面向高水平组学生的大学英语翻转课堂教学实证研究

近年来翻转课堂模式逐步应用于大学英语教学中,但该模式作用于特定水平语言学习者的效果研究尚不充分。本研究在大学英语分级教学语境中,构建了面向高水平组学生的大学英语翻转课堂模式,并开展了实证研究。课堂教学行为数据和学业成绩结果表明:在教学过程中,大学英语翻转课堂模式更有利于实现以学生为主体、以教师为主导的教学理念;在教学结果上,该模式能显著提升高水平组学生的学业成绩。由此推断,合理设计的翻转课堂模式对面向高水平组学生的大学英语教学有切实的促进效果。

页岩油水平井组压裂动态应力场研究

水平井组开发页岩油是基于水平单井压裂局限性提出的新型压裂方式。在水平井组压裂过程中,由于存在多口井和多条人工裂缝,且裂缝周围应力变化和井间地应力分布复杂,这种复杂的应力变化将进一步影响裂缝的扩展形态。因此,深入研究水平井组中不同压裂方式下应力场的变化机理和规律对于控制裂缝形态和提高裂缝复杂度具有重要意义。针对页岩油储层压裂改造过程中应力分布问题,通过构建水力压裂数值模型,系统地研究水平井组不同压裂方式下应力场的变化机理和规律以及裂缝扩展后的应力场变化规律,并基于裂缝的形态特点进行了压裂效果的定量评价。研究表明:①同步压裂布缝方式可以有效影响井间地应力的变化,相较于正对布缝方式,交错布缝方式在井间产生的诱导应力提高了24%,并在相同井距下更容易引起井间地应力转向;②交错布缝方式下所形成的裂缝形态更为优越,压裂效果更为显著,交错布缝能有效提高裂缝的长度和宽度,使裂缝表面积和体积增大了4.6%和21.1%;③拉链压裂所形成的裂缝形态更为优越,压裂效果优于同步压裂,进一步增大了裂缝长度和宽度,使裂缝总表面积和总体积增大了1.3%和0.1%。

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏水平井组重复压裂时机优化

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏可通过水平井重复压裂同时钻加密井的改造方式,提高单井产量和油藏动用程度,但是在加密井投产时,水平井组的重复压裂时机目前仍不明确。针对这一问题,建立不同投产时间水平井组初次压裂和重复压裂的裂缝扩展模型和油藏数值模型,通过产量历史拟合确定模型的正确性。基于井组最优累计产油量,优化重复压裂时机。结果表明:加密井不生产时,单井的最优重复压裂时机为投产后第4年,井组的最优重复压裂时机为最晚投产井投产后第4年;加密井生产时,单井的最优重复压裂时机为投产后第5年,井组的最优重复压裂时机为最晚投产井投产后第3年。井组重复压裂考虑水平井加密时,总体增油效果优于仅老井重复压裂,应及时钻加密井,获取最大井组累计产油量。研究结果为致密油藏考虑加密井的水平井组重复压裂时机优选提供理论依据。

边水断块油藏水平井组CO2协同吞吐注入量优化实验研究

针对边水断块油藏单口水平井CO2吞吐过程中气体波及体积小、有效期短等问题,采用室内物理模拟实验方法,研究并优化了水平井组CO2协同吞吐注入量,分析边水断块油藏CO2吞吐控水增油效果。采用自行设计的三维水平井组开发物理模型,进行水平井组CO2吞吐实验,分析不同注入量的吞吐闷井压力变化以及开井的生产动态,并结合CO2气体本身物理性质以及其与原油的高温高压物性分析结果,明确了注入量对边水断块油藏水平井组CO2吞吐的影响机理,优化了实验条件下的注入量。实验结果表明:当CO2注入量由0.07 PV增至0.14 PV时,井组综合含水率降幅由0.72%扩大至5.93%,增油量由31.4 mL增至148.7 mL,增加注入量对水平井组CO2吞吐的控水增油效果促进明显;当CO2注入量增至0.14 PV时,采出程度增幅虽达22.36%,标况下累积产气量却高达8 050 mL,气体利用率降低。CO2控水增油的主要机理为:一定压力条件下,CO2的压缩系数降低,注入过程中能量损失小,促进气体进入地层,增加了气体波及范围;原油中CO2组分增加,原油流动性增强;增加注气量,提高注入气的波及效率。

