谢军,李骞,涂汉敏,赵梓寒[1]（2020）在《高含水致密凝析气藏特殊相态变化》文中认为高含水致密凝析气藏具有储层低孔、致密、含水饱和度高的特征,在其开发过程中,当压力降低至露点压力以下,流体会发生复杂的相态变化,析出凝析油,形成油、气、水三相渗流,导致渗流阻力进一步增大。与常规凝析气藏相比,高含水致密凝析气藏开发过程中相态变化具有特殊性:（1）储层含水饱和度较高,水相会影响流体的相态变化;（2）由于储层致密、流体复杂,井底附近渗流阻力较大,压降漏斗陡峭,流体相态表现出强非平衡相态变化特征,这与常规凝析气藏平衡相变特征存在明显差异。基于室内PVT筒实验、长岩心驱替实验及非平衡相态理论,系统研究了高含水致密凝析气藏的相态变化特殊规律。研究结果表明:（1）水相会降低凝析气藏的露点压力,增大反凝析油饱和度;（2）凝析气藏存在"凝析滞后"现象,非平衡相变效应可降低凝析油饱和度;（3）针对受地层水影响较小的气井可增大生产压差采出更多的凝析油。针对特殊相变特征,研究结果可以为高含水致密凝析气藏开发过程中制定合理的生产压差提供依据。
肖胜东[2]（2019）在《渤海湾盆地渤中凹陷凝析气藏相态识别及其成因机制》文中进行了进一步梳理渤海湾盆地是我国东部典型的油型盆地,近几年随着勘探向深层领域的延伸,首次在渤中凹陷发现了储量规模较大的凝析气藏,初步展现了巨大的勘探潜力。而凝析气藏烃类流体相态的类型和分布特征是油气资源评价的重要依据,但对渤中凹陷凝析气藏烃类流体相态的特征、影响因素和成因机制等方面的认识还不够深入。因此,本文采用地层流体高温高压物性（PVT）实验和流体相态理论模拟相结合的方法,在地层流体PVT实验测试结果的基础上,运用流体相态理论计算方法,借助PVT相态模拟软件拟合计算烃类流体的物性参数和相包络线;再基于实验测试数据和相态模拟结果,判别烃类流体相态的类型,综合分析流体相态的控制因素;最后在明确渤中19-6凝析气藏油气来源和充注期次的基础上,查明该凝析气藏的成因机制,并与邻区渤中21-22气藏作对比,揭示渤中19-6凝析气藏油气成藏过程。渤中19-6凝析气藏地层流体PVT实验获得的烃类流体组成中C1含量平均为66.8%,C2C6平均含量为14.66%,C7+含量平均达7.3%,幔源无机成因CO2含量高达11.24%;地露压差小,平均为0.59MPa,地面凝析油含量平均为615.96g/m3,属于带油环的特高含凝析油凝析气藏;测试临界温度和临界压力小于地层温压,地层条件下烃类流体可能呈超临界状态。流体相态主要受控于烃类流体组分和所处的温、压体系,流体组成决定着烃类体系的临界温压,对油气相态起决定性作用,随着烃类体系中重烃组分含量的增加,临界温度增大,相包络线向右下方偏移;而温、压体系是油气相态的重要控制条件,温、压降低凝析气藏可转变为油藏,温、压升高则可促使原油发生裂解或逆蒸发,从而转变为凝析气藏,甚至纯气藏。综合分析认为渤中19-6凝析气藏是新近纪以来埋深增温引起的逆蒸发、深部幔源无机CO2充注和晚期天然气气侵等因素综合作用形成的次生凝析气藏。其形成过程主要为:明化镇组下段沉积末（距今5Ma）大规模聚油,明化镇组上段沉积末（距今2Ma）幔源无机CO2和晚期天然气充注早期形成的油藏,导致烃类体系的临界温度明显降低,促使原始油藏转变为现今的凝析气藏。
王武超[3]（2019）在《YKL高温高压凝析气藏渗流规律实验研究》文中研究指明YKL气藏属于高温高压凝析气藏,在近十几年的开发过程中,由于在生产过程中实施了雾状反凝析控制技术,实际开发效果高于方案预期。尽管前期取得了一些认识和成果,但是雾状流相态特征及渗流机理复杂,形成的条件和影响因素不明确,难以确定雾状反凝析控制需要满足的条件,除此之外,现场实施反凝析控制也缺乏定量化依据。针对YKL凝析气藏开发存在的问题,综合运用室内实验评价手段、流体相平衡理论、气藏工程等,对YKL气藏流体相态特征、雾状反凝析控制条件及影响因素作了具体分析。在此基础上,开展了室内气油两相渗流实验研究、组合长岩心反凝析伤害实验研究、雾状流长岩心流动实验研究以及反凝析控制对气井产能的影响分析。研究主要取得以下结论:（1）相态研究表明,YKL凝析气藏属于中高气油比、中含凝析油类型的凝析气体系,膨胀能力较低。在相同压降速度下,随着压力降低,雾状特征由浓变浅,雾状特征存在的时间也慢慢变短。随着压降速度的增大,在相同压力级下,雾状特征也变得越来越浓,雾状特征存在的时间也越来越长,但雾状特征存在的压降区间变得越来越短。除此之外,随着压降速度增大,雾状流存在的压力区间的凝析油采出程度也越来越高,但天然气采出程度不明显;（2）气油两相渗流实验表明,对于高、低渗岩心,驱替压差越大,等渗点越高,且向右偏移,说明渗流阻力有所减少,有利于油气流动。驱替压差越小,相比高渗岩心,低渗岩心的气相流动性更强;高渗岩心比低渗岩心更具有亲气性,残余油饱和度越小,油的驱替效率越高;（3）反凝析污染实验表明,压降速度适当的提高在一定程度上有助于降低近井地带反凝析伤害;（4）雾状流长岩心流动实验表明,在压降速度分别为1MPa/h、2MPa/h、3MPa/h和4MPa/h的衰竭过程中,凝析油累计采出程度随着压降速度增大而增长,但当压降速度为3MPa/h和4MPa/h时,凝析油累计产出程度差别不大。四组压降速度下天然气采出程度相差不大,四组实验凝析油阶段采出程度有一个共同点,凝析油阶段采出程度先减小再增大再减小,对应的气油比为先增大再减小再增大:（5）雾状流对气井产能的影响评价表明,在适当的压降速度下,压降速度越大,雾状流越强,近井区析出的反凝析油饱和度就越低,凝析油采出程度越高。
史林祥[4]（2019）在《凝析气藏相态特征及其开发规律研究》文中提出凝析气藏是介于传统油藏和气藏中的一种复杂特殊的气藏,其复杂的相态变化和反凝析特点给现场高效开发带来了巨大的考验。凝析气藏在世界气田的开发中占据着相当重要的地位,中石化某凝析气田经过初步勘探与开发,现已进入产量稳定增长的阶段,如何保持产量的递增趋势并合理合规且最大限度地开发凝析气藏,是目前亟待解决的主要问题。本文在中石化关于该凝析气藏相态特征研究的项目资助下,开展了相关研究。明确了凝析气藏的相态特征,为制定合理开发方案提供依据。本文在充分调研的基础上,通过以下三部分研究了凝析气藏相态特征及开发规律:（1）通过对三口井的凝析气样品开展PVT相态测试实验,明确了井流物的相态特征,研究了开发阶段及地层层位对相态行为的影响;（2）通过衰竭开发模拟实验研究了衰竭速度、开发模式及地层渗透率对油气采收率的影响;（3）通过与现场反馈的生产动态资料相比较,验证了物理模拟的实验结果。形成的认识和结论如下:（1）凝析气相态特征的实验结果表明该凝析气藏属于中-低含凝析油带油环的凝析气藏,不同开发阶段及不同的地层层位的流体样品组分、露点压力、反凝析液量等存在明显区别,后续研究和现场生产需考虑这些影响。（2）物理模拟实验结果表明a.衰竭速度是影响采收率高低的主要因素。衰竭速度越慢,天然气采收率越大,而衰竭速度越快,凝析油采收率越大;b.在先恒压后衰竭的开发模式下,天然气采收率和凝析油采收率都是最大的,其次是纯封闭衰竭模式;c.在并联实验中,高渗岩心的天然气采收率和凝析油采收率均高于低渗岩心的天然气采收率和凝析油采收率,渗透率差异对开发效果的影响比较明显。（3）现场反凝析伤害研究表明反凝析现象的出现会导致气油比出现缓慢上升、快速上升、快速下降三个阶段,这一现象和物理模拟基本一致。并且快速衰竭和慢速衰竭的开采方式都会出现气油比上下波动的情况,慢速衰竭方式下的波动周期相对更长。
