油藏经营管理单元

油藏经营管理单元（精选十篇）

油藏经营管理单元 篇1

按照生产运行管理中的主要环节, 实施地质、工艺、注汽、作业、采油“五位一体化”管理。由矿长总负责组织各系统协调运行管理, 各系统由分管人员负责组织实施。周期生产过程:转周作业-注汽-焖井-自喷-转抽作业-机采生产-周期末转周作业-注汽。

二、过程精细管理法内涵

(一) 地质管理系统

1、管理人员职能:

由地质组长全面负责地质系统管理, 主要负责搞好地质方案设计的优化、运行工作。提出各系统的生产参数要求, 检查各参数运行情况。

2、主要管理环节:

根据单元地质特点, 对提液量、井控要求等提出优化建议, 使地质方案设计更适合该单元油井, 确保开发更合理, 更科学。

3、系统管理优化:

(1) 在技术上, 优化周期注汽量, 探索周期开发规律。根据数模12-15吨/米进行配注。新井第一周期注汽量控制在2000-2500吨, 每增加一个周期, 注汽量增加200-300吨, 注汽量增加到3000吨之后, 根据周期生产情况合理调整注汽量。随着周期吞吐次数的增加, 地下温度场逐渐形成, 热扩散半径逐渐增大, 保证周期产量逐渐增加。

(2) 在管理上, 以地质组牵头, 协调作业、注汽和采油三系统负责人, 从油井作业、注汽、自喷到转抽生产各环节, 加快生产运行衔接, 使各项工作运行紧凑, 把好各环节质量管理。

(3) 在经营上, 从效益理念出发, 制定了《草27单元周期效益测算模板》, 控制无效、低效成本支出, 提高油井周期效益。

(二) 工艺管理系统

针对该单元工艺方面存在的问题, 制定管理办法:

(1) 该单元不适合筛管完井, 采用套管完井。新投时采取高压充填方式进行防砂。

(2) 第一周期采取降粘增能措施, 降低注汽压力。

(3) 优化工艺配套技术。由注液态C O2改为注氮气辅助蒸汽吞吐技术, 减少对油层的伤害, 降低成本, 提高周期效果。设计注氮气速度为600方/小时, 单井周期注氮气量21600-36000方。

(4) 选用一次性注采管柱, 减少热能损失, 实现快注快采。

(三) 注汽管理系统

注汽质量管理要求。

(1) 不断优化注汽参数。及时调整各个设备的运行状态, 明确控制要素及巡检要点, 确保锅炉在最佳状态下运行。

(2) 完善质量监控网络。加大对注汽量及注汽质量的抽检、考核力度, 保证注汽质量。

(3) 保证连续稳定注汽。提前做好设备维护保养, 最大限度减少停炉次数。

(4) 实现足量注汽目标。严格系统节点管理, 保证注汽量的有效性。

(四) 作业管理系统

针对草27单元油井转抽作业压井困难问题, 制定管理办法:

(1) 管道泵抽吸充分泄压。油井到自喷后期, 自喷压力降低到回压状态, 井口温度降到60℃以内时, 及时上管道泵进干线, 加快油井泄压。

(2) 使用高温热污水洗井。在管道泵抽吸困难的情况下, 用80℃的污水洗井, 把井筒内壁上的原油冲洗出来, 再根据压力情况, 进行抽吸。

(3) 实施卤水正反替半压井。当以上两种措施实施后, 油井还出现外溢, 可以采取卤水半压井, 套管和油管上部用卤水压住, 计算好卤水用量, 保证卤水不进入油层, 达到一次压井成功。

(4) 进一步摸索洗压井方式。若井口油压低于0.5M P a, 则采取80℃污水60方洗井, 井口无压力后提隔热管;若井口油压高于0.5MPa, 则采取比重1.2的卤水压井, 井口无压力后提隔热管。

(五) 采油管理系统

1、管理人员职能:由采油组长负责采油系统管理, 主要负责油井生产运行管理和油井资料录取工作。

2、主要管理环节:

根据油井生产特点, 确定油井管理的关键点:油井自喷过程控制标准、转抽后油井参数控制方法, 采取措施确保油井能够正常生产。

3、系统管理优化:

针对草27单元油井生产特点, 制定出符合自喷和转抽两个不同生产阶段的管理办法。

(2) 转抽生产阶段管理办法

本阶段是油井产油的主要阶段, 也是采油管理的重点阶段。管理措施确定为先高排量提液, 提高高温期的产量, 后低参数生产, 延长周期生产天数, 尽可能增加周期产油量。采用700型高原机提升、油井井筒电加热, 地面循环掺水伴输运行, 保证油井正常生产。

第一个阶段就是周期初期快速生产阶段 (排水期) 。为缩短排水期, 达到尽快见油的目的, 提高采液强度, 实施高液量快速生产。

(1) 生产参数选择。采用70×6×1.3以上的工作制度生产, 提液量35吨/天以上。

(2) 电加热运行。当井口温度大于60℃时, 不采取电加热。

(3) 动液面测试。定时放套管气, 每间隔5-10天测一次动液面。

(4) 生产资料录取。开抽后10天内, 每天计量液量、化验含水一次;开抽10天后, 每三天计量化验一次。

(5) 油井掺水控制。这一阶段, 油井的掺水量要在“量少”上做功课, 掺水量控制在1-2m3/h。

第二个阶段就是周期中期平稳生产阶段 (稳产期) 。油井见油后, 适当降参, 降低采液强度, 平稳生产, 最大限度延长高产期和中产期。

(1) 生产参数选择。动液面逐渐下降到500米左右, 沉没度降到200-300米时, 油井工况处于轻微供液不足区, 下调生产参数在1.0-1.2次/分生产, 控制液量在10-20吨/天。

(2) 电加热投运。需要采取合理的电加热措施, 特别是停井后开井。

(3) 油井日常管理。减少停井次数, 缩短停井时间, 提高采油时率, 实现平稳高效生产。

(4) 油井掺水控制。这一阶段, 油井的掺水要在“适量”上做功课, 掺水量控制在2-4m3/h。

第三个阶段就是周期末期维持生产阶段 (下降期) 。该阶段需要尽量维持生产, 最大限度发挥注汽吞吐作用, 提高油汽比和周期效果。

(1) 生产参数选择。当动液面下降到600米以下, 沉没度降到100米以内时, 油井工况再次处于供液不足区, 继续下调生产参数在0.8次/分以下, 最低调整到0.4次/分, 液量维持在5吨/天左右, 保持低能低液生产。

(2) 电加热调整。液量明显降低, 应逐步下调电加热电流。

(3) 油井掺水控制。掺水量控制在1-3m3/h, 一般是随着油井产液量降低, 逐步下调掺水量。

(3) 转周时机确定。当周期油汽比大于0.18, 目前日油低于周期平均日油水平时, 参考油井工况情况, 可以选择转为下周期生产。

三、系统管理评价

2011年, 通过实施《草27单元稠油油藏过程精细管理法》, 得出以下结论。

1、各系统精细管理办法的制定, 内容具体, 可操作性强, 便于采油队和机关各路在生产过程中有章可循。

2、油井生产过程中的各参数变化, 由定性到定量规定, 使参数有明确的参考值, 做到具体量化, 便于执行操作。

护理单元药品管理要求 篇2

1、药品柜随时保持清洁（每日清理），摆放整齐，内用药与外用药分开放置，静脉与口服药分开放置，并按有效期限的先后，有计划使用，定期检查（每月），防止过期和浪费。

2、药瓶上标签明显清晰： 内用药——蓝色

外用药——红色

毒麻药——黑色

标签上有药名、浓度、剂量，凡标签模糊、破损、药品过期均需及时更换。

3、皮试液、胰岛素、肝素、脑垂体后叶素、生物制剂等放冰箱箱内保存，定期检查（每月），避免过期，冰箱内必需有温度计，以确保冷藏温度。

4、按药品说明要求保存，易被光线破坏的药品应避光保存，冷藏药品应符合保存温度，如需低温保存的药物发生冻结应及时处理掉，不可再次使用，冰箱内需冷冻的液体需有特殊标志，避免解冻后与其他静脉输液混淆，5、易燃易爆的物品放置在阴凉处，远离明火，如过氧乙酸、乙醇、甲醛等。

6、抢救药放抢救车内，每班清点记录，由接班护士（治疗室、夜班）签名，用后由治疗室及时补齐，便于急救时使用。

7、毒麻药品应专柜保存，每班清点计录，由接班护士（治疗室、夜班）签名。

8、贵重药品应专柜保存，每班清点记录，患者个人专用药品，应单独存放并标明床号姓名。

9、基数药管理要求：指定专人管理，每班清点记录，由接班护士（治疗室、夜班）签名，检查药品数量及质量防止积压、变质，不可出现沉淀、变色、过期、标签模糊的药品，不能判断有效期的药品按过期药处理。

10、各种基数药必须在使用后及时补齐，保证临床护士接班时实数齐全及白班随时应用，抢救药抢救后由治疗室及时补齐。

树立四种意识 创新油藏经营管理 篇3

关键词：管理意识 创新 油藏经营管理

油藏经营管理六区成立于2004年12月，管辖着胡状油田、刘庄两个区块共12个开发单元。油藏的主要地质特点是：构造复杂，储层非均质严重，地层物性差，渗透性差异大；属中低渗饱和的常温常压油藏。目前累计探明石油地质储量545万吨，已动用油田剩余可采储量140万吨，标定采收率为25.7%。

1.树立危机意识，夯实油藏经营开发基础.