丛式水平井组整体压裂工艺技术在致密低渗透气藏中的应用

为进一步提高鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段气层的储量动用程度、评价水平井组开发的经济技术可行性,开展了以多级管外封隔器分段压裂为主导的水平井组工程压裂工艺试验。首先对丛式水平井井组压裂方案进行优化,结合井场地面情况及井身轨迹,优选了压裂工艺、压裂顺序;其次,结合储层工程地质特征,单井录井、气测、随钻伽马等资料以及井网条件,研究了不同的压裂裂缝参数及设计施工参数,并开展了相邻两井同步压裂技术研究;第三,结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行了实时调整,形成了丛式水平井组分段压裂优化设计工艺技术及其压裂现场优化调整技术;第四,针对现场大规模施工及同步压裂试验易出现的突发情况,制订了详细的应急预案,确保井组压裂成功实施。最后在A井组进行了6井46段现场试验,压后井组天然气无阻流量达77.63×104 m3/d,为该气田致密砂岩气藏的高效开发提供了技术支撑。

致密砂岩水平井组同步压裂过程中诱导应力场变化规律

水平井组同步压裂过程中多井多裂缝导致的诱导应力对压裂设计、复杂裂缝的形成有重要影响,但目前对诱导应力场变化规律的研究相对较少。为此,建立了双井多缝诱导应力场数学模型,并利用线性叠加原理和矢量表征方法,得到了不同裂缝参数及井距时两井中间位置处诱导应力场的变化规律。研究发现,布缝方式、裂缝宽度、裂缝长度和井距对诱导应力场的影响程度各不相同:诱导应力场对裂缝长度与井距的变化最为敏感;相邻两井中间位置处产生的诱导应力最大,井筒井壁位置产生的应力最小,欲使压裂裂缝转向形成复杂裂缝系统,需要布缝方式、裂缝长度、裂缝宽度与井距相互匹配。大牛地气田DP43井组现场井下微地震监测结果证实了上述研究成果,从而也解释了水平井组拉链式布缝同步压裂可以获得高产的原因。水平井组诱导应力场变化规律的清楚认识,为致密砂岩水平井组合理设置井距与优化压裂设计方案提供了依据。

鄂尔多斯盆地大牛地气田丛式水平井组开发效果评价

大牛地气田优质储量动用殆尽,剩余未动用储量品位低,直井有效开发难度大。针对致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题,水平井在非常规油气开发中具有显著的技术优势,丛式水平井组作为水平井整体开发模式之一,对水平井开发效果起着非常重要的作用。采用数值模拟方法和动态评价方法相结合,对比大牛地气田水平井组各开发阶段压降速率和单位压降产气量,开展气田同层(或异层)二井式、四井式、六井式丛式水平井组开发效果评价。研究表明:采用丛式水平井组开发,保证水平段延伸方向与最大主应力方向夹角大于60°,满足井组间最小距离大于500 m的条件时,同层井组部署以两井式反向为主,异层井组部署可采用两井式、三井式或四井式,可实现"三低"气田的规模效益开发,为鄂尔多斯盆地同类天然气资源量和国内外其它同类型致密低渗边际气田经济有效动用提供借鉴。

四川长宁A平台页岩气水平井组压裂地面测斜仪监测评估

四川长宁A平台是我国第一个页岩气丛式水平井井组平台,也是国内首次采用"拉链式"压裂作业模式进行"工厂化"压裂作业的平台。为更好地认识该平台压裂模式中水力裂缝的形态和扩展规律,指导该区块其他井组优化压裂设计,采用地面测斜仪对该井组3口水平井分段压裂裂缝进行了监测,获得了裂缝的形态、体积和长度,并对监测结果进行了对比分析,探索了影响裂缝形态的因素。结果表明:即使同一个井组,水力裂缝形态也会具有很大的差别,天然裂缝和水平层理对水力裂缝形态具有重要影响;当天然裂缝发育时,水力裂缝以垂直缝为主,裂缝延伸距离大,反之则水平缝与垂直缝同时发育,且体积相近,裂缝延伸距离小。

