镇，1300多年的古镇，位于浙江桐乡市，镇内设四条街，史上称东栅大街、西栅大街、南栅大街和北栅大街。1999年，乌镇的开发保护正式开始，由现被冠以“乌镇的掌门人”之名、时任乌镇镇长兼乌镇旅游股份有限公司总经理的陈向宏主导，选择茅盾故居所在地的东栅街为试点，以观光旅游为主进行开发，区域内不提供住宿，以和旅行社合作的固定观光路线为主，门票是主要收入。2001年后，乌镇开始闻名全国，成为中国古镇旅游的标杆。2003年，乌镇西栅定位为休闲度假小镇，融资10亿元实施开始保护开发，统一迁出原住民，重新规划古镇，乌镇从观光景点向度假休闲中心转型，至今只开发50%。南栅和北栅还未开发，陈向宏陆续收购当地居民卖掉的房子，进行资源式的控制。

2011年乌镇进驻淘宝旅行，2012年二维码电子门票上线销售，2013年，乌镇推出首届乌镇戏剧节，由乌镇旅游股份有限公司来作为发起人出资，乌镇又从休闲度假变身为一个文化小镇。至今，乌镇戏剧节已经到了第三届，2016年乌镇还将筹办当代艺术双年展，规划出“上半年是双年展，下半年是戏剧节”的理想未来。

乌镇在商业上，无疑是成功的。而在16年的古镇开发经验后，陈向宏选择了一个名不见经传的村子——长江村，进行一次公益的实践。从资本密集型开发，到选择公益实际解决中国乡村的问题，见证了中国乡村复兴的一个拐点。

宋子千

不主张将乌镇模式简单化

在旅游开发的过程中，我们往往强调“样本”，因为市场巨大，我们的乡村旅游现在还处于不断拷贝“样本”的过程中。目前在中国，我们还是需要典型示范的。虽然我国乡村旅游发展了几十年，但也才刚刚完成起步发展阶段，典型示范可以让很多地方旅游发展少走弯路，减少探索成本。而且从需求来说，在多样化、个性化的同时，也是大众化的，模仿借鉴有空间。乌镇模式本身包含复杂的内涵，我不主张将乌镇模式简单化。乌镇利益开发从市场结果来看比较成功，肯定有很多值得借鉴的地方。当然，是不是所有的地方都要像乌镇一样，引进大企业统一开发、进行商业运营，那倒不一定，还是要根据实际情况。

朱良文

对于空心化村落，乌镇模式是成功的

乌镇始终有争论。对于已经空心的村落的营销，乌镇是非常成功的，但它不是传统村落发展的模式。旅游度假、会议中心等，不是传统村落的目标。村落复兴，为的还是当地老百姓能富裕起来，村寨传统风貌、文化得以保留下来。物质空间和精神风貌都需要保留。如果单单只是空心村的利用房屋的一种发展方式，就不会是主流方式。

类似的，如莫干山的做法，同样不适合传统村落，它也只适用于空心村，是比较单纯的建筑活化。但是，如果不是空心村，要把村民赶出去，去模仿乌镇和莫干山，就非常不可取。好比，一个人生病了，可以治病;而一个健康的穷人，还要把他弄出病来，再来医治，就很荒唐。把乌镇、莫干山的做法当作主流，当作传统村落的样本来参考，是错误的。领导、投资商、老板们都喜欢这种方式，效果快，政绩明显，回本赚钱也快;建筑师，规划师，艺术家，包括我自己也喜欢——玩空间，很痛快。传统村落，一般是很穷才能保护下来，不能盲目发展民宿、咖啡馆，虽然目前它们见效快，但需要考虑市场需求，大量发展后必然出现合并、淘汰。把没有人的房子利用起来，为城市创造休闲空间，还把房子改造得很漂亮，这很好，但不是挽救传统村落的方法，没有解决人的问题和传统村落的问题。我们要解决的是，住在村落里的村民，他们的生产、生活、环境保护与发展问题，是传统村落的复兴问题。

孙君

在大拆大建时代，乌镇模式了不起

乌镇式的开发，开发乡村旅游，它适应一些地方，也有其先进的地方，但不是所有的古村落或者乡村旅游都可以效仿的，也不能简单复制。过度商业化，原住民的搬离，是古村落保护中应当避免的。古村古镇，一定要保留原住民，保留当地传统文化。这种文化是实实在在融入在生产生活中的文化，不是表演性的文化，表演性的文化注定没有生命力。

乌镇我认为是一个古镇保护的个案，在中国大拆大建的时代，乌镇被保护下来了，这是一个了不起的事，陈向宏功不可没！乌镇可作为古镇标本，激活古镇文化，也是一种模式，是保护与旅游的一种案例。至于乌镇是不是可复制，是不是应该保护原住民，这是另一个话题，不要混淆市场与古镇两个概念。

