盐岩地下储库运行期失效概率分析

基于响应面法,以有限元为基础,将极限状态曲面近似表示为随机变量的显式,结合蒙特卡罗方法提高失效概率的计算效率;储库整体属于串并联结构体系,根据失效准则确定失效概率最大的单元,以此为基础确定系统的失效模式,计算体系失效概率及可靠度。以金坛盐岩地下储气库为例,计算结果表明腔体中部失效概率随储气内压增大逐渐减小,内压达到一定数值时失效概率又逐渐增大;腔体上部及下部失效概率随内压增大逐渐增大。运行条件下,储库失效主要为内压较大时上部及下部结构的剪切失效。因此,运行过程中应对储气内压严格控制。     

异常高压气藏早期动态储量计算方法的建立

针对传统虚拟储量校正法在计算异常高压气藏动态储量时难以确定压降曲线拐点位置的问题,引入了压力校正项的概念。通过分析典型异常高压气藏压力校正项与气藏压力系数的关系,发现压力校正项以压力系数等于1.2为界,分为异常高压段和正常压力段两个生产阶段;且异常高压段的压力校正项与压力系数存在着近似的直线关系,从而确定了压降曲线拐点位置;在此基础上建立了新的虚拟储量校正方程。实例应用表明,该方法与容积法计算结果的相对误差仅为1.75%,可以用于异常高压气藏的早期储量计算。     

含夹层盐岩椭球储气库极限压力

地下盐岩储气库在调峰和保障供气安全上具有不可替代的作用,确定合理的储气库极限压力具有重要意义。针对盐岩椭球储气库极限压力问题,以某地下盐岩储气库为工程背景,基于Mohr-Coulomb抗剪破坏准则、上限和下限压力判定准则,以大型商业有限元软件ABAQUS为平台,对不同椭球储气库腔体形状尺寸的极限压力问题进行数值模拟研究,探讨盐岩夹层黏聚力和抗拉强度变化对椭球储气库极限压力的影响。结果表明:随着椭球形腔体长短轴之比减小,储气库上限压力随之增大,而下限压力由于采用的本构模型不同,无显著变化规律。当夹层黏聚力和抗拉强度变化时,同一储气库极限压力基本不变。在上限压力作用下不同储气库的塑性破坏区域发生在腔体顶部盐岩层;而下限压力作用下,夹层破坏区域基本不变,夹层的存在对椭球储气库极限压力影响不明显。     

输气管道末段储气规律动态仿真

 末段储气是输气管道短期调峰的重要手段,工程上经常用稳态计算法估算输气管道末段储气量,而末段储气过程是一个复杂的非稳态过程,因此用稳态计算法估算末段储气量具有一定的偏差。本文通过对管道末段进行多种工况下的非稳态模拟来界定末段储气量稳态计算法的偏差范围,并得到了若干管道末段的储气规律。针对影响输气管道末段储气的各种因素,分别按不同管径、管长、进口压力和流量设计了6种工况并利用国际上通用的管道仿真软件SPS 9.6(Stoner Pipeline Simulator 9.6)进行动态仿真。结果表明,在非稳态工况下,稳态法计算末段储气量比非稳态计算末段储气量低约14%—25%;输气管道末段储气量的变化受用气负荷变化规律的影响,在不同工况下末段最大储气量出现的时间一般比管道末端最大用气负荷出现的时间有所提前或时间相近;当管道末端用气流量发生变化时,管道末段起点压力的变化较终点压力的变化具有滞后性,管段越长、管径越大,滞后越明显。     

R11井山头油藏改建地下储气库方案设计

许多国家改建地下储气库是利用枯竭气藏、水层、盐穴和废矿井，很少利用开采后期的潜山油藏。本文通过对R11井山头油藏的地质特点分析，研究了该潜山油藏改建地下储气库的可行性，在此基础上对改建后的储气库进行了库容计算和盖层压力分析，并编制了储气库的运行方案设计。该方案的成功设计将大大扩大改建地下储气库库址的筛选范围。     