深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术

深层致密砂砾岩储层盐227区块为厚层特低渗常压油藏，常规直井压裂效果差、建产难，单一水平井开发难以实现纵向厚层有效动用。借鉴国外页岩气工厂化开发理念，发展了“三层楼”工厂化整体压裂开发模式，即1套层系、3层开发，8口水平井组作为一个整体进行压裂，第一层为3口井，第二层为3口井，第三层为2口井，水平段长900～1400m，三层之间纵向跨度为80m。综合考虑平面上同层井间、纵向上层间裂缝参数匹配，建立层间立体体积缝网，提高储量控制程度。通过优化施工参数，应用新型实时混配压裂液技术，配套泵送桥塞分段压裂工艺、裂缝实时监测技术，完成4个井组8口井87段的集中压裂，裂缝监测显示立体缝网基本形成。工厂化整体压裂平均施工周期比单一水平井压裂缩短50％，单井投产费用减少395.5万元。压裂后单井平均产油量11.8t/d，为同区块直井的4倍以上，取得了良好的改造效果，为今后同类致密油储层的经济开发积累了经验。

涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,与北美相比,涪陵地区地表条件、地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深,开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长、成本高。为此开展了涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术研究,形成了集水平井组钻井工程优化设计、水平井优快钻井技术、国产低成本油基钻井液、满足大型压裂要求的长水平段水平井固井技术、山地特点"井工厂"钻井技术以及绿色环保钻井技术为核心的页岩气水平井组优快钻井技术体系。在涪陵页岩气田推广应用了290口井,完井256口,平均单井机械钻速提高了182%,平均单井钻井周期缩短了55%,平均单井钻井成本降低了34%。为涪陵页岩气田年50亿m^3一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对我国页岩气规模开发提供了重要的借鉴和引领作用。

延川南煤层气田V形水平井组压裂技术

延川南煤层气田存在单井产气量低、生产成本高和投资回收期长的问题,为此,进行了煤层气V形水平井组压裂技术研究。在统计该气田已压裂井裂缝方位的基础上,预测待压裂井的裂缝方位,依据煤层厚度及2口水平井水平段的埋深与夹角设计裂缝位置及裂缝长度,并优选分段压裂工艺、压裂液、支撑剂及压裂参数,形成了延川南煤层气V形水平井组压裂技术。该压裂技术在延川南煤层气田3组V形水平井组进行了应用,累计压裂29段,平均每段用液量881m3、加砂量49.4m3,压裂成功率90%,平均产气量是定向井的6.18倍,投入产出比低于定向井。现场应用表明,煤层气V形水平井组压裂技术可以提高单井产气量,降低生产成本,缩短投资回收期。

延川南煤层气V型水平井组钻井关键技术研究

煤层气V型水平井组是一种新型的水平连通井组。该井组是由两口水平井与一口直井组成,并实现远端连通,完井后由两口水平井提供泄流通道,直井进行排采生产。其钻井工艺主要包括井身结构优化技术、井眼轨迹优化设计与控制技术、水平井与洞穴井对接技术、煤层造洞穴技术、固完井技术等。本文系统地论述了煤层气V型水平井钻井工艺的关键技术要点,并在华东分公司实施的延5-V1型井组中得到成功的应用,为未来延川南煤层气的高效勘探开发提供了技术参考。

丛式水平井组整体压裂裂缝监测方案优选及应用

针对华北分公司大牛地气田开展丛式水平井组整体压裂工艺试验应用现状,开展裂缝监测方案的优选及应用,目的是验证米字型井网压裂裂缝形态,实时监测压裂参数,确定裂缝实际几何学特征,同步优化调整施工参数。综合考虑井组井场情况,对国内外常用的5种裂缝监测方法展开优化研究,形成丛式水平井组"地面微地震+井下微地震+地面测斜仪"复合监测方法,现场通过对6井次49井段的监测,探索出适合华北分公司致密砂岩气藏利用裂缝监测指导水平井组压裂开发的有效途径。

国外高水平竞技空手道组手教练员训练理念及启示

分析2012—2018年来华为中国空手道教练员培训的外籍专家的授课资料,认为国外高水平竞技空手道组手教练员具有注重以型筑基、强调防守、追求细节和富于创新的训练理念。提出:我国教练员须主动学习国外先进的空手道训练理念,将其消化、吸收、转化,促进我国空手道竞技水平快速发展。

