【摘 要】
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在高含硫气藏的开发过程中,随着井筒温度、压力的降低,硫会在井筒中析出沉积,严重影响气井的正常生产和管道安全.目前多数硫溶解度模型受使用条件的限制,无法准确预测不同温度、压力条件下的硫溶解度.针对高合硫气井的气体组分特征,在Hu溶解度模型的基础上,结合多相流和传热学理论,建立了高含硫井筒温度、压力分布模型以及硫沉积预测模型.对某高含硫气田进行实例分析,计算得出温度分布、硫溶解度分布规律以及硫沉积量,并研究了气井日产量、硫化氢体积分数对井筒硫沉积的影响规律.研究结果表明:硫溶解度从井口到井底逐渐增大,呈非线性
【机 构】
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中国地质大学(北京)非常规天然气地质评价与开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国石化石油勘探开发研究院中国石化海相油气田开发重点实验室,北京100083;中国石油西南油气田分公司安全环保与技
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在高含硫气藏的开发过程中,随着井筒温度、压力的降低,硫会在井筒中析出沉积,严重影响气井的正常生产和管道安全.目前多数硫溶解度模型受使用条件的限制,无法准确预测不同温度、压力条件下的硫溶解度.针对高合硫气井的气体组分特征,在Hu溶解度模型的基础上,结合多相流和传热学理论,建立了高含硫井筒温度、压力分布模型以及硫沉积预测模型.对某高含硫气田进行实例分析,计算得出温度分布、硫溶解度分布规律以及硫沉积量,并研究了气井日产量、硫化氢体积分数对井筒硫沉积的影响规律.研究结果表明:硫溶解度从井口到井底逐渐增大,呈非线性变化;同一时间,气井产量增加,井口温度升高,则硫溶解度增大,硫在井筒的析出位置上升,井筒相同深度的硫沉积量增大.模型计算出的硫析出位置与实例相比,误差小于1％.准确预测井筒中的硫沉积,有助于更好地管理具有潜在硫沉积问题的气井.
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以野外露头剖面、岩心及薄片观察为基础,结合测、录井以及地震等资料,对川东地区开江—梁平海槽东侧长兴组沉积组合类型及分布规律进行了研究.结果 表明:长兴组沉积组合可分为生物礁型及无生物礁型2类.其中,生物礁型沉积组合细分为台缘礁+台缘滩、台缘礁+台内滩、台缘礁+无滩、台内礁+台内滩、台内礁+无滩等5个亚类,无生物礁型沉积组合细分为无礁+台缘滩、无礁+台内滩、台缘滩+台内滩及无礁+无滩等4个亚类.长兴组发育陡坡型台缘礁及缓坡型台缘礁,2种生物礁呈现不同的沉积组合规律.前者为台缘礁+台缘滩沉积组合;而后者主要为
运用场发射扫描电镜(FE-SEM)和N2/CO2等温吸附方法,文中对黔北地区不同构造区五峰组—龙马溪组页岩的孔隙特征进行表征,并且基于构造差异深入分析了其孔隙结构及甲烷吸附能力.研究表明:相比于高陡构造区,低缓构造区孔径以双峰分布为主,并且发育较多的微裂隙有机质孔隙、与黏土矿物紧密结合的有机质孔隙以及粒间孔隙,而刚性矿物格架内的有机质微孔几乎不受构造条件影响,其发育特征仅随总有机碳质量分数(TOC)改变.低缓构造区微孔、中孔、大孔的体积均大于高陡构造区,表明低缓构造区具有更大的孔隙空间和游离气储存能力.另
西湖凹陷砂岩储层具有孔隙结构差、孔隙类型多样的特点,采用传统渗透率模型对其计算的结果,无法满足储层评价的精度要求.在岩心资料综合分析的基础上,根据流动单元分类建立的渗透率模型,虽然计算结果精度高,但利用测井参数计算的流动单元指数误差较大,不能准确划分流动单元类型.而基于机器学习算法的流动单元分类方法均为数据驱动,由于取心作业一般具有针对性,故某一类岩心数量会远远多于其他类,利用该算法预测时,其结果就会偏向数量多的类.针对传统流动单元划分方法存在的问题,文中提出了一种基于集成神经网络的流动单元分类方法.实际
