一起典型220kV电缆阻水层绝缘故障案例分析

城市电网输电通道中电力电缆的比重逐年攀升,一旦发生故障,将会带来停电和经济损失。而阻水层绝缘故障一直是电缆绝缘研究的热点和难点问题,基于此,本文阐述了一起典型220kV电缆阻水层绝缘故障案例,详细分析了故障发生的物理过程和故障产生理论,并在此基础上进一步提出了电缆绝缘故障的技术和制度运维措施:技术上研发了电缆放电多源特征信号的检测装置并对其可靠性进行测试;制度上提出了复杂电磁干扰环境下电缆运维策略,以避免类似故障再次发生。本文对220kV电缆阻水层绝缘故障案例的分析将故障的分析和整改措施可以为类似电缆故障案例的预防和处理提供有益的参考,同时为电缆绝缘技术的研究提供支撑案例。

高压电缆缓冲阻水层劣化机理及评价技术研究

随着电力工业的快速发展,高压电缆作为电力系统中的重要组成部分,其安全稳定运行直接关系到整个电力系统的可靠性。在高压电缆的结构中,缓冲阻水层发挥着至关重要的作用,它不仅能够防止水分侵入电缆内部,还能在电缆受到机械应力时起到缓冲作用。然而,由于长期运行在各种复杂环境中,高压电缆缓冲阻水层往往会出现劣化现象,导致电缆的防水性能和机械性能下降,进而影响电缆的安全稳定运行。因此,深入研究高压电缆缓冲阻水层的劣化机理及评价技术,对于保障电力系统的安全稳定运行具有重要意义。

华池—南梁油田长8油藏高阻水层解释方法

鄂尔多斯盆地华池—南梁油田长8油藏存在高阻水层,油水层对比度低,油层识别难度大。为提高油层判识率,以大量测井、录井资料和岩石物理实验为基础,确定油藏水层高阻的主控因素。根据不同类型高阻水层测井响应特征,利用中子、密度和声波时差测井数据,评价孔隙结构,识别复杂孔隙结构型高阻水层;利用中子—密度曲线交会特征进行电性因子校正,扩大油水流体特征,有效识别复杂润湿型高阻水层。通过对不同主控因素高阻水层测井响应特征研究,采用相应测井技术方法有效识别,提高图版油水特征值的准确度和测井解释符合率。

华池南梁地区高阻水层成因分析及油水识别方法

鄂尔多斯盆地华池南梁地区长8段属三角洲前缘水下分流河道沉积,该沉积背景下发育的砂体以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,部分储层物性好、电阻率高、录井显示含油性好,解释为油层,但其试油结果为水层,测井油水识别难度大。结合岩石薄片、岩石物理实验、测井、试油等资料,从储层岩性特征、物性分布、地层水矿化度、岩石润湿性等方面展开储层电阻率的影响因素分析,明确高阻水层主控因素;分析储层测井响应特征,建立残余油的定量表征因子;基于出水井电阻率与残余油指数关系,建立去除残余油影响的电阻率校正方法。用校正后的电阻率与声波时差做交会图版识别油水层,测井解释符合率明显提高,该识别方法具有一定的现场推广应用价值。

陇东地区长_8~1低阻油层与高阻水层识别标准研究

运用测井、录井、试油试采、分析测试等资料,对陇东地区长_8~1储层低阻油层与高阻水层的识别与差异性进行了系统研究。结果表明:相对于邻近常规水层,低阻油层电阻增大率小于3,高阻水层电阻增大率大于3。同时,分析了低阻油层与高阻水层岩性和物性方面的差异性。在此基础上,建立了油水层综合识别标准,明确了油水层识别方法。该研究为陇东地区长_8~1储层勘探及增储上产提供了理论依据。

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长8高阻水层成因分析与识别

华庆油田长8油藏中普遍发育高阻水层,同一储层砂体中水层与油层电性差异甚微,水层计算的含油饱和度明显偏高,导致传统测井解释与压裂试油吻合率较低。综合应用测录井、试油试采、分析化验等资料,分析高阻水层形成原因及控制因素,运用电阻率形态差异法建立流体识别标准。研究表明,华庆油田长8油藏储层亲油,绿泥石膜发育,普遍含沥青质充填孔隙,在自吸和颗粒表面的吸附作用下,形成绿泥石膜-有机质复合体,致使储层测井响应为高阻,而非润湿的水相占据相对畅通的较大孔喉,容易流动,在油气富集程度较低时,试油大量出水;采用电阻率曲线形态法分"凸型"、"凹型"分别建立测井识别图版及流体识别标准,凸型油层:△t≥216μs/m,Rt≥36Ωm;凹形油层:△t≥221μs/m,Rt≥60Ωm。相对常规图版交汇法,总体使测井解释与试油试采吻合率提高15%以上,对识别高阻水层应用效果显著。

