高晶[1]（2021）在《枯竭负压储气库老井封堵技术研究与应用》文中进行了进一步梳理对枯竭负压储气库W23老井漏失严重、非均质性严重和油藏温度高的问题,本文在文96储气库老井封堵体系的基础上,研发了一种高气密耐温缓膨封堵体系,实现了体系在漏失段高效驻留和全井段有效封堵。室内通过系统实验评价,优选体系组成的组分类型,通过不同浓度组合条件下体系的固化时间和固化强度实验优化组分的使用浓度,体系配方为:超细水泥（水灰比1:1.2）+1～3%胶凝固化剂+0.3～0.5%触变调节剂+1.4～1.8%高温复合缓凝剂+6～10%网架结构形成剂+2～5%复合桥堵颗粒+0.15～0.20%高温悬浮剂。该体系在实验温度120℃条件下的固化强度超过20MPa,能够达到封堵的标准。对研发的高气密耐温缓膨封堵体系的应用性能进行了系统评价,研究结果表明:超细水泥体系的粒径与普通堵剂相比更小（5μm左右）,能匹配各类渗透率较低的地层,具有良好的触变性和“直角稠化”效应,初始稠度小于28BC,同时体系耐温145℃,悬浮稳定性良好,稠化时间4～9h可调,抗压强度超过25MPa。通过室内抗漏失性能模拟实验显示,在渗透率为12μm2的模拟岩心中,与水泥封堵体系相比,该体系侵入深度降低45.5%,表明该体系在高渗条带中能够有效驻留,降低漏失量,提高封堵能力。基于目标井区的开发现状,分析储气库老井封堵的漏气原因,优选水泥承留器挤堵作为最主要的封堵方式,提出不同气层条件的“地层+管外+井筒”的封堵挤堵工艺,将地层挤堵作为重点,建立老井处理办法、挤堵半径设计方法,提出了“一段一调整”的封堵理念,建立了前置试注段塞、抗漏失主体段塞和多层封堵段塞的逐级复合注入方式,制定现场不同段塞施工评判方法,进一步保障差异性老井的高效封堵。储气库老井封堵的现场实施主要是根据不同的井况在实验室进一步优化试用浓度和施工工艺。现场应用情况表明,新体系封堵能力强,抗漏失能力优异,封堵后达到工程验收的标准率为100%。其中漏失最严重的DPW23井的现场施工根据漏失段的情况实际注入多段塞用量126m3,通过现场施工压力数据表明,在注入过程注入压力正常上升,最高达28.0MPa,新体系具有优异的抗漏失性能,实现了注入量不变情况下封堵性能提高明显,施工后试压15MPa,30min压降≤0.5MPa,试压合格,达到工程对挤堵施工的压力要求。
李继强,赵冠群,戚志林,尹冰毅,许寻,方飞飞,杨棽垚,齐桂雪[2]（2021）在《气藏型储气库多周期注采储集层应力敏感效应》文中进行了进一步梳理选取中原油田文23储气库储集层标准岩心,开展多周期注采条件下渗透率应力敏感实验,分析了多周期注采渗透率应力敏感变化规律,提出了多周期注采岩石覆压渗透率计算方法,分析了多周期注采储集层渗透率应力敏感对储气库注采能力的影响。研究表明:岩石渗透率保持率随储气库运行周期数增多初期快速下降,后期缓慢降低;净应力上升过程中渗透率应力敏感指数随净应力变化过程数的增多而降低;净应力下降过程中渗透率应力敏感指数基本不随净应力变化过程数的变化而变化;随净应力变化过程数的增多,特定岩石净应力上升过程的渗透率应力敏感指数不断趋近于净应力下降过程的渗透率应力敏感指数;岩石渗透率越低,不可逆渗透率损失率越大,岩石周期应力敏感性越强;岩石渗透率越低,渗透率应力敏感指数越大,岩石应力敏感性越强,渗透率过低的储集层不宜作为储气库选层;储集层渗透率应力敏感性对气井注采能力影响较大,且主要集中在前数个周期。图13表4参21
曾大乾,张俊法,张广权,糜利栋[3]（2020）在《中石化地下储气库建库关键技术研究进展》文中指出随着天然气需求量的增加和天然气对外依存度的上升,为了保障安全、平稳、连续、可靠的天然气供应,我国加大了地下储气库（以下简称储气库）的建设力度及相关技术攻关。为此,梳理了中国石油化工集团有限公司（以下简称中石化）储气库建设现状,分析了面临的机遇与挑战,总结了中石化储气库建库关键技术的研究进展。研究结果表明:①中石化储气库建设起步较晚,但发展潜力大;②中石化建库地质条件复杂,相对较差,但库址资源靠近消费区;③初步形成了包括库址筛选与评价、储气库动态密封性评价、地质重构、有效库容评价、库容参数与建库方案优化设计、全生命周期完整性评价等一系列复杂地质条件气藏型储气库建库关键技术;④同时开展了含水圈闭资源筛选、含水圈闭改建储气库地质评价、有效气顶形成机理、关键库容参数优化等关键技术研究,探索了含水层储气库建库关键技术;⑤攻关了盐穴储气库腔体设计与稳定性评价、多夹层垮塌与腔体形态控制等关键技术,厚夹层盐穴储气库建库技术取得突破性进展。结论认为,一系列建库关键技术有力地支撑了中石化储气库的建设和发展,助推了中石化天然气业务的快速有效发展。
王永臻[4]（2020）在《冀中坳陷东北部石炭-二叠系煤成气资源潜力分析及有利区预测》文中进行了进一步梳理研究区位于冀中坳陷东北部,石炭-二叠系为一套海陆交互相沉积,煤系地层广泛发育。印支、燕山和喜山运动使该套地层抬升、隆起,广大地区因遭受强烈的风化作用而剥蚀殆尽,仅在斜坡或早期凹陷中残存下来,成为石炭-二叠系残留盆地。石炭-二叠系煤系地层沉积后经多期构造运动的改造,煤成气成藏变的复杂多样,给煤成气勘探带来较大的困难,石炭-二叠纪煤系地层生烃能力及成藏规律研究成为下一步煤成气勘探开发决策的关键。以往研究主要是在单一学科、单一构造单元开展的,比较微观,把整个工区作为一个研究对象进行宏观分析,运用煤成气成藏新理论和新思想开展综合研究,总结煤成气藏成藏条件及分布规律还不够深入,对煤成气有利区预测尚未形成公认的评价模型。在对前期勘探数据和前人认识的基础上,对研究区内石炭-二叠系煤系地层开展构造演化特征研究,恢复研究区沉积古环境动态过程,并对煤系地层沉积特征进行详细描述。