建北矿综放工作面矿压规律研究

黄陵矿区开采实践证实,综放液压支架能平衡采场上覆岩层载荷,综合机械化开采对于预防顶板事故固然就像"安全箱"一样可靠,但这必须是建立在设备选择合理并保证良好的运行状况的基础上的。并且建北矿的煤层赋存条件、支护、采高以及井型等方面与邻近的煤矿都有很大差异,如果不加研究而盲目地套用其综放工作面的矿压规律,将会存在严重的安全隐患,甚至导致事故的发生,而造成巨大的经济损失。4-2101工作面作为建北煤矿首采综放工作面其顶板运动及矿压显现规律具有一定的代表性。通过对首采工作面进行系统的矿压观测,获得了老顶初次来步距、来压的强度、支架阻力的动载系数等矿压规律参数。总结出了首采工作面的矿压显现规律,提出了合理的支护改善措施,研究成果不仅能指导4-2101工作面安全生产,而且对于研究工作面顶煤,顶板运动规律、支架选型、支护质量及实现矿井安全、高产、高效等都具有重要的现实意义。     

不同固结系数计算方法之间的比较

运用底部可测孔压的固结仪对连云港重塑黏土进行一维固结压缩试验,探讨基于孔压得出的土体固结系数与基于压缩计算的固结系数之间的关系.针对100 kPa、200 kPa、400 kPa、800 kPa、1600 kPa 5个加载等级的固结过程进行分析,发现基于孔压数据得出的固结系数Cv和时间对数法的计算结果较为一致,但是小于时间平方根法的计算结果.另外,3种计算方法均显示,连云港重塑土固结过程中,其固结系数Cv随着荷载等级的增大而增大,在固结过程中并非常数.     

复杂地质条件下炮采工作面超前支承压力的研究

文中以刘河矿13031炮采工作面为实验工作面,采用现场实测和数值模拟的方法研究了复杂地质条件下炮采工作面的超前支承压力影响范围以及强度,为该条件下工作面的超前支护范围和强度提供依据。研究表明:超前支承压力峰值位置为工作面前方10 m,峰值强度为20MPa,超前支承压力影响范围为工作面前方0~50 m,其中剧烈影响区域为工作面前方0~23 m.     

叠前纵横波联合反演技术在薄砂岩储层预测中的应用--以X油田L4油藏为例

X油田目前已进入开发中后期,薄油层的开发动用成为其保持稳产的重要措施之一。为提高挖潜措施的有效性,需对油藏特征进行精细描述,尤其是储层展布的刻画。由于储层薄、埋藏深、物性横向变化快,常规的地震属性分析及叠后波阻抗反演技术均无法对其进行有效识别和预测。该文以L4油藏为例,采用叠前纵横波联合反演技术对储层展布进行了预测,钻后砂体展布与钻前预测相吻合,使得依据本文研究成果所设计的调整井达到了预期效果,说明叠前纵横波联合反演技术在本地区具有较好的应用价值。     

两种结构型式控流筛管内流动特性的数值研究

控流筛管可通过控制油井部分井段产出液流量实现水平段同时出水。以计算流体动力学为基础,分别对导流式控件和迷宫式控件流道内流体的流动特征进行数值模拟,并对两种控件的适用范围进行对比分析。数值计算结果表明,两种控件由流道入口到出口的流道压力均呈线性降低;导流式控件流道中的流动近似呈平推流,涡流和湍动不显著;低黏度条件下,迷宫式控件流道内存在明显的一次、二次涡流,过流阻力显著增加,控流效果显著。过流流体黏度为25~1000 mPa·s时,导流式控件的性能较优;其他黏度范围内,迷宫式控件的性能较优。     

基于离散裂缝模型的复杂裂缝系统水平井动态分析

针对目前人工压裂裂缝存在倾斜、分支及不对称分布等情况,提出复杂裂缝系统下水平井渗流数值计算方法。首先对裂缝系统进行显式处理,分别建立基岩和复杂裂缝系统的数学模型,利用有限元方法对模型进行求解,并基于离散裂缝模型对裂缝系统进行显式降维处理,以减少数值计算量。与Odeh和Zerzar模型对比验证数值算法的正确性,并对复杂裂缝系统下的水平井进行计算。结果表明:压裂水平井除常见的4种流动形态(不包括外边界),早期还可能存在裂缝内的径向流动;定产量生产时早期裂缝内径向流动不再出现,且外部裂缝产量所占比例增大;水平井定井底流压生产时,裂缝分支增加了储层改造体积,能大幅度提高压裂水平井产量。     

