楚雄盆地北部上三叠统—侏罗系裂缝发育期次

运用露头描述、裂缝充填物稳定同位素分析、包裹体测温、石英自旋共振测年分析、定向样品声发射实验和岩石力学性质测定等方法,研究了楚雄盆地北部上三叠统-侏罗系裂缝的形成期次和控制因素.认为裂缝发育经历了5个时期第一期裂缝形成于燕山早期,裂缝充填物包裹体均一温度约95℃;第二期裂缝形成于燕山晚期,均一温度为110～130℃;第三、第四、第五期裂缝分别形成于喜马拉雅早期、早中期和中晚期,均一温度分别约为146℃、173℃和220℃,以喜马拉雅期中晚期构造活动最强烈,产生的破裂最强.研究区裂缝发育主要受两个因素控制①构造应力强度决定的岩层构造变形程度,一般变形程度越大,构造裂缝越发育,如构造高部位、轴部等裂缝较发育.②岩石本身的力学性质及刚性岩石的分布情况、岩层厚度等,随着岩石密度降低,孔隙度增加,抗张强度减小,易产生破裂;砂层厚度越薄,裂缝越发育,二者具有幂函数关系.图6表3参18     

一种预测水驱油田含水率的模型

作者基于经济增长和油气资源增长的Ｇｏｍｐｅｒｔｚ预测模型,提出了一种预测水驱开发油田含水率的模型。该模型还可对油田的采收率进行预测,通过双河油田的实际运用表明,新模型是实用而有效的。     

南盘江坳陷泥盆系层序地层格架及古地理环境

南盘江坳陷泥盆系划分为18个三级层序，下、中、上泥盆统分别包括7、5、6个三级层序，平均每个层序延续时限为2．87Ma。按界面性质可将三级层序划分为10个Ⅰ型层序，8个Ⅱ型层序。上述18个三级层序构成二个超层序(二级层序)。盆地腹部泥盆系层序发育齐全，而靠近继承性古陆边缘或沉积高地的浅水区则通常缺失下部1—4层序或顶部17—18层序，并具有自南部钦防海槽向中部右江地区和北部扬子古陆南缘，底部缺失层序增多的趋势。SS1低水位时期形成六盘水-南丹、曲靖-开远两个次级陆源碎屑浅海盆地，滇东曲靖-宜良一带为河-湖环境，而钦防海槽则为次深海海槽环境。海进时期，南盘江坳陷初步形成台-盆相阃格局。高水位时期，盆地古地理环境分异较大，边缘形成三角洲环境、滨浅海环境及碳酸盐岩潮坪-泻湖环境；内部发育混积台地、盆地环境。台-盆相间的古地理格局进一步明显。SS2沉积时期，滇东北及黔中南地区形成碳酸盐岩台地；广西地区呈现出台-盆相阃格局，常见生物礁及礁前塌积；钦防海槽则演化成统一的陆内裂谷盆地。在SS2沉积未期，滇东北、黔中南地区演化为广泛分布的局限台地。     

钛合金VAR过程电弧等离子体流场的数值模拟

依据磁流体动力学理论,运用ANSYS有限元分析软件对真空自耗电弧熔炼过程电弧区流场进行数值模拟.结果表明:在阳极熔池表面熔炼电弧的温度最高,且其附近电弧区压力随着径向距离的增大而增大,而在熔炼电极表面附近,电弧区压力随着径向距离的增加而减小;弧间距的减小不仅使电弧区的流体流动速度减小,而且还导致环路流动范围减小且向坩埚壁靠近.当电极直径为280 mm,熔炼电压为30 V时,理想熔炼弧长可控制在25～40 mm.     

