气顶边水油藏油气协同开发下流体界面运移特征

气顶边水油藏的开发,存在明显的油气水互侵现象,导致产量快速递减,开发难度增大。为了防止生产井过早停产,需明确流体界面运移特征,制定油气协同开发生产制度。通过油藏数值模拟方法,建立了月东油田气顶边水油藏实际模型与机理模型,根据气顶与边水作用能量强弱,将油气协同开发区域划分为边水控制区、气顶控制区和气顶边水联合控制区三类进行研究,综合评估气窜、水淹、油侵风险,明确油气、油水界面运移特征并形成运移速度图版。结果表明:随着开发的进行,气顶膨胀导致油气界面从油藏顶部向油井方向运移,边水侵入导致油水界面从油藏底部向油井与气井方向运移,油井存在气窜与水淹的风险,气井存在水淹与油侵的风险,剩余油主要分布在气顶下部和井间高部位,确定月东油田气顶边水油藏合理采气速度为6%~8%。基于实际与理论研究形成的成果认识为气顶边水油藏油气协同高效开发提供理论指导。

Study on influences of TiN capping layer on time-dependent dielectric breakdown characteristic of ultra-thin EOT high-k metal gate NMOSFET with kMC TDDB simulations

The thickness effect of the TiN capping layer on the time dependent dielectric breakdown（TDDB） characteristic of ultra-thin EOT high-k metal gate NMOSFET is investigated in this paper.Based on experimental results,it is found that the device with a thicker TiN layer has a more promising reliability characteristic than that with a thinner TiN layer.From the charge pumping measurement and secondary ion mass spectroscopy（SIMS） analysis,it is indicated that the sample with the thicker TiN layer introduces more Cl passivation at the IL/Si interface and exhibits a lower interface trap density.In addition,the influences of interface and bulk trap density ratio Nit/Not are studied by TDDB simulations through combining percolation theory and the kinetic Monte Carlo（kMC） method.The lifetime reduction and Weibull slope lowering are explained by interface trap effects for TiN capping layers with different thicknesses.

基于压力测评的帽子工效性能研究进展

头与帽子之间界面压力是影响佩戴舒适性的关键因素。为推动帽类产品的工效性能研究,提升佩戴体验,在阐述头与帽子之间界面压力传递机制的基础上,总结帽子及其它头部相关产品界面压力的表征方法。综述了有关头与帽子之间界面压力的相关工效性能,包括压力舒适性、佩戴稳定性、帽身合体度以及热湿舒适性。认为对帽子工效性能的研究尚未形成体系,尤其在动态压力表征、计算机模拟方面的研究尚处于空白。在分析现有研究的基础上提出未来研究的方向:继续完善头部压力测评体系、探索动态压力测评方法、挖掘压力作用机制及其影响机制、开展虚拟适配研究、解析压力与热湿舒适的交互作用规律,建立完善的帽子压力测评与工效性能评估体系。

带气顶油藏油气同采条件下流体界面移动规律

带气顶油藏气顶、油环同采过程中气顶与油环间的压力容易失衡,为实现气顶与油环的协同高效开采,以哈萨克斯坦让纳若尔气顶油藏为例,基于油气水三相相似准则建立了三维可视化物理模型,并结合物质平衡原理建立了带气顶油藏流体界面移动速度评价模型。计算结果表明,油藏工程评价模型得到的流体界面移动速度与物理模拟实验和油田动态测试结果均吻合较好。同时,依据该油藏工程评价模型分别建立了衰竭、屏障注水以及屏障+面积注水等不同开发方式下带气顶油藏流体界面移动速度变化规律图版,确定了带气顶油藏油气同采时影响流体界面稳定的主控因素:衰竭开发方式下的主控因素为采油、采气速度;屏障注水开发方式下的主控因素为采油、采气速度及注采比;屏障注水+面积注水开发方式下的主控因素为采油、采气速度、注采比及屏障注水与面积注水比例。