今年以来，在加强对微构造研究的基础上，通过逐步完善注采关系，优化措施结构，加强注采管理，增加有效注水量，各项开发指标明显好转，一是自然递减由2012年同期的14.5%下降到2013年的7.91%；二是含水上升率始终控制在2%的以内 ，整个油藏向良性方向发展。夯实油藏经营开发基础上主要做了以下几项工作：

1.1以产量为中心，强化方案执行，周密组织油水井重点措施：今年在刘庄区块重点实施以构造研究、产能建设、注采完善配套等地下治理工作，共组织投产新井、侧钻井15井次，老井补孔等措施工作量90多井次。坚持做到三个到位：配合协调到位、重点工作组织到位、过程监督到位、争取早开井、早见效，以精细的日常组织和运作确保了各项措施工作优秀、高效完成。

1.2精细注采管理，强化动态分析，自然递减得到有效控制：强化注采管理，强化动态分析的日常管理，强化“注采井组的分类管理”。使老区产量平稳，自然递减得到有效控制。完善产量动态变化快速反应机制 ，对油水井从地下到地面出现问题的井，及时采取措施进行解决，使油水井始终在最佳状态下生产。2013年以来共发现油水井异常变化160余井次，都在当天及时得到解决。日增油0.5吨，累计增油180吨。

1.3开展注水专项治理，夯实注水管理基础：所管刘庄区块地层致密，注水压力高，长期存在欠注、计量困难、闸门内漏、地面流程渗漏以及安全隐患等问题，2013年开展专项调查与治理活动，解决了12口井欠注问题，所对应油井也迅速见到了明显的驱油效果。从而夯实注水管理基础工作，恢复油藏能量，培养潜力井组。树立“水井等同油井管理”、“增注泵等同抽油机管理”理念，高压时率得以提高。

2.树立效益意识，创建油藏经营管理机制.

如何将油藏经营管理工作在区队层面落到实处并逐步深入，我们认为关键在于营造一个好的油藏经营管理机制平台。

2.1坚持“效益最大化和持续发展”原则，建立了油藏经营管理单元评价机制：为实现主体责任的一致性，我们针对两个油藏经营管理单元设置了能够体现管理效果的评价指标分别设置评价系数并定期开展评价。依据主体责任统一原则设置了开井时率、增注泵开泵时率、资料全准率等管理指标，每月对上述三类指标进行一次评价，并对相关计量班站适度考核。

2.2坚持责任主体统一原则，建立了成本运营管理机制：从实施成本日报管理、成本项目组管理、全面预算管理、成本经营分析几方面入手建立了成本运营管理机制，加强成本过程控制，提高成本运营水平。1-7月份我区所属两个油藏经营管理单元均实现了成本的有效控制。

2.3坚持效率优先、兼顾公平原则，建立了经营绩效考核机制：遵循油藏经营管理思路，坚持“效率优先、兼顾公平”，一方面根据生产经营考核指标完成情况严考核、硬兑现，体现效率优先、能力优先，合理拉开收入档次；一方面又要充分考虑到生产经营考核指标测算分解准确程度的难以掌握，对考核指标和考核结果进行调节。

3.树立效率意识，建立油藏经营管理程序.

3.1落实主体责任，建立了目标管理程序：从区队层面上来说，把资料录取准、录取全、录取及时是基层最核心的工作之一，定期开展油水井录取条件专项调查、整改活动。依据局厂相关标准，我们修订完善了油水井资料管理规定，创新实施了激励办法，提高干部职工发现油水井异常变化的迅速反应能力，制定了《油水井资料异常申报奖励制度》。

3.2优化生产运作，建立了“计划、准备、组织、总结”四个生产过程管理程序：计划程序：一是根据春夏秋冬四个季节的不同特点制定季度工作计划，建立工作量、材料、人员等计划。二是引用“预警机制”，落实了生产管理“一事一方案”、“重大生产事件预案管理”及“集输管网倒线预案”等。准备程序：根据计划提前准备人员、材料、工具和现场施工条件，提高工作效率。组织程序：建立相应生产方案，针对夜间生产、冬季生产、雨季生产等建立方案，实现各项生产组织的程序化。总结程序：就是对生产组织每月进行总结，查找问题，提出下步优化措施。

3.3牢树安全忧患意识，建立了安全长效管理程序：将机关各路工作主管负责人定为兼职安全员，配合专职安全员对本路工作的安全管理进行检查和培训，形成了交叉查安全、人人抓安全的良好氛围。结合各现场安全要求编制完善了隐患检查标准，根据现场情况、历年发生的安全事故，编制了各路安全隐患检查标准小册子，发到基层班组人手一份。培育良好的安全环保习惯。提倡安全道德观念，提出了上一道工序不给下一道工序留下安全隐患的安全道德、安全责任等理念。

4.树立进取意识，创新油藏经营管理文化.

区队针对不同时期的队伍特点，陆续提出了针对性强、适合現实环境的文化理念。

4.1产量和效益意识：一是必须树立油藏经营管理模式下的产量、成本、投资、效益一体化的意识，没有产量就没有效益，在保证完成产量的前提下争取区队最好的效益；二是当区队效益与全厂产量发生冲突时要以全厂产量为重，牺牲局部利益保证大局利益的实现。

4.2竞争和争先意识：必须要有站排头、争第一的思想，有敢为人先的勇气，首先要敢争，敢争才能找到差距、看到不足，争先才可能得以实现；其次要会争，要树立正确的竞争观，靠精细的工作作风、创新的工作精神、严谨的工作态度创造性地做好工作。

4.3责任意识：每一名干部职工必须树立“区队兴衰、我的责任”意识。区队技术组创新制定了《快速查井反应机制》，在产量出现波动时，自觉地组织人员查井、查站、查线，能力使产量保持平稳，这就是责任意识的体现。

缝洞型油藏注气开发单元优选方法 篇4

关键词：缝洞型油藏,缝洞单元,注气,物理模拟,采收率

缝洞型油藏是典型的三重介质油藏, 具有一定的特殊性。塔河油田是目前国内发现的最大的碳酸盐岩缝洞型油藏, 具有埋藏深、温度高、储集空间复杂、油水分布不规律等特征[1—3]。目前, 该类油藏主要以弹性开采为主, 部分开展了注水替油实践, 但采收率仍然普遍较低[4—6]。缝洞型油藏开采难度大, 主要是由于其复杂的缝洞结构造成的, 目前有效的增产措施相对较少。本文针对这一问题, 开展注气物理模拟实验及理论分析研究, 分析影响注气开发效果的因素, 建立注气开发缝洞单元的优选原则, 并进行了实例分析。

1 油藏地质概况及模型简化

塔里木盆地缝洞型油藏基质物性较差, 基本不具备作为有效储集空间的条件[7], 且储层具有极强的非均质性。划分缝洞单元是目前该类油藏必须的工作, 塔里木盆地某井区以单井缝洞单元为主, 即一口井控制一个缝洞单元, 可以看做一个小型油藏;针对该井区提高采收率措施少, 稳产困难等问题, 在分析潜山结构的基础上, 简化缝洞单元地质模式, 形成适合进行模拟实验的模型, 如图1所示, 油井钻遇潜山构造, 潜山面以下分布洞穴、裂缝、溶孔等多重介质, 相互通过裂缝连通, 储层下部与底水连通, 通过油井进行注气吞吐措施。

2 注气开发模拟实验

2.1 注气开发模拟实验方案

采用塔里木盆地缝洞型油藏实际岩心, 直径3.8 cm, 长度5 cm, 原始岩心致密、孔渗极低, 经过人工造缝、造洞处理, 使岩心具有一定洞缝体积, 岩心如图2所示。通过5块具有不同岩心相互组合成具有不同物性组合模型, 模拟地下缝洞油藏, 岩心组合模型及实验参数设计如表1所示, 实验通过模拟是否存在隔层、不同底水连通情况、不同底水规模、不同恢复压力程度等条件下注气开发过程, 认识各参数对开发效果影响。

实验流程通过ISCO泵提供动力源, 通过压力传感器及巡检仪记录压力参数, 通过试管、气体流量计及相应软件记录流体产出情况, 流程如图3所示;实验采用流体分别为氮气、黏度10 m Pa·s模拟油及标准盐水。实验从自喷开采开始, 由原始压力20 MPa衰竭至12 MPa后停止实验, 进行首轮注气, 以1 m L/min速度注入气体 (地下体积) , 闷井30min后进行衰竭开采, 压力降至设定压力后停止实验, 重复注气, 实验至出口端只产气为止;选择不同组合重复实验。

2.2 实验结果分析

图4为储层有无隔层实验结果对比曲线, 自喷采收率相当, 注气后存在隔层储层采出程度随注气量迅速升高, 很快趋于平稳, 相比于储层无隔层情况最终采收率低;分析原因为隔层渗透率低, 注入气体不易穿过, 仅对隔层以上的部分原油起到置换作用, 导致下部原油无法有效采出。图5为底水与储层间的沟通情况不同时实验结果对比曲线, 相同注入量时连通较好时的采出程度较高, 且曲线差距呈逐渐减小趋势变化, 原因是具有相同的底水倍数, 生产前期水锥作用较小, 驱替起主要作用, 底水连通越好, 驱替作用越强, 后期连通越好时的水锥作用逐渐增强, 影响采出程度。

图6为不同底水倍数实验结果对比曲线, 底水规模越大, 自喷采收率越高, 注气后底水越大则采出程度略高, 从经济角度看, 小规模底水情况的注气量较小, 且底水相差1倍, 而采收率仅相差5.5%, 故在矿场注气试验时应评价底水规模, 分析经济风险。图7为不同储层压力恢复程度时实验结果对比曲线, 周期注入量越大, 则储层压力恢复程度越高, 前期的采出程度越高, 最终采收率较压力恢复3 MPa情况低3.48%, 所需注气量较少。

