低渗透区块论文
低渗透区块论文（精选5篇）
低渗透区块论文 第1篇
A区块位于B油田背斜翼部地区, 含油面积13.99km2, 地质储量960.0104t。平均有效孔隙度16.15%, 平均空气渗透率8.110-3μm2, 原始饱和压力6.75MPa。
A区块基础井网采用300m300m反九点面积井网, 截止加密前的2004年, 区块共有油水井155口, 其中油井106口, 开井88口, 综合含水28.6%, 采油速度0.37%, 采出程度12.99%;注水井49口, 开井45口, 日注水17m3, 注水压力14.6MPa。
A区块属于低渗透扶余油层, 由于砂体分布相对零散, 导致300300m井网对砂体的控制程度较差, 在注水开发过程中暴露出出以下主要问题:一是压力传导慢, 注采压差逐年增加。区块注采压差由1990年6.4MPa上升到2004年的16.3MPa。二是压裂增油效果逐年变差。在1991~2003年期间, 共计重复压裂73井次, 单井有效期从1991年的11个月到2003年的3个月, 有效累积增油量从1991年的681t下降到2003年的150t。
2 加密调整设计
A区块在基础井网开采过程中暴露出的主要问题表明, 原300m井网对砂体的控制程度较差是制约区块开发效果改善的根本因素。根据低渗透油田开发理论及开发实践, 通过缩小井距, 提高井网对砂体的控制程度, 是改善和提高此类区块开发效果的有效途径。
首先, A区块存在加密调整的必要性, 一是300m井网条件下二类和三类油层水驱控制程度和水驱储量动用程度较低, 改善和提高区块开发效果难度较大;二是300m井网条件下只注不采或只采不注型及单向受效型储量所占比例较大。
其次, A区块加密调整也是可行的, 一是加密井区I、II类油层分布较稳定。加密区I、I I类油层发育6个, 单井钻遇有效厚度平均为7.0m;二是加密井区采出程度低, 含水低, 加密调整余地较大;三是通过加密缩小井距后, 可以降低渗流阻力, 有利于压力疏导。
根据区块沉积微相、微幅度构造和水淹状况等精细地质研究成果, 结合区块和井区动态情况, 依据井网部署原则和经济、技术井距评价结果, 通过对加密井区砂体厚度预测和布井方案优选评价, A区块设计采用在原井网4口井对角线交点加密的方式, 加密调整方案部署加密油井82口, 同时老油井调整转注9口。
加密区设计油水井总数200口, 其中油井154口, 注水井46口。加密调整后井网密度达到21.46口/k m2, 单井控制地质储量3.77104t, 单井控制可采地质储量0.91104t。
3 加密后开发效果分析
A区块的8 2口加密油井于2 0 0 5年底全部投产, 建成产能3.69104t。截止2011年底, 加密井年产油2.04104t, 累积产油14.84104t, 综合含水50.7%。
3.1 注采系统进一步完善, 水驱控制程度提高, 水驱动用程度改善
A区块已加密区通过加密和注采系统调整, 水驱控制程度进一步提高, 从加密前的77.0%提高到加密后的82.9%, 提高5.9个百分点。其中单向水驱储量由25.2%下降到20.9%, 降低了4.3个百分点;双向连通比例由23.4%上升到28.1%, 提高4.7个百分点;多向连通有效比例稳定在50.9%, 油层动用状况进一步提高。 (表1)
3.2 油层憋压状况改善, 地层压力回升
加密后由于注采井距的缩小, 有利于压力传导, 油层憋压状况得到缓解, 注水压力由加密前的14.0MPa降到加密初期的1 2.5 M P a, 目前稳定到1 3.4 M P a。水井加密前后对比, 注水井静压由22.47MPa降到19.54M P a, 目前保持在20.34M P a;注采压差由15.67MPa下降到12.05MPa, 目前为12.39MPa。
井距缩小后, 油水井间有效驱动压差增大, 油层动用状况得到缓解, 对比12口井吸水剖面资料, 吸水厚度百分数由59.5%增加到75.3%, 吸水层数百分数由57.7%增加到69.2%。
