吐哈盆地沙尔湖凹陷侏罗系煤层气勘探新认识

为了探讨吐哈盆地沙尔湖凹陷侏罗系煤层气的勘探潜力,应用大量最新分析化验数据和钻井资料,分析了煤层发育特征、煤岩热演化规律和显微组分、煤储层物性、煤层气成因类型、煤岩吸附特征、含气性、构造运动、水动力条件、煤岩直接顶板的岩性等保存条件及前期煤层气井勘探失利原因等。结果表明,沙尔湖凹陷煤岩热演化程度低,具典型的煤层原生生物气特征,均质性差;但煤层厚度大,煤层裂隙及大孔发育,原煤含气量高,煤层气保存条件较好,煤层气总资源量较大。总之,沙尔湖凹陷侏罗系煤层气成藏条件优越,资源丰度高,采用合适的钻井、完井、储层改造措施及排采制度,将会取得一定的勘探成效。     

体积压裂裂缝分布扩展规律及压裂效果分析—以鄂尔多斯盆地苏53区块为例

体积压裂技术为致密砂岩气藏大规模经济有效开发提供了新的途径。为了分析裂缝在体积改造中的分布和扩展规律,基于鄂尔多斯盆地苏53区块储层特征和渗流-应力耦合理论,采用RFPA-flow软件建立了储集层砂岩体的流固耦合模型,模拟分析了引导裂纹、天然裂缝、围压对体积压裂中裂缝扩展的影响。然后通过对比区块内体积压裂井、普通压裂井和未压裂井的实施效果,体现出体积压裂在致密砂岩气藏开发中的明显优势。     

温度对气层气体钻井井壁稳定的影响

气体钻井过程中气体经过钻头喷嘴后产生焦耳-汤姆逊冷却效应,导致井底温度远小于地层温度。当气层被钻开后井壁围岩温度、孔隙压力和应力分布发生改变,容易引起井下复杂事故。为此,分析了井底低温对致密砂岩气藏气体钻井井壁稳定的影响。研究表明,井眼钻开后井底低温产生拉热应力,使近井壁有效应力减小,有利于防止岩石剪切失稳,但增加了岩石产生拉伸破坏的可能。气层气体产出使近井壁地层孔隙度和渗透率减小,不考虑井底低温时减小程度偏大。气体钻井近井壁可能存在塑性区,低温使塑性区向地层延伸更容易导致井壁失稳。塑性区的形成不仅取决于水平地应力,而且与垂向地应力有关。通常致密砂岩气藏埋藏较深,垂向应力影响大,其弹塑性分析需考虑三维主应力的影响。     

水平气井非均匀产剖储层-井筒压降耦合模型

为了准确得到非均质储层水平气井井筒内压力分布情况,结合水平井筒变质量流的压降公式、裂缝渗流的产能公式和产剖测试分析.建立了水平气井非均匀产剖储层-井筒压降耦合模型,通过微元法将非均质储层转化为均质储层求解模型.该模型将井筒水平段压降分为环空回流段和套管变质量流段两部分压降进行计算,同时考虑了摩擦压降、加速度压降和重力压...     

气体流量对石英增强型光声光谱检测精度的影响

石英增强型光声光谱(QEPAS)检测技术在痕量气体浓度检测方面具有灵敏度高、可靠性好、系统体积小等优势。以二氧化碳(CO2)为目标气体,深入研究不同气体流量对QEPAS检测系统精度的影响。通过Fluent ANSYS仿真软件对气体流场进行分析,完成对不同流量情况下气室内压强和流速的仿真。通过基于QEPAS的CO2气体检测系统的实验,研究了气室压强对气体浓度检测的影响。实验结果表明通过控制气体流量使得气室内的压强为1.08e-1~1.48e-1 Pa时,检测信号与气体浓度之间线性关系良好,相关系数R=0.99971,系统相对误差为0.5%,系统检测下限为72ppm。     

竖直L形弯管中气液两相流压降特性

为探究重力作用下弯管的最佳几何形态,本文采用Fluent中的Realizable k-ε紊流模型结合Mixture两相流模型对竖直条件下L型弯管中气液两相流的压降特性进行了系统的数值研究。具体针对不同的弯径比R/D(R/D = 1~7)、气相体积率α(α = 0~0.3)和液相雷诺数Rel(Rel = 2.9×104^~2.1×105⁾条件,对弯管内气液两相流的压力和速度分布进行了深入剖析,并系统探究了压力损失随R/D、α以及Rel的变化规律,最终得到了一定范围内L型弯管压力损失的最佳弯径比。结果表明,在Rel = 88 690的工况下,0.05 < α < 0.3时,弯管的最佳弯径比约为2;在α = 0.2的工况下,Rel < 29 856时,弯管的最佳弯径比约为1,Rel = 59 713~149 282时,弯管的最佳弯径比不断增大,Rel > 179 139时,弯管的最佳弯径比约为4。     

