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[博士论文] 刘树阳
能源与环境工程 大连理工大学 2018(学位年度)
摘要:CO2提高天然气采收率(CO2-EGR)技术因其同时实现天然气增产与CO2地质埋存的特性,近年来受到广泛关注。CO2与天然气混合体系热力学性质及驱替弥散特性显著影响CO2运移规律,对CO2封存效果、天然气采收率意义重大。CO2-EGR过程中CO2-CH4混合体系热力学性质、驱替机理及弥散特性成为影响CO2运移及天然气采收的关键科学问题。围绕上述问题,本文利用实验和模型方法,研究CO2-CH4二元体系密度特性,利用CT可视化方法,分析多孔介质内CO2-CH4混相驱替行为特征,原位测量混相驱替过程的弥散系数,探究CO2-CH4横向及纵向驱替的表观弥散特性,分析重力效应及多种因素对混相驱替弥散的作用机理,模拟研究注入参数对天然气采收率的影响,阐明CO2运移与天然气采收率变化规律,为CO2-EGR实施提供了数据及理论支持。本文主要研究内容如下:
  搭建高精度磁悬浮天平气体密度测量系统,系统获得气藏温压条件尤其临界区条件下广泛CO2浓度范围的CO2-CH4体系密度,探究了不同温度、压力及CO2浓度条件下密度变化规律。提出了CO2-CH4二元相互作用参数与CO2浓度的线性关系,改进PR方程和PC-SAFT模型,提高了密度预测精度,并评估了不同模型适用条件。
  基于微焦点X射线CT,开发了多孔介质内CO2-CH4驱替可视化及弥散原位测量方法,获取多种填砂岩心孔隙结构并定量描述了孔隙度分布规律,对填砂岩心内液态、超临界态CO2驱替CH4过程进行了原位可视化观测,证实该过程为混相驱替过程,并原位获取了混相驱替过程中的弥散系数,分析发现进出口效应会增大弥散系数14%~29%,探明了残余水溶解CO2而抑制弥散作用的影响机制。
  开展了填砂岩心内CO2横向及纵向驱替CH4实验研究,分析了表观弥散特性的变化规律,阐释了重力效应抑制纵向弥散并促进横向弥散的作用机理,探明了CO2注入参数、多孔介质孔渗特性、天然气杂质气体、地层深度等多因素对弥散特性的影响机制,发现实验中弥散过程处于对流与扩散共同主导区域,解析了弥散特性与对流、扩散关系,获取了填砂岩心弥散度,探明了多孔介质内CO2-CH4混相驱替弥散特性的变化规律。
  构建了均质与纵向非均质气藏模型,改进TOUGH2中热物性计算模块,开展CO2-CH4混相驱替模拟研究,探究地质条件下气藏内CO2与天然气之间的混相驱替规律。气藏尺度验证了重力效应抑制纵向驱替弥散的作用机理,分析不同开采时期CO2注入效果,获得了最佳注入时机及压力,为CO2-EGR的实施提供指导。
[硕士论文] 曹其壮
地质工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:在油田开发后期,低序级断层对于剩余油分布的落实、注采之间矛盾的解决有重大的意义。低序级断层对薄储层能够起到较好的侧向封堵作用,在我国的大庆和胜利等油田的剩余油就是由低序级断层控制而富集的。从常规地震剖面上来看,断层主要为同相轴数目突然增多、减少、不连续或者形状突变,与此同时伴随异常波(绕射波、散射波等)的出现。因为受到地震资料信噪比、频带等影响,再利用前面所说的识别标志进行小断层解释,就会比较困难。而且在通常情况下钻井只有极小概率遇到低序级断层,由于其延伸范围有限,所以通过钻井与地层之间的对比等技术,对其倾向、倾角、走向等产状的确定也比较困难。
  当前国内外许多学者虽然研究产生了一系列的断层预测识别技术。但是由于传统的断层检测方法受噪声的影响较大,就很难精确预测识别到低序级断层。前人着重研究断层的识别方法,如相干体、边缘检测等技术,但是缺少对不同倾角、不同断距的断层地震响应特征进行系统的研究,这样就会使得低序级断层的检测识别缺乏有效的理论依据,让检测的可信度降低。
  本文首先研究基于压缩感知的基追踪算法、复数域非线性各向异性扩散滤波方法。利用基追踪反演获得高精度的反射系数剖面,提高剖面的纵向分辨率和横向连续性。然后分析了把Shock滤波器加入到复数域各向异性扩散项,复数域线性各向异性扩散滤波就由线性域发展到非线性域。复数域各向异性扩散滤波的实部和虚部反映不同的信息,实部可用于滤波、去噪,虚部可用于边缘(或小断层)检测。通过数值模拟和实际资料对复数域各向异性扩散滤波去噪能力进行了分析,着重应用了其虚部信息对断层进行检测。
  然后对体曲率属性、蚂蚁追踪技术、基追踪反演方法在断层识别中的效果进行了分析,这几种方法能够识别中尺度或地震资料信噪比较高的中小断层,但对低序级小断层识别存在困难。所以本文将体曲率属性、蚂蚁追踪技术、基追踪算法分别与复数域非线性各向异性扩散滤波结合应用于断层检测,对低序级断层进行有效识别。
  最后对复数域非线性各向异性扩散滤波、基追踪双极子反演、体曲率方法综合分析,几种方法相互补充、相互验证,有效地对低序级断层进行综合预测识别。
[硕士论文] 刘享
油气田开发工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:对于低渗透储层,尤其是致密碳酸盐岩储层多以酸压改造来提高单井产量,而酸压的效果取决于酸蚀裂缝导流能力和酸蚀作用距离,它们都与裂缝中酸液的流动特征有关。因此本文采用数值模拟方法对酸压裂缝中酸液的流动规律进行研究,借助于目前强大的流体力学软件对酸液流动进行数值模拟分析。
  通过调研发现前人对酸压裂缝中酸液的流动研究较少,且研究的方法主要采用平板模型进行实验研究,该模型与实际酸压裂缝具有一定的差异。而对与指进现象研究大多数是针对多孔介质中流体的指进,而对于酸压裂缝中酸液的指进研究较少。
  建立了酸压裂缝中酸液流动数学模型,得到了酸液流动的连续性方程、动量方程以及能量方程;通过对酸压裂缝中酸液发生指进的力学机理分析,推导了酸液在裂缝中流动的速率公式,由速率公式可以发现影响酸液流动的因素有:裂缝的几何尺寸、流体粘度、流体的密度以及实验时的随机因素等。总结了指进触发机理:流体性质、界面张力、壁面润湿性以及随机因素。
  基于裂缝壁面的实际几何尺寸建立了裂缝水平粗糙度模型,选取了裂缝入口附近的一段进行模拟研究。以前缘距离、前缘速率、驱替效率以及酸液最大流动速率为酸液流动表征参数,分别研究了粗糙度、粘度比以及注入排量对酸液流动的影响。研究发现,光滑壁面与粗糙平面的酸液流动特征有差异,粗糙度对酸液流动的影响并不是呈现单调的线性关系;粘度比对酸液流动的影响以50为界线,分为快速上升阶段和平缓上升阶段;滤失会缩短酸蚀裂缝的长度,将会减弱酸蚀效果;通过综合试验发现,注入排量是影响酸液流动的主要因素,其次是粗糙度和粘度比。