铜互连电迁移可靠性的研究进展

综述了近年来铜互连电迁移可靠性的研究进展;讨论了电迁移的基本原理、常用研究方法及主要失效机制;探讨了改善铜互连电迁移性能的各种方法,如铜合金、增加金属覆盖层及等离子体表面处理。最后,指出了铜互连可靠性研究中存在的问题。

百色盆地那读组层序分析与生储盖组合

通过野外露头、钻井岩心、测井曲线和地震资料的综合分析 ,在识别出 4类不同成因类型和规模的层序界面基础上 ,将百色盆地那读组划分为 1个超长期、5个长期和 16个中期基准面旋回层序。并详细地讨论了层序与生储盖组合的关系 ,指出生储盖组合特征与长期基准面旋回关系最为密切 ,有利储层发育位置主要出现在长期基准面上升半旋回的早中期和下降半旋回的中晚期 ,转换面附近则是烃源岩和盖层的发育位置 ;各长期旋回层序的生储盖组合具不同特征 ,明显受基准面升降幅度、频率及其所影响的相组合、可容纳空间和A/S值变化控制 ;按生储盖组合在垂向和纵向上的配置关系 ,可划分为上生下储、下生上储、侧向运移等 3种基本组合类型。

苏通大桥主塔墩基础群桩效应研究

在苏通大桥主塔墩群桩基础与土体共同作用三维非线性有限元方法分析的基础上,研究了群桩效应对高桩承台底面受力与变形特性、基桩轴力分布、桩侧摩阻力、桩底土附加应力的影响以及桩数变化对群桩效率系数的影响,拟合得出了苏通大桥基桩轴力和群桩效率系数的计算方法.结果表明,在桩径和桩距一定的条件下,群桩效率系数的变化幅度随桩数的增加逐渐减小,并最终趋于定值.

渤海海域近期油气勘探进展与创新认识

近年来,渤海勘探工作者通过转变思路和理论创新,在凹陷内浅层、深层、潜山及稠油油藏等领域发现了一大批大中型油气田:在辽东湾地区发现了全国最大的JZ25-1S混合花岗岩潜山复合轻质油藏,在黄河口凹陷区发现了一大批凹陷内浅层中型油气藏,使黄河口凹陷内部浅层油气藏联成一片;在渤中凹陷北部成功评价了被外方认为没有商业价值的LD27-2、LD32-2大中型稠油油藏,发现了LD27-1中型油气藏。发展和完善了"晚期成藏"理论,并取得了4项创新的地质认识:即断裂与岩性耦合——控制了混合花岗岩潜山油气成藏;"中转站"油气运移——决定了凹陷内上组合油气藏形成;断层—储层组合样式——控制了凹陷内浅层油气富集部位;临界盖层的质量——决定了新近系油藏的商业性。

沉积物-水界面磷负荷控制材料研究进展

原位覆盖技术广泛应用于沉积物-水界面磷等营养物质的阻控,而磷负荷控制材料是决定原位覆盖抑制磷释放效果的关键因素。从沉积物-水界面磷负荷控制材料的分类比较、改性方法分析、性能状况表征及效果评价4个方面,全面梳理磷负荷控制材料的研发与应用进展,并尝试从材料的功能优化、效率提升及工程实践等方面,探讨提出沉积物-水界面磷负荷控制材料的发展方向建议,旨在为新型高效多功能可回收沉积物-水界面磷负荷阻控材料的研发及应用提供参考。

顶部注气稳定重力驱技术有效应用探讨

顶部注气稳定重力驱是所有注气非混相驱中提高采收率幅度最高的最新开发方式,对影响顶部注气稳定重力驱关键因素及应用到国内油田现场需考虑的因素进行了重点研究。研究认为,气油界面稳定性是顶部注气稳定重力驱实施成功与否的关键,地质因素的地层倾角、储层非均质性(韵律性、隔夹层、高角度裂缝等)和开发因素的临界注气速度、区域注采比是影响气油界面稳定性的关键因素;通过量化由于特殊的生产工作方式造成的初期产量阶段损失,为油田现场选择最佳实施顶部注气稳定重力驱时机提供可靠依据,并以中国西部某油藏为例,提出"注采兼顾、分区控压限产"的注气采油新开发技术政策,为国内其他类似油藏实施顶部注气稳定重力驱技术提供抛砖引玉的作用。

