克拉2气田储层岩石的应力敏感性及其对生产动态的影响

克拉2气田是一个异常高压气藏，压力系数在2．0以上。在衰竭式开采条件下，其地层压力降幅可为普通气藏地层压力降幅的3倍以上，因此研究储层岩石应力敏感性及其对生产动态的影响意义重大。研究得出，岩石的应力敏感性特征主要有：岩石物性对应力的敏感性总体上不大，其中以孔隙度最小，渗透率次之，压缩系数最大；岩石物性随地层压力的下降而下降；在同一地层压降下．岩石物性下降幅度不是渗透率的连续函数，而是与渗透率分布范围有关，高渗透率范围，岩石物性下降幅度小，低渗透率范围，岩石物性下降幅度大。研究得出，克拉2气田岩石的应力敏感性对其生产动态的影响较小。     

非均质油藏注水开发指标计算方法的改进

概算法是油田开发设计过程中进行开发指标预测最常用的方法，其基本思想是运用一维肉体上流动理论来研究水驱油过程的规律。同时运用概率统计的方法，研究油层渗透率分布的非均质状况，最后推导出非均质油藏水驱开采时各项指标的计算公式。     

注水开发对储层物性及粒度分布的影响

通过注水开发前后所钻井的分析化验资料及物性资料的对比分析,在注水开发过程中水岩作用的实验模拟基础上,结合开发生产实际情况、从储层物性、储层砂岩沉积物粒度分布特征两个方面探讨了注水前后储层孔隙度、渗透率、孔隙结构、岩石密度及沉积物粒度的变化情况。认为在注水开发的过程中,由于受注入水的长期冲刷,储层孔隙结构发生了较大的变化,储层孔隙度、渗透率分布范围也有所改变,造成了储层平均渗透率的升高,储层物性发生     

胡状集油田注水开发对储层的影响

通过对胡状集油田注水开发前后分析化验资料的对比,在注水开发过程中水岩作用试验模拟基础上,结合开发生产实际情况。探讨了其注水开发对储层孔隙度、渗透率、岩石密度、沉积物粒度及孔隙结构的影响。认为在注水开发过程中,由于受注入水的长期冲刷,储层孔隙结构发生了较大的变化,储层孔隙度、渗透率分布范围有所改变。造成了储层平均渗透率的升高。储层物性发生了较大变化。     

岩石压缩系数的新求解方法——对“岩石压缩系数对油藏动态储量计算结果的影响”中压缩系数求解方法的质疑

通过对文献提出的孔隙体积压缩系数公式的推导过程进行分析,发现在孔隙压缩机理认识方面存在片面性。对于油藏多孔介质而言,由导出公式可得出多孔介质较固体介质更难以压缩的结论,这违背了基本的材料力学原理。本文在分析地下多孔介质受内外应力发生变形的基础上,认为岩石孔隙度压缩是内外应力综合作用的结果,并提出孔隙压缩系数的新表达式,该式克服了原压缩系数表达式的缺陷,对于油藏工程计算的正确取值有较重要的意义。     

无水期注水和采油速度对开发指标的影响

沙依姆地区诸油田的开发始于六十年代中期。现在仍在开发中的六个小油田的产量已处于递减阶段，即第三阶段（开发中后期），采区的油藏区块已被一系列的注水井隔开。在乌拉依油气开采管理局，的小的开发层系的总数已超过40个。所有的开发层系基本上属于上株罗系的陆源沉积层“п”，其主要成份是带有底部活性水的带状含油砂岩。它们的开发采用了边外注水同边内注水相结合的方法。     

注水水质对油藏开发指标的影响研究

注水水质是影响开发指标的重要因素。在注水开发中,注入水水质的好坏不仅影响注水工艺系统的效率,还影响油藏的开发指标及开发效果。通过实验研究和经验公式计算进行了注水水质影响下的油藏开发指标（含水率、波及系数、吸水指数及采收率）的变化规律研究;并做出了相应的变化规律曲线,分析了水质对这些开发指标的影响。注水水质差会导致油相相对渗透率急剧下降,含水率增长迅速,波及系数减小,吸水指数下降,采收率也降低。研究结果为注水水质标准的制定提供了一定的理论依据。     

文东沙三中油藏储层性质对水驱开发规律的影响

为掌握文东沙三中油藏的基本开发规律及在水驱后期的动态变化特征,根据储层岩心实验结果,应用油藏动、静态资料,综合分析了文东沙三中油藏储层特性与渗透率的关系,启动压力对开发效果的影响,以及储层对酸、水的敏感性;研究了在不同不驱阶段各项开发指标的变化规律。根据研究结果,提出储层渗透率的大小是影响文东沙三中油藏注水一发效果最根本的原因,并由此提出了在今后开发调整工作中应采取的主要对策。     

