“气”又荒 气得慌

寒潮席卷,LNG价格走出陡峭的抛物线,我们应怎样应对下一次"气荒"?2020年已在一场覆盖大江南北、来势汹汹的寒潮中收官。2021年又在一波数十年来从未有过的强冷空气中开启。短短的几十天内,LNG的出厂价格一度从供暖季以前的3000多元/吨直线上升到10000元/吨。而且,即使价格暴涨,多地仍然一"气"难求,有些地方甚至一度断供。     

高泉背斜地层压力测井多参数综合解释与异常高压成因

目前国内外地层压力测井解释方法较多,但大多数方法基于欠压实沉积理论并局限于单一的地层岩性,尤其是针对盆地边缘山前深层构造,单一测井参数确定地层压力误差较大,且无法解释沉积压实机制以外的异常高压。为此,将多种异常高压机制相关的测井参数进行综合解释,建立适合山前复杂构造的地层压力测井多参数计算模型,评价准噶尔盆地南缘高泉背斜高探1井的地层压力剖面,其计算结果与钻井实测数据吻合,相对误差小于3.00%.同时,基于原始沉积加载—卸载过程力学原理,利用地层压力测井多参数分析判别出高泉背斜深层各层系异常高压的形成机制。     

特低渗透各向异性油藏井网加密储量动用规律

在特低渗透油藏中,由于高渗透条带的发育,通常使其表现出渗透率各向异性特征,导致注采井间的渗流规律与常规油藏不同,对井网加密形式的适应性也存在差异。基于各向异性油藏的渗流特点及井网调整形式,利用叠加原理,得到注采平面渗流场计算公式;引入线状排驱概念,对各向异性油藏井网加密形式进行适应性分析;用驱动压力梯度表征储量动用程度,提出无因次动用提高程度概念,建立定量表征注采井间储量动用规律的方法。结果表明,将初始正方形反九点井网系统地调整为排状加密井网,形成线状排驱,可有效提升特低渗透各向异性油藏的储量动用程度;初始井网井距大于400 m时,注采井间储量动用提升潜力较大。     

流量替代渗透率评价破碎性储层工作流体伤害程度

若地层岩石整体强度偏低,在力学环境改变后岩石易破碎成不规则破裂体,则储存油气资源的此类破碎地层被称为破碎性储层。由于破碎性储层在纵向上存在着较强的非均质性,通过测试单个柱塞岩样在工作流体伤害前后的渗透率变化难以体现工作流体对储层的整体伤害程度。为此,利用达西定律先从理论上探讨用流量替代渗透率定量表征储层伤害程度的可行性,再开展单层开采、双层及三层并采的流量测试实验,评价工作流体对单层、多层储层的整体伤害程度,并将流量损害率与渗透率损害率进行对比以求证流量替代渗透率的可行性。研究结果表明:①单层开采时,流量损害率与渗透率损害率基本一致,渗透率损害率是流量损害率的一种特殊形式;②双层及三层并采时,单层各自稳定流量损害率与渗透率损害率接近,且流量损害率可以定量表征并采储层的整体伤害程度,而渗透率损害率则无法定量表证;③稳定流量损害率较累积流量损害率更接近渗透率损害率。结论认为,测定稳定流量可以替代测定渗透率评价工作流体对破碎性储层的伤害程度,从而为优选工程技术与评价工作流体的适应性提供了方法依据。     

管道清管器运行速度控制技术研究进展

随着对管道安全问题和降本增效理念的逐步重视，管道清管操作已成为全世界油气管道运行中必不可少的作业规程，清管器的运行速度是需要重点控制的参数之一，当其处于合理区间内时（原油管道1~5m/s，天然气管道2~7m/s），清管效果最佳。本文基于对管道清管数学模型的研究，首先论述了不同的被动控制方法，认为该方法较为灵活，应用广泛，对不同入口条件下清管器速度的准确计算是能否控制清管器速度处于合理区间的关键；然后对不同的主动控制方法进行了研究，研究表明：射流清管器速度控制的核心是旁通率的优选，其依赖于压降系数、皮碗与管壁间摩擦力的准确计算，建立简便可靠的摩擦力工程计算模型将有助于射流清管技术应用的进一步推广；最终本文对清管器智能调速技术进行综述和展望，指出发展稳定可靠的国产智能调速技术是未来重点研究方向。     