我认为这是一个古镇旅游文化的商品模式，是市场经济下的另一种文化，不要再与原住民概念联系在一起。今天像乌镇一样保护下来，还能让大家看到乌镇的样子，己是非常不易。

甘谷驿长6油藏注水开发效果评价 篇3

1.1 主要地质特征

甘谷驿长6油藏大地构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带东部。该盆地构造形态总体为东翼宽缓、西翼陡窄的南北向不对称矩形台坳型盆地, 盆地内部构造相对简单, 地层平缓, 仅盆地边缘褶皱断裂比较发育。孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔, 储层为特低孔、特低渗储层。由于砂岩渗透率极低, 毛管力作用很强, 油水分异很差, 油水混储, 无明显的油水界面, 缺乏边、底水。所以, 在以上主要作用的决定之下, 在本区形成了典型的岩性油藏。长6油藏主要含油层位为三叠系延长组长6油层组。该油层组又划分为长61、长62、长63、长64四个亚组。其中长61含油性最好, 其次为长62, 长63局部含油, 长64最差。四个层的平均渗透率为0.725×10-3μm2, 平均孔隙度为8%, 平均有效厚度为4.87m。

甘谷驿长6油藏属于低压系统且未饱和油藏, 饱和压力为1.12MPa, 原始气油比为11.9m3/t, 溶解系数为7.869m3/MPa, 压力系数为0.64, 油层地层温度为24.6~27.5℃, 地温梯度为2.61~3.10℃/100m, 原始地层压力平均值3.33MPa。

长6油藏原油密度、黏度以及含硫量等均变化不大, 属低密度、低黏度、低凝固点、微含硫的常规陆相黑油。原油密度平均为0.826g/cm3。黏度为2.59~3.87m Pa·s/50℃, 平均为3.26m Pa·s/50℃。凝固点-14~10℃, 平均为2.8℃。含硫量0.002%~0.21%, 平均0.104%。初馏点54.9~83.2℃, 平均72.5℃。含盐量变化较大, 为11~202mg/L。

1.2 开发现状

长6油藏2008年8月投入开发, 2009年采取整体早期注水开发, 采用150×125矩形反九点面积井网, 井距为195m, 排距为96m。生产至今, 注采井数达514口 (其中, 油井353口, 注水井161口) 。

长6油藏注入层位为长61, 开采层位有长61、长62、长63层位。至2011年底长6层油井平均日产油0.36t, 累计注水22.54×104m3, 累计产液量15.826×104m3, 累计采油量达到7.88×104t, 综合含水率50.96%, 采出程度达2.23%, 累计注采比1.394。

1.3 油藏开发特征

1.3.1 油藏地层能量不足, 压力下降快

甘谷驿长6油藏原始地层压力平均值为3.33MPa, 饱和压力为1.12MPa。随着长6油藏三个区块的开发, 地层压力也从投产初期3.33MPa降到目前的2.16MPa。在开发初期, 由于注水不足, 压力下降较快;到2009年, 通过局部细分层系、完善注采井网, 有效的补充了地层能量, 使地层压力逐步回升。

1.3.2 年产液量、产油量呈上升趋势

长6油藏2008年产液量为0.1×104m3, 产油量0.07×104t, 2009年初对该区实施注水开发, 特别是随着2009年6月大量油井投产以来, 长6油藏产液量和产油量呈明显上升趋势。2009年至2011年的年产液量分别为4.28×104m3, 4.82×104m3, 6.63×104m3。2008年2009年至2011年的年产油量分别为1.51×104t, 2.5×104t, 2.99×104t。

1.3.3 综合含水上升较快

2009年6月以后, 由于2009年初的注水开始见效, 整个区块产液、产油量差值变大, 产水量上升, 对应的含水率也不断上升到近50%。

2 注水开发效果评价

2.1 含水率分析

注水开发油田含水是评价油田注水效果的重要指标, 它不仅影响油田稳产, 更重要的是对水驱采收率及最终采收率有直接影响[1], 计算公式如下:

作出长6油藏含水率与采出程度标准曲线并与实际生产资料进行对比 (图1) 。从曲线上可以看出:初期阶段曲线较陡, 说明初期主要依靠地层自身弹性能量开采, 由于地层能量不足, 综合含水率迅速上升;在采出程度0.5%后, 曲线变缓, 说明油藏注水普遍见效, 反映该油藏的注水开发效果较好;在采出程度1%后含水曲线陡度减缓, 维持在50%左右, 表现为注入水强大的势头, 反映该阶段总体开发效果好。见图1。

2.2 水驱曲线分析

水驱特征曲线分析储量是一种用动态资料测算可采储量运动的方法, 它能够反映油水的基本规律, 适用于油藏进入中、高含水阶段以后可采储量的计算。甘谷驿油田长6油藏含水率均已达到51.7%。因此, 可以用水驱特征曲线分析油藏可采储量等指标。根据甘谷驿油田长6油藏现场生产数据, 水驱特征曲线分析结果见表1。

2.3 油藏存水率

地下存水率是指地下存水量与累积注入量之比, 是衡量注入水利用率的指标, 存水率越高, 注入水的利用率越高, 其计算公式为 (3) :

根据注采比和含水率定义可进一步推出综合阶段存水率与含水率的关系:

图2表示长6油藏含水率与存水率关系图, 从图中可以看出, 随含水率上升, 存水率呈下降趋势;注采比不同, 存水率随含水率的下降程度不同;注采比越大, 其下降越小。长6油藏在开发初期, 存水率随含水率变化较小;随井网加密调整, 注采不断完善, 注水量不断增大, 存水率逐渐下降, 即“注入水”存留在地层中的比率在减小, 说明注入水量利用率降低, 可能是由于注水后产生了比较突出的指进。目前长6油藏存水率为0.65。