一种基于动态储量分级的致密砂岩油藏合理井距确定方法

长庆华庆地区超低渗透油藏目前开发难度逐渐加大,合理的井网井距一直难以确定。本文根据选定区域开发动态及渗流特征,分析应用水驱特征曲线法、产量不稳定分析法确定其计算动态储量的适用性,结合实际的动静态资料,进行了动态地质储量的计算;然后通过计算单井的动静储量比,给出了动态地质储量的分级指标。通过储量动态分级,从而建立了动态储量与井排距之间的关系,在确定单井动态储量的情况下为设计出合理的井距奠定了基础。通过实例分析表明,该方法计算简单、实用,为油井的合理井距设计提供依据,对超低渗透油藏的开发具有重要意义。     

考虑刀盘厚度隧道开挖面极限支护压力的计算

针对目前盾构隧道开挖面支护压力的理论计算模型未考虑刀盘厚度的影响,从而导致计算结果偏小这一问题,在考虑刀盘厚度对开挖面支护压力影响的基础上,对现有的三维楔形体计算模型进行了改进。利用极限平衡分析法计算开挖面极限支护压力,并与数值模拟计算结果进行了对比验证。研究结果表明:当刀盘厚度大于0.5 m时,极限平衡分析法结果与数值模拟计算结果误差在20%以内,而传统理论模型计算结果与数值模拟计算结果误差超过40%。当隧道埋深大于15 m、隧道直径大于8 m时,由极限平衡分析法计算的结果和数值模拟计算的结果误差在10%以内,两结果吻合较好,证明本文在考虑刀盘厚度影响下所建立的三维楔形体计算模型,比传统理论计算模型更合理。     

基于楔形体理论的市政管网超大直径钢顶管施工开挖面极限支护压力研究

针对极限支护压力不足引起的市政管网超大直径钢顶管施工开挖面失稳破坏问题,分析了开挖面失稳破坏的动态过程,改进既有楔形体-棱柱体模型,利用极限平衡法,提出一种市政管网超大直径钢顶管施工开挖面极限支护压力计算方法。以深圳市某超大直径钢顶管工程为背景,研究了极限支护压力与滑裂面倾角、梯形底角的变化规律,并给出了两者的理论建议值;探讨了影响顶管施工开挖面极限支护压力的控制参数。研究结果表明：当支护压力比分别为0.40和0.15时,开挖面分别处于失稳临界状态和失稳极限状态。开挖面破坏模式符合楔形体-梯形体计算模型。开挖面极限破裂角等于43°,最大梯形底角为79.5°。开挖面极限支护压力随着土体内摩擦角和黏聚力的增大而减小,当摩擦角大于27.5°时,开挖面处于稳定状态;随着顶管埋深直径比增大,开挖面极限支护压力逐渐增加,当埋深直径比大于2.2时,极限支护压力趋于稳定。     

一种利用毛管压力确定致密储层岩石润湿性的方法

致密砂岩储层孔隙尺度微小,孔隙结构复杂,毛管效应明显,为明确该类储层岩石润湿性,本文提出一种利用毛管压力确定岩心润湿性的方法。首先,通过压汞实验明确致密砂岩储层孔隙结构特征,明确孔隙结构参数与毛管压力关系,确定毛管压力主要影响因素;其次,开展动态毛管压力测定实验,建立毛管压力和喉道半径关系;最后,开展不同渗透率岩心油驱水和水驱油实验,确定岩石润湿性。研究结果表明：致密砂岩储层喉道半径呈对数正态分布,其分布参数与渗透率的相关性很好,喉道半径是渗流能力的主控因素;当渗透率大于10×10-3μm2时,毛管压力的动态效应影响较弱,当渗透率小于1×10-3μm2时,毛管压力的动态效应明显;通过测定岩心两端的压差,可以利用毛管压力能够确定岩石润湿性,结果准确,与接触角法与吸入法结果相同,验证了该方法的准确性。     

高能气体压裂载荷计算模型与合理药量确定方法

针对高能气体压裂中合理火药质量范围难确定的问题,分别利用不同加载条件下的岩石动态损伤模拟试验和对强内压下射孔套管径向位移、周向应力的理论研究,建立既能确保压裂储层岩石又不会破坏套管的极限压力计算模型;结合已有火药爆燃加载模型和压挡液柱运动模型,组建极限装药量耦合动力学模型,进而推导耦合数值求解方法;在此基础上分别研究火药弹装药结构和压挡液柱高度对极限火药质量的影响。应用结果表明,11次现场高能气体压裂施工中无破坏套管井例,8次作业措施有效,达到预期效果。     