冉文博[5]（2019）在《致密气藏中含CO2天然气相态研究》文中研究指明致密气藏是指渗透率小于0.1mD的气藏。致密气藏具有非均质性强、含水饱和度高、孔隙结构复杂,采出程度不高等特征,目前采收率只有20%左右。为了提高致密气藏采收率,亟待发展提高采收率的新方法。将CO2注入到致密气藏中,既可以埋存大量CO2减轻温室效应,又可以提高致密气藏的采收率,所以注CO2被认为是一种潜在的提高致密气藏采收率的技术。由于高含CO2天然气藏非常特殊,开发难度较大,主要体现在高含CO2天然气流体相态特征上,因此研究致密气藏注CO2后气藏相态性质对致密气藏提高采收率具有极为重要的现实意义。目前,在油藏中注入CO2提高采收率已经成为比较常规的开采技术,但在注CO2提高气藏采收率领域仍然是非常前沿的研究课题。国内外关于注CO2提高致密低渗透气藏采收率研究只开展了为数不多的实验及机理模拟研究,整体上仍处于探索阶段,还有技术难题亟待解决。本文在地层流体配样的基础上,进行了致密气藏中含CO2天然气相态特征测试;设计了一种新的天然气在多孔介质中的相态测试方法,分析得到致密气藏在多孔介质中的相态特征;利用全自动吸附气含量测试装置进行致密砂岩中CO2与天然气等温吸附测试;基于实验测试的结果,以SRK状态方程为基础,通过修正状态方程的引力项以及建立新的相互作用关联式建立了能够较好模拟预测PVT筒中和多孔介质中CO2-天然气混合体系偏差因子的预测模型。取得的主要结论及成果如下:（1）不同CO2含量下,天然气相对体积、体积系数、压缩系数等相差不大。随着CO2含量增高,相对体积、体积系数和压缩系数变化不明显;而天然气偏差因子明显降低,密度和粘度则呈增大趋势。含CO2天然气饱和水后,天然气偏差因子和体积系数在低压下增大,在高压下减小;而密度和粘度在低压下略微减小,在高压下略微增大。（2）随着压力的升高,天然气在多孔介质中和PVT筒中的相对体积均减小,且高压下减小的幅度远小于低压下减小的幅度,CO2含量和岩心渗透率对P-V关系曲线影响很小。且多孔介质的存在一定程度上改变了天然气组分的临界性质,使得偏差因子稍有增加。（3）在相同条件下,CO2,CH4及混合气（CO2:CH4=1:1）在砂岩中的吸附量大小顺序为:CO2>混合气>CH4,说明CO2具备置换驱替出砂岩中天然气的能力;砂岩岩心渗透率越小,吸附量越大;岩心中束缚水含量越大,吸附量越小。（4）通过对SRK状态方程中引力项参数a（T）进行修正,并建立新的相互作用关联式,确立了能有效模拟PVT筒中和多孔介质中含CO2天然气的偏差因子预测模型,模拟值与实验值吻合很好,平均相对误差小于1%。
贾京坤[6]（2019）在《塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究》文中研究表明塔里木盆地海相碳酸盐岩层系是目前深层-超深层资源勘探的热点和难点。沉积盆地中压力场的研究是探明油气成藏机理的核心问题,但针对演化复杂的古老海相地层,地层压力的研究往往缺乏有效手段。本论文以奥陶系现今地层压力为约束条件,利用孔隙度-垂直有效应力关系图版（鲍尔斯图版）与原油裂解生气-天然气充注双因素增压模型分析超压成因机制,并探索应用差异应力法恢复盆地构造挤压变形时期地层古压力,辅以包裹体热动力学模拟法和盆地模拟法,重建顺托果勒低隆起中上奥陶统地层压力的演化过程。通过对比分析,简要探讨了研究区不同二级构造单元间压力演化及成因机制差异的影响因素。塔里木盆地顺托果勒低隆起现今地层压力在纵向上可划分为5个压力系统,奥陶系超压横向上受构造单元控制,断层附近或裂缝发育地层区压力系统封隔层遭到破坏而呈现为常压-弱超压,远离断层区则发育超压-强超压。根据鲍尔斯图版和测井组合综合分析,流体膨胀和构造挤压是研究区超压形成的主要成因。针对流体膨胀,本论文基于天然气成因分析建立了双因素增压模型,以原油裂解生气动力学实验为基础,计算原油裂解生气和天然气充注对地层压力的贡献,研究结果显示天然气充注是中上奥陶统在喜山晚期超压形成的主要因素,贡献率最高可达94%。针对构造挤压成因,本论文以方解石双晶的显微变形特征为突破口,探索应用差异应力法恢复顺南缓坡地区构造挤压变形过程中的孔隙流体压力,该地区中上奥陶统在加里东期和海西期地层压力系数分别为1.15～1.19和1.35～1.41。以现今地层压力和超压成因分析为约束,辅以包裹体热动力学模拟法和盆地模拟法重建顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化。不同二级构造单元间演化趋势类似,但超压成因与增压幅度存在明显差异。研究表明,中上奥陶统地层压力整体上经历了常压-弱增压-泄压-增压-泄压-增压/常压的演化历史。顺北缓坡目的层早期受烃类充注与地层温度等因素曾形成超压,现今则因低地温梯度与后期构造断裂活动而处于常压-弱超压环境;顺托低凸起超压综合了油气充注、流体相态变化及构造挤压等多种因素;而顺南缓坡地层超压主要受早期构造挤压与晚期天然气充注等因素的影响;喜山期顺托-顺南地区地层稳定沉降,剩余压力得以保存,导致现今该区域仍多表现为超压环境。造成超压成因机制差异的原因主要与不同地区间的热机制与构造运动差异有关,相对应地促使不同地区的油气成藏时期、类型与强度也存在显着差异。
熊钰[7]（2018）在《凝析气藏循环注气动态分析理论及应用》文中研究指明在全球已发现的凝析油气田（藏）超过12200多个,由于技术条件及供气需求等原因,部分高含凝析油的凝析气藏多采用衰竭式开发,从资料统计来看,目前国内外凝析气藏的开发效果大都不是很理想,如我国最早正式投入开发的板Ⅱ凝析气藏废弃时天然气、凝析油和底原油的采出程度分别为48.9%、37.21%。天然气、凝析油、原油的采出程度均较低。我国牙哈凝析气田复杂程度更高,高温、高压、高含凝析油、高含蜡,对气藏埋藏深、达到5000m,地层压力高,地面回注压力超过60MPa,凝析油储量达到2300万吨,天然气储量达到250亿方。规模如此之大的凝析气田采取高压循环注气开发在国内是首开先例,在国际上也寥寥可数。与此类型气田开发相对应的高压循环注气气藏工程理论,国外起步略早,但也是在摸索中研究分析理论,特别是气藏动态分析方法和开发效果评价及开发水平分级评价方面均没有系统的进行过研究。国内牙哈凝析气田从2000年开始大规模循环注气保压开采,经过十七年开发实践,通过产学研结合研究,特别是塔里木检测到回注干气的超覆气窜对完善循环注气下的渗流理论和指导类似气田的高效开发提供了新的研究基础。本文主要为在2006-2012年间承担的塔里木凝析气田《凝析气田循环注气开发动态评价方法研究》项目和相关项目的研究成果和持续跟踪研究基础上写成的,2012年-2018年的持续性跟踪研究是在没有项目支持下自行进行的,在资料上得到了塔里木相关负责同志的支持,上并取得了以下5个方面的创新性认识和观点成果:（1）高含凝析油的凝析气藏循环注气过程中,基于二元体系的“气-气”平衡,提出注入干气和原地凝析气之间存在“微界面现象”假说,把注入干气运动归纳为驱替作用和扩散混合作用。扩散混合作用含重力分异和热梯度的影响及组分梯度,“微界面现象”和组分梯度共同形成了注入气的宏观超覆运动,导致注入干气的向气藏顶部聚集,使气窜并不遵循按高渗条带气窜的规律。（2）建立了高温高压环境下的气液两相界面张力新公式,完善了适合深层高温高压环境下的气井井筒动态描述方法和凝析气井井底压力精确计算方法,使井底压力的预测和计算精度提高到0.5%。（3）应用泰勒级数展开方法、证明了凝析气井反凝析污染对井底压力的影响表达方法,并用阻塞表皮系数概念建立了产能测试曲线异常的修正方法。建立了基于凝析油气分相拟压力的生产动态拟合产能评价方法,所给出的近井带反凝析饱和度变化显示该方法是合理的。（4）进一步用实际动态数据验证所建立的含有回注比循环注气压降储量的正确性,并从物质平衡方程通式和注采差异法多途径证明了考虑水侵动态影响的循环注气物质平衡方程通用形式。采用函数对比法证明和实践验证证明了水体影响函数形式的统一性。（5）基于“微界面现象”假设,建立了标准通用图版和采收率标定方法,并给出了图版系数确定的基本原理和方法;建立了一套凝析气藏循环注气开发效果评价方法体系和凝析气藏循环注气开发水平评价分级指标体系;这些在持续跟踪研究中显示具有明显的通用性理论特点。
