压力容器制造质量管理软件系统分析与设计

针对压力容器制造企业质量管理体系的工作内容开发了压力容器质量管理系统软件,介绍了该软件系统的总体结构形式、功能模块划分、主要设计思想与具体实施开发步骤,并指出了该系统在不同的设计阶段需要注意的问题。     

锅炉在线水质分析系统的应用及设计

阐述了锅炉装置常用在线水质分析系统的分析方法、工作原理及应用场合,论述了在设计在线水质分析系统中如何保证其准确、可靠、稳定运行的设计要点。     

“按升配送”是加油站数质量管理的发展趋势

针对现行的大多数油库按质量计算发油，而加油站按体积计量销售，计算过程复杂，繁琐，容易造成管理漏洞的情况，实行了按升配送数量的管理方法，可免除加油站油品计量过程中的单位换算，简化了计量程序，有利于加油站的数质量管理。     

渤东低凸起南段中生界火山岩潜山优质储层形成控制因素及综合预测

为厘清低勘探程度区火山岩潜山优质储层的分布特征,借鉴陆上成熟探区火山岩储层发育模式,综合分析了火山岩储层控制因素,探索了一套“岩相-裂缝-溶蚀孔缝”三因素火山岩储层预测方法.利用该方法对渤东低凸起南段火山岩潜山优质储层进行了预测,结果表明:研究区发育裂隙式和中心式两种火山喷发模式,火山口主要位于研究区西侧,向东逐渐由近...     

塔里木盆地塔河地区奥陶系储层形成的控制因素与复合-联合成因机制

对塔河油田442口钻遇奥陶系井的岩溶型储层段的研究表明,塔河地区中-下奥陶统碳酸盐岩地层受到了加里东中期和海西早期两期岩溶作用的改造,岩溶作用主要发生在地表或近地表的低温大气水条件下,受控于构造（原型盆地、构造变形）、层序（结构、样式）、岩相（沉积相、成岩相）、流体（地表、地层、深源）和时间等5种因素,形成了储集类型多样、非均质性强、分带性明显的岩溶缝洞储集体。北带以大洞、大缝为主,中带为孔-洞-缝型,南带为局部有孔、洞的裂缝型储层。不同地区和层系主控因素各不相同。塔河北部地区在长期和多期的暴露过程中,发生了多期岩溶旋回的叠加,储层形成受控于以表生岩溶为主的单因素多期复合作用,形成了3套洞穴型储层;在上奥陶统覆盖较厚的南部地区,由于暴露时间短,岩溶作用相对较弱,有利储层的发育同时受古地形及暴露时间、高能相带、断裂裂缝分布和后期埋藏溶蚀等多因素的联合作用所控制。     

提高目的层阴影区成像质量的观测系统优化设计方法

针对地表和地下地质条件欠佳的复杂地区的目的层能量分布不均匀问题,提出了提高目的层阴影区成像质量的观测系统优化设计方法。首先对设计的观测系统用射线追踪或波动方程做正演模拟,确定最小能量区域;再利用提出的均值能量比系数和距离能量比系数计算备选激发点对能量最小区域的照明能量;然后根据备选激发点对目的层照明能量的平均方差选择有效激发点。本文方法适用于具有高陡倾角、逆掩推覆构造和速度横向变化剧烈地区观测系统的布设,可用最少有效激发点提高阴影区照明强度,改善地震剖面质量。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量优化设计方法

对非均质碳酸盐岩油藏水平井进行分段酸化改造时,需充分考虑水平井渗透率非均质特性,准确评估各段伤害带半径和伤害带渗透率,以便合理设计各段注酸量。在考虑了钻井过程中井底压差、钻井液浸泡时间和渗透率分布等因素的基础上,利用达西定律推导了各段伤害带半径的计算模型;提出了基于油藏井筒耦合模型与现场实测的产液剖面来计算各段伤害带渗透率的新方法;通过现场1口实际井详细描述了基于上述模型的非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量的优化设计流程。考虑水平井渗透率非均质性并结合现场实测生产数据,相比于传统的基于椭圆锥台体伤害带分布模型进行的笼统化布酸模式,新的设计思路提高了各段布酸的合理性,可有效解除储层污染、恢复油井产能。     

基于试验设计的概率体积法在页岩气储量计算中的应用

概率体积法是目前比较理想的页岩气储量评估方法。以涪陵页岩气田×井区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部地层为例,采用随机建模技术建立了工区的三维地质模型。对影响页岩气储量计算的5类不确定性参数进行分析,设置了各个参数的悲观、可能及乐观3个水平。采用正交试验设计方法设计了18组模拟方案,分别对其进行计算,用直观和方差分析方法对模拟结果进行分析,并对影响页岩气储量的不确定性参数进行了定量评价,最终得到页岩气的储量概率分布。该方法减少了模拟计算时间,提高了评价效率。     