有水气藏开发早期动态储量计算方法研究

某地区须家河组有水气藏开发早期气水关系复杂,气井普遍产水,动态储量一直难以确定。根据低渗有水气藏生产动态及渗流特征,分析应用弹性二相法、压降法不能计算其动态储量。气井产水使气藏供气能力不足,气井生产制度不合理,造成用弹性二相法计算的动态储量偏低;产水气井和水淹井测得地层压力值偏低,导致压降法计算的动态储量必然误差较大。针对两种方法的缺点,建立了更适合产水特征的物质平衡方程,提出了计算有水气藏动态储量新方法——产量不稳定分析法,在计算过程中避免了"假拟稳态"的出现和实时测量井底流压的困难。通过实例分析研究表明,该方法计算简单、实用、准确,为气井的合理配产提供依据,对有水气藏的开发具有重要意义。     

西非某深水浊积砂岩油藏动态储量评估方法探讨与应用

系统地阐述了美国证券交易委员会(SEC)关于油气储量的定义及分类标准,比较了SEC准则下的储量与国内储量定义的异同。总结了SEC准则下5种常用的储量评估方法及适用条件,并着重分析了目前国际上最为常用的动态分析法——递减曲线分析法。随后以西非某深水浊积砂岩油藏为例,结合该油藏不同生产井的产量、压力、含水率、工作制度等油藏动态生产形势,分别选取了不同储量评估方法,并结合该油藏单井经济极限产量,最终确定了SEC准则下的储量。本文对已开发油藏SEC准则下动态储量评估方法及实际应用进行了总结与探讨,对于同类型海相浊积砂岩油气藏SEC动态储量评估具有一定的指导和借鉴意义。     

高CO2含量气藏物质平衡方程及其动储量评价

针对高CO₂含量天然气在气藏衰竭式开发过程中存在的溶解气释放效应导致动储量无法得到有效评价的问题,建立了考虑水侵、应力敏感效应、水蒸气含量以及溶解气释放效应的物质平衡方程。采用PVT实验研究了CO₂含量分别为3.18%~53.90%的天然气混合物在压力由53.01 MPa降低至3.01 MPa的溶解度变化情况,回归得到了溶解度的预测模型。为了研究高CO₂含量对气藏的动储量评价方面的影响,分别利用压降法、考虑应力敏感储量计算模型、考虑应力敏感、水蒸气含量及水蒸气膨胀量的储量计算模型,以及针对高CO₂含量提出的计算模型对A气藏动储量进行计算。研究结果表明,不考虑高CO₂含量天然气的释放效应计算得到的动储量结果普遍偏高,误差范围在（0.69~2.55）×10⁸ m³,因此,高CO₂含量天然气的释放效应在气藏的动储量评价过程中不能被忽略。     

控压钻井井控过程中排量优化设计

控压钻井井控是处理气侵溢流问题的有效新方法,包括前期控制和循环排气两个阶段。基于快速施加井口回压控制方法,根据气液固多相流理论,建立控压钻井井控数学模型,并采用有限差分法迭代求解。在此基础上,分析排量对最大井口回压、最大套管鞋处压力和最大立管压力的影响,并提出基于井控安全目标函数的排量优化设计方法。模拟结果表明:在循环排气阶段,立管压力维持不变且为最大值,井口回压达到最大值与气体前沿运移到井口之间存在明显的时间滞后性,气体运移到套管鞋处时套管鞋处压力最大;验证了以出入口流量一致表征井底气侵停止的合理性。模型计算得到的压力值与实验测量值吻合较好。     

油层内非线性渗流分布区域确定方法

 针对非线性渗流对应的压力梯度范围以及油层内的分布区域进行了研究.依据实验确定最小启动压力梯度,结合最小启动压力梯度、最大启动压力梯度与喉道半径的关系,提出了先计算极限剪切应力,然后再计算最大启动压力梯度的方法.通过回归分析得到非线性渗流对应的压力梯度范围,该压力梯度范围与注采井间压力梯度剖面相耦合,即可得到油层中非线性渗流分布区域,两个井组的实例分析表明,非线性渗流分布区域与油井动态吻合,从而证明该方法可行.根据注采井间压力梯度分布计算公式,提出了新的极限注采井距确定方法,对开发方案中注采井距的确定具有重要意义.     