故储层无隔层, 底水连通较好、规模较小, 周期储层压力恢复程度较高时的注气开发效果较好。

3 注气开发理论分析

假定油藏半径R、垂向高度H、油水界面位于ho处, 油井通过高角度裂缝或裂缝网络与油藏连通, 裂缝底端位于h1处、顶端位于h2处, 裂缝宽度为w、渗透率K满足如下分布规律、长度为L、初始压力为Pi, 停喷时井底压力为Pc, 定产液量生产, 则有裂缝渗透率分布公式:

日产油/水/气量可表示为

油井含水率可表示为

则油藏压力变化规律满足:

注水过程理论分析, 设定停喷时溶洞压力为Pc (由定产液量、裂缝导流能力和裂缝高度、裂缝长度共同决定, 大于停喷时井底压力) , 油水界面位置h, 恢复压力为Pi, 则需要注入的水量为

注水过程中油被压缩体积为

注气过程理论分析, 注气使得溶洞压力恢复到Pi、通过半径为r的油管注气、油管绝对粗糙度为e、日注气量为qg、不考虑氮气溶解。

溶洞压力由Pc上升到Pi时溶洞内油、气、水压缩出来的体积为

需要注入的气量为

注完气溶洞内油、气、水界面变化规律如式 (11) 、式 (12) 。

定产量注气qg时地面最大注入压力时刻对应着溶洞压力Pi时。根据达西公式, 此时井底压力Pw:

按上述模型编程进行理论计算分析, 设定计算参数:油藏孔隙体积为151×104m3, 半径20 m, 油管半径62 mm, 原油体积系数1.2, 地层水体积系数1.01, 原油压缩系数0.001 MPa-1, 地层水压缩系数0.000 3 MPa-1, 裂缝渗透率10 m D, 原始地层压力60 MPa, 停喷压力下限50 MPa, 转注极限含水率90%, 原油体积24.5×104m3, 底水体积125.7×104m3, 定日产液量150 m3/d。

图8为计算得到生产曲线, 可知注水后周期产油逐渐降低, 产水量逐渐增加;注气后周期产油量迅速上升, 产水量迅速下降, 注气可以有效降低油井产水情况;图9为计算得到采出程度曲线, 可知注水后采出程度逐渐增加, 注气后采出程度增幅明显变大。

4 注气开发单元优选原则及应用

4.1 注气开发单元优选原则

以上述模拟实验及理论分析为基础, 筛选剩余油规模、水体规模、储层连通性、底水连通性、有效缝洞体积、油井钻遇/连通位置及油水界面位置等参数为注气优选参数, 分析得到注气开发单元优选的基本原则: (1) 剩余油是注气开发的物质基础; (2) 储层连通情况较好, 无明显隔层; (3) 底水连通较好、规模相对较小; (4) 油井钻遇/连通缝洞体较低位置; (5) 注水开发后进行注气开发, 最大限度提高采收率; (6) 有效缝洞体积越小, 注气量越小, 经济风险越小。

4.2 实例应用分析

以A-2C井为例进行分析, 自喷生产542 d, 地震剖面显示存在明显“串珠”特征, 裸眼酸压完井。该井连通缝洞单元储量为24.85万t, 底水倍数6.81, 缝洞体积197万m3, 剩余油量为23.5万t, 采出程度为5.43%;目前该井下电泵高含水生产, 储层能量明显不足, 需进一步补充地层能量, 具有较大挖潜潜力。将该缝洞单元相关参数带入上述原则, 得到对比分析结果如表2所示, 结果显示该井连通缝洞单元适合注气开发。

5 结论

通过物理模拟实验认识到储层连通好, 无明显隔层时注气开发效果较好;底水连通较好、规模较小时注气开发效果较好;注气时周期储层压力恢复程度较高时注气开发效果较好。通过理论计算认识到注气可以有效提高油藏采收率, 降低油井含水率;油井钻遇/连通低部位、油水界面距离井底距离较近、剩余油量较大情况下注气开发效果较好, 对比实例井A-2C, 适合进行注气开发。

参考文献

[1] 张希明, 杨坚, 杨秋来, 等.塔河缝洞型碳酸盐岩油藏描述及储量评估技术.石油学报, 2004;25 (1) :13—19

[2] 周兴熙.再论网络状油气藏与轮南潜山勘探对策.石油勘探与开发, 2002;29 (4) :4—7

[3] 张希明.新疆塔河油田下奥陶统碳酸盐岩缝洞型油气藏特征.石油勘探与开发, 2001;28 (5) :17—22

[4] 常宝华, 熊伟, 高树生, 等.大尺度缝洞型碳酸盐岩油藏含水率变化规律.油气地质与采收率, 2011;18 (2) :80—83

[5] 李爱芬, 张东, 高成海.封闭定容型缝洞单元注水替油开采规律.油气地质与采收率, 2012;19 (3) :94—97

[6] 常宝华, 熊伟, 高树生, 等.大尺度缝洞型碳酸盐岩油藏弹性开采特征分析.大庆石油地质与开发, 2011;5:72—75

油藏经营管理单元 篇5

考生注意：

1．本试卷分第Ⅰ卷(选择题)和第Ⅱ卷(非选择题)两部分，共4页。

2．答卷前，考生务必用蓝、黑色字迹的钢笔或圆珠笔将自己的姓名、班级、学号填写在相应位置上。

3．本次考试时间90分钟，满分100分。

第二单元 生产、劳动与经营

第Ⅰ卷(选择题，每小题2.5分，共50分)1．每年的“双十一”，商家总是会打出“优惠”“购物券”“红包”“折扣价”等口号来吸引消费者购物，这里的“折扣价”是指货币的（）A．使用价值

C．价值尺度

B．价值 D．贮藏手段

2．丹麦将成为世界第一个无纸币国家！从2016年1月开始，商家有可能拒绝接受现金，只接受移动支付和银行卡支付。这意味着在丹麦（）①货币不再充当商品交换的媒介 ②国家能够调节货币的流通速度 ③收款手续简化，方便购物消费 ④交易效率提高，交易成本降低

A．①②

B．②③

C．③④

D．①④ 3．根据下图，下列判断正确的是()

①供给与需求数量总是随价格同向变动的 ②在E点市场供给与需求的数量是相等的 ③均衡价格是买卖双方最愿意接受的价格 ④在E点时买卖双方最容易成功达成交易

A．①②

B．②④

C．①③

D．③④

4．目前，京津两大都市人均GDP均超过5 000美元，旅游休闲消费、文化消费需求大幅度提升。根据国际经验，一个国家人均GDP超过2 000美元之后，整个社会的消费结构会发生很大的变化。这说明（）A．旅游消费盛行由生产力发展水平决定 B．旅游消费属于实物消费 C．“旅游热”是超前消费的表现 D．旅游消费属于生存消费

5．2015年7月31日，北京携手张家口获得2022年第24届冬季奥林匹克运动会举办权。精明的商人马上看到了商机：运动会的热潮将带动当地基础设施建设、体育产业、旅游产业的发展，印有冬奥会吉祥物图案、LOGO或相关图形的服饰也将受到人们的追捧。北京举办冬奥会带来的商机将（）①促进当地产业结构优化升级 ②缩小人们之间的消费差距 ③提高人们消费的质量和水平④拉动国内消费需求 A．①④

B．②④

C．①③

D．②③

6．中共十八届五中全会在落下帷幕时，宣布了一项重要的政策，即全面放开二胎政策。从经济方面来讲，或许释放出了一系列积极的信号。其所蕴含的消费红利大约在每年1 200～1 600亿，食品、玩具、母婴医疗、儿童服饰、家用汽车、教育培训等行业上市公司的业绩均有望迎来爆发式增长。“消费红利”会使得一些企业迎来爆发式增长意味着（）A．生产决定消费 B．消费对生产有反作用 C．树立正确的金钱观 D．树立正确的就业观

7．公有制经济和非公有制经济都是社会主义市场经济的重要组成部分，都是我国经济社会发展的重要基础。这一新提法意在（）①激发非公有制经济活力和创造力 ②增强公有制经济活力和控制力 ③使各种所有制经济平等地参与市场竞争 ④强调非公有制经济也是我国经济制度的基础

A．①②

B．①③

C．①④

D．②③

8．据报道，如今，民营资本进入的领域越来越多，中国的经济活力越来越强。中国的个体户总数已经达到了4 750万户，全国60%的GDP、70%的税收和80%的就业岗位都来自民营企业。这表明（）①非公有制经济是社会主义经济的重要组成部分 ②非公有制经济是我国经济社会发展的重要基础 ③非公有制经济的发展有利于支撑经济增长、扩大就业 ④个体、私营经济发展有利于增强市场活力、促进创新 A．①③

B．②④

C．①②

D．②③

9．为了发展各类资本交叉持股、相互融合的混合所有制经济，国家加大对竞争性领域国有企业的整合重组力度，鼓励引进包含外资在内的战略投资者。此举（）①有利于进一步完善我国的基本经济制度 ②适应了我国现实生产力的状况 ③不利于国有经济主导作用充分发挥 ④有利于混合所有制经济对经济发展起导向作用

A．①②

B．①③

C．②③

D．①④

10．在我国的股份有限公司中，董事会和经理的关系是（）A．董事会负责公司的日常经营，经理对其工作情况进行监督 B．董事会聘任经理，经理负责公司重大经营管理决策事宜 C．董事会聘用经理，经理负责公司的日常经营 D．公司的最高权力机构是董事会，经理是执行机构

11．在我国除法律、法规另有规定外，取消有限责任公司最低注册资本3万元、一人有限责任公司最低注册资本10万元、股份有限公司最低注册资本500万元的限制。这些公司的共同点是（）A．等额股份