2.4 油藏耗水率

耗水率指的是注水开发油田每采出一吨原油伴随采出的水量, 耗水率越低说明注入水利用率越高, 其计算公式为:

图3表示长6油藏生产时间和耗水率关系曲线图, 从图中可以看出在2009年长6油藏注水以来, 耗水率开始上升, 且上升较快, 其原因是由于注水滞后导致地层能量快速衰竭, 2009年5月达到最大耗水率5.15;在2009年6月以后, 随着油井增加, 产油量上升, 耗水率开始下降, 说明水驱效果好, 注水利用效率变好;2010年后, 随着水井数量的增加, 注采系统不断完善, 同时加大注水量, 耗水率继续下降, 水驱效果明显, 耗水率开始维持在1.4左右。总之, 耗水率虽然有所下降, 但依然维持在比较高的水平。

2.5 注采状况分析

注采比 (IPR) 是指注入水所占地下体积与采出物 (油、气、水) 所占地下体积之比, 反映的是注采关系是否达到平衡。其公式为:

注采比分月注采比和累计注采比, 累计注采比 (CIPR) 上式中注水量、产油量、产水量分别为累计注水量、累计产油量和累计产水量即可。

图4为长6油藏注采比曲线图, 长6油藏自2009年1月开始注水开发, 初期有45口水井注水, 由于注水量偏大产油量较低, 月注采比和累计注采比较高;后区块进入基础井网开发阶段、细分层系综合调整阶段, 产量上升, 月注采比和累计注采比下降;2009年6月以后通过注水井网调整, 月注采比和累计注采比下降;从2010年后, 通过局部细分层系, 注采井网调整, 同时减小注水量, 累计注采比基本稳定在目前1.39左右。就长得油藏目前现场数据而言, 注采比虽然持续下降, 但依然维持在比较高的水平。见图4。

3 结语

通过对甘谷驿长6油藏的注水开发效果评价得出以下认识;

(1) 甘谷驿长6油藏在说明注水普遍见效, 总体注水开发效果较好;

(2) 长6油藏经济极限波及系数达0.8804;

(3) 长6油藏存水率一直处于下降趋势, 目前为0.65, 为较低水平;油藏耗水率持续下降, 目前为1.4左右, 为较高水平;累计注采比持续下降:目前为1.39, 为较高的水平;三项评价指标均表明注入水利用率较低, 有提升的空间;

(4) 由于注水相对滞后, 导致地层压力保持水平较低, 含水上升快, 注入水利用率低。建议对井网做出调整 (控水稳油、综合治理) , 提高注入水利用率, 以取得更好的开发效益。

符号说明:

Kro——油相渗透率;

Krw——水相渗透率;

Wi——累积注水量, 104m3;

Wp——累积产水量, 104m3;

Np——累积产油量, 104m3;

Qo——月产油量, t;

Qw——月产水量, t;

ro——原油密度, g/cm3;

Win j——月注水量, m3;

R——采出程度;

Sw——含水饱和度;

Swc——束缚水饱和度;

fw——含水率, %;

μw——水的粘度, cp;

μo——油的粘度, cp;

Z——阶段注采比;

Bo——原油体积系数。

摘要：长6油藏属于低压系统且未饱和油藏, 地层压力低且缺乏边底水。油藏投产后含水率上升较快, 2009年注水开发后, 油藏存水率逐渐下降, 到目前保持在0.65, 油藏耗水率逐渐下降, 到目前保持在1.4。虽然含水上升得到一定减缓, 但存水率较低, 耗水率较高, 建议调整注采井网, 提高注入水利用率, 以取得更好的开发效果。

关键词：长6油藏,注水开发,含水,存水率,耗水率,调整

参考文献

[1]赖枫鹏, 李治平, 等.一种注水阶段考虑含水率变化的产量预测方法[J].天然气地球科学, 2009, (5) :827~830.

[2]李传亮.油藏工程原理[M].北京:石油工业出版社, 2005.

[3]张东荣, 王军, 等.利用存水率与水驱指数评价油田注水效果[J].内蒙古石油化工, 2000, (27) :141~143.

开发效果评价 篇4

1 基本原理

对油田开发效果产生影响的因素是多种多样的, 这些因素所构成的指标体系当中, 不同因素之间的关系是十分复杂的, 甚至还有一些因会对开发的效果和质量并不能予以科学准确的评价, 同时不同因素的评价结果在这样的情况下, 我们可以采用模糊数学当中模糊综合评判法将对油藏开发情况的一些影响因素进行细致性的描述, 同时还要对其进行量化的评价处理, 这样就可以使得结果更具科学性和可靠性。

