南海西部东方A低渗边际气田经济有效开发新思路

南海西部东方A气田储量规模小,普遍为低渗储层,开发经济效益差,属于边际气田。该气田分别于2008年、2014年进行两次开发方案研究,均因经济性差而放弃投入开发。东方A气田开发项目的经济效益提升需要各专业、各方向共同努力,降本增效。2022年开发方案研究,根据油藏新认识,采用高渗带动低渗方式,并选择长水平井开发,同时打破常规,加大底水气藏开采速度提升经济效益;并采用新思路,考虑区域资源共享,结合平台及钻完井方式选择,降低开发投资。通过油藏、工艺、钻采共同促使该气田达到经济效益,目前该气田已进入基础设计阶段,即将投入开发,该气田的开发方案设计模式可为后续同类气田开发提供借鉴。

三层端电极渗边现象的研究

多层陶瓷电容器的端电极在进行电镀镍和锡铅合金时常会出现两边的端电极金属层向瓷体中间逐渐延伸的渗边现象，采用一种前处理化学浸液，对ＭＬＣ芯片进行浸入处理后。

塔中16油田中低渗边水油藏的高效开发实践

以塔里木油田的塔中16油田为例,介绍一种适合层状低渗边水油藏特点的开发模式。开发初期通过对水平井、直井试井的产能对比,确定了以水平井为主、直井为辅,沿构造轴线布井的思路,运用容积法和数值模拟方法确定了油藏的水体大小。水平井见水后,采取保持工作制度稳定,有效地控制了含水率的快速上升。通过计算每采出1% 地质储量的平均地层压降来评价驱动能量,证明塔中16油田的开发效果非常好,说明采用塔中16油田的模式能高效开发层状中低渗边水油藏。

碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展

我国碎软低渗煤储层分布广泛,然而由于其煤体松软、破碎、渗透性差,常规的直井/水平井煤储层直接压裂技术应用于碎软低渗煤储层强化及其煤层气地面开发的效果并不理想,碎软低渗煤储层煤层气的高效开发是制约我国煤层气产业大规模发展以及煤矿瓦斯高效治理的重要技术瓶颈。在系统分析我国碎软低渗煤储层特征及煤层气地面开发中存在的问题基础上,以水平井为基础井型,围绕间接压裂、应力释放和先固结后压裂3种不同的技术方向,梳理了目前碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展。归纳评述了以顶板间接压裂、夹矸层间接压裂以及硬煤分层间接压裂为内涵的间接压裂煤层气开发技术,以水力喷射造穴、气体动力造穴、扩孔+水力喷射+流体加卸载诱导失稳造穴、水力割缝为不同应力释放方式的应力释放煤层气开发技术,以及先微生物诱导碳酸钙固结碎软煤储层再进行水力压裂的先固结后压裂煤层气开发技术。间接压裂技术的工程实践探索已有较多积累,在地质条件适宜地区对碎软低渗煤储层强化取得了较好效果,而以应力释放为代表的碎软低渗煤储层强化新技术探索已取得重大进展,并进入工程试验和验证阶段。水平井应力释放技术针对碎软低渗煤储层特性和新的开发原理,其对储层改造潜力更大、煤层气开发效果会更好。基于水平井应力释放技术,围绕扩大应力释放范围、提高煤层气开发效果以及实现煤与煤层气共采3个方面,对碎软低渗煤储层强化及煤层气地面开发技术的发展趋势进行了展望,以期为改善我国碎软低渗煤储层增产改造效果以及提高煤层气单井产量提供参考。

离子注渗复合表面改性技术研究进展

综合国内外研究现状,目前针对离子注渗复合表面改性技术已开展了大量的研究工作,然而还缺少对其进行系统介绍的研究报道。首先,对离子渗技术(离子渗氮、离子渗碳和离子渗硫)、离子注入技术(氮离子注入、碳离子注入和金属离子注入)和离子注渗复合技术的原理进行了介绍。其次,对上述表面改性技术的研究进展进行了综述和总结。最后,针对目前离子注渗复合技术的不足之处,从改善硬件设备、强化作用机理、系统研究复合处理工艺和促进其工业化应用等方面进行解决,提出要充分利用注渗和镀膜技术复合的优势来实现材料结构功能一体化,推动多相复合强化技术的研究与开发,为工业化应用奠定理论基础。

