井底气泡的形成过程及其平均初始直径计算

利用类比的方法对井底气泡的形成过程进行了分析研究。认为垂直井底的气泡形成过程中,气泡膨胀阶段与Kazakis微孔介质气泡形成实验相似;脱离阶段则与水平毛细管气泡脱离过程相同。利用包立炯实验数据对Kazakis微孔介质气泡初始平均直径半经验公式进行了倾角校正,结合井底气层的渗流规律得出了适合井底气泡初始平均直径计算的方法。进行了井底压差和岩石孔吼直径对气泡初始平均直径影响情况的实例分析,结果较为符合实际,能为井底多相流动的微观描述提供一定的依据。     

考虑应力敏感性的低渗透油藏注水井试井分析

低渗透油藏由于渗透率低及存在启动压力梯度,油在地层中传播压力速度很慢,难以获得足够资料对储层做出合理的解释,油井试井效果不佳,而低渗透油藏注水井试井可以很好地解决这个难题。综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、流度比等的影响,建立了低渗透油藏注水井低速非达西渗流有效井径试井的数学模型。鉴于该模型的强非线性,采用稳定的有限差分格式利用Newton-Raphson迭代法求得数值解,进一步研究了压力动态特征及影响因素,绘制了用于实际资料拟合分析的典型试井曲线。     

冬季管廊逃生口对廊内水管结冰的影响

为保证冬季综合管廊综合舱（水舱）水管的正常运行,对北京某管廊逃生竖井的温度进行了实验测试,并用数值模拟研究了地域、逃生口直径、埋深对逃生竖井下方管廊内温度的影响。结果表明：综合管廊综合舱内的温度受地域（冻土层深度和地下土壤温度）影响较大,并且与外界环境有着密切的关系,外界环境温度每降低5 ℃,温度最大降低1.7 ℃;逃生竖井下方廊内温度与逃生口直径呈负相关、与逃生竖井的埋深呈正相关,直径每增加0.2 m,温度最多降低0.6 ℃,埋深每增加0.5 m,温度最多升高0.4 ℃;对于严寒地区有必要采取双层井盖或保温井盖的措施,采用双层井盖时,第二层井盖设置在冻土层深度处时对廊内保温效果最好,最大温度相差4.9 ℃;综合舱两边靠上的区域相较于其他位置温度较高,最大温差可达1.64 ℃,故水管应放在舱内两边靠上的位置。研究结论为管廊的设计和运维提供参考价值。     

高含硫气藏水平井硫的饱和度预测模型研究

为了对高含硫气藏水平井硫沉积进行准确地预测研究,在气藏硫沉积机理研究的基础上,考虑水平井不同的渗流阶段以及与压力相关的气体参数的变化,建立了相应的硫的饱和度预测模型。利用某高含硫气田一口水平井的数据进行实例分析,得到了如下结论:1对于水平井硫沉积可以只考虑靠近井地带的径向流阶段,当发生硫沉积导致气井产量下降时,一定要合理控制气井产量,若发生硫沉积堵塞,加注硫溶剂可以有效地解除近井地带的污染;2与直井相比,水平井硫沉积的影响因素还包括水平段长度以及储层的非均质性。在相同的产气量下,水平井水平段越长,硫沉积的速度就会越慢;储层非均质性越强,硫沉积越不容易发生。     

MH1井区二叠系下乌尔禾组沉积微相及有利储层预测

MH1井区主体位于玛湖凹陷南斜坡区,作为南斜坡区重点开发区域,MH1井区目前仍存在沉积相认识不精确、储层分类不明确等问题。通过岩心观察、结合测录井资料,进行沉积微相精细描述及有利储层分布预测研究。结果表明：MH1井区二叠系下乌尔禾组为一套由西北向东南发育的扇三角洲相,可识别出9个沉积微相类型,根据扇三角洲前缘的岩性分布,将前缘划分为内外前缘。根据试油资料,发现主要有利储层集中在内前缘部分。根据孔隙度、渗透率,将MH1井区下乌尔禾组储层分为3类。其中Ⅰ类储层孔隙度渗透率均为最好,为有利储层,Ⅱ类储层次之,Ⅲ类储层孔隙度、渗透率均为最差,作为非储层类型。研究结果为MH1井区下乌尔禾组后续的评价、开发提供新的地质依据,为其他扇三角洲发育区的油气勘探评价提供借鉴。     