模糊综合评判法经常会使用在工程技术问题的模糊性综合分析和评判当中, 其主要课题分成两大类, 一类是单机模糊综合评判, 一个是多级模糊综合评判。前者通常就是指很多因素在相同层次上所产生的影响的评判。此外, 它也是实现多级模糊综合评判的一个重要的基础与前提。用最简单的语言来表述就是在模糊综合评判的前提下再开展模糊综合评判, 同时可以按照实际的需要和要求多次重复操作, 在一些复杂性相对较大的项目评价工作当中, 很多因素都是在不同层次当中对其进行不同程度的综合评价, 在实际的工作中要保证逐级进行, 最终对评判的结果进行全面的汇总, 也这样也就形成了多级模糊综合评价。对于模糊评判方法的使用, 非常重要的一个问题就是权重及的确定, 本文在对其进行全面研究的基础上, 采用层次分析法来确定不同参数权向量, 这样就可以更好的弥补加权平均法和灰色关联分析法无法确定权向量所存在的不足。

2 权重集和评判矩阵的确定

2.1 权重集的确定。

按照层次分析法的相关理论, 在所有的因素当中任意选择两个因素去对比, 我们可以选择不同的语言对其中一个因素对另外一个因素的影响和重要程度进行分析, 其中可以将其分为同等重要, 同时引入函数f (x, y) 表示从整体上来说的因素x比因素y的重要性标度, 同时将所有的因素都集中在一起进行两两对比, 建立一个矩阵, 按照普通油田开发经验和这一区块中间具体的情况进行分析, 最终获得矩阵W。 (表1)

根据判断矩阵可得归一化权重系数:

2.2 评判矩阵R的确定。评价的结果用一组“评语”上的模糊集合表示。其中的数字代表评语的隶属度 (表2) 。

3 实例分析

某油田于1968年投产, 在生产的过程中采用的是井距为300m的四点发面积井进行布井处理, 开采岑是萨尔图和葡萄花油层, 两个油层采取的是统一的压力系统, 其平均的原始底层压力为11.82MPa, 原始饱和压力达到了10.15MPa, 边、底水的活跃度并不是很高, 开发面积为6.7km2, 地质储量能够达到1638×104t。

3.1 针对水驱开发效果的综合评价。按照该地区的具体情况, 建立了水驱开发效果的综合评价指标体系, 主要借助对该区快的储量控制程度和储动用程度以及能量保持的实际水平等等, 能够通过层次分析法确定出如下权重系数。如表3所示。

这一地区的储量控制程度和动用程度均处于较好的范围当中, 能量保持水平采用的底层压力与饱和压力的比值, 这一区块地层的压力为10.82MPa, 原始饱和压力为10.15MPa, 地层的压力达到了饱和压力的106.6%, 所以说这一指标也处在良好的范围, 剩余可采储量的采油速度为0.56%, 其相对较差, 含水率为93.3%, 相对较差, 存水率为14.56%, 其处在中等的范围当中, 因为对注采系统进行了调整, 其效果得到了显著的改善, 因此产量也体现出了递减的状态, 所以, 年产油量综合递减率处于相对比较好的范围当中。

3.2 针对人为控制因素的多级模糊评判。

为了更加科学的评价开发层系划分的合理性, 我们引入了单井控制有效厚度、隔层的稳定性、渗透率比值以及压力比值等一些相对比较重要的评价指标, 这一区块平均单井控制的有效厚度基本上保持在18.33m, 所以从整体上讲处在一个相对较为稳定的范围当中。隔层的稳定性在纵向上是具有一定厚度的, 同时在横向上还具有非常好的延展度, 但是其在渗透率比值等方面进行了模糊综合性评价, 其评价的结果显示, 一直处在较好的范围当中。在注水时机的评价当中我们要考虑以下两个方面的内容, 一个是天然能量的数值, 一个是注水过程中最好的时机。在对注水压力水平进行描述的时候, 可以采用注水过程中低层压降和饱和压力比值当做一个最为基本的评价依据, 在评价结果分析中发现注水的时机较为合理。在注水的方式和注采结构的因素集团当中, 注水的水驱指数是0.958, 所以其一般处在一个相对较好的范围当中, 一年之内见效井的百分比已经达到了90%以上, 所以其也处在较好的水平当中, 评价结果为良好。

4 结论

水驱开发效果评价在实际的工作中存在着非常强的复杂性, 本文所给出的评价方法知只是一种探索, 所以在实际的应用中, 可能会存在着一定的问题和不足, 在这样的情况下, 我们必须要对其进行更为科学和详细的分析, 同时还要给出一套相对比较完善的评价标准, 只有这样, 才能更好的保证其效果。

摘要：当前, 我国的油田开发已经成为人们十分关心和关注的一个问题, 而在高含水油田开发的过程中, 其开发的效果和方法一直都是人们研究的重点, 在其发展的过程中, 很多方法都得到了完善, 因此也得到了较为广泛的应用。本文主要分析了高含水油田开发效果评价方法及应用, 以供参考和借鉴。

关键词：高含水油田,水驱,开发效果

参考文献

[1]李园园.高含水油田开发后期挖潜增储措施研究[J].科技资讯, 2014 (6) .

