论文部分内容阅读
生态翻译理论指导下的《全速前进》汉译实践报告
【出 处】
：
华北理工大学
【发表日期】
：
2021年01期
其他文献
针对致密砂岩气藏自然产能低、递减快、井筒积液严重等特点,利用测试数据分析和数值模拟手段进行气井产能评价.通过对L气田致密砂岩气井的动静态资料分析,找出气藏产能主控因素.结果表明,地质、工程、排水采气工艺等综合因素共同影响致密气井产能,这一点对于致密气藏的生产和开发尤为重要.
针对致密气藏的水敏伤害评价,采用常规行业标准时,由于储层渗透率低,无法得到液测渗透率.以吉林地区致密敏感性气藏为研究对象,该地区储层具有低孔低渗透、连通性差、黏土含量高等特征.采用压力衰减法设计了低渗透储层伤害评价实验,并对研究区的水敏伤害进行了评价.得出水敏伤害与黏土膨胀、渗吸过程、孔隙结构相关,并采用了气测法对评价结果进行验证.结果表明,压力衰减法适用于类似低渗透储层的敏感性评价.
苏里格气田自2013年建成230×108m3/a生产能力以来,已连续稳产5年,未来如何保障气田持续稳产是开发首要任务.为此从苏里格气田稳产方式出发,定量描述气田配套产能与应发挥产量的相关性,精准确定每年弥补产能建设的工作量,明确气田持续稳产的条件.结果表明:年产量与配套产能的比例和递减率有关,弥补递减产建工作量应考虑产建模式和产建发挥率等因素影响.苏X区块要实现年产气量17×108m3规模持续稳产
超低渗透油藏是长庆油田5000×104t持续稳产的重要支撑,但由于基质有效驱替压力系统建立困难、多方向性裂缝水淹等原因,注水开发未达到预期效果.为此,优选典型的华庆元284区超低渗透油藏,探索通过体积压裂提高超低渗透油藏老区开发效果.对定向井打破原注水开发井网的限制,按照井组整体大排量多级混合压裂,将增大改造体积与补充能量结合,单井压裂入地液量提高到2000m3以上,微地震裂缝监测4口井裂缝带长3
鄂尔多斯盆地东部上占生界砂岩储层发育多套含气层系,其主力含气层位为太原组、山西组、盒8段,属于典型的低孔、低渗透、低压、低丰度致密砂岩气藏.该区储层致密、多薄层、岩屑含量高、水锁伤害大、地层压力系数低、排液难度大,导致试气产量低,稳产能力差,开发难度较大.在盆地东部储层改造难点、前期试气效果评价及低产原因分析的基础上,围绕增大改造体积、降低水锁伤害、改善压裂后返排的技术思路,进行了低黏液+纤维携砂
在常规前置CO2压裂与水力压裂协同改造过程中,现场采用两套压裂机组交替施工作业,造成占用设备多、施工时效低、施工成本高等问题.为此,通过室内实验,制备一种用于前置CO2压裂的管道防冻隔离液,设计一套隔离液注人流程,在注入前置液态CO2后进行氮气控压置换,防冻隔离液循环,滑溜水压裂,实现了一套压裂设备完成前置CO2压裂施工,解决了常规前置CO2压裂存在的难题,达到降本增效、优质高效施工的日的.
大庆外围致密油藏属于陆相沉积,发育窄河道砂体,储层致密、非均质性强,原油黏度大、流度低,岩石脆性特征不明显,天然裂缝不发育,国外体积改造技术并不适用于大庆外围致密非均质油藏.为此,针对储层特点,研究了适应大庆致密非均质油藏的水平井体积压裂技术,即密集切割兼顾纵向穿层立体动用,实现对砂体立体改造,现场试验井压后产量是周围同物性条件直井的20倍以上,使大庆外围致密油藏得到了有效动用.
研究探讨了通过压裂增注改善低渗透油藏CO2—水交替注入效果的问题.首先采用响应曲面方法综合考虑储层特征、压裂参数与水气交替参数3方面6种因素,设计了可满足研究需要的具有代表性的CO2驱方案,通过对方案结果的统计分析生成了原油采收率、埋存量指标与各因素之间的预测模型,可以快速确定针对单目标优化时的最佳方案.同时采用多目标期望值函数建立了综合考虑经济净现值与埋存量的CO2驱压裂增注优化方法,科学、高效