针对石炭-二叠系煤系烃源岩、储层、盖层和圈闭条件开展定性和半定量评价,重点对石炭-二叠系烃源岩和圈闭条件进行精细评价。通过对已发现煤成气藏分析,总结煤成气藏特点。采用烃源岩生烃期分析,结合流体包裹体、构造背景综合判断法对研究区煤成气藏天然气充注时间和期次开展一系列研究,从而对研究区各构造单元成藏要素配置条件进行评价。基于研究区煤成气藏成藏特征及成藏要素配置条件,总结煤成气典型成藏模式和成藏主控因素,并最终指出研究区内各构造单元勘探方向。在对石炭-二叠系煤系烃源岩评价的基础上,通过对各构造单元选取典型井开展埋藏史、热史和成熟史模拟,对研究区内煤系烃源岩生烃演化类型进行划分。通过对大城地区36#煤样开展热模拟实验,测试煤系烃源岩生烃气能力,开展煤成气生气量、聚气量评价。研究表明,研究区石炭-二叠系煤系烃源岩生烃气3.97万亿方,其中一次生烃气1245亿方,二次生烃气3.85万亿方,二次生烃作用明显强于一次生烃;石炭-二叠系煤系烃源岩烃气聚集量4196.42亿方。表明研究区石炭-二叠系煤系地层具备大量生气的物质基础。为更有效指导下一步煤成气勘探工作,最后采用层次分析法开展研究区煤成气有利圈闭优选,建立了研究区有利圈闭预测综合评价模型。通过构造层次分析结构、判断矩阵、一致性检验、层次单排序和总排序最终给出相对可信的有利圈闭排序。最为有利的煤成气圈闭依次为大1井南圈闭、大参1井东圈闭和苏4东圈闭。针对研究区内石炭-二叠系煤系地层开展煤成气圈闭级别优选尚属首次,运用现代综合评价方法-层次分析法开展煤成气有利圈闭优选区是一次学科交叉的科学探索。
何祖清,何同,伊伟锴,孙鹏,艾爽[5]（2020）在《中国石化枯竭气藏型储气库注采技术及发展建议》文中研究指明经长输管线输送的天然气注入到地下空间而形成的人工气藏称为地下储气库。国内外现有储气库大多数是枯竭气藏型地下储气库。中国石化储气库建设起步较晚,基础较为薄弱,同时与国内外已建成储气库相比,中石化储气库建设面临的地质条件和注采工况也较为复杂。以中国在建最大储气库项目中原文23储气库为例,其复杂地质条件以及面临的"快瞬变非稳态增压"注采难题需要进行专门研究。分析了目前中石化枯竭型气藏储气库建库现状,提出了建库技术挑战,总结了现阶段取得的注采关键技术研究成果,通过分析中国石化枯竭气藏型储气库注采技术研究现状和最新进展,提出了国产化技术完善、智能化注采营运、一体化模拟实验室的建设等方面的发展建议和要求,为持续加强规模化储气库群建设的支持提供参考。
崔国栋[6]（2019）在《高温废弃气藏注CO2开采地热机制研究》文中提出油气藏内含有丰富的地热资源,在开发后期,可以充分利用已有的井网和地面设施进行地热开发,延长油气田经济寿命。油井产水的热能利用已有先例,但有关高温废弃气藏地热资源的综合开发鲜有报道。近年来提出的增强型地热系统开发技术（即通过水力压裂改造储层实现注采循环）与油气田注水和注CO2技术类似,可用来开发高温废弃气藏地热能。传统地热开采主要以水作为携热介质,但对低渗高温气藏来说,可充分利用CO2独特的热物性和优良的流动能力,替代水进行采热。但是,CO2在高温废弃气藏中的采热机制和采热能力还不清楚。为此,本论文针对高温废弃气藏,建立了地热开发数值模拟模型,开展注水和注CO2采热机制研究,分析了地质参数、注入工艺参数及CO2-岩石-流体作用对采热能力的影响,揭示了两者开发气藏地热资源的适应性;针对典型的实际高温废弃气田（案例分析）,进行注CO2开发地热方案优化和采热-发电经济性分析,在理论基础和工程设计上为高温废弃气藏地热资源的高效开发提供了指导。高温气藏主要位于中高地温梯度盆地,埋深一般大于3000 m,储层温度高于100oC,孔隙度和渗透率较低。地热储量分析表明,中等规模气藏的地热储量可达百万吨标准煤,具有较大的地热开发潜力。基于典型高温废弃气藏储层特征,建立了可考虑携热介质密度、粘度和热焓随温度压力变化的高温废弃气藏地热开发模拟模型,分析了储层构造、储层物性和注采方案对水和CO2采热能力的影响。模拟结果表明,对于1000 m×500 m×50m尺度规模,渗透率10 m D(10×10-3μm2),储层温度150oC的高温气藏,单一注采井组的注水采热速率为2 MW,40年可累计采热2.69×1015 J（相当于9.2×104吨标准煤）;而注CO2采热速率可达3.8 MW左右,40年累计采热量更是高达4.83×1015 J（16.5×104吨标准煤）。采热影响因素分析结果表明,对于低渗气藏,由于CO2具有较高的可注性和流动性,其采热速率和能力高于水,应优先考虑。而当气藏储层渗透率大、边底水能量强、储层温度高及水侵严重时,可考虑注水开发气藏地热。针对CO2注入过程中地层水蒸发盐析和CO2–地层水–岩石地化反应对采热速率的影响,进行了室内实验和数值模拟研究。地层水蒸发盐析结果表明:CO2注入会导致地层水蒸发,但当地层水饱和度较低时,盐析对储层物性（孔隙度和渗透率）和采热速率的影响较小;而当地层水饱和度和矿化度较高时,会发生较为严重的盐析,造成注入井附近储层堵塞,降低CO2采热速率（降幅可达24%）;因此提出了预先注入低矿化度水的方法,其可有效降低盐析造成的储层堵塞,维持CO2采热速率。CO2–地层水–岩石地化反应研究结果表明:对于以石英和硅酸盐为主的典型砂岩储层,地化反应对储层物性和CO2采热速率影响不大;对于典型的碳酸盐岩储层,CO2注入引起的地化反应,会导致储层中碳酸盐（白云石）大量溶解,增加储层渗透率,提高CO2采热速率。总体而言,地化反应对砂岩储层物性影响较小,对碳酸盐岩储层影响较大,且以溶解为主,有利于CO2采热。针对中原油田一典型中-低渗高温废弃气田储层特征和已有井网分布,建立了地质模型和地热开发模型,优选CO2进行地热开发。对采热过程进行了分析,优化了注采井网和注采参数,并对注CO2循环采热发电进行了技术和经济可行性分析。研究结果表明,对于储层温度120oC,埋深3000 m,气藏规模约为1500 m×1000 m×50 m的目标区块,采用3注6采井网,以4500 t/d循环注入CO2运行30年,年均地热发电量可达6.2×106k W?h,发电成本约为0.664元/（k W?h）。与当前常规煤电和其他发电技术的成本（0.3-1.3元/k W?h）相比,注CO2循环开发高温废弃气藏地热具有一定的经济竞争力和优良的环保效果。