纳米微球复合堵剂体系在超低渗水平井组深部调剖中的应用

长庆油田低渗储层具有非均质性强,裂缝、大孔道分布复杂等特征,很多区块注水开发后,油井含水上升速度快,甚至投产初期即暴性水淹,造成油层水驱效率低。目前,华庆油田Y284区块采出程度仅为2.3%,平均含水率已接近60%,水平井开发整体表现出采出程度低、含水高、连片水淹等特征,水驱效果较差。针对此类问题,结合试验区裂缝-孔隙型见水特征,研制出“有机凝胶+纳米微球+表面活性剂”的复合深部调剖体系,通过小排量、大剂量、低浓度、多段塞交替注入等方式,在Y284区块长6储层进行了高含水水平井组调剖现场试验,对应水平井含水由100%降至68%,单井日增油达到3.7 t,目前持续有效。该复合堵剂体系的试验成功,为同类油藏水平井开发和见水井的治理提供了依据。

煤层气V型水平井组钻井关键技术

煤层气V型水平井组是由2口水平井与1口直井组成的新型水平连通井组。该井组在实现水平井与直井的连通后,由水平井提供泄流通道,直井进行排采生产,具有增加有效供给范围、提高单井产量等优点。对前期完成的延3-V1试验井组进行了概括,并结合施工情况,系统阐述了井眼轨迹控制、远端精确连通和钻井液的选用等钻井关键技术中的技术措施及成功经验。该V型水平井组的顺利完成,表明其可成为煤层气的开发手段之一,为未来延川南区块煤层气的大规模开发提供技术支撑。

焦石坝丛式水平井组“井工厂”压裂技术应用

"井工厂"压裂技术可缩短页岩气投产周期,大大降低劳动强度和施工成本,在页岩气等低渗透、低品位非常规油气资源开发中具有显著的技术优势,在北美页岩气开发中获得成功应用,对我国发展页岩气有很大的借鉴意义。通过国内页岩气压裂技术实践探索,本文总结了焦石坝丛式水平井组"井工厂"压裂主要工艺技术,取得了一些经验和认识,提出了"井工厂"压裂技术发展建议,为今后"井工厂"压裂技术的研究与推广应用提供借鉴和参考。

页岩油气水平井井组地质油藏设计流程及其应用

我国页岩气开采还处于起步阶段,为了推动我国页岩气开发,中海油页岩气科研团队研究出了一套页岩油气水平井井组地质油藏设计流程和技术方法,包括页岩平面分区、纵向定带、轨迹定向、储量估算及产量预测、风险分析等。应用该套设计流程和技术方法对中海油已并购的美国页岩油气资产区进行了页岩油气水平井井组地质油藏设计,其结果满足了生产需求,同时也体现了自主研发的特色。

井矿盐水平井组油垫控采技术

当今,水平井组开采岩盐资源已成为全国各大盐矿山企业采矿的主要手段。但从矿山生产运行多年的实际情况来看,常规水平井组无控式开采的弊端和问题也逐渐显现,在水平井组中引入油垫技术有效控制溶盐势在必行。

多水平多泵组协同控制的耦合分析及解耦控制策略的研究

煤矿井下水文地质条件随着矿井开拓深度的增加而变得越来越复杂,由多个水平构成的联合排水系统呈现出强耦合、多变量、非线性、时变等特点,深入解析泵组之间各参数耦合程度对于改善和提高矿井排水的安全稳定性能具有重要意义。以3个水平9台水泵为研究对象,研究水泵启停过渡过程中流速与阻力的演变规律,分析非定常流动对水泵效率的影响;研究各水平之间涌水变化规律,分析涌水规律、井下用电规律对个体水泵排水性能的影响,探讨涌水量、管道流量、管道阻力、水泵效率等多变量的耦合特性;研究了基于前馈补偿技术的解耦控制方法,给出了融合解耦和神经网络逆动态控制策略,使被控对象的输出跟随对应输入值的理论变化,分析了多水平多泵组多变量耦合关系数学关系,求解了前馈补偿解耦器矩阵,验证了解耦后的阶跃响应波形,提出了适用于排水控制系统的解耦控制方法。工业现场实践证明,该方法能够修正启停过渡过程中流速、阻力以及各水平水位变化趋势,辅助提升矿井排水的安全和稳定性能。