鄂尔多斯盆地延长组浊积岩特征及其影响因素

鄂尔多斯盆地延长组浊积岩成藏条件优越,是油气勘探的重要目标接替区.在坳陷型湖盆中寻找浊积岩,在对其特征进行详细认识的基础上重点研究并总结出浊积岩发育的控制因素.利用实测野外剖面、常规测井、电阻率成像等资料的解释分析方法,对延长组浊积岩及其相关地层的岩性、结构、构造等特征进行了观察总结,结合已知的浊积岩分布规律,认识了延长组浊积岩的形成机理及影响因素.该区浊积岩的发育主要受地震、洪水等动力机制的影响,受物源供给、气候条件、斜坡坡度、底形迁移等环境条件的制约,秦岭造山运动间接控制了浊积岩发育的动力机制与环境条件.盆地西南缘长7段与长6段三角洲前缘的半深湖-深湖环境中具有浊积岩分布的条件,下一步勘探应该重视华池—庆阳—宁县一带.     

库车坳陷克拉苏构造带盐下差异构造变形特征及控制因素

以研究区连片三维地震精细构造解释为基础,应用最新钻探成果,借鉴物理模拟实验的成果与认识,提出了克拉苏构造带盐下构造具有差异构造变形的特点,主要表现在：①自北向南,以克深断裂为界,断裂上盘以基底卷入构造变形为主,断裂下盘以滑脱构造变形为主,其中基底卷入变形带向东北收敛;②东西向构造模式存在明显差异,大北段受基底先存古隆起影响多发育基底卷入式构造,克深1-2段则以滑脱构造为主;③基底结构、膏盐岩层分布、多期叠加构造变形是控制盐下差异构造变形的主要因素。中生代基底结构变化控制盐下基底卷入与盖层滑脱2类构造模式的分布,膏盐层的差异分布及叠加构造变形影响了各构造段缩短量、变形样式的差异。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低压形成的控制因素

基于气田低压分布特征研究,从构造演化、沉积特征、地层流体性质等方面深入剖析鄂尔多斯盆地苏里格气田低压形成的主控因素。苏里格气田气藏压力主要为低压且受埋深影响较大,气藏顶底板发育多层欠压实泥岩,具有很好的物性和压力封闭条件,地层水特征亦反映气藏封闭条件好。苏里格气田地层压力经历了晚三叠世—早侏罗世正常压力状态、中侏罗世—晚侏罗世压力整体上升、早白垩世压力持续增大并达到最高及早白垩世晚期以来气藏压力逐渐降低的演化过程,最终形成低压。早白垩世晚期以来的构造抬升剥蚀作用导致苏里格气田储集层孔隙反弹增大和孔隙流体降温收缩,从而使得气藏压力降低,分别降低了0.673 MPa和原始地层压力的23.08%。苏里格气藏低压的形成是沉积配置、构造演化及油气成藏等多种因素作用的结果。图4参25     

在识别、评价、控制HSE因素中需要注意的10个问题

从10个方面分析了在HSE因素识别、评价和控制中存在的问题,并提出了相应的改进意见。     

鄂尔多斯盆地乌审旗地区煤层气富集主控因素及其勘探方向

乌审旗地区是鄂尔多斯盆地的重要含煤区,也是近几年低煤阶煤层气勘探的热点地区。但该区前期煤层气钻探总体效果并不理想,迫切需要认清该区煤层气富集规律,以便有效开展煤层气勘探及开发利用。为此,对该区煤层分布特征、聚煤期沉积环境、煤岩特征及储层物性、煤层含气性等地质条件进行了分析,发现该区煤岩演化程度低,以低煤阶长焰煤为主,煤层厚5~30 m,大部分地区煤层埋深小于1 000 m且分布稳定,具有一定的煤层气勘探潜力。但煤层气钻井揭示该区煤层含气性变化大,煤层含气量介于0.19～6.7 m³/t,部分地区煤层气组成中CH₄含量小于25%,说明煤层早期成岩时生成吸附的甲烷已被破坏逸散。进一步分析影响该区煤层气富集的主控因素后认为：在煤层直接盖层为砂岩、保存条件差的地区,煤层含气性差,反之,则含气性好,如果有后期生物气的补充,则可以富集成藏。最后指出：该区北部的乌审召区块和南部的纳林河区块,煤层气保存条件好、含气量高、勘探潜力大,可作为下一步煤层气勘探的有利目标区。