李龙龙[8]（2018）在《CO2与CH4溶解/出溶规律研究》文中研究表明全球碳循环过程中,CO2与烃类气作为其核心载体,是有机碳与无机碳转换的关键节点,广泛分布于地层、大气及生物体内。在地层条件下,除已形成的CO2与烃类气气藏外,更多CO2与烃类气以水溶相存在于地层水中,并随地层水在地层中运移。此外,在天然气藏开发及地质碳封存研究中,CO2与烃类气在地层水中的溶解度对天然气藏地质储量和CO2地质封存丰度评估不可或缺。因此,CO2与烃类气在地层水中溶解、出溶随温压变化规律是天然气藏运移成藏、开发及地质碳封存研究的重要基础。本次研究通过自主设计,开发了“高温高压多相综合测试仪”和“高温高压流体溶解度综合测试仪”,设备极限温压条件为0200℃、0200MPa,数据采集最小周期0.5s/次,满足了地层温压条件测试需求。由于烃类气主要成分为CH4,为探索其基本规律,故以CH4代替烃类气开展相关实验,后续工作中将进一步探讨不同烃类气组分对其溶解出溶规律的影响。本次研究开展了40200℃、5200MPa温压范围内CO2与CH4单相、混相在纯水和地层水中溶解、出溶试验。为了更好的理解、解释CO2与CH4溶解出溶规律与机理,在溶解出溶实验之前进行了不同温压条件下CO2与CH4流体性质和相态试验。通过994次试验测试,得到相态、流体性质实验数据点6116个,溶解、出溶1692个实验数据,试验结果显示,CO2与CH4溶解出溶规律取决于其流体性质随温压变化规律,而流体性质受控于相态分布。最后,以莺歌海盆地与塔里木盆地天然气藏为例,探讨了CO2与CH4流体性质、相态、溶解出溶随地层温压变化规律在天然气成藏、开发及CO2地质封存研究中的应用。主要的结论和认识如下:（1）CO2、CH4、CO2+CH4密度随压力增加而增加,随温度增加而减小,低压时压力对密度影响较温度大,高压时温度对密度影响更大。CO2、CH4、CO2+CH4体积偏差因子随压力增加先减小后增加,中低压区间体积偏差因子随温度增加而增加,高压区域体积偏差因子随温度增加而减小。CO2、CH4、CO2+CH4体积系数、压缩系数随压力增加而单调递减,随温度增加而增加,高压环境下,温度几乎不再影响体积系数和压缩系数。CO2+CH4混相流体性质随温压变化规律与其单相一致,且混相流体性质参数值位于单相流体性质参数所确定的区间内。随混相中CH4组分摩尔分数增加,CO2+CH4各性质向CH4流体性质靠拢,相反,则向CO2靠拢。（2）修正了CO2与CH4现有相图分布,将原“超临界态”细分为临界区和超临界态,气-临界区相变线由恒温线修正为P-T曲线,增加临界区-超临界态相变线。本次实验温压范围内,CO2相态包括:气态、液态、超临界态、气-液混相和临界区;CH4相态为气态、超临界态和临界区;CO2+CH4相态最为复杂,其相态有:气态、液态、超临界态、气-液混相、临界区、气-液-超临界混相、液-超临界混相。（3）临界温度之上,由于超临界态流体性质更接近于气态,CO2与CH4P-V曲线由分段函数转变为连续函数。上、下临界线数学模型显示,0200℃温度范围内,CO2、CH4上、下临界线呈发散状,临界区范围不断扩大。高温高压条件下,分压定理不再适用,CO2+CH4临界区、超临界态全压定理计算结果与混相实测数据具有更高的契合度（偏差小于5%,主要偏差小于3%）,适用于混相相态分析。（4）CO2与CH4在纯水中溶解时,溶解度随压力增加而增大,随温度增加,溶解度先减小后增大。由于化学平衡与分子极性的存在,CO2在纯水溶解度远大于CH4,多数情况下CO2溶解度为相同条件下CH4的510倍,低温、中低压时,纯水中CO2溶解度是CH4的1020倍。CO2与CH4在地层水中溶解规律与纯水中相同,但其在地层水中溶解度比纯水中低27%。与CH4相比,地层水中H+、OH-、Ca2+、Mg2+等离子对CO2溶解度影响明显。（5）CH4+CO2在纯水中溶解度实验结果揭示:（1）当CO2进入临界区、超临界区时,由于CO2对CH4的萃取作用,混相中CO2摩尔分数高于8%后,CH4不再溶于水中。（2）当CH4溶解平衡后再溶解CO2,CO2还可溶于水中,但CO2溶解平衡后CH4不再溶于水中。（3）随温压增加,各组分溶解度增大,混相中CO2溶解度始终低于纯组分时溶解度,然而,在特定温压区间,混相中CH4组分溶解度高于其单相溶解时的溶解度。（4）CH4+CO2在地层水中溶解规律与纯水中一致,但地层水中溶解度比其在纯水中低4%左右（90℃、60MPa）,同时,混相条件下CO2组分溶解度受地层水影响波动大于CH4。（5）高温高压条件下,不论是CO2还是CH4,饱和蒸气压对溶解度的影响是不能忽略的。（6）地层条件下,CO2溶解规律转折深度在3000m附近,CH4溶解转折深度为2500m,深度小于2000m时,CH4溶解度变化很小,深度大于2500m后,其溶解度快速增加。地温梯度一定时,地压梯度越大,CO2与CH4溶解度越高。地压梯度相同时,深度小于<2000m时,CO2溶解度随地温梯度增加而减小,CH4溶解度几乎不受温度梯度影响;深部地层中,CO2与CH4溶解度随地温梯度增加而增大。（7）不论纯水中还是地层水中出溶,CO2与CH4出溶量受初始温压条件、出溶压差、出溶温差决定。初始条件相同,压差越大,出溶量越大;温差越大,CO2与CH4出溶量先增大后减小。初始温压条件、温差、压差相同时,CO2出溶量是CH4的25倍。压力高于90MPa时,随压差增大,CO2出溶量增加缓慢,压力低于90MPa后,随压差增大,CO2出溶量快速增大,且温度越高,CO2出溶量变化越大。对CH4而言,其出溶转折压力在140MPa附近,与CO2相比,温差对CH4出溶量影响较小。CO2、CH4在地层水中出溶规律与其在纯水中出溶一致,但是,CO2地层水中出溶时,其出溶量还受地层水中HCO3-等影响。（8）混相出溶时,CO2较CH4先出溶,压力低于60MPa后,CH4开始出溶,随压力降低,其出溶量快速增加。混相初始温度低于100℃、压力高于20MPa时,温压对CO2组分出溶量影响较小,低于20MPa后,其影响开始增大;初始温度高于100℃时,不论高压、低压,温差、压差对其出溶量影响明显。压力高于20MPa时,CO2组分出溶量随压差和温差增大而缓慢增加,当压力低于20MPa后,CO2组分出溶量快速增大。（9）CO2与CH4相态、流体性质、溶解出溶规律在天然气藏勘探、开发和CO2地质封存研究中应用前景广泛。（1）莺歌海盆地DF1-1构造烃类气运移初始阶段相态为水溶相+游离相;压差作用下水溶相与游离相渗流作用是最重要的运移方式,其成藏模式为游离气+出溶气。（2）莺歌海盆地天然气藏存在烃类气单独成藏（伴随少量有机成因CO2）、先烃类气后CO2充注成藏和CO2+烃类气混相出溶成藏三种成藏模式。先烃类气而后CO2充注成藏为主,烃类气单独成藏次之,混相出溶相成藏对较少。（3）YKL凝析气藏下气层地层水中可动天然气储量27.0538×108m3,占其现有储量评估值的32%,YKL凝析气藏边底水中储存有丰富的烃类气。（4）低温高压地层环境中利用CO2驱替提高天然气采收率是可行的。（5）CO2地质封存研究中,CO2流体性质、地层水中溶解度等参数是评估地层封存CO2丰度的关键指标。
孙岩[9]（2018）在《凝析气藏注入干气渗流规律、超覆评价方法及优化调控技术研究》文中研究表明.凝析气藏具有油藏和气藏的双重特征,经济开采价值高,由于注气开发过程中出现了注入干气超覆现象,降低了注气利用率和制约了凝析气藏的高效开发。目前注入干气超覆机理分析尚不完善,缺乏能够较好反映注入干气超覆的数学模型,且注入干气超覆评价、控制因素和变化规律尚不明确。针对这些科学问题,深入调研国内外油气藏密度分异、注入气体扩散和运移数值模拟研究现状,在此基础上,对注入干气超覆机理、数学模型、超覆评价方法和调控技术开展了一系列的研究:1、通过分析凝析气藏注入干气运移特征,揭示密度分异是气体超覆的主要内因,进而阐明干气-凝析气对流扩散、凝析气相变、储层物性和开采参数对注入干气超覆的影响。2、基于注入干气超覆机理研究基础上,建立凝析气藏注气开发模式下的注入干气超覆数学模型、干气超覆特性方程,在模型中考虑了组分扩散、气液相态变化和气体可压缩性,采用Maxwell-Stefan方程描述组分扩散行为,实现了对注入干气超覆流体运移规律的渗流数学描述。3、基于建立的注入干气超覆数学模型,利用有限差分方法和修正的Netwon-Raphson迭代法对模型进行求解,编制计算机程序,结合理想模型,模拟了凝析气藏注入干气后组分分布、干气-凝析气混合过渡带和不同注入气体的超覆规律,揭示了密度分异和凝析气相变对注入干气超覆的影响。4、形成了一套适用于凝析气藏注气开发模式下注入干气超覆的评价方法,从5个方面分别对注采井间和采出井的动态进行对比分析,实现了对注入干气超覆的定性和定量评价。5、建立了一套注入干气超覆的优化调控技术,筛选了 8项影响干气超覆的主控因素,通过单因素指标分析和多因素方差分析,揭示了主控因素对干气超覆的影响规律,在此基础上制定了注入干气超覆的优化调控对策,从而提高了注气调整方案的科学性和准确性。6、结合注入干气超覆规律的认识、数模方法的完善、超覆评价方法及调控技术的建立,对牙哈2区块进行现场应用,验证了本文建立模型的可靠性,并对区块干气超覆进行评价,提出了降低干气超覆调整措施和优化注气方案。本文的研究成果为凝析气藏循环注气的合理有效开发提供了新的理论认识和技术支撑。