蒋涵艳[7]（2019）在《高含盐储层盐析机理及解堵技术研究》文中指出狮子沟深层气藏高含盐（矿化度高达20～32×1 04mg/L）,储层岩性复杂,矿物成分复杂,盐膏流动性强、纵向遮挡能力差,容易在地层和井筒产生盐堵,严重影响气井正常生产。本文针对狮子沟地层出现的盐析问题,开展了对地层盐析机理及影响因素的探究,进而研究适合狮子沟储层的解除盐堵技术。本文以实现高含盐储层盐析机理及解除盐堵技术研究为目标,主要开展以下工作并取得了如下成果:（1）高含盐储层地质特征与流体物性研究:分析狮子沟深层储层地质特征与盐岩分布,储集层上倾部位是被致密层的膏岩层或致密灰岩层、泥岩层遮挡,盐岩层分布与砂质泥岩成互层状。分析储层结盐物的成分,结果表明盐垢的主要成分是氯化钠,综合分析储层盐析的原因。分析狮子沟地层水矿化度,拟合出盐水的密度、黏度计算公式。（2）氯化钠的溶解结晶理论研究:建立氯化钠的溶解结晶平衡常数计算模型,得到了氯化钠溶解度的计算公式,分析氯化钠溶解度与压力、温度的关系。基于动力学,建立氯化钠的溶解动力学模型和结晶动力学模型,分析氯化钠溶解与结晶的动态过程,氯化钠是否析出取决于氯化钠的溶解速率与结晶速率的大小。通过对氯化钠溶解结晶理论的分析,充分认识狮子沟深层储层盐析机理。（3）含水饱和度对地层结盐影响研究:在狮子沟气藏中,由于地层水的蒸发和汽化,引起含水饱和度下降,导致储层盐析。通过推导出含水饱和度模型,分析含水饱和度下降的多种影响因素,预测地层的结盐半径,地层结盐发生在井周15m内。在建立的含水饱和度模型基础上,推导出结盐量、储层孔隙度和渗透率公式,分析含水饱和度降低对结盐的影响,结果表明含水饱和度降低,地层结盐量增加,储层孔隙度和渗透率均会减小。（4）地层结盐预测模拟:通过OLI ScaleChem软件预测在不同条件下的狮子沟深层储层的析盐浓度,研究压力、日产气量、日产水量、温度和地层水矿化度对结盐的影响,得到以下结论:日产气量、温度和地层水矿化度与析盐浓度呈正相关,压力和日产水量与析盐浓度呈负相关。预测的析盐浓度与含水饱和度模型相联系,分析结盐对储层物性的影响,结果表明结盐对储层孔隙度、渗透率均有降低的作用,生产时间越长,井筒及近井地带结盐越严重,储层损伤程度越大。（5）解除盐堵技术研究:针对狮子沟储层存在的盐堵问题,通过采用掺水除盐的办法来增加溶剂含量,减小地层水的过饱和度和高矿化度。通过实验创新性的合成氨三乙酰胺抑盐剂,增大氯化钠的溶解度,改变氯化钠的结晶类型。并复配出高效抑盐剂,研制出适合狮子沟储层地质的NTPF-1型高效缓慢释放型抑盐剂,结合掺水除盐和化学抑盐,提出适合狮子沟储层的综合解除盐堵措施。
李东升[8]（2019）在《长庆油田气藏型地下储气库注采工艺技术研究》文中认为长庆油田处于我国天然气骨架管网格局的中心枢纽,地理位置极其重要,储气和调峰需求突出。随着下游用户用气量不断增加,长庆气田的供气压力逐年增大,冬季用气高峰期尤为突出,冬夏季供气峰谷值相差近2倍,给气田生产带来很大的困难。根据部署,长庆气田在“十三五”期间将大规模开展储气库群建设,作为规划建设的陕京四线的冬季调峰保供气源。基于目前国内储气库工艺系统节能性差、关键设备选型技术不完善、设备运行效率低、能耗高等现状,亟待开展地下储气库地面工艺技术研究。本文以长庆油田陕224储气库为例,对该区域气藏型储气库的地质与气藏构造和建设储气库条件进行了初步探索,并对地面工艺流程、注采工艺进行深入的研究和对比分析,确定了陕224储气库总体工艺流程,优选出适用于长庆油田储气库的工艺技术,包括系统集输、水合物抑制、气液分离、脱水、脱硫脱碳、增压、流量计量以及垫底气中的硫化氢和二氧化碳含量随注采周期的变化规律等。在此基础上,根据已有的产能部署,本论文对储气库建设中注采气分离器、高压比压缩机、脱水装置、高低压泄压装置和高压双向流量计量装置等关键设备进行比选和详细计算,并提出了压缩机等动设备存在噪声污染等潜在问题的应对措施,完成了陕224储气库地面工程主体工艺技术论证方案,形成了“井口双向计量,注采双管,超高压电驱往复式压缩机增压,水平井两级降压、直井高压集气,开工移动注醇,加热节流分离,三甘醇脱水,依托气田净化厂脱硫脱碳处理”等多项工艺技术,安全、环保、节能措施到位,现场运行效果良好。该项目的顺利实施,为长庆油田含硫气藏型储气库的选址和建设提供可靠的技术支撑,也为区域内天然气调峰、事故应急和储备提供了一定程度上理论和实践指导,使长庆气田改变了冬季用气高峰气井大压差提产的单一调峰模式,有力地保证陕京线及周边用户峰谷期供气安全,具有良好的社会效益。