三维油藏流动电位数值模拟及油水前缘预测

根据流动电位产生的基本原理,建立三维油水两相流动条件下电场和渗流场的耦合数值模型并采用有限差分方法进行求解;以四分之一"五点法"井网为对象,模拟计算一注一采生产过程中井底的电位变化。结果表明:油水前缘的位置会出现电位的峰值,该峰值随注入水向生产井一侧移动,生产井底的电位会连续上升,当油水前缘距离生产井75 m时开始剧烈变化,因此对该效应的监测及分析能够实现油水前缘的远距离预测;注入水沿高渗透层的快速前进会引起电位异常,使高渗透层比低渗透层要高出5~15 mV,通过对该信号的强弱和随时间的变化规律的分析能够识别地层非均质性和注入水的不均匀推进,该方法具有成为新型动态监测手段的潜力。     

低渗透稠油油藏水平井极限动用范围

低渗透稠油储层具有明显的启动压力梯度,油藏储量动用受到更多条件的限制。基于低渗稠油油藏基本渗流特征,首先通过稳定逐次逼近法分析衰竭开发不稳定渗流过程,得到考虑启动压力梯度影响的直井渗流方程基本解;在此基础上,利用保角变换方法,建立考虑启动压力梯度影响下水平井在三维空间上的压力分布和驱替压力梯度分布计算模型;根据油藏开发的要求,提出考虑启动压力梯度影响时衰竭开发方式下水平井储量极限动用范围的确定方法,包括平面上的极限动用半径和垂向上的极限动用厚度。基于实际油田参数计算和分析表明,水平井在水平平面上的极限动用半径较大,而在垂向平面上的极限动用厚度较小;只有同时考虑水平井在水平平面和垂向平面上的极限动用范围,才能合理部署水平井开发井位,提高油藏储量动用程度。     

低渗透油藏多段塞微生物驱开发指标预测

油藏条件不同,微生物驱油体系的提高采收率能力和油藏适应性也有所差别,需要合理的注入参数对开发指标进行预测。通过模拟不同注入方式微生物驱油实验优化注入参数,在实验基础上综合运用前缘推进理论和经验回归方法,考虑微生物降低原油黏度以及影响油水相对渗透率等客观因素,建立一种将油井产能和含水变化规律结合的预测模型来预测微生物驱开发指标。微生物驱油实验表明,多段塞微生物驱较单一段塞微生物驱采收率可提高9.24%,见水时间能延长40.10%~40.14%,无水采收率提高18.44%;用该模型能较准确地预测微生物吞吐开井后的产油量、增油量、产液量和含水率,单井预测误差小于10%,区块总体产液量和产油量预测误差均小于3%,含水率仅为0.25%。矿场试验采用五级段塞交替注入调剖用微生物与驱油用微生物,试验区含水上升率由8.1%下降至-4.3%,综合递减率由13.3%下降到4.4%,控水稳油效果明显。     

页岩气藏分段压裂水平井不稳定渗流模型

针对页岩气藏中吸附气和游离气共存的储集方式,基于双重介质模型建立考虑吸附解吸过程的页岩气藏不稳定渗流数学模型,并定义新的参数来表征基质中吸附解吸气量与游离气弹性释放量的比值,利用Laplace变换计算页岩气藏点源解,通过叠加原理得到定产量生产时水平井分段压裂改造后井底压力解,对考虑井筒和表皮系数的影响以及定井底流压生产时水平井动态产能进行分析。结果表明:在开采过程中页岩吸附解吸气量所占比例较大,且考虑吸附解吸后,定产量生产所需压差小,压力波传播到边界时间晚,压力导数曲线凹槽更加明显,同时定井底流压生产时压裂水平井产量更大,稳产时间更长;Langmuir吸附体积越大,压力波传播越慢,所需压差越小,压力导数曲线凹槽越深,同时页岩气藏稳产时间越长,产量越大,但产量的增幅越小。