杂质气体对二氧化碳在废弃气藏咸水层埋存的影响

废弃气藏是埋存二氧化碳的理想场所,但气藏中的杂质气体会影响二氧化碳在水中的溶解过程。针对此问题,建立了考虑逸度-活度的热力学模型,准确捕捉杂质气体-二氧化碳-咸水混合体系的热力学特征。在此基础上,采用基于算子的线性化数值方法,高效准确求解质量守恒方程,研究不同混合物对二氧化碳在咸水中扩散-对流的影响。以荷兰西佩尔尼斯气藏为例,分析并评价了废弃气藏二氧化碳埋存的可行性及潜力。研究结果表明,二氧化碳在咸水中的溶解度随压力的升高而增加,随温度及矿化度的升高而降低,相同压力下,25 ℃下的溶解度约为90 ℃下的2倍。不同杂质气体对二氧化碳溶解能力的影响不同,甲烷对二氧化碳溶解度降低程度最大,降低幅度约为12%。二维模拟结果表明,杂质气体会降低二氧化碳羽流指进的速度,延长对流触发的时间,5%的甲烷-二氧化碳混合体系对流触发时间是纯二氧化碳的2.5倍,但杂质气体对总的溶解量影响不大。西佩尔尼斯气藏模拟结果表明,废弃气藏开展二氧化碳埋存潜力巨大;短时间内,二氧化碳主要以游离气及束缚气形式存在,溶解气量较少。关井30 a后,游离气占74.2%,残余气占19.1%,溶解气仅占6.7%。     

非饱和土渗透系数直接试验法和间接计算法

利用改进的非饱和土三轴仪对黄河大堤非饱和土进行了土-水特性试验,根据土-水特征曲线计算得到渗透系数.利用非饱和土三轴渗透装置进行渗透特性试验得到渗透系数-基质吸力关系,并对由间接计算和直接试验得到的渗透系数进行相对误差分析,结果表明:围压为100～400 kPa、体积含水量为0.07～0.23时,两种方法所得渗透系数非常接近,误差不大于10%.直接试验法所得渗透系数可靠,但试验难度大,耗时长,代价高;间接计算法所得渗透系数存在误差,但试验较为简单,耗时较少.     

基于混沌相空间技术的输沙量预测BP网络模型

影响输沙量演变规律的前期因素比较多,且难于确定和提取,这就造成对输沙量的拟合和预测精度较低。在对输沙量时间序列混沌特性分析的基础上,利用嵌入相空间来确定前期影响因子,建立了基于混沌相空间技术的BP神经网络模型。模型既能考虑到影响输沙量时间序列的动力因子,又能解决网络的输入单元数确定的困难和利用神经网络超强的非线性映射功能,通过对龙川江流域控制站月输沙量的拟合与预测表明其结果合理,预测精度较高。     

天然裂缝性油藏渗吸规律

为了研究渗吸作用对天然裂缝性油藏的影响,改善该类油藏的开发效果,以数值模拟为手段,通过建立概念地质模型,以静态和动态2种方式研究了毛细管压力、孔隙均匀程度、相渗曲线、基质和裂缝渗透率、原油黏度和基质含油饱和度对基质渗吸速度的影响,并在静态下对相关参数进行了公式拟合.静态下,渗吸速度与毛细管压力、基质渗透率、残余油饱和度、束缚水饱和度下的油相相对渗透率呈直线关系,与束缚水饱和度呈指数关系,与原油黏度呈幂指数关系;动态下,对于不同润湿性的油藏提出了不同的开发方式.     

非均质底水油藏水平井合理生产压差实验研究

利用底水油藏水平井小尺度离散化物理模拟装置,研究不同生产压差以及不同含水阶段变生产压差对水平井采出程度和含水率等开发指标的影响。结果表明：原油黏度较高时,较小压差下中低含水阶段单位含水率上升所对应的采出程度随生产压差的增大而增大;较大压差下进入中高含水阶段含水率随采出程度的增加上升幅度减缓。原油黏度较低时,在中低含水阶段,单位含水上升所对应的采出程度随生产压差的增大而减小,在含水率达80％ 左右出现明显拐点。利用基尼系数定量描述不同压差下各渗透率条带的采出程度差异度。基尼系数越大,各渗透率条带采出程度差异越大,基尼系数与综合采出程度呈“负相关”关系。原油黏度较大时,较大生产压差可将“单指进”变为“多指进”而提高综合采出程度;在高含水阶段过分放大压差,底水驱替效果变差。原油黏度较小时,较低生产压差在中低含水阶段可获得较好的开采效果;在中高含水阶段放大生产压差可提高底水驱替效率。对于I类普通稠油,水驱有效系数与变压时含水率呈幂函数关系,较低含水率阶段增大生产压差能获得较好的开采效果。     