  基于射孔酸压特征,建立了裂缝垂直射孔模型。以前缘距离、前缘速率、驱替效率以及D/H为酸液流动表征参数,分别研究了重力、粘度比、密度差、射孔簇数、射孔簇间距以及注入排量对酸液流动的影响。研究发现,高排量能够使酸液向裂缝深部流动,增加酸蚀距离;重力的存在使得酸液沿着裂缝底部流动并且会减少酸液前缘的分叉数,由原先的多指流动变为单指流动;粘度比以50为界点,呈现前后两种不同的变化;密度差越大,酸液沿裂缝底部流动的特征越明显;单簇的流动距离最大,而射孔簇数对酸液的指进程度影响较小;前缘距离与簇间距呈现正相关关系,酸液的前缘距离随簇间距加大而增加,簇间距为6m时指进程度较明显;综合分析发现注入排量是影响酸液流动主要的因素。
  研究表明在考虑施工成本的前提下尽量提高注入排量,使酸液能够酸蚀更远的距离;适当调整酸液与前置液的密度差,密度差不宜过大,利用重力的作用增加酸液的流动距离;前置液与酸液的粘度比应该大于50,增加酸液的指进效果。
  本文研究了酸压裂缝中酸液的流动行为特征及酸液粘性指进特征,有助于了解酸压裂缝中酸液的流动规律,并对低渗透储层,尤其是致密碳酸盐岩储层的酸压改造提供很好的指导意义。
[硕士论文] 郑晨晨
地质工程 山东科技大学 2018(学位年度)
摘要:中国上世纪八十、九十年代投入开发的大部分油田(包括江苏油田的王龙庄地区),绝大多数都已经进入了高含水或特高含水采油阶段,但采收率普遍低于30%,还有相当规模的剩余油以各种形式分布在水驱效率低的储层中。由于地下流体的流动受到储层砂体大小、形态及空间展布状态的控制,因此,进行地下滩坝储层构型及其控制的剩余油分布模式研究迫在眉睫。本次研究以王龙庄油田阜宁组二段(以下简称阜二段)为例,采用“层次分析”与“模式拟合”相结合的研究思路,对滩坝砂体储层内部构型模式进行深入的解剖,并总结出滩坝砂体储层中不同规模构型要素控制的剩余油分布模式,以指导其它相似油田的高效注水开发。
  本次研究以高分辨率层序地层学研究为指导,在地层对比过程中同时考虑砂体叠置、侧向沉积相变以及等时切片等因素,建立了王龙庄断块的精细等时地层格架,然后在精细等时地层格架的基础上对王龙庄断块的小层及单砂层进行了精细的划分与对比,最后以野外露头剖面及现代沉积原型模型为指导,将滩坝砂体储层分为复合滩坝、单一坝及其内部增生体三个级次,并对其逐级进行详细解剖。研究表明,王龙庄油田阜二段为湖泊滩坝相沉积,垂向上单一坝砂体分布包括三种,即多层式、叠加式及孤立式,每种类型砂体均体现出不同的连通情况;单一坝砂体的长度与宽度具有明显的正相关性,平均长宽比为2.42;单一坝砂体内部发育1~2期增生体,增生体间发育0.1~0.8m厚的细粒泥质夹层,夹层在单一坝砂体靠近湖岸线方向近似水平分布,在单一坝砂体中心以低角度向湖盆中心方向倾斜。
  在单井生产动态分析和滩坝砂体储层构型研究的基础上,分析滩坝砂体储层不同规模储层构型要素(复合滩坝、单一坝及其内部增生体)控制的剩余油分布模式,并通过三维储层构型建模及油藏数值模拟技术对研究区剩余油分布进行了油藏数值模拟研究,重点分析了研究区内滩坝砂体储层各级构型要素对剩余油分布的控制作用,为油田开发中后期剩余油的挖潜指明了研究方向。
[硕士论文] 梁海鹏
石油与天然气工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:M区块灯四气藏位于川中平缓褶皱带区,是一典型的碳酸盐岩气藏。近年来,因区块储层物性差,产气量较低,气井投产需要酸压改造后方能投产。本文在综合分析影响压后产能的关键工程、地质因素基础上,利用酸压施工过程中的停泵压降数据,建立了一套新的压降评价方法、非稳态和稳态压后产能评价方法,论证了上述方法的适应性和可靠性;最后综合利用上述方法,对M区块灯四气藏酸压改造井的储层改造效果进行了单井评价。本文的研究方法和研究思路为后期灯四气藏储层改造方案设计,提供了一定的技术指导,同时对国内外相似的碳酸盐岩气藏压后效果评价提供了技术参考。本文完成的主要研究内容包括以下几方面:
  (1)利用相关系数法综合分析了影响气藏改造效果的主控工程、地质参数,利用多元非线性回归系数法建立了M区块灯四气藏酸压改造井的压后产能预测数学模型。
  (2)在分析现有G函数压降分析方法的缺点基础上,利用渗流基本理论,建立了碳酸盐岩气藏直井、非对称人工裂缝井井底压力响应数学模型;分析了多种因素对停泵压降数据的影响;最后在上述数学模型基础上提出了停泵注入压降分析方法。利用该方法评价了M区块高、低渗区的单井储层改造效果,分析了不同储层改造工艺对储层改造效果的影响。
  (3)针对压后停泵数据波动大,井口-井底折算误差大问题,利用高通滤波去噪处理算法消除停泵压降数据震荡的影响;利用井筒储集效应变密度处理算法提高了井口-井底压力数据折算的准确性。
  (4)建立非稳态和稳态压后产能评价模型,分析了稳态产能测试数据异常的原因,并确立了相应的异常数据处理方法,对X6井的产能测试异常曲线进行了校正,获得了该井二项式产能方程和绝对无阻流量。
  (5)综合运用各种压后效果评估方法,评价了M区块灯四气藏各酸压施工井的储层改造效果,验证了本文建立的压后效果评价方法的可靠性和准确性。
[硕士论文] 房明
石油与天然气工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:塔河油田奥陶系缝洞型油藏裂缝十分发育,裂缝起到了沟通洞穴和改善渗流性能的重要作用。前期的衰竭式开采使裂缝内孔隙压力降低导致裂缝闭合,供液能力下降;后期注水保持地层能量,裂缝开启沟通远端储集体,提高了供液能力。但是目前塔河油田注水开发存在注水波及率低,水驱动用低和水驱效率低等问题,严重影响了注水开发开启裂缝的效果。在注水开发的过程中,也需要通过控制压力启动或者避免启动已闭合的裂缝。但目前对裂缝的开启过程研究不足,这制约了塔河油田高效的注水开发,更不利于流道调整井组及配套调流剂的设计选择。因此有必要对塔河油田奥陶系裂缝开启过程的特征进行研究。
  本论文通过收集前人相关报告和查阅文献,总结了塔河区块奥陶系缝洞型油藏基本特征。结合完钻井取心资料和成像测井资料,确定裂缝发育层段,对裂缝的产状等参数进行统计和分析。结果表明,储层裂缝以垂直缝和高角度缝为主,走向集中为NW,NE向,裂缝线密度较低。裂缝充填物以方解石为主,少部分为泥质和黄铁矿充填,充填程度较高,裂缝有效性差。裂缝在实际地层条件下受到三轴应力的影响,裂缝的开启与闭合与裂缝面的法向主应力大小以及流体压力有关。并得到裂缝闭合和开启过程中渗透率随有效应力变化的关系,发现低角度裂缝相对于高角度缝更容易闭合,注水比注气更容易使裂缝开启,充填物对裂缝的闭合有阻碍作用。同时,在定围压的条件下测试流体压力对裂缝开启的影响,得到了裂缝开启过程中裂缝渗透率和有效应力的关系,并预测了开启过程中裂缝的宽度变化。最终,基于实验结果并考虑注水摩阻,估算了是裂缝开启的合理注水压力,并结合实验得到的开启过程中裂缝宽度的变化规律,为封堵剂的选择提供建议。