管道受横向滑坡作用破坏分析——以中缅管道贵州晴隆段两次爆炸事故为例

穿越山区的管道工程其运行安全会受到滑坡的威胁,近年来发生的几次事故均造成了大量的人员伤亡和经济损失。本文以中缅天然气管道贵州晴隆段2017年和2018年两次滑坡断管事故为例,结合地质环境条件和现场事故调查资料,基于有限元实体接触模型,反演两次事故发生过程。分析管道在滑坡作用下的受力与变形特征,以确定事故发生原因。研究结果表明：滑坡作用下管道挠度变形呈现近正态式分布,且管道跨中和滑坡边界处Mises应力较大,易于发生破坏;管道所在斜坡上方的大量积土,致使管道产生较大轴向拉应力,易于在管道管体或环焊缝缺陷处产生脆性拉裂破坏,进而引起燃气泄漏爆炸。因此在管线后期维护过程中应避免受到工程扰动,尤其在管道上方的斜坡体上进行大量堆土,防止对管道的运行安全造成威胁。     

致密砂岩气藏动态水锁定量评价新方法

致密砂岩气藏开发过程中普遍存在水锁现象,其严重影响气相渗透率及采收率,极大制约了气藏的高效开发,因此水锁程度的准确评价对于气藏精细开发尤为重要。本文通过致密砂岩储层微观孔喉结构分析及基本渗流原理,结合动态生产参数,建立了孔隙度、生产压力梯度与水锁效应之间的数学联系,创新性的提出了动态水锁指数的概念,从而对生产中的水锁程度进行定量化的表征。进而将微观下的表征结论推广到宏观,从微观尺度到宏观尺度对水锁状况进行定量化的分析,明确了不同生产压力梯度与孔隙度对水锁效应的影响程度,建立了一套动态水锁程度定量评价新方法。通过对研究区实际生产资料进行对比分析,进一步验证了该评价方法的准确性与可行性,运用该方法能够对致密砂岩气藏中的水锁程度进行定量化的分析和监测,从而为剩余气分布状况的明确及下一步增产工艺措施的设计提供指导。     

巨厚气藏气井井筒压力计算模型及应用——以普光气田为例

针对目前常用定质量流井筒压力计算模型不适用于产层段井筒长、从底部至顶部质量流量变化大的巨厚气藏气井的问题,通过耦合气井流入状态和井筒管流,建立了巨厚气藏气井产层段变质量流井筒压力计算模型,并通过实例气井进行验证,同时将该模型应用于气井产能评价。结果表明：变质量流模型计算的井筒压力值比定质量流模型小,两者之间差异随产气量和产层段长度增加而增大;在产层段不同深度处,变质量流模型计算误差均小于2%,计算精度较高。该变质量流模型能较精确地计算井筒压力值,进而可以有效解决气井产能测试遇阻无法获得井筒压力、井筒压力折算值不准确易导致产能指示曲线负异常等问题。该研究对巨厚气藏气井井筒压力分布计算和产能评价能够提供强有力技术支撑。     

考虑双重不确定性的天然气压力能出力特性分析

天然气管网余压资源利用是实现双碳目标的关键技术路径之一,压力能出力特性分析是支撑其高效利用的基础,为提高能源利用率和改善天然气管网运行经济性,提出考虑双重不确定性的天然气压力能出力特性分析方法。首先,提出一种并联式天然气管网压力能发电系统架构,并对其出力影响因素进行分析。然后,建立天然气网络模型及其各类负荷需求模型,并基于不确定性理论,构建考虑天然气流量与压力的双重不确定性模型;在此基础上,构建压力能出力?分析数学模型,并提出波动性指标对压力能出力特性进行分析。结果表明：①天然气压力能发电功率随膨胀机入口天然气流量、温度与压力增大而增大;②天然气压力能发电具有典型的时空特性与不确定性;③压力能发电波动性受时间尺度影响,时间尺度越大,波动性越强。