考虑解吸扩散的页岩气藏气水两相压裂数值模拟

水力压裂是实现页岩储层有效开发的重要技术手段,而准确预测页岩气藏压裂井产量是保证页岩气高效开发的基础。以油气藏数值模拟和数值计算方法为工具,在考虑页岩基质块解吸扩散和窜流条件下,建立了页岩气藏气水两相压裂渗流数学模型,推导了数值计算模型,并研制了页岩气藏压裂产能模拟器,定量分析了裂缝参数、物性参数和解吸扩散参数对页岩气压裂井产量的影响。研究表明：水力压裂能有效提高单井产量,是页岩气藏高效开发的有效措施;压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率是页岩气开采的主控因素,日产气量和日产水量随压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率增加而增加;基质渗透率和扩散系数对产量的影响相对较小。     

页岩气藏椭圆形多区复合模型不稳定压力分析

针对页岩气藏水平井体积压裂产生复杂缝网形态的特点,根据实际微地震监测结果,建立了页岩气藏椭圆形裂缝多区复合压裂水平井模型。考虑页岩气吸附解吸、气体扩散和气体高压物性参数与压力强非线性关系,利用非结构PEBI网格和控制体有限单元法建立了页岩气藏椭圆形裂缝多区复合压裂水平井数值试井数学模型,并结合全隐式法推导得到了其数值试井数学模型的离散形式。计算机编程绘制了其不稳定压力动态分析典型曲线,并开展了压力动态特征分析以及相关参数的敏感性分析。研究结果表明：①压力动态分析双对数典型曲线可划分为井筒储集、过渡流、裂缝间地层线性流、SRV区径向流或过渡流、体积改造区外响应段、系统径向流和边界响应8个流动阶段;②Ⅰ—Ⅴ流动阶段主要反映SRV区的渗流特征,Ⅵ—Ⅷ流动阶段反映外区物性及边界距离的影响;③吸附解吸作用越强,试井典型曲线的位置越低;④扩散系数能提高极低渗透率页岩储层的气体流动能力。研究结果不但扩展了页岩气藏水平井多级压裂模型,还可用于实测井的试井分析,为页岩气藏高效开发提供了指导。     

页岩气藏SRV区域气体扩散与渗流耦合模型

页岩气藏有效开发的前提是储层大规模整体压裂形成有效流动的复杂缝网系统,即所谓的SRV区域,而准确描述该区域气体的流动规律是页岩气井产能评价与开发动态预测的基础。SRV区域由各种大小不同的基岩块与裂缝网络组成,二者的流动规律完全不同,基岩以扩散为主,裂缝以渗流为主。根据页岩储层基岩和裂缝的孔隙度、渗透率参数与吸附、扩散及渗流特征,分别建立二者的物质平衡方程,推导SRV区域基岩与裂缝中气体扩散与渗流的连续性方程;根据体积一致性的原理,为了方便计算,将体积压裂后的立方体基岩块简化为球体,结合球体截面拟稳态流动特征假设,运用Fick扩散定律和基质与裂缝中气体的密度函数推导出了气体的窜流方程,连续性方程与窜流方程的有机耦合可以有效描述SRV区域气体复杂的输运规律。研究结果表明,基岩扩散能力和体积压裂形成的基岩块大小(即压裂规模),共同决定着页岩气井的产能大小及稳产时间。实例计算结果表明,四川盆地长宁—威远地区A井区基岩扩散能力弱,约为10~(-5) cm~2/s,基岩块体积较大,等效球体半径约6.2 m,降低了气体由基岩向裂缝的窜流能力,因而大大影响了该气井的产能。结论认为,增加体积压裂规模、提高SRV区域内缝网密度是页岩气藏高效开发的重要手段。     