致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术

建立渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型,进行致密油多场耦合模拟,揭示致密油长期注水后压力场、渗流场和应力场的变化规律,在此基础上提出了致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。研究表明:致密油长期注水开发后,压力扩散范围小,难以建立有效驱替系统,地应力的变化幅度呈现差异性,水平最小主应力变化幅度大于水平最大主应力,注水井地应力变化幅度大于生产井,注水井周围地应力转向幅度较大。多场重构驱渗结合提高采收率技术通过注水井转采和大规模压裂技术,重构人工体积缝网系统;通过压前补能、压中增能、焖井蓄能、驱渗结合的全生命周期能量补充方法,有效解决了大规模压裂后注入介质易窜流、能量难补充的问题;通过多井联动强化渗吸效应,重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系,由避缝向利用裂缝转变,提高微观波及效率和驱油效率。鄂尔多斯盆地华庆油田元284区块现场应用实践表明,该技术提高采收率12个百分点,可实现致密油规模效益开发。

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。

一种基于“四区”的低渗透油藏CO_(2)埋存量计算方法及应用

CO_(2)驱油和埋存能有效减少温室气体排放量达到碳中和目标,已有的CO_(2)埋存量计算方法主要针对CO_(2)的静态埋存量进行粗略计算,未考虑实际生产过程中CO_(2)埋存量的变化。针对上述问题,运用CO_(2)溶解、CO_(2)波及体积和驱油机理,将CO_(2)驱油与埋存过程分为气相区、两相或近混相区、扩散区和油相区,并基于“四区法”计算CO_(2)埋存量,得到了不同烃类的注入孔隙体积倍数、注入压力、注气速度下的CO_(2)动态埋存量的变化规律。将研究成果应用于W油田低渗储层,结果表明:注入烃类孔隙体积倍数、压力、注气速度与总埋存量呈正相关性,当压力由12 MPa升至30 MPa,CO_(2)埋存总量增加15.53×10^(4)t;当注气速度由5 t/d增加至30 t/d,峰值CO_(2)埋存总量由3.51×10^(4)t提高至12.62×10^(4)t。研究成果可为同类油藏开展CO_(2)驱油与埋存项目提供新的思路。

济阳页岩油开发“三元”储渗理论技术与实践

基于济阳坳陷页岩油储层上万米岩心资料与60余口水平井的开发实践,提出济阳页岩油“储元”、“缝元”、“压元”的“三元”储渗理论。“三元”协同支撑济阳页岩油的富集高产:“储元”控制页岩油的富集,咸化湖盆无机孔-缝及灰-泥优质纹层组构发育利于页岩油储集,高生烃能力、高游离烃含量为高产提供物质基础;“缝元”控制页岩油的渗流,天然裂缝为页岩油的运移和聚集提供渗流通道,压裂改造缝沟通天然裂缝形成复杂缝网,为高产提供渗流基础;“压元”控制页岩油的高产稳产,高地层压力为油气运聚提供原始动力,压裂增能可进一步提高岩石及流体弹性能,强化孔缝原油渗吸置换,减缓应力敏感性,为长期稳产提供能量基础。基于“三元”储渗理论,形成了以立体井网优化、立体均衡压裂、全周期优化调控为核心的立体开发技术,有效指导了现场生产实施,为济阳页岩油规模化效益开发提供技术支撑。

低渗砂岩油田CO_(2)驱化学机理及提高采收率研究

针对低渗砂岩油藏进行了CO_(2)驱开发技术研究,分析了CO_(2)驱油化学机理及主要影响因素。基于目标油藏流体特征进行了PVT拟合,确定其CO_(2)驱最小混相压力,明确了不同压力及注入时机对CO_(2)驱采收率、气油比、含水率及驱动压差等的影响规律,探究了CO_(2)泡沫驱在提高采收率方面的效用。结果表明:24.5 MPa为目标区域CO_(2)驱的最小混相压力,采收率会随着压力的升高而增加,28 MPa时CO_(2)驱提高采收率可达30.57%。气体突破时间、总采收率与CO_(2)注入时机密切相关,CO_(2)注入越早,越有利于采收率的提高,出口含水率为60%时注入可提高采收率39.13%。CO_(2)泡沫驱可以在一定程度上起到提高采收率的效用。