欧世兴[9]（2018）在《海上气田降压开采技术方案研究》文中研究说明中海油近年来在南海发现不少大的天然气田,特别是在沿海南岛区域。由于海上装置的特殊性,生产的天然气一般通过海底管线输送到香港或海南等下游用户。随着气田的持续开发,往往在气田生产的中后期,随着生产年限的增加,气藏压力不断下降,产能快速递减。为保证下游用户用气需求及提高本身气田采收率需要,本文通过对气田地下油气储藏状况的分析研究,在地下油藏能量逐步衰减,井下调整措施效果不够明显的情况下,结合平台空间有限的特点,研究设计了海上气田降压开采技术方案,在地下油藏工程和地面气体处理的有机配合下,通过地面设施进行挖潜,其核心技术是通过压缩机转子更换改造,从而实现气田的初步整体降压开采,在此基础上,应用天然气喷射器技术方案,实现气田进一步的局部深度降压开采,并对相关工艺子系统如生产水、凝析油处理流程等进行优化改造,最大限度利用现有设备和最大限度减少工艺流程改造,综合考虑主体与辅助配套的系统工程设计,包括工艺、设备、自动控制的全面技术改造,从而降低井口整体回压和单井生产压力,实现气田的降压开采和生产,最后达到提高气田产能、延长气田经济生产年限和提高气田整体采收率的目的,对解决海上老气田的后期开发生产中面临的常见问题,具有积极的借鉴意义。同时本文在降压开采工艺改造优化方案设计中,根据国家对海上平台节能的要求,实施闪蒸罐低压燃料气再利用方案,这些设计可以节约大量的能源,还有较好的经济效益。
李新刚[10]（2018）在《文23储气库工程设计理论与可行性分析》文中研究表明天然气是一种洁净、高热值的能源,近年来发展十分迅速。在我国大力发展天然气行业,不但有利于推进能源分配更加合理,抓好大气污染综合治理,也是改善人民生活条件,推动社会经济快速发展的前提。参考天然气市场供需的经验,随着天然气在能源消耗配比中比例不断增大,天然气供应方与消费方的年峰谷差、季峰谷差、意外事故等原因造成的供需矛盾愈发凸显,规划建设与天然气管网相配套的地下储气库是解决天然气供需矛盾、安全平稳供气和天然气输配气系统高效运转的重要保障。本文结合储气库工程建设及运行实践,进行储气库工程设计及可行性分析研究。根据中国石化天然气资源及目标市场城市燃气的发展规划和城市燃气季节性用气的不均匀性,以及可供目标市场的气量,确定文23储气库的建设规模和气库季节性调峰的变化规律;根据中原油田现有枯竭气藏的基本情况和建设地下储气库的基本要求,完成地下储气库的库址评价;根据所选定的地下储气库的基本特征,分析了如何确定储气库中气井井数和参数以及地下储气库设计方案及其装备工艺;最后结合天然气市场供应和销售情况对文23储气库工程的经济和社会效益进行了分析预测。通过以上研究分析,对我国目前的储气库新技术及未来研究方向,给出了部分建议,对今后地下储气库建设运行提供了一定的参考依据。
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
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。
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景与意义 |
| 1.2 储气库老井封堵研究现状 |
| 1.2.1 储气库建设发展现状 |
| 1.2.2 封堵体系研究与应用现状 |
| 1.2.3 老井封堵机理理论论述 |
| 1.2.4 老井封堵的工艺现状及现场应用 |
| 1.3 目标储气库气藏的概况 |
| 1.3.1 气藏储层特点 |
| 1.3.2 建设研究现状 |
| 1.3.3 老井封堵难点 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 2 实验材料与实验方法 |
| 2.1 实验药品及仪器 |
| 2.1.1 实验药品 |
| 2.1.2 实验仪器 |
| 2.2 实验方法 |
| 2.2.1 水分和比重测定 |
| 2.2.2 稠化时间测定 |
| 2.2.3 抗压强度测定 |
| 2.2.4 触变性能测定 |
| 2.2.5 侵入深度测定 |
| 2.2.6 析水能力测定 |
| 2.2.7 粒径测定 |
| 2.2.8 封堵能力测定 |
| 2.2.9 本章小结 |
| 3 储气库封堵体系配方优化 |
| 3.1 储气库封堵体系的组分组成 |
| 3.2 主剂配方浓度优化 |
| 3.2.1 样品水分 |
| 3.2.2 浆体比重 |
| 3.2.3 主剂浓度对堵剂性能的影响 |
| 3.3 胶凝固化剂浓度优化 |
| 3.4 触变调节剂浓度优化 |
| 3.5 缓凝剂浓度优化 |
| 3.6 网架结构形成剂浓度优化 |
| 3.7 复合桥堵颗粒浓度优化 |
| 3.8 高温悬浮剂浓度优化 |
| 3.9 本章小结 |
| 4 储气库封堵体系的性能评价 |
| 4.1 地层匹配性 |
| 4.2 触变性能 |
| 4.3 稠度 |
| 4.4 悬浮稳定性 |
| 4.5 抗漏失性 |
| 4.6 抗压强度 |
| 4.7 水气密封性 |
| 4.7.1 水相密封性 |
| 4.7.2 气相密封性 |
| 4.8 本章小结 |
| 5 储气库老井的封堵工艺研究 |
| 5.1 老井封堵工艺的制定原则 |
| 5.2 老井封堵漏气原因分析 |
| 5.3 井筒处理工艺优化 |
| 5.4 不同老井的挤堵方式优化 |
| 5.5 挤堵半径和体积设计 |
| 5.6 封堵方式优化 |
| 5.7 “一段一调整”封堵段塞设计及调整原则 |
| 5.8 本章小结 |
| 6 现场应用情况 |
| 6.1 典型井例DPW23封堵施工 |
| 6.1.1 DPW23井前期生产情况 |
| 6.1.2 施工设计 |
| 6.1.3 现场施工情况 |
| 6.2 典型井DPW35井逐层钻塞试压封堵施工 |
| 6.2.1 DPW35井前期生产情况 |
| 6.2.2 施工设计 |
| 6.2.3 现场施工情况 |
