塔河油田缝洞型油藏注气提高采收率机理研究（增刊）

自2012年塔河油田开展了单井注氮气矿场试验,并取得了较好的效果。但是注气提高采收率的机理不清。通过调研,世界范围内注气提高采收率通常采用二氧化碳气体。在高温高压条件下进行了物理实验,结合理论计算,对二氧化碳及氮气在塔河油田条件下的最小混相压力,在原油中的溶解度,对原油密度、粘度的影响,以及在原油中的体积膨胀系数等进行了深入研究。由此得出了注入二氧化碳及氮气提高塔河油田缝洞型油藏采收率的机理。在塔河油田重质油条件下,二氧化碳/氮气与原油均不会发生混相。二氧化碳在原油中的溶解度大,对原油密度的改变作用更大,对原油的降粘作用更明显。因此,二氧化碳可以改善原油流动性,扩大波及体积。但是,氮气在原油中的混相压力更高,更容易形成气顶,对油水的重力分异能力强。     

塔河油田缝洞型油藏注气提高采收率机理研究

自2012年塔河油田开展了单井注氮气矿场试验,并取得了较好的效果。但是注气提高采收率的机理不清。通过调研,世界范围内注气提高采收率通常采用二氧化碳气体。在高温高压条件下进行了物理实验,结合理论计算,对二氧化碳及氮气在塔河油田条件下的最小混相压力,在原油中的溶解度,对原油密度、粘度的影响,以及在原油中的体积膨胀系数等进行了深入研究。由此得出了注入二氧化碳及氮气提高塔河油田缝洞型油藏采收率的机理。在塔河油田重质油条件下,二氧化碳/氮气与原油均不会发生混相。二氧化碳在原油中的溶解度大,对原油密度的改变作用更大,对原油的降粘作用更明显。因此,二氧化碳可以改善原油流动性,扩大波及体积。但是,氮气在原油中的混相压力更高,更容易形成气顶,对油水的重力分异能力强。     

SX油田注温室气体细管实验研究

温室气体（CO₂）驱油及埋存技术寻找出传统化石能源开发与环境保护的重合点，既实现了CO₂的捕集与利用，又使实施区域的原油采收率提高，在经济与环境保护上展现出共赢。SX油田为有效动用油层及实现温室气体埋存，开展了CO₂气驱目标地层原油细管实验，分析了在地层温度恒定地层压力不同的条件下CO₂驱油效率变化规律。实验结果表明:原油采收率随着注CO₂气量的增加而增加；在同等注气量条件下，原油采收率随着实验压力的升高而升高。CO₂细管实验最小混相压力为46.05 MPa，高于原始地层压力7.72 MPa，呈现出非混相驱特征。     

江西省突出矿井工作面突出预测指标△h_2(k_1)临界值测定

一、确定方法1．发生突出最小瓦斯压力法采样实验室测定煤层瓦斯基本参数，并测定不同吸附平衡瓦斯压力F的h2（k1）值，获得瓦斯压力P与h2（k1）关系方程：将民；n代入上式计算凸h。沦、临界值。Pm；。根据《防治煤与瓦斯突出细则》第26条的规定，取0．74MPao2．根据井下试验数据统计确定法一般情况下由以下参数来确定凸h。（；周临界值：（l）在所有预测次数中预测有危险的次数即预测突出率不大于30％；（2）在预测有突出危险的次数中实际有危险或实际发生突出的次数即预测突出准确率大于60％；（3）在所有预测为无突出危险的次数中实际…     

YD油田二氧化碳驱替室内模拟试验研究

以YD油田f3段岩芯为研究对象,进行二氧化碳驱室内试验研究。恒质膨胀试验表明,注CO_2可大幅度提高地层原油体积系数、膨胀系数,降低地层原油粘度。细管试验获得二氧化碳/地层原油多次接触后最小混相压力为30.78MPa,高于目前地层压力。长岩芯驱替试验表明,最佳二氧化碳段塞体积约为0.2HCPV。气水比1∶1、段塞体积0.2HCPV CO_2水/气交替驱可延迟水、气突破时间,虽不能实现混相驱替,但仍可获得74.47%驱油效率。     

低渗透油藏注CO2驱提高采收率预测方法

CO2驱油技术在低渗透油田中的研究已经越来越深入,无论室内实验还是现场试验证明都是可行的,不论是在高含水油藏还是低渗、特低渗油藏,注CO2能够降黏膨胀,降低界面张力,改善地层渗透率,从而提高原油采收率。该技术能够有效解决低渗油藏注水开发难的问题。国内在该技术领域的研究也越来越多,研究还发现,工程上常利用水驱特征曲线方法预测CO2驱动态指标,但水驱和CO2驱在驱油机理、开发动态特征等方面存在明显差异,导致预测结果不准确。为了增加低渗透油藏注CO2方案可靠性,根据油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式,并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系提出了气驱增产比概念,建立气驱提高采收率增幅图版,形成了低渗透油藏注CO2驱提高采收率指标预测方法。通过该油藏工程方法预测白豹油区吴26-75井区,注CO2驱油20年可提高采收率8.12%。同时,对目标区块进行三维地质建模及数值模拟研究,通过数值模拟软件计算,预测区块CO2注气速度20、30、40 t/d的情况下,20年可累计增油20.56万、22.48万、24.13万m3,可分别提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。该油藏工程方法预测结果和数值模拟方法预测结果误差较小,可用于低渗透油藏CO2驱油产量预测和开发方案优化设计。该方法可以简单快捷计算CO2提高驱采收率指标,对区块下一步的开发及评价具有指导意义。     