乳状液对残余油的微流调节启动机制及触发条件

利用化学复合驱油体系对原油的乳化作用可启动微观残余油，从而提高驱油效率。为了确定乳化作用对残余油的启动机制以及实现这几种启动方式所需的条件，采用光学显微成像技术配合图像处理软件分析乳状液性质，以制备的乳状液作为驱替剂进行微观刻蚀模型驱油实验。结果表明，利用乳化作用启动残余油主要存在3种机制，即分散启动、携带启动和微流调节启动；微流调节启动机制通过乳状液颗粒堵塞作用和贾敏效应的叠加，可提高局部渗流阻力，改变微观液流方向，但对乳状液的颗粒数密度有一定要求；通过调整驱替剂的配方、注入时机和注入量可对乳状液的颗粒数密度进行调整，从而充分发挥乳状液提高驱油效率的作用。研究成果有助于化学复合驱理论的完善，并指导复合驱配方与注入方案的优化。     

不同苯乙烯工艺技术经济分析及建议

通过对国内外苯乙烯市场供需趋势的梳理,针对4种苯乙烯主要生产工艺,重点从原料可获性、产品质量、能耗物耗以及成本竞争力等方面对不同工艺主要技术经济指标进行了对比分析,并提出了行业可持续发展的有关建议。     

可控中子孔隙度测井仪器设计

源距与屏蔽体厚度是直接影响可控中子孔隙度测井仪器测量准确性的重要参数。源距不仅影响测井仪器的测量误差，还影响测井仪器对地层孔隙度的灵敏度。屏蔽体厚度是保障测井响应完全反映地层的重要参数。从灵敏度、屏蔽率以及误差3个方面确定可控中子孔隙度测井仪器的源距与屏蔽体厚度。研究结果表明:近探测器源距越小，测井仪器灵敏度越高；近远探测器的间距对测量误差的影响随间距的增大，先减小再增大；当屏蔽率在70%以上且屏蔽率随厚度的变化较为缓慢时的屏蔽体厚度可作为屏蔽体最低厚度。     

大柳塔煤矿五盘区5-2煤层DDF2断层特征

大柳塔煤矿五盘区5-2煤层在三维地震资料解释中发现存在一条影响较大、伸展较远的断层（DDF2断层）横切5-2煤层。综合研究表明，DDF2断层为走向为东南—西北方向（111°～291°）、倾向为西南方向（201°）的高角度正断层。该断层为坳陷盆地形成后控制部分煤层沉积:在D306钻孔和D307钻孔所在区域形成时间较早，形成于5-2煤层沉积之后，结束于4-3煤层形成之后，控制5-2煤与4-3煤之间的地层沉积，为同沉积断层；该断层在D304钻孔和D305钻孔所在区域形成时间较晚，形成于4-2煤层沉积之后，结束于3-1煤层形成之后，局部控制4-2煤层与3-1煤层之间沉积，为准同生沉积断层。DDF2断层形成于东南方向，逐渐向西北方向迁移、加剧到最后尖灭。     

厚层碳酸盐岩油藏宏观物理模拟实验研究

以中东Missan油田的厚层碳酸盐岩油藏BU为原型,根据相似理论,利用人造碳酸盐岩岩心模拟目标油藏储层,设计与目标油藏典型单元相似、尺寸为80 cm×80 cm×10.7 cm的宏观物理模型,用于研究厚层碳酸盐岩油藏的水驱规律和水淹模式,对比不同井网井型的开发效果。水驱实验结果表明:厚层碳酸盐岩油藏水驱规律主要受纵向非均质性和重力的影响,呈现双峰状和单峰状特征。水淹模式为:注入水在近注水井区域沿纵向运移到高渗透层并沿高渗透层向前突进;远离注水井区域后上部突进的注入水在重力作用下向下运移,然后沿下部高渗透层突进并率先突破到生产井井底,形成次生底水;最后次生底水向上托进,导致油井水淹。遵循上述水淹模式,剩余油主要分布在远离注水井的上部层位;水平井加密井网较其他井网对上部层位储量控制程度更高,因此拥有更高的采收率和开发效率。