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[硕士论文] 邓彦玲
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:本文以鄂尔多斯盆地南部长7储层页岩为研究对象,运用X射线衍射技术、地球化学实验定量分析了研究区页岩的矿物组分、有机质丰度、干酪根组分和有机质成熟度;运用氩离子抛光—电镜扫描和 CT扫描技术分析了页岩样品内部储集空间类型;运用压汞、核磁共振、低温氮气吸附等实验定量表征了页岩中孔隙的孔径分布特征及比表面积;基于甲烷的等温吸附实验和Knudsen数分析了页岩气在储层中的赋存特征,并通过计算甲烷的等量吸附热和极限吸附热结合多元线性回归方法研究了页岩组分对甲烷的吸附作用,分析了影响甲烷吸附解吸的因素。研究结果表明:储层温度、压力条件下页岩气的主要赋存形式为吸附态,其次为游离态;页岩中对甲烷有吸附作用的组分为伊/蒙混层和有机质,并且有机质对甲烷的吸附能力强于伊/蒙混层;吸附气主要赋存于孔径为1~3nm的孔隙表面,游离气主要赋存于中孔、宏孔和裂缝中;温度和压力恒定时吸附气含量页岩比表面积、有机质丰度和伊/蒙混层相对含量呈正相关;温度恒定时,在一定压力范围内,甲烷吸附量随着压力升高而增大,甲烷解吸量随着压力降低而增大;压力恒定时,在一定温度范围内,甲烷解吸量随着温度升高而增大,甲烷吸附量随着温度降低而增大。影响页岩中气体赋存规律的外部因素为温度和压力,内部因素为页岩中有机质丰度、伊/蒙混层相对含量和比表面积。
[硕士论文] 展宏洋
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:鄂尔多斯盆地胡尖山地区地理上位于陕西省榆林市,构造上位于伊陕斜坡的中西部,其整体构造呈向西倾斜的平缓单斜,局部发育小型的鼻状构造。根据胡尖山地区的开发及试油资料显示,该区域长3以上层位出油井点多,实施效果好,增储潜力大。随着开发的进程,对长3以上层位的构造形态,沉积微相储层特征等研究逐渐深入。但是目前对长3以上油藏的成藏规律认识尚不清楚。
  针对胡尖山地区长3以上油藏存在的问题,本文以胡尖山地区长1~长3油层组作为研究对像,以油藏精细描述、层序地层学、沉积岩石学等相关学科作为理论指导,利用钻井、录井、取心和测井资料,对长1~长3油层组进行了地层的划分对比,长1~长3油层组划分为长1、长21、长22、长23、长31、长32和长33共7各小层;在此基础上充分利用沉积相标志对长1~长3油层组的沉积相进行了研究。研究显示,长1~长3油层组均为三角洲平原沉积,主要的沉积微相有分流河道和分流间湾。在单井相研究的基础上,对沉积相的垂向和平面展布进行了研究;同时利用岩心的分析化验以及压汞实验等资料对长1~长3油层组的储层特征进行了研究。通过储层“四性”关系研究确定了储层的物性下限,建立了测井解释模型,进行了测井资料的二次解释,利用测井二次解释的结果分析了储层物性的平面展布规律。
  综合沉积微相、砂体展布、储层特征的分析结果,对胡尖山地区长1~长3油层组的油气富集规律进行了研究,研究认为:胡尖山地区长1~长3油藏的多个因素有关,优质的烃源岩为油藏提供了油气来源,沉积相、砂体以及储层物性特征控制着油气富集空间,构造对油气的富集程度有一定的控制作用。综合分析认为,胡尖山地区长1~长3油藏含油性好的区域主要分布在构造值较高、沉积相为分流河道、砂体较厚、孔隙度和渗透率较大的区域中。
[硕士论文] 许磊
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:近年来,天然气作为清洁能源极大地促进了城市燃气管网的快速发展。城市燃气管网作为燃气的输配系统,运行环境极其复杂,危害影响因素较多,燃气管网事故频繁发生,对城市环境、社会生活、人身安全造成极大危害,对城市燃气管网的风险评价研究具有重大现实意义。
