BP在中国的产学研合作探讨

英国石油公司(BP)不断追求科技进步,保持技术领先地位,与其重视和高校、研究机构的产学研合作息息相关.在对BP产学研合作概述的基础上,BP在中国产学研合作主要有三种模式:联合研发项目、科研—市场一体化合作、人才培养和教育支持合作.BP在中国产学研合作中的特点和优秀经验,是我国石油企业乃至每一个企业学习的榜样.     

深层高温高压凝析气井压力分布的简便算法

在流体相平衡理论基础上,综合考虑压力、温度的相互影响及动能变化的影响,同时将流体偏差系数考虑为压力和温度的函数,建立了新的凝析气井井筒压力分布计算模型.计算时将井筒分成若干段,在每段中进行迭代求解.新的压力计算模型与常用的平均温度和平均偏差系数计算方法的实例对比表明,新计算模型具有较高的精度,可用于深度超过4000 m的高温高压凝析气井井筒压力分布计算.     

多孔介质模型的三维重构方法

建立准确的多孔介质模型在微观渗流机理的研究中具有重要意义.为了更加方便准确地建立多孔介质模型,总结了多孔介质模型重构的物理实验方法和数值重构方法,通过重构方法的优缺点对比及适用性分析,优选出马尔可夫链-蒙特卡洛方法(MCMC).针对3种不同性质的多孔介质,采用MCMC方法分别对其进行了重构.结果表明,MCMC方法计算速度快,适用范围广泛,重构效果好.最后将MCMC方法扩展到三维空间,重构出三维多孔介质模型,为微观渗流机理的研究提供了一个模拟平台.     

基于因子分析的流动单元研究

利用因子分析,从隔夹层数、砂厚、隔夹层厚、层厚、砂地比、孔隙度、渗透率、地层系数等17个参数中提取储集因子、流动因子、非均质因子、隔夹层因子、地层厚度因子、饱和度因子6个具有代表性并能反映各参数内部规律的公共因子。通过聚类分析方法和判别分析方法将821个样本分为4类,即4类流动单元,然后采用流动单元约束的随机建模,运用序贯高斯随机模拟方法来进行属性场的预测和模拟。预测结果良好,说明采用该方法可以完成对储层的精细定量描述。     

深层高温高压凝析气井压力分布的简便算法

在流体相平衡理论基础上,综合考虑压力、温度的相互影响及动能变化的影响,同时将流体偏差系数考虑为压力和温度的函数,建立了新的凝析气井井筒压力分布计算模型。计算时将井筒分成若干段,在每段中进行迭代求解。新的压力计算模型与常用的平均温度和平均偏差系数计算方法的实例对比表明,新计算模型具有较高的精度,可用于深度超过4000m的高温高压凝析气井井筒压力分布计算。     

基于测井数据的有机碳含量分析

由于取芯数量有限,这导致了所获得的岩心不能反映储层内有机碳的连续变化情况,严重影响了岩心分析法评价总有机碳含量的精度。而采用测井方法评价页岩有机碳含量,可以减少因有机质分布的非均质性和岩样的代表性带来的室内岩心分析误差。为进一步优选利用测井数据评价有机碳含量分析的方法,本文在分析含有机质页岩的测井响应特征基础上,选取了四川盆地某页岩气藏区块多口井的数据,运用测井评价方法分析总有机碳含量。分别使用岩性密度测井单因素计算模型、自然伽马单因素计算模型和声波电阻率多因素计算模型的评价总有机碳含量,对比三种模型的评价结果,可以得出以下结论：①密度测井单因素法在页岩储层中容易受到扩径的影响;②自然伽马单因素计算模型由于考虑因素少导致准确度较低;③声波电阻率多因素法有这很大的主观性,因为人为确定页岩“基线”,不便于操作。本文对于计算和评价国内其他页岩有机碳含量提供了很有意义的方法和思路。     

