DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 4. 沉积模式 通过对演武地区延9油层组沉积特征的研究，并结合区域沉积和构造背景，建立了其沉积模式(图4)。由图4可知，延9油层组沉积时期主要发育辫状河三角洲平原亚相，可划分为分流河道、分流间洼地、天然堤、沼泽等4种主要沉积微相类型。三角洲砂体主要以分流河道微相中的高建设性骨架砂体沉积为主，自西南向东北方向延伸，砂体岩性较粗，以中砂岩为主，粗砂岩次之，发育槽状、块状、板状等大型交错层理。
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user: 5. 结论 1) 演武地区延9油层组属于三角洲平原亚相沉积，发育分流河道、分流间洼地、天然堤、沼泽等4种主要沉积微相类型。 2) 延9油层组以分流河道微相中的高建设性骨架砂体沉积为主，自西南向东北方向延伸，砂体岩性较粗，层理发育，为良好的油气储集体。
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user: 摘 要 烟叶发酵主要有自然发酵和人工发酵两类 [ 1 ] 。烟叶类型和配方作用需求不同，其发酵方法也不同。根据雪茄烟叶的特性和产品市场品质需求，其发酵方法采用堆垛发酵，属于人工发酵，适用于茄芯烟叶，也用于茄套、茄衣烟叶。其原理是将烟叶置于一定含水量条件下，堆码成一定体积的烟堆，依赖烟叶自热作用产生的热量，促进烟叶内在物质产生一系列生物或化学变化，减少原烟品质缺陷 [ 1 ] ，增强吸食性，从而达到改进烟叶内在品质，提升工业可用性的目的。 关键词 :雪茄茄芯烟叶，堆垛发酵
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user: 1. 引言 雪茄烟叶品质的后期完善主要依靠发酵。烟叶类型和配方作用需求不同，其发酵方法也不同。烟叶陈化，主要偏重于指自然发酵，也叫醇化 [ 1 ] 。发酵，主要偏重于指人工发酵 [ 1 ] 。 国产雪茄茄芯烟叶原料受当地烟农传统种植习惯、烟叶调制方法、发酵关键技术掌握欠缺等影响，存在香气特性质感较粗糙、余味特性刺激较大等缺陷，影响了烟叶的工业使用性。目前，国内采用的雪茄烟叶发酵方法尚未没有形成一套完整的技术体系，为了提升烟叶使用品质，满足中式雪茄风格需要，各雪茄制造企业开始研究和探索雪茄烟叶的工业化堆垛发酵工艺方法和关键技术指标。四川中烟长城雪茄烟厂历时三年进行雪茄茄芯烟叶的堆垛发酵研究，并推广应用至大规模堆垛发酵，初步形成了一套较为成熟的技术体系，取得发明专利授权。
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user: 2. 材料与方法 2.1. 材料 烟叶原料。试验阶段烟叶采用乐山犍为2014年K1二级品种茄芯烟叶2400公斤；改进阶段烟叶采用乐山犍为2008年GQB二级品种茄芯烟叶4400公斤。 配套设施与物资。包括发酵场地、保温窗帘、蓄水池、水管、包芯温度计、麻片、麻袋、托盘、晒垫、大功率排风扇、排气扇、API连续流动仪(法国Futura)、烘箱(德国Binder公司)等。 2.2. 方法 2.2.1. 选择堆垛发酵场地 堆垛发酵选择在通风、保温效果好的场地进行，避免阳光直射烟堆。烟垛放置在离地面20 cm以上的木架上，架上铺3 cm左右厚的麻片或晒垫。 2.2.2. 堆垛发酵环境温湿度 环境温度32℃ ± 5℃，湿度70% ± 5%。 2.2.3. 分阶段设置关键技术指标 试验阶段：烟叶含水量35%，垛芯温度升至40℃翻垛，翻垛次数4次； 改进阶段：烟叶含水量为分别为40%、30%，垛芯温度分别升至50℃、45℃、40℃翻垛，翻垛次数不设置。 2.2.4. 原烟润叶 原烟润叶采用分包、定时、定量、两头加清水方式进行，当加水时间过半时翻包加烟包另一端，加水完毕后平衡水分12小时进行堆垛。 2.2.5. 烟叶堆垛 烟叶堆垛方式。将含水量符合发酵要求的烟包进行依次开包，如遇两头扎把烟叶将叶尖部分解把；如遇非烟叶扎把的烟叶则需重新扎把。