C．连带责任

B．发行股票 D．以利润为目的

12．2015年10月8日，大众汽车高管就尾气排放造假事件在美道歉，尾气排放造假丑闻让大众形象一落千丈。大众宣布召回缺陷产品以维护其信誉。这是因为企业信誉作为其竞争力是企业的一种（）A．无形资产

C．价值符号

B．有形资产 D．投资回报

13．2015年10月5日，中国女科学家屠呦呦获得诺贝尔医学奖。屠呦呦也是首位获得诺奖科学类奖项的中国人，她以百折不挠的精神在中华科技史上书写下又一段传奇。劳动者要树立正确的就业观念，靠自己的双手展现劳动者的风采，这“百折不挠的精神”启示我们（）A．树立职业平等观

C．树立竞争就业观

B．树立自主择业观 D．树立多种方式就业观

14．“一只站在树上的鸟儿，从来不会害怕树枝断裂，因为它相信的不是树枝，而是它自己的翅膀。”这句话给劳动者的启示有（）A．参与制定促进就业和鼓励创业的方针 B．把握机遇，转变观念，坚持多种方式就业 C．积极承担社会责任，依靠国家安排就业 D．不断提高自身技能和素质，实现自主创业

15．“我经常收到不认识的学生发来的邮件，反映非‘985’‘211’高校毕业生就业时遭遇歧视。”全国人大代表、湘潭大学原校长罗和安告诉记者，除了性别、年龄、身高等就业歧视因素外，近年来“学校歧视”现象日益普遍。就业歧视侵犯了大学生的（）A．取得劳动报酬的权利 B．接受职业技能培训的权利 C．平等就业和选择职业的权利 D．享受社会保险和福利的权利 16．商业银行利润的主要来源是（）A．存款业务

C．结算业务

B．贷款业务 D．信用卡业务

17．某居民家庭以工资收入为主，孩子即将大学毕业，正在考虑帮助孩子买房子。下图是该居民几种理财方式投资比例的最佳组合。根据该居民的情况判断，下列组合正确的是（）4

A．①储蓄存款 ②股票投资 ③企业债券 ④短期国债 B．①企业债券 ②国债投资 ③储蓄存款 ④股票投资 C．①股票投资 ②企业债券 ③储蓄存款 ④长期国债 D．①长期国债 ②股票投资 ③企业债券 ④储蓄存款

18．2015中国股市如同乘坐了过山车一般，在股民惊悚的叫喊声中度过了不太平的半年，风云变幻的股市投资者该如何面对？投资股票给我们的启示（）①注重风险与收益相结合 ②股票是高风险的投资 ③投资股票收益高，没有风险 ④股票是规避风险的投资

A．②④

B．①②

C．①④

D．③④

19．2015年9月，三年期存款基准利率为3.00%，全国居民消费价格总水平(CPI)同比上涨1.6%，三年期国债利率为5.00%，股市整体依然低迷。根据上述情况和所学知识，你认为当前可取的投资方式有（）①存入部分资金到银行获取利息 ②购买一定的国债，因为风险小 ③大量买进股票，等待股票上涨 ④购买基金，无需承担风险 A．①②

B．①③

C．②④

D．③④

20．一家原本苦恼于无法获得天使投资扩大经营的初创企业“夹克厨房”，通过京东股权众筹平台，4小时闪募600多万元，顺利解决了资金问题。2015年，随着股权众筹的兴起，很多类似“夹克厨房”的企业通过这一模式解决了融资问题。股权众筹是一种基于互联网渠道而进行融资的新兴模式，这一模式（）①具有低风险、高回报的功能 ②拓宽了民众投资渠道

③能够规避市场竞争的风险 ④能够助力大众创业、万众创新 A．①③

B．②③

C．②④

D．③④

第Ⅱ卷(非选择题，共50分)21．近年来，我国快递业迅速崛起，推动了我国物流业的快速发展。

材料 由于民营快递业的服务价格普遍低于邮政快递、中铁快运等国有快递，民营快递企业发展迅速，带动了我国快递行业的发展，我国已经跃升为全球第一大快递国。同时，网购的快速增长，刺激了快递业的发展。2015年上半年，我国网络零售市场交易规模同比增长48.7%，网购快递占比达到75%以上。结合材料，运用所学经济知识，分析我国快递业快速发展的原因。(16分)22．湖南卫视的真人秀节目《爸爸去哪儿》自开播以来始终热度不减。究其原因，以明星爸爸为切入点，忠实于真实性原则，展现原汁原味的真人秀，充满温馨的亲子互动和令人捧腹的童心童趣，是节目成功的核心因素。虽然是购买韩国的版权，但基于中韩两国的社会文化背景和节目实际操作环境的不同，中国版的各环节设计改进了很多，内容也完全是自制的。韩国版的是常态综艺节目，湖南卫视则采用了近两年国内综艺节目最流行的季播形式。

结合材料，运用公司经营的有关知识，简析我国文化企业怎样才能脱颖而出。(14分)23．材料一 亚里士多德说：“休闲是一种成为人的过程。”随着经济和社会的发展，人们越来越重视休闲，越来越希望有高质量的休闲生活。劳动创造财富，休闲也创造财富。

材料二 《职工带薪年休假条例》已实施近8年。2015年8月，宿迁市调查显示近六成职工无缘带薪年休假福利。“单位没有落实带薪年休假制度”和“受制于时间和金钱”是企业职工没有充分享受带薪年休假的主要原因，分别占到42.2%和48.9%。“近八成未休假者也无相应报酬。” 运用经济生活知识，回答下列问题：

(1)运用生产与消费关系的知识，分析说明“休闲也创造财富”。(8分)(2)结合材料，从国家、企业、个人角度，谈谈如何使我们享有高质量的休闲生活？(12分)6

答案解析

1．C 2.C 3．B [需求数量是随着价格的变动而反向变化的，①错误。在E点时，供给方愿意售出的数量与需求方愿意购买的数量在理论上是一致的，双方容易达成交易，②④正确。在商品交换过程中，卖方希望价格越高越好，买方希望价格越低越好，均衡价格是双方容易达成交易的价格，并不是双方最愿意接受的价格，③表述错误。] 4．A 5．A [北京举办冬奥会带来的商机是新的消费热点，④正确，体育产业、旅游产业的发展有助于当地产业结构优化升级，①正确。②与题意无关，③属于间接引申。]

6．B 7.B 8.D 9.A 10.C 11.D 12.A 13.A 14.D 15．C [由“就业歧视”可知，侵犯了大学生的平等就业和选择职业的权利，可见，C正确；A、B、D与题意主旨无关。] 16．B 17．A [该居民家庭收入以工资为主，风险投资能力偏弱，因此更应考虑减少投资风险。题中投资方式中，储蓄和国债的风险最小，所占的比例应更大，即①和④应该是储蓄或国债投资，A、D项首先可能入选。但D项中储蓄比例超过国债，并且长期国债不容易变现，对该居民家庭来说不是最佳的，最终判断A项正确。] 18．B 19.A 7

20．C [股权众筹是一种新兴的融资模式，有助于解决中小企业融资难的问题，对居民来说是一种投资方式，故②④正确。投资的风险与收益成正比，低风险、高回报的投资不存在，①错误。投资不可能规避竞争风险，③错误。] 21．(1)价格影响需求。由于民营快递业服务价格比较低，消费者对民营快递业的需求增长，促进了民营快递业快速发展。

(2)消费所形成的新的需要，对生产的调整和升级起着导向作用，新的消费热点能带动新的产业出现和成长。居民的快递需求，特别是网购快递的需求，促进了物流业的调整和升级，带动了快递业的发展。

(3)我国坚持和完善公有制为主体、多种所有制经济共同发展的基本经济制度，促进各种所有制经济参与快递业，从制度上促进了我国快递业的快速发展。(从以下角度回答亦可：打破垄断，完善市场秩序，促进公平竞争；发挥价值规律(市场)的调节作用，促进生产要素优化配置。从其他角度回答，言之成理即可)22．(1)文化企业要制定正确的经营战略，创作符合自身特色的优秀节目。(2)文化企业要提高自主创新能力，在内容和形式上不断创新，形成自己的竞争优势。

(3)文化企业要诚信经营，树立良好的信誉和企业形象，注重社会责任和公益立场，弘扬真善美。

23．(1)消费对生产具有重要的反作用，消费拉动经济增长、促进生产发展。休闲能推动旅游业等相关产业的发展；能提高劳动力的质量，调动劳动者的积极性。所以说“休闲也创造财富”。

油藏经营管理单元 篇6

1 六区奥陶系碳酸盐岩单井储集空间类型

塔河油田6区碳酸盐岩油藏储集空间按成因、几何形态及大小主要划分为溶洞型、缝洞型和裂缝型。塔河油田碳酸盐岩油藏由于其基质不具备储渗能力,岩溶储集层的发育和分布,主要受构造裂缝及溶蚀孔洞的发育强度控制。因此,通过产水特征,产能分析提出了对应的单井储集空间类型[2](见表1)。

1.1 缓慢上升型见水特征储集空间特点

这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝发育,且与附近高渗层沟通,横向连通性较好。油层能量在下降过程中,能及时得到一定的补给,能量补给较充足。属于沿裂缝迂回推进型和有致密段遮挡的径向见水型。垂直裂缝较不发育,产出水沿垂直裂缝锥进的极少。生产初期均不产水,有较长的无水和低含水采油期。随着油层压力的降低,地下水沿裂缝进入井筒,但水量一般较为稳定。油井见水后,含水上升速度比较缓慢(图1)。产能高,压力高,具有较长自喷期。随着含水上升产能逐渐下降,选择时间点为每年的7月11日(见图1)。

