水平管内气液两相泡状流壁面切应力的研究

利用TSI-1268W热膜探针测量了内径为35mm的水平管内气液两相泡状流的壁面切应力，得到了充分发展段同一截面上不同周向位置处的壁面切应力及其波动幅度数据．结果显示，管道顶部壁面切应力瞬时信号的功率谱密度没有明显的单一峰值，表明壁面切应力的变化具有非周期性特征．液相中加入气泡后，在管道下部的壁面切应力增大，在含气率较高的管道上部出现了壁面切应力减小的现象．随着气相流速的增加，管道上部的壁面切应力有较小幅度的降低，管道中下部的壁面切应力有较大幅度的增加；随着液相流速的增加，管道中下部的壁面切应力增加的幅度基本相同．低液流速度下，在管道上部，泡状流时的壁面切应力波动幅度要小于单相液流时的值，并随着气相流速的增加而减小，在管道下部，泡状流时的壁面切应力波动幅度与单相液流时的值接近．气泡的加入似乎对壁面切应力的波动有抑制作用，在高液流速度下，加入气泡对壁面切应力波动幅度的影响变小．     

应用折射率匹配技术测量复杂形状通道内的液体流场

通过折射率匹配方法，应用激光多普勒测速仪测量了突缩与分叉复合管内的液体流场，采用石英玻璃制作实验段，苯甲醇和乙醇的混合溶液作为流动工质，适当调配两种溶液的混合比例，使液体工质和固体壁面具有相同的折射率，均为1．458，消除了壁面对测量光线的折射影响，拓宽了激光多普勒测速仪的应用范围，提高了测量精度，测量结果表明，在汇流区域的下游，在两根管道轴线组成的水平面内，主流速度分布呈双峰状，其中较大的峰值偏向主管中正对旁路的壁面一侧。在铅垂平面内，轴向速度分布呈“M”型。     

考虑表面扩散的实际状态页岩气表观渗透率新模型

为了表征实际状态下的页岩气在纳米孔隙中的运移,考虑黏滞流、Knudsen扩散以及表面扩散机制,推导出页岩气表观渗透率模型。以224组试验数据为依据,优选所建模型中压缩因子及黏度的计算方法,并通过实际试验数据系统验证所建模型的准确性。通过定义黏滞流、Knudsen扩散以及表面扩散渗透率比重,计算各机制的贡献率。分析压力、孔隙半径等因素的影响。结果表明:所建模型能够准确预测页岩气的表观渗透率,误差为3.02%,优于现有模型;优选出的DK模型和Sutton模型计算压缩因子和黏度误差分别为0.53%和2.7%,压力和孔隙半径对表观渗透率影响最大;Langmuir最大吸附量、Langmuir压力以及等量吸附热主要影响表面扩散渗透率比重;在低压和高压条件下,各因素对表观渗透率及比重的影响表现出不同的变化规律;孔隙半径为1 nm、压力分别为0.1和20 MPa时,表面扩散对渗透率的贡献率达75%和30%,说明低孔隙半径或低压条件下表面扩散现象不可忽略。     

体积压裂缝网系统模拟及缝网形态优化研究

为了有效地表征压裂后形成的复杂裂缝网络系统,依据三维改造区域的渗流规律,提出了缝网双重介质数值模型。利用该模型对不同缝网形态进行模拟,分析了不同缝网形态对产能的影响规律,并获得衰竭式开发下的最佳形态。研究结果表明:纺锤型与哑铃型缝网形态较其他缝网形态更具优势;影响体积压裂水平井产能的因素主要有端部裂缝的产能、缝网内部裂缝缝间干扰的程度、缝网形态中部主裂缝对泄流面积的控制程度。     