页岩储层水平井固井水泥浆体系应用研究进展

中国的页岩储层具有埋藏深、地温梯度高、封固段顶底温差大等特点,能够在深层水平井高温及大温差条件下固井,并在后期大规模体积压裂期间保持井筒完整性的固井水泥浆体系的选择成为近年来的焦点。为明确页岩储层深层水平井固井水泥浆技术的发展方向,基于页岩储层水平井固井对前期水泥浆流变性能要求与后期水泥环力学性能要求,分别从外加剂适用条件、外加剂反应机理以及微观结构的形成3个方面探讨了页岩储层水平井的固井水泥浆技术难点及研究现状,汇总了国内外各大油气田页岩储层水平井固井硅酸盐水泥浆体系的应用实效,提出了相应的技术措施及未来固井水泥浆体系的研究重点。     

致密砂岩产水气井气举排液模型研究

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,其有效储层含水饱和度高,气、水层混杂分布,开发中后期一般因井筒积液阻碍天然气有效开发,往往需要排液才能保持一定的产量,目前气举是排液较为有效的方法,然而如何提高排液效率及优化气井排液制度已成为制约气举排液效果的难题。以高产水生产气井为研究对象,根据油套管质量、动量和能量方程,建立了气举井筒排液模型,运用显示欧拉差分方法对其进行求解。基于所建立的气井井筒排液模型,研究了不同注气量、井口油压等参数对气井排液效率的影响程度,并分析了S井气举排液过程中产液量、产气量以及排液时间等工作指标变化特征。研究成果为致密砂岩产水气井提高排液效率,以及气举排液生产制度优化提供了一定的指导。     

水平井压裂楔形缝内支撑剂输运特征数值模拟

为使研究结果更符合真实储层中支撑剂运移铺置情况,考虑水平井压裂注入特征和压裂裂缝实际形态特征,突破矩形窄缝数值模型的限制,基于计算流体力学方法建立了工程尺度单孔眼楔形裂缝模型。利用支撑剂输运数值模拟分析了支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度、施工排量和砂比对支撑剂在楔形裂缝中沉降运移的影响。根据数值模拟结果,以在楔形缝内形成具有充分高度和长度且不会带来砂堵风险的砂堤为目标,建议现场压裂施工排量在2.5 m³/min以上,携砂液黏度小于20 mPa·s,砂比控制在10%～20%,并采用粒径为70/140目的支撑剂进行支撑剂充填作业。与常规矩形长板裂缝模型的支撑剂输运模拟结果相比,楔形裂缝模拟中砂堤形态存在明显差异,为现场压裂施工参数提供新的参考。     

水平井酸化数值模拟

对水平井进行酸化是提高其产能的重要途径之一。在水平井的酸化过程中,酸液一方面沿水平井筒流动,同时还沿井筒管壁流向井筒周围的储层,所以酸化过程实际上是井筒变质量流动和周围油藏渗流的耦合过程。对水平井筒流动及其周围储层的渗流进行了流动分析,建立了井筒流动模型、流动剖面模型和油藏渗流模型。将这些模型进行耦合,得到了描述水平井酸化过程的耦合模型。通过对模型数值求解,预测了注入酸的分布,分析了注入参数对酸化效果的影响,为选择合理的布酸方式提供了理论依据。     

密井网约束的复杂断块油田地质建模方法——以扶余油田中区泉四段为例

我国大庆、大港、辽河、胜利、吉林等油田部分老油区井网密度已达到密井网级别,这些位于东部裂谷带拉张型盆地的油气田具有油层多、断层多、断块小的特点,建立精细地质模型难度较大。针对这类油气田,以扶余油田中区泉四段储集层为例,提出了一套地质建模方法:1以密井网资料为基础,在三维地震解释数据约束下,进行小层划分与对比、低级序断层识别及微构造研究;2分级次建立断层模型,采用"骨架网格+关键层面+小层层面"三步建立层面模型,该构造模型较好地反映了复杂断块内部地层与断层的配置关系;3采用相控下的多次迭代随机模拟方法提高砂体模型精度,采取了"砂控+相控"随机模拟建模方法建立储层参数模型,运用砂模型体控制物性边界,分不同微相进行变差函数分析;4最后,通过概率分布一致性检验及交叉验证证明该方法是可靠的。