1.2 台阶上升型见水特征储集空间特点

这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝较发育,与附近数个高渗带沟通,油井在纵向上存在多个生产层段,生产层段之间存在局部的致密隔挡层。具有一定天然能量。属于沿裂缝迂回推进型和有致密段遮挡的径向见水型。有一定的无水和低含水采油期。水体活跃,随着不断生产,井底压力降低,产水缝洞数量不断增加,含水呈台阶式上升(图2)。上升幅度取决于水淹生产层段的渗流能力。产能高,压力高,具有一定自喷期。随着含水上升产能下降较快。典型井有s1井,选择时间点为每年的5月15日,(见图2)。

1.3 快速上升型见水特征储集空间特点

这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝发育,且与附近高渗层沟通,垂直裂缝较发育,一般都有天然的或人工的大型裂缝与层间水沟通。能量补给充足。初期以产油气为主,不产地下水。无水和低含水采油期很短,甚至没有低含水期。油井见水后由于油水粘度比大,地下水迅速占据了原油的流动通道,含水在短时间内快速上升部分油井表现出暴性水淹特征(见图3)。含水上升速度和原油产量下降速度主要取决于层间水突破的生产层段中中小裂缝、溶洞的供油能力。产能高,压力高,具有一定自喷期。随着含水急剧上升,产能大幅下降。典型井有s6,选择时间点为每年的11月28日(见图3)。

2 塔河奥陶系井间缝洞沟通模式

在现有的缝洞体单元划分基础上,结合流体分析资料、驱动类型、干扰试井、生产测井、注水动态特征、示踪剂监测以及井组开发动态特征等多种方法对井间缝洞连通模式进行分析判断,大概分出了以下6类(见图4)。

A类:1井从钻井(或测井、地震[3])反映产层段处于裂缝段,而含水缓慢稳定上升反映其洞产水特点。2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于孔洞段,产水特征为含水上升快,甚至暴行水淹。两井同时生产时会有轻微程度的井间干扰,水质分析会有一定的相似矿物质。

B类:1井,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于孔洞段,而含水缓慢稳定上升,反映其洞产水特点。两井同时生产时有轻微的井间干扰,水质分析,发现水质相似度很高,来至同一水体。

C类:1井,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于裂缝段,而含水缓慢稳定上升,反映其洞产水特点。中间有断层,两井同时生产时井间较强的井间干扰,水质分析,发现水质相似度很高,来至同一水体。

D类:1,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于孔洞段,产水特征为含水上升快,甚至暴行水淹,反应缝产水特点。同时生产时,有轻微的井间干扰,水质分析,水质相似度很低,不是同一水体。

E类:1,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于孔洞段,产水特征为含水上升快,甚至暴行水淹,反映缝产水特点。同时生产时,有较强的井间干扰,一般附近有注水井,注水见效明显。

F类:1井,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于裂缝段,而含水快速稳定上升,反映其缝产水特点。两井相互干扰极强。

3 塔河六区奥陶系油水分布确定

3.1 原始油水界面一般确定方法

常用方法有以下几种:(1)现场统计法:根据岩心观察、钻井、测井资料和试油资料,找出产纯油段最低底界标高和水层最高顶界标高,取二者平均值,即为油水界面。确定原始油水界面最重要最直接的资料就是早期试油资料,其他资料如钻井,岩心,测井等资料通常是作补充和辅助用,需要和试油资料结合分析。(2)测井解释如前文所述,通过油水层识别可以对油水层判别,初步判断油水界面的位置。(3)用压汞资料研究油水界面近年来国内外迅速地发展了毛细管压力曲线研究技术。利用油层岩心的毛细管压力曲线,再结合油水相对渗透率曲线,能够较准确地划分出油水界面,油层自上而下地被划分为三个带:产油带、油水过渡带和产水带。(4)压力梯度法计算油水界面(区域压力梯度法)由于压力梯度反映流体的密度,不同的流体密度不一样,反映在压力梯度图中的斜率就不一样。因此,就可以用在不同深度油、水层测得的原始地层压力,与相应深度绘制压力梯度图,反映不同地层流体密度的压力梯度线的交点,即为地层流体界面的位置。(5)用原始油层压力和流体密度确定油水界面(单井压力梯度法)当钻井很少,无法取得压力梯度资料时,可以用单井原始油层压力和流体密度资料来评估油水界面。

以上几种方法有的虽然可靠性较高,但所需的资料较多,在生产实践中很难完整地提供这些资料。塔河奥陶系碳酸岩盐储层复杂,利用上述统计法和实验室方法确定油水界面难度很大。塔河奥陶系油藏直接钻遇水体的井很少,特别是在6区缝洞单元中直接钻遇水体几乎没有,整个塔河油田获得的水体压力资料是极其有限的。另外油层的静压资料获取也有一定的局限性,能不能取得油层压力资料还受到稠油压力恢复缓慢的限制。总之,使用压力资料来计算油水界面难度也是很大的。本文主要通过生产动态资料(产液剖面)和测井解释来获取油水界面。

3.2 实际钻遇井的油水界面确定

目前为6区所有井都不同程度地出水。本文从该单元由北到南选取s1~s8,8口井来分析单元的油水分布情况,从各井钻井井深来看,最深的是s5井(完钻井深5 7 3 1 m,人工井底5 6 7 6 m),其次为S 1井(完钻井深5713 m,人工井底5700 m)。s4井酸压投产,在5546~5650 m井段酸压,开井即见水没有无水采油期。S5酸压投产,无水采油期1663天。下表2是该单元的井深及出水情况。在开井即见水的几口井(s 1,s 2,s 4)中,井底位置最高的是s 4井5567 m,说明该井油水界面应该在5567 m以上。而在有无水采油期的几口井中井底位置最低的是s6井5710 m,说明该井的油水界面在5676 m一下。综上所述,我们可以得出结论:S80缝洞单元很可能没有统一的油水界面。

从测井解释(见图5)上看s1井钻遇两段溶洞,两段溶洞位于酸压井段,人工裂缝沟通了溶洞与井筒,s1井开井见水。

s 1井钻进过程中发生了未放空与漏失,测井显示该段裂缝发育,地震剖面显示该井钻遇溶洞(填充型溶洞),该井自然投产开井见水,油水界面位于裂缝段或以上。示踪剂测试表明s2与s3井连通性较好,通过水质分析表明两口井水质相同,表明为同一水体驱动。连通性分析结果s4井与s5井是不连通的,地震资料显示s5具有两个溶洞存在。测井解释表明s6产层段底部有明显裂缝,连通性分析显示s6与s7是连通的,s7和s8连通。s7在地震显示具有两个溶洞系统。通过以上的工作和每口单井综合柱状图绘制了s1~s8单元油水分布特征模式图(见图6)。

4 结论

由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏的缝洞结构复杂,导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。在研究流体分布现状时一方面通过地震,测井解释等静态资料确定地层内洞缝发育及分布状况,另一方面利用生产动态资料分析流体分布形式,连通状态,初步确定塔河6区s1~s8井流体分布形式为洞产水,缝沟通。并具有多层缝洞组合的形式。该研究成果对油田进一步开发和各井工作制度调整有重要的指导意义。

参考文献

[1]黄建新.塔河油田4,6区奥陶系碳酸盐岩储层简介[J].石油学报,2011(s1).

[2]陈青,王大成,闫长辉,等.碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究[J].西南石油大学学报:自然科学版,2011(1).

油藏经营管理单元 篇7

关键词：边底水,稠油油藏,提液,堵调,注汽,采收率

1. 油藏概况

草4块Es2-3段油水分布受构造和地层双重因素控制，属于构造-地层稠油油藏。含油面积4.3km2，地质储量861×1 0 4t。为高孔高渗储层，边底水能量充足。该单元采用蒸汽吞吐热采与冷采两种方式开采，具有良好的水驱油条件。

1.1 地层特征

利用层序地层学、沉积学和石油地质学理论，综合考虑构造、沉积旋回、沉积韵律性、岩电特征、油水关系等多种因素，进行了地层精细对比与划分，将目的层沙二～三段划分为6个小层（见图1），其中主力小层4个。各小层之间的隔层岩性主要为泥质岩类，即以纯泥岩、灰质泥岩及粉砂质泥岩为主，在隔层厚度较薄的部位则为泥质粉砂岩。

1.2 构造特征

草4块总体构造形态为自南东向北西倾没的单斜-鼻状构造，构造倾角2°～3°。沙二段油层顶面埋深为936～976m, 含油闭合高度40m。沙三段与沙二段顶面构造形态在纵向上具有继承性。该单元中油位于南部构造高部位，边底水主要位于北部，油藏水油体积比大于10:1，水动力能量充足, 构造低部位及断层附近水淹严重。

1.3 储层特征

依据岩心资料，储层的岩性主要为粗砂、中砂、细砂、粉细砂岩夹少量泥质砂岩，岩性疏松，胶结差，孔隙-接触式胶结，胶结物以泥质为主。储层平均孔隙度36.9%，平均渗透率2224×10-3μm2，属特高孔、高渗储层。储层粘土矿物占全岩矿物组分的7%。粘土矿物组分以伊蒙间层为主，占粘土组分的76%，其次为高岭石占1 3%，伊利石占7%，绿泥石占4%，伊蒙间层比为72%。储层敏感性特征是该地层速敏现象非常弱，中等程度水敏现象，无盐敏，不存在酸敏现象。储层非均质性差。储层厚度变化较大，变化趋势是：由构造低部位到高部位，平面上即由西北向东南是逐渐减薄，厚度由50多米直至尖灭。

