大港油田

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大港油田范文第1篇

    我国东部碎屑岩油田已经进入高含水期,水淹严重,剩余油高度分散.地下储层构型分析已经逐渐成为预测储层剩余油分布的研究重点.目前辫状河构型模式研究主要集中在露头和现代沉积上,也有学者采用实验模拟辫状河形成过程,进而分析辫状河构型模式.Miall A D[1]利用Mesaverde组Castlegate砂岩的沉积相构型、界面类型和古水流方向信息建立心滩坝的几何形态,分析古水流对心滩坝加积方向的影响.于兴河等[2]研究山西大同辫状河剖面,分析沉积物的特征及岩相组成,划分层次界面.对于辫状河地下储层构型的研究成果较少,并且主要集中在复合河道砂体上,心滩坝级次及心滩坝内部构型研究虽有文献涉及,但对构型的定量模式未做阐述.针对油田开发中后期地下储层构型的井间预测特点,采用分级描述、模型构建与交叉验证方法[3-7]对其进行研究.

    1 地质概况

    官80断块位于黄骅拗陷孔店二级构造带倾末端,孔东大断层上升盘的局部垒块,构造面积约为5.8km2,属于王官屯构造的一部分.官80断块孔一段为冲积扇—滨浅湖(膏盐湖)沉积环境,研究目的层枣Ⅲ油组为辫状河沉积亚相,进一步细分为河道充填、心滩坝和河道间3种微相,前2种微相为该地区主要储集层.

    2 河床砂体描述

    目前较为通用的辫状河分类标准是Miall A D提出的,即把辫状河分为砾质辫状河和砂质辫状河,其中砂质辫状河又分为深的终年砂质辫状河、浅的终年砂质辫状河、高能砂质辫状河和漫流末端辫状河.不同类型的辫状河沉积具有不同的构型要素类型和空间组合关系,因此研究辫状河储层构型时,首先根据区域地质背景和沉积物特征还原古沉积环境,从而确定辫状河类型.官80断块河流砂体形成时期构造迅速抬升,气候相对干燥.构造抬升在一定程度上增大河流能量,而且研究区距物源相对较近,能够保持较大的河流能量,干燥的气候使得地层更容易被侵蚀,而湖盆的萎缩使得枣Ⅲ时期河流在冲积平原上广泛分布,该区特殊的沉积背景导致辫状河砂体的独特沉积特征,判定官80断块在枣Ⅲ时期为冲积扇扇中辫状河.在不同水深条件下,沉积机制不同,砂体的叠合模式、砂体内夹层类型、沉积物的层理类型也不同.单期河道砂体的厚度与古水深相当,层内夹层的厚度横向延伸长度也与古水深密切相关.根据现代辫状河沉积和古代露头资料,不同水深的辫状河沉积砂体的几何形态及内部构型差别很大.Leclair S F等[8]通过多条现代河流数据,分析交错层理系厚度与辫状河水深的关系:根据研究区6口取心井的岩心观察,研究地区沉积背景近源、陡坡,单层厚度差异不大,为平板状,平均厚度为3~5m,交错层理系平均厚度为7~15cm,计算研究区辫状河水深为2~4m.根据河流沉积学原理,单期河流的沉积厚度(即单层厚度)与河流古水深相当.根据精细地层格架,枣Ⅲ-1-1单层地层厚度约为3~4m,与经验公式[4]计算所得的研究区辫状河古水深相当.研究区辫状河沉积物以细砂岩为主,含砾,分选磨圆差,是典型的冲积扇扇中含砾砂质辫状河沉积,沉积古水深较浅,为2~4m.研究区辫状河为浅的冲积扇扇中含砾砂质辫状河.河床砂体的展布类型主要分为:(1)条带状:一般河宽为300~500m,砂厚为3~5m;(2)连片状:河道连片发育,宽度大于砂厚变化,一般为4~12m不等.

