金安桥重力坝坝基稳定问题分析

采用三维弹塑性有限元方法,对金安桥水电站的碾压混凝土重力坝坝基的深浅层抗滑稳定进行了研究。强度储备系数方法计算所得出的渐进破坏过程揭示了重力坝坝基深浅层滑动的模式,同时根据新的重力坝设计规范。对大坝在设计阶段的抗滑稳定安全度进行了分析,大坝坝基的深浅层抗滑稳定是可以保证的。     

21世纪中国水价、水权与水市场建设研讨会召开

“21世纪中国水价、水权与水市场建设研讨会”于2001年3月20日在广西壮族自治区北海市开幕.在为期两天的研讨会上，有来自全国各地的近170位水行业的代表讨论和交流了中外水权和水价问题. 开幕式由主办方代表刘思政主持，广西壮族自治区水利厅副厅长陈中宁首先发表讲话，他代表广西对代表的到来表示欢迎，随后他向代表们介绍了广西的水价以及在水市场方面的情况.他说，此次研讨会的召开对广西水市场工作有指导意义. 参加会议的领导还有：中国水利经济研究会理事长陈美章、水利部经调司领导魏炳才、太湖流域管理局副局长叶寿仁、江苏省水利厅副厅长徐俊仁、湖南省水利厅副厅长皮颂妥、珠江水利经济研究会常务副理事长李志远. “21世纪中国水价、水权与水市场建设研讨会”引起了各新闻媒体的关注，水信息网、中国水利报、水利水电技术杂志、三联生活周刊、中国环境报等都派驻记者进行报道. (摘自“中国水利科技网”2001年3月20日)     

汲取奋进力量强化责任担当全力开创河北水利高质量发展新局面

在全党开展党史学习教育,是党中央立足党的百年历史新起点、统筹中华民族伟大复兴战略全局和世界百年未有之大变局、为动员全党全国满怀信心投身全面建设社会主义现代化国家而作出的重大决策.习近平总书记在庆祝中国共产党成立100周年大会上的重要讲话,视野宏阔,贯通历史、现实和未来,是一篇马克思主义的光辉文献,是指引我们奋进新征程的...     

苏里格气田有效储层解析与水平井长度优化

水平井凭借其独有的技术和经济优势,已成为高效开发致密气藏的关键技术,但是其在非层状气藏的开发中却效果较差。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系下石盒子组8段含气砂体孤立分散的分布特点,采用露头类比、地质统计、密井网先导试验3种方法研究了该气田含气砂体的展布方向及规模特征,结合密集井网区精细地质解剖成果,提出了4种适用于该气田盒8段部署水平井的含气砂体分布样式:①厚层块状孤立型;②具物性夹层的垂向叠置型;③具泥质夹层的垂向叠置型;④横向串糖葫芦型。统计当前已实施水平井钻遇含气砂体的情况,发现所钻遇的含气砂体长度多数分布在670~1300 m。以苏X区SuX-18-36典型井组的物性夹层垂向叠置型砂体为例,结合生产数据修正法、数值模拟法及经济评价法,优化了气田合理水平段长度,认为在当前经济技术条件下,1200 m以内的水平段长度适合于该气田的该类叠置样式的砂体。该成果为该气田的后续高效开发提供了技术支撑。     

沥青混凝土心墙坝渗漏检测及防渗体系修复综述

针对部分沥青混凝土心墙坝出现渗漏情况,为判定沥青混凝土心墙坝渗漏的部位及通道,需采用多种检测方法对坝体渗漏情况进行综合分析和判定。列举了多个工程应用实例,对沥青混凝土心墙坝渗漏检测方法如水下声纳检测、孔内彩电观测、示踪连通试验、坝体内水位分析和物探检测,以及混凝土防渗墙和控制灌浆修复坝体防渗体系方案及其影响因素进行了综述,以期为类似工程提供借鉴。     

苏里格大型致密砂岩气田开发井型井网技术

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,井型井网技术是其提高单井控制储量和采收率、实现气田规模有效开发的关键技术。针对苏里格气田大面积、低丰度、强非均质性的特征,形成了大型复合砂体分级构型描述与优化布井技术、井型井网优化技术、水平井优化设计技术和不同类型井产能评价技术,为苏里格气田产能建设Ⅰ+Ⅰ类井比例达到75%～80%、预期采收率提高到35%以上以及水平井的规模化应用发挥了重要的技术支撑作用。为进一步提高苏里格气田单井产量和采收率,应继续开展低效井侧钻、多分支水平井、多井底定向井等不同井型,以及水平井井网、多井型组合井网的探索和开发试验。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区气水层识别及产水井排查

苏里格气田西区含水层大面积分布,储层气水关系复杂,气水层识别困难,生产井多数产水,严重影响气井正常生产及区块整体产能评价部署。以气藏储层基本地质特征为基础,分析储层四性关系,分别建立盒8段、山1段孔隙度、渗透率及含水饱和度参数解释模型并进行模型可靠性验证。进而采用试气交会图方法确定声波、电阻率等主要曲线下限及孔隙度、渗透率、含水饱和度等物性下限,形成苏里格气田西区盒8段和山1段主力储层气水层识别标准,其中气层下限为孔隙度≥5%,渗透率≥0.1×10^-3μm²,含水饱和度≤50%,声波时差≥213μs/m,电阻率≥60Ω·m,密度≤2.56g/cm³,泥质含量≤20%。将标准应用于后续开发井气水层识别并与试气成果对比分析,证实标准可靠。同时,针对不同生产阶段、不同生产特征气井提出了试气、试采、探液面测试、气液两相计量试验及生产特征分析5种气井产水、积液的排查方法,明确产水对气井生产的影响,形成产水井排查标准并对受不同程度影响的气井提出措施建议,为气井及区块开发评价提供参考。     

气藏开发全生命周期不同储量计算方法研究进展

储量评价贯穿气藏开发始终,系统梳理气藏不同储量计算方法,对认识和开发气藏具有重要意义。前期评价阶段,分气藏类型选择容积法或体积法计算探明地质储量,指导开发概念设计和开发方案编制;方案实施阶段,落实可动用储量,指导井位部署;规模开发后,采用物质平衡与现代递减方法计算单井或气藏动态储量和可采储量,指导井网、井距、生产制度等开发技术政策优化;开发中后期,采用精细气藏描述和数值模拟方法落实剩余储量,指导挖潜部署。综合来看,储集空间结构、流体赋存状态和气藏边界是优选不同储量计算方法的重要依据,也是开发全生命周期不断认识气藏的关键参数。     

电加热井参数选择与应用

孤岛油田是典型的疏松砂岩油藏 ,稠油储量丰富 ,含油面积 32 5km2 ,地质储量 310 6〔10 4t,其中热采难动用的稠油油藏主要有以下原因 :①分布比较零散 ,无法形成注汽管网 ,如南区和西区的Ng5 - 6、东区的Ng4 ;②处于油水过渡带 ,边底水活跃 ,热采效果不明显 ,热采生产周期较短 ,如中二北的Ng4 ;③地质储量在 96 0〔10 4t以上 ,由于地层温度较高 ,在地层中能够流动 ,而且这部分稠油对温度比较敏感 ,温度每上升 10℃ ,原油粘度下降一半 ,较为适合井筒加热开采。孤岛油田自 1998年应用电加热技术开采零散稠油 ,并进行了工艺配套和加热参数选…