自然产能特别低的油气藏,渗透率往往也极低,采用直井很难实现经济有效开采,通常采用水平井加多级压裂的方式进行开采.水平井增大了油气井与储层的接触面积,多级压裂增大了储层的改造体积,进而提高了油气井的产能.多级压裂可以是分段单缝压裂,也可以是体积缝网压裂(即体积压裂).体积缝网压裂在地层中产生纵横交错的裂缝网络,对地层的改造程度远高于分段单缝压裂.为了提高压裂效果,文中研究了产生分段单缝压裂和体积缝网压裂的地质条件和施工条件.研究认为:只有物性极差的微观非均质地层才会实现体积缝网压裂,均质地层和宏观非均质地层
页岩水力裂缝扩展形态及表征方法是评价暂堵压裂效果的基础,常规裂缝形态监测手段(如示踪剂法、声发射法)难以准确反映水力裂缝的起裂与扩展规律.因此,文中结合三维扫描技术,开展真三轴暂堵压裂物理模拟实验,研究不同排量下页岩暂堵压裂水力裂缝的起裂与扩展规律;通过获取裂缝体积与面积等参数,定量表征页岩暂堵压裂的裂缝网络复杂程度,从而评价压裂改造效果.结果 表明,暂堵剂可有效促进页岩水力裂缝转向、分叉,以及多裂缝的形成,水力裂缝面曲率变化反映不同注液阶段暂堵剂的累积作用效果.不同排量下,页岩暂堵压裂的裂缝形态和裂缝网
为探究石英砂陶粒组合支撑剂导流能力的影响因素,首先通过单因素实验分析了石英砂占比、压裂液类型、铺砂浓度、闭合压力的影响,然后根据均匀设计实验,利用灰色关联分析了各因素的影响程度.结果 显示:4个因素对导流能力的影响程度从大到小分别为闭合压力、铺砂浓度、支撑剂配比、压裂液类型;不同配比中,闭合压力为40.0 MPa时,陶粒体积占比每增加1％,导流能力大致增加0.95％;高铺砂浓度下,导流能力更佳;经过滑溜水和胍胶压裂液处理后,导流能力分别下降了12.4％和23.9％;导流能力会随着闭合压力的增加而减小.研究
准噶尔盆地吉木萨尔凹陷纵向上连续发育多套致密砂泥岩产层组,采用穿层压裂技术改造时,对水力裂缝垂向扩展规律认识不清,因此,文中基于水力裂缝三维穿层扩展模型,研究了应力差和岩性界面强度对水力裂缝扩展的影响.结果 表明:根据水力裂缝与岩性界面作用方式的不同,裂缝呈钝化缝、T形缝、鱼骨缝和穿层缝等4种扩展形态;当垂向应力差异系数为0.2～0.5、层间最小水平主应力差异系数小于0.12时,水力裂缝易沟通岩性界面,垂向应力差异系数越小,裂缝越易穿透岩性界面扩展至相邻层位;随着无因次岩性界面强度增加,水力裂缝沿岩性界面
为了解决琼东南盆地深水中央峡谷区后续开发门槛高、可持续开发难度大等问题,采用深水天然气勘探开发一体化技术,对优质潜力目标的钻探模式开展了研究.将应用效果显著的开发评价井钻探模式引入深水天然气勘探开发一体化目标钻探模式.该模式分为开发钻探模式和勘探钻探模式:开发钻探模式又包括生产平台钻探模式、生产井项目钻探或兼探模式;勘探钻探模式又包括快速评价模式、滚动探井兼探模式.在上述钻探模式的指导下,在琼东南盆地深水中央峡谷区实施的4口开发评价井均获得成功,钻遇近170 m气层,实施效果好,证实深水天然气开发评价井钻
针对渤海BZ油气田太古宇潜山凝析气藏投产后生产动态与初始静态认识存在较大差异的问题,综合利用钻井、测井、取样及DST等资料,结合生产动态资料,对该气藏类型、流体分布及资源潜力进行了再认识.结果 表明:研究区太古宇潜山凝析气藏原油产出经历了凝析油—凝析油+黑油—黑油的过程,为一个带黑油油环的构造层状凝析气藏,而非勘探评价初期认为的构造层状凝析气藏;利用生产动态资料,结合天然水驱的带油环凝析气藏物质平衡方程,重新评估研究区太古宇潜山黑油油环储量为149.39×104 m3,与静态容积法计算的地质储量(141.
超临界CO2压裂是一种很有前景的非常规储层开采技术,由于其具有黏度低、流动能力强的特征,使得压裂时产生多分支的复杂裂缝.目前大多数水力裂缝扩展模型需要指定裂缝扩展路径和方向,无法得到实际的复杂裂缝扩展结果,因此文中在考虑超临界CO2低黏度特性的基础上,建立了非常规储层超临界CO2压裂流-固耦合复杂裂缝扩展模型.该模型通过建立弱形式有限元公式和有限差分公式,实现了岩石变形和流体运移的耦合计算;同时,在裂缝分支处引入Kirchhoff定律,实现了复杂裂缝分支处的流量守恒.数值模拟与实验结果吻合程度良好,验证了