开发效果评价 篇5

杏子川油田王家湾区位于陕西省延安市安塞县境内。研究工区面积12.1km2, 截至2010年12月底, 该区共有油水井219口, 其中油井187口, 注水井32口, 主要研究层系为长2油层组, 长2分为长23、长22、长21三个油层段。王家湾中区长2油藏随着注水井注水压力升高, 吸水状况变差, 注水区水驱动用程度降低, 油区年产液量、年产油量降低, 含水上升, 开发效果逐年变差, 2010年本区年产油量比2006年产油量下降了1.18×104t, 含水升高5个百分点。

为了改善区块的开发效果, 通过综合治理方案的研究与分析, 改变该区开发效果变差的趋势, 控制高含水上升幅度, 完善注采系统, 补充地层能量, 形成系统的研究方法和思路, 提高油田采收率和整体技术水平。

2 区块开发动态评价

2.1 注水效果分析

存水率、耗水率是衡量油田注水利用率的主要指标, 也是评价注水开发油田水驱开发效果的重要指标之一。所谓存水率是指油田 (或区块) 注入水地下存水量与累计注水量之比。耗水率则是指每采出1吨原油所消耗的注水量。给定不同的注采比, 可作出存水率、耗水率与综合含水率的理论关系曲线, 将实际开发数据点入理论图板中, 即可较为直观的评价注水开发效果。

2.1.1 注水效果分析

王家湾中区长21油藏对应于同一注采比, 存水率相对于理论值偏低, 耗水率过大, 尤其在2006年后, 耗水率明显高于合理值, 结合压力变化曲线, 可以看出地层压力持续偏低的部分原因在于地层亏空加大, 用于补充能量的实际有效注水利用率较低。下步调整工作还需结合油藏潜力和合理开发技术界限研究等综合考虑。

2.1.2 动用状况评价

按标定的采收率计算, 可采储量为131.01×104t, 累计产油量为94.51×104t, 剩余可采储量为36.50×104t, 可采储量采出程度为72.14%。

2.2 含水变化规律

2.2.1 油藏综合含水变化规律

自1994年投产后, 含水始终维持在高含水阶段。在2002年注水之前, 综合含水率呈逐年小幅降低的趋势。由于投产初期只有一口油井, 且缺少2002年前的生产数据, 因此不能确定油藏投产初期含水高起的具体原因。依据通常低渗透油藏的开发经验, 投产初期的高含水主要是由于边底水侵入或者沉积原生水产出的原因, 由于从1994年到2002年长达8年综合含水率均在70%以上, 因此初步判定为边底水侵入造成了油藏注水前的高含水。2002年注水, 2005年受效后, 综合含水率逐年小幅攀升, 期间有5%左右的含水率突变, 目前含水率稳定在75%左右。

2.2.2 单井含水上升规律

王家湾中区部分井投产后即为高含水, 作为对比分析, 东区和西区也存在这种投产即高含水的油井。

油井高含水或含水上升快的原因不外乎以下几方面原因:一是油层本身含水饱和度较高;二是油藏底水发育, 由于采液强度高或者固井质量不高, 引起底水锥进;三是由于油层存在高渗透带或者裂缝带, 导致注水井注入水窜进, 造成油井高含水;四是油井初期由于排液未彻底, 投产后含水较高, 但生产一段时间后, 含水又会有所下降。在油藏开发初期未注水时, 投产后上述高含水井含水并未下降, 因此高含水原因可能是由于油藏自身含水饱和度高, 投产井位于油水同层中。

同时借鉴东西区的研究成果, 油藏底水发育强, 有部分井含水不仅自身油层含水饱和度高, 并且油、水层之间的隔夹层条件不好或基本就没有隔夹层, 在油井生产过程中虽然靠上射孔, 但由于压差的作用, 底水还是不可避免的会上窜, 当然, 对于此类井如果固井质量不合格, 也会引起底水的上窜, 造成油井高含水。

2.2.3 目前含水分布规律

王家湾中区南部目前的高含水分布也呈现两个特点, 一是在边部区域, 主要是在西北和东南区域高含水, 与边底水侵入有关, 其中西北区域与西南区域的来水方向呈现一致性的特征。二是在注水井区域附近高含水, 东部区域注水井点过少, 仅仅依靠东南区域的边水侵入难以提高整体受效情况, 下一步应在此区域增加注水井点改善油藏整体受效状况。

2.3 压力变化规律

王家湾中区长21油藏2007—2012年之间地层压力总体呈稳定趋势, 但压力水平较低, 如生产井压力恢复测试解释的地层压力稳定在3MPa附近, 水井压力降落测试解释地层压力均值在6MPa左右。

2002年实施注水后, 采液和采油速度迅速升高, 2006年到达峰值后均呈下降趋势, 对应地层压力稳中偏降的趋势, 表明地层亏空较为严重, 限制了生产能力的进一步提升。后期调整中重点仍然是如何注好水, 如何提高注水保持能量水平。

3 结论

(1) 长21储集层孔隙度平均值为14.5%。长21油层段渗透率平均值为9.76×10-3μm2。孔隙度主要分布区间13~19%, 占近80%。渗透率主要分布区间3~19%, 占近85%。

(2) 采用存水率、耗水率随含水率的变化关系研究了王家湾中区长21小层的注水开发效果, 明确了注水中存在的主要问题。

(3) 统计分析了历年压力变化规律;在产液、吸水剖面资料统计和动态数据分析的基础上, 分析了油藏储层动用状况, 为剩余油挖潜等后续工作奠定了基础。

参考文献

[1]郑浚茂, 庞明.碎屑储集岩的成岩作用研究[M].北京:中国地质大学出版社, 1988:25-98.