1.4 流体性质

50℃时地面脱气原油粘度：20958～43959mPa·s，属特稠油范畴，凝固点-2℃～27℃，含硫1.61～2.36%，水型为cacl2型；地温梯度为4.3℃/100m。油藏温度56℃，压力系数0.94～0.95, 属正常压力系统。受重力分异等作用，本区原油构造高部位稀、低部位稠，纵向上，由上到下脱气原油粘度逐渐变小，油性变好，粘度差异大。

1.5 开发状况

S 2-3单元处于含水稳定阶段，投产时间为2005年2月。开发方式为冷、热采均有。目前总井35口井，开井33口，阶段产油20.6801万吨，采出程度2.4%。由于部分井含水上升快, 阶段末含水上升率为14.4%。这也是造成含水上升率指标偏高的主要原因。

该单元由于降压开采，油层压力有所下降，必然导致边底水的不断侵入。目前本单元南部低部位井因边底水影响，含水上升较快，北部该部位油井，因在部份构造位置开天窗，与N g组水窜，目前增油措施难度较大。

2. 改善开发效果的做法

S2-3段属天然边底水能量充足的稠油油藏，冷热采两种模式开发，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，应合理利用天然能量，用其利，避其害，采取提液、堵调、增加注汽井点三种措施，理论与实际相结合制定合理生产压差, 降低边底水推进速度，提高无水产油量，延缓见水期含水上升速度，延长生产周期，以期获得较高的最终采收率。

2.1 提高或控制排液量

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[1,2]2]。

通过分析草4块S2-3单元含水上升率与压差的关系（见图2），可以看出，当含水率在0～30%时，含水上升率与压差成幂乘关系；当含水率为30～60%时，含水上升率与压差无明显的相关性，当生产压差低于4.0Mpa时，含水上升率随生产压差的增大而减小，当生产压差大于4.0 M p a时，含水上升率随生产压差的增大而增大，过大和过小的生产压差都不利于控制综合含水的上升，考虑产能的需要，压差在4.0Mpa以上；这两个阶段均为含水敏感期，合理控制采液强度减小生产压差是控制油水界面推进速度，提高油水前缘驱油效率的重要措施，应引起油井管理的重视。当含水率6 0%以上时，当生产压差大于5.5Mpa时，含水上升率随生产压差的增大而增加，生产压差过小或过大都不利于控制含水上升率，此时，水驱油退居次要地位，以水携油为主，油井进入高含水期，这一阶段耗水量大，开发时间漫长，为了增加水携油能力，应在一定范围内放大生产压差。

处于油藏不同位置的生产井，因构造位置、储层物性等诸多因素的影响，其合理生产压差会存在一定的差异，应在把握宏观规律的基础上，根据实际情况进行调整。

2.2 堵水与调剖技术

堵水与调剖技术是一项有效的稳油控水技术，它是通过机械或化学方法封堵高产水层段，改变注入水的流动方向，有效启动低渗地带，提高波及效率，控制注入水的产出、稳定生产井产油量，进而提高地下原油的采收率[3]。

草4块S2-3单元在注水开发的过程中，南部低部位井因边底水影响，含水上升较快，部分油井甚至严重水淹。因此，利用堵水与调剖技术封堵高产水层段，改变注入水的流动方向，对于提高该油藏的采收率具有重要意义。具体做法如下：对于位于水侵前缘的油井，即刚刚受到水侵影响的井，应采取热采井转周与堵水相结合的措施，封堵水侵通道，从而有效的抑制含水上升；对于已严重水淹的油井，继续采取措施，热采井利用氮化泡沫调剖、堵水，冷采井提液，要本着既可控制边底水向内推进，又能确保水侵前缘油井能量稳定的原则[4,5]。

2.3 增加注汽井点及配套的工艺技术

草4块Es2-3段原油构造高部位稀、低部位稠，纵向上，由上到下脱气原油粘度逐渐变小，油性变好。粘度差异大。其中，原油粘度高值区，转周频繁，是转周工作量集中的重点井区。但周期生产时间短、地层亏空严重。在生产过程中发生躺井，要根据地层能量情况考虑是否转周注汽，且随周期增加提高单井注汽量；并考虑增加注汽井点，补充地层能量[6]。

同时实施配套工艺技术，提高热采效果。如注入稠油冷采剂，其机理为：稠油中除了重油组份，还有多达30%～60%的成份是沥青质、胶质和蜡，而沥青质中主要成分是由碳、氢、硫、氧、氮五大元素为主的化学结构十分复杂的有机质基团，当助采剂注入油层时，油溶剂主要由亲油性分子组成其分子的基团迅速渗透到稠油的胶质中，由于与胶质中的分子极性相当，产生快速分散作用，溶解其中胶质、沥青质、蜡质，去掉胶质、沥青质分子间的氢键和解散沥青质和胶质的聚集体将大分子油团分解成小分子油团，使稠油在不改变特性的情况下降低粘度，从根本上改变原油的密度、含胶、含沥、含蜡、粘度等物性。而助采剂中的乳化剂主要由亲水性分子组成，乳化剂在催化剂和辅助剂的相互作用可以乳化以被油溶剂作用后的稠油使其达到很好的乳状液，再次使稠油的粘度大大降低，增加了稠油在地层的渗流能力，并且从而使稠油较为容易被采出地面，并且开采出后的原油很容易破乳脱水。实现了稠油冷采[7]。

通过增加注汽井点及注入稠油冷采剂，可以及时的补充地层能量，并降低原油粘度，增加原油的流动能力，从而延长生产周期，提高采收率。

3. 效果分析

通过分析提液、堵调及增加注汽井点三项挖潜措施的机理及适应性，我们在Es2-3单元选取合适的油井进行应用，并对实施效果进行了分析。

3.1 提液与控液效果分析

由提液与控液的依据，我们密切跟踪含水变化，理论与实际相结合，制定合理的生产压差，降低边底水推进速度，提高无水产油量，延缓见水期含水上升速度，延长生产周期。在07年10月到08年3月期间，先后对6口生产井进行了压差调整。在低含水期，减小生产压差，从而控制油水界面的推进速度，提高油水前缘的驱油效率。如井C4-4-X219和井C4-8-X217，在07年10月，分别降低了生产压差，有效抑制了含水的上升。如表1所示。

在高含水期，则需要提高采液强度，保持含水上升率的稳定。如井C4-3-X215和井C4-10-X217，在08年3月进行了调参，从而在含水基本保持不变的情况下，大幅度提高了产液量，抑制了边底水的推进速度，延长了生产周期。如表2所示。

另外, 热采效果受油层渗透率、原油粘度、隔层、泥质夹层等因素的影响, 但是泥质夹层可有效抑制底水锥进和边水突进[8]。因此, 我们可利用边底水能量放大压差来提高热采周期单井产量。如井C4-7-X213, 在08年2月, 调整了生产压差, 利用边底水的能量, 大大提高了热采产油量, 如表3所示。

因此，在高含水井区选择有隔层和夹层、处于微构造相对高部位的稠油井，结合转周进行合理生产压差优化，由于隔层和夹层有明显抑制底水锥进的作用，可收到显著的降水增油效果。

3.2 堵调效果分析

为了控制油井含水上升，对吞吐降压开采的边底水油藏的水侵，应及时采取调剖堵水技术，封堵水侵通道，改变液流方向。图3即为草4块沙2-3单元油井分布图，其中一线井和二线井是堵调的重点对象。

A内部:接受水侵地层能量补充, 但还未直接遭受水侵影响的井；

B二线井:水侵前缘, 刚刚受到水侵影响的井；

C一线井:水淹严重区域, 油井普遍高含水 (>90%) ；

如井C4-7-X215因在06年底开始，含水上升趋势明显，在07年2月进行了调剖作业，有效控制含水上升速度，大幅度提高了日产油量。如图4所示。

所以立足现有成熟技术，应多措并举，在受水侵影响的井区，在水线前缘，实施区域性氮气泡沫调剖，控制边底水入侵速度；在水淹严重区域，实施堵水措施，封堵水侵通道，延缓含水上升速度。从而改善吸水剖面，进一步提高蒸汽吞吐开发效果。

3.3 增加注汽井点及配套的工艺技术的效果分析

选取原油粘度比较高，且转周相对频繁的油井进行转周注汽，并在注汽的同时注入稠油冷采剂，分析其效果。如井CQC4-9-X219，该井于05.10-06.5转周，生产时间8个月，累增油1 4 0 0吨；06.6-07.1转周，生产时间8个月，累增油1500吨；07.2-目前转周并注入稠油冷采剂，生产时间15个月多，累增油2710吨；三周注汽量均为1200吨左右。该井29日检泵开后到2.11日含水居高，产水252.5方，远远大于进入水量。说明在这说明泵恢复正常后软化剂在地层反应有了作用，随近井地带水的排出，驱动降粘原油向井底运移采出，近井地带含油饱和度增大，含水降低，又加之粘度降低，增加了流度，降低了井筒摩擦阻力，延长了生产周期。

4. 结论与建议

(1）边底水稠油油藏进入中高含水期后，水油比增加较快，油井生产压差减小，产油量下降，适时放大生产压差，可以提高单井的产液量和产油量。另外，在高含水井区选择有隔层和夹层、处于微构造相对高部位的稠油井，结合转周进行合理生产压差优化，由于隔层和夹层有明显抑制底水锥进的作用，可收到显著的降水增油效果。

(2）在水线前缘，实施区域性氮气泡沫调剖，可以控制边底水入侵速度；在水淹严重的区域实施堵水措施，封堵水侵通道，可以延缓含水上升速度，从而改善吸水剖面，进一步提高蒸汽吞吐开发效果。

(3）根据地层能量情况考虑是否转周注汽，且随周期增加提高单井注汽量；并考虑增加注汽井点，以补充地层能量。并在注汽的同时注入稠油冷采剂，从而降低稠油的粘度，增加原油的流动能力，降低井筒摩擦阻力，延长生产周期。