[硕士论文] 冉超
石油与天然气工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:致密储层油气资源潜在储量丰富,开发潜力大,其储层具有低孔低渗、孔隙结构复杂、黏土矿物发育的特点,一般覆压基质渗透率小于0.1×10-3μm2。因此需要采用水平分支井、分段分层压裂等技术来进行增产,但这会使工作液进入储层导致储层受到损害,影响开采效率。国内敏感性及工作液损害评价主要采用行标SY/T5358-2010,但其难以评价致密储层损害,主要是因为孔隙流量很难准确计量甚至无法计量,导致了测量误差大、时间成本高、对实验仪器的要求高等问题。因此迫切需要建立一套致密储层流体敏感性及工作液损害的有效评价方法。
  根据以压力传递原理为基础的液测渗透率模型,构建了致密储层压力传递工作液损害评价实验平台。结合毛细管束理念,建立了致密岩心的三维模型,确定了下游体积与岩心孔隙体积的关系,筛选损害平台下游体积为1mL,并对比不同长度岩心的渗透率稳定性优选了损害评价时所用岩心长度为1cm。整个实验平台由压力传递系统、控制系统、计量系统、模拟系统、数据采集系统组成。
  基于该实验平台,详细确立了敏感性和工作液损害评价流程,把行标中的监测流量改为监测下游压力变化,通过逐渐升高压力梯度的方式进行速敏性评价,并通过由速敏得到的临界压力梯度来确定其他损害评价的压力梯度。在液体损害和返排过程中,通过岩心自吸0.8PV所需时间模拟了损害液体透过岩心的时间以及工作液返排时间,进而初步建立了致密储层压力传递敏感性及工作液损害的评价方法。在评价了川西蓬莱镇组致密砂岩基础物性和岩石学特征的基础上,进行了敏感性和工作液损害评价。评价结果表明:川西蓬莱镇组致密砂岩速敏性中偏弱、水敏性和碱敏性中偏强、盐敏性和酸敏性强;钻井液和压裂液损害率较高,两种工作液返排后渗透率恢复较差。
  对比压力传递法与行业标准法的评价结果,对两种方法的水敏、酸敏、碱敏、钻井液损害率相关性和稳定性进行分析。结果表明压力传递法适用的气测渗透率范围在0.001×10-3μm2~5.0×10-3μm2之间。渗透率在0.001~0.1×10-3μm2时,损害率相关性较弱,压力传递法的测试结果更稳定;在0.1~5×10-3μm2时相关性较强,两种方法的测试结果都比较稳定;在5~10×10-3μm2时,行业标准法更稳定。又统计了不同岩心损害程度的平均符合率为95%,验证了其可靠性。最后对比行标讨论了压力传递法的优劣性,认为压力传递法针对致密砂岩工作液损害评价具有一定的应用潜力,并可以为页岩、煤岩基质工作液损害评价提供一定的指导建议。
[硕士论文] 李丹
油气田开发工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:我国低渗透裂缝性储层天然裂缝发育,部分裂缝可能与水层沟通。在对该类储层进行压裂时,压开后的裂缝可能沟通裂缝性水层,导致含水率急剧上升,生产层无法得到有效动用,甚至停产。为了防止这一现象的发生,在压裂时可加入选择性堵剂,封堵水流裂缝而不封堵油流裂缝。由于低渗透裂缝性储层微裂缝尺寸较小,而常规堵水剂尺寸较大,只能在近井地带形成封堵,无法进入地层深部对微裂缝进行有效堵水,因此我们将目标锁定在小尺寸的纳米堵剂上。近年来纳米堵剂用于调剖调驱对孔隙进行封堵的研究较多,但很少有人将其用于压裂工艺中对裂缝性水层进行封堵的研究。因此通过调研优选出体膨型纳米颗粒作为堵剂,将其用于裂缝封堵性能研究。分析了纳米颗粒的基本性能、封堵机理、封堵性能,推荐了现场施工方案一套。
  在静态实验研究的基础上,开展了纳米颗粒基本性能评价,包括纳米颗粒尺寸大小及形态、分散性、配伍性、膨胀性以及抗盐性。评价结果显示,纳米颗粒初始尺寸小,远远小于微裂缝宽度,满足堵剂“进得去”的要求。与标准盐水及油均有良好的分散性及配伍性,抗盐性能较强。在纯水中具有良好的吸水膨胀性,在油相饱和度为60%以上的主力产层,纳米颗粒膨胀性能差。
  在对常规堵剂封堵机理分析的基础上,系统分析了纳米颗粒的封堵机理。基于颗粒架桥封堵机理,研究了纳米颗粒膨胀后的颗粒尺寸与微裂缝的匹配关系。研究结果表明,纳米颗粒对水流裂缝的封堵机理为电级吸附机理、吸水膨胀机理和极性吸附机理。根据颗粒架桥封堵机理,在裂缝中形成堵塞的堵剂粒径要求大于1/7倍以上裂缝尺寸,初始尺寸为100-150nm的颗粒需膨胀20倍以上才能在微裂缝中形成封堵。
  利用室内岩心流动实验,分析了纳米颗粒的选择性封堵性、注入性能以及耐冲刷性。发现纳米颗粒可选择性地封堵水流裂缝而不封堵油流裂缝,具有良好的选择性封堵性能。纳米颗粒粘度及注入压力低,与标准盐水相当,注入性能良好。在水流裂缝中膨胀4d后的耐冲刷性能良好。
  针对工艺现场,推荐了纳米颗粒用于压裂工艺中封堵裂缝性水层的施工方案一套。
  本文研究成果有助于填补纳米颗粒封堵出水裂缝的空白,并为纳米颗粒在压裂工艺中封堵裂缝性水层的研究提供理论支撑以及为现场施工提供借鉴意义。
[硕士论文] 张舶航
油气田开发工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:春光油田位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市和塔城地区之间,构造上位于准噶尔盆地西侧隆起及车排子凸起东部之间。该油田油藏含油面积小、高孔高渗、边水能量充足,都是强边水小油藏,所以可以将油水边界外视作注水井排,在井网部署时不采用注采井网。
  通过对春光油田多个区块的生产资料进行分析,发现部分区块水淹严重、开发效果不好。经查阅国内外文献认为是井网部署随意性大,没有进行系统科学的井网设计造成的。
  本文以春光油田里的排8区块为例,使用数值模拟软件对生产井类型、井距、排距、初始产油量等进行合理规划,并在此基础上进行开发井网优化方案的设计。而井网优化方案包含全直井方案、全水平井方案、混合井网方案三大类。
  通过油藏数值模拟对井网优化方案进行生产预测,通过比较三大类方案和实际方案的累产油、采出程度、最终采收率等参数并结合经济评价,筛选出最合理的方案是混合井网方案。再根据最优井网方案部署规则、思路和特点,进行强边水小油藏井网优化总结,以此为今后类似油藏的井网部署提供坚实的理论依据。
[硕士论文] 翟培城
安全工程 山东科技大学 2018(学位年度)
摘要:我国煤层气资源赋存条件复杂,高应力、构造煤、低渗透性煤层气资源占比高。虽然采用各种压裂技术可以短期内提高煤层透气性,但后期浓度变化大造成产气量衰减,制约煤层气大规模工业开采。煤层气开采过程涉及孔隙流体多尺度运移。在微尺度下在煤基质微孔隙内气体发生吸附/解吸-扩散,而在宏细观尺度下煤裂隙气体以达西流动为主。对于煤层气产量预测方法多数是先根据煤渗透率计算流量,再确定累计产气量。因此,研究气体运移过程中煤渗透率变化规律对于预测煤层气产量与煤矿瓦斯治理至关重要。
