摘要：为研究矩形开孔沉箱防波堤的可靠性,本文提出了一种新的直立式防波堤结构可靠性计算方法,考虑波高同周期的相关性,将波高、周期和抗力作为随机变量处理,构造隐式功能函数,采用直接抽样法生成随机样本进行模拟,作为中间变量的波浪荷载不做统计分析处理,根据功能函数的响应直接判断是否滑移或倾覆失效,计算失效概率和可靠指标。计算结果表明:新的计算方法与传统直接抽样法相比结果数值非常接近,验证了新方法的有效性;同传统JC法相比,新方法相对保守。本计算方法在波浪要素资料充足时可为矩形开孔沉箱防波堤的设计提供参考。

摘要：致密砂岩气藏作为一种非常规气藏,储层具有岩性致密、低孔低渗、自然产能低等特征,如何有效开发这类气藏,是石油工程人员普遍关注的问题。本文以吐哈盆地台北凹陷柯柯亚构造带巴喀油田下侏罗统三工河及八道湾组致密砂岩气藏的开发为例,研究设计了具有气举排液、测试、生产为一体的完井管柱,对气藏的高效开发具有重要的研究意义。

摘要：针对鄯善油田高含水生产阶段由于偏磨、腐蚀结垢等因素造成的油管破裂、杆断、井卡等问题,研究了高含水期有杆泵配套技术,对杆柱进行了优化组合设计,并研究了防偏磨技术和防腐防垢技术。该技术在油田的规模应用中取得了良好的效果。

摘要：地应力变化是一个三轴方向上的综合应力变化,传统的应力敏感性实验与地层真实情况存在较大误差。为了研究超高压碳酸盐岩气藏储层渗透率与有效应力的关系,针对实际井获取的岩心,设计了不考虑岩石中孔隙流体压力的三轴应力变形实验和考虑岩石中流体压力的变形实验方案,推导了由三轴应力实验数据计算渗透率变化的数学模型,在此基础上分析了川东北碳酸盐岩超高压气藏岩石渗透率变化与有效应力的关系。结果表明:在同样的有效应力条件下,考虑孔隙中流体压力时渗透率下降幅度更大。3号岩心有效应力达到50 MPa时,无因次渗透率下降幅度为57.48%。对于天然裂缝发育的岩心,使用考虑岩心中流体压力的变形实验能更好地获取渗透率的变化规律;对于天然裂缝不发育的岩心,使用不考虑岩心中孔隙流体压力的三轴应力实验能更好的获取基质渗透率的变化规律。对比国内外异常高压气藏,认为研究区气藏渗透率的应力敏感性较强。实验研究为气藏科学、高效开发提供了科学保障。

摘要：基于三维水力裂缝几何模型,根据限流压裂设计中流体流动与循环电路中电流流动的相似性,建立一个计算限流压裂设计中各层注液量分配的数值模型。根据所建立的模型,对比分析了炮眼个数、地层特性等因素对限流压裂施工的裂缝几何参数的影响程度,得知影响限流压裂设计中裂缝几何参数的主要因素是各层炮眼个数、最小主应力和地应力差。因此,进行限流压裂设计必须综合考虑炮眼个数、地层特性等因素对限流压裂施工的裂缝几何参数的影响,以准确预测各层裂缝几何参数和改造程度。

摘要：页岩油的开发缓解了中国石油能源供应紧张的局势,是未来重要的接替资源。长7页岩油开发方式以天然能量为主,随着开发的进行存在产量递减快、采收率低等问题;长期天然能量开发地层能量亏空较大,亟须补充地层能量实现二次有效开发。针对以上问题,为探索有效补充能量、提高采收率方式,基于长庆某页岩油区块,开展室内实验对比不同种类气体与原油体系性质差异,并利用油藏数值模拟手段,建立矿场尺度数值模拟模型,优化伴生气吞吐补能技术政策。优化参数为注气量90×10^(4)m^(3)、注入速度3×10^(4)m^(3)/d、焖井时间20 d、吞吐轮次10轮。在整体统一优化的基础上,针对补能效果较差的井进行个性化注气量优化设计,单井注气量增大至150×10^(4)m^(3),保障所有吞吐井整体能量补充水平一致,进一步提升了注气吞吐增油效果,注气吞吐较衰竭开发累产油量可提高33%。研究探索了页岩油后期有效补能提采方式,研究成果为长庆页岩油实现注伴生气吞吐有效开发提供了理论依据。