(4）对吞吐降压开采的边底水油藏的水侵，建议采取一线提液、二线堵调、内部增加注汽井点或转汽驱补充能量的思路。

参考文献

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[7]霍广荣, 李献民.胜利油田稠油油藏热力开采技术.北京:石油工业出版社.1999

浅谈油藏经营管理技术 篇8

油藏管理通常是通过多途径, 利用各种方式制定和实施油藏开发经营策略, 实现对油藏资源的有效管理和控制, 以期更好的开发油藏资源, 取得更大的经济效益。油藏经营管理最先起源于西方发达国家, 油藏经营管理最先发端于油田的开采, 最后终止于油田的废弃,

我国也在20世纪50、60年代逐渐引进了油藏数值模拟技术, 80年代继续引进油藏描述技术, 这两项技术给我国油气田资源的开发和储藏提供了科学的方法, 现阶段我国油藏资源的开发已经进入到了攻坚阶段, 可供开采的油气资源少之又少, 对于接下来的资源开发需要作出相应改革。

2 油藏经营管理存在问题

从上世纪50、60年代起, 我国逐渐引入油藏经营管理技术, 并在此基础上进行了无数的创新与改革, 一方面强调基础建设, 油藏经营管理需要确保更真实的生产信息, 基于有效的信息统计才能进一步促进生产。另一方面加强分析预测能力, 通过对现有生产信息进行分析, 进而预测未来某个时段的信息, 通过信息预测更好的指导生产运行, 提高生产效率。与此同时, 严格控制生产质量, 油藏经营管理的作用在于更好的控制生产质量, 通过制定相应的生产方案, 高层管理者的决策以及现场实施等程序, 实现生产质量的最优化。在做好上述工作的同时, 进一步加强新技术的开发与应用, 技术的发展需要不断的发展和创新, 以期更好的服务于生产。油藏经营管理进行大量实践和探索的过程中, 仍然存在不足, 主要表现在:

2.1 欠缺先进的管理制度

油气田资源属于国家重要能源储备, 我国至始至终始终坚持计划管控模式, 无论从油田的勘探还是油田的开采, 都需要国家严格的计划指令, 也就是说油田的开发和利用主是以“指令性”生产任务为主。计划管控模式在很大程度上限制了人们的思维方式, 人们大都局限于传统的旧的管理机制, 时代的发展需要更加先进的管理模式和管理制度, 我国传统的管理模式已经不能适应时代发展的需求。

2.2 认识高度不够

油藏经营管理是现代油田开发管理过程中重要的环节, 现阶段我们的决策层或者管理人员仅仅把油藏经营管理视为是领导和管理层的事务, 与基层工作人员缺乏相应的交流和互动, 二者之间的合作更是少之又少。同时, 我们的管理者不能够正确认识油藏经营管理的精髓之所在, 只是简单的认为油藏开发和管理只需要先进的技术即可, 而忽视了管理经营。

2.3 基础工作薄弱

油藏经营管理是一项比较复杂的管理过程, 其中需要采集大量的数据, 并对数据进行综合分析与论证, 这是油藏经营管理最为基础的工作内容之一, 这些基础工作直接影响到后续的工作进展, 诸如说油藏地质研究、数值模拟、开发方案的设计、评价及优化, 这些后续的工作都需要前期基础工作的保障。油藏经营管理系统存在的种种弊端, 导致数据的收集不能够十分准确和完备, 从而进一步影响到整个油藏经营管理技术效果的展现。

3 油藏经营管理技术的实现

3.1 计算机技术

3.1.1 经营管理数据库

油藏经营管理首先需要具有完备的数据库, 数据库是由众多内容组成, 不仅包括基本的三维地震资料, 而且还需要对开发数据库、测井数据库进行收集和汇总, 完善数据库是为了能够更好的在油藏经营管理过程中及时有效的调取所需数据, 进而建立经营管理项目数据库, 经营项目数据库中纳入的数据要真实、有效、准确, 以更好的确保油藏经营管理质量。

3.1.2 软件一体化

信息时代的快速发展使得计算机的使用和对其依赖程度越来越高, 油藏经营管理更是如此。油藏经营管理是不同部门共同配合的统一过程, 这个过程中强调各个部门对计算机应用的联合, 需要各个软件之间的联合, 形成一个共同的软硬件开发环境和标准, 形成软件一体化。

3.1.3 油藏描述技术

油藏开发是一个需要多种工序的过程, 油藏描述应该是油田开发中的基础和出发点。所谓油藏描述就是对油藏模型的综合展示, 其主要包括有三个模型建立过程, 一个是最为基础的模型即地层模型, 这是油藏开发的基础和关键, 其二是主要模型具体又分为构造模型、储层模型以及流体模型, 其三就是综合模型即油藏模型。

3.1.4 油藏数值模拟技术

油藏模拟是油藏经营管理过程中始终存在并发挥重大作用的技术, 油藏经营管理是为了更好的对油藏资源进行有效的预测, 数据预测就需要油藏数值模拟技术。在精细油藏地质模型和动态模型的基础上, 应用根据渗流机理建立数模软件对整个油藏进行全方位、多指标、高精度的模拟计算, 预测及优化出合理的开发方案及最佳的开采参数。

油藏经营管理始终贯彻于油气田开发的全过程, 对于世界油气田资源的发展具有十分重要的作用, 可以说, 油藏经营管理对于世界石油储量的增长发挥了举足轻重的作用。油藏经营管理技术需要我们更多的研究和探讨, 以更好的适应当前社会的发展需要。

摘要：油藏经营管理技术是现阶段油田开发管理过程中十分重要的技术内容之一, 油藏经营管理模式已经逐渐成为当前油公司开发油气田的基本模式。我国油藏经营管理技术在发展过程中不断的完善和进步, 对我国油气田公司的经营管理提供了良好的管理方式, 也促进了我国油气田现代化的发展和进步。

关键词：油藏管理,油藏开发,经营管理,经济效益

参考文献

[1]张东升, 油藏资源管理技术, 西南石油学院学报, 2010 (02) .

论精细管理与油藏开发 篇9

关键词：精细管理,油藏,低成本,效益

2007年度河南油田采油一厂在低成本、有效益、可持续发展战略的指导下, 积极探索管理创新, 实施了符合河南油田实际的精细管理, 促进了企业科学管理水平和经济效益的进一步提高, 克服了勘探开发、成本控制难度加大的困难和挑战, 全面完成了年度原油生产任务。实施河南油田低成本、有效益、可持续发展战略的重要途径就是要不断强化精细管理。

一、精细管理的必要性

1、适应新体制、新机制和市场经济要求的需要

油田专业化重组已进入实质阶段, 与以往所习惯的管理模式相比, 发生了很大的变化。这种新的管理体制和经营机制, 一方面为河南油田分公司的发展创造了条件, 另一方面, 也要求我们的企业管理要以适应市场为出发点, 以经营决策为统帅, 以经济效益为中心。管理工作不但要严格, 而且必须精细, 使管理的目标、责任具体化, 实现管理增效。

2、油田完成生产经营任务的需要

河南油田经过20多年的勘探开发, 勘探上难度越来越大, 勘探对象越来越复杂。开发的主力油田已处于中后期开发阶段, 建设一定的产能, 需要的实物工作量比较多, 成本压力比较大。因此应把管理创新, 实施精细管理, 作为降低感本、实现效益最大化和可持续发展的主要措施之一。

3、克服粗放管理的需要

近几年, 油田的管理水平虽然有了明显提高, 但与“管理科学”的要求相比, 管理粗放的现象还较普遍。尤其是在新体制、新机制下, 管理粗放的弊端愈加显现出来。比如, 有的管理单元太大, 层次太多, 造成了管理上的不到位;一些考核指标还缺少科学、量化和可操作性, 还存在形式主义、大而化之的现象;有的管理主体责、权、利不统一, 导致了干多干少一个样, 干好干坏一个样, 使员工主人翁地位虚拟化, 责任随着利益的不落实同样得不到落实。因此, 我们要狠下决心, 摒弃粗放管理的思想观念、思维方式和管理模式, 对症下药, 改革创新, 把精细管理作为实现“管理科学”的主要措施, 贯穿于公司生产经营的全过程, 努力提高投资回报率和经济效益。

二、通过细分管理单元、量化考核指标和管理主体责权利统一, 推进精细管理

要从油田实际出发, 做到精细管理的三条基本要求:细分管理单元, 量化考核指标, 管理主体责权利统一。细分管理单元, 就是把管理对象尽可能细化到最小工作单元, 管理责任具体化, 并落实到位。使细化管理单元的过程, 成为深化管理工作的过程。量化考核指标, 就是在不同的管理层次和管理单元, 都要有明确的、量化的、科学的、经过努力可以实现的考核指标, 把一个单位的工作目标分解落实到岗位、员工身上, 真正做到横向到边, 纵向到底, 不留死角。

管理主体责权利统一, 就是建立起与管理主体劳动业绩挂钩的分配机制, 使每名员工对自己所从事的工作, 都能根据其责任、贡献的大小, 取得相应的劳动报酬, 激励广大员工爱岗敬业, 多做贡献。油田分公司应按照精细管理的三条基本要求, 通过深化改革、科技进步、挑战自我、提高员工素质等途径, 在投资、成本、油藏、技术、现场和生产运行等管理方面, 开展有成效的工作。具体应做好以下几方面的工作。