  煤的渗透率表征煤体传导流体能力。由于煤具有双重孔隙结构,通常将煤渗透率归为煤裂隙渗透率。虽然已有研究不仅考虑外部应力与整体应变对渗透率影响,还考虑吸附膨胀/解吸引起煤基质变形,但忽视有效应力影响下煤裂隙变形与基质变形相互协调对渗透率的影响。相比存在于裂隙中的渗流过程,基质中气体扩散过程需要较长时间才能达到平衡状态,这将导致基质孔隙压力滞后于裂隙孔隙压力变化。这种在基质与裂隙之间出现有效应力不同步变化将使基质变形影响裂隙开度,进而改变煤的渗透率。为此,本论文围绕煤基质气体扩散对渗透率影响,利用自主研制煤层气渗流测试系统开展煤渗透率实验研究,探讨孔隙压力变化对煤裂隙-基质系统响应规律。主要的研究工作以及取得的成果如下:
  (1)开展孔隙压力对煤体变形实验,研究气体渗流-扩散过程对煤体变形影响规律。通过对煤样注入氦气,观测到煤体变形过程与气体运移过程紧密相关。无论煤体处于固定位移边界约束,还是恒定应力边界约束,在注气过程中,气体渗流都可导致煤裂隙开度增大,气体扩散导致煤基质膨胀。在固定位移约束下,煤体变形表现为先膨胀后收缩。在恒定应力约束下,煤体变形表现为两阶段膨胀。随着注气压力升高,从渗流膨胀到扩散膨胀的转换时间缩短,基质扩散时间相应延长。
  (2)开展煤渗透率随时间演化实验,研究有效应力与滑脱效应对煤渗透率的影响规律。首先建立了煤裂隙-基质相互模型,获得煤基质与煤裂隙力学参数。其次,基于瞬态法测试方法,在保持外部应力不变条件下观测到随着注气压力逐级升高,煤渗透率升高;而在注气压力不变条件下,煤渗透率随时间呈现出先增加后降低趋势。该结果证实煤体内双重有效应力对煤渗透率影响。此外,利用稳态法测试方法,观测到随着孔隙压力降低煤渗透率受有效应力与滑脱效应控制。
  (3)开展恒定体积条件下注气过程中煤变形和渗透率实验,研究在固定边界条件下煤基质-裂隙相互作用对渗透率演化响应规律。观测到当注入氦气后煤体的局部应变出现快速膨胀后逐渐收缩,收缩应变与膨胀应变比值在0.5。根据煤裂隙-基质系统的几何模型(火柴棍模型),推导在恒定体积约束条件下受局部应变控制的渗透率模型。通过对比煤渗透率的实验数据与模型预测值可以发现,Ma-Harpalani模型由于忽视裂隙压力与基质压力差值,会过高估计渗透率。而局部应变模型可以较好预测渗透率。此外,证实在气体非稳态流动过程中,Biot系数取值小于1能够较为准确描述煤裂隙-基质系统压力对渗透率的影响。
[博士论文] 田园媛
油气田开发工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:页岩中大量存在的纳米孔隙造成了页岩气赋存及开采方式的特殊性。明确纳米孔隙内甲烷吸附规律及其影响因素是指导页岩气储层生产的重要理论基础。本文建立了页岩主要粘土矿物伊利石、蒙脱石及高岭石,以及有机质的平板型孔隙模型,采用分子模拟方法模拟了不同温度、压力、孔隙大小条件下各类吸附剂纳米孔隙中的甲烷吸附以及二氧化碳/甲烷竞争吸附规律,明确了甲烷绝对吸附量的计算方法。以分子模拟为手段,借鉴页岩储层参数建立流动模块,并结合粘土矿物孔隙分布特征,分析计算了不同粘土矿物的导流能力、页岩储层注二氧化碳生产的采收率。
  模拟计算结果表明,粘土矿物微孔内甲烷吸附以微孔填充为主,有效孔隙体积内各处的甲烷密度均高于同等温度压力条件下的体相密度。而中孔内的甲烷表面吸附特征明显,纳米孔隙壁面形成较强的吸附单分子层。孔隙中心为自由相,其密度为同等温度压力条件下的体相密度。依据甲烷密度分布曲线特征划分了纳米孔隙内甲烷分布的吸附相及自由相。通过对比分析确定了基于过剩吸附量及吸附相体积的绝对吸附量计算方法优于基于过剩吸附量及吸附相密度的计算方法。甲烷吸附量计算结果表明,随着温度的增加甲烷吸附量逐渐减小,过剩吸附量随着压力的增加呈现先增加后减小的趋势,过剩吸附量在15MPa左右达到最大值;而绝对吸附量随着压力的增加呈持续上升趋势,高压区上升幅度有所减缓。由于表面吸附的特征,粘土矿物类型及孔径大小对吸附量的影响不大。
  与甲烷单组份吸附不同,二氧化碳/甲烷竞争吸附中由于二氧化碳四极距性质,其吸附作用远强于甲烷吸附。从竞争吸附选择性系数来看,温度对竞争吸附的影响不大;而随着压力的增加选择性系数逐渐减小,在压力高于15MPa后选择性系数变化趋于平缓;不同粘土矿物模型中的选择性系数对比结果显示,蒙脱石中二氧化碳选择性系数最大,伊利石次之,高岭石模型中的选择性系数最小;孔隙大小也会在一定程度上影响选择性系数,微孔中二氧化碳吸附的选择性系数较高,随着孔径的增加,二氧化碳在竞争吸附中的选择性系数减小;此外,随着二氧化碳比例的增加,选择性系数逐渐减小。从绝对吸附量来看,竞争吸附中的甲烷及二氧化碳同样表现出吸附量随着温度升高逐渐减小,而随着压力的增加逐渐增加的变化趋势。由于存在离子交换,伊利石及蒙脱石纳米孔隙模型中的甲烷吸附量低于高岭石纳米孔隙模型中的吸附。而在低压区高岭石中的二氧化碳吸附量小于伊利石及蒙脱石中的吸附量,但在压力达到10MPa之后高岭石中的吸附量显著上升,且在高压区基本与蒙脱石模型中的吸附量持平。竞争吸附模拟研究为注二氧化碳驱替甲烷提高页岩气采收率提供了理论基础。基于物质平衡原理,评估了注入二氧化碳达到给定体相密度摩尔比后地层压力恢复的上限值。结合分子模拟结果及开采方式分析表明,在固定体相密度摩尔比的条件下,随着温度的增加下注二氧化碳后被置换甲烷比例有所增加但涨幅不大;而在温度固定的条件下提高二氧化碳的体相密度百分比可有效提高二氧化碳置换甲烷效率。
  分子模拟研究提供了精确的纳米孔隙内甲烷分布参数,对划分纳米孔内甲烷流动类型具有重要意义。基于分子模拟获得的参数,以克努森系数为指标划分了粘土矿物纳米孔隙内甲烷的流动类型,并探讨了流动类型变化的临界压力与孔隙大小的关系。甲烷单组份吸附及二氧化碳/甲烷竞争吸附中的临界压力与孔径均呈良好的幂函数关系。计算结果表明,纳米孔隙内主要发生分子扩散、自由相气体滑流、自由相气体过渡流、自由相气体克努森扩散以及考虑吸附的表面扩散。流动类型的变化与孔隙大小、压力条件及纳米孔隙内流体性质密切相关,结合实际粘土矿物样品的孔径分布与孔隙体积参数,绘制了不同粘土矿物的表观渗透率曲线。计算结果显示三种粘土矿物的表观渗透率曲线随压力的变化趋势一致且差异不大。在较高压力条件下三种矿物的表观渗透率均在100-150nD之间,且随压力的变化幅度不大;而在低压条件下,表观渗透率随压力的变化幅度急剧增加,数值分布在150-400nD之间。自由相体积减少、自由相密度减小、流体粘度减小、绝对吸附最大吸附量与兰氏压力比值的减小的综合作用下,二氧化碳/甲烷竞争吸附条件下的表观渗透率低于甲烷单组份吸附条件下表观渗透率。