复合页岩气藏压裂水平井压力动态分析

压裂改造体积SRV是评价储层改造效果的重要指标,是影响压力动态的关键因素。基于页岩气吸附解吸、扩散和渗流等多重运移机制,考虑压裂改造区的影响,建立内外区均为双重介质的复合页岩气藏压裂水平井试井模型。利用源函数思想,结合Laplace变换、叠加原理等方法,采用半解析法求取无限导流压裂水平井的井底压力响应。应用Duhamel原理考虑井筒储集和表皮效应的影响,结合Stehfest数值反演,绘制复合页岩气藏压裂水平井试井典型曲线,划分流动阶段。定义新无因次变量,分析SRV半径、裂缝条数、裂缝半长、裂缝间距、扩散系数、储容比、吸附解吸系数、渗透率系数及流度比等参数对压力动态的影响,该结果可为页岩气藏的合理高效开发提供理论依据。     

页岩气藏压裂水平井产量递减曲线分析法

页岩气藏属于典型的超低孔、超低渗气藏,一般采用多级压裂水平井才具有经济开采价值。与常规气藏相比,页岩储层中气体流动存在吸附解吸、扩散和渗流等多重运移机制,并且页岩基质表面的气体吸附解吸、扩散与压力间存在很强的非线性关系,采用解析/半解析法开展其产量递减分析存在很大的局限性。为此,基于压裂水平井非结构PEBI网格,引入尘气模型建立并推导了综合考虑页岩气藏吸附解吸、扩散和达西流运移机制下的无限导流压裂水平井产量递减数学模型,结合Blasingame产量递减方法原理计算获得了页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线,讨论了相关参数对典型曲线的影响。结果表明:页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减曲线划分为地层线性流、裂缝早期径向流、复合线性流和边界拟稳定流4个流动阶段;吸附解吸作用越强,q/Δp_p、(q/Δp_p)_i和(q/Δp_p)_(id)值越大,且PL对典型曲线的影响是非线性的,而VL对其影响是线性的;扩散系数具有提高超低渗页岩储层的气体流动能力,起到增加气井产量的作用;渗透率、裂缝数量和裂缝半长越大,产量递减典型曲线对应值就越大;裂缝间距主要影响产量递减曲线复合线性流段,裂缝间距越大,典型曲线进入复合线性流的时间越晚;井控半径主要影响典型曲线拟稳定流段,井控半径越大,系统进入拟稳定流段的时间越晚。     

页岩气藏三重介质窜流参数分析

通过建立包含基质、天然微裂缝、水力压裂裂缝三重介质模型,来表征页岩气藏空间尺度多变的特点。在基质中,利用Langmuir公式表征解吸附;在微裂缝和基质中,通过改变视渗透率来表征Knudsen扩散,并利用全隐式方法求解数学模型。将此模型应用于单井生产中,经敏感性分析可知:随着基质-微裂缝窜流系数和微裂缝-大裂缝窜流系数的增大,水平压裂井采气速度增大;其中,基质-微裂缝窜流系数主要影响生产后期的产量,微裂缝-大裂缝窜流系数主要影响生产中后期产量。通过实例应用,验证了模型的正确性。该模型更加符合页岩气藏的特点,从而可以更加精确地模拟页岩气井的产能,辅助开发方案的制订。     

考虑多重应力敏感效应的页岩气藏压裂水平井试井模型

页岩气藏存在多尺度孔隙结构,流体运移方式多样,包括吸附、扩散和非达西渗流。目前页岩气多重运移流动模型仅考虑天然裂缝的渗透率和孔隙度为应力敏感系数,但实验表明扩散系数也具有应力敏感性。建立考虑多重应力敏感效应的压裂水平井试井分析模型,能准确分析和预测页岩储集层和流体参数,对页岩气藏生产动态分析和开发方案编制十分必要。基于页岩储集层多尺度孔隙结构,假设页岩气藏具有基质和裂缝系统的双重介质,考虑流体多重流动机理,建立以扩散系数、天然裂缝渗透率和孔隙度为应力敏感系数的压裂水平井试井分析模型,分析了压裂规模和页岩储集层特征参数对试井曲线的影响。结果表明,压裂规模参数主要影响气藏开采早期,页岩储集层特征参数主要影响气藏开采晚期。针对中国典型页岩气区进行分析,提出的试井分析方法能较好地拟合生产数据,可为页岩气藏高效开发提供一定借鉴。     