摘要：煤层气井网密度及井距优化是影响煤层气产量和经济效益的重要因素,井网密度及井距的设计优化是煤层气开发方案的重要组成部分。当前对于煤层气开发井距的研究大多单一考虑产能因素或者是经济因素,对于二者综合评价研究较少。为探究煤层气开发井网密度和井距的最优方案,并综合评价煤层气井的产能与经济效益,以韩城北区块为研究对象,基于区块基本地质条件和煤储层物性资料,确定了煤层气开发适用的井网样式和井网方位。通过经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法计算并讨论了韩城北区块煤层气开发井网密度和井距部署方案。利用煤层气产能数值模拟软件Comet3,模拟和评价了不同井距开发方案下的产能,并采用折现现金流法进一步从经济评价角度优化了煤层气开发井网密度。结果显示,韩城北区块煤层气开发适用的井网样式为矩形井网;井网方位为NE49°;数值模拟结果表明,当井距为200 m×250 m时煤层气井稳产期产能最高,累计产量最多;依据1 km^(2)不同井距布井方案的经济评价对比显示,当井网密度大于10口/km^(2)时,该区块煤层气开发具有经济效益,其中井网密度为20口/km^(2)即井距为200 m×250 m的方案内部收益率为11.27%,净现值为1437万元,投资回收期为7.49年,经济指标最优。综合分析认为,韩城北区块最佳开发井网密度为20口/km^(2),最佳井距方案为200 m×250 m。

摘要：以沁水盆地南部为研究区,以山西组3号煤储层为目标层位,根据该区的地应力场特征以及晋城市寺河矿煤样的三轴压缩实验结果,利用大型有限元软件ANSYS建立了该区3号煤储层的地质模型,模拟水力压裂过程中地应力场和储层弹性模量对裂缝起裂压力和裂缝扩展形态的影响。结果表明:裂缝的起裂压力与最大水平主应力无关,随最小水平主应力的增大而线性增大,变化范围为10～25 MPa;裂缝的最大缝长和最大缝宽不随最大水平主应力的变化而变化,随最小水平主应力和煤岩弹性模量的增大而减小,其中最大缝长介于36～83 m范围内的概率最高。模拟结果和现场数据基本吻合,说明该模型具有一定的合理性,研究成果对于沁水盆地南部地区煤层气井水力压裂设计具有重要的参考价值。

摘要：微观孔隙结构及流体分布的研究,对评价及合理有效开发致密气储层具有重要意义。文中利用低温液氮吸附和核磁共振实验,对延长致密气储层的微观孔隙结构、流体分布及孔喉分形特征进行了评价和研究,表明了孔隙结构参数间的关系,并探究了微观孔隙结构参数对储层流体分布的影响。结果表明:延长致密气山西组和石盒子组储层的孔隙类型有开放型的槽状孔、细颈孔或墨水瓶状孔以及一侧近似封闭的不透气孔等3种;延长致密气储层中介孔、宏孔最为发育,且储层非均质性较严重;岩石比表面积随着微孔孔容增加而增加,随着平均孔径的增大而减小,此外还受到储层非均质性的影响;岩石比表面积、微孔孔容、平均孔径及分形维数皆是影响致密气储层流体分布的主要因素。

摘要：随着国内老气区开发的不断深入,气井出水积液问题日益严重.为了对气井积液严重程度进行准确评估,并为气井排水采气工艺方式的选择及方案设计提供可靠积液量预测参数,在对原预测模型存在问题系统分析的基础上,综合考虑多种因素,建立了油管内积液量和环空积液量预测新模型.新模型理论依据充分,有效解决了原模型计算过程中由参数经验取值带来的不确定性.通过13口探液面气井的对比分析,新模型计算值与实测值吻合程度较好,计算精度较高.