邵理云[10]（2018）在《高含硫气井环空带压管理研究》文中认为随着我国天然气资源使用量日益增多,高酸性气藏的开发得到了广泛重视。然而,不难发现开发高酸性气藏给油气井生产带来了很大的困难,特别是在高酸性气田中,气井环空带压可能对井筒安全和环境安全造成难以想象的危害。本文针对高含硫气田开发中的实际生产工况,系统研究了气井环空带压与环空腐蚀管理问题,主要包括以下内容。首先,充分考虑油气井腐蚀环境因素的影响,针对腐蚀与环境敏感开裂对井筒完整性的影响,采用腐蚀电化学手段,提出了符合酸性气田实际生产情况的电化学腐蚀适用性测试方法,开展酸性气田井筒环境腐蚀测试;系统模拟了井下高温高压高含硫工况,对C110套管进行电化学腐蚀、电偶腐蚀及缝隙腐蚀测试,探讨了 C110套管与G3、17-4PH、718合金之间电偶腐蚀、缝隙腐蚀的机理及腐蚀严重度。针对油套环空硫化氢、二氧化碳充分饱和液相,含硫化氢、二氧化碳、甲烷及水汽的复杂气相状态,提出了一套影响酸性气田井筒腐蚀和开裂的评价方法及判据,为环空腐蚀管理提供可靠依据。其次,基于井筒油套管材料环境敏感开裂理论和应力腐蚀开裂实验标准,对套管材质进行力学性能测试,包括材料的金相、硬度、强度、冲击韧性测试;开展酸性气田井筒工况环境敏感开裂测试研究,获得适合酸性气田的应力腐蚀开裂试验方法及表征参量,得到了模拟井底腐蚀环境中断裂韧性参数和抗应力腐蚀性能。通过实验证实,含硫化氢、二氧化碳、甲烷及水汽的复杂气相腐蚀工况不会对套管产生不可接受的腐蚀和开裂倾向。目前环空带压值低于允许的阈限值,应保持井口环空自然气相态,减小放气和再充液对井的平衡状态的干扰。再次,基于环空保护液电化学腐蚀机理,评价油套环空加注介质,包括环空加注柴油、环空加注氮气（含少量环空保护液）、环空加注氮气（含少量地层水）,对井筒材质腐蚀的影响规律;开展环空保护液防腐性能测试,评价现场送样环空保护液在两种不同温度下的腐蚀失重实验,电偶腐蚀实验,缝隙腐蚀实验;开展环空保护液电化学腐蚀评价测试,以及环空保护液环境敏感断裂测试;得到管理环空套管腐蚀方法。在研究环空保护液的均匀腐蚀评价性能基础上重点关注气井管柱中可能存在的局部腐蚀,如:缝隙腐蚀及电偶腐蚀,对评价环空保护液的耐腐蚀性能提供更全面的信息。最后,开展了酸性气井环空带压诊断和管理研究,并针对P1井特殊生产情况,建立了 P1井风险识别分级及其井筒完整性安全管理方法,得到井筒完整性评价结果和长期关井的安全管理办法。应用实践表明:本文研究形成的高温高压高含硫气井环空管控措施,为酸性气田环空套管腐蚀管理提供重要支撑,保障了环空带压气井的安全生产。
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本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
| 1 高含水致密凝析气藏平衡相变实验 |
| 2 高含水致密凝析气藏非平衡相变实验 |
| 2.1 PVT筒中非平衡相变实验 |
| 2.2 长岩心驱替非平衡相变实验 |
| 3 凝析气藏非平衡相变计算模型 |
| 3.1 模型建立 |
| 3.2 模型计算结果 |
| 4 结 论 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景和意义 |
| 1.2 研究现状及问题 |
| 1.2.1 流体相态实验及理论计算的研究现状 |
| 1.2.2 流体相态控制因素及其成因机制的研究现状 |
| 1.2.3 流体相态研究目前存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容与方法 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 主要研究方法 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要认识和创新点 |
| 1.5.1 主要成果认识 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 地层发育概况 |
| 2.2 构造演化特征 |
| 2.3 渤中19-6 凝析气藏石油地质特征 |
| 2.3.1 地质特征 |
| 2.3.2 流体性质 |
| 第三章 烃类流体相态实验分析 |
| 3.1 实验流程及准备 |
| 3.2 地层流体取样和配制 |
| 3.3 实验内容 |
| 3.3.1 闪蒸分离测试 |
| 3.3.2 流体组成分析 |
| 3.3.3 恒质膨胀和露点压力测试 |
| 3.3.4 定容衰竭实验 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 烃类流体相态模拟及相态类型识别 |
| 4.1 烃类流体相态拟合理论计算方法 |
| 4.1.1 相态拟合计算模型 |
| 4.1.2 重组分(C_7~+)特征化处理 |
| 4.2 烃类流体相态模拟结果校验 |
| 4.3 油气藏相态类型识别 |
| 4.3.1 经验统计法对油气藏相态类型的识别 |
| 4.3.2 相图判别法对油气藏相态类型的识别 |
| 4.4 烃类流体相态特征分析 |
| 4.4.1 凝析气藏流体相态特征 |
| 4.4.2 高挥发油藏流体相态特征 |
| 4.4.3 黑油油藏流体相态特征 |
| 4.4.4 气藏流体相态特征 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 烃类流体相态影响因素分析 |
| 5.1 烃类流体相态影响因素分析 |
| 5.1.1 烃类流体组分对油气相态的影响 |
| 5.1.2 温、压体系对油气相态的影响 |
| 5.2 有利于凝析气藏形成的地质条件 |
| 5.2.1 烃源岩类型及其热演化阶段 |
| 5.2.2 封闭性良好的盖层条件 |
| 5.2.3 晚期强烈沉降作用 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 渤中19-6凝析气藏的成因分析 |
| 6.1 渤中19-6 凝析气藏油气来源及成藏期次 |
| 6.1.1 油气来源 |
| 6.1.2 油气充注时期 |
| 6.2 渤中19-6 凝析气藏成因分析 |
| 6.2.1 凝析气藏类型划分 |
| 6.2.2 渤中19-6 凝析气藏成因机制 |
| 6.3 渤中19-6 与渤中21-22 气藏对比 |
| 6.4 渤中19-6 油气成藏过程 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 凝析油气体系非平衡相态及渗流研究现状 |
| 1.2.2 临界流动饱和度与反凝析伤害研究现状 |
| 1.2.3 雾状反凝析控制研究现状 |
| 1.2.4 凝析气井产能方程研究 |
| 1.3 论文研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 YKL凝析气藏概况 |
| 2.1 气藏构造概况 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.2.1 储层岩性特征 |
| 2.2.2 储层物性特征 |
| 2.3 储层流体分析 |
| 2.4 气藏开采特征分析 |
| 2.4.1 整体区块生产动态特征对比 |
| 2.4.2 气藏开发中反凝析控制情况 |
| 2.5 气藏开采存在问题 |
| 第3章 高温高压可视化临界态相态实验研究 |
| 3.1 凝析油气体系PVT相态实验研究 |
| 3.1.1 研究内容 |
| 3.1.2 实验设备及流程 |
| 3.1.3 样品配制 |
| 3.1.4 凝析油气体系PVT相态研究 |
| 3.2 雾状反凝析相态实验研究 |
| 3.2.1 实验方法及内容 |
| 3.2.2 非平衡恒质膨胀实验分析 |
| 3.2.3 非平衡定容衰竭实验分析 |
| 3.3 凝析气定容衰竭与非平衡定容衰竭实验对比分析 |