第一次堆垛时将把烟轻揉至烟叶松散，把头朝外、叶尖朝内，烟把与烟把之间循序相压，交叉堆放，减少烟叶间的空隙，利于热量集聚。烟叶整齐堆垛后，盖上麻片，在烟垛侧面四个方向中央插上包芯温度计(深度1 m)，并挂上标识卡。 烟垛规格。每个烟垛长8米，宽2米，高2米(根据不同品种烟叶数量进行适当调整)，垛形为长方形，平均每垛烟占地16平米左右，烟重7500公斤左右，各烟垛间预留翻垛空间。 整个发酵过程中，收集产生的烟渣进行敞晾、装袋，及时清理杂物，保持现场环境的整洁。 2.2.6. 监控发酵过程 堆垛结束后及时关闭排风扇、排气扇、窗帘和门窗，全过程设定时间段，监控记录环境温湿度、包芯温度。 2.2.7. 烟叶翻垛 烟垛堆芯温度升至设置温度时，立即翻垛降温，将烟垛上面的烟叶翻到下面，里面的烟叶翻到外面。在翻垛、堆垛过程中打开门窗和大功率排风扇、排气扇进行通风排杂、降温处理。翻垛时将烟叶抖散，放置在麻片或晒垫上，待烟叶整体温度降至常温后再进行堆垛；将水分偏大的烟把(>设置水分)，呈“菊花式”摆放敞晾，待烟把整体水分与温度达到要求后再进行堆垛。 2.2.8. 烟叶取样分析 每次翻垛后有代表性进行取样，重量500 g，样品装入密封袋，做感官质量评价和理化分析。烟垛继续进行发酵与否取决于感官质量评吸委员会评吸结果。 2.2.9. 发酵结束 将水分偏高的烟叶敞晾至水分≤20%后，进行入库堆垛存放并作好标识，标识上应记录：产地、品种、类型、日期、重量等。烟垛规格为长8米，宽2米，高2米(根据仓库实际情况可作调整)，仓库存放环境温度≤23℃，湿度≤60%。
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user: 4. 结论与讨论 (1) 堆垛发酵可协调雪茄烟叶化学成分。化学成分分析结果表明，通过堆垛发酵方法处理雪茄烟叶，其化学成分比例更趋协调，其中的糖、总氮、总植物碱含量有一定程度降低，钾、氯相对含量有一定程度升高，这是因为在堆垛发酵过程中烟叶内含物质进行了一系列的生物或化学分解转化 [ 1 ] 。 (2) 堆垛发酵可明显提高雪茄烟叶吸食品质。感官质量评价结果表明，堆垛发酵能明显降低雪茄烟叶杂气、劲头、刺激性，醇和烟味，湿润烟气，使其特征香气显露 [ 1 ] ，与化学成分分析结果基本吻合。 (3) 雪茄烟叶的产地、年份、品种、等级、成熟度不同，要体现出烟叶的最佳品质，其烟叶含水量、翻垛温度以及翻垛次数也不相同，有待进行更深入的研究。
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user: 摘 要 针对当前世界范围内研究热点之一的页岩气资源，对储层总有机碳质量分数(w(TOC))测井评价方法进行了初步总结和探讨。对w(TOC)测井评价方法进行了实际资料的处理，并对处理结果进行了验证和对比分析。通过分析结果可知，对于没有放射性矿物干扰的地层，利用自然伽马能谱法评价w(TOC)的准确度最高，应优先选择；对于没有自然伽马测井数据却有岩心试验数据的地区，可根据试验数据优选回归曲线获得最符合该地区的回归公式；对于仅含有常规测井曲线的地区，则可选择ΔlogR法。 关键词 :测井评价，w(TOC)，页岩气，回归法，ΔlogR法
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user: 1. 引言 作为一种非常规的天然气资源，页岩气的勘探开发越来越得到人们的重视。2005年以来，随着能源需求的急剧增加和国外页岩气资源的成功开发利用，国家层面已经充分认识到页岩气资源的重要性，中石油、中石化及国土资源部加强了我国页岩气资源的调查 [ 1 ] 。总有机碳质量分数w(TOC)是页岩气评价的重要参数之一，它反映了含气页岩中有机质的多少和生烃潜力的大小。测井资料是评价地层w(TOC)的重要手段之一。 目前，已经有许多学者针对页岩气储层的w(TOC)评价方法进行了研究。Schmoker (1979) [ 2 ] 建议用密度测井来估算w(TOC)，由于体积密度对于w(TOC)较为敏感，w(TOC)每增加10%，密度将减少0.5 g/cm 3 ，斯伦贝谢公司也开发了该种解释技术。