隧道拱顶渗漏稳态渗流场的解析研究

针对隧道运营中发生拱顶渗漏且无泥沙涌入的稳态渗流情况,结合保角变换法和分离变量法推导出隧道拱顶渗漏稳态渗流场的显式解析解.应用PLAXIS有限元软件建立数值模型,从渗流场分布、衬砌水压力两方面验证所得解的正确性,通过与现有解析解、数值解、试验结果的渗流量对比来验证所得解的准确性.进行参数分析,探究隧道埋深、渗漏宽度对衬砌水压力和渗流量的影响规律.结果表明,衬砌水压力在以渗漏位置为中心±60°范围内明显降低;随着隧道埋深的增大,衬砌最大水压力减小,渗流量先减小后增大,且渗流量最小值对应的隧道埋深随着地表水头的增大而增大;随着渗漏宽度的增大,衬砌最大水压力减小,渗流量增大,当渗漏宽度大于0.05 m时,渗漏宽度变化对水压力和渗流量的影响较小;在渗漏宽度较小时进行渗漏控制的效果明显.

SBR-Fenton-两级BAF组合工艺处理垃圾渗滤液的研究

垃圾渗滤液经过“UASB-短程硝化-厌氧氨氧化”工艺处理后,出水COD=1942~2062 mg/L、BOD_(5)=268~380 mg/L和ρ(TN)=100~140 mg/L,BOD_(5)/COD=0.13~0.18,污染物浓度仍很高,可生化性差。采用“SBR-Fenton-两级BAF”组合工艺对渗滤液厌氧氨氧化出水进行深度处理,SBR采用间歇曝气方式运行,ρ(DO)=3~6 mg/L、ρ(MLSS)=3500 mg/L、BOD_(5)污泥负荷为0.3 kg/(kg·d)、HRT=5 h,Fenton反应的条件为:pH=4.0、n(Fe^(2+))/n(H_(2)O_(2))=1∶3、m(H_(2)O_(2))/m(COD)=2∶1;两级BAF系统中,一级BAF为缺氧运行,二级BAF分上下两个分区,下分区的运行状态可根据TN浓度灵活切换为缺氧或好氧状态。运行结果表明:出水COD、BOD_(5)、NH_(4)^(+)-N和TN分别为65~83、4~9、0.04~0.21、22~31 mg/L,平均去除率分别为96.1%、98.0%、99.4%和77.7%,运行成本约12.9元/t,系统运行稳定,抗TN冲击负荷强,没有浓缩液产生,出水指标均优于《生活垃圾填埋场污染控制标准》(GB 16889-2008)表2排放标准,可实现渗滤液的全量化处理。

抽蓄电站全库盆防渗水库渗流缺陷影响分析

针对抽蓄电站全库盆防渗水库土工膜缺陷导致水库渗流量产生变化的安全问题,结合陕西省某抽蓄电站水库库底土工膜防渗工程,采用单因素影响分析和多因素影响分析方法进行抽蓄电站全库盆防渗水库渗流缺陷影响分析。结果表明,水头大小、缺陷大小、缺陷个数均正向影响抽蓄水库渗流量,而缺陷位置与抽蓄水库渗流量的相关性不明显。其中缺陷大小是影响抽蓄水库渗流量的主要因素,其次为水头大小,再次为缺陷个数。