3.3 区块日产油、采油速度及采收率提高
A区块已加密井区加密前核实日产液121.1t, 日产油87.2t, 平均单井日产油1.1t, 含水28.0%, 采油速度0.40%。井区共投产加密井82口, 投产初期井区核实日产液292.6t, 日产油207.2t, 含水29.2%, 采油速度提高到0.95%, 提高2.4倍。目前加密井区核实日产液240.3t, 日产油141.8t, 含水41.0%, 采油速度保持在0.65%, 预测最终采收率由17.63%上升到24.22%, 提高了6.59个百分点。
4 结论
A区块针对具有加密潜力的一、二类油层, 依据沉积微相、微幅度构造和水淹状况等成果, 结合井网与裂缝方向的匹配关系, 设计采用在原井网对角线交点加密的调整方式。经过加密调整, 区块水驱控制程度提高5.9个百分点, 多向连通有效比例达到50.9%, 建立有效水驱体系。在平面上缓解油水井之间的憋压状况, 注采压差降低了3.3~3.6M P a;在纵向上改善了注入剖面, 水井吸水厚度、吸水层数分别增加15.8和11.5个百分点。区块采油速度从0.37%提高到0.65%, 水驱采收率可提高6.59个百分点。
A区块加密调整实践表明, 对于具有一定加密潜力的低渗透储层, 通过加密调整缩小井距, 可以有效地建立水驱体系, 改善区块总体开发效果。
参考文献
低渗透区块论文 第2篇
新立油田低渗透油层裂缝测井识别方法
裂缝的测井识别技术一直是油藏工作者研究的重点,目前应用一些新技术可以有效地识别解决,但是受资料数量限制,无法规模应用.在对大量现场测井、录井、生产动态资料、油藏监测资料分析研究基础上,重点对裂缝在电阻率测井、声波测井、地层倾角测井等的测井响应特征,进行了系统分析研究,通过选择反映裂缝特征敏感性的测井参数,应用图版法、判别分析法、神经网络法对裂缝进行定量识别研究,并以图版法为例进行说明.根据测井响应特征研究和图版交会法所确定的标准,对现场实际数据进行判别分析,确定了适合的`测井识别方法.裂缝测井识别方法的研究,对今后储层改造方案和注水开发方案的制定具有重要指导意义.
作 者：吴琼 林冬萍 于春燕 赵翠萍 韩玲 WU Qiong LIN Dong-ping YU Chun-yan ZHAO Cui-ping HAN Ling 作者单位：吉林油田分公司,新立采油厂,吉林,松原,131109刊 名：大庆石油地质与开发 ISTIC PKU英文刊名：PETROLEUM GEOLOGY & OILFIELD DEVELOPMENT IN DAQING年，卷(期)：26(2)分类号：P631.8关键词：低渗透 裂缝 测井识别 方法 新立油田
低渗透区块论文 第3篇
关键词：低渗；高含水；成因；准中1区块
中图分类号：TE357.45 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）11-0172-02
准中1区块位于准噶尔盆地腹部地区，构造上处于盆1 井西凹陷深洼区。其主要产油层系为侏罗系三工河组二段，为一套三角洲相为主体的沉积物，砂体推进过程中形成的位于构造上倾方向的致密层可以为构造一岩性复合油藏提供有效的侧向封挡。砂体之间的致密隔夹层使各单砂体之间互不连通，形成彼此独立的油藏。试油过程中发现，本区油气富集规律复杂，因此为了更好的指导勘探，开展低渗储层高含水成因研究，对低渗储层的勘探开发具有重要的研究意义。
1 准中1区块低渗油藏特征
1.1 油藏类型
8口完钻探井中除沙1井百口泉组油藏试油获得低产油流外，其余7个探井均在三工河组二段一砂组或二砂组试油获得工业油气流。目前通过试油结果的分析，认为本区三工河组J1s22油藏类型属岩性—构造层状油藏，不具统一油水界面，上倾方向主要受岩性隔（夹）层控制，下倾方向受构造控制。所有井试油层段均为含水油层或油水同层，尤其是庄101井出现了油水同层之上存在水层的现象，这是层状油藏最明显的特征。
1.2 流体性质
