考虑渗吸效应的页岩油井体积压裂用液强度优化方法——以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例

以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例,将岩心实验测得的带压渗吸规律通过岩心尺度油藏模拟拟合得到表征渗吸过程的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线,将其代入宏观油藏模型中模拟压后焖井过程,建立体积压裂用液强度优化方法。研究表明:压裂液用液强度的优化必须考虑造缝要满足预测最终可采储量的需求、满足渗吸驱油的需求、满足补充地层能量的需求,同时将压裂液用液强度控制在临界渗吸强度附近,避免液量过少导致渗吸置换作用不充分,液量过大导致成本增加与潜在储层伤害。模拟发现,压裂液用液强度与单井预测最终可采储量正相关且存在最优值,大于最优值后,单井预测最终可采储量增加的幅度将越来越小,通过适当提高压裂液用液强度补充地层能量提高焖井压力,适当增加焖井时间,可有效增加压后产能。经过X-1井现场试验验证,该优化方法对油井生产效果改善显著,具有较好的实用性。

鄂尔多斯盆地旬宜地区三叠系延长组7段致密油储层孔隙发育特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地旬宜地区三叠系延长组7段为典型的致密油储层,具有低孔、低渗、非均质性强等特征,明确储层孔隙发育特征及其主控因素,有利于致密油的勘探与开发。通过岩石薄片、物性、扫描电镜、X衍射分析、压汞等实验,深入研究了致密油储层的岩石学特征、储集空间、成岩演化等储层发育特征,并揭示其主控因素。鄂尔多斯盆地旬宜地区延长组7段储层埋深在500~1250 m,岩性以岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩,填隙物以方解石、白云石和泥质杂基为主;研究区储层砂体厚度大,成分成熟度高,骨架颗粒中抗风化能力较强的石英和长石等刚性矿物含量高,石英含量在30%~77%之间,平均为44.97%,长石含量在4%~52%之间,平均为31.61%;孔隙类型以粒间溶孔和颗粒溶孔为主,其次为残余粒间孔,少数为微裂缝,平均孔隙度为7.3%,平均渗透率为0.4×10-3μm^(2)。储层成岩阶段处于中成岩A期,在白垩纪完成了致密化,较差的抗压实能力、碳酸盐胶结作用、伊/蒙混层、自生石英为储层致密化的主要原因;较高的石英和长石含量、早期油气充注保存了大量原生孔隙,中成岩期持续的溶蚀作用和破碎作用为次生孔隙发育的主要原因。

节理岩体单轴瞬态卸荷动态响应机理

为了研究深部节理岩体开挖瞬态卸荷力学响应及变形损伤规律,通过理论分析、室内试验、数值分析等技术手段,深入研究了深部节理岩体开挖中的瞬态卸荷力学机理及动力响应,探讨了瞬态卸荷和节理的相互作用机制,建立了可描述现场原位试验的数值模型。结果表明:在单轴瞬态卸荷的第1阶段中,岩体内不会产生拉应力,而在第2阶段中,反射拉伸应力波将动能完全转化为弹性势能,导致岩体内产生拉应力;当有节理存在时,卸载波会在节理处产生透反射现象,导致节理张开量与节理刚度呈负相关;在节理岩体的单轴瞬态卸荷第2阶段中,反射拉伸应力波传递至节理时,会导致节理大幅度张开,诱发岩体的位移突变现象。研究结果对于深入了解单轴瞬态卸荷作用下岩体的力学响应机制具有重要意义,为开展深部岩体瞬态卸荷研究提供了重要的参考依据。

结合机器学习的SA湍流模型闭合系数修正

将修正Morris分类筛选法与极端梯度提升(extreme gradient boosting,XGBoost)相结合,在计算流体动力学(computational fluid dynamics,CFD)数据驱动下,用于SA(Spalart-Allmaras)湍流模型闭合系数的修正.利用分类筛选法有效缩小闭合系数研究范围,同时依据XGBoost方法在小规模数据集下取得精度较高的拟合模型,有效提升系数修正效率.在三维DLR-F6-WB构型下进行了数值实验,实验结果显示利用本方法能够在三维复杂模型上基于小样本数据进行系数修正,修正后的升阻力系数计算精度得到了显著提升.