  参考实际页岩储层参数建立模拟计算模块,综合表观渗透率与纳米孔隙内甲烷赋存量变化特征研究分析了甲烷采收率的变化规律及其影响因素。降压开采方式的采收率在1.47%-2.36%之间,当向孔隙中注入二氧化碳后提高的采收率百分比在1.31%-37.84%之间,表明注二氧化碳驱替甲烷是提高页岩气采收率的有效方法。
[博士论文] 韩旭
油气田开发工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:碳酸盐岩储层油气藏开发相关技术经过长期的发展,时至今日逐渐积累出一套以酸化压裂为主的储层改造技术,其最终目的就是形成具有一定导流能力的酸蚀裂缝。针对酸蚀裂缝导流能力问题的研究,需要与闭合应力紧密关联,因此闭合应力条件下的酸蚀面力学性能成为本文研究的核心问题。
  经过酸蚀后,裂缝表面岩石的微观结构被酸液溶蚀破坏,矿物颗粒本身及其粒间胶结物的溶蚀将会降低岩石强度,出现表层岩石的软化现象。被软化的表层岩石与内部岩石相比有着较高的塑性和更低的嵌入强度,这一力学性能的差异将对微观尺度下的酸蚀缝面接触形态产生一定影响。
  通过酸蚀岩心的三轴压缩力学实验和酸蚀岩样品薄片边缘形态的观察,对酸腐蚀岩石软化现象进行了验证,总结了酸对岩石宏观力学性能和微观形态的影响。研究表明,和未酸蚀样品相比所有酸蚀过的岩心其最大抗压强度以及弹性模量均有明显下降。薄片观察中发现白样薄片边缘在低放大倍数下平直整齐,整体边界完整连续;酸蚀样品边界在低放大倍数下即可观察到明显的锯齿状、港湾状溶蚀边,而在高放大倍数下矿物颗粒则呈现破碎离散的形态。
  采用维氏硬度计研究酸蚀条件与酸蚀样品表面硬度的关系,并借助扫描电镜进一步深入探讨了不同酸蚀条件下软化层的厚度。石灰岩表面维氏硬度的测量得到了不同酸蚀条件下岩石样品的酸蚀软化层厚度及基本力学参数。实验过程中发现维氏硬度计的压头在较大载荷下出现样品硬化现象,证明酸蚀软化具有一定厚度并且可被金刚石压头突破。在电镜观察过程中,发现酸液浓度、驱替压力和酸蚀时间的增加可致酸蚀特征的出现深度也不断增加。所有样品的软化层厚度都体现出明显的空间分布不均匀特性,主要受大颗粒以及酸不溶矿物包绕的影响。
  对有酸蚀软化层的蚀裂缝壁面进行有限元数值模拟,得到了一定闭合应力下的闭合缝宽变化规律,通过总结发现,缝面闭合后的闭合缝宽受软化层厚度以及初始缝宽度的影响,并且在某些条件下出现了缝面完全闭合的情况。统计发现,随着初始缝宽的逐步减小,70MPa闭合应力下4mm初始缝宽并带有300μm软化层的情况最先出现完全闭合,初步认定4mm为裂缝完全闭合的临界初始缝宽,初始缝宽小于4mm的闭合情况还需视闭合应力与软化层厚度的组合情况而定。
  在所建立的软化层导流能力模型基础上,以计算导流能力等于0为标准,划分了需考虑软化层影响的边界条件:初始缝宽落在各边界左侧,且同时有软化层厚度落在边界上方的情况下才需要考虑软化层的影响。特别指出10MPa闭合应力下无论软化层厚度与初始缝宽取何值,都不需考虑软化层的影响。
  建立了工程条件导流能力模型,并通过将其与软化层导流能力模型进行等效折算,得到特定施工参数下的导流能力、初始缝宽以及软化层厚度沿缝长方向上的分布,再结合软化层影响边界条件判定图版得到考虑软化层存在的有效导流距离。计算发现有效导流距离小于现行通用的酸液有效作用距离,说明在某些条件下需要考虑软化层的影响,才能对酸蚀裂缝导流能力做出正确评估。
[硕士论文] 张万茂
石油与天然气工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:苏东区块经近10年的粗放式开发管理,其地层压力与动储量认识不够深入准确,难以对苏东区块开发调整提供准确的数据支撑,因此有必要对苏东区块地层压力和动储量评价方法进行深入研究。本文以现有地层压力和动储量评价方法为基础,针对具体气井优选出适合的地层压力和动储量的评价方法,准确评价苏东区块地层压力和动储量等关键参数,并在此基础上开展经济可采储量评价,提出气田开发指标预测数学模型。本文的研究成果对准确获取苏东区块地层压力和动储量具有较大的指导性。本文主要研究内容包括以下几个方面:
  (1)对现有地层压力评价方法进行了调研,分析了不同评价方法在苏东区块的适应性,综合运用物质平衡法、拟稳定数学模型评价方法、现代产量不稳定分析法、改进井口压力折算法等四种方法评价区块地层压力,分析了区块历年地层压力变化特征、压力降落和单位压降产气量平面分布特征,分析了不同参数对单位压降产气量的影响。
  (2)对现有的动储量评价方法进行了调研,分析了物质平衡法、改进压降曲线法、产量累积法、现代产量不稳定分析法等动储量评价方法在苏东区块的适应性,在此基础上综合应用上述方法对苏东区块单井动储量进行了准确评价,分析了区块动储量平面分布特征、利用单井动态控制储量的大小分类结果,对苏东区块采气井进行了分类评价,并分析了影响储量大小的主要工程、地质因素。
  (3)对现有废弃压力参数分析方法进行了调研,明确了经济-产能方程-井底流压法、经验取值法、气藏埋深计算法等方法确定苏东区块废弃地层压力,并确定了单井经济可采储量的大小。
  (4)在现有经济可采储量评价基础上,利用斯皮尔曼和灰色关联等数学模型,建立了经济可采储量预测模型,论证了斯皮尔曼和灰色关联预测模型的可靠性,本文建立的预测模型对苏东区块经济可采储量预测具有一定的指导性,同时对国内外类似气藏的经济可采储量预测具有一定的借鉴意义。
[硕士论文] 董济生
石油与天然气工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:近年来,随着中国经济高速发展,能源消耗与日俱增,常规油气资源经开发难度不断增大,产能已不足以满足需求,油气供需矛盾日益凸显。作为石油接替资源的非常规致密油藏储量丰富,越来越受到人们的重视。致密油藏渗透率低,一般不具有自然产能,目前主要采用压裂水平井衰竭式开发,开发过程中遇到了产量递减快,采收率低等问题,因此需要对开发特征进行分析。
  本文以胜利油田东营凹陷樊154区块沙河街组致密油作为研究对象,调研并总结国内外致密油开发特征研究现状,在此基础上研究樊154区块地质资料与生产开发资料,分析开发特征与开发效果影响因素,运用Arps递减规律计算产量递减率,进行开发阶段划分和采收率计算。通过研究取得了以下成果和认识:
  (1)东营凹陷樊154区块油藏储层平均孔隙度为15.7%,平均渗透率为0.51×10-3μm2,属于中孔致密砂岩油藏。
  (2)樊154区直井生产开发产能较差,产量递减快,生产两年后平均日产油量为1吨,生产曲线呈“产量递减—低产稳定”两段式特征,注水开发效果不理想。
  (3)水平井产量递减速度相对直井较慢,单井平均前三年累计产量是直井的4倍以上,生产曲线呈“快速递减—递减过渡—缓慢递减”三段式特征。注入水对水平井开发产量影响较大,将水平井注水受效情况根据产量以及动液面变化特征分为强、中、弱三种类别。