[2]上官永亮, 赵庆东, 宋杰等.注水井合理配注方法研究[J].大庆石油地质与开发, 2003 (03) :40-42.

开发效果评价 篇6

稠油吞吐开发阶段的油井生产方式主要由注汽、焖井、自喷、抽油四个环节组成, 每进行一次转轮吞吐, 需要进行一次修井转注作业和一次修井转抽作业, 通过数据统计发现, 2009-2014年新疆油田六、九区区块采油井使用的抽油泵泵型主要以管式泵为主, 占总采油井的80%左右;由于稠油开发方式以及自身特点, 稠油油井井下作业频繁, 修井成本逐年攀升。

2 油藏两用泵选型分析

目前国内的两用泵泵型主要有三种:长柱塞泵、双进油重球泵、反馈泵

通过统计分析发现不同区块、不同油藏选用不同的两用泵泵型其泵效、产液水平均有所差异。

分析不同油藏适应不同的两用泵泵型主要从平均泵效及产液水平角度进行综合考虑, 只有当平均泵效及产液水平达到最佳, 我们才认为该泵型最适宜在该油藏推广使用

3 两用泵推广应用效果评价

3.1 两用泵应用过程的优缺点

3.1.1 两用泵优点

(1) 单井提注-挂抽环节操作简便, 降低油井小修作业频率

(2) 提高热能利用率, 减少热损失, 提高单井有效生产时间

3.1.2 两用泵缺点

(1) 注汽孔道小, 容易造成注汽压力高、锅炉蹩炉现象

(2) 注汽后容易造成卡泵现象, 影响油井正常生产

(3) 启抽前期容易造成抽油泵“气锁”现象, 影响油井正常生产。

3.2 经济效益评价

浅层稠油油井实施转轮吞吐注汽开发阶段, 油井在没有特殊结构的的前提下, 转轮注汽前必须对油井进行一次转注、转抽小修作业, 也就是说油井每进行转轮生产, 油井转轮井次与小修转注、转抽井次的关系均为1:1:1的关系。

由此得出重油开发公司2015年1-10月累计节约修井井次的计算关系式为:

2015年通过科学推广两用泵的技术, 有效的减少小修作业量, 提高了油井生产时率, 节约修井成本590.5万元, 取得了较好的经济效益。

4 结语

通过统计可知:全区抽油泵平均泵效26.4%, 产液水平8.4t/d, 全区两用泵平均泵效21.5%, 平均产液水平7.2t/d, 基本可以满足浅层稠油油井的生产需求。

通过全面分析、掌握各种两用泵技术的特点, 分析的两用泵与油井参数的关系, 探究两用泵技术适用条件, 为浅层稠油两用泵技术推广应用提供技术、理论依据, 适应条件如下:

(1) 泵深在200~450m, 最适用于泵深在200~300m之间的油井;

(2) 沉没度大于50m以上, 最适用于沉没度在200~250m之间的油井;

(3) 含水大于40%以上, 最适用于含水在60~70%之间的油井;

(4) 井口温度适用于40~90℃之间, 最适用于井口温度在70-80℃之间的油井;

(5) 生产周期9个月内, 最佳生产时间为1~5个月。

据统计分析可知:两用泵技术注汽方式基本能够满足浅层稠油的注汽模式, 然而针对部分原油粘度高、渗透率低、吸汽效果差的油井, 容易造成油井注汽压力高、注汽质量差, 严重影响油井的开发效果, 因此, 两用泵技术不适宜在原油粘度高、渗透率低、吸汽效果差的油井、油藏推广应用。

开发效果评价 篇7

昆北油田位于柴达木盆地西部切可里克地区, 距花土沟镇东南方向, 直线距离约52km, 道路距离约60km。西南背靠祁漫塔格山, 东北方向自西向东, 靠近跃进四号、扎哈泉、绿草滩、乌南、东柴山含油构造。西北、东南方向为干旱荒漠草地。呈西北东南方向展布的一个条形地带。

2 油田开发特征研究

截止2013年3月底, 切6区共有油井103口, 开井83口, 平均单井日产油3.15t/d, 月产油0.8094×104t, 平均单井日产液7.22t/d, 综合含水56.44%, 累计产油45.0205×104t, 累积产水21.7451×104m3;注水井51口, 开井47口, 平均单井日注17.7m3/d, 月注采比1.21, 累积注水量92.7365×104m3, 累注采比1.11。切6区2007年11月开始试采, 分E31、E1+2两套层系开发, 随着油井数的增加, 区块产油水平不断提高, 月产油于2012年1月最高达到1.3878×104t, 随着边水、注入水的不断推进, 各油藏综合含水上升, 油藏单井日产水平逐步下降。

切6井区E31油藏投产初期含水<10%的油井9口, 占81.8%, 反映出油藏有一定的无水采油期, 且无水采油期时间长短与油井投产时间早晚和所处构造位置有关:投产越早、构造位置越高的井无水采油期越长, 最长无水采油期近4年 (切601井) , 最短没有无水采油期 (切六-212井) , 一般在1-2年;E1+2油藏投产初期含水<10%的油井12口, 仅占10.9%, 说明油藏基本没有无水采油期。