封盖油气的盖壳

油气的封盖有2种类型:一种是众所周知的盖层,另一种是笔者所论证的盖壳。盖壳是某一级次的地层层序界面。地层层序界面是沉积的间断。接受新的沉积之前,在出露或接近地表的沉积间断面上发生表生成岩作用,形成钙结壳和渗流充填物等,堵塞了表层的孔隙和喉道,降低了表层的渗透率。大港油区港225井馆陶组和明化镇组之间地层层序界面上的含钙粉砂岩的渗透率为0.63 mD,但其上、下储层的渗透率为数百、数千毫达西。中国港东、辽河油田的主力油藏以及加拿大Elmworth气田、巴基斯坦Naimat气田的主力气藏的顶界均为地层层序界面。在这些油藏、气藏顶界之上覆盖的并不是泥、页岩盖层,而是渗透性砂岩、水层。看似奇特的油水倒置、气水倒置,实际是上部的水层与下部的油(气)层被不渗透的地层层序界面所分隔。将水层与油(气)层分隔开的地层层序界面即为封盖油气的盖壳,其厚度很薄,但对于封盖油气具有重大意义,中外多个大型油(气)藏均为盖壳封盖。

预应力节段拼装式铁路桥墩抗震性能研究

为了解高地震烈度区预应力节段拼装式铁路桥墩的抗震性能,依托和若铁路桥梁工程,采用Abaqus软件建立3个不同墩高(8,12,15 m)典型节段拼装式桥墩的数值模型,分析在静力推覆荷载和循环往复荷载下的力学性能,提出在不同地震作用下界面性能的设防目标,采用动力时程分析验证在地震作用下的安全性和可恢复性,建立桥墩的简化计算模型对界面开裂临界状态的计算公式进行了推导。结果表明:桥墩-承台界面为整个结构的最薄弱界面,界面分离荷载远高于正常使用荷载,在正常使用状态下界面不会出现开裂;双柱墩具有框架效应,桥墩的横桥向抗力远高于顺桥向抗力,顺桥向性能是该桥墩抗震设计的控制因素;在E1地震作用下,桥墩-承台界面不会分离,在E2地震作用下,桥墩-承台界面会轻微分离,但钢绞线仍然保持弹性,震后桥墩-承台界面可以闭合,桥墩可恢复正常使用功能;推导公式计算的桥墩界面开裂荷载与有限元模型值吻合良好,可推广至其它结构形式的预制装配式桥墩。

基于有限元方法的发动机主轴承座及主轴承盖设计

为了了解发动机主轴承座及主轴承盖的设计要点及重点需要关注的位置,基于有限元的方法,建立发动机整机模型,主要考察接触面滑移、应力以及疲劳等主要因素,找出设计要点以及重点关注的区域,结果表明,主轴承盖与主轴承座侧面之间的过盈设计对接触面的滑移有很大的作用,应力幅较大是疲劳安全系数低的主要影响因素。

尼日尔G油田气顶油气藏开发策略研究

气顶油藏的开发方式具有多样性,影响因素较多,容易出现油气水互窜、层间干扰、气油比持续上升等问题,开发难度较大。以尼日尔G油田气顶油藏开发为例,在对气顶边水油藏开发机理研究的基础上,细化单砂层油气藏类型研究,提出先采油、后采气、细化出开发单元、优化采油速度。数模结果表明,2%的采油速度开发效果最好,有较长的稳产期,采出程度高;依据气顶指数,划分不同能量小层,避免不同能量的油藏合采数,维持稳产。依据能量大小及开发井位置,优化开采方式与工作制度;通过油气层连通状况分析,确立开采同一连通砂体最优井距为700m以上,可避免井间干扰。为保持高产井稳产,适时边部井转注补充地层能量,且采取低部位注水优于等深度注水的开发策略。

