浅谈FrameNet框架汉译时的译者术语意识

汉语框架网的建设需要参照FrameNet,因而FrameNet框架汉译是其中必要的一步。由于FrameNet框架会涉及众多“概念名称”,所以在FrameNet框架汉译时,译者术语意识通过提供一定程度上的理论指导来加强控制汉语框架网的框架质量。     

安塞致密砂岩油藏单砂体刻画与压裂改造

安塞油田多期河道叠加致密砂岩油藏开发中后期, 油井含水量升高, 油层有效动用不均, 整体压裂易出现水窜、水淹现象, 已不适应油田现今的生产状况。针对这一问题, 通过对油水井单砂体进行细分和对比, 建立岩体力学模型和三维应力场分布模型, 结合现场压裂施工参数, 开展单砂体全缝长压裂数值模拟。结果表明, 安塞油田多期河道叠加致密砂岩油藏侧向复合砂体内部单砂体间泥质、钙质物性夹层发育, 形成的应力夹层对压裂裂缝的展布有较好的封隔作用, 即使压裂施工过程中隔夹层产生裂缝, 但随着泵压的降低, 张开的裂缝会随之闭合, 支撑剂并没有进入隔夹层中产生有效裂缝, 油层单砂体间有效动用不均, 60%的层有效动用程度较低。由此提出针对小层内动用程度不高的11 口井的单砂体补孔、重复压裂、堵水、隔采等措施, 经过现场实施, 增产效果明显, 平均日增油1.2 t 以上, 最终形成多期河道叠加致密砂岩单砂体细分与压裂改造的技术方法体系, 对今后类似油藏的开发有借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩气储层饱和度测井评价方法

 以鄂尔多斯盆地某区域石盒子组致密砂岩气储层为例,研究了其饱和度测井评价方法。宏观上基于岩屑石英砂岩及岩屑砂岩,微观上基于残余粒间孔及溶蚀-粒间孔,结合岩样薄片显微分析资料、岩电试验资料以及网络模型数值模拟结果,分析获得致密气储层的导电规律:地层因素F、孔隙度φ与电阻率指数I、含水饱和度S_w的关系由于岩性及孔隙类型的不同而存在差异,岩屑砂岩因其岩屑成分及孔隙类型的复杂性,增加了岩石的导电难度,在同等条件下,地层因素及电阻率指数均高于岩屑石英砂岩;电阻率指数与含水饱和度呈现指数关系,而非Archie模型的乘幂关系。在此基础上,分类型建立了可变胶结指数(m)的改进Archie模型,并应用于石盒子组致密气储层饱和度测井评价,结果显示饱和度计算值的绝对误差小于5%,验证了该测井评价方法的实用性。     

基于响应面法的海上油藏注气参数设计方法

针对海上低渗油藏注气方案设计受平台环境、油藏特征和工艺条件等众多因素影响而复杂烦琐的问题,将响
应面方法引入水气交替驱方案的设计中。在确定了少量但具有代表性的气驱方案的基础上,通过对其结果的统计分
析,形成了采收率指标与注气时机、水气比、周期注入段塞3 个因素之间的预测模型与响应曲面,并在此基础上开展了
注气参数优化设计。通过该方法可以对研究范围内的气驱方案进行高效地设计、预测和优化,简洁、直观地确定最佳
气驱方案,科学、高效地实现设计目标,提高了海上低渗油藏气驱设计工作的效率和质量。     

美国致密油开发关键技术

 中国致密油储量丰富, 但目前国内的致密油开发技术还处于探索阶段。美国的致密油开发技术在全球致密油开发技术中最为成熟, 具有非常重要的借鉴意义。从美国致密油开发过程分析看, 可以发现水平井技术和水力压裂技术是推动致密油成功开发的关键, 而与之相配套的技术工艺与工具, 包括水平井布井方式、旋转导向工具、行走式钻机、分级/分段改造工艺及工具等, 是致密油开发技术最重要的组成部分。通过对美国致密油钻井及水力压裂的相关关键技术的认识, 对其开发过程中钻井工艺、配套工具及钻井设备和压裂工艺、分段改造工具及压裂施工参数进行了总结。对比目前中美致密油开发技术, 认为加强国际间技术合作及相关技术的自主研发, 是推动国内致密油高效开发的关键。     

致密砂岩填隙物特征及其对储层的影响

鄂尔多斯盆地中北部二叠系山1 盒8 段为一套富含同沉积火山物质的致密砂岩,与普通的陆源碎屑岩相 比,其填隙物类型多样、成分复杂、成岩演化程度高。填隙物主要包括同沉积火山灰、黏土矿物、碳酸盐胶结和交代 物、硅质胶结物和少量细云母屑、泥屑、碳屑。针对致密砂岩中填隙物与孔隙演化相关性问题,在储层岩石学特征分析 的基础上,利用铸体薄片、扫描电镜及阴极发光等分析测试手段开展了填隙物的成因、特征、成岩演化等方面的研究。 研究表明,孔隙中充填的同沉积火山灰物质是次生溶孔形成的主要母质,而晚成岩期的铁方解石胶结物使残留的孔隙 再次遭到强烈的破坏,含一定量淀高岭石的储层孔隙相对发育。     

台北凹陷侏罗系含油气系统天然气序列性研究

吐哈盆地台北凹陷侏罗系含油气系统常规天然气、致密砂岩气和页岩气资源丰富。通过对吐哈盆地台北凹陷 侏罗系地质条件的分析研究,指明在侏罗系含油气系统内页岩气、致密砂岩气和常规天然气在空间展布和储层特征等 方面的序列性特征。结合该区的勘探开发实践,总结出：在同一个含油气系统的前提下,页岩气、致密砂岩气和常规天 然气具有共生性强的特点,认为它们是先后经历了源岩内滞留、初次运移、二次运移和成藏聚集等过程,分别在泥页 岩、致密砂岩和常规储层中形成的不同类型的天然气聚集。并归纳出他们在运移阶段、成藏时间、空间分布、含气特 点、开发技术、产量储量特征和勘探开发阶段等方面序列性特点。最终认为在同一含油气系统中只要具备合适的地质 条件,在一种类型天然气发现后,通过“顺藤摸瓜”的方法来寻找其他类型天然气是一种新的勘探思路。     

吉木萨尔致密储层压裂多缝干扰产能分析

针对吉木萨尔区块致密油薄互层储层的细分切割多簇压裂改造工艺措施,使用斯伦贝谢地质工程一体化软件Mangrove进行了缝间干扰压裂模拟,探究了在两种不同工况条件下簇间距、单段射孔簇数及加砂强度对裂缝发育形态、储层改造效率、裂缝规模和施工压力的影响,并对各种施工方式的经济性进行了对比评价。研究发现,簇间距是影响缝间干扰的主要因素,单段射孔簇数的影响较弱。缝间干扰越严重,裂缝形态越复杂,施工压力越高,储层整体改造效果越好,但也有出现裂缝无法起裂的情况,具体施工设计要依据现场实际情况调整。     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

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。