    3 心滩分析

    心滩位于河道之间,是河流在游荡迁移过程中堆积形成的,其剖面特征具有落淤层沉积.电测曲线特征为齿化箱形或钟形,有无落淤层沉积是划分河道与心滩坝的相标志.在辫状河沉积过程中,由于河道摆动频繁,砂体相互切割叠置,砂体内发育大量冲刷面等层面构造.河道砂体内部不易沉积和保存泥质夹层,仅在河道废弃时可以充填一些悬移质沉积,而在下次洪泛中遭受剥蚀.如果保留,侧向分布也不会超过一个河道宽,连续性较差;心滩坝砂体是由河流多次洪泛携带的碎屑物在心滩部位垂向加积形成的,砂体内部粒度组成有明显成层性,却无粒序规则,而底部并不一定具有最粗的粒级.沉积过程中水流能量变弱后发生于心滩之上的落淤沉积,由于后期冲刷程度低,形成落淤层沉积.根据心滩坝和辫状河道存在高程差特征,采用与曲流河类似的“砂顶相对深度法[9]”识别地下心滩坝沉积.剖面上心滩坝和辫状河道的概念模式见图1.

    识别步骤:①组合沉积相图作为控制,作相控砂体厚度等值线图(见图2).②在精细地层对比的基础上,作枣Ⅲ-1-1顶面构造深度图(见图3)和砂岩顶面构造图(见图4),二者相减得到相对深度(见图5)[4-5].③识别心滩坝的大致分布区(见图6).④根据辫状河道测井曲线,官80断块显示明显正韵律特征(见图7),测井上识别心滩坝,进行沉积微相的剖面组合(见图8),从而确定心滩坝的位置和形态,最终确定沉积微相平面分布图[10-12]. ⑤应用动态资料验证心滩边界,处于心滩部位的官5-13-1井注水,同样处于心滩部位的官6-9-1井和官5-13井检测,结果快速见效,说明同一心滩内顺物源方向连通性好.另一个砂体,处于心滩部位的在官5-13-1井注水,处于河漫滩部位的在官6-9-1井检测,见效速度慢,不同相带四级界面阻挡注采见效,说明不同微相间存在界面阻隔,连通性差.心滩坝主要包括垂积体和夹层.官80断块泥质夹层厚度较薄,一般为0.2~0.5m,但分布范围广,单个心滩坝砂体有1~3个夹层.选择官80断块枣Ⅲ-1-1层的心滩作为研究对象,得到合理的心滩坝内部结构模型(见图9)[13].在对心滩内部解剖的基础上,分析夹层所控制的非均质性特征.心滩内部夹层的存在是造成心滩内部非均质性的最主要原因.

    4 现场应用

    根据官80断块储层构型表征成果,研究枣Ⅲ-1-1单层内部剩余油分布,由于井区储层层内非均质性较为严重,导致流体的渗流差异性.层内流体的渗流差异分为垂向渗流差异及横向渗流屏障,对垂向渗流差异,由于河流相储层垂向上以正韵律和复合正韵律为主,油层各韵律层上部渗透率低,加之受重力影响,通常注水波及程度低,油层呈弱水洗甚至未水洗状态,形成油层顶部的剩余油滞留段[14-15].如果层内存在低渗透遮挡层,如心滩坝砂体内的泥质夹层,则在油层各韵律层泥质夹层下部均可残存相当一部分可动油,剩余油在层内呈现分段聚集的状态,形成一个剖面上呈叠瓦状、平面上呈新月形的剩余油富集区,在一定的注采井网条件下,也可形成下部剩余油富集区(见图10)[16].在官80断块官7-8-1井组四级界面限定的同一相带内,顺物源方向注采见效好,官7-8-1井注水,官6-8、官7-8-3、官6-8-1井采油,井距分别为200,145,260m,分别在43,91,69d见到示踪剂;在不同相带内,由于四级界面的阻挡,注采见效差,官80、官8-9k、官7-7-2井注入1a后未见到示踪剂(见图11).考虑该断块目前存在的生产问题,编制综合调整挖潜方案,方案设计新油井5口,油水井采取措施7井次,单井配产7t,当年建成产能1.05×104 t[17-18].