| 7 结论及建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
| 0 引言 |
| 1 多周期注采覆压渗透率变化规律 |
| 1.1 实验材料 |
| 1.2 实验设计 |
| 1.3 结果分析 |
| 2 多周期注采覆压渗透率计算方法 |
| 2.1 计算渗透率应力敏感指数 |
| 2.2 计算渗透率保持率 |
| 2.3 计算覆压渗透率 |
| 3 应力敏感对气井注采能力的影响 |
| 4 应力敏感对储气库选层的指导作用 |
| 5 结论 |
| 符号注释： |
| 0 引言 |
| 1 中石化储气库建设现状 |
| 2 面临的机遇与挑战 |
| 2.1 建库起步晚，但发展潜力大 |
| 2.2 地质条件复杂，但库址资源靠近消费区 |
| 2.3 建库技术不够成熟，有待进一步攻关 |
| 2.4 管理模式不尽完善，不利于储气库高效运行 |
| 3 储气库建设关键技术 |
| 3.1 复杂地质条件气藏型储气库建库关键技术初步形成 |
| 3.1.1 储气库库址优选技术 |
| 3.1.2 交变载荷动态密封性评价技术 |
| 3.1.3 库容参数优化设计技术 |
| 3.1.4 建库方案优化设计技术 |
| 3.1.5 全生命周期完整性评价技术 |
| 3.2 探索了含水层储气库建库关键技术 |
| 3.2.1 有利含水圈闭筛选与评价技术 |
| 3.2.2 含水层储气库气顶形成机理模拟技术 |
| 3.3 厚夹层盐穴储气库建库技术取得突破性进展 |
| 3.3.1 腔体设计与稳定性评价技术 |
| 3.3.2 高强度注采膏盐地层钻完井技术 |
| 3.3.3 多夹层垮塌控制与腔体形态控制技术 |
| 4 结论 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.4 创新性成果与认识 |
| 2 地质特征 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.1.1 区域构造背景 |
| 2.1.2 构造演化特征 |
| 2.1.3 构造单元划分 |
| 2.2 沉积特征 |
| 2.2.1 沉积环境演化 |
| 2.2.2 主要沉积地层 |
| 3 成藏条件评价 |
| 3.1 烃源岩评价 |
| 3.1.1 有机质类型 |
| 3.1.2 有机质丰度 |
| 3.1.3 成熟度 |
| 3.1.4 展布特征 |
| 3.2 储层 |
| 3.2.1 储层特征 |
| 3.2.2 储层评价 |
| 3.3 盖层条件 |
| 3.3.1 盖层特征 |
| 3.3.2 盖层评价 |
| 3.4 圈闭评价 |
| 3.4.1 圈闭类型 |
| 3.4.2 圈闭评价 |
| 4 成藏规律研究 |
| 4.1 煤成气成藏特点 |
| 4.2 成藏要素配置 |
| 4.3 成藏主控因素 |
| 4.4 典型成藏模式 |
| 4.5 勘探方向分析 |
| 5 煤成气资源潜力 |
| 5.1 埋藏史、热史模拟 |
| 5.1.1 模拟参数求取 |
| 5.1.2 模拟结果 |
| 5.1.3 热演化特征 |
| 5.2 煤成气资源量评价 |
| 5.2.1 生排烃模型及计算方法 |
| 5.2.2 生烃气量计算 |
| 5.2.3 排烃气量计算 |
| 5.3 结果讨论 |
| 6 有利区预测 |
| 6.1 研究方法 |
| 6.1.1 综合评价方法 |
| 6.1.2 评价方法选择 |
| 6.2 优选模型 |
| 6.2.1 指标体系 |
| 6.2.2 评价模型 |
| 6.3 评价结果与分析 |
| 6.3.1 评价结果 |
| 6.3.2 讨论 |
| 7 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 0 引言 |
| 1 中石化枯竭气藏储气库建库现状 |
| 1.1 总体建库现状 |
| 1.2 文23储气库建库现状 |
| 2 中国石化枯竭气藏型储气库技术挑战 |
| 2.1 储气库注采工艺及管柱优化设计缺少评价手段，配套关键工具依赖进口 |
| 2.2 注采动态分析与参数优化技术仍待攻关 |
| 2.3 注采系统一体化模拟及运行管理技术还不完善 |
| 2.4 老井评价与再利用缺乏规范 |
| 2.5 智能化注采处于探索阶段 |
| 3 中国石化枯竭气藏型储气库注采关键技术研究现状 |
| 3.1 储气库高变载、长周期、多轮次、多功能注采工艺及井下关键工具技术 |
| 3.2 基于油藏数值模拟、实时动态监测及运行参数优化于一体的储气库注采动态监测与分析评价技术 |
| 3.3 储气库油藏模拟系统、过程模拟系统、地面网络模拟系统的注采输一体化模型技术 |
| 3.4 基于复杂井筒条件下不同储层物性的储气库老井封堵剂体系与工艺及工程质量综合评价技术 |
| 3.5 在智能化动态监测、产量预测与异常预警等方面初步形成了多周期的地层压力自适应预测技术 |
| 4 发展建议 |
| 4.1 加快注采关键技术国产化研究及配套完善，降低建库运行成本，为规模化的储气库群建设提供技术支持 |
| 4.2 在储气库注采一体化模拟与运行优化的基础上积极探索人工智能技术，为储气库智能化的建设奠定技术基础 |
| 4.3 深入研究、引智借脑，统筹规划、分步实施，尽快开展储气库重点实验室的建设，为基础方法研究、产品技术集成、人才培养提供平台 |
| 4.4 进一步甄别国内外相关标准，加快储气库标准体系的建设，为储气库群规范高效建库运行提供示范 |
| 4.5 加强对外交流与合作，推动储气库博士后工作站的建设，为中国石化储气库群建设输送人才队伍 |
| 5 结论 |