本区不同井区三工河组J1s22油藏原油性质略有差异。地面原油密度（20℃）分别为0.8 329 ～0.8 886 g/cm3，粘度（50 ℃）分别为5.568～38.0 MPa.s，凝固点分别为16～11 ℃，含蜡5.94%～12.62%。总的来说，属中-低密度、低粘度、中等凝固点的石蜡基原油。根据庄1井高压物性分析资料：地层原油体积系数1.383，地层原油粘度0.69 mPa.s，饱和油密度0.694 g/cm3，溶解油气比110.6 m /t。据地层水性质分析资料，总矿化度17 492.2～26 029.3 mg/l，氯离子含量8 079.34～15 037.5 mg/l，水型为NaHCO3型。
1.3 温压特征
据实测压力、温度资料分析，庄1井区J1s22油藏原始地层压力42.24～43.125 MPa，饱和压力15.36 MPa，压力系数0.979～
1.0 264，地层温度101-105℃，属正常压力系统。
2 准中1区块高含水原因分析
2.1 油气运移效率对油藏高含水率的影响
中1区块J1s2储层现今压力为常压，流体包裹体古压力恢复表明，在地质历史时期中，压力系数主要分布在0.9～1之间，未曾发育异常流体。因而，在静水压力系统下，浮力是油气运移的主要动力。
油气在浮力作用进入圈闭发生运移和聚集，受浮力和圈闭内储层毛细管力的联合控制，油气总是沿毛细管阻力最小的部位突破，一旦毛细管力大于浮力油气将停止运移，只有运移通道内油气持续供给，使得连续油柱高度大于运移前缘毛细管阻力时油气才能继续充注。因而，通常油藏中物性最好的孔隙被油气优先占据，而细小的孔隙仍旧充满水，油气驱替这部分孔隙内的水形成纯油藏，必须有足够的油源供给，才能达到足以进入物性较差储集空间的临界油柱高度。不同储层毛细管力特征不同，临界油柱高度大小有所差异，据庄103井平均相渗曲线和平均毛管压力曲线换算，该油藏形成纯油层所需临界连续油柱高度大于125 m。因而，如果圈闭所在位置的油气运移效率较低，油源供给不充足，尚未达到油藏饱和的临界油柱高度，油藏形成油水过渡带，储层内物性好的孔隙充满油，而细小孔隙具有较高的束缚水。
莫西庄地区J1s2试油以油水同出为主，油水分异性差。根据油气成藏过程的分析，J1s2油气主要来自深部二叠系源岩及油藏破坏，属于他源次生油藏，油源供给不足可能是油藏含水率高的原因之一。
2.2 夹层有效性控制了油藏的油水分布
若假定油源充注，夹层封堵的有效性应是控制油藏油水分布的主控因素。研究区三类隔夹层具有不同的发育特点，钙质夹层厚度一般小，出现的频率较低，尽管封堵能力较强，但由于具有较强的随机性，往往不连续分布；泥质岩类和细粒物性类受沉积控制作用明显，分布频率较高，侧向封堵有效性对油气水分布具有重要的控制作用。根据隔夹层发育特征的差异，可能存在四种情况：
①若隔夹层连续性差，未能形成有效的侧向遮挡条件，夹层仅作为其下部砂体内油气运移的垂向边界，油气进入该砂体后从夹层不连续的部位进入上倾方向的其他砂体，储层只作为运移的通道，油藏以含水为主。该情况下，储层尽管可以见到油气显示，但试油结果为水层。
②若隔夹层较为连续构成了侧向遮挡条件，但有效圈闭幅度小，也是导致油水分异差的重要原因。受浮力和毛细管力的联合控制，油气进入圈闭后先占据物性最好的孔隙空间，物性较差部分仍被水占据，随着油气柱高度增加，逐渐进入相对较差的储集空间，只有油气柱达到临界高度时，才能形成纯油层。因而，如果夹层形成的遮挡圈闭高度低于饱和油藏所需要的连续油柱高度，一旦油气柱超过圈闭高度后油气不再继续充注，而是进入相对容易发生运移的储层或圈闭，导致油藏以油水共存为主。
③若隔夹层侧向上形成了较大幅度的遮挡圈闭条件，夹层封堵能力控制了油藏油水分布，特别对细粒物性类夹层而言，夹层排替压力相对较低，在未达到饱和临界油柱高度之前，油柱产生的浮力大于夹层排替压力， 油气将突破夹层进入上顷方向的砂体， 油藏不形成纯油层，而是油水过渡带，表现为油水同出特点。在显微镜下，夹层砂岩中能观察到熒光和含烃包裹体，表明油气曾经穿过夹层运移，推测细粒砂岩类夹层封堵能力不足是导致研究区油水同层的重要原因。