涡流恢复导叶对螺旋桨气动和声学性能影响研究

为了对比安装涡流恢复导叶与单排螺旋桨气动性能和气动噪声的差异,采用数值模拟的方法研究了安装六种不同间距涡流恢复导叶和单排螺旋桨的气动力及气动噪声。研究结果表明:在起飞状态,级间距Δx=0.27的工况下,安装涡流恢复导叶使得推力系数增加6.4%,效率增加6.7%。随着间距的增大,前级叶片的桨尖涡、尾迹涡等涡系结构在通过后级叶片时破碎并向下游传播,且强度逐渐减小。噪声强度随着级间距的增加而逐渐减小,最大级间距涡流恢复导叶的噪声与最小级间距涡流恢复导叶噪声相比降低5.7 dB,噪声下降幅度随级间距的增加逐渐减缓,存在级间距最优位置使得推力增加最大,噪声强度适中。

格子Boltzmann方法多层网格负载均衡算法优化研究

基于格子Boltzmann方法的多层网格局部加密技术,通过多尺度网格计算不同层次的流动特征,避免了单层均匀笛卡尔网格中的低效率与计算资源的浪费,但仍存在并行性能上的不良影响.本文考虑并行计算中的负载均衡效应,从单层网格出发,通过考虑多层网格的运算特点来研究基于负载均衡的网格划分方法.同时,将网格划分与程序实现进行分离,在单层和多层网格中均完成了任意网格划分下的并行计算.在单层网格中,以二维血管流动的不同并行策略为例,研究了负载量划分与不同进程的各自时间开销的关系.在多层网格中,首先论述了多尺度网格在运算顺序上的特征,其次以三种不同的多层网格验证二维翼型绕流的计算结果,最后在每种网格中均使用三种不同的网格划分方法进一步探讨负载均衡与时间开销的关系.在128核的高性能计算平台上进行并行性能测试,强可扩展性可达到60%左右,弱可扩展性可达到82.78%.这种高可扩展性结果表明本文通过改进负载均衡性能,明显提升了多层网格计算中的并行性能.

农业科技综合试验站建设的实践与思考——以上海市农业科学院庄行综合试验站为例

从搭建农业科技创新平台出发,以上海市农业科学院庄行综合试验站建设为例,对建设区域性现代化农业试验站的必要性、功能定位和布局进行了阐述,探讨了综合试验站的建设思路,为我国正在进行的农业科技区域创新中心和试验站的建设提供借鉴。

川东南志留系小河坝组致密砂岩储层孔隙结构

针对川东南地区下志留统小河坝组致密砂岩储层,利用铸体薄片、扫描电镜、物性测试、高压压汞、恒速压汞等技术手段,结合前人的研究成果,对储层微孔隙类型和结构特征进行研究。结果表明:储层演化程度较高,原生孔隙发育较少,次生溶孔占总孔隙的80%,包括微米级粒间溶孔、微米-纳米级粒内溶孔和杂基溶孔;高压压汞屏蔽了半径较大的孔隙,表征的孔喉半径为0.01～1.26μm,半径>0.1μm的喉道所占比例<10%;恒速压汞测试表明,渗透率不同的样品孔隙半径大小及分布范围相近,孔隙半径主要集中在145μm左右,分布范围为40～260μm;喉道半径大小相差悬殊,且分布范围较大,为0.1～2.7μm。高压压汞和恒速压汞结合表征小河坝组致密砂岩的孔隙半径为0.01～260μm,喉道半径为0.01～2.7μm;致密储层孔隙度主要受单位体积有效孔隙数量、有效孔隙半径大小的影响,而渗透率主要受控于有效喉道半径的大小和分布,储层物性的差异则是这些孔-喉结构参数共同影响的综合体现。