焉耆盆地构造变形样式及其控油(气)作用

焉耆盆地是位于库鲁克塔格、南天山两个褶皱带之间的中、新生代叠合盆地。中生代原型盆地为库鲁克塔格山前的走滑前陆盆地,发育三叠－侏罗系含煤岩系,呈南厚北薄的楔形。新生代为天山山间的挤压断坳盆地,发育一套冲积－河流相的红色碎屑岩系,呈北厚南薄的楔形。盆地内主要发育近东西－北西西向和北北西向两组断裂构造带,前者平行于南北山系,具有压扭－冲断性质,后者为前者压扭性作用下的伴生产物。盆地的构造变形南强北弱,致使侏罗系含油气系统在南、北凹陷具有明显的差异性,成藏南早北晚,破坏南重北轻,油气分布南贫北富。北部凹陷内的北西向二级构造带是油气成藏的最有利区带,与断层相关的背斜圈闭油气充满度高。南部凹陷内变形强度较弱的北西向二级构造带是寻找燕山期原生油气藏的有利区带。南北凹陷之间的种马场叠瓦冲隆带油气藏保存条件较差。     

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本文以气藏开发讽整方案研究实例为基础,对影响气驱气藏采收率的因素进行了分析和讨论,提出了利用开发后期的调整提高气驱气藏采收率的方法和措施。对提高气藏采收率具有一定的指导意义。     

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随着我国西部天然气于2003年底开始向上海市供气，建设地下储气库以保证长江三角洲地区和西气东输管线沿线城市的有效、安全用气已刻不容缓。介绍了在盐层中建设储气库采用的水溶采卤技术：通过向溶腔中注入淡水，降低卤水浓度，溶蚀岩盐，使得溶腔不断扩大。为保证储气库长期安全、稳定地运行，必须在建腔过程中控制其形状，使之具有一定的力学稳定性。通过机理分析与模拟实验研究，探索了溶腔形状控制机理，以及在盐层中建设储气库的形状控制技术。     

大型气－固湍流流化床径向空隙率分布的研究

在一套７１０／４０００×８７０／１１０００ｍｍ大型有机玻璃流化床中，测定了大比重的ＦＣＣ催化剂在湍流流化床密相密度沿径向的分布规律。试验结果表明，湍流流化床密相区密度沿径向有一个明显的分布。采用多项式模型对试验数据进行了关联。关联结果能较好地描述湍流流化床密相区径向空隙率的分布规律     

深层页岩气储层岩石力学特性及对压裂改造的影响

赋存深度对页岩储层岩石力学特性具有显著影响.研究深层页岩的形变破坏机理,获得赋存深度对岩石力学参数的影响规律,能够为页岩油气开发提供至关重要的基础参数.采用不同深度页岩岩样系统开展了岩石力学实验,分析了深层页岩的关键力学性质,得到了其强度参数及形变模量的变化规律.结果表明:深层页岩在力学强度、抗形变破坏能力、破裂方式等...     

地应力对气藏开发的影响

深埋于地下几千米的油气藏受岩石上覆压力与围压作用。钻井后,井眼周围应力将重新分布。在气藏开发过程中,井眼周围形成压力漏斗,岩石应力状况发生变化。作者应用渗流力学理论,深入研究了地应力对气藏开发状况(产量、稳产期、采收率)的影响。研究结果表明,影响程度因储层的性质及应力作用的不同而不同,尤其是当应力作用强时地应力明显影响气藏的开发。     

脂肪醇气相色谱保留指数的预测

将作者提出的气相色潜中同系物的保留指数与同系序数间的定最关系用于脂肪醇在15种固定相上保留指数的关联和计算。确定了4种端基在15种固定相上的当量参数,用试验和大量文献数据证明所提方法是准确可靠的。进而指出端基当量参数与温度的近似直线关系,据此,可进行更大范围内的保留指数的预测。     

低渗气藏开发的关键性技术与发展趋势

为了经济高效地开发低渗透气藏，对液相滞留、应力敏感性、水相自吸入等低渗气藏储层的主要伤害类型进行了分析，认为目前低渗气藏开发的主要关键性技术包括：①低渗气藏储层综合表征技术的应用（气藏地质和气藏工程）；②低渗气藏钻井技术（水平井、大斜度井技术和气体欠平衡钻井技术）；③低渗气层压裂改造技术。然后探讨了低渗气藏开发技术的发展趋势，提出需要加强发展的5个方面：加强基础理论研究；加强低渗透储层精细描述和储层预测；井间动态监测技术；低渗透气层改造技术；复杂结构井提高低渗气藏采收率技术。     

煤岩力学特性测试与煤层气井水力压裂力学机理研究

通过大量煤岩力学物理性质的测试与分析,证实了试验区煤岩的弹性模量相对较低,泊松比较高,脆性大,易破碎,易压缩,且煤岩垂直层理方向上和平行层理方向上的力学物理性质差异较大,因而应将煤岩视为正交各向异性体或横观各向同性体来处理。运用Ｇｒｉｆｆｉｔｈ等有关脆性断裂理论,试验和研究了煤岩单轴压应力状态下的脆性断裂过程。     

某天然气输送管纵向屈曲破坏失效分析

主要针对我国黄土高原上天然气管道发生环状轴向屈曲破坏的事故进行全面的分析和研究。通过金相分析、扫描电镜分析了解了材料的基本性能,从微观角度分析了破坏的基本形式,并利用有限元软件对不同的服役压力下管体的变形形式进行了详细的计算和模拟,最后对失效变形形式和破坏方式进行了探讨。得出了由于材料屈服强度不足导致管体局部结构失稳,最终引起管体局部失效的结论,并给出了相应的意见和建议,以便采取必要措施降低管线运营风险。