一种改进的评价煤和煤成气资源的方法——以科罗拉多洲桑德沃什 …

在过去５年多的时间里，美国天然气产量的显著增加大大鼓舞了世界范围内煤成气资源的勘探与开发。煤和煤成气资源的精确评价以及盆地内最大资源的描述是资源开发的重要方面。由于资源计算公式中灰分和密度项不一致或不合适的原因，使以前资源研究中可以过高或过低估计煤成气资源量。在煤分析数据较少的盆地，煤成气资源计算最好基于“无灰分”（ａｓｈ－ｆｒｅｅ）状态。成灰矿物和有机物质密度经非常大，导致灰分重量百分比远大于相     

克拉玛依油田九区蒸汽吞吐后开采方式优化研究

克拉玛依九区稠油油藏具有整装、构造简单、开发时间长、经历蒸汽吞吐、蒸汽驱等多个开发过程。应用数值模拟方法对其开发历史进行精细数值模拟,在对储量动用状况、剩余油分布规律和影响因素分析的基础上,利用修正后的预测模型进行多井组、多种开发方式、多注采参数优化调整及预测,确定了研究区在蒸汽驱阶段合理的间歇汽驱周期、注汽速度及调整时机等。研究表明,在蒸汽吞吐之后采用间歇汽驱、变速汽驱、热水驱相组合的开发方式的开发指标优于其它方案。开发方式在现场是可行的,优化研究方法可供同类油田借鉴。     

断陷湖盆层序演化对储集体成因类型及构型的控制

断陷湖盆中层序发育、演化取决于相对湖平面(可容空间)的变化和沉积物供给。相对湖平面上升时,湖浪能量增加,湖水向物源方向推进,形成水进型扇三角洲,水进滩坝和滑塌型浊积岩体较发育;相对湖平面下降时,湖水活动急剧减弱,河流能量增强,形成水退型扇三角洲,分流河道砂、砾岩体最为发育,同时也可形成高位滩坝砂、砾岩体和洪水型浊积岩体。在层序不同演化阶段,沉积环境的水动力能量状况有所不同,所形成的砂、砾岩体在平面上的构型有较大差异。     

确定气井生产过程中无阻流量的一种有效方法

在气藏开发中后期生产管理中适时确定生产井的无阻流量，了解生产井的生产能力，及时调整生产井的工作制度是合理开发气藏的主要手段之一。然而，对众多的老生产井重新进行产能试井确定气井无阻流量是不现实的，同时又增加了管理成本。为此，在分析指数式产能方程的基础上，建立了无因次指数产能方程，并绘制指数产能方程拟合图版。利用该图版，只需要知道当前井底流压和对应的产量就可以计算地层压力和当前生产气井的绝对无阻流量，随时可了解生产井的产能。实例计算表明，该法简便易行，实用有效。     

延长油田南沟区块开发历史数据恢复及应用

延长油田南沟区块开发过程中主要记录了部分井的初期月产油量、现阶段日产油量和累计产油量数据,缺乏产水、压力及投产时间等部分数据,地下储量动用程度及压力场不明,给后期开发调整带来困难。依据油藏弹性能量开发递减规律,按照阿尔普斯递减模型,将各井累计产油量劈分到历史阶段,再利用油藏数值模拟,采取定产油量方法进行参数拟合、确定产液量,从而确定地层压力。通过部分资料井的检验证明恢复历史数据的有效性。利用恢复的历史动态数据和数值模拟剩余油分布,部署优化油藏开发方案,达到提高油藏开发效果目的。     

稠油出砂冷采技术的适用条件

稠油油藏能否适宜出砂冷采,主要取决于油藏能否形成蚯蚓洞网和泡沫油,这与储层、原油及开采条件密切相关.国外研究成果和河南新庄油田的开采实践表明:泥质含量小于10%,少或无钙质胶结的疏松储层及粒径小于2 mm的半胶结砂岩储层可进行出砂冷采;压力在2.0～6.0 MPa,粘度为500～50 000 mPa·s,厚度大于5 m,溶解气含气在10 m³/t左右的油层也可考虑用此方法开采;另外,出砂冷采宜从油藏中心展开,尽量远离边水和气顶(>200 m).