大港油田范文第2篇

关键词：港东油田 聚合物驱 室内实验

现阶段，聚合物驱油技术作为一种成熟的驱油手段，已经在国内外各大油田广泛推广应用，并且取得了较好的提高采收率的效果。对于聚合物驱油提高采收率的机理，通过近年的研究认为，聚合物不但可以在宏观上提高波及效率，并且其本身的黏弹性也可以在微观上提高驱油效率。本文在模拟港东油田实际聚驱条件的情况下，采用室内物理模拟的方法，研究了中分聚合物不同段塞尺寸、不同转聚时机对驱油效果的影响，为现场展开聚驱试验方案的优化设计提供了参考。

一、区块概况

港东油田目的区块已经进入油田的开发中后期，地质条件较为复杂，区块的油层主要分布于明化镇组以及馆陶组，其中，明化镇组油层厚度较大，是该区块的主力油层。区块含油面积3.6Km2，地质储量1100×104t，在该区块进行聚合物驱油试验，是提高采收率的有效技术手段。

二、实验条件及步骤

1.实验条件

（1）实验所使用的模型为4.5×4.5×30cm2环氧树脂胶结人造均质岩心，岩心气测渗透率约为0.80μm2

（2）实验用油为港东油田原油与煤油混合而成的模拟油；

（3）试验用清水及污水均取自港东油田配注站；

（4）聚合物为大港油田提供，分析量1600×104，固含量90.9%。

2.实验步骤

（1）模拟地层水、模拟油、聚合物溶液的配制，实验用岩心模型的制备；

（2）岩心进行抽空处理，直至岩心内部真空度达到-0.98大气压以下，并稳定后，饱和模拟地层水，测定孔隙体积；

（3）岩心于底层温度条件下饱和配制好的模拟油2PV以上，计算含油饱和度，并模拟底层老化；

（4）按不同的方案进行岩心驱油实验，记录各驱替时段的压力变化值、产液量、产水量以及产油量。

三、实验结果及分析

1.聚合物段塞尺寸优选

首先进行了不同聚合物段塞尺寸驱油室内实验，实验结果如下表1所示。

表1 不同聚合物段塞尺寸驱油实验结果

实验方案 水驱阶段

采收率（%） 最终采收率（%） 聚驱提高

采收率幅度（%）

水驱至含水95% 40.07 40.07 0

水驱至含水95%+聚驱0.4PV 39.82 52.19 12.37

水驱至含水95%+聚驱0.5PV 39.93 53.55 13.62

水驱至含水95%+聚驱0.6PV 40.01 55.02 15.01

水驱至含水95%+聚驱0.7PV 39.87 55.54 15.67

从上表的实验结果中可以看出：

（1）与单纯水驱相比，水驱后进行聚驱可以大幅度提高原油的采收率。从宏观上看，注入水中加入聚合物后能够极大的提高注入液的黏度，从而大幅度改善油水流度比，较少注入液的指进现象，扩大了注入液在地层中的波及体积，从而提高宏观波及效率；从微观上看，聚合物溶液所具有的粘弹性能够通过“拉、拽”，将水驱扫过区域内的盲端残余油带入驱替液中，并随之驱替而出，提高了微观上的洗油效率。

（2）注入聚合物溶液的段塞尺寸越大，化学驱提高采收率的幅度也越明显。在考虑油田经济评价的基础上，确定最佳聚合物段塞尺寸为0.6PV

2.最佳转聚时机优选

在确定了聚合物注入PV数的情况下，进行了不同转聚时机驱油实验，实验结果如下表2所示。

从上表的实验结果中可以看出：

（1）在聚合物段塞尺寸相同条件下，转聚时机越早，化学驱提高采收率的幅度也越明显，从以上的实验数据可以看出，最佳转聚时机为水驱含水50%；

（2）在含水率50%的情况下转聚，平均采油速度可在一段时间内保持较高的值，而在含水75%以及95%的情况下转聚时，采油速度会随着转聚时机的延迟而降低。因为我们可以认为，转聚时机越早，油田开发的速度就越快，可以大大节约油田开采成本。

四、结论

1.在聚合物分子量及浓度相同的条件下，注入的聚合物段塞尺寸越大，聚驱阶段提高采收率的效果也越好，但随着段塞尺寸的变大，采收率增幅会逐渐减小，在考虑经济效益的前提下，确定聚驱最佳注入段塞尺寸为0.6PV；

2.转聚时机越早，聚驱阶段提高采收率的效果也越好，最终确定最佳转聚时机为水驱含水50%，此时聚驱提高采收率的幅度为20.21%。

参考文献：

[1]韩大匡，中国油气田开发现状、面临的挑战和技术发展方向.中国工程科学，2010；12（5）：51―57.