压裂改造复合页岩气藏不稳定压力与产量分析方法

为了给页岩气现场开发提供理论依据,考虑页岩气扩散、黏性流、解吸等多种传质机理,建立了复合页岩气藏的综合流动数学模型。基质中考虑浓度差引起的非稳态流动,内外区裂缝中考虑达西流动,水力压裂主裂缝考虑为无限导流;引入了新的无因次量,在椭圆坐标系下综合运用拉氏变换、Mathieu函数、Stehfest数值反演等方法对数学模型进行了解析求解;分析了定产量条件下不稳定压力和定井底压力条件下产量的变化特征,基于不稳定压力曲线将页岩气流动划分为7个流动阶段,即井筒储集阶段、过渡流阶段、早期线性流阶段、基质向裂缝窜流阶段、早期径向流动阶段、第一径向流与第二径向流的过渡阶段、第二径向流动阶段,为复合页岩气藏生产动态分析提供了理论基础。研究结果表明:增大改造区域半径和渗透率可以提高页岩气产量;扩散系数越大、兰格缪尔体积和兰格缪尔压力越大,页岩气产量越大,气藏初始压力高对页岩气的开发具有积极的影响。结论认为,所建立的综合流动数学模型丰富了页岩气多级压裂水平井开发分析方法。     

页岩气藏压裂水平井产能及影响因素分析

水平井辅以压裂措施开发页岩气已成为世界趋势,但由于页岩气在页岩基质和人工裂缝中呈赋存状态,且具有独特的渗流性,其产能分析较为复杂。以常规压裂水平井产能研究理论为基础,考虑页岩气藏吸附、解吸作用,气体在裂缝中高速非达西流动以及裂缝与井筒的耦合,利用保角变换方法推导得到页岩气藏压裂水平井产能分析的半解析模型。实例分析表明,水平井筒压降对页岩气藏压裂水平井产能影响较小,产量较低时水平井筒压降可忽略不计,而随着储层厚度、裂缝半长、裂缝导流能力、裂缝条数以及基质内外浓度差的增大,页岩气藏压裂水平井产量逐渐增大,但是增大趋势越来越平缓,最终趋于稳定。因此页岩气开发过程中应优选裂缝参数,以达到开发效果最优化。     

页岩储层基质气体扩散能力评价新方法

为了更好地评价页岩气在储层基质岩块中的流动能力,以便准确地预测页岩气水平井产量变化规律,以Fick第一定律为基础,依据物质平衡方程,建立了考虑在压差引起浓度差的作用下气体广义扩散能力评价模型,并提出了页岩气体扩散速率系数和扩散效率计算方法。在此基础上,设计了相应的页岩气体扩散能力评价实验装置和实验流程,通过在不同实验条件下的气体扩散实验,获得了随时间变化的气体累积扩散量,利用实验数据计算获得了页岩气体扩散系数、扩散速率系数、扩散效率及流动系数,进而对页岩扩散能力的影响因素进行分析。研究结果表明,页岩基质中的气体主要以广义扩散的方式为压裂裂缝中气体流动提供重要补充;页岩渗透率决定着页岩气体扩散能力大小,渗透率越大,扩散能力越强,而孔隙度与页岩扩散能力相关性小。     

3-氨基丙基三乙氧基硅烷制备有机-无机复合絮凝剂

以3-氨基丙基三乙氧基硅烷和氯化铝为原料,采用微量滴碱法合成出有机-无机复合高分子絮凝剂,利用正交试验设计优化了合成条件,对最佳条件下合成的絮凝剂与聚合氯化铝进行了对比。结果表明:在碱液滴加时间为3. 5 h、氢氧化钠碱化度(B值)为2. 0、原料Si/Al(摩尔比)为0. 3的条件下,合成出的絮凝剂中Alb含量最高,其总铝浓度为0. 25 mol/L;该絮凝剂的除浊和脱色性能均优于传统絮凝剂聚合氯化铝。     