④在夹层遮挡圈闭高度大于临界饱和油柱高度的情况下，若夹层具有较好的封闭能力，特别当泥质夹层构当遮挡条件时，夹层排替压力足以保证充注油气的连续油柱大于油藏临界饱和高度，能在油藏顶部形成纯油层，油层高度取决于油气柱浮力和夹层排替压力的差值。显然，若要形成纯油层，夹层必须构成较大幅度的遮挡圈闭，且具有良好的封堵能力，而中部1区块J1s2因河道频繁迁移，砂体内夹层分布稳定性较差， 多数夹层遮挡圈闭的幅度和封闭性难以满足此要求，这可能是中部1区块只发现少量纯油层的原因。
综上所述，夹层侧向封堵条件对中部1区块J1s2油藏高含水的具有重要的控制作用，夹层连续性差-未能形成有效遮挡，侧向遮挡圈闭的幅度低，夹层相对封堵能力不足导致了大多数油藏的油水分异性差，试油段处在油水过渡带可能是试油高含水的主要原因。
3 结 语
通过对准中1区块油藏特征研究及其油藏含水率特征分析，认为准中1区块油藏高含水主要是两点：
①油源供给不足；
②夹层相对封堵能力不足。
参考文献：
[1] 郭鸣黎，程东风，李大勇.文25东复杂断块油藏剩余油分布研究[J].江汉 石油学院学报，2003，（3）.
低渗透区块论文 第4篇
大庆L试验区块属低渗透油田,平均渗透率4.1910-3μm2,有效孔隙度14.5%,含油饱和度51%,原始地层压力10.3 MPa,饱和压力7.1 MPa。该区块于1995年10月投产,1996年2月转入注水开发,从注水开发效果看,油井未见到明显的注水效果,产量和地层压力呈下降趋势。油井初期产量较低,吸水能力低,不能建立有效的驱动体系[1,2,3]。
试验区块自投入开发以来,采取强化注水、分层注水的政策进行开发,1997年开始采取高注水强度、高注采比的开发政策,年注采比由2.29提高到3.38,同时采取了油井压裂、换泵等增产措施,但采油速度仅有0.66%。1999年9月开始进行采用150 m150 m反九点法面积井网。
2井网部署研究
从储层动用状况看,L区块储层在注采井距为100150 m之间仍然建立不起有效驱动体系。根据基础井网的布井方式[4,5,6],按照合理油水井数比要求,对150 m150 m井网设计二次加密方案:75 m75 m五点法井网和75 m75 m反九点注采井网。
2.1 五点法井网的各向连通砂体占水驱控制储量的百分数与井距的关系
计算加密后各类连通砂体占总的水驱控制储量的百分比,结果见表1。随着井距的减小,双向和多向连通比例增加,单向连通比例减少很快。当井距为300 m时,单向连通比例为37.21%,多向连通(双向和三向)比例为62.79%;井距为75 m时,单向连通比例下降到10.68%,多向连通增加到89.32%。
2.2 五点法井网水驱控制程度与井距的关系
根据低渗透油田砂体分布统计数据,L区块加密前300 m井距条件下,平均水驱控制程度为82.54%,拟合参数aCs=523.58。由公式
2.3 五点法井网有效驱动系数与井距的关系
根据η=1-F(k下)可计算得到各井距下各向连通的有效驱动系数,见表3。
从表3中可知,L区块300 m井距条件下,注采压差大约为20 MPa左右,水驱能够有效控制到的储量占31.55%左右;随着井距缩小,在同样的注采压差条件下,能够有效动用的油层渗透率下限也随着减小,井距降到70 m时,能够有效动用油层的渗透率下限为1.010-3μm2左右,在此渗透率以上有效动用水驱控制储量增加到97.39%。
2.4 五点法井网水驱采收率与井距的关系
低渗透油田L区块五点法加密水驱采收率与井距计算结果见表4。
根据表4和图2,对于L区块,目前300 m井距下,平均有效驱动系数为0.4,有效水驱控制程度只有31.55%,水驱采收率为9.54%;如果五点法加密方式,井距缩小到150 m,有效驱动系数增加到0.75,有效水驱控制程度提高到75.14%,水驱采收率为22.96%;如果采用五点法加密,井距缩小到70 m,有效驱动系数增加到0.97,有效水驱控制程度达到97.39%,水驱采收率为29.77%。