| 摘要 |
| abstract |
| 论文创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 地热资源及分布 |
| 1.3.1 地热资源定义 |
| 1.3.2 地热资源分类 |
| 1.3.3 地热资源分布 |
| 1.4 地热开发与应用 |
| 1.4.1 地热开发方式 |
| 1.4.2 开发携热介质 |
| 1.4.3 地热利用方式 |
| 1.5 油气田地热利用 |
| 1.6 主要研究内容与技术路线 |
| 1.6.1 主要研究内容 |
| 1.6.2 技术路线 |
| 第2章 高温废弃气藏地热开采潜力与机制分析 |
| 2.1 高温废弃气藏地热 |
| 2.1.1 高温气藏分类 |
| 2.1.2 高温气藏分布 |
| 2.1.3 高温气田开发现状 |
| 2.2 气藏地热潜力评估方法 |
| 2.2.1 气藏地热储量评估方法 |
| 2.2.2 地热潜力评估影响因素 |
| 2.3 高温气藏地热开采潜力与优势 |
| 2.3.1 高温气藏地热潜力 |
| 2.3.2 气田地热开发优势 |
| 2.4 高温废弃气藏CO_2采热机制 |
| 2.4.1 采热机制 |
| 2.4.2 CO_2采热流程 |
| 2.4.3 压力恢复对采热影响 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 高温废弃气藏采热分析与携热介质评价 |
| 3.1 高温废弃气藏地热开发模拟模型 |
| 3.2 高温废弃气藏注水采热分析 |
| 3.2.1 采热能力分析 |
| 3.2.2 采热影响因素 |
| 3.3 高温废弃气藏注CO_2采热分析 |
| 3.3.1 采热能力分析 |
| 3.3.2 采热影响因素 |
| 3.4 注水与注CO_2采热方法评价 |
| 3.4.1 采热能力对比 |
| 3.4.2 采热影响因素 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 CO_2采热过程中岩石–流体作用对采热效率影响 |
| 4.1 CO_2采热过程中岩石–流体作用 |
| 4.1.1 地层水蒸发盐析 |
| 4.1.2 CO_2–地层水–岩石地化反应 |
| 4.2 地层水蒸发盐析影响 |
| 4.2.1 室内蒸发盐析实验 |
| 4.2.2 蒸发盐析数值模拟模型 |
| 4.2.3 蒸发盐析模拟结果与分析 |
| 4.3 CO_2–地层水–岩石反应影响 |
| 4.3.1 室内地化实验 |
| 4.3.2 地化反应数值模拟模型 |
| 4.3.3 地化反应模型结果与分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 高温废弃气田注CO_2采热经济分析 |
| 5.1 文23气田概况 |
| 5.1.1 气田地质概况 |
| 5.1.2 气田开发现状 |
| 5.2 地热开发模型 |
| 5.2.1 目标区块地质模型 |
| 5.2.2 目标区块采热模型 |
| 5.3 目标区块注CO_2采热能力分析 |
| 5.3.1 井网方案与开发流程 |
| 5.3.2 开发分析与井网优选 |
| 5.3.3 注采压差优选 |
| 5.4 CO_2采热-发电经济分析 |
| 5.4.1 CO_2地热发电流程 |
| 5.4.2 CO_2发电经济分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文的研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 地层盐析研究现状 |
| 1.2.2 解除盐堵技术研究现状 |
| 1.2.3 研究现状小结 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 研究成果 |
| 第2章 高含盐储层地质特征和流体物性 |
| 2.1 高含盐储层地质特征 |
| 2.1.1 狮子沟的地质特征分析 |
| 2.1.2 狮子沟的储层盐岩分布 |
| 2.2 狮子沟储层结盐 |
| 2.2.1 盐垢成分 |
| 2.2.2 盐析成因 |
| 2.2.3 盐粒的存在方式 |
| 2.3 地层水的物性 |
| 2.3.1 地层水的矿化度 |
| 2.3.2 含盐地层水的密度 |
| 2.3.3 含盐地层水的黏度 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 氯化钠的溶解结晶理论分析 |
| 3.1 氯化钠平衡常数和溶解度 |
| 3.1.1 氯化钠的平衡常数 |
| 3.1.2 氯化钠的溶解度 |
| 3.2 氯化钠溶解结晶动力学 |
| 3.2.1 溶解动力学 |
| 3.2.2 氯化钠结晶动力学 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 含水饱和度对地层结盐影响研究 |
| 4.1 含水饱和度模型推导 |
| 4.1.1 模型假设 |
| 4.1.2 模型推导 |
| 4.1.3 模型验证 |
| 4.1.4 实例计算 |
| 4.2 含水饱和度对结盐的影响 |
| 4.2.1 含水饱和度与地层水矿化度的关系 |
| 4.2.2 含水饱和度与孔隙度的关系 |
| 4.2.3 含水饱和度与储层渗透率关系 |
| 4.2.4 实例计算 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 地层结盐预测模拟 |
| 5.1 OLISCALECHEM软件介绍 |