大型LNG地上全容储罐的冷却技术研究

大型常压LNG储罐是LNG接收站中极其重要的单元设备,占有很高的投资比例,其正式启用时对调试工作的技术要求较高,而LNG储罐调试工作最关键和最危险的环节就是冷却。为此,详细介绍了国内LNG接收站常用16×104m3常压LNG储罐的冷却过程,分析了LNG储罐冷却前应具备的条件及注意事项,讨论了LNG储罐冷却过程中的压力控制、冷却介质(LNG)供应及流量控制、冷却过程的监控及冷却速率控制等调试技术,指出了冷却过程容易出现管线位移过大、法兰泄漏等问题,并给出了相应解决方法。研究成果对国内其他LNG项目具有借鉴意义。

四川盆地东部茅口组白云岩成因:来自岩石学、矿物学和地球化学的证据

四川盆地中二叠统茅口组白云岩中蕴藏丰富的天然气资源,但是这套白云岩的成因多年来一直存在争议。盆地东部茅口组白云岩储集层多发育在茅三段中下部,纵向上厚度介于3.0~46.8 m之间,平面上沿北西—南东向基底断裂呈带状展布。野外和钻井岩心观察发现,白云岩内发育交织状张性裂缝,将岩石切割呈角砾状,裂缝多被粗晶方解石、白云石充填或半充填。根据围岩和裂缝中白云石晶体形貌和产出状态,在显微镜下识别出4类不同组构的白云石:第1类为灰泥基质中“星散状”自形粉晶—细晶白云石;第2类为半自形面状组构细晶白云石,呈他形—半自形镶嵌状;第3类为具“雾心亮边”的自形晶面状组构细晶—粗晶白云石,具糖粒状结构,晶间孔隙发育;第4类为脉体充填的粗晶鞍状双晶白云石。背散射照片显示前3类白云石的“雾心”部分晶面混浊、表面分布方解石残斑及微孔,而第3类白云石的“亮边”部分与第4类鞍状粗晶白云石脉则晶体明亮、洁净、致密,属新生矿物。上述4类白云石的成分均具有富Ca和贫Fe、Mn、Sr的特点,MgO含量变化较大,其中前两类白云石MgO含量总体低于白云石标准计量,而后两类白云石的MgO含量则接近或略高于标准计量。岩石学、矿物学和地球化学特征表明:茅口组白云岩主要经历了2期白云化作用,初次白云化作用形成第1类、第2类白云石及“雾心”白云石,二次白云化作用形成“亮边”白云石和粗晶白云石脉体;2期白云化作用均发生得很早,可能始于同沉积期至浅埋藏期。白云石原位微量元素和原位锶同位素分析表明,白云化作用流体具有混源的特点,流体可能由富Ca地下水以及与火山活动有关的热液混合而成。推测中二叠世末期峨眉山地幔柱的喷发引起四川盆地内基底断裂再次活动,造成茅口组内张性构造裂缝发育,这为白云化流体混合及运移提供了通道。

元坝气田油气输导体系及其对成藏的控制作用

元坝气田位于超深层负向构造弱变形区,断层不发育。在分析研究区输导要素和输导特征的基础上,建立输导体系模型,分析油气输导过程,并研究输导体系对油气成藏的控制作用。元坝气田输导体系主要为长兴组白云岩孔隙型储集体与裂缝(层间缝、节理缝等)构成的网状复合输导体系,具有立体输导、近源聚集的优势,从而使由下伏吴家坪组烃源岩和侧向的大隆组烃源岩生成的油气有效实现上、下供烃和侧向供烃。长兴组礁滩相白云岩优质储层的发育与分布决定了油气侧向运移的方向和油气藏的分布及规模;裂缝的发育程度控制油气富集的层位。