塔中4油田C_Ⅰ油组高阻水层成因分析及油层解释方法研究

通过对高电阻水层进行微观地质特征研究和岩电实验研究 ,探讨了高电阻水层形成的机理及影响因素 ,建立合理的地质和测井解释模型 。

大情字井油田高阻水层成因分析与识别方法

大情字井砂体发育、厚度大、岩心大,都有油斑,测井电性为中高电阻率,常规解释结论多为油层或油水层。但压裂改造后试油结果却大都产水,测井解释符合率极低。通过对高电阻水层进行微观地质特征研究和岩电实验研究,探讨了高电阻水层形成的机理及影响因素,认为地层水矿化度的变化和泥质含量是形成高阻水层的主要成因。建立合理的地质和测井解释模型,从而形成一套符合研究区地质规律的高电阻水层的测井解释和判别方法。

膨胀性阻水层对煤矸石山水分入渗的影响

基于煤矸石山复垦的生态和环境目标的综合考虑,提出在表层合适深度设置膨胀性阻水层的设想,并进行室内积水条件下煤矸石柱体水分入渗模拟试验。试验表明,各试验处理效果显著,各处理阻水层开始阻水时间均为3min,入渗水量随着阻水剂用量的增加大幅减少,稳渗时间随阻水剂用量增加及颗粒增大而增加;对照处理在15min达到稳定入渗,稳渗率4.7mm/min;阻水剂用量0.4,0.8,1.2g的处理分别在17,22,25min达到稳定入渗,稳渗率分别为3.5,1.1,0.4mm/min;小颗粒、中颗粒和大颗粒阻水剂(0.8g)的处理分别在17,19,22min达到稳定入渗,稳渗率分别为3.8,2.5,1.1mm/min。试验煤矸石样品Cd含量超过土壤环境质量2级标准,柱状30min淋滤试验水样中Cd、Pb浓度较高,略高于地表水及地下水环境质量1类标准。研究表明,设置膨胀性阻水层对柱体入渗过程影响显著,可以有效控制煤矸石山地表产流和入渗的比例,达到既满足植物需水又避免雨水深层淋滤的目的。

王集小断块油田高阻水层成因分析

本文以王集小断块油田为主要研究对象,以石油地质学和测井学作为理论基础,从岩心实验、试油资料入手,对可能引起高阻水层成因进行分析[1],得出岩石成分、地层水矿化度是形成高阻水层的主要原因。

涩北气田高阻水层成因及其对储层参数的影响

对涩北气田高阻水层成因进行了探讨,结合岩石电性实验资料、试气试采资料和测井曲线特征,认为水层中的碳酸盐、水层所处的构造部位是导致高阻的主要原因。此外,分析了高阻水层对储层参数的影响。

西峰油田长8油藏高阻水层影响因素探讨

鄂尔多斯盆地西峰油田长8油藏储量资源丰富,建产潜力大,是该区增储上产的主要层位之一,近年来由于高阻水层现象的出现,难以有效识别油水层,一定程度上增大了产建风险,为了准确识别长8储层流体性质,搞清高阻水层成因,紧密结合西峰庄36区长8油藏实际情况,通过大量实例,综合应用岩性、物性等分析化验资料、常规测井及核磁共振等测试资料,确定了碳酸盐含量高、绿泥石含量高、结构泥质的存在、物性及孔隙结构差为导致水层电阻率与油层电阻率差异小的主要原因,从而扩展了油水层识别方法,对推动该区增储上产具有重要的现实意义。

华庆地区长8段油层组高阻水层成因分析

鄂尔多斯盆地华庆地区长8段油层组局部区域水层电阻率偏高,导致水层易被误判为油层,限制了华庆地区长8段油层组的勘探开发进程。针对高阻水层发育的问题,运用流体包裹体技术及扫描电镜技术并结合华庆地区地质资料分析了长8段高阻水层形成原因。结果显示,华庆地区长8段油层组接受了3期充注,规模最大的第三期充注破坏了早期形成的油水关系,从侏罗世末期开始的盆地构造活动加剧了原生油水关系的破坏程度,复杂的油水关系导致残余油滞留于部分孔隙,泥质隔夹层和致密层进一步抑制了残余油向外运移,孔隙中的残余油增加了储层电阻率;绿泥石矿物在高阻水层区较发育,其在高阻水层的相对含量为34.32%~81.11%,比油层中的绿泥石含量高,颗粒表面的绿泥石矿物吸附孔隙中的原油造成水层电阻率偏高;长8段储层中的碳酸盐胶结物也是引起水层高电阻率的因素,它的含量超过4.9%可导致水层表现为高阻。研究结果揭示了华庆地区长8段油层组高阻水层形成机制,为华庆地区长8段高阻水层识别、油水分布规律研究、提高勘探成功率奠定了基础。