火山岩气井动态储量预测模型研究

气藏单井控制储量的确定在气藏的开发过程中占有重要地位。由于火山岩气藏在横向上物性差异很大,它的动态储量的计算应当考虑火山岩气藏双重介质储渗模式和存在启动压力梯度的特点。通过流动分析,将火山岩动态储量的增加分为未达到拟稳态流阶段和拟稳态流阶段,建立了火山岩气藏井控储量预测数学模型。以徐深1-1井为例,通过模型计算结果与试井解释结果的对比,验证了模型的正确性;并参照试井解释结果,进一步给出了井控储量随时间的变化模式,从而更加有利于确定动态储量,为火山岩气藏的开发提供了依据。     

金坛盐穴储气库上限压力提高试验

为了精确获取造腔层段最小主应力以确定盐穴储气库上限压力，确保气腔安全稳定运行且最大限度地发挥盐穴储气库的功能。在金坛储气库进行小型水力压裂地应力测试，测量5个层段的最小主应力，选取注采B井套管鞋处最小主应力22.5 MPa的80%，即18 MPa作为理论上限压力。上限压力的确定需进行数值模拟，研究表明，注采B井在上限压力18 MPa下满足气腔稳定性和密闭性的要求。根据注采站压缩机技术参数和安全考虑，金坛盐穴储气库确定了上限压力提高0.5 MPa的方案，且提压过程中利用实时微地震技术监测腔体及围岩的稳定性。经过现场提压试验，注采B井上限压力达到17.5 MPa，库容从3 481.06×10⁴ m³增加到3 590.39×10⁴ m³，工作气量从2 137.02×10⁴ m³增加到2 246.15×10⁴ m³，增加了5.11%。研究认为：虽然盐穴储气库行业普遍采用最小主应力的80%~85%的经验值作为盐穴储气库上限运行压力，但采取的上限压力需要进行数值模拟。通过理论模拟研究和现场试验，金坛盐穴储气库上限压力可以从当前的17.0 MPa提高到17.5 MPa。     

低渗透气藏动态储量计算新方法

由于低渗透气藏的特殊性,传统的压降法、弹性二相法等动态储量的计算方法在低渗透气藏中不适用,或者适用条件苛刻,需要经过复杂的修正,应用复杂.提出了一种计算低渗透气藏动态储量的新方法--产量不稳定法,该方法基于Blasingame等人的物质平衡方程与拟稳态方程相结合的理论,利用单井生产历史数据(产量和油、套压),计算动态储量.给出了低渗透气井的应用实例,综合分析表明该方法比传统方法更适合低渗透气藏的动态储量评估.     

S气田合理井距研究

S气田储层渗透率较低,断层发育,砂体横向上连续性差,气藏规模较小,存在单井点控制的断块气藏,且气藏储量丰度低,导致井控动态储量低,为低压、低产气田.结合气田实际情况,运用单井产能法、产能动态预测法以及井控动态储量公式法等,确定出S气田的合理井距范围,对气藏合理开发有一定的指导意义.     

油气两相动压密封端面结构多参数正交优化及试验研究

针对油滴均匀分布在气相中的油气两相动压密封,利用Fluent软件建立两相动压密封端面间流体模型,并采用多参数正交优化法,分析密封性能参数（工作膜厚、流体膜刚度、泄漏量及摩擦扭矩）随两相密封动压槽结构参数（螺旋角、槽深、槽宽比、槽坝比和槽数）的变化。分析结果表明：在恒定转速、压差和闭合力条件下,通过调整各结构参数均可获得最大工作膜厚;流体膜刚度随着螺旋角和槽深的增大而减小;气体泄漏率和液体泄漏率随密封槽结构参数变化规律相同,且变化规律与工作膜厚相同;得到了定工况下的最优动压槽结构参数。最后通过自主设计的气液两相动压密封实验装置进行静压试验和运转试验,验证了动压密封在油气两相介质工况下应用的可行性。