胡尖山地区长6、长4+5储层有利区预测

以胡尖山油田长6、长4+5油藏为例,综合应用地质资料、岩芯分析资料、测井资料以及试油资料,开展了长6和长4+5油藏小层划分和对比、单井相分析,建立测井相识别模式,编制小层沉积相平面展布图,进而分析沉积相演化规律;探讨储层砂体展布以及物性分布规律,从而深入认识研究区的储层特征。在此基础上对储层进行流动单元的划分,然后结合试油资料对胡尖山油田长6、长4+5油藏的储层进行有利区域的预测,为油田待开发区域的合理建产开发提供了理论指导。     

考虑水蒸气压力的平衡水页岩等温吸附

基于改进的容积法等温吸附实验装置,分别测量了甲烷在干燥、平衡水条件下的页岩等温吸附曲线,实验温度为303.15,323.15和353.15 K,实验最高压力达20 MPa,实验数据采用修正的Langmuir方程进行拟合.在开展平衡水页岩吸附实验时,考虑了水蒸气压力,认为实验气体为甲烷与水蒸气混合气体,重新计算了混合气体中甲烷吸附量,并从吸附热力学角度阐述考虑水蒸气压力的意义,最后在地层条件下讨论了水蒸气压力对页岩吸附的影响.结果表明,考虑/未考虑水蒸气压力的平衡水页岩Langmuir最大吸附量分别为0.053和0.039 mmol/g,未考虑水蒸气压力的甲烷吸附量被低估26.4%.干燥页岩的等量吸附热为11.6 k J/mol,考虑与不考虑水蒸气压力的平衡水页岩等量吸附热分别为10.7和12.3 k J/mol,由于水分优先吸附于能量较高的吸附位,在水分存在情况下,平衡水页岩对甲烷的等量吸附热应该小于干燥页岩,因此,经水蒸气压力校正后的等量吸附热更加符合热力学一致性.在地层条件下,水蒸气压力对页岩吸附的影响分为两个阶段:(1)浅埋藏阶段(地层深度小于700 m),此阶段由压力梯度主导,压力梯度越大,水蒸气压力对吸附的影响越大;(2)深埋藏阶段(地层深度大于700 m),此阶段由压力梯度和温度梯度同时控制,压力梯度越大,温度梯度越小,水蒸气压力对吸附的影响越大.     

甲烷在页岩上吸附的热力学

为了研究页岩吸附甲烷的机理,通过容积法测定35,50和65℃时页岩甲烷吸附等温线,计算甲烷在页岩上的等量吸附热和极限吸附热,从热力学角度分析甲烷在页岩上的吸附行为。研究结果表明:甲烷在页岩上的吸附等温线具有Ⅰ型等温线特征,Langmuir吸附模型较好地拟合了吸附数据;根据吸附等温线计算的等量吸附热为15.50~17.65 kJ/mol,平均为16.88 kJ/mol,说明页岩对甲烷的吸附为物理吸附;等量吸附热随甲烷吸附量的变化而变化,是页岩表面的不均匀性和吸附分子间作用力综合作用的结果;极限吸附热定量地反映了页岩表面与甲烷气体作用力;在页岩气藏开发时,除了采用降压解吸开采外,对于极限吸附热较大的页岩气藏,可通过注入吸附能力更强的CO2等促使甲烷解吸。     

气藏压裂水平井产能预测新方法

根据流体力学理论和动量定理 ,结合气体的性质和实际气体的状态方程 ,建立了气藏压裂水平井地层渗流和水平井筒管流耦合的计算模型 ,并给出了模型的求解方法。运用该模型对长庆油田低渗气藏进行了实际计算 ,同时分析了井筒半径、水平段长度、裂缝条数以及管壁粗糙度等参数对井筒压力损失和压裂水平气井产能的影响。计算结果表明 ,水平井筒内的压力损失对压裂水平气井的生产动态有一定的影响 ;水平井内每条压裂缝的产量并不相等 ,端部裂缝的产气量高于中部裂缝的产气量 ;水平井筒内的压力呈不均匀分布 ,从指端到根端压力逐渐降低