Schmoker (1981) [ 3 ] 针对美国Illinois州New Albany页岩岩心进行了研究，将公式计算的w(TOC)与实验室利用岩心分析的w(TOC)进行对比，发现w(TOC)与自然伽马呈线性关系，可以利用自然伽马估算w(TOC)。Passey等(1990) [ 4 ] 提出利用ΔlogR法来计算w(TOC)，即主要利用电阻率曲线和孔隙度曲线叠加的方法来评价w(TOC)，该方法是目前使用最广的方法之一。朱光有等(2003) [ 5 ] 、李延钧等(2013) [ 6 ] 及谢灏辰等(2013) [ 7 ] 利用影响w(TOC)的多个参数，如电阻率、自然伽马、密度等，建立多元回归方程来计算w(TOC)。杨小兵等(2012) [ 8 ] 及李延钧等(2013) [ 6 ] 利用自然伽马能谱测井中的铀元素含量计算w(TOC)，与实验室的实测值有较高的相关系数。笔者针对多种利用测井资料计算w(TOC)的方法进行实际资料处理及对比分析，以确定在实际页岩气测井评价中应如何选择最优化的w(TOC)计算方法。
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user: 2. w(TOC)计算方法 该次研究选取了四川盆地某页岩气储层的X井 [ 8 ] 为例，针对该井的测井资料和岩心资料，利用多种方法进行了处理。 2.1. 单一参数回归法 由于测井曲线对w(TOC)的敏感性，可建立测井参数与w(TOC)的拟合关系，常用的有体积密度法、自然伽马指示法。 利用X井的测井数据与岩心分析的w(TOC)(w(TOC) core )进行交会，由单变量线性回归结果(图1)可以看出，自然伽马(q API )、密度(ρ)、声波时差(Δt)与w(TOC) core 呈线性关系，q API 与w(TOC) core 的相关性最高，Δt与w(TOC) core 的相关性最低。其回归公式分别为： (1) (2) (3) 式中： 、w(TOC) ρ 、w(TOC) Δt 分别为根据自然伽马、密度、声波时差计算的w(TOC)，%；R 2 为相关系数。 图1. X井w(TOC) core 与常规测井曲线交会图 利用相关性较好的q API 与ρ来计算w(TOC)，计算结果如图2所示。可以看出，在XX25~XX82m井段 与w(TOC) core 有大致相同的趋势，但在XX25~XX 48m 范围内 偏大，在XX82~XX95m范围内 偏小；由密度计算得到的w(TOC) ρ 曲线整体波动较明显，在XX82~XX95m范围内w(TOC) ρ 也偏大，但比 更接近真实值。计算结果说明，利用单一测井方法计算w(TOC)有明显不符的地层，表明单一测井技术在确定w(TOC)方面具有局限性。 2.2. 多参数回归法 如果存在2个或多个与应变量密切相关的自变量，且它们自身不相关，则多元回归效果优于单一变量回归的结果。 图2. X井单一参数回归法计算的w(TOC)与岩心分析w(TOC)对比图 谢灏辰等(2013) [ 7 ] 利用鄂尔多斯盆地延长组页岩w(TOC)，建立其与q API 、电阻率对数(lgρ t )的多元回归： (4) 应用该模型计算得到的w(TOC)与实测值的平均误差为5.35%，说明该模型的可靠性。 李延钧等(2013) [ 6 ] 利用四川盆地某页岩层w(TOC)，与电阻率(ρ t )、Dt建立关系式： (5) 应用式(5)计算得到w(TOC)与地球化学分析实测数据值对比，R 2 = 0.667，符合程度较高。 2.3. DlogR法 DlogR法是埃克森(Exxon)和埃索(Esso)公司于1979年开发研究的。该方法主要是利用一种专门刻度孔隙度的测井曲线与一条电阻率曲线叠加，由于井眼条件会影响到密度曲线和中子孔隙度曲线，所以大多数情况下使用Δt与ρ t 叠加。在不含有机质的页岩段，2条测井曲线相互重合或平行，在富含有机质的页岩段，2条曲线产生明显的幅度差。计算方法为： (6) 式中：Dlgρ t 为电阻率曲线和孔隙度曲线叠合的幅度差；ρ t，m 、ρ t，b 分别为实测电阻率和基线处的电阻率，Ω∙m；Δt m 、Δt b 分别为实测声波时差和基线处的声波时差，μs/ft。 