1、从源头抓起, 精细投资和项目管理

要改革投资管理, 所有资本性支出都实行“按项目立项, 按项目下达投资, 按项目签订合同, 按项目进行效益评估”。要成立项目管理领导小组, 负责项目的统一管理和协调工作。制定项目管理办法, 健全项目管理制度, 规范项目的立项、评估、项目组成、经理选聘、资金运行、监督与检查、考核奖惩等工作程序。明确甲方与存续企业各专业施工单位之间重点施工环节的工作职责, 理顺新体制下的甲乙方工作关系和系统内部横向管理职责, 进一步规范企业的行为, 强化市场运作机制, 保证投资总量控制在计划之内和投资资本回报率的实现。

2、抓关键环节, 精细资金和成本管理

公司应制定《资金管理实施细则》及配套办法, 认真核定各单位的流动资金周转量、存货和库存现金额, 通过提高资金拨付速度, 加大资金调拨力度, 实现各单位资金的有效集中、平衡使用, 降低全公司日常货币资金存量。此外公司要建立低成本管理的调控机制, 通过成本变动情况分析, 重点剖析成本升降原因, 研究对策, 制定措施;通过推行“目标成本管理”、“细化成本核算单元”等管理方式, 加强成本费用的监督控制力度。各二级单位对成本管理进行细化、量化, 把影响成本控制的因素及应对措施按岗位、分类别列成大表, 目标成本凡是能够细化、量化到岗位的, 就具体落实到岗位;能够分解落实到个人的, 就具体落实到个人;能落实到一个人身上的, 就不由两个人承担。使所有员工明确降本增效的目标、责任和方向, “切实把成本控制责任落实到责任主体, 建立成本管理责任体系, 提高成本管理水平。

3、夯实基础, 精细生产现场管理

精细油井、油藏管理。要对已投入开发的油藏动态地进行经济技术评价, 从行政管理单元转向油藏 (断块) 和单井等地质单元, 实现以油藏 (断块) 为单元、以单井为基础的精细经济技术评价, 使不同开发单元的开发措施更具针对性、有效性, 提高开发效益。采油一厂要建立单井涨户, 对油井进行经济效益评价, 要根据公司下达的油气操作成本指标和单井成本费用情况, 把油井分为有效、低效和负效井三类, 进行分类管理, 采取不同的挖潜措施。

4、精细技术管理

随着管理单元的细分和生产经营指标的量化, 技术管理更要强调适用和有效, 对重大工艺, 必须要认真搞好“三论证”, 不断优化技术设计方案与实施设计, 提高经济效益。通过优化井身结构、优化测井系列、优化项目、细化地震部署、加大国产套管使用率等措施, 节约勘探开发投资。采油厂要通过加大调水增油工作力度, 立足于现有井网, 优化调整注采配置关系, 进一步治理区块, 控制自然递减。

5、精细生产运行管理

生产中要加强用电管理, 节电增效。面对油田周边乡村盗电严重的情况, 各单位要将用电指标、降损指标层层分解细化到采油单元、岗位和个人。供电线路的供电量指标、供电时率、线损指标和转供电收费率, 均与业绩工资挂钩。比如采油一厂可以推行供电线路个人组合责任管理, 对每条线路提出责任目标, 进行内部竞标。

油藏动态分析管理平台建设探讨 篇10

随着各种油藏动态分析方法 (包括经验统计法、渗流力学方法, 数值模拟方法、物质平衡法等[2]) 的日趋成熟, 油藏动态分析逐步发展为油田开发的核心工作且贯穿于油田开发始终, 产生了很多的油藏动态分析软件。这些软件分析重点不同, 在各石油企业里得到了不同程度的应用。但因各类分析软件标准不统一, 缺乏对各阶段油藏动态分析工作内容和分析成果的统一管理, 使得油藏动态分析工作缺乏连续性, 满足不了油藏精细化管理的要求。本文以中海油实际需求为背景, 探讨如何构筑基于网络的油藏动态分析工作平台。

1 概述

经过多年的建设和优化, 中海油开发生产数据库各种数据已趋完善, 各种生产数据得到了及时的采集入库, 为各种分析工作准备了完善的基础数据。国内外主要的分析油藏动态分析软件 (例如:PEOffice、OFM、Eclipse) 为不同分析目的得到了不同程度的应用。

这些软件的成果标准和数据格式差别较大且相互独立, 为油藏动态分析工作带来了不便, 急需一个基于网络的信息平台来整合和规范这些软件的使用, 建立与开发生产数据库间数据通道, 提高油藏动态分析工作效率, 统一标准、实现协作与成果共享。

2 总体目标

以中海油现有开发生产信息系统为基础, 结合现有油藏动态分析软件, 建立一个基于网络的油藏动态分析管理平台, 搭建开发生产数据库与各分析软件的数据桥梁, 建立和完善基于网络的油藏动态分析规程, 实现油藏动态分析的规范化、标准化管理, 从而提高工作效率, 加强动态分析成果的管理和共享, 从而达到提高产量和最终采收率, 并提高经济效益的目的。

3 系统设计

3.1 总体架构

根据油藏动态分析管理平台的目标和设计思想, 本平台的主要任务是梳理岗位职责、完善制度、补充内容、统一动态分析规程。以现有的开发生产数据库为基础, 为分析应用软件提供数据输出接口、成果集成接口, 为油藏管理领导提供全面的决策数据, 及时的保存动态分析成果, 记录开发历程, 分享专家经验, 平台总台架构如图1所示。以开发生产数据库为基础, 引入非结构化存储保存各种地质图件、图片等分析成果, 实现分析规程 (C/S) 、专家支持 (C/S) 、成果订阅与发布 (B/S) 、协同工作环境 (Web Service) 等功能。

3.2 数据访问层

数据访问层使用Apache开源项目中的IBatis.Net作为数据访问基础 (如图2所示) 。IBatis.Net使用XML配置文件保存SQL语句, 作为实体和数据表之间的映射配置。不同的数据库之间SQL存在差异, 在编写时尽可能的使用标准SQL, 对于差异比较大的SQL语句可以提供多个映射文件来解决。在数据库格式变动时使用视图屏蔽这种差异化。

3.3 应用服务层

服务层承载着访问数据库、非结构化存储的服务, 为应用层提供数据服务。服务层的实现采用微软的WCF技术[3], 通信协议使用TCP, 在对数据量比较大的部分将采用压缩机制或自定义系列化的方式, 确保下载的数据量更小, 下载的更快。服务层将以Windows Service的形式存在, 在数据访问和应用之间添加了数据访问接口, 通过保证接口的稳定性以减少开发生产数据库的变动对平台应用的影响。

3.4 应用层

3.4.1 分析规程

油藏动态分析平台建设主要目的之一是使油藏动态分析工作标准化、规范化, 建立油藏动态分析规程是实现这一目的的主要手段。油藏动态分析规程就是要通过平台规范每个阶段的油藏动态分析工作的分析内容, 指定各项分析工作采用的基础数据、分析工具, 统一分析成果的质量要求和存储格式, 保证不同人员, 不同阶段的分析成果能够相互参考和对比。海上油气田油藏动态分析主要分为日常、月度、年度、阶段动态分析。

不同阶段及不同油气藏特征的动态分析内容和侧重点各不相同, 且随着油藏分析技术的发展, 各阶段油藏分析工作内容及要求也将随之改变。因此, 在平台设计中应充分考虑规程的可配置性和可扩展性。该平台采用插件式业务规程设计, 油藏动态分析模块的以微软的Smart Client Software Factory (简称SCSF) 为基础, SCSF提供独立插件和界面, 并实现各独立模块之间的通信, 这些插件被流程串在一起实现各种各样动态分析流程。

3.4.2 协同分析环境

协同分析环境是要将各种油藏动态分析软件集成到油藏动态分析管理平台中, 实现不同阶段分析分析工作能够在同一的平台上进行协作。由于不同的分析软件采用了不同的实现技术和体系结构, 要向异构系统提供数据, 集成各软件的成果就必须采用标准化的接口。

为了避免在分析应用软件发生变化时对整个平台造成不利影响, 使用配置文件配置各软件所需的数据格式, 并且制定数据提供的标准格式 (如图3) 。第三方软件直接向集成管理平台提供的接口发送数据请求, 集成管理平台通过查询引擎从开发生产数据库获取数据, 将数据压缩后通过标准的Web Service接口发送给第三方软件。

3.4.3 成果订阅与发布

油气田管理者通常只关注相关的油藏分析成果、指标等管理信息, 且不同的管理者关注的信息不尽相同。因此平台提供成果订阅和发布门户, 管理者可以根据需要进行成果订阅, 平台自动发布相应的分析成果、指标并推送到相关管理人员桌面。

3.4.4 专家支持

本平台的一大特点是分析流程的可配置性, 首先系统中可以根据一些专家的经验总结出一些流程包, 提供给用户使用, 但是实际的分析情况多种多样, 预设的分析流程包可能不适合用户的实际情况, 用户可以自行调整流程, 未来可以对用户自行调整流程的动作进行日志记录, 定期对日志进行数据的挖掘, 提炼出更好、更优的流程, 然后集成到系统中, 为新员工提供专家支持, 提高年轻的工程师分析问题的能力。

4 前景与展望

随着平台不断的维护和完善, 系统的流程化分析会越来越成熟, 系统中积累的专家经验也更丰富, 将一些易于量化的流程完全交给计算机来处理, 做到智能化分析, 逐步发展成为一个动态分析的专家系统。

摘要：各油田在生产油田数量规模剧增, 油气开采难度不断加大, 对油藏动态分析工作的质量和效率提出了更高的要求。目前, 各油田油藏动态分析人员使用的方法、软件和标准不统一, 成果数据不能充分共享, 给油田管理工作带来了一定的难度。本文介绍了基于网络的油藏动态分析管理平台建设方案, 通过信息化手段, 实现油藏动态分析工作规范化、标准化。

关键词：油藏,动态分析,管理平台,集成

参考文献

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