电液比例压力控制系统的灰色预测模糊控制

针对电液比例压力控制系统的特点，即非线性、动态不确定性等，提出了一种灰色预测模糊控制算法.该控制算法不需要被控对象模型结构的先验信息，仅根据系统实际输出的离散值，利用灰色预测模型，实时进行一步或多步预测，将预测误差与误差变化作为模糊控制器的输入，由模糊控制器对电液比例减压阀出口压力进行控制.该算法自适应性强，计算简单，适合工程应用.在多缸液压同步系统中，压力控制的稳态误差小于3％，表明了该算法的有效性.     

低渗油藏二氧化碳混相驱技术研究

二氧化碳混相驱是提高原油采收集的一种有效方法,该文通过实验室内对文184块地层流体进行了二氧化碳／地层原油的坟力－组分试验,二氧化碳细管驱替试验和长岩区替试验研究,并进行了二氧化碳混我数值模拟研究,确定出文184块注二氧化碳最低混相压力。     

深部煤层超临界甲烷吸附量预测研究

为了预测深部煤层超临界甲烷吸附量,构建了吸附势模型与等量吸附热模型,探究了这2种模型在预测超临界甲烷吸附量时的误差。根据温度300.5 K和323.0 K条件下的等温吸附数据,分别应用2种模型预测了温度313.0 K条件下的超临界甲烷吸附量,并与实测值进行对比,结果表明:研究超临界吸附时要修正压力;等量吸附热模型可应用在超临界吸附领域,当压力为6.0~7.5 MPa时,吸附量预测值平均相对误差为3.17%,吸附势模型预测值平均相对误差为3.60%;随着压力的增加,吸附势模型预测误差逐渐减小,而等量吸附热模型预测误差呈增大趋势;当压力小于6.99 MPa时,等量吸附热模型预测误差较小;当压力超过6.99 MPa时,吸附势模型预测效果较好。综合分析预测结果,2种模型的预测误差均在工程允许误差范围以内,而吸附势模型计算过程简单、需要的数据较少,在工程应用领域适用性更好。     

寺家庄矿无烟煤对CH4和CO2的吸附特性研究

对寺家庄矿15号煤层的煤样进行了纯CO2和纯CH4气体的等温吸附试验,并用Langmuir模型、BET模型和吸附势理论模型(D-R,D-A)对煤样的吸附数据进行了拟合,检验了各模型的拟合程度.结果表明:煤样对CO2的吸附能力大于对CH4的吸附能力.随着压力的增加,CH4吸附量的增加幅度大于CO2吸附量的增加幅度.煤样对CH4的吸附以多分子吸附为主,用BET模型拟合其吸附行为的误差最小;煤样对CO2的吸附机理比较复杂,不能简单归纳为单分子吸附或多分子吸附,用Langmuir模型拟合其吸附行为的误差最小.综合比较表明,用BET模型描述煤对CH4的吸附特性和用Langmuir模型描述煤对CO2的吸附过程,其结果较优.     

中国能源生产的误差修正模型

本文基于协整理论研究了1978-2004年间中国各能源产量与GDP之间的协整关系，构建了中国各能源生产与GDP之间的误差修正模型，并对中国能源短期产量状况做出预测。预测结果表明：ECM模型预测的2005年结果与该年统计值误差很小，其中煤炭误差率为0．45％，石油为0．74％，天然气为6．20％；根据2005年统计值，利用模型进行滚动预测得出2006年煤炭、石油、天然气的预测值分别为：21亿t、1．85亿t、566．8亿m^3。     

提高二氧化碳驱油数值模拟精度及动态混相评价方法

随着CO_2驱现场试验的扩大,对数值模拟精度的要求越来越高,参数量化不准,会导致指标预测与生产动态差别很大,无法指导实际生产。从室内混相压力的拟合出发,量化了相态模拟、数值模拟精度的影响因素,优化了调参方法,提出了新的混相程度量化方法,应用了典型区块,拟合及预测精度达到85%以上,为提升低渗透油田CO_2驱开发效果、完善CO_2驱应用技术提供了技术方法。     

烟煤的CO、CO2和O2竞争吸附特性研究

为明晰煤与CO、CO₂、O₂之间的吸附规律，研究CO与CO₂、O₂在煤中的竞争关系，以钱家营烟煤为研究对象，基于傅里叶变换红外光谱(FTIR)的试验结果，通过定量分析和分子单元参数构建的方法，构建钱家营烟煤分子晶胞结构(C1160H860O80N20)，为验证构建模型的准确性，利用量子化学计算模拟分子的红外光谱，计算结果与试验结果基本吻合。在此基础上，采用巨正则蒙特卡罗和分子动力学方法，研究压力(0～16 MPa)、温度(20～60℃)对煤吸附CO、CO₂、O₂的影响。研究结果表明：拟合的等温吸附曲线符合Langmuir方程，在相同压力下，温度越高，CO、CO₂、O₂吸附能力越弱，在相同温度下，煤层埋深压力与吸附量之间呈正相关趋势，单一气体CO、CO₂和O₂的吸附量为CO₂>O₂>CO，且CO₂     