四川盆地涪陵自流井组页岩气形成条件与勘探方向

为了进一步认识四川盆地涪陵地区陆相页岩气的勘探潜力,分析了该区自流井组不同层段泥页岩的沉积相分布、有机质含量及类型、成熟度、孔隙度、含气量、保存条件等页岩气形成条件,并与美国主要产气页岩进行比对后认为,涪陵东岳庙段位于浅湖—半深湖有利相带,泥页岩厚度大,烃源条件好,储集性较好,含气性好,且夹层含量低（泥地比＞80％）,埋深适中（2 500 ～3 100 m）,是该区目前最为现实的湖相页岩气勘探有利层系,建议加强专层勘探.

四川盆地涪陵地区茅口组热液白云岩储层预测

在分析四川盆地涪陵地区中二叠统茅口组热液白云岩储层发育主控因素的基础上,确定了"基底断裂精细描述+有利沉积相带分析+精细地震反演的热液白云岩储层综合预测"技术路线。针对该区灰岩与白云岩的波阻抗值重叠、仅用叠后波阻抗反演方法难以识别储层的难题,在钻井资料统计分析基础上,综合应用叠后地震反演获得的波阻抗值和叠前地震反演获得的纵横波速比V_p/V_s,实现了对热液白云岩储层的有效预测。

川东南地区须家河组天然气远源成藏模式

探讨川东南地区须家河组致密砂岩油气成藏条件与主要成藏模式,为进一步深化该领域的勘探提供参考。通过对川东南地区须家河组烃源、储层、盖层和圈闭条件等成藏要素的分析及以官渡须四段气藏为代表的典型气藏解剖,表明川东南地区须家河组气藏主要为"深生浅聚"型的远源成藏模式,气藏具有"多期运移聚集,断层裂缝联合输导,喜马拉雅期调整成藏"的特点。具备与下部海相烃源岩沟通的断层输导体是川东南须家河组远源成藏的关键因素。良好的砂岩储集体匹配发育的裂缝系统,是该区天然气富集高产的保证。川东南地区须家河组油气勘探方向应以"位于心滩、边滩等有利沉积相带内,伴随发育烃源断层形成的致密砂岩构造-岩性复合圈闭及构造圈闭"为主。

广东大鹏LNG接收站实施轻烃分离的可行性

介绍了国际上LNG冷能的利用现状,阐述了广东大鹏LNG接收站基于LNG化学组成和LNG冷能利用增设轻烃分离装置的必要性,指出了实现轻烃分离需要解决的技术问题:同时保证天然气管道在比较稳定的高压力下运行和轻烃分离装置稳定的进料量,确定了增设轻烃分离装置的原则。通过开展联合工艺研究和轻烃分离装置模拟计算,使轻烃分离装置和接收站都处于优化运行状态,不但解决了接收站气化外输量的波动对轻烃分离装置的影响问题,而且确保了广东大鹏LNG公司连续安全地向用户供应天然气。

川北地区灯影组四段优质储层特征及控制因素

为了解决川北地区震旦系灯影组四段储层特征和控制因素认识不清的问题,基于四川盆地北缘露头剖面及岩心观测,通过薄片鉴定、扫描电镜、包裹体、阴极发光、储层物性等研究,分析了灯四段储层岩石学、储集空间、成岩作用及物性等特征,并利用地震资料恢复古地貌,探讨了优质储层发育的控制因素。结果表明:川北地区灯四段储层的岩石类型以颗粒粘连白云岩、藻叠层白云岩及粉—细晶白云岩为主,储集空间以藻黏结格架孔、晶间溶孔及近顺层溶蚀孔洞为主,储层总体具有低孔、低渗特征,但局部地区仍具有发育中孔、中高渗优质储层的条件。受裂陷槽边缘古地貌高地控制发育的台缘丘滩、台内丘滩相带是优质储层发育的物质基础,在中—深埋藏阶段与烃源岩热演化有关的埋藏溶蚀作用是控制灯四段储层大量溶蚀孔洞发育的关键,而表生岩溶作用的影响较弱。优质储层位于绵阳—长宁裂陷槽东缘的元坝西—阆中区块,为台缘丘滩与埋藏溶蚀作用叠加部位,它是川北地区灯四段油气勘探的有利区带。