低渗透储层应力敏感性定量解释研究

对致密及发育微裂缝、裂缝的低渗透岩心应力敏感性进行了实验;采用不等径迂曲毛管束模型,通过弹性力学原理对粗、细毛细管变形量的计算,研究了单毛细管和多孔介质应力敏感性定量表征关系,并通过有效毛细管半径分数探讨了低渗透储层应力敏感性的作用机制。研究表明,低渗透储层的应力敏感性主要表现为渗透率的应力敏感性,低、中高渗透率储层在应力敏感性上的差异与微观孔隙结构、固液界面作用力和启动压力梯度效应等密切相关,且这种差异性集中体现为有效毛细管半径分数的不同。考虑有效毛细管半径分数的多孔介质应力敏感性量化模型可以从应力敏感性微观作用机制角度解释低渗透储层与中高渗透率储层在应力敏感性上的差异。     

基于RAGA的PPE模型在空调冷热源方案综合评价中的应用

空调冷热源方案评价中各单项指标评价常常存在独立性和不相容性。本文将投影寻踪评价模型(PPE)应用于方案评价中,利用基于实码的加速遗传算法(RAGA)来优化投影方向,将多维数据指标转换成低维子空间,通过寻求最优投影方向来计算投影函数值,从而根据投影值的大小进行方案评价。结合实例进行验证,其结果合理,同时可以避免权重确定主观性,为空调冷热源方案的选择提供了一种新的方法和思路。     

水平井分段注采产能模型研究

该文针对面积较小或井场开采条件受限的油气藏提出了采用水平井的分段注采的开发方式,它利用水平井的长井段优势,在一定注采管柱条件下实现水平井分段注采,以达到维持地层能量的目的.利用势能叠加原理推导出了定压边界时不同水平井的井段长度、注采封隔间距下的产能模型,并给出了定注入段的注入压力与生产段的生产流压下的产能关系及沿程流量分布,若要保持注采平衡,只需要给定注入压力和生产井流压中的一个即可由注采平衡为约束条件通过迭代进行求解另外一个压力;研究结果表明,注水井对生产井的跟端和趾端干扰不同,生产井流量分布不对称,且井段越长干扰程度越大;注采井段封隔间距对流量分布具有一定影响,封隔间距越大注入段对生产段的干扰越小;当总井长度一定时,产量与注采压差呈正比关系,且随着生产井段长度增加产量逐渐增加,因此对大位水平井进行配产配注时,需要充分考虑注采压差的限制.     

薄层稠油油藏水平井分段蒸汽驱筛选研究

针对小断块或井场开采条件受限的薄层稠油油藏,提出水平井分段蒸汽驱的开发方式。因蒸汽驱对油藏条件要求高,故投产前须进行筛选。根据不同原油粘度和油层厚度的组合模拟计算结果,研究原油粘度和油层厚度对稠油油藏水平井分段注采开发效果的影响,建立筛选评价标准。研究结果表明,当油层有效厚度超过7.2m时,可利用水平井分段蒸汽驱经济开采原油粘度低于5000mPa.s的普通稠油油藏;油层有效厚度达9.6m时,该技术可用于开采原油粘度低于20000mPa.s的稠油油藏。     

超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

超稠油油藏蒸汽吞吐后期,油汽比低,周期含水量高,开采效果差,注氮气辅助蒸汽吞吐已经成为1种提高超稠油开采效果的有效手段。与常规稠油油藏不同,超稠油对于注氮参数以及筛选条件有更严格的限制。模拟研究得知,超稠油油藏蒸汽吞吐不同时期宜采用不同的注氮模式。因该类型油藏对原油黏度、油层厚度、采出程度敏感性较强,从而确定超稠油油藏选井标准。该研究对同类油藏注氮辅助蒸汽吞吐开采具有指导意义。