隐形盖梁置换材料的配比及力学性能

为了研究隐形盖梁置换材料的配比和力学性能,进行了外加剂适宜掺量试验和硬化混凝土强度试验,确定满足修补混凝土要求最适宜外加剂掺量,并制备出适于修复隐形盖梁的C40早强混凝土;对比了适宜外加剂掺量条件下高压水洗和刻槽处理对界面粘结强度的影响;对3根试验梁进行了单点加载试验,测定出适宜外加剂掺量制备的混凝土修补隐形盖梁时的强度大小。结果表明:控制NG掺量在0.1%~0.2%时,制备出凝结时间适中、3 d抗压强度达到34 MPa以上、3 d劈裂强度达到2.72 MPa以上的C40早强混凝土;刻槽和高压水洗处理可以提高混凝土界面粘结强度;制备出的C40早强混凝土用于隐形盖梁修补时满足早期通车要求。本文成果可为隐形盖梁的快速修复提供借鉴和参考。

濮城气顶气藏油气水界面数值模拟

针对濮城南区带油环气顶气藏的特点 ,采用数值模拟软件包进行模拟研究。通过参数准备与储量、动态历史及饱和度拟合 ,模拟出濮城南区 Es上2 亚段 1 ,2砂组不同阶段油气水的变化 。

非应变盖层的应变外延层结构中失配位错的分布

利用连续介质模型，计算有非应变盖层的应变外延层结构中单位面积的能量．引入上下界面失配位错数目的比例因子η，利用能量最低原理，求得η的表达式．研究表明，失配位错在上下界面的分布与应变的弛豫程度和盖层的厚度有关．随应变弛豫程度和非应变盖层厚度的增加，失配位错在上界面的数目增多。

气顶边水油藏水平井垂向位置优化研究

针对气顶边水油藏油气水三相共存,流体界面运移规律复杂,水平井垂向位置难以确定的问题,以渤海锦州A油田为例,基于油藏工程法建立了不同气顶指数和水体倍数下流体界面移动模型,总结了油气界面和油水界面移动规律。在此基础上,绘制不同开发阶段水平井合理垂向位置图版,并结合数值模拟、矿场实践验证了该方法的有效性。结果表明:水平井合理的垂向位置主要受气顶、边水能量和地层压力的影响;在不同的开发阶段部署调整井时,应考虑油气界面和油水界面运移速度的差异,不断优化水平井垂向位置,避免油井过早气窜、水锥。该方法有效指导了锦州A油田二期加密需求,预计可提高采收率6.8个百分点。该研究可为气顶边水油藏水平井的部署提供一定的借鉴。

渤海小气顶油藏油气界面下移规律及应用

为了有效防止油气区的原油、天然气相互窜流,以渤海B油田小气顶油藏(气顶指数小于0.5)为例,基于数值模拟和油藏工程方法研究了小气顶油藏的油气界面下移规律。在此基础上,绘制出不同工作制度的油气界面下移规律图版,综合考虑油田的生产压差,筛选合理的工作制度。研究结果表明:采油速度、注采比等是影响油气界面下移的主控因素;小气顶油藏应在投产初期开始注水补充地层能量,并根据图版及时调整注采比、采油速度,以防止油井气侵。研究结果有效地指导了小气顶油藏的开发,改善了油田开发指标,对其他小气顶油藏的开发具有一定的意义。

气顶边水油藏天然能量开发界面运移规律研究

锦州X油藏是具有大气顶、窄油环、弱边水等典型特征的砂岩油藏,利用天然能量开采进入开发后期后,气窜对单井产油量的影响日益严重。针对这一问题,以几何相似、物性相似和生产动态相似原则建立了可视化二维物理模拟实验装置,并开展相关实验。实验结果表明:随着油藏压力降低,气体沿顶部侵入油环,油气界面有明显的下移现象,而油水界面运移不明显。在此基础上,利用建立的油气界面运移距离计算方法,对锦州X油藏3井区油气界面运移进行计算。计算结果表明:采用油气同采方式有利于该类油藏高效、合理开发。研究结果可为类似气顶边水油藏的开发提供借鉴。