  本文以西安吕-潘燃气管网为背景,对吕-潘燃气管网的吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站进行风险评价研究。首先,对吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站进行工艺危险性分析,运用危险可操作分析法(HAZOP)分别对其进行风险定性分析,建立了吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站风险评价指标体系,其中,吕小寨门站风险评价指标体系是以员工素质、关键设备、环境因素、管理因素为一级指标构成,吕-潘高压管道风险评价指标体系是以第三防破坏、腐蚀因素为一级指标构成,潘家庄储备站风险评价指标体系是以球罐、消防设施等设备为一级指标构成;然后,运用结构熵权法确定了各个指标的权重值,采用可拓综合评价法进行风险定量评价,得出吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站的风险等级,风险定量评价得出吕小寨门站、吕-潘高压管道、潘家庄储备站的风险等级分别为一般风险、严重风险、较大风险。根据评价结果,从人、机、环、管四个方面提出了针对吕-潘燃气管网的风险管理对策措施。
  通过对吕-潘燃气管网的风险评价研究,明确了吕-潘燃气管网风险等级;根据评价结果提出的风险管理对策,对吕-潘燃气管网的风险管理具有现实的指导意义;该评价研究对其他领域的风险评价工作具有借鉴和推广价值。
[硕士论文] 徐达妮
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:煤层气开采过程中,煤层气、水两相的流动过程受到多个因素的影响。本论文对煤层气的储层特征、渗流机理等进行了研究。重点考虑了煤层气吸附/解吸效应、储层压力变化和温度变化对煤层气开采的作用,并考虑了储层中水相的存在,以此为研究背景,建立了煤体变形本构方程、流体流动方程(包括煤层气流动方程、水相流动方程)和热传导方程,并通过代入基质孔隙度和裂隙孔隙度动态变化模型,建立了完整的气-水两相热-流-固多场耦合的数学模型。应用数值模拟软件Comsol对所建立的数学方程进行模拟分析。模拟了煤层气开采过程中,不同的地应力、储层初始温度、裂缝发育程度及水相初始饱和度条件下储层的压力分布及日产出速率曲线图,研究结果显示:侧压系数越小,煤层气储层压力传导越快,产出速率越高;储层初始温度越高,煤层气储层压力传导越快,产出速率越高;裂缝发育程度越好,煤层气储层压力传导越快,产出速率越高;初始含水饱和度越低,煤层气储层压力传导越快,产出速率越高。
[硕士论文] 郭海洋
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:随着国家经济的飞速发展,对于油气资源的需求日益增加,因此致密油藏的开发成为国内外学者研究的重点,压裂水平井作为开采致密油藏的一种有效手段得到越来越广泛的应用。致密油藏开发难度大,分段压裂水平井技术开采成本通常较高,由于水平井产能的大小直接关系到油气田开发的经济效益,所以压裂水平井产能问题得到越来越多的关注。目前国内外致密油藏水平井分段压裂后的产能计算还不成熟,关于水平井分段压裂参数的优化选取的研究还不多,所以水平井压裂后的产能研究具有重要的理论及现实意义。
  本文在分析致密油藏分段压裂水平井渗流特征的基础上,根据致密油储层的地质特征,运用保角变换、位势理论及势的叠加原理,对致密储层压裂水平井的产能预测以及裂缝参数的优化等方面进行了研究。主要内容有以下几点:
  (1)运用位势理论以及保角变换方法,建立了单裂缝在致密储层中的势分布函数,考虑了启动压力梯度的影响;
  (2)运用势的叠加原理,建立了多裂缝水平井在致密储层中的势分布函数,考虑了不同裂缝特征以及裂缝内渗流阻力等各种实际因素;
  (3)利用微软VBA宏语言编写了程序代码整理裂缝参数,求出产能方程的系数矩阵,编写MATLAB程序代码计算产能模型的解;
  (4)对本文建立的产能模型进行了实例验证,在产能模型的基础上分析了致密油藏储层参数和裂缝参数对水平井产能的影响。