2.5 反九点与正五点井网开发指标的对比
反九点井网由于其适当的油水井数比及其灵活的后期调整余地,在矿场得到了广泛的应用(见图3)。加密后,注采井数比由原来的1∶1转变为1∶3。
对比表4与表5可知,在相同井距和井网密度条件下,五点法与反九点井网的驱替效果存在明显的差别,见图4。五点法井网的水驱控制程度、水驱采收率均高于反九点面积注采井网,且在其它条件相同时,水驱控制程度的差别随井距增大而增大,但增幅逐渐减小;随着井距变小,这种差别逐渐接近于零。在其它条件相同时,水驱采收率的差别随井距的增大先变大后减小,呈现一峰值,该峰值对应井距180 m左右,即在注采井距为180 m左右,推荐采用正五点注采井网。
3 结论
(1) 对于L区块,300 m井距下,平均有效驱动系数为0.4,有效水驱控制程度只有31.55%,水驱采收率为9.54%;采用五点法加密方式,井距缩小到150 m,有效驱动系数增加到0.75,有效水驱控制程度提高到75.14%,水驱采收率为22.96%;
(2) 二次加密计算结果表明,采用五点法加密,井距缩小到75 m,有效驱动系数增加到0.97,有效水驱控制程度达到97.39%,水驱采收率为29.77%。
(3) 在相同井距和井网密度条件下,五点法与反九点井网的驱替效果存在明显的差别。五点法井网的水驱控制程度、水驱采收率均高于反九点面积注采井网。
参考文献
[1]朱圣举,刘宝良.确定低渗透油藏合理井网密度和极限井网密度的新方法.特种油气藏,1999;6(1):15—17
[2]贺凤云,刘妍,黄善芹,等.模拟改善大庆油田朝45区块的开发效果.大庆石油学院学报,2000;24(4)
[3]邓明胜,汪福成,迟田立,等.朝阳沟油田裂缝性低渗透油田井网适应性研究.大庆石油地质与开发,2003;22(6):27—29
[4]姜秀芬,张允秀,任继荣,等.二次井网加密调整效果分析.大庆石油地质与开发,1995;03:53—55
[5]曹仁义,程林松,薛永超,等.低渗透油藏井网优化调整研究.西南石油大学学报,2007;04:67—69
低渗透区块论文 第5篇
1 气压定量运行, 减少产量波动变化大
桩74块油井升温井47口, 大小升温炉109台, 每天用气量在7100m3, 在接转站低气压或气压波动波动较大时, 由于井距远、升温炉多等特点, 调整炉火工作量大, 平均单站调整炉火时间为2.2h, 并且还要进行跟踪复查, 影响时间长、调整周期长, 直接影响接转站交油。针对这个现象, 一是采取了高气压运行;二是采取气压定量运行方式, 接转站气压预警值由以前的0.03-0.04Mpa改为0.05Mpa, 在接转站气压预警时, 根据每日运行的套管气储备明细表安排班组有序向系统内补充, 并组织排查管线是否破漏、外单位是否盗气、是否有停躺井等, 确保气压在最短时间内恢复到预警值以上, 既减轻了职工来回调整升温炉炉火的劳动强度, 又确保了升温炉在恒压下升温运行, 避免了系统温度忽高忽低、管线液体流速忽快忽慢的现象, 实现了接转站的系统平稳运行。
2 温度适量运行, 降低原油流动阻力, 提高原油输送能力
桩74块油井最高凝固点在57℃, 平均含蜡量在21%, 平均单井液量9.1t/d, 而且井间距离远单井管线长, 管线内流体流动速度较慢温降大, 如果升温不到位就会出现原油附着在管壁上, 管径缩小回压上升, 严重堵塞管线, 对应的接转站会出现含水上升、产量下降等现象, 造成产量随着升温的变化而出现较大变化, 相应的就会增加接转站值班职工加密化验跟踪含水、采油班组夜间打盗油、油井加密计量以及其他方面的排查等工作量。在生产过程中, 将升温作为桩74接转站降低计量误差的首要工作, 将油井炉子升温值控制在60至80度之间运行, 既保证管线内原油温度在凝固点以上流动, 又杜绝了由于高温运行造成的炉子使用寿命短现象, 通过每天进行末端温度分析, 落实全年升温制度, 产量波动较少, 既有效的保障了交油量, 又减轻了职工的劳动强度。2011年3月中旬在74接转站气压不稳的情况下, 影响了整体系统的升温, 个别炉子升温不到50度, 接转站全天产量下降了10吨左右, 通过放套管气自用、加大升温点的检查、各线进行提温等措施, 在生产动态没有变化的情况下, 接转站油量得到了持续的提高, 不到一天时间就恢复到了正常数值。经验与教训同时证明了升温是影响桩74接转站计量误差的最关键因素。