若没有合适的声波时差曲线时，也常使用密度曲线或中子孔隙度曲线： (7) (8) 式中：f n，m 、f n，b 分别为实测中子孔隙度和基线处的中子孔隙度，1；ρ m 、ρ b 分别为实测密度和基线处的密度，g/cm 3 。 w(TOC)与Δlgρ t 的经验方程为： (9) 式中：L OM 为含气页岩的成熟度，1。 分别利用式(6)~(8)得到的Dlgρ t 计算w(TOC)，结果如图3所示。由图3可以看出，在XX25~XX 40m 范围内，DlogR法计算的3条曲线都偏大，都有较大误差；在XX40~XX82m范围内， 相较于其他2条曲线，与w(TOC) core 更相符；在XX82~XX93m范围内， 与w(TOC) core 更为相符。分析认为，DlogR法由于需要人为确定岩性基线，可能会产生较大误差；由于3种曲线都需要利用ρ t ，当ρ t 发生异常时，会对结果造成较大影响。 2.4. 自然伽马能谱法 放射性元素铀与有机质之间有着密切的关系，有机质越富集的地方，能谱曲线中所显示的铀的质量浓度(ρ(U))越高 [ 9 ] ，w(TOC)与ρ(U)呈正相关性，而和钍铀比(ρ(Th)/ρ(U))呈负相关。利用实测w(TOC)与q API 、ρ(U)、ρ(Th)/ρ(U)的关系，以及w(TOC)与铀钾比(ρ(U)/w(K))的关系，回归分析可估算出页岩层的w(TOC)。 图3. X井DlogR法计算w(TOC)与岩心试验数据对比图 自然伽马曲线与无铀伽马曲线的差值(Δq API )与ρ(U)呈正相关，据该差值可估算w(TOC) [ 6 ] ： (10) (11) 式中：A、B为线性回归系数。 利用X井的Δq API 与w(TOC) core 建立交会图，相关性较好(见图4)，拟合得到的回归公式为： (12) 式中： 为利用Δq API 计算得到的w(TOC)，%。 利用自然伽马能谱法计算X井的w(TOC)，结果如图5所示。由图5可以看出，除在XX70~XX 80m 范围内 ， 计算结果略微偏小之外，利用该方法得到的w(TOC)与w(TOC) core 具有较好的一致性。
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user: 3. w(TOC)计算方法对比 将上述几种方法的计算结果进行对比，如图6所示。对于X井来说，利用自然伽马能谱法效果最好，且方法简单，但对于某些放射性物质导致ρ(U)异常高的地层，该方法的准确性会降低；单一参数回归法(根据自然伽马和密度计算的w(TOC))可以较好地反映地层w(TOC)的趋势；DlogR法计算的3条曲线受电阻率曲线影响较大，并且需要人为确定基线，因此误差较大，此外，L OM 的选取也会影响w(TOC)的计算结果。 图4. X井w(TOC) core 与Δq API 关系图 图5. X井自然伽马能谱法计算w(TOC)与岩心试验数据对比图 图6. X井w(TOC)计算方法对比 从方法上来说，自然伽马能谱法、单一参数回归法需建立在岩心试验数据的基础上，根据岩心试验数据得到回归系数，不同地区的页岩气储层所得的回归系数不同，对于有岩心试验数据的地区，利用上述方法可以得到较好的结果；从对测井数据的需求上来说，自然伽马能谱法需要进行自然伽马能谱测井，而其他几种方法只需要常规测井曲线就可以进行计算。
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user: 4. 结语 笔者对目前常用的w(TOC)计算方法进行了实际数据的处理和结果分析，获得了对各个方法适用性的初步认识。对于不含放射性矿物的地区，利用自然伽马能谱法求取的w(TOC)准确性最高；对于有岩心试验数据且进行了自然伽马能谱测井的地区，优先选择自然伽马能谱法进行计算；对于没有自然伽马能谱测井数据，仅有岩心试验数据的地区，可优选测井曲线进行回归，选择最符合该地区的计算方法；对于仅有常规测井资料的地区，可选用DlogR法进行w(TOC)的计算。