[2]王德民，程杰成，杨清彦.黏弹性聚合物溶液提高微观驱油效率的机理研究.石油学报，2000；21（5）：45―51.

大港油田范文第3篇

【关键词】大港数字油田；综合应用平台；信息集成；服务总线；SOA

引言

经过多年的数字油田建设，大港油田建立了覆盖勘探、开发、油气生产、集输、视频监控、经营管理等专业系统，较好地解决了专业信息化问题，为油田公司核心业务的发展提供了有力支撑和技术保障。

由于种种原因，过去分专业路建设的系统相对独立、专业性强，集成度差、多次登录、分散授权、快速准确获取所需信息难度较大、缺乏面向业务的综合信息汇总与统计分析、缺乏支持部门间横向协同决策等问题，信息集成迫在眉睫，解决企业信息集成的关键技术就是SOA-面向服务架构。

1、SOA技术概括

SOA-面向服务的架构，是面向过程、面向对象、面向组件、面向方向技术之后，软件技术在设计理念、架构体系和管理体系的一次飞跃，通过多年的发展，其标准规范体系和技术支撑体系不断完善，在在企业级应用集成中得到广泛的应用。

SOA是一种新型的软件体系架构模式，它是在计算环境下设计、开发、应用、管理分散服务单元的一种规范，它将应用程序的功能单元（称为服务），通过服务间定义的接口和契约联系起来。根据需求可以将松散耦合的粗粒度服务进行分布式部署、组合和使用，使系统变得更有弹性，能更灵活、更快地响应不断改变的业务需要。

SOA架构的关键特性：一种粗粒度、松散耦合服务架构，服务之间通过简单、精确定义的接口进行通讯，不涉及底层编程接口和通讯模型。

2、大港数字油田建设中SOA应用情况

2.1数字油田总体架构

数字油田综合应用平台是数字油田多系统的集成平台，也是数字油田建设成果的集中展现平台。根据油田信息系统实际情况，采用数据、功能、服务和流程集成的策略，实现信息系统在各个层面上的集成，按照业务需求进行功能拆解与模块化处理，通过数据资源池、功能资源池、服务资源池的建立，构建大港油田数据服务总线（DSB）及企业服务总线（ESB），打破信息孤岛，实现功能重构、信息共享及应用集成。

2.2SOA的实施策略

根据中石油统建系统和大港油田自建系统的实际情况，应用SOA技术建立生产管理、协同研究、经营管理、辅助决策四个平台，通过个性化定制，构成数字油田综合应用平台，按照油田主营业务，完成相关服务的调用。

2.3生产管理平台

生产管理平台，集勘探、油藏、采油与地面工程、生产运行等业务于一体，业务覆盖钻井、生产、油气集输、产能建设、电力管理、生产监控、安全、应急管理、修井等全业务领域，初步实现了计划、运行、实时监控、动态跟踪、完成情况分析、优化调整等一系列生产管理活动的闭环管理，有效支撑了勘探开发生产经营与管理。

2.4经营管理平台

贯穿计划、财务、合同、物资等经营管理业务流程，实现了ERP、FMIS、AMIS、HR、CMS等经营管理类信息系统有效集成及高度汇总，为各级管理提供了高效、快捷、准确的经营指标分析。为油田公司、二级单位两级提供经营统计分析功能，集成了经营管理及生产管理跨业务信息，有效盘活了ERP等系统的信息资产，满足领导、职能部门及各单位生产经营管理者业务需求。