3 掺水准量运行, 降低接转站微机冲击, 提高计量准确性
桩74区块掺水油井27口, 油井总掺水量328方/天, 系统掺水量增加会影响接转站进液微机含水及交油, 同时影响油井温度达标, 导致进站温度降低, 还会增加设备电量。单井掺水量少就会造成油井液体在管线内流动慢, 井口回压上升, 严重了就会堵塞管线。始终将掺水管理做为一项重点工作来抓, 从投入上全部更换为计量等级相对高的一诺水表, 提高了计量准确性;从制度完善将掺水点作为重点巡检点, 资料室白天做好水表底数的检查对比, 并严格绩效考核;从运行方式上, 在做好掺水瞬时调整的同时, 计量站通过分离器计量产量监控油井掺水量, 做到了双线监控;从季节生产上, 在夏季对能够停降掺水的油井, 通过油井液量、含水、管线长度等相关数据分析论证, 优化实施停降掺水, 减少水量对接转站微机含水的冲击。通过以上四个方面的工作开展, 油井实现了正常生产, 接转站实现了平稳运行。
4 套压限量运行, 降低油井气锁影响, 提升泵效及系统气压
桩74区块具备套压生产油井36口, 套压能够达到1.0Mpa以上油井19口, 其中含间隙出油油井12口。油井套管气在采油队既是宝贝又是蛀虫。油井套压过高会造成油井液面加深, 供液不足严重或者逐渐变为受气体影响, 间歇更加严重, 产量明显降低, 计量时间变的更长, 班组摸间隙规律更加困难。套压过低, 容易产生油井液量倒灌, 影响产量, 且在接转站气压较低时, 无法补充系统气量。如何在系统套管气与单井产量中合理配置十分重要, 通过对比跟踪功图液面情况, 分析套管气对低含水油井影响较大。受接转站源头气压波动影响, 生产中桩74块油井需储存套管气生产, 在气压不稳, 或者温降情况下有序合理安排放套管气, 保证系统升温。将桩74区块所有油井, 按含水由低到高排列, 分析油井套压恢复规律, 制定好套管气储备明细表, 将低含水油井科学安排, 按计划有序的套放。放套管气工作的实施, 使油井套管压力降低, 减小了油层表面的回压, 使更多的油气混和物流人井筒, 使动液面上升, 泵的沉没度增加, 并降低了井简内的混和物的含气量, 提高了泵效, 增加了产量, 杜绝了油量预警职工排查管线、做盗油迹象、计量等排查工作量。
5 实施效果
(1) 通过从地面到地下、从系统到单井的全面系统分析, 坚持“四量”管理方法的实施, 减少了管理因素对产量的损失, 杜绝了产量大起大落现象, 实现了桩74接转站产量平稳运行, 计量误差对比由2010年的18.3%降到了目前的2.2%。
(2) 确定接转站日产量、首端气压、末端温度、油井套压等预警目标值, 工作实现了严细不漏项, 接转站动态、油井升温、职工劳动强度等系统生产管理实现了良性循环。
(3) 落实产量一日三分析制度, 完善接转站预警体系, 运用油井升温过程管理评价指导书、季节生产评价指导书, 落实执行产量运行基本程序, 提升了运行质量。
(4) 根据季节生产的特点, 实现管理重点季节转移, 落实雨季、冬季生产管理节点, 实施停井分因素评价体系, 减少因停井造成的产量损失, 促进了标准化行为的落实, 提升了管理水平。
摘要：低渗区块油井间歇严重, 造成计量误差大, 本文以桩74区块为例, 通过分析影响产量的因素, 找出管理中的“短板”, 持续改进, 低渗区块运用“四量”管理法降低接转站计量误差, 计量误差由18.3%降到了2.2%, 并总结出了一套低渗区块产量平稳运行办法。
关键词：计量误差,低渗区块,气压,温度,掺水,套压
参考文献
低渗透区块论文
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