[硕士论文] 张浩
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:姬塬油田处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部,位于陕西省定边县、宁夏盐池县境内。是多个油层组合的油藏富集区,在延9、长2、长4+5分别获得工业油流。从勘探开发历史来看,长2油藏是该区的主力油层。具有资源潜力大、出油井点多、单井产量高等特点。但随着产建规模的不断扩大,已基本围绕出油点完成了滚动建产,由于油藏规模较小,在继续跟踪探评井有新的发现之外,还需要通过利用深层开发井在长2的含油显示,结合测井解释等信息,发现和筛选新的长2有利目标区。
  本文结合前人研究成果,针对该区的主要任务和所面临的问题,在地层对比的基础之上,从构造、地层厚度、砂体、沉积相和储层着手,对研究区沉积相、储层、成藏主控因素和油藏富集规律进行系统地研究,提出控制本区长2油藏富集的主要因素,为进一步预测优选目标提供依据。
  研究表明该区长2属于三角洲平原分流河道沉积环境,岩性主要以灰色、灰绿色细-中粒长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主,砂岩的矿物成熟度较低,结构成熟度较好-中等。由于沉积微相和后期成岩作用的差异,使得长2储层具有较强的宏观非均质性。平面上砂体呈北东-南西向展布。
  长2油气富集规律研究表明:长2油藏主要为构造-岩性油藏,油藏分布在分流河道砂体最发育处,且沿西倾的低幅度鼻状隆起成排分布。平面具有含油砂体分布面积小,连片性差的特点,但在该区局部区域多期河道砂体的交错叠置导致油藏分布也表现出交错叠置的特点。沉积相和构造对油气具有共同的控制特征。通过长2油藏分类评价标准,最终优选出Ⅰ类有利区5个,Ⅱ类有利区6个,Ⅲ类有利区12个。
[硕士论文] 安建桥
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:近年来国内致密砂岩油藏在水平井、体积压裂“工厂化”作业等技术的支持下,得到了高效的动用,但致密砂岩油藏依然存在一些开发的难点,如孔隙结构特征的研究和致密砂岩油藏水驱油效率影响因素的研究均是当前所面临的关键问题。因此本文以回归分析、灰色关联分析灰色聚类分析为理论依据,以压汞实验、油水相对渗透率实验和水驱油实验为手段,完成对致密砂岩储层孔隙结构特征水驱油效率的研究。基于压汞实验、灰色关联分析灰色聚类分析完成对孔隙结构特征的研究,并得到以下结论:在所涉及的孔隙结构特征参数中,结构系数储层孔、渗物性相关性最好;获得灰色孔隙结构综合因子,并建立灰色孔隙结构综合评价模型。结合孔隙结构研究结果、油水相对渗透率实验水驱油实验结果,完成对水驱油效率的相关研究。结果表明,注入倍数、储层物性和孔隙结构特征水驱油效率存在一定相关性,但均不明显。其中本文所提出的灰色孔隙结构因子在特征结构系数的比较中,灰色孔隙结构因子水驱油效率表现出了较好的相关性。
[硕士论文] 王运
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:姬塬油田耿43区长4+5储层非均质性强,开发过程中注采矛盾较突出,主要表现为:“单井产能低,油井见水早且呈多向性,含水上升快,裂缝见水明显”的特征。聚合物微球调驱技术是近年来发展起来的一种有效调整层内层间矛盾、改善注水油田开发效果的工艺技术,姬塬油田耿43区前期开展过现场微球调驱实验,也取得了一定的效果,但在工艺参数优化方面做的很少,因此本论文围绕室内微球调驱工艺优化实验,通过不同含水时期的微球粒径匹配实验,微球注入浓度、注入量以及段塞组合的优化实验,得出:低含水时期,选用微球粒径为5微米,微球溶液的注入浓度为7000mg/L,注入量为0.3PV,段塞组合选用微球+表活剂;中含水时期,选用微球粒径为5微米,微球溶液的注入浓度为5000mg/L,注入量为0.5PV,段塞组合选用微球+微球+表活剂;高含水时期,选用微球粒径为10微米,微球溶液的注入浓度为5000mg/L,注入量为0.5PV,段塞组合选用微球+微球+表活剂。室内模拟现场单注和配水间合注结果显示单注明显优于合注,且合注5微米微球的提采效果优于合注10微米微球,但封堵效果较差。通过分析姬塬耿43区长4+5现场六个井组调驱资料,可知三个井组见效性较好,另外三个井组见效性较差,通过室内实验结论和其现场动静态资料反馈,建议三口见效性较差的井组应使用较小粒径的微球进行调驱。