芳48区块气驱对原油高压物性的影响

通过室内实验，研究了注CO2、N2、天然气后芳48区块原油性质的变化。注气量越多，地层油高压物性变化越大。三种气体中注CO2地层油高压物性变化最大，其次为天然气，N2变化最小。注入气后原油物性的变化更有利于残余油饱和度降低，使原油更容易被采出，从而增加了地层原油采收率。     

基于多元线性回归-BP 神经网络的自移式破碎机生产能力预测

本文在对自移式破碎机系统生产能力影响因素分析的基础上,选取设备运行时间、炸药单耗和电铲作业周期时间作为可量化自变量,以系统生产能力为因变量建立多元线性回归方程,得到系统生产能力的预测模型。对多元线性回归模型预测结果的残差建立BP神经网络模型,利BP神经网络非线性拟合能力对残差进行调整。以某露天煤矿自移式破碎机系统生产数据为样本进行计算,多元线性回归模型预测误差为7％,修正后的模型预测误差为1．42％,预测精度显著提高。     

胜利褐煤外热式气流床温和气化建模研究:模型的求解及应用

针对建立的一维气流床温和气化模型,研究了其求解过程、对实验结果预测的准确性、对不同条件下气化结果的预测及对参数敏感性的分析。结果发现,92%预测值误差小于20%,75%预测值误差小于10%。模型预测不同条件下的气化结果,与前人的理论研究和实验/工业化实践吻合。预测结果显示,随停留时间延长,褐煤转化率、H_2和CO_2含量先快速增加后缓慢增加,CO先增加后减小,尤其在较高水蒸气浓度和温度下;在1%O_2气氛下,褐煤燃尽时间小于0.5 s,明显小于气化反应时间;大粒径褐煤气化煤气中CO+H_2含量较高,可能与不同粒径半焦的孔隙结构和反应性有关。氧化反应CO和CO_2分配系数α,单位反应体积内褐煤颗粒的初始含碳质量Γ及气固相有效接触(碰撞)面积Λ,3个参数的物理意义可以很好地解释参数变化时褐煤转化率和煤气组成的变化,褐煤转化率对参数Γ,Λ,α的的敏感性相同,CO+H_2含量对α的敏感性最强,Λ次之,Γ最弱。     

利用井底压力采集短接准确计算地层压力的方法

介绍了现有技术情况下求取欠平衡地层压力的方法以及存在的缺点，在此基础上研制了井底压力采集短接，通过现场试验，实测出关井求压过程中井下气液两相流时的井底压力，根据常规试井理论和地层渗流理论建立一种利用实测数据计算地层压力的新方法，该方法是在井筒内建立压力平衡，采用实际测量出的平衡点的井底压力，消除了套压、立压不稳定以及钻井液密度不准带来的误差，准确计算出该井段各分层地层压力的大小。该方法非常接近实际地层压力，使关井求压计算值误差降低4％左右。     

废碱液同时吸收CO2和H2S方法与传质模型的研究

提出并研究了利用工业废碱液对地下气化煤气中CO2和H2S进行同时吸收的新方法。分析了碱液吸收CO2和H2S的基本原理,并建立了碱液吸收CO2和H2S的传质模型,在模型实验和数值模拟的基础上,研究了H2S的存在对碱液吸收CO2的影响,通过研究发现,在适宜的碱液浓度及液气比条件下,CO2的脱除效率可达60％以上,当CO2脱除率为58％,80％或大于90％时,煤气热值可分别提高12．3％,17．7％和20％以上,计算结果表明,数值模拟值与实验值基本一致。     

煤储层理论临界解吸压力与实际排采对比研究

基于现有的临界解吸压力及井底压力的计算方法,对煤层气井在排采生产中存在的理论临界解吸压力与实际排采不吻合的现象,深入分析原因.分析认为,煤储层含气量实测误差以及混气液柱压力的计算是主要影响因素,减小测量误差和建立更精确的混气液柱压力计算模型值得研究,以便深入认识煤层气生产过程,掌握排采特征和建立合理的工作制度来指导煤层气资源合理开发.     

沉降预测的非等步长灰色时变参数模型

针对经典灰色系统模型的不足，根据灰色系统理论的信息处理原则，在模型中引入遗忘因子，建立了灰色系统沉降预测的非等步长灰色时变参数模型，并在求解过程中引入遗忘因子以修正预测结果。模型充分考虑了预测系统的时变性和灰色性，从而降低对预测系统状态的预测误差。实例预测表明，灰色时变参数模型可以将工后总沉降量的预测误差控制在2．3％以内。误差检验结果显示，预测结果的精度等级较引入遗忘因子修正前有显著的提高。