体积压裂水平井增产潜力及产能影响因素分析

新型压裂改造技术-水平井体积压裂技术的发展进步是成功开发致密油气藏的巨大推动力。体积压裂可使致密储层形成裂缝网络系统,提高单井产量和油藏的可采储量_[1-2]。体积压裂技术对储层进行三维立体的改造,根据裂缝网络的复杂特征,本文提出了数值模拟FNDP模型,建立三维复杂裂缝网络模型,有效的将复杂裂缝网络系统及其渗流规律进行表征,对影响体积压裂水平井产能的5个地质参数进行敏感性分析,并对其增产潜力进行评价。结果表明,体积压裂对储层渗透率较小的致密油藏改造效果显著;次生裂缝导流能力越强,体积压裂的增产潜力越强。研究成果为致密砂岩油藏体积压裂的开发方案设计工作提供一定参考。     

致密油藏注CO2增能效果及参数优化

为了研究致密油藏注CO2增能效果,利用长庆油田陇东P区块致密砂岩岩心开展核磁共振实验、扫描电镜实验,分析CO2对储层孔隙结构的影响规律;通过相态计算,分析CO2注入对原油体积系数及饱和压力的改变。运用有限差分方法和三维有限元方法,建立三维动态地应力与油藏双向耦合模型,分析储层渗透率变化规律及井底附近压力分布特征;通过建立目标区块储层注CO2增能图版,评价注CO2增能效果,优化注入参数。结果表明,室内实验表明CO2主要通过溶解、冲蚀作用使岩心大孔隙数目增加;注入10%-45%不同摩尔分数的CO2可使原油体积膨胀至1.19倍,原油饱和压力增加86%;注CO2对目标区块储层增能效果明显,目标区块的最佳注气体积为700 m³,最佳注入速度为4 m³.min^-1。     

启动压力梯度对低渗透油藏水驱油规律的影响研究

低渗油藏存在启动压力梯度,其油水渗流规律表现为非达西渗流。本文基于经典水驱油渗流理论,通过启动压力梯度对黏度的影响关系对经典模型进行了修正,建立了考虑启动压力梯度的一维油水两相驱替数学模型,重点分析启动压力梯度对低渗透油藏见水时间规律的影响。以胜利油田渤南油田东南部五区某S砂组低渗透油藏为例进行见水时间计算,结果表明,启动压力梯度的存在会导致油井见水早,且渗透率越低,见水越早。研究成果对于低渗透油藏的合理开发具有理论指导意义。     

水平管内气液相相泡状流进口段的实验研究

在水、空气实验回路上对水平管内气液两相泡状流的壁面切应力进口段进行了实验研究,通过测量实验段入口段的压强梯度沿管长的变化来确定进口段的长度,在实验中,分别使用了轴向进气（A型）和径向进气（B型）2种混合器,通过以实验数据的综合分析,给出了预测进口的关联式,实验及计算表明,在实验参数范围内,控制单相水和两相泡状流壁面切应力进口段的主要机理是相同的;进口段长度随流流雷诺数的增大而增大,随截面含气率的增加而增大;实验值和估算值的偏差在10．8％以内。     

水平管气液两相泡状流入口段流速场的实验研究

用热膜测速技术对水平管气液两相泡状流入口段中的液流速度及局部含气率分布进行了研究．实验时液流折算速度为3．5～4．0m／s，气流折算速度为0～0．44m／s．结果表明，在入口段中液流速度随液流折算速度的增加而增加，随气流折算速度的增加而分布更不均匀．含气率随气流折算速度的增加而增加，随液流折算速度增加分布趋于均匀．在本实验范围内，当实验测试段长度与管径比L／D大于109后，液流速度和局部含气率的分布随L／D的变化已不很明显，可认为达到充分发展区域．     

致密油藏CO2前置压裂流体相互作用机理

目前,致密油藏的高效开采仍是世界研究的重点及难点,其中CO2压裂技术受到广泛重视.为了进一步明确CO2前置压裂流体之间的相互作用机理,利用室内实验对地层条件下CO2注入后原油高压物性(密度、黏度、压缩系数等)的改变情况进行研究,明确CO2与原油的相互作用关系,其次通过数值模拟手段对压裂不同阶段中CO2存在方式、原油黏度...