2.5协同研究平台

是集油藏研究、工程工艺研究于一体的基础环境平台，该平台建立在数据集成、环境集成的基础上，通过建设统一的数据模型及数据交换平台，面向研究人员实现研究成果共享继承利用的协同工作平台，服务于提高钻井成功率，提高最终采收率，提高新工艺新技术研究应用水平，提高油田开发决策水平的辅助支持，是集勘探开发、钻井实时决策、方案自动生成、效果跟踪分析、方案优化调整全过程闭环管理于一体的智能化平台，该平台目前处于设计阶段。

2.6辅助决策平台

基于数据仓库和商务智能技术，逐步建立支持勘探开发研究、生产管理、经营管理辅助决策系统，实现面向各类主题业务的信息自动汇总、关键指标预警、对标分析、方案跟踪优化调整等功能，提高智能化水平。

2.7个性化工作平台

按照业务职责、安全管理及权限控制，建立了上至公司领导、下至基层操作员工的个性化工作界面，全部实现单点登录、一次认证，实现了信息的高度集成与权限个性管理的有效统一。

3、结束语

目前大港油田基本完成了自建系统和统建系统在系统层面、数据层面、功能层面和服务的集成和资源整合；构建了覆盖有油田公司和二级单位两个层面的生产、经营数据资源池；构建指标体系和报表体系，实现指标数据的定制、同比、环比和异常变化提醒；按照生产经营业务流程，重新组织集成资源，实现生产管理流程化；通过图形化分析和数据钻取功能，为各级领导提供生产、经营辅助决策支持。通过个性化定制，满足各级用户个性化工作需要。

基于SOA架构的公共服务平台的建设是数字油田标准规范体系的技术保障，是规范专业系统建设，实现专业应用服务化、专业数据共享化的前提条件。公共服务平台的建设，将彻底改变大港数字油田专业系统的建设模式，最大限度地发挥信息化对油田勘探、开发、生产、经营管理业务的支撑作用。

参考文献

[1]蒋璐瑾.Web信息集成技术研究与实现[D].华南理工大学，2010年

[2]刘涛.基于SOA架构的企业应用平台研究与开发[D].长春工业大学，2010

[3]陈新发.数字油田建设与实践—新疆油田信息化建设[M].北京：石油工业出版社，2008.7.

大港油田范文第4篇

[关键词]大港油田 滩海 埕北断阶带 油气成藏 成藏模式

中图分类号：TE155 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）40-0029-01

1 勘探概况

埕北断阶带位于渤海湾盆地黄骅坳陷中区东部的南部滩海区， 处于歧口凹陷向埕宁隆起过渡的斜坡带上，勘探面积约1200km2。自20世纪60年入勘探，已发现了明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段、沙二段、沙三段、中生界和二叠系等8 套含油气层系，找到了张东、赵东、羊二庄、友谊、刘官庄、海4井等油田以及张北、张东东、关家堡、埕海和歧东等含油气构造，形成了张东、张东东、关家堡、埕海2个整装效益储量区， 展示出研究区丰富的油气资源和良好的勘探前景。但由于研究区地下、地表条件复杂多变， 勘探控制程度低， 在成藏主控因素及模式等方面认识尚不够深入，制约了勘探的进展和成果的取得。通过应用录井、测井、地震、测试和分析化验资料，对研究区油气富集规律研究，明确主控因素和勘探潜力，这将对该区下一步勘探优化部署提供依据。

2 油气主控因素分析

2.1 构造特征

埕北断阶带位于歧口凹陷南缘， 继承性发育的断阶构造， 为油气运移以沿侧向、垂向、不整合及混合供油提供了有利的地质背景，研究区位于埕宁隆起北斜坡部位，充足的物源条件，砂体发育为油气富集提供了良好的储集空间。钻探证实， 埕北断阶带具有含油层系多、油气藏类型丰富， 纵向叠置， 平面连片的宏观特点。油气的这一分布格局受多种因素控制， 其中构造和储层是主要因素。