  (4)Arps递减规律对樊154区致密油产量递减阶段适用性较好,拟合误差在5%以下。运用经验公式法和曲线递减法综合预测最终采收率为8.8%,最终累计产油26.8万吨。
  (5)樊154区块致密油开发效果主要受开采井型、完井方式、水平段长度、压裂段数、施工质量、油田注水以及生产制度的影响。
[硕士论文] 杨涛
地质工程 山东科技大学 2018(学位年度)
摘要:中国近些年新增的探明储量中,低渗油藏占比大,显示出巨大的潜力。王龙庄油田T83断块经过20多年的开发,目前已处于高含水阶段,由于沉积、储层的复杂性和认识的阶段性,导致主力油层水淹程度高、剩余油认识不清、开发调整不完善等问题,主要表现在平面、垂向上矛盾突出;部注入水驱替效果差,油井受效不均衡等。针对上述问题,急需进行对T83断块进行更加深刻的研究,解决实际生产中的矛盾,提高油藏采出程度。
  本次研究主要从精细油藏描述与剩余油挖潜对策的角度出发,主要包括层序地层学研究、沉积微相研究、储层综合评价、三维地质建模、油藏数值模拟、剩余油分布特征分析以及挖潜对策调整等几个方面,为T83断块下一步实施开采夯实基础。
  根据T83断块的测井曲线响应形态,结合最大熵谱分析技术,将研究区目的层段阜二段Ⅱ亚段分为2个小层,Ⅲ亚段分为6个小层,并建立了高分辨率层序地层格架,进行了典型井的小层对比。结合T83断块的岩心照片、沉积相标志及单井相分析,研究表明阜二段主要发育滩坝相沉积,微相为砂滩、砂坝,沉积物源主要来自于西部的张八岭隆起。运用地质学统计分析方法,利用变异系数、突进系数、级差等参数表征了储层的非均质性。研究表明阜二段非均质性较严重。对研究区内裂缝发育特征进行分析,发现研究区裂缝的主要发育方向为北东向。结合三维地质建模、油藏数值模拟技术,对王龙庄油田T83断块的水驱历史进行拟合之后,分析了剩余油的分布特征,提出挖潜剩余油的措施,并对剩余油的挖潜效果进行了评价。
[硕士论文] 贾艺博
油气田开发地质 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:文安油田主要有4个典型的断块油藏,本文通过各断块统层对比研究,对小层进行了进一步的精确对比,在同一沉积背景、同一标准层的前提下建立了小层统一划分方案;通过对各断块沉积相研究,描述了各断块沉积特征;在统层对比和沉积相研究成果的基础上,描述了各断块储层物性特征;核实了各断块油藏地质储量,并对各层地质储量进行了评价;利用产液剖面数据以及地层系数对各单井进行了产量劈分,利用累积产量曲线法计算单井剩余油可采储量,并计算了单井、单层的剩余油潜力系数,利用Surfer软件展布和绘制了各小层剩余油潜力系数的分布图,然后对其剩余油成因进行分析,最后利用Eclipse数值模拟软件对单层剩余油挖潜措施进行了理论模拟。
  文安油田各断块均距物源较远,砂体分布较发育于各油组顶部,储层具有构造、储层同向叠合变化的特征,断层一线构造位置高,储层厚度大。沉积微相对物性的分布具有一定的控制作用,砂体的平均孔隙度、渗透率变化,各油组顶部高、底部低,有随埋深增大而减小的趋势。主力小层均位于各油组的顶部,油层连片分布,含油面积较大(大于0.3876km2),有效厚度较厚(大于2.05m),含油饱和度较高(大于50.46%),形成顶部含油好于底部的特征。主要的剩余油成因类型有注采井网不完善型剩余油、井间平衡剩余油、平行断层夹持条带性型剩余油、断棱型剩余油、断层交叉切割型剩余油、岩性断层复合型剩余油、层间干扰型剩余油和层间韵律型剩余油等。主要的剩余油主控因素有古水流方向与主断层走向正交、主断层切割、断层交叉切割、致密岩性遮挡、构造狭长注水无纵深、沉积造成薄注厚采、边水能量不足、非主力层太差和非均质性严重等。
[硕士论文] 刘哲
石油与天然气工程 成都理工大学 2018(学位年度)
摘要:弱挥发性碳酸盐岩油藏是一种特殊类型的油藏,既具有挥发性油藏所特有的流体性质,又具有碳酸盐岩油藏所特有的复杂地质结构。挥发性油藏作为一种具有特殊流体性质的油藏,其组分和常规黑油组分之间存在较大差异,这也决定了挥发性油藏的开发和常规黑油油藏的开发有很大的区别;碳酸盐岩油藏的储集空间主要以裂缝、孔洞、溶洞为主,是一种具有较强非均性的复杂类型油气藏,因此,对于此类油藏的开发难度较大,但是鉴于碳酸盐岩油藏蕴藏着可观的油气储量,因此对于此类油藏的开发,仍具有重要的意义。
  本文以顺北1井区奥陶系中-下统,弱挥发性断控缝洞型碳酸盐岩油藏为研究对象,在国内外挥发性油藏和碳酸盐岩油藏研究现状调研的基础上,为确定其合理开发方式,以地质特征及开发特征分析为基础,借助油藏数值模拟技术,进行弹性开发模拟研究、注水开发模拟研究、注气开发模拟研究,从而确定了研究区的合理开发方式,本文取得主要以下成果:
  (1)通过对研究区地质资料的分析,了解了储层的构造形态和储集体特征;依据立体雕刻资料分析,将研究区划分为三个规模较大的断溶体;根据干扰试井及折算压力将研究区划分为三个连通体;通过PVT分析、流体性质、温压系统等参数分析了研究区弱挥发性油藏的特征;利用容积法计算区块的储量,考虑到研究区的实际情况,分别建立不同的介质模型,用试井法计算典型单井储量。
  (2)通过分析研究区的生产动态资料,了解研究区的历史生产状况;通过分析试采阶段的产能,确定研究区的平均油井产能为中产能井级别;通过调研适合研究区的采收率标定公式,标定研究区的采收率;通过分析各单井的产量递减状况,求出各单井的平均月递减率。
  (3)通过文献调研并考虑研究区的实际情况,探讨出适合研究区的开发方式,利用油藏工程方法对研究区开发的技术政策界限进行研究;利用数值模型方法,设置对比开发方案,分别设置弹性开发方案、注水开发方案、注气开发方案进行模拟研究,并优选出合理的开发方式;根据上述的研究结果,部署新井,完成对方案的部署。
[博士论文] 孙浩洋
物理化学 山东大学 2018(学位年度)
摘要:随着全球能源的日益紧缺以及能源需求的急剧增长,对非常规油气藏的开采越来越受到重视。页岩气作为新一代的战略能源已经在全球掀起了新一轮的能源革命。页岩储层由于其超低的孔隙度及渗透率,具有“自生自储”的特点,绝大多数的气体以吸附态的形式吸附储存于页岩的纳米孔隙当中,因此增加了其开采的难度。水力压裂是目前应用最广的页岩气开采技术,虽然取得了较好的效果,但也带来诸多问题,且无法很好应用于水敏性地层。近来,一种新型无水压裂技术——二氧化碳提高页岩气采收率(CO2-EGR)技术,不仅能够实现页岩气的增产,同时还能实现对CO2的埋存,减缓温室效应,最终实现经济效益和环境效益双赢的效果,因此引起了极大的关注。