3 注水效果评价小结

(1) 切6井区各油藏注采对应关系良好, 注水效果主要受井距、物性、沉积相带及微裂缝等因素影响;

(2) 切6井区各油藏油井普遍能见到注水效果, 注水见效时间大约为8-10个月, 注水推进速度在1-3m/d;

(3) 切6井区因注水方向少, 注水见效后, 含水快速上升致使有效期较短, 仅半年左右, 增加注水受效方向后可较好地改善油井生产状况;

(4) 切6井区E31油藏油井受效方向单一, 边部井同时受到边水和注水效果, 构造高部位油井主要受注水驱动;

(5) 切6井区E1+2油藏采油井可以跨断层见到注水效果, 示踪剂监测结果已证实;

(6) 切6井区E1+2油藏受河道方向及天然、人工裂缝影响, 油井见效具有一定方向性, 优势方位以北东-南西向为主;

(7) 切6井区各油藏均不同程度存在注水无效循环, E1+2油藏注水效果差于E31油藏, 构造主体累积注采比达到1, 地层压力仍下降。

4 开发中存在的主要问题

(1) 切6井区E31油藏2011年阶段注采比高于方案设计水平1.2, 一度严重影响含水。油藏主力开发层厚度大、物性较好、吸水能力较强, 2011年水井配注量偏高, 油藏各月注采比基本在1.5以上, 高于方案论证的合理注采比1.2, 2012年初开始, 根据开发方案论证的合理注采比1.2对油藏各井组的配注量进行了调整, 年注采比1.22, 油藏含水明显回落, 产量趋于稳定。水驱储量动用程度逐年下降, 水驱效果有待改善。E31油藏主要动用的是Ⅰ-12小层, 厚度大、层内非均质性较强, 层内矛盾突出, 导致层内动用程度有差异, 油藏2010年水驱动用程度82.61%, 目前仅69.28%。

(2) 切6井区E1+2单井产量低、措施潜力小, 油藏稳产难度大。

(1) 低产低效井多

2011年实施开发方案过程中, 切6井区E1+2油藏外围新钻井投产效果差, 低产低效井多, 目前有13口油井因无产量而关停长达半年以上, 3口间采生产井;

(2) 措施潜力小

目前油藏主要增油措施为压裂、补孔, 且措施增产潜力越来越少。

(3) 注水见效具有方向性, 次非主力层见效差, 水驱动用程度逐年下降, 水驱效果有待改善。

(4) 存在注水无效循环, 累注采比大于1, 压力保持水平低。

镜下薄片观察发现油藏存在微裂缝, 切六-325井组试井资料也证明了微裂缝的存在, 此外, 大部分井进行过储层压裂改造, 形成了人工裂缝, 这些微裂缝和人工裂缝的存在, 会影响到注入水在地层内的流动方式。

5 调控对策及治理意见

5.1 切6井区E31油藏

5.1.1 水井合理配注

针对注采比偏高严重影响油井产量递减的问题, 需在注采井组上进行合理配注, 将井组和油藏的注采比控制在开发方案认证合理值1.2附近;但对于切六-208井组来说, 只有1口采油井切六-218井, 从井组注采曲线来看, 当日注水在15方左右时油井的日产液和含水比较稳定, 之后日注水继续下调, 油井的日产液下降, 分析认为该井组日注水15方较合理, 因此, 建议将切六-208井日注水从目前的10方上调为15方。

5.1.2 油井控液生产

由于该油藏主要产层仅1个小层 (Ⅰ-12) , 且在平面上展布稳定, 因此需要采用温和的注水、采油工作制度来控制注水和边水的突进。现场管理过程中, 对采油井的生产工作制度进行适当调整, 摸索每口井合理的工作制度, 避免使用排量较大的螺杆泵, 调小油井工作制度, 控液生产, 防止边水和注水的层内突进;

5.2 切6井区E1+2油藏

5.2.1 降低构造主体油水井数比, 力争“多井温和”注水

目前构造主体的注采井组以欠注和注采近平衡为主, 并且这些井组内存在一些已经注水见效或见水的油井;根据开发方案论证, 切6井区E1+2油藏应以“多井温和”注水为原则。因此, 不能简单地靠提高现有水井的配注量来提高目前欠注井组的注采比, 而应在现有井网的基础上, 尽量增加内部欠注区域的注水井点, 减小高液量井组中注水井的注水负担, 达到点弱面强、多井温和注水。

5.2.2 加强水井精细管理, 开展调剖调驱工作

在现有按季度进行注水井配注量调整的基础上, 根据产吸剖面及油井生产反应等资料, 及时调整井、段配注量和分注段性质;对调整水井注水制度后注水仍不均衡的井, 建议开展水井调剖;对于注采井组达到高高含水的切六-325井组, 可适时开展深部调驱试验。总之, 通过各种水井调配、措施等工作, 达到均衡吸水剖面、缓解层间矛盾、提高水驱效果的目的。

5.2.3 查找单井低产原因, 逐井制定对策

开发效果评价 篇8

随着信息技术的快速发展, 在线学习模式已成为传统的课堂学习模式的有益补充。学生可以通过网站在线学习相关的知识[1]。但是, 与传统的课堂教学模式不同的是, 我们难以对参与在线学习的学生们的学习效果进行评价。由于缺乏面对面的交流与沟通, 老师无法及时、准确地掌握学生的学习过程、状态以及学习效果[2]。