1）长期发育的主干断层

长期发育的主断层控制油气宏观分布，其断层几何形态、活动特点影响油气纵向分布。主干断裂以NE和NEE向为主，主要有张东、海4、赵北、羊二庄等断层，分别形成了张东张东东构造带、海4井构造带、羊二庄关家堡赵东构造带， 它们在古地质背景影响下发育了断鼻、断块、背斜、岩性、不整合面等多种圈闭类型；从目前已钻探的油气藏分布特点看， 油气主要分布在主控断层两侧的圈闭中，而上第三系油气分布受断层晚期活动影响较大，一般主要分布在断距大、活动期长的主控断层两侧。同时断面几何形态影响油气纵向分布； NE 走向座椅状主控断层与其倾向相反的次级断层构成油气垂向运移通道，油气富集于主断层下降盘， 如羊二庄区油田； EW 走向的座椅状断层油气主要富集在中深层，如张东油田；铲式主控断层与其倾向相反的次级断层构成油气垂向运移通道，油气富集于长期活动断层两侧的圈闭中。

2）有利的储盖组合

研究区储盖组合十分有利。中生界中下侏罗统为河流相沉积， 砂体发育， 单砂层厚度30～ 60m，横向分布稳定，物性好，测井孔隙度为16%～ 20% ，渗透率（300～ 600）x10- 3μm2；发育北东走向的张东东、张东两个主河道，该段纵向上呈下粗上细的正旋回，构成了良好的储盖组合。受埕宁隆起古地貌及母岩性质控制，下第三系沙三段和沙二段发育水下扇砂岩体，储集砂体相对发育，砂岩厚60～ 120m，沙一段发育区域性盖层，构成了有利的储盖组合。上第三系明化镇组、馆陶组河流相砂体发育，砂体分布广泛，单砂层厚度大、储集物性好，为高孔高渗型储层。其中馆陶组储层单砂层厚度5～ 25m，孔隙度一般大于25%，渗透率为（19～ 7919）x10- 3μm2。明化镇组储层单砂层厚度5～ 38m，孔隙度一般大于25%，渗透率可达8400x10- 3μm2。馆陶组内部泥岩和和明化镇组下段厚层泥岩可作为馆陶组和明化镇组的盖层，构成了良好的储盖组合。上述储盖组合与圈闭相匹配，奠定了滩海区纵向上多层系含油的基础，为复式油气集聚奠定了基础。

3）油气运移通道发育

研究区发育断层、不整合面、砂岩输导层等多种油气运移通道，控制了油气运移方向。埕北断阶带宏观上发育东部海域与西部陆地两个油气成藏系统。东部以歧口凹陷为油源，油气顺台阶向南由赵东向关家堡及其以南地区运移，形成第一个油气运移通道；西部以歧南次凹为油源，沿张东油田、羊二庄油田至刘官庄油田组成第二个油气优势运移通道，进而形成两个油气富集带。

3 成藏模式研究

埕北断阶带具有成藏期晚的特点。不同的构造部位，油气运移模式不同，影响油气富集层位。受断裂结构的影响，不同部位油气运移模式不同。下第三系地层沿断阶向隆起部位超覆， 上第三系地层直接覆盖在隆起部位的中生界和古生界地层之上。受该背景控制，研究区发育上、下第三系、下第三系与中生界、中生界与古生界等多个不整合面，断裂、不整合面及砂岩疏导层三者不同的配置关系，构成了埕北斜坡带多种油气运聚方式。

油气垂向、水平交替运移及沿盆缘边界断层、不整合面运移是埕北斜坡带油气运移的重要方式，受其影响，不同的构造部位，油气运移模式有所不同，因而油气富集的层位略有差异。如在关家堡地区，总体表现为受羊二庄南断层控制的背斜圈闭，埋藏浅，下第三系地层本身不具备生烃能力，主要靠歧口凹陷运移为主。由于该区处于隆起区，发育上、下第三系、下第三系与中生界、中生界与古生界等多个不整合面，由于时间长、风化淋滤充分，可形成不整面附近的高孔渗储层带，为油气运移提供了通畅的运移渠道。但由于断层晚期活动的微弱性，油气纵向运移条件较差，因此油气主要富集在不整合面附近，如庄海1X1、庄海2X1、庄海5等油藏；而赵东地区由于羊二庄断层持续的活动性，油气运移以垂向位移为主，油气主要富集在断层两侧圈闭中，且以上第三系为主。以此分析，张东东地区由于位于歧口凹陷油气向南运移的第一个台阶区，以长期发育的海4断层作为主要的油源断层，可将不同层位的圈闭贯穿起来构成纵向上多含油层系、多油水系统、深浅含油的复式聚集带。