| 5.2 模型的建立 |
| 5.2.1 模型建立的基本思路 |
| 5.2.2 基本参数 |
| 5.3 地层结盐预测及影响因素分析 |
| 5.3.1 气中水含量变化 |
| 5.3.2 压力对结盐的影响 |
| 5.3.3 日产气量对结盐的影响 |
| 5.3.4 日产水量对结盐的影响 |
| 5.3.5 温度对结盐的影响 |
| 5.3.6 不同矿化度对结盐的影响 |
| 5.4 结盐对储层物性的影响 |
| 5.4.1 储层孔隙度的变化 |
| 5.4.2 储层渗透率的变化 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 解除盐堵技术的研究 |
| 6.1 掺水除盐 |
| 6.1.1 确定掺水量 |
| 6.1.2 掺水除盐技术 |
| 6.1.3 掺水除盐局限性 |
| 6.2 化学抑盐 |
| 6.2.1 化学抑盐的基本思路 |
| 6.2.2 氨三乙酰胺的合成与评价 |
| 6.2.3 复配NTPF-1型高效抑盐剂 |
| 6.2.4 固化NTPF-1型高效抑盐剂 |
| 6.3 狮子沟气藏综合解除盐堵 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论及建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 国内外研究现状及进展 |
| 1.2.1 国外建设及研究现状 |
| 1.2.2 国内建设及研究现状 |
| 1.2.3 发展趋势 |
| 1.3 技术难点 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 第二章 储气库地质与气藏构造分析 |
| 2.1 陕224 井区概况 |
| 2.2 地层划分 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.3.1 区域地质构造 |
| 2.3.2 构造特征 |
| 2.4 沉积特征 |
| 2.4.1 沉积类型划分 |
| 2.4.2 沉积微相特征 |
| 2.5 储层特征 |
| 2.5.1 岩石类型 |
| 2.5.2 物性特征 |
| 2.5.3 储集结构类型及孔隙结构特征 |
| 2.6 气藏密封性特征 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 储气库注采气工艺技术研究 |
| 3.1 天然气物性及其主要技术指标 |
| 3.1.1 气源条件 |
| 3.1.2 主要技术指标 |
| 3.2 注采工艺 |
| 3.2.1 总体工艺流程 |
| 3.2.2 注采集输工艺 |
| 3.2.3 水合物抑制工艺 |
| 3.2.4 分离工艺 |
| 3.2.5 脱水工艺 |
| 3.2.6 增压工艺 |
| 3.2.7 脱硫脱碳工艺 |
| 3.2.8 计量工艺 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 储气库关键设备选型 |
| 4.1 分离器 |
| 4.1.1 选型方法 |
| 4.1.2 基础参数 |
| 4.1.3 OGV操作及输出 |
| 4.1.4 输出数据 |
| 4.1.5 校核计算 |
| 4.2 天然气压缩机 |
| 4.2.1 压缩机运行特点及选型原则 |
| 4.2.2 压缩机选型参数的确定 |
| 4.2.3 压缩机选型 |
| 4.2.4 工况适应性分析 |
| 4.2.5 压缩机选型计算 |
| 4.2.6 压缩机降噪 |
| 4.3 三甘醇脱水装置 |
| 4.3.1 设计参数 |
| 4.3.2 装置内主要工艺参数的确定 |
| 4.3.3 装置内主要工艺设备选型成果 |
| 4.4 放空火炬 |
| 4.4.1 放空规模及方式的确定 |
| 4.4.2 放空火炬直径及高度计算 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
| 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 现有工艺直接整体降压生产 |
| 1.2.2 增加压缩机组进行降压开采 |
| 1.2.3 分阶段降压开采 |
| 1.2.4 天然气喷射引流技术 |
| 1.3 主要研究目标及内容 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.4 论文的技术路线 |
| 第2章 XX气田降压开采可行性研究 |
| 2.1 XX气田开发现状 |
| 2.1.1 XX气田简介 |
| 2.1.2 XX气田勘探开发及调整措施阶段 |
| 2.1.3 XX气田产量递减阶段 |
| 2.1.4 降压开采前气藏现状 |
| 2.2 XX气田生产流程与降压开采面临的问题 |
| 2.2.1 海上气田及生产装置的特殊性 |
| 2.2.2 XX气田天然气生产流程 |
| 2.2.3 XX气田主要工艺设备及处理 |
| 2.2.4 XX气田生产压力控制流程 |
| 2.2.5 XX气田生产瓶颈 |
| 2.2.6 降压开采面临问题 |
| 2.3 降压开采时的气藏数值模拟与增产潜力分析 |
| 2.3.1 降压开采气藏理论分析 |
| 2.3.2 降压开采气藏治水分析 |
| 2.3.3 降压开采气藏数值模拟研究方法 |
| 2.3.4 降压开采气藏数值模拟流程 |
| 2.3.5 降压开采气藏数值模拟结果 |
| 2.4 降压开采的流程运行模拟与可行性分析 |