表面活性剂对油湿性致密砂岩渗吸作用与界面协同效应

为探索不同表面活性剂对油湿性致密储层的渗吸排油效果,系统对比阴离子、非离子、阳离子和两性离子4大类型17种表面活性剂渗吸排油效率,分析不同类型活性剂对致密储层渗吸排驱效果的差异及其机制,开发致密储层高效排驱的表面活性剂配方,确立致密储层高效排驱对表面活性剂界面张力和接触角性能的界限。结果表明:试验条件下阴离子、非离子表面活性剂对致密岩心的渗吸排油效率在18.4%~27.2%,显著高于阳离子、两性离子表面活性剂的0~2.4%;阳离子和两性离子表面活性剂不适宜单独作为油湿性致密储层的渗吸排油剂;润湿性调控能力是表面活性剂产生高效渗吸排油的主要原因,界面张力和接触角存在协同效应;复合渗吸排油剂渗吸排油效率超过38%;表面活性剂对致密储层高效渗吸排油的接触角和界面张力分别为15°~35°、0.1~2 mN·m^(-1),对应的N^(-1)B大于15,毛管力是渗吸排油的主要动力。

低渗灰岩油藏气水均衡驱替主控参数合理界限及开发效果评价

为制定中东低渗生屑灰岩油藏注气注水均衡驱替合理开发技术政策,设计开发因素正交试验模拟,运用组分模型数模技术,并通过二元次模型创建开发主控参数正交图版,明确气水协同注入均衡驱替的主控参数界限;在此基础上,构建基于数模预测的开发动态模糊综合评价体系,定量表征油井生产差异性,评价开发效果,指导矿场先导试验区优选。结果表明:注气注水开发主控参数对采出程度的影响由大到小排序为注气速度、注入时机、采油速度、井距、注水速度;实现油气油水前缘均衡驱替的合理采油速度为2.0%,注气速度为(34~45)×10^(4)m^(3)/d,注水速度为240~320 m^(3)/d,注采井距700 m,地层压力保持原始地层压力水平85%;指导优选开发等级区,实施注水注气矿场先导试验,取得较好试验效果。

钨渗铜样件烧蚀裂纹产生机理探讨

以烧蚀后的钨渗铜样件(牌号W-7Cu)为研究对象,针对特定环境条件下烧蚀试验后钨渗铜样件表面裂纹进行了形貌特征分析并对裂纹产生的机理进行了探讨。表面形貌及能谱分析结果表明,3000℃高温环境试验后,表面存在Cu析出且在高温粒子冲刷后留下烧蚀坑,嵌入基体的颗粒中含有大量C、O、Al等元素;物相分析表明,烧蚀产物的主要相为WC、W6C2.54脆性相,推测Cu相挥发后铜基体上形成连通孔隙,推进剂或者环境中的C进入钨骨架孔隙中,与钨渗铜件中的W形成碳化钨脆性相导致烧蚀过程中形成小裂纹继而分层剥离,是烧蚀裂纹产生的主要原因。

危险废物渗滤液阳离子和应力作用下膨润土化学相容性研究

膨润土因其优异的防渗性能被用于危险废物填埋场防渗屏障的构筑,但其防渗性能通常会受到渗滤液和应力的影响。通过渗滤液采样分析设置不同浓度阳离子溶液,系统探究实际渗滤液组分对膨润土防渗性能的影响规律;选用Ca^(2+)作为特征阳离子研究不同应力条件下膨润土渗透系数变化规律;同时结合Zeta电位和DLVO理论计算,阐明渗滤液组分和应力作用对膨润土化学相容性影响规律。结果表明,渗滤液中Al^(3+)、Fe^(3+)、Zn^(2+)、Ni^(2+)、Cu^(2+)、Fe^(2+)、Mn^(2+)浓度为0~0.20 mmol/L时,对膨润土膨胀特性和渗透特性影响较小。Mg^(2+)、Ca^(2+)、K^(+)、Na^(+)浓度为0.20~50 mmol/L时,Ca^(2+)对膨润土膨胀特性和渗透特性影响较大,Ca^(2+)浓度由1 mmol/L上升到50 mmol/L时,渗透系数由1.15×10^(−7)cm/s急速上升到6.34×10^(−6)cm/s。Ca^(2+)浓度和应力通常通过影响水化后膨润土孔隙比进而影响其渗透特性,相同Ca^(2+)浓度条件下,渗透系数随应力增加而逐渐降低。Zeta电位和DLVO理论分析表明,Ca^(2+)浓度增大会导致膨润土表面负电势减弱,引起膨润土双电层厚度减小,使膨润土中蒙脱石的层间距变小,导致膨润土膨胀特性和渗透特性降低。因此,填埋过程中应优化危险废物固化稳定化工艺,从源头减少渗滤液中Ca^(2+)浓度;同时还应研发新型膨润土复合材料,提高膨润土在Ca^(2+)等高浓度盐溶液中的防渗性能,防控危险废物填埋场渗漏风险。