  由于目前对于页岩气开采的研究大都停留在宏观层面,对于气体在页岩纳米孔隙中的吸附、扩散、运移等微观分子水平的行为规律研究较少,这些关键理论认识的缺乏,严重阻碍着页岩气开采技术的发展与应用,因此亟需开展相关理论机制研究。由于页岩组成的复杂性,以及页岩气开采过程中复杂的作业环境,很难从实验上得到准确的认识,尤其是无法得到微观层面的信息。因此,分子模拟便成为探究页岩气开采过程中分子的微观行为规律从而为技术应用提供指导的有效手段。
  本论文运用分子动力学(molecular dynamics,MD)、巨正则蒙特卡洛(grand canonical Monte Carlo,GCMC)模拟的方法,并结合密度泛函理论(density functional theory,DFT),详细探究了CH4与CO2气体在页岩典型组成纳米孔隙中的微观状态及行为规律,揭示出CO2与CH4在各种不同组成的纳米孔隙中竞争吸附的普遍性,并探讨了CO2驱替页岩纳米孔隙中残留CH4的效率和微观机制。同时在此研究的基础上,受到CO2与某些材料有着较强相互作用这一研究结果的启发,本论文进一步对CO2-EGR的上游技术——二氧化碳的捕集,进行了基于天然有机和无机矿物构建孔隙介质捕集二氧化碳的探索。本论文的主要研究内容及创新成果归纳如下:
  第一部分:从微观分子水平探究了CH4与CO2气体在页岩典型组分的纳米孔隙中的微观状态及行为规律。分别考察了CH4与CO2气体在干酪根、石英、蒙脱石、方解石以及混合组分纳米孔隙中的吸附及扩散性质。发现CO2在各种组成的纳米孔隙中的吸附能力均强于CH4,而自扩散能力比CH4弱。吸附在纳米孔隙中的CH4气体,只有部分可因压力梯度的驱动从孔隙中扩散出去,而相当含量的气体即使在较大的压力梯度下依然吸附于纳米孔隙当中,剩余气体的含量既与孔隙介质的组成和尺寸有关,也与温度和压力有关。不同组成的纳米孔隙中CH4与CO2的微观状态和分子行为的主要研究结论如下:
  1.在干酪根纳米孔隙中,CO2在孔隙表面的吸附能力比CH4更强,且CH4和CO2分子倾向于吸附在干酪根分子的不同部位。吸附于干酪根矩阵中的气体的自扩散能力最弱,而吸附于孔隙中心部位的气体的自扩散能力最强。干酪根纳米孔隙中的CH4气体随外界平衡压力的降低可以逐渐扩散出去,如在323K下孔隙内压力为20MPa环境压力为5MPa时,孔隙中约有68%的CH4分子可以扩散运移出去,而剩余的气体绝大多数吸附于孔隙的表面,滞留在孔隙中。
  2.在不同尺寸的石英纳米孔隙中,考察了CH4与CO2在石英纳米孔隙的吸附性质,发现随着孔隙尺寸的变化,CH4与CO2在石英纳米孔隙中的吸附行为有所不同。CH4与CO2气体的自扩散能力均随着孔隙的增大而逐渐增强,但增大的程度不同,向孔隙外扩散运移的能力随着孔隙尺寸的增大而不同程度地增强。在323K下,孔隙内和环境压力分别为20MPa和3MPa时,直径为0.65nm的孔隙中吸附的CH4约有55%可以扩散出去,而在孔径为3nm的孔隙中吸附的CH4气体约有80%可以扩散出去。通过对石英孔隙表面进行不同程度的疏水改性,改变孔隙表面的亲疏水性对CH4及CO2在石英纳米孔隙中吸附与扩散性能的影响,发现CH4倾向吸附于孔隙疏水表面,而CO2倾向吸附于孔隙的亲水表面,CH4从孔隙中向外扩散的能力随孔隙表面疏水性的增强而逐渐减弱。
  3.在蒙脱石和方解石纳米孔隙中,CO2在孔隙中的吸附能力均明显强于CH4,尤其在方解石纳米孔隙中,CO2与方解石表面具有极强的相互作用,导致CO2气体可快速地吸附于方解石孔隙表面,直至达到近饱和吸附状态。在压力梯度的驱动下,蒙脱石和方解石孔隙中的CH4气体也可以扩散出去,迁移率随着孔隙外环境压力的降低逐渐增强。在323K条件下,压力从20MPa降至5MPa以下时,分别有59%及65%以上的CH4气体可以从蒙脱石及方解石纳米孔隙中扩散出去,剩余的CH4气体则仍然吸附于纳米孔隙中。
  4.选取石墨烯作为表面为疏水性的有机组分的代表,选取石英与方解石作为无机组分的代表,两两组合构建三种不同组成的混合组分纳米孔隙,研究CH4与CO2在混合组分纳米孔隙的吸附行为。发现CH4倾向吸附于石墨烯的表面,而CO2气体在方解石表面吸附最强。且气体在不同组分表面的吸附距离不同,这是由孔隙表面电荷分布以及孔隙表面粗糙度共同影响的结果。非常有趣的是,发现CO2气体在不同孔隙表面存在着不同的吸附倾角。总的说来,CH4气体在石墨烯表面的自扩散性能最弱,而CO2气体在方解石表面的自扩散性能最弱。
  第二部分:通过研究CO2和CH4混合体系气体分子在各种不同组成的纳米孔隙中的吸附行为,从微观分子水平揭示了CO2/CH4在页岩纳米孔隙中的竞争吸附特性,并通过以CO2驱替孔隙中残留的CH4,考察了CO2促进CH4迁移的效率及微观机制。发现CO2/CH4在各种纳米孔隙中的竞争吸附普遍存在,不同组成的纳米孔隙中残留的CH4气体均可被CO2驱替出来。在不同的纳米孔隙中,其竞争吸附程度不同,驱替效率存在着一定的差异。不同组成的纳米孔隙中CO2/CH4竞争吸附以及CO2对CH4的驱替性质的研究结论如下:
  1.在干酪根纳米孔隙中,CO2在干酪根分子上的吸附能高于CH4,在干酪根纳米孔隙中存在着明显的CO2/CH4竞争吸附,气体竞争吸附的能力随着温度的升高逐渐减小,随着压力的增大呈现先减小后增大的趋势。CO2可以将干酪根纳米孔隙中残留的CH4驱替出来,在323K、20MPa的条件下,其驱替效率可达84%,由于吸附于干酪根矩阵中的少量CH4气体分子很难被驱替出来,因此这几乎是干酪根纳米孔隙中CH4气体采收效率的极限。
  2.在不同孔径尺寸以及表面不同亲疏水性的石英纳米孔隙中,考察了CO2与CH4的竞争吸附行为以及CO2驱替CH4的效率。发现CO2/CH4竞争吸附能力随孔隙增大而减小,随孔隙表面亲水性的增强而增大。CO2对CH4的驱替效率随孔隙尺寸的增大而增强,随孔隙表面亲水性的增强而增强。
  3.在蒙脱石纳米孔隙中,CO2/CH4的竞争吸附十分显著,其竞争吸附能力随着压力的增大和温度的升高而减小。CO2将吸附残留在蒙脱石纳米孔隙中的CH4驱替出来的效率随着驱替压力的增大而增强,在323K的条件下,当驱替压力大于15MPa时,其驱替效果达到最大值83%。
  4.由于CO2与方解石的强相互作用所致,CO2/CH4的竞争吸附在方解石纳米孔隙中非常强,尤其在吸附初期阶段尤为明显。并且在吸附初始阶段,高温有利于竞争吸附的发生。虽然CO2/CH4竞争吸附能力也随着压力的增大逐渐降低,但在较大的压力范围内,CO2均可以非常有效地将方解石纳米孔隙中的CH4驱替出来,在323K、20MPa的驱替条件下,其驱替效率可达90%以上。
  第三部分:基于前述研究结果,从微观层面探究了基于天然有机物(沥青)及无机矿物(方解石)构建的纳米孔隙用于捕集烟道气中CO2的微观机制。通过考察CO2与N2在沥青、方解石纳米孔隙中的吸附、自扩散行为以及竞争吸附特性,发现这两种吸附剂均具有较好的从烟道气中捕集CO2的能力,在自烟道气捕集二氧化碳方面具有应用潜力。具体研究结果如下:
  1.沥青纳米孔隙捕集烟道气中CO2的微观机制。研究发现,CO2在沥青单元分子上的吸附能力强于N2,说明CO2与沥青纳米孔隙具有更强的相互作用,因此在沥青纳米孔隙中CO2/N2竞争吸附趋势十分显著,其竞争吸附能力随着吸附压力的增大以及温度的升高而逐渐减弱。研究结果表明,沥青在构建CO2捕集材料方面有一定的潜力。
  2.方解石纳米孔隙捕集烟道气中CO2的微观机制。研究发现,CO2与N2在方解石纳米孔隙中随着孔径变化呈现不同的吸附特性。相比较N2而言,由于CO2与方解石的强静电相互作用,CO2在方解石表面具有非常强的吸附能力,因此在方解石纳米孔隙中存在着非常明显的CO2/N2竞争吸附,其竞争吸附能力随着压力的增大以及孔径尺寸的增大而逐渐减弱。研究结果表明,采用方解石在构建CO2捕集材料方面有很好的潜力。
  综上所述,本论文从微观分子水平详细探究了CH4、CO2、N2气体在不同纳米孔隙中的微观状态及行为规律,揭示了CH4与CO2气体在模拟页岩纳米孔隙中的吸附、扩散、CO2/CH4竞争吸附以及CO2驱替CH4的微观机制,旨在为进一步认识页岩气的存储状态及CO2-EGR技术提供有效的理论指导。与此同时,本论文对基于天然有机和无机矿物的孔隙介质捕集CO2进行的探索,揭示了CO2与N2在这些纳米孔隙中的吸附、自扩散及CO2/N2竞争吸附的微观机制,可为合理选择吸附剂用于捕集烟道气中CO2提供一定的理论指导。
[硕士论文] 刘纪阳
固体力学 山东大学 2018(学位年度)
摘要:自1947年水力压裂技术试验第一次取得成功以后,经过70余年的发展,已经成为了一项应用广泛的开采工艺。为确保这项技术的成功施行,预测水力裂缝的扩展行为是非常必要的。影响水力裂缝扩展的因素有:岩层种类、水平应力差、天然裂隙种类、数量和位置等。
  本文主要研究天然裂隙位置对于水力裂缝扩展规律的影响,采用真三轴水力压裂试验系统对含预置裂隙试块进行多组水力压裂试验,预置裂隙分为平行井筒和垂直井筒两种形式。预置裂隙平行于井筒时,含预置裂隙的类岩石试件分为两组,每组预置裂隙的形式均为单一裂隙,第一组试件含有一条预置裂隙,第二组的类岩石试件中则含有两条预置裂隙,基于以上两大组工况,研究预置裂隙与井筒之间的距离对水力裂缝扩展规律的影响。预置裂隙垂直井筒时,含预置裂隙类岩石试件仍分为两组,第一组预置裂隙的形式仍然为单一裂隙,第二组预置裂隙则变为交叉裂隙,研究不同的预置裂隙形式下,预置裂隙到井筒的距离对水力裂缝扩展规律的影响。
  试验结果表明,预置裂隙到井筒之间的距离对水力裂缝的扩展有很大的影响;预置裂隙平行于井筒与预置裂隙垂直于井筒的两种情况下,水力裂缝的扩展规律也不尽相同。在预置裂隙平行于井筒情况下,预置裂隙在不同位置下对水力裂缝扩展规律的影响总体上都可以被分为三大类。当预置裂隙距离井筒较近时,水力裂缝会向预置裂缝的裂尖扩展,并被预置裂隙捕捉;而当预置裂缝开始远离井筒时,预置裂缝裂尖仍然是影响水力裂缝扩展的主要因素,水力裂缝向预置裂隙裂尖扩展后,经过裂尖并朝最大水平主应力方向扩展;当预置裂隙距离井筒很远时,水力裂缝会向预置裂隙的中间位置扩展,而不再是裂尖方向。在预置裂隙垂直于井筒的情况下,当预置裂隙距离井筒较近时,水力裂缝起裂后会直接穿过预置裂隙扩展;当预置裂隙远离井筒时,水力裂缝穿透预置裂隙扩展的能力减弱,水力裂缝从预置裂隙两侧绕过(单一裂隙)或沿着预置裂隙两侧扩展(交叉裂隙)。
[硕士论文] 董雯婧
环境科学与工程 山东大学 2018(学位年度)
摘要:近年来,为了提高原油开采率和满足我国石油需求量,强化采油技术在各大油田中得到推广应用。其中三元复合(ASP)驱采油技术更是表现出了优异的驱油能力,但也使得油田采出水的性质发生较大变化。由于三种驱油剂的残留,三元复合驱采出水乳化程度增强,传统处理技术并不能满足油田废水回注或排放的需求。所以针对三元复合(ASP)驱采出水新处理技术的研究已成为广大学者们亟待解决的课题。本文利用原位生成氢氧化镁(IFM)技术实现ASP驱采出水中乳化油的高效去除。IFM则是通过湿沉淀法直接在ASP驱采出水中得到,在IFM发生沉淀的同时有效地去除水中乳化油。本文具体研究了投加量、接触时间、pH、驱油剂三组分浓度、反应温度和初始含油量等因素对采出水中乳化油处理效果的影响,对IFM和IFM吸附油珠后沉淀物(IFM-EOs)进行一系列表征(显微照片、扫描电子显微镜、透射电子显微镜、X射线衍射技术和傅立叶红外光谱),并结合zeta电势的测定和Visual MINTEQ化学平衡模拟软件探究吸附机理。研究结果表明:
  (1)本文比较了三种投加方式对模拟ASP驱采出水中乳化油去除效果的影响。研究结果表明与异位生成氢氧化镁相比,原位生成氢氧化镁(IFM)具有极高的表面自由能、巨大的比表面积和活跃的吸附位点,对ASP驱采出水中乳化油表现出高效的处理效果。
  (2)本文考查了吸附剂投加量、接触时间和pH等实验因素对采出水中乳化油去除效果的影响。当MgCl2投加量为1g/L,接触时间为8min,平衡pH为11.0时,除油效率可达99%,水中残余含油量就可降低至5mg/L,已达到低渗透层回注水标准(5mg/L)和石油化工行业废水一级排放标准(5mg/L)。
  (3)pH对本实验体系有着显著的影响,在高pH值时,先加OH-体系和先加Mg2+体系中采出水处理效果出现差异。结合Visual MINTEQ化学平衡模拟软件分析镁离子在碱溶液中的化学存在形态,结果表明MgOH+和Mg(OH)2的协同作用在采出水中乳化油的去除过程中起着至关重要的作用。
  (4)IFM对乳化油的去除过程主要依赖于IFM和界面活性物质通过静电引力、氢键等作用力发生吸附。在ASP驱采出水稳定性被提高的前提下,高效的除油效率依然能够得到。显微照片、SEM、TEM、XRD和FT-IR等表征手段也证明油珠、表面活性剂WPS和聚合物HPAM等由于静电引力、网捕等相互作用被吸附在IFM上。
  (5)考察了不同温度(293、313和333K)下采出水初始含油量对除油效果的影响,并利用Freudlich和Langmuir吸附等温模型对实验数据进行拟合。研究表明IFM对乳化油的吸附并不是单一的放热或吸热反应,这与油水界面上存在的WPS和HPAM浓度有关。293K时,IFM对乳化油的饱和吸附量可高达10959mg/g。
  (6)循环实验证实HCl可有效地实现吸附剂的再生与原油的脱附及回收。IFM-EOs沉淀物经酸溶后原油以浮油的形式处于上层,可进一步回收;下层溶液则为Mg2+,可将Mg2+溶液再次加入到采出水中从而实现IFM的再生。第五次循环时,再生IFM对采出水中乳化油的去除效果仍可达到91%。
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