在对现有的理论、方法和技术进行深入分析和研究的基础上, 本文将以形成性评价为理论依据, 通过引入模糊数学来改进传统的在线学习评价方法, 提出一种基于模糊数学的在线学习学习效果评价模型, 并在该模型的基础上设计、开发一个在线学习学习效果综合评价系统。

2. 基于模糊数学的在线学习学习效果评价模型

1965年, Zadeh提出了模糊数学理论[3]。作为模糊数学的一个具体应用, 汪培庄提出了模糊综合评判方法[4]。模糊综合评判根据模糊隶属度理论把定性评价转化为定量评价, 可以对受到多种因素制约的事物或对象做出一个总体的评价。模糊综合评判的优点包括:数学模型简单;将定性判断与定量分析结合起来;对多因素、多层次的复杂问题评判效果好。而在线学习学习效果的评价实际上就是一个多因素、多指标的复杂评估过程, 因为评判一个学生的学习效果往往涉及到多个方面的因素。

下面, 我们提出一种基于模糊数学的在线学习学习效果评价模型。

该模型的具体流程如下:

(1) 建立因素集。因素集是一个集合X={x1, …, xn}, 其中每个元素代表了一种影响评判对象的因素。例如, 在评价某位计算机专业毕业生的毕业设计质量时, 教师可以考虑以下几个因素:x1=选题情况;x2=调研情况;x3=系统分析质量;x4=系统设计质量;x5=系统实现效果;x6=撰写规范性;x7=答辩情况。

(2) 建立权重集。通常, X中各个因素的重要性是不一样的。为了反映每个因素的重要程度, 教师需要对每个因素赋予一个权重。

(3) 建立评价集。评价集V={v1, …, vm}包含了教师可能给出的各种评判结果。教师需要在综合考虑各种影响因素的基础上, 从评价集中选择一个最合理的评判结果。

(4) 单因素模糊评判。教师从某个特定的因素出发进行评判, 以确定学生对V中每个元素的隶属程度。

(5) 模糊综合评判。教师根据单因素模糊评判的结果, 综合考虑所有因素的影响, 从而得出综合评判结果。

3. 基于模糊数学的在线学习学习效果综合评价系统

本文所开发的系统可以在Windows XP及以上的操作系统上运行。系统基于B/S结构, 使用Java和JSP作为开发语言, 以My E-clipse 10.7作为开发工具, 辅助以Dreamweaver CS6。数据库采用Microsoft SQL Server 2012, 并采用Tomcat 7.0作为Web服务器。

系统分为三层:评价信息获取层、评价决策层和数据资源层。主要包括以下4个模块:

(1) 评价信息获取模块。负责收集学生的各种评价信息, 从而为评价决策模块提供决策依据。

评价信息可分为静态评价信息和动态评价信息两种。其中, 静态评价信息是指在评价之前就已经确定, 不会随着评价过程的进行而改变的信息;而动态评价信息是指那些会随着评价过程的进行而不断地增加或改变自身内容的信息。对于静态评价信息, 本系统主要是通过用户界面让用户输入。而对于动态评价信息, 则通过嵌入在系统中的信息获取Agent来自动收集[5]。

(2) 评价信息管理模块。该模块负责对学生的各种评价信息进行存储和管理, 包括添加、修改、删除、查询、打印等操作。

(3) 评价决策模块。该模块是整个系统的核心, 其功能是根据评价信息获取模块所收集的各类评价信息, 按照预先设定的评价机制和量规对学生的在线学习效果进行模糊综合评判, 并给出评价结果。

系统所采用的评价方式有三种:一是学生的自我评价, 既包括自我测评、自我反省、自我调整。二是同学之间的互评, 最后是教师对学生的评价, 教师可以按照评价量规对学生做出相对客观、全面的评价。

本系统综合考虑了上述三种评价方式, 再结合学生的考试成绩和学习特征测量结果, 采用基于模糊数学的评价模型来计算出最终的评价结果。

(4) 评价结果反馈模块。负责将评价结果以正确的方式反馈给学生。评价结果的反馈要本着定量与定性相结合的原则, 分数或等级传递给学生的信息是有限的, 教师还需要通过鼓励性语言肯定学生取得的成就, 客观地指出其不足和今后努力的方向。

4. 小结

针对在线学习的学习效果难以评价这一问题, 本文提出了一种基于模糊数学的在线学习学习效果评价模型, 并开发了一个在线学习学习效果综合评价系统。该系统解决了传统评价方法重视学习结果而轻视学习过程、评价主体单一、评价信息不完整等问题, 对提高在线学习的整体质量将起到重要作用。

参考文献

[1]卢江, 基于智能手机的大学生移动学习调查研究[D].山西师范大学硕士学位论文, 2014.

[2]刘革平, 黄智兴, 邱玉辉, 基于数据挖掘的远程学习过程评价系统设计与实现[J].电化教育研究, 2005, 7, pp.67-69.

[3]L.A.Zadeh, Fuzzy sets[J].Information and control, 1965, vol.8, pp.338-353.

[4]汪培庄, 模糊集合论及其余应用[M].上海科学技术出版社, 1983.