| 3.4 非平衡压降理论分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 YKL凝析气藏反凝析伤害渗流机理研究 |
| 4.1 气油两相渗流实验 |
| 4.1.1 实验方法及流程 |
| 4.1.2 低渗岩心气油相渗特征分析 |
| 4.1.3 高渗岩心气油相渗特征分析 |
| 4.1.4 高、低渗岩心气油相渗特征对比分析 |
| 4.2 组合长岩心反凝析伤害实验 |
| 4.2.1 实验目的 |
| 4.2.2 实验装置 |
| 4.2.3 试验方法及内容 |
| 4.2.4 不同压降速度下伤害程度分析 |
| 4.2.5 不同压降速度下伤害程度对比分析 |
| 4.3 雾状流长岩心流动实验 |
| 4.3.1 实验目的 |
| 4.3.2 实验装置 |
| 4.3.3 实验方法及内容 |
| 4.3.4 不同压降速度下实验结果分析 |
| 4.3.5 不同压降速度下实验结果对比分析 |
| 4.4 平衡衰竭后雾状流长岩心流动实验 |
| 4.4.1 实验目的 |
| 4.4.2 实验结果分析 |
| 4.5 不同长岩心流动实验结果对比分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 凝析气藏雾状流对气井产能的影响 |
| 5.1 雾状反凝析控制机理 |
| 5.2 凝析气井产能方程 |
| 5.3 反凝析程度对产能的影响 |
| 5.4 雾状流对反凝析饱和度分布的影响 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 项目研究意义 |
| 1.2 凝析气藏的特点 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 凝析气藏相态变化研究 |
| 1.3.2 凝析气藏产能研究情况 |
| 1.4 研究目标、内容与技术路线 |
| 1.4.1 技术目标 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.4.3 技术路线 |
| 第2章 油气样品的取样和复配 |
| 2.1 现场取样情况 |
| 2.1.1 取样井情况 |
| 2.1.2 样品代表性评价 |
| 2.2 样品检测 |
| 2.2.1 样品初检 |
| 2.2.2 分离器流体单次脱气实验 |
| 2.3 实验室气油比的确定 |
| 2.3.1 现场生产气油比 |
| 2.3.2 一级分离器气油比 |
| 2.3.3 实验室气油比 |
| 2.4 凝析气复配 |
| 2.4.1 油、气用量计算 |
| 2.4.2 配样步骤 |
| 第3章 流体相态特征研究 |
| 3.1 实验仪器及设备 |
| 3.2 井流物相态特征分析 |
| 3.2.1 井流物组成 |
| 3.2.2 单次闪蒸实验 |
| 3.2.3 恒质膨胀实验 |
| 3.2.4 反凝析液量实验 |
| 3.2.5 定容衰竭实验 |
| 3.2.6 P-T相图分析 |
| 3.3 凝析气藏类型判断 |
| 3.3.1 四参数法 |
| 3.3.2 φ1 参数判别法 |
| 3.3.3 Z因子判别法 |
| 3.3.4 C_5~+含量和C1/C_5~+比值判别法 |
| 第4章 衰竭开发实验模拟 |
| 4.1 凝析气相变实验原理 |
| 4.2 衰竭实验方法 |
| 4.2.1 实验装置 |
| 4.2.2 实验条件 |
| 4.2.3 实验步骤 |
| 4.3 衰竭速度对开发效果的影响 |
| 4.3.1 封闭衰竭慢速压降实验 |
| 4.3.2 封闭衰竭快速压降实验 |
| 4.3.3 衰竭速度对开发效果的影响 |
| 4.4 不同开发模式对开发效果的影响 |
| 4.4.1 封闭衰竭模式 |
| 4.4.2 恒压供给模式 |
| 4.4.3 先恒压后衰竭模式 |
| 4.4.4 不同衰竭模式对开发效果的影响 |
| 4.5 渗透率对开发效果的影响 |
| 第5章 凝析气藏开发特征分析 |
| 5.1 反凝析伤害原理 |
| 5.2 反凝析特征分析 |
| 5.3 反凝析后气油比变化特征 |
| 5.4 生产压差对开发的影响 |
| 5.5 改善措施 |
| 第6章 结论及认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 天然气高温、高压物性参数确定研究现状 |
| 1.2.2 天然气在多孔介质中相态研究现状 |
| 1.2.3 气体吸附特性研究现状 |
| 1.3 主要研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究路线 |
| 1.4 本文主要的创新点 |
| 第2章 致密气藏中含CO_2天然气相态特征研究 |
| 2.1 实验设备及流程 |
| 2.2 PVT仪器准备 |
| 2.3 研究内容 |
| 2.4 分析测试过程 |
| 2.4.1 单次闪蒸测试 |
| 2.4.2 恒质膨胀测试 |
| 2.5 测试结果及分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 天然气在多孔介质中的相态特征研究 |
| 3.1 研究内容 |
| 3.2 实验准备 |
| 3.2.1 流体组成 |
| 3.2.2 岩心准备 |
| 3.3 实验方案设计思路 |
| 3.4 实验设备及流程 |
| 3.5 结果及分析 |
| 3.5.1 CO_2含量的影响 |
| 3.5.2 渗透率的影响 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 多孔介质中含CO_2天然气吸附特征研究 |
| 4.1 研究内容 |
| 4.2 岩心准备 |
| 4.3 多孔介质中吸附实验方法 |
| 4.4 测试设备及原理 |
| 4.4.1 自由空间体积测试步骤 |
| 4.4.2 自由空间体积计算步骤 |
| 4.4.3 等温吸附测试步骤 |
| 4.4.4 吸附量计算步骤 |
| 4.4.5 岩心状态的确定 |
| 4.5 结果及分析 |
| 4.5.1 渗透率的影响 |
| 4.5.2 束缚水饱和度的影响 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 CO_2与天然气混合状态方程修正 |
| 5.1 状态方程的修正思路 |
| 5.2 状态方程的选择 |
| 5.3 PVT筒中含CO_2天然气状态方程的修正 |
| 5.3.1 模型建立 |
| 5.3.2 计算分析 |
| 5.4 多孔介质中含CO_2天然气状态方程的修正 |
| 5.4.1 模型建立 |
| 5.4.2 计算分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 研究现状与存在的主要问题 |
| 1.3.1 古压力恢复方法研究现状 |
| 1.3.2 研究区压力场研究现状 |
| 1.3.3 存在的主要问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究思路与技术路线 |
| 1.6 完成的主要工作量 |
| 1.7 主要认识与成果 |
| 第2章 研究区地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 地层沉积特征 |
| 2.3 石油地质特征 |
| 第3章 现今压力场特征和超压成因分析 |
| 3.1 现今压力系统 |
| 3.1.1 现场测压数据 |
| 3.1.2 泥浆密度 |
| 3.1.3 测井数据 |
| 3.1.4 封隔层分布及压力系统划分 |
| 3.2 超压成因判别 |
| 3.3 奥陶系原油裂解生气-天然气充注增压定量模拟 |
| 3.3.1 原油裂解生气-天然气充注双因素增压模型建立 |
| 3.3.2 原油裂解生气动力学实验结果 |
| 3.3.3 模型计算结果分析 |
| 3.4 现今压力分布特征 |
| 第4章 流体包裹体恢复古压力 |
| 4.1 流体包裹体岩相特征 |
| 4.1.1 顺北缓坡 |
| 4.1.2 顺托低凸起及顺南缓坡北部 |