靖西地区马家沟组高阻水层影响因素分析与识别方法

靖西地区马家沟组气水关系复杂,不同流体间的地球物理测井响应差异微弱,给传统测井解释工作带来了困难。以地球物理测井、薄片、扫描电镜、压汞等资料为基础,探究了储集空间结构以及地层特征对高阻水层响应特征的影响,深入分析了高阻水层成因,建立了常规地球物理测井与电成像测井资料相结合的随机森林流体识别模型。结果表明,靖西地区马家沟组储层复杂的孔隙结构和广泛发育的薄互层是致使水层地球物理测井响应表现为高阻特征的主要因素;建立的随机森林流体识别模型能有效地解决高阻水层问题,判别精度达到84%,并在验证盲井中表现稳定。研究结果有效地提高了该地区的测井解释符合率,为后期油藏评价与勘探开发奠定了基础。

印尼XX区块高阻水层成因分析

以印尼XX区块为主要研究对象,针对该区块中L组含水层段在测井解释过程出现解释结果与试油资料不一致的矛盾,开展了对该区块高阻水层成因的探究,充分利用现有资料,排除高阻岩性沉积,泥浆滤液高侵等因素的影响,根据SP曲线中含水层段出现的明显正异常,结合地层水分析资料,最终得出地层水矿化度低是形成高阻水层的主要原因。对XX区块高阻水层的分析,有利于我们对该区做出正确的测井解释,并指导油水层的正确划分,为后期储量评估与勘探开发奠定基础。

渤海C油田东营组高阻水层成因分析及识别方法研究

渤海C油田东营组沉积特征及成岩作用复杂,物性变化大,油气显示活跃,存在大量录井显示好的高阻水层,流体性质判别难度大。结合录井及岩心、岩矿等资料进行了综合分析,研究认为:以高岭石为主的粘土矿物含量高及残余油饱和度高是形成高阻水层的两个主要因素。在成因分析的基础上,提出了流体替换法和深电阻率与密度曲线交会法快速识别高阻水层。实际资料应用表明,归一化后深电阻率与密度差值ΔR_(d)-Δ_(ρ)是C油田东营组油藏油、水层识别中的敏感参数,建立ΔR_(d)-Δ_(ρ)与深电阻率R_(d)的交会图版,油层主要分布在ΔR_(d)-Δ_(ρ)大于2.3的区域。研究方法对于C油田乃至渤海中深层测井综合评价具有很好的指导作用。

塔河油田三叠系高阻水层测井识别

高阻水层因为与油气层电阻率相当,在测井曲线上较难识别,从而影响了测井解释评价的精度。在塔河油田三叠系,高阻水层分布较广泛。本文通过对三叠系高阻水层的表现形式、成因等进行分析,发现岩性、物性和孔隙结构的变化是导致水层电阻率高的主要原因,进一步深化了对高阻水层的认识,在此基础上,对其识别方法进行了探讨,对提高后续新井测井解释精度和老井复查有着较好作用。

多因素耦合的煤层底板隔水层阻水能力评价

底板突水是华北型煤田主要矿井灾害之一,针对底板隔水层阻水能力的研究对煤矿安全生产具有重要的现实意义。而以往底板隔水层阻水能力评价中对隔水层完整性和裂隙发育程度考虑较少。以赵固一矿为研究对象,在评价体系中增加了岩石质量指标(RQD值)、岩芯采取率、钻孔钻井液消耗量3个主控因素;利用网络层次分析法(ANP)、超级决策软件(SuperDecisions)和地理信息技术(GIS),建立了煤层底板隔水层阻水能力的GIS-ANP评价模型。结果显示,该模型比常规模型的评价结果更具有科学性与准确性,该方法可对同类矿井底板隔水层阻水能力评价提供借鉴。

城壕地区长8段高阻水层成因探讨

通过对城壕地区长8段储层特征、油藏成藏机理及模式和油水分布复杂成因进行分析总结,得出城壕地区长8段高阻水层的成因有两个方面:一是,分布在束缚孔隙内的沥青质类含量较高;二是,聚集在颗粒表面的绿泥石膜含量较高、绿泥石膜厚度较大,并且长7段油层组与长8段油层组剩余压力差较低。

城壕地区长8段高阻水层录井解释评价方法研究

城壕地区长8段储层油水关系复杂,尤其是高阻水层的存在,城壕地区长8段储层录井综合解释符合率非常低。通过对各项录井参数和试油数据进行分析,发现只有核磁录井对城壕地区长8段高阻水层适用性较强,利用核磁录井可动指数-物性指数解释图板能够有效识别城壕地区长8段储层流体性质。