基于臭氧氧化的垃圾渗滤液深度处理工艺优化及中试验证

针对实际垃圾渗滤液深度处理工艺流程优化开展中试实验。深度处理采用混凝沉淀+臭氧氧化+生物活性碳工艺,针对垃圾渗滤液传统工艺过程中的MBR出水、纳滤浓缩液的处理效果和运行成本进行研究。结果表明:以臭氧氧化为基础的深度处理工艺经过参数优化调整后,处理MBR出水时有机物、氨氮和总氮去除率分别为97.3%、71.76%和42.26%,处理纳滤浓缩液时有机物、氨氮和总氮去除率分别达到98.82%、74.41%和22.53%。其中,臭氧氧化对有机物处理能力最强,深度处理后COD浓度可直接满足排放限值,但是氨氮在后续的臭氧氧化环节和生物活性碳吸附环节存在较大波动。长期成本核算分析表明:处理MBR出水的运行成本为约92.10元/吨;处理纳滤浓缩液的运行成本为约166.00元/吨。最后根据中试研究成果实现了以臭氧氧化为基础的纳滤浓缩液处理工艺的工程转化,为该工艺市场应用奠定基础。

耐盐型阴/阳离子表面活性剂高效渗吸体系构筑及性能评价

针对长庆安塞油田油藏条件,构建了阴离子表活剂APGSHS和双十八烷基阳离子表活剂复配的耐盐型高效渗吸体系。在矿化度为74.11 g·L^(-1)、温度为50℃的条件下,通过界面张力优选出适合该油田的最佳渗吸体系,并研究了该渗吸体系的润湿性能、乳化性能以及渗吸采油效果。结果表明:复配体系可将油水界面张力维持在10^(-3)mN·m^(-1)数量级;同时,该体系具有优异的润湿反转能力以及较佳的乳化性能,该复配体系针对0.3~30.0 mD的岩心渗吸采收率可达40%以上。

致密储层压驱焖井阶段渗吸机理分子模拟研究

针对致密储层开发中存在的天然地层能量衰减快、驱替相有效波及体积不足等难题,考虑将压驱与焖井相结合的高效开发技术应用于致密储层.基于分子动力学方法从微观作用力角度分析致密储层压驱渗吸机理,进行致密储层压驱过程溶质动态迁移表征,并从分子尺度对渗吸阶段进行划分.采用分子模拟方法,构建致密储层壁面-油相-驱替相三相体系,分别从体系弛豫特征、浓度分布及扩散能力和介质间相互作用能等方面分析常规水力压裂后常压驱替条件和压驱高压条件渗吸过程特征性差异,从分子尺度阐释致密储层压驱渗吸机理.研究表明:相对于常规压裂后驱替而言,压驱条件下,驱替相分子扩散系数提高20.06%,与孔隙壁面的相互作用能提高2.3倍;驱替相分子吸附层数增加,油相解吸效果更为明显,渗吸换油效率提高38.73%.此外,渗吸效率随储层温度变化的过程存在峰值,具有先上升后降低的特征;且受到壁面润湿性的影响,壁面亲水性越强渗吸效率越高.从分子尺度将焖井渗吸过程划分为3个阶段:水分子优先靠近壁面;驱替相流体与油相分子竞争吸附,将吸附态油相剥离为游离态,使其远离壁面;压驱液溶质分子进入初始油相范围,进一步置换油相,提高渗吸效率.压驱技术高压注入压驱剂可快速补充地层能量,扩大驱替相流体波及体积并提高洗油效率,在二者的协同作用下可大幅度提高渗吸驱油效率.该项研究可为致密储层高效开发提供理论参考.