| 4.1.3 顺南缓坡北部 |
| 4.2 流体包裹体相关分析测试 |
| 4.2.1 激光拉曼测试 |
| 4.2.2 储层定量荧光技术(QGF/QGF-E) |
| 4.2.3 流体包裹体显微测温 |
| 4.3 利用流体包裹体恢复古压力 |
| 4.3.1 包裹体热动力学模拟法 |
| 4.3.2 古压力恢复结果 |
| 第5章 差异应力法恢复古压力探索 |
| 5.1 方法和原理 |
| 5.2 主应力方向确定 |
| 5.2.1 样品采集 |
| 5.2.2 实验方法 |
| 5.2.3 数据处理 |
| 5.2.4 结果分析 |
| 5.3 构造挤压变形时期剩余流体压力估算 |
| 5.3.1 岩石力学实验 |
| 5.3.2 剩余流体压力估算 |
| 第6章 顺托果勒低隆起奥陶系压力演化 |
| 6.1 典型单井压力演化恢复 |
| 6.2 典型剖面剩余压力演化史 |
| 6.3 研究区奥陶系成藏关键时期压力分布特征 |
| 第7章 讨论与结论 |
| 7.1 讨论 |
| 7.1.1 热机制差异 |
| 7.1.2 构造活动差异 |
| 7.1.3 油气成藏差异 |
| 7.2 结论 |
| 参考文献 |
| 图版 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 凝析气田循环注气开发特点 |
| 1.2.2 国内外研究现状 |
| 1.2.2.1 关于地层凝析露点变化和气窜发生机理现状 |
| 1.2.2.2 关于高温高压凝析气井的井底压力计算现状 |
| 1.2.2.3 关于反凝析污染对产能的影响研究 |
| 1.2.2.4 循环注气下的动储量计算 |
| 1.2.2.5 循环注气凝析气藏的开发效果评价及采收率标定 |
| 1.3 本文研究的技术路线 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 主要创新点 |
| 1.5.1 主要创新点 |
| 第2章 牙哈凝析气藏的基本特征概述 |
| 2.1 牙哈构造特征 |
| 2.1.1 牙哈地层层序及构造要素 |
| 2.2 牙哈基本沉积特征 |
| 2.3 岩石学特征 |
| 2.4 孔隙类型 |
| 2.5 储层物性及非均质特征 |
| 2.5.1 基本物性特征 |
| 2.5.2 层内非均质性 |
| 2.5.3 层间非均质性 |
| 2.5.4 平面非均质性 |
| 2.6 气藏类型 |
| 2.6.1 气藏温度压力系统 |
| 2.6.2 流体性质 |
| 2.6.3 纵向上气水关系 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 气窜动态分析基本理论与方法研究 |
| 3.1 高温高压凝析气井井底压力的准确计算方法研究 |
| 3.1.1 不稳定传热下的温度压力耦合计算方法与改进 |
| 3.1.1.1 半稳定传热条件温度、压力耦合模型 |
| 3.1.1.2 非稳定传热条件温度、压力耦合模型 |
| 3.1.2 有水凝析气井的井底压力计算方法与改进 |
| 3.2 油气组分非平衡状态下的梯度理论与注气运动规律研究 |
| 3.2.1 非平衡气窜的组分梯度推证 |
| 3.2.2 注入干气运动规律的现场测试与认识讨论 |
| 3.3 气窜判别方法研究 |
| 3.3.1 经验判断法 |
| 3.3.2 采出气组分变化图版判断法 |
| 3.3.2.1 图版的制作和功能 |
| 3.3.2.2 实例应用 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 循环注气条件下气井产能评价方法研究 |
| 4.0 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三区的特点简述 |
| 4.1 多孔介质中凝析油、气两相渗流的数学模型建立 |
| 4.1.1 考虑Ⅰ区为主体的理论产能方程建立 |
| 4.2 基于油气两相流动区边界扩展的饱和度约束求解法研究 |
| 4.2.1 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个区各自的拟压力方程 |
| 4.2.2 近井地带油气两相流动区动边界的确定方法 |
| 4.2.3 Ⅰ区向外扩展动边界的求解方法建立与改进 |
| 4.2.4 实例与应用分析 |
| 4.3 基于阻塞表皮系数法的产能试井解释方法研究 |
| 4.3.1 考虑反凝析阻塞影响的产能数据处理理论与方法 |
| 4.3.2 反凝析因子及阻塞压降的计算方法论述 |
| 4.3.3 实例应用与分析 |
| 4.4 基于分相拟压力的生产动态拟合法产能评价方法研究 |
| 4.4.1 分相拟压力基本理论的建立 |
| 4.4.2 基于分相拟压力的生产动态拟合法的实现 |
| 4.4.3 实例分析与讨论 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 循环注气条件下的动储量计算方法研究 |
| 5.1 循环注气下物质平衡方程及改进研究 |
| 5.1.1 物质平衡方程法的改进与检验 |
| 5.1.2 改进方法的实例分析与对比 |
| 5.2 基于水侵动态分析的储量计算方法对比与讨论 |
| 5.2.1 生产指示曲线法 |
| 5.2.2 非线性物质平衡法的改进与应用讨论 |
| 5.2.3 边底水体影响函数的统一性证明与应用分析 |
| 5.3 非线性拟合最优拟合求取AIF函数的算法浅析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 循环注气开发效果评价体系研究 |
| 6.1 循环注气开发采收率标定方法研究 |
| 6.1.1 干气采收率的标定方法 |
| 6.1.2 凝析油采收标定方法建立与对比论证 |
| 6.1.3 凝析油采收率经验式的跟踪检验与对比评价 |
| 6.2 开发效果评价通用图版建立的基本理论和方法研究 |
| 6.2.1 通用图版建立的基本理论与假设 |
| 6.2.2 生产气油比评价图版建立与标准化 |
| 6.2.3 无因次气窜程度评价标准图版建立 |
| 6.2.4 通用标准图版的应用检验 |
| 6.3 注气波及效率及利用率分析方法建立 |
| 6.3.1 注气波及效率计算方法研究 |
| 6.3.2 注气利用率评价基本方法 |
| 6.3.3 实例应用与检验 |
| 6.4 循环注气开发效果评价指标定义与应用 |
| 6.4.1 注采井开发效果评价指标分级研究 |
| 6.4.2 循环注气开发效果评价指标分级研究 |
| 6.4.3 循环注气凝析气藏综合开发水平评价指标集及应用 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间的部分学术成果 |
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 选题国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 相态规律分析 |
| 1.2.2 流体性质分析 |
| 1.2.3 CO_2与CH_4溶解度国内外研究现状 |
| 1.2.4 溶解度计算模型分析 |
| 1.2.5 CO_2/CH_4出溶规律国内外研究现状 |
| 1.2.6 CO_2与CH_4溶解、出溶规律研究存在问题 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究目标和内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 创新点 |
| 第二章 实验装置、系统与技术方法 |
| 2.1 实验原理与装置 |
| 2.1.1 相态与流体性质实验装置 |
| 2.1.2 溶解/出溶实验装置 |
| 2.1.3 同类设备对比分析 |
| 2.2 实验条件与流程 |
| 2.2.1 物理条件 |
| 2.2.2 物质条件 |
| 2.2.3 测试条件 |
| 2.2.4 实验流程 |
| 2.3 实验装置误差分析 |
| 2.3.1 压力测量误差分析 |
| 2.3.2 温度测量误差分析 |