4 结论

勘探实践表明，埕北断阶带油气成藏地质条件优越，具有含油气目的层多，油气藏类型多样， 纵向叠置、平面连片，油气复式聚集的特点。油气藏形成的主要控制因素为：充足的油气源、良好的储集条件和储盖组合、基岩潜山背景下的断阶构造、长期继承性发育的断层等， 其中，断层和盖层是控制油气纵向成藏的关键因素；基岩潜山背景下断阶构造和输导体系是控制油气横向成藏的关键因素。油气富集规律为：平面上，油气沿近东西、北东向主断裂展布；纵向上，油气自北向南、自西向东呈阶梯状分布；储层厚度和物性以及砂体类型控制油气富集程度；圈闭的位置与砂体形态控制油气藏的厚度与含油范围；泥岩盖层控制了油气富集的层位；复式输导体系决定了不整合面上下是油气富集的有利部位；埕北断阶带断裂、不整合面及砂岩输导层三者不同的配置关系，构成了研究区多种油气运聚方式。

大港油田范文第5篇

关键词：节能型变压器；损耗；油田；电力系统

中图分类号：TE43 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）35-0162-02

变压器是输变电系统中的主要设备之一。它是一种静止的电器，其原理是在共用的铁芯上绕着两个或两个以上的线圈，通过电磁感应的作用，把某一种等级的电压与电流改变成另一种等级的电压与电流的装置。其作用是升高电压，远距离输送电能，当电能输送到用电地区后，变压器又可以把电压降低，为满足用户需求，将电能送给用户。变压器的总容量很大，一般情况下，其总容量为发电容量的6倍左右。由于容量大，且运行中的变压器技术指标落后，故并不能满足供电系统的要求，其损耗几乎达到线路总损耗的18%～20%，降低变压器损耗以提高变压器效率，是节约电能的关键环节之一。使用低损耗变压器，对于实现旧变压器的更新换代，具有重大意义。

而如何能够降低变压器的电能损耗，达到经济运行的最佳状态呢，文章从三个方面予以论述。

1 降低空载损耗，改变铁芯结构

虽然变压器的空载损耗仅占总损耗的三分之一，但它不随负载而变化。这对于中小型变压器降低空载损耗就更为明显。一般规定变压器的空载损耗Po=KcPcGc。因此，若要降低空载损耗必须降低铁芯的重量Gc，单位的损耗Pc和工艺系数Kc，还需要采用性能很好的硅钢片。故我们可采用单位损耗较小的优质冷轧硅钢片降低变压器的空载损耗，另外还要降低工艺系数，有效利用硅钢片材料的优势性能，尽量使磁通沿着硅钢片轧制方向通过铁芯所有接缝。

2 降低负载损耗，改进绝缘结构

变压器的负载损耗占总损耗的70%～80%，数值很大，一般规定变压器的负载损耗近似为线圈电阻损耗，所以负载损耗为： Pk=KmδGm

降低导线的重量Gm、电流密度δ和与导电率有关的系数Km，也可以达到降低负载损耗的目标 。在此要做到，适当降低电流密度，改善绝缘结构，缩小绝缘的体积，提高线圈填充系数，减小线圈的尺寸，如此以减小损耗。在低损耗变压器中应用圆筒式线圈层间及高、低压间采用瓦楞纸板做油隙的方式，代替撑条来缩小绝缘尺寸，负载损耗大小与铁芯尺寸变化成正比。

3 合理选择变压器运行方式，进一步节能降耗

根据变压器经济运行条件调整用电负荷，合理地选择变压器的运行方式，可以使得损耗最大限度地降低。变压器若为两台或两台以上并列运行，则须依据合理的技术性能参数选择运行方式，并以总损耗量最小的原则，合理分配各台变压器的负载。季节性运行的变压器，应在非生产季节停止运行，即便因特殊情况不能停运，也应配用小容量变压器或变容量变压器；变压器平均负荷率若小于30%，则经过严谨的技术经济评价工作后，可更换为相应容量的节能变压器。