高温高压尾管顶部封隔器研制

常规尾管顶部封隔器无法满足深井、超深井及海洋油气井的高温高压环境对尾管固井作业的需要。依据O形密封圈高温高压密封机理分析,完成了"金属+橡胶"式封隔器密封结构的研制。研究了硫化橡胶厚度、防退锁紧装置、膨胀锥角、坐封力及硫化工艺等关键技术与高温高压密封性能的关系,并优化了主要性能参数。通过对3种氟橡胶材料在高温下的力学性能研究,优选氟橡胶A作为封隔器橡胶密封材料。开发了井下工具的高温高压试验装置,并进行了地面性能评价试验。研究结果表明,高温高压尾管顶部封隔器在204℃下正反双向密封70 MPa,达到现场高温高压井的使用要求。     

改性HZSM-5分子筛催化正戊烷与甲醇共芳构化反应

采用浸渍法对HZSM-5分子筛进行改性,得到不同金属离子改性的分子筛,并且借助X射线衍射法和吡啶吸附红外光谱法对催化剂性质进行了表征。在固定床微反装置中,以正戊烷与甲醇为共芳构化反应原料,评价了改性HZSM-5分子筛催化剂的反应性能。结果表明:由Zn,Ag,Ni离子改性的催化剂相对结晶度依次为89.30%,88.96%,91.32%;当金属离子负载质量分数为2%时,采用Zn离子改性HZSM-5分子筛(SiO_2/Al_2O_3,摩尔比,38)催化剂,在反应温度为475℃,原料烃质量空速为2.0 h~(-1)及常压条件下,甲醇和正戊烷转化率分别约为100%,92.76%;当甲醇/正戊烷(摩尔比)为1∶1时,正戊烷转化率降至87.89%;甲醇的加入可抑制干气生成;共芳构化反应中存在协同作用,提高了芳烃选择性。在正戊烷与甲醇共芳构化反应中,当金属离子负载质量分数为2%时,与Zn离子改性催化剂相比,Ni或Ag离子改性的正戊烷转化率提高了约10个百分点。     

考虑裂纹影响的海洋管道极限弯曲载荷分析

焊缝的裂纹容易使管道产生应力集中,使得海管在卷管铺设过程中承受弯曲载荷的能力大幅降低。利用有限元软件模拟了有裂纹海管在受到弯曲载荷作用下的变形,对含不同裂纹角的海管进行了分析,其结果与采用Miller计算方法和Zahoor计算方法得到的结果吻合。对有限元计算得到的多组数据进行了函数拟合,得到了有裂纹海管的极限弯曲载荷表达式。     

岩石气水两相渗流的玻璃刻蚀驱替实验与有限元数值模拟对比

岩石微观可视化两相渗流特征研究对于油气田开发具有重要意义。分别采用微观可视化玻璃刻蚀驱替实验和有限元数值模拟对岩石中微观气水两相流体的动态渗流特征进行了研究,并将数值模拟结果与微观玻璃刻蚀驱替实验结果进行了对比验证。结果表明,有限元数值模拟结果与玻璃刻蚀驱替实验结果基本一致。气水两相流驱替实验过程中存在明显的指进现象;驱替结束后,分布在大孔喉和与大孔喉相连的孔隙中的水被驱替,未被驱替的水主要分布在小孔喉、小孔喉控制的大孔隙和孔隙盲端;单相渗流达到稳态后,流动通道中心的流体流速比入口处流体流速大,孔喉半径越大,压力降低越慢。微观玻璃刻蚀驱替实验方法能较好地观测微观指进现象和气体在通过狭窄喉道时的运移跳跃现象,而有限元数值模拟方法则具有成本低、易于操作、实验可重复性高等优点。微观玻璃刻蚀驱替实验与有限元数值模拟相结合研究气水两相渗流效果更佳。     