| 2.3.3 质量流量计误差分析 |
| 2.3.4 组分测量误差分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 CO_2与CH_4流体性质规律研究 |
| 3.1 CO_2与CH_4流体性质实验必要性 |
| 3.1.1 流体性质与溶解度关系分析 |
| 3.1.2 流体性质与溶解度实验舱设计的关系 |
| 3.2 CO_2流体性质规律分析 |
| 3.2.1 CO_2密度随温压变化规律 |
| 3.2.2 CO_2体积偏差系数随温压变化规律 |
| 3.2.3 CO_2体积系数随温压变化规律 |
| 3.2.4 CO_2压缩系数随温压变化规律 |
| 3.3 CH_4流体性质规律分析 |
| 3.3.1 CH_4密度随温压变化规律 |
| 3.3.2 CH_4体积偏差系数随温压变化规律 |
| 3.3.3 CH_4体积系数随温压变化规律 |
| 3.3.4 CH_4压缩系数随温压变化规律 |
| 3.4 CO_2+CH_4流体性质规律分析 |
| 3.4.1 CO_2+CH_4密度随温压变化规律 |
| 3.4.2 CO_2+CH_4体积偏差系数随温压变化规律 |
| 3.4.3 CO_2+CH_4体积系数随温压变化规律 |
| 3.4.4 CO_2+CH_4压缩系数随温压变化规律 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 CO_2与CH_4相态分布研究 |
| 4.1 CO_2与CH_4相态实验必要性 |
| 4.2 超临界相态划分探讨 |
| 4.3 CO_2相态随温压变化规律 |
| 4.3.1 CO_2气-超临界相态判别方法可行性分析 |
| 4.3.2 CO_2气-超临界相态判别 |
| 4.3.3 CO_2相态随温压变化规律 |
| 4.3.4 CO_2相态划分合理性讨论 |
| 4.4 CH_4相态随温压变化规律 |
| 4.4.1 CH_4气-超临界相态判别 |
| 4.4.2 CH_4相态随温压变化规律 |
| 4.5 CO_2+CH_4相态随温压变化规律 |
| 4.5.1 CO_2+CH_4分压定理讨论 |
| 4.5.2 CO_2+CH_4相态随温压变化规律 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 CO_2与CH_4溶解规律研究 |
| 5.1 地层水样品分析 |
| 5.2 CO_2在纯水/地层水中溶解规律分析 |
| 5.2.1 CO_2在纯水中溶解机理与规律分析 |
| 5.2.2 CO_2在地层水中溶解规律分析 |
| 5.2.3 CO_2在纯水中溶解度与相态关系 |
| 5.2.4 CO_2在纯水中溶解度模型的建立 |
| 5.3 CH_4在纯水/地层水中溶解规律分析 |
| 5.3.1 CH_4在纯水中溶解机理与规律分析 |
| 5.3.2 CH_4在地层水中溶解规律分析 |
| 5.3.3 CH_4在纯水中溶解度与相态关系 |
| 5.3.4 CH_4在纯水中溶解度模型的建立 |
| 5.4 CO_2+CH_4在纯水/地层水中溶解规律分析 |
| 5.4.1 CO_2+CH_4在混合比例对溶解度的影响 |
| 5.4.2 CO_2+CH_4溶解顺序对溶解度的影响 |
| 5.4.3 CO_2+CH_4在纯水中溶解度随温压变化规律 |
| 5.4.4 CO_2+CH_4在纯水中溶解度与单相溶解度关系 |
| 5.4.5 CO_2+CH_4在地层中溶解度随温压变化规律 |
| 5.5 CO_2与CH_4溶解度差异性分析 |
| 5.5.1 CO_2与CH_4溶解度随温压变化差异性分析 |
| 5.5.2 地层条件下CO_2与CH_4溶解度差异性分析 |
| 5.6 CO_2与CH_4溶解度实验结果可信度分析 |
| 5.6.1 CO_2与CH_4溶解度实验结果可靠性分析 |
| 5.6.2 CO_2与CH_4溶解度实验结果偏差原因分析 |
| 5.7 本章小结 |
| 第六章 CO_2与CH_4出溶规律研究 |
| 6.1 CO_2在纯水/地层水中出溶规律分析 |
| 6.1.1 CO_2在纯水中出溶规律分析 |
| 6.1.2 CO_2在地层水中出溶规律分析 |
| 6.2 CH_4在纯水/地层水中出溶规律分析 |
| 6.2.1 CH_4在纯水中出溶规律分析 |
| 6.2.2 CH_4在地层水中出溶规律分析 |
| 6.3 CO_2+CH_4在纯水/地层水中出溶规律分析 |
| 6.3.1 CO_2+CH_4在纯水中出溶规律分析 |
| 6.3.2 CO_2+CH_4在地层水中出溶规律分析 |
| 6.4 CO_2与CH_4出溶差异性分析 |
| 6.4.1 CO_2与CH_4随温压变化出溶量差异性分析 |
| 6.4.2 CO_2与CH_4溶解、出溶规律差异性分析 |
| 6.5 CO_2与CH_4出溶实验结果可信度分析 |
| 6.6 本章小结 |
| 第七章 CO_2与CH_4溶解、出溶规律应用探讨 |
| 7.1 CO_2与CH_4溶解出溶规律在天然气运移成藏研究中的应用 |
| 7.1.1 天然气初始运移相态的判别 |
| 7.1.2 天然气主要运移方式分析 |
| 7.1.3 混合气藏成藏模式分析 |
| 7.2 流体性质/溶解出溶规律对天然气藏开发的影响 |
| 7.2.1 烃类气溶解出溶对天然气藏储量评估的影响 |
| 7.2.2 CO_2相态、流体性质及溶解出溶规律对注CO_2驱替提高采收率的探讨 |
| 7.3 CO_2相态/流体性质及溶解出溶在地质碳封存研究中的应用 |
| 7.4 本章小结 |
| 第八章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附表 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 凝析气藏开发方式现状 |
| 1.2.2 凝析气藏流体相态特征 |
| 1.2.3 油气藏密度分异研究 |
| 1.2.4 注入气体扩散理论研究 |
| 1.2.5 注入气体运移数值模拟研究 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路和方案 |
| 2 凝析气藏注入干气超覆现象及机理分析 |
| 2.1 不同注入气体运移特征研究 |
| 2.1.1 超临界CO_2气体运移特征 |
| 2.1.2 注入干气运移特征 |
| 2.2 干气超覆凝析气主要原因分析 |
| 2.3 影响干气超覆的动力学行为分析 |
| 2.3.1 干气与凝析气对流扩散行为 |
| 2.3.2 凝析气相变行为 |
| 2.4 影响干气超覆的储层物性和开采参数分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 凝析气藏注入干气超覆数学模型建立 |
| 3.1 问题的描述及基本假设 |
| 3.2 基本微分方程组 |
| 3.2.1 质量守恒方程 |
| 3.2.2 运动方程 |
| 3.2.3 超覆特性方程 |
| 3.3 辅助方程和定解条件 |
| 3.3.1 辅助方程 |
| 3.3.2 定解条件 |
| 3.4 气液相平衡计算 |
| 3.5 Maxwell-Stefan扩散系数计算 |
| 3.6 本章小结 |
| 4 凝析气藏注入干气超覆数学模型数值解法 |
| 4.1 数值模型的建立 |
| 4.2 修正Netwon-Raphson迭代法求解 |
| 4.3 模型求解中的主要控制措施 |
| 4.3.1 时间步长控制条件 |
| 4.3.2 物质平衡检验 |
| 4.4 模型程序化设计 |
| 4.5 理想模型计算分析 |
| 4.5.1 模拟基本参数 |
| 4.5.2 研究区域组分分布模拟结果 |
| 4.5.3 混合过渡带分析 |
| 4.5.4 不同注入气体的超覆规律 |
| 4.5.5 密度分异对注入干气超覆的影响 |
| 4.5.6 凝析气相变对注入干气超覆的影响 |
| 4.6 本章小结 |
| 5 凝析气藏注入干气超覆评价方法研究 |
| 5.1 采气井井口压力评价 |
| 5.2 井下流体组分分析评价 |