3.1 节能型、非节能型变压器在功率损耗上的对比

现以容量较小的节能型、非节能型变压器为例，通过比较就可以看出短路损耗与空载损耗有所不同，具体数据对比如表1所示。

从表1数据中看出：在同等容量的情况下，节能型与非节能型变压器的短路损耗，空载损耗有着很大的差别。经计算，200 kVA节能型变压器比非节能型的短路损耗减少483 W，空载损耗减少445 W；250 kVA节能型变压器比非节能型的短路损耗减少684 W，空载损耗减少658 W；315 kVA节能型变压器比非节能型的短路损耗减少717 W，空载损耗减少758 W；400 kVA节能型变压器比非节能型的短路损耗减少504 W，空载损耗减少725 W。这充分说明节能型变压器比非节能型变压器的短路损耗、空载损耗都低，损耗降低数值如表2所示。

短路损耗降低率=（非节能变压器短路损耗-节能变压器短路损耗）/非节能变压器短路损耗*100%。

空载损耗降低率的计算方法同上。

从表2数据中看出：200 kVA变压器节能型的比非节能型的短路损耗降低12.71%，空载损耗降低45.26%；250 kVA变压器节能型的比非节能型的短路损耗降低14.83%，空载损耗降低49.72%；315 kVA变压器节能型的比非节能型的短路损耗降低13.1%，空载损耗降低49.72%；400 kVA变压器节能型的比非节能型短路损耗降低8.0%，空载损耗降低45.31%。

3.2 节能型低损耗变压器在油田各变电所的推广应用

我油田电力系统中有大量的主变压器，主要分布在油田的二十多座变电所，1994年以前全部为非节能变压器，它不仅自身损耗大，还增加了网损，影响了电压的质量。近年来，我油田十分注重供电管理，不断加强了对变电检修人员的技术培训工作，并起到了最佳效果，用我们的技术和实力逐步对分布在全油田二十多座变电所的非节能型主变压器进行了更换，截止目前除港东11万、港炼、枣园、王徐庄等十几座变电所自投产改造时直接为节能型变压器外，现已逐步将港西、西二、羊三木、板桥、王官屯、小集、东二、枣二联、滨南、官八零、中心区等13座变电所的24台变压器全部更换为节能型变压器。

变压器年耗电量损耗计算公式为：

Wy=H（P0+βPk）

式中：H为变压器年运行小时；取8 760 h；P0为变压器空载损耗kW；β为负载系数10 kV为53.4%，35 kV为67.57%；Pk为变压器额定时的负载损耗，kW。

节能型变压器年损耗 Wy=8 760×（4.75+0.6757×27）=149 598 kWh

高损耗变压器年损耗：Wy=8 760×（10.8+0.6757×34）=230 592 kWh

由此计算方法得：一台3 150 kVA的节能型变压器年电能损耗为149 598 kWh，而非节能型变压器年电能损耗为230 592 kWh，相对节能型比非节能型变压器每年要少耗电能80 994 kWh，按每度电为0.48元计算可折合资金38 877.12元，两台就节省资金77 754.24元，所以，24台节能变压器总容量为172 300 kVA，应节省的损耗为

4 430 243 kWh，若每度电按0.48元计算，可节省资金

2 126 516.64元，按变压器使用年限为10 a计算，可节约资金21 265 166.4元。事实证明：节能型变压器的容量越大，台数越多，节能效果就越好，为此，大力推广使用节能型变压器是很有必要的。

非节能型变压器的运行，能造成电能损耗的增大，降低电网的效率，同时也浪费电力资源。而节能型变压器的短路损耗、空载损耗要比非节能型变压器的损耗小的多，自然损耗率就低，因此在电力系统中的节能效果最佳，是我们今后实现节能增效的最佳途径之一。

加强节能型低损耗变压器在油田电力系统中的应用，不仅能为油田节约了大量的资金，而且可以确保油田供电运行的连续可靠运行。只有加强电力资源管理，充分利用现有设备，全面实行对供电系统的高科技管理，彻底实现经济运行，降低变压器损耗，才是节约能耗的重要途径。