贵州赤水宝元构造三叠系嘉二1—嘉一气藏储层特征

三叠系嘉二 1—嘉一层是赤水气田的主要产层之一 ,探讨宝元构造嘉二 1—嘉一气藏的储层特征、控制储层发育的主要因素 ,预测储层发育的有利分布区 ,提出今后对该层的勘探建议。

碳酸盐岩烃源岩气藏的发现及其油气地质意义——以四川盆地涪陵地区中二叠统茅口组一段气藏为例

四川盆地中二叠统茅口组一段(以下简称茅一段)以往一直都被视为一套碳酸盐岩烃源岩,未有针对性地对其开展储层评价与测试工作。近年来,借鉴非常规天然气的勘探思路,借助于兼探井对川东南涪陵地区茅一段进行测试并获得了工业气流。为了进一步弄清该区茅一段的天然气勘探潜力,基于野外剖面实测、钻井系统取心以及实验室分析化验等资料,对其沉积特征、天然气成藏条件及主控因素等进行了研究。研究结果表明:①涪陵地区茅一段气藏源储一体,天然气主要富集在黑灰色灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩中;②储集空间主要为粒缘孔(缝)、成岩收缩孔(缝)、有机质孔和裂缝;③孔隙以纳米级孔为主,主体孔径为5~50 nm,介于页岩储层与常规储层之间,并且非均质性强;④气藏具有源储共生、岩性控藏、大面积层状分布的特点,表现为两段式油气差异富集——"早期层内近源富集"与"晚期层间泄压调整";⑤外缓坡相带中伴随阵发性上升流沉积的黑灰色富有机质细粒灰泥灰岩的发育是天然气成藏的基础,黏土矿物转化控制了相对优质储层的发育,良好的保存条件是天然气成藏的关键,裂缝发育有利于天然气的富集高产。结论认为,该区茅一段是一种特殊类型的气藏——碳酸盐岩烃源岩气藏,并且具有较大的天然气勘探潜力,已有多口井获气;该类气藏的发现,不仅拓展了四川盆地天然气勘探的领域,而且还可以为中国南方其他地区的天然气勘探提供借鉴。

四川盆地东部地区中二叠统茅口组白云岩储层特征及其主控因素

四川盆地东部(以下简称川东地区)中二叠统茅口组“似层状”白云岩储层天然气勘探获得了重大发现,但对该层位白云石化的成因和分布一直未能达成共识,制约了该区的天然气勘探部署。为了明确该区茅口组下一步的天然气勘探方向,基于岩心和露头样品的岩相学及地球化学特征分析,研究了茅口组白云岩储层的特征、成因及主控因素,建立了白云岩发育模式。研究结果表明:①川东地区茅口组白云岩纵向上主要发育于茅三段中下部,多呈层状、似层状产出,岩性主要为细中晶云岩、硅质云岩、生屑云岩等,储层物性较好,主要发育孔隙、热液溶蚀缝洞系统两类储集空间;②该区茅口组基质云岩与鞍状云岩的微量元素及其含量、锶同位素比值及包裹体均一温度均存在着差异,表明两类白云岩的形成流体或期次相差较大,早期热水沉积形成基质云岩,晚期受热液溶蚀改造形成缝洞充填的鞍状云岩;③该区茅口组白云岩发育分布受生屑滩、热水沉积和基底断裂的联合控制,其中生屑滩是白云岩储层发育的基础,热水沉积形成了早期层状基质云岩,基底断裂为后期富镁热液流体提供了运移通道、改善了储集性能。该研究成果有助于深化对川东地区茅口组白云岩储层的认识。