| 5.3 注采井间超覆评价 |
| 5.4 气油比变化率评价 |
| 5.5 采气井产气剖面评价 |
| 5.6 理想模型注入干气超覆评价 |
| 5.6.1 采气井井口压力评价 |
| 5.6.2 垂向超覆评价 |
| 5.6.3 注采井间超覆评价 |
| 5.6.4 气油比变化率评价 |
| 5.6.5 相对产气量对比评价 |
| 5.7 本章小结 |
| 6 凝析气藏注入干气超覆优化调控技术研究 |
| 6.1 主控因素筛选及模拟参数 |
| 6.2 储层厚度因素对干气超覆影响分析 |
| 6.3 储层渗透率因素对干气超覆影响分析 |
| 6.4 储层非均质因素对注入干气超覆的影响 |
| 6.4.1 正韵律非均质储层 |
| 6.4.2 反韵律非均质储层 |
| 6.5 储层倾斜度因素对干气超覆影响分析 |
| 6.6 生产因素对注入干气超覆影响分析 |
| 6.6.1 生产压差 |
| 6.6.2 注采井距 |
| 6.6.3 射孔方式 |
| 6.7 正交试验设计及多因素方差分析 |
| 6.8 注入干气超覆的优化调控技术 |
| 6.9 本章小结 |
| 7 注入干气超覆理论在牙哈2区块的应用 |
| 7.1 牙哈2区块概况 |
| 7.2 牙哈2区块储层基本特征 |
| 7.3 牙哈2区块试验井组数值模拟 |
| 7.4 牙哈2区块注入干气超覆评价 |
| 7.4.1 采气井井口压力评价 |
| 7.4.2 采出井井下流体组分分析评价 |
| 7.4.3 气油比变化率评价 |
| 7.4.4 采气井产气剖面评价 |
| 7.5 牙哈2区块降低干气超覆措施分析 |
| 7.5.1 注采模式优化 |
| 7.5.2 射孔层段优化 |
| 7.5.3 注入方式优化 |
| 7.5.4 气井类型优化 |
| 7.6 本章小结 |
| 8 结论 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 创新点 |
| 8.3 存在的问题与展望 |
| 参考文献 |
| 作者简历及在学研究成果 |
| 学位论文数据集 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究目的及意义 |
| 1.1.1 国内外高含硫气藏开发概况 |
| 1.1.2 高含硫气井安全开采面临的主要挑战 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术思路 |
| 1.4 创新点 |
| 第2章 井筒电化学腐蚀 |
| 2.1 腐蚀与环境敏感开裂对井筒完整性的影响 |
| 2.2 油气井腐蚀环境 |
| 2.3 电化学腐蚀分类及特点 |
| 2.3.1 电化学腐蚀分类 |
| 2.3.2 电化学腐蚀特点 |
| 2.4 酸性气田井筒环境腐蚀测试 |
| 2.4.1 基于生产制度的电化学腐蚀适用性测试方法 |
| 2.4.2 C110套管电化学腐蚀测试 |
| 2.4.3 C110套管与G3套管之间的电偶/缝隙腐蚀测试 |
| 2.4.4 C110套管与17-4PH、718合金之间的电偶腐蚀测试 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 井筒油套管材料环境敏感断裂 |
| 3.1 环境敏感断裂概念 |
| 3.2 环境敏感开裂类型 |
| 3.2.1 应力腐蚀开裂 |
| 3.2.2 与湿硫化氢环境相关的应力腐蚀开裂 |
| 3.2.3 与氢渗透相关的开裂 |
| 3.2.4 软区开裂 |
| 3.2.5 腐蚀疲劳 |
| 3.2.6 高强度钢延迟断裂 |
| 3.3 应力腐蚀开裂机理 |
| 3.3.1 裂纹源与潜在缺陷 |
| 3.3.2 主要的应力腐蚀开裂机理 |
| 3.4 应力腐蚀开裂实验方法及表征参量 |
| 3.4.1 应力腐蚀开裂实验标准 |
| 3.4.2 硫化氢环境应力腐蚀开裂实验方法 |
| 3.4.3 SSC硫化物应力开裂实验设定的腐蚀介质 |
| 3.4.4 硫化物应力开裂SSC实验不通过的折中处理 |
| 3.5 NACE D法环境敏感开裂测试 |
| 3.5.1 C110套管力学性能测试 |
| 3.5.2 NACE D法钡测试 |
| 3.5.3 基于断裂韧性测试结果的强度计算 |
| 3.5.4 实验测试 |
| 3.6 模拟井底环境四点弯曲应力腐蚀测试 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 环空保护液性能测试 |
| 4.1 环空保护液性能要求 |
| 4.1.1 环空保护液的腐蚀与环境敏感开裂的复杂性 |
| 4.1.2 环空保护液功能与设计的基本要求 |
| 4.1.3 环空保护液类型及与金属材料的相容性 |
| 4.2 环空保护液电化学腐蚀评价 |
| 4.2.1 C110套管电化学腐蚀评价 |
| 4.2.2 异种材质螺纹连接电偶腐蚀测试 |
| 4.3 油套环空加注介质对井筒材质腐蚀的影响评价 |
| 4.3.1 模拟环空加注柴油的腐蚀评价结果 |
| 4.3.2 模拟环空加注氮气(含少量环空保护液)的腐蚀评价结果 |
| 4.3.3 模拟环空加注氮气(含少量地层水)的腐蚀评价结果 |
| 4.4 环空保护液环境敏感断裂测试 |
| 4.4.1 NACEA溶液中C110套管NACEA法评价 |
| 4.4.2 模拟地层水环境中DCB测试 |
| 4.4.3 井口条件下环空保护液中C110套管DCB测试 |
| 4.5 套管环空腐蚀管理 |
| 4.5.1 套管外环空腐蚀问题的复杂性 |
| 4.5.2 严重环空带压或地面冒油气应急处理及风险评估 |
| 4.5.3 套管内腐蚀管理 |
| 4.5.4 水泥封隔井段套管的腐蚀 |
| 4.5.5 非注水泥段套管的腐蚀 |
| 4.5.6 表层套管的腐蚀与安全 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 酸性气井环空带压诊断与管理 |
| 5.1 酸性气井环空带压机理 |
| 5.1.1 井筒“物理效应”引起的环空带压 |
| 5.1.2 油管串或井口泄漏或渗漏引起“A”环空带压 |
| 5.1.3 套管泄漏或渗漏引起的环空带压 |
| 5.2 井筒“物理效应”导致环空带压诊断 |
| 5.3 环空带压B—B Test诊断方法 |
| 5.4 技、表套环空带压诊断与气源、泄漏点诊断分析 |
| 5.4.1 技术套管“B”环空带压的可能路径 |
| 5.4.2 封闭型“B”环空的环空带压管理 |
| 5.4.3 开式“B”环空的环空带压管理 |
| 5.4.4 “B”环空水泥返到井口的环空带压管理 |
| 5.4.5 表层套管“C”环空带压的可能路径及风险 |
| 5.5 生产套管“A”环空带压诊断与处置 |
| 5.5.1 生产套管“A”环空带压诊断与处置原则 |
| 5.5.2 关闭井下安全阀诊断泄漏或渗漏位置 |
| 5.5.3 井筒完整性测井诊断泄漏或渗漏位置 |
| 5.5.4 环空液面监测 |
| 5.5.5 生产套管内“A”环空带压的处置 |
| 5.5.6 生产套管内“A”环空泄漏的处置 |
| 5.6 环空泄漏井的可能泄漏点识别 |
| 5.7 环空液面深度检测研究 |
| 第6章 现场应用(在P1井中的应用) |
| 6.1 P1井概况 |
| 6.2 P1井的井筒完整性评价 |
| 6.2.1 套管柱强度校核 |
| 6.2.2 油管柱强度校核 |
| 6.2.3 腐蚀寿命评估 |
| 6.2.4 油层套管材料选择评价 |
| 6.3 P1井风险识别 |
| 6.3.1 P1井风险分级 |
| 6.3.2 4944m～5738m井段一级风险分析 |
| 6.3.3 4609m～4862m套变井段一级风险分析 |
| 6.3.4 二级风险(0-4500m井段)分析 |
| 6.3.5 油套环空保护液被硫化氢和二氧化碳污染的评价试验 |
| 6.4 P1井长期关井的安全管理 |
| 6.4.1 井口油压、各个环空压力的日常监测 |
| 6.4.2 最大允许环空带压值的确定与判断 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