[硕士论文] 刘凯
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:本文依据底水油气藏开发过程中需要进行压裂以提高原油采收效率的现实需求,采用先期堵水以便于充分利用地层能量,并防止底水锥进通道形成的堵水理念,选用容易携带和铺置,可以减少液相和沉积物对储层伤害的固体颗粒油溶性树脂作为选择性封堵剂,提出了油溶性封堵剂辅助控缝高压裂堵底水工艺的设想用于底水油气藏开发,以此为基础研究该工艺在底水油气藏开发过程中的适应性。
  油溶性封堵剂的室内静态实验表明,实验用油溶性封堵剂在不同携带液中无相互攒聚现象,分散性较好,易于携带,可以通过合理的携带工艺使之沉降形成人工隔层;实验用油溶性封堵剂的最佳油溶温度为70℃,原油含蜡量越低,溶解时间越长,溶解度越高;油溶性封堵剂地层水,酸液、碱液配伍性好,可以适应于多种地层条件和工艺。
  室内动态导流实验表明,油溶性封堵剂和隔离剂所形成复合人工隔层的导流能力受到油溶性封堵剂隔离剂的质量配比,油藏温度,以及油藏的含油饱和度等方面的影响。其中油藏温度、油溶性封堵剂隔离剂的质量配比主要影响人工隔层的水相渗流能力,油藏含油饱和度主要影响人工隔层的油相渗流能力。
  通过对施工过程的讨论,建议使用隔离剂油溶性封堵剂间隔式交替注入的方式将其携带入地层;通过温度场模拟确定所需油溶性封堵剂玻璃化温度后进行油溶性封堵剂类型的选择。
  通过建立的油溶性封堵剂隔离剂所形成人工隔层存在条件下裂缝高度驱替压力的计算关系式,研究人工隔层厚度、油溶性封堵剂隔离剂质量配比对裂缝高度控制的影响。结果表明:在低油溶性封堵剂隔离剂质量配比条件下,人工隔层厚度的增加为缝高控制的主要因素。
[硕士论文] 张岩
石油天然气工程 西安石油大学 2017(学位年度)
摘要:段塞流是液塞和长气泡在空间和时间上的交替流动,是油气混输中经常遇到的流型,段塞流的不稳定流动给油气田的安全生产带来诸多问题,如:管道强烈震动、分离器溢流和管道腐蚀加速等。为保证管线和下游油气处理设备的最优设计和安全操作,对段塞流流动特性进行准确的分析十分重要。
  本文以空气和水为介质,依托西安石油大学多相流实验室的设备及相关仪器,完成实验台搭建。在小径管内径为25mm、大径管内径为50mm;三种不同变径锥角θ分别为3.57°、4.76°和7.13°的水平变径管中进行两相流的实验研究,对完善水平变径管中的段塞流及实际应用具有十分重要的意义。主要研究内容和结论如下:对于水平变径管气液两相段塞流液塞速度,大径管和小径管呈现出相同的规律,液塞速度均呈现高斯分布,且气相折算速度的变化是影响液塞速度的主要因素,不同点是小径管对气相折算速度的变化更敏感,增幅更加明显;对于液塞长度,大径管和小径管呈现出相同的规律,液塞速度均呈现高斯分布,液塞长度的变化主要受到气相折算速度的影响,液相折算速度的变化对其影响较小;对于液塞频率,大径管和小径管均呈现高斯分布,且管径的变化对液塞频率有十分明显的影响;对于持液率,当液相折算速度保持不变时,段塞流持液率会随气相折算速度不断增加而随之减小;对于变径段的不同锥角θ,大径管小径管中段塞流液塞长度、液塞频率和液塞速度的变化趋势相同。在分别恒定气相折算速度液相折算速度时,段塞流液塞速度和液塞频率都会随着变径段的锥角θ的逐渐增加而减小,而段塞流液塞长度随着变径段的锥角θ的逐渐增加而增加。
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