乙苯合成的研究进展

乙苯是生产苯乙烯的原料 ,而苯乙烯是生产聚苯乙烯等树脂的重要单体。在全世界 ,仅聚苯乙烯每年就需要消耗上千万吨。在中国 ,1998年共消耗了约 1 83Ｍｔ聚苯乙烯 ,国内仅生产了 4 6 0ｋｔ ,其余的 1 37Ｍｔ都由国外进口[1] 。乙苯主要由乙烯与苯烷基化合成 ,其生产工艺有传统ＡｌＣｌ3液相法、Ａｌｋａｒ气相法、均相ＡｌＣｌ3液相法、ＺＳＭ - 5分子筛气相法和Ｙ -分子筛液相法。前三种工艺已被逐步淘汰 ,不再有新建装置。 2 0世纪 80年代开始投产的ＺＳＭ - 5分子筛气相法 ,是目前应用最广泛的乙苯生产工艺。Ｙ -分子筛液相法在 1990年实…     

川南地区龙马溪组元素地球化学特征及有机质富集主控因素

为了研究川南威远-长宁地区龙马溪组古氧化还原条件及有机质富集主控因素,对4口取心井开展了主、微量元素分析。结果表明：①威远-长宁地区龙马溪组龙一1亚段整体富集V、Ni、Ba、Th和U等元素,亏损Cr元素;龙一₂亚段整体富集V、Ba、Th和U等元素,亏损Co和Cr元素。②龙一₁亚段沉积初期,研究区为缺氧环境,至中晚期,威远地区演变为贫氧或含氧环境,长宁地区演变为含氧环境。③龙一₂亚段沉积时期,威远地区WD204 H井区为稳定的含氧环境,WD201井区仍为贫氧或偶含氧环境,而长宁地区整体处于稳定的含氧环境。④龙一₁亚段有机质的富集主要受古氧化还原条件控制,龙一₂亚段有机质的富集主要受古生产力强弱控制。该研究成果对川南地区龙马溪组的页岩气勘探具有重要参考价值。     

SEL催化剂在淤浆法聚乙烯装置中的应用

在30万t/a Hostalen淤浆法聚乙烯生产装置中,采用国产SEL催化剂试生产了双峰聚乙烯薄膜料(牌号为HM-9455 F 1)。结果表明:试用SEL催化剂期间,装置运行平稳;SEL催化剂的组成、微观结构与参比催化剂(牌号为THT)相近;与参比催化剂相比,SEL催化剂的聚合活性提高了17%,氢气单耗和副产物蜡产量分别降低了6.6%,9.5%;由SEL催化剂生产的双峰聚乙烯薄膜料,粒径分布集中在>63～250μm。     

China Petroleum Pipeline Bureau (CPP)

China Petroleum Pipeline Bureau (CPP), which belongs to China National Petroleum Corporation (CNPC), authorizes China Petroleum Pipeline Engineering Corporation (CPPE) a subsidiary of CPP, to perform Overseas Business on behalf of it.     

提高稠油底水油藏转注井注水效率研究

针对稠油底水油藏转注井注入水在正韵律作用下驱油效果差,大部分注入水无效循环等问题,对底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因进行了分析,提出了对转注井渗透率锥体型变化带底部进行"置胶成坝"、扩大底水油藏转注井注水波及体积的方法,并利用数值模拟、流线模拟等方法对"置胶成坝"关键参数进行了评价。结果表明：稠油底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因是定向井转注后注入水受正韵律及大液量冲刷的影响,在"渗透率锥体型变化带-底水区-生产井波及区"形成"U"形管式无效水循环;"置胶成坝"技术提高了稠油底水油藏转注井注入水的驱油效果。先导试验井组增油效果明显,增油量达40 m³/d,改变了底水油藏转注井注入水驱油效果差的现状,将底水油藏注水由"注够水"转变为"有效注水"。这种新的注水模式对稠油底水油藏提高转注井注水驱油效果具有重要指导意义。