| 2.4.1 生产产能及湿气压缩机串联测试 |
| 2.4.2 降压开采流程运行模拟分析 |
| 2.4.3 降压开采主要工艺设备校核 |
| 2.4.4 压缩机及附属设备评估校核 |
| 2.4.5 流程运行模拟及可行性分析结论 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 降压开采技术方案设计 |
| 3.1 总体设计和基础数据 |
| 3.1.1 设计原则和研究内容 |
| 3.1.2 设计基础数据 |
| 3.2 总体工艺改造方案设计 |
| 3.2.1 生产分离器降压操作方案设计 |
| 3.2.2 天然气流程改造方案设计 |
| 3.2.3 凝析油流程改造方案设计 |
| 3.2.4 闪蒸罐低压天然气流程改造方案设计 |
| 3.2.5 生产水流程改造方案设计 |
| 3.2.6 总体工艺流程改造方案设计 |
| 3.3 压缩机改造方案 |
| 3.3.1 机组本体的改造 |
| 3.3.2 机组改造方案设计 |
| 3.3.3 压缩机附属设备的改造方案 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 天然气喷射降压技术方案研究 |
| 4.1 热力压力机及喷射技术原理 |
| 4.1.1 热力压力机及喷射技术基本原理 |
| 4.1.2 天然气喷射技术应用 |
| 4.1.3 海上气田天然气喷射技术可行性分析 |
| 4.2 天然气喷射技术方案设计 |
| 4.2.1 方案设计基本条件 |
| 4.2.2 设计工况选择 |
| 4.2.3 工艺流程方案设计 |
| 4.2.4 具体方案设计 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 降压开采技术应用及效果分析 |
| 5.1 压缩机改造降压开采技术应用效果分析 |
| 5.1.1 压缩机机组改造方案设计工艺测试 |
| 5.1.2 工艺流程优化方案设计的工艺测试 |
| 5.1.3 气田降压开采技术效果分析 |
| 5.1.4 降压开采技术方案的效果预测及经济效益 |
| 5.2 天然气喷射降压开采技术方案应用效果分析 |
| 5.2.1 喷射器效率及降压效果测试 |
| 5.2.2 天然气喷射降压开采技术方案的气田产量预测 |
| 5.2.3 节能及经济性分析 |
| 5.2.4 推广性分析 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| 1.1 本文研究的目的和意义 |
| 1.2 本文的主要工作 |
| 1.3 研究的技术路线和难点 |
| 1.4 地下储气库的类型和作用 |
| 1.5 国外地下储气库 |
| 1.6 国内地下储气库 |
| 第二章 地下储气库库址优选 |
| 2.1 地下储气库库址的优选原则 |
| 2.2 气藏特征及库址优选 |
| 2.2.1 文96气藏 |
| 2.2.2 卫11气藏 |
| 2.2.3 文23气田 |
| 2.2.4 文13西气顶 |
| 2.3 优选结果 |
| 第三章 储气库储气资源及市场研究 |
| 3.1 资源分析 |
| 3.1.1 气田天然气 |
| 3.1.2 液化天然气(LNG) |
| 3.1.3 非常规天然气 |
| 3.2 储气库及管网布局分析 |
| 3.2.1 储气库分布 |
| 3.2.2 周边管网分布 |
| 3.3 目标市场 |
| 3.3.1 山东省天然气市场(以山东省为例) |
| 3.3.2 需求总量 |
| 3.3.3 需求结构 |
| 3.3.4 目标市场天然气需求及中石化供气量预测汇总 |
| 3.4 天然气调峰需求 |
| 3.4.1 不均匀性分析 |
| 3.4.2 调峰用气需求 |
| 3.4.3 储气库供气周期 |
| 3.5 市场配置方案 |
| 3.6 垫底气气源及气量 |
| 第四章 地下储气库的方案设计 |
| 4.1 地下储气库设计原则 |
| 4.2 库容参数设计 |
| 4.2.1 设计方法和依据 |
| 4.2.2 库容参数设计 |
| 4.3 井位的部署 |
| 4.3.1 老井利用方案 |
| 4.3.2 新井井数测算 |
| 4.3.3 井网部署结果 |
| 4.4 储气库运行系统组成及方式 |
| 4.4.1 储气库运行系统结构 |
| 4.4.2 储气库地面工艺流程 |
| 4.4.3 储气库运行方式 |
| 4.5 注采气工艺研究 |
| 4.5.1 注气工艺 |
| 4.5.2 采气工艺 |
| 4.6 脱水工艺研究 |
| 4.6.1 脱水处理能力 |
| 4.6.2 常规脱水方法分析 |
| 4.6.3 脱水方案 |
| 4.7 地面压缩机组优选 |
| 4.7.1 压缩机组机型选择 |
| 4.7.2 注气压缩机组设计参数 |
| 4.8 生产运行问题 |
| 第五章 地下储气库的经济评价研究 |
| 5.1 地下储气库投资估算 |
| 5.2 地下储气库的经济性 |
| 5.3 文23地下储气库经济评价结论及建议 |
| 第六章 总结及展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 项目风险分析及应对措施 |
| 6.3 有关工作设想 |
| 6.4 储气库研究及发展展望 |
| 6.4.1 地下储气库技术研究方向 |
| 6.4.2 我国储气库发展展望 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 致谢 |
| 学位论文评阅及答辩情况表 |