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user: 摘 要 目前，用来评价致密砂岩储层有效性的测井方法主要有常规测井、成像测井及声波测井3种。由于裂缝性致密砂岩储层的裂缝宽度一般小于100 μm，常规测井和成像测井对微裂缝难以进行有效识别，而声波测井可通过斯通利波衰减系数等参数对微裂缝进行定性甚至定量识别。通过数值模拟计算，对含有裂缝的致密储层井孔声场进行研究，掌握裂缝对井内声场的影响规律，对于声波测井数据处理及解释具有重要意义。应用三维交错网格应力–速度有限差分方法，模拟了含有倾斜薄裂缝的孔隙介质地层中点声源所激发的井孔声场问题。针对单条水平裂缝，确定了不同裂缝宽度(20~1000 µm)对斯通利波识别微裂缝的影响，即裂缝宽度越大，波形振幅越小；裂缝宽度较小时(裂缝宽度小于100 μm)，波形幅度对裂缝宽度的变化非常敏感，递减非常快；裂缝宽度越大时，斯通利波衰减系数越大。此外，还计算了孔隙介质地层不同孔隙度条件下斯通利波、横波、纵波幅度及衰减系数与裂缝宽度的关系，即孔隙度越大，斯通利波、横波、纵波幅度越小，衰减系数越大。 关键词 :声波测井，斯通利波，裂缝性致密砂岩，数值模拟，测井响应特征
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user: 1. 引言 随着世界油气勘探的发展，裂缝性储集层已成为油气勘探的主要对象之一。由于致密砂岩储层的微裂缝宽度一般小于100 μm，裂缝与井壁之间的位置关系也不确定，常规测井和成像测井等测井方法难以对微裂缝进行有效识别，使得对裂缝地层的识别与评价成为当今测井行业所面临的难题之一。利用声波测井检测倾斜地层、探测裂缝性储集层以及对微裂缝进行有效识别等，是实际工作中迫切需要解决的问题。通过数值模拟计算，对含有裂缝的致密储层井孔声场进行研究，掌握裂缝对井内声场的影响规律，对于声波测井数据处理及解释具有重要意义。Spring and Dudley [ 1 ] 和Kostek等 [ 2 ] 分别采用积分方程和有限差分法计算了裂缝存在时的时域井孔声波场；Matuszyk等 [ 3 ] 采用有限元法模拟计算了裂缝性地层的井孔声场；Guan等 [ 4 ] 采用有限差分法计算了水平分层孔隙介质地层中的井孔声波场；陈德华等 [ 5 ] 、丛健生 [ 6 ] 也针对裂缝性地层的井孔声场进行了有限差分模拟计算，但上述计算都是针对二维情况，并且水平层或裂缝宽度较大。 由于有限元法在地震波模拟问题上比有限差分法更耗时，因此对于井孔声场的模拟大都采用有限差分法。三维交错网格有限差分法近年来被应用于大斜度井、倾斜分层地层及各向异性介质地层等非轴对称问题的数值模拟研究 [ 7 ] - [ 11 ] ，得到了较好效果，但对非轴对称裂缝地层的井孔声场研究相对较少。为此，笔者采用三维不规则交错网格有限差分法对含有倾斜薄裂缝孔隙地层中的井孔声波场进行了数值模拟计算，考察了不同裂缝宽度(20~1000 µm)及地层参数情况下的井孔声场特性，为进一步研究、利用井孔声场信息反演裂缝参数奠定基础。
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user: 2. 模型建立 该次研究应用三维交错网格应力–速度有限差分方法，模拟了含有倾斜薄裂缝孔隙介质地层中点声源所激发的井孔声场问题。图1为含有倾斜裂缝地层的井孔模型示意图，假定声源位于笛卡尔坐标系的原点，井轴与Z轴重合，井外裂缝与XZ轴构成的平面垂直，与XY轴构成的平面倾角为α，裂缝下界面与Z轴的交点与原点的距离为d，裂缝的垂直厚度为H，裂缝间隔为h。
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user: 3. 变网格有限差分处理 由于需要计算的裂缝很薄，受井孔模型大小的影响，如果采用很小的网格进行数值计算会导致计算速度过慢，甚至无法计算的情况。采用不均匀网格的办法在裂缝处采用小网格，在非裂缝处采用大网格，可以大大减小计算量，在保证计算精度的同时提高了计算速度。在使用变网格时，网格步长的变化可能会导致数值反射的出现，其原因是因为波场离散后，相速度是网格步长的函数，当相速度梯度较大时，即使速度和密度都没有变化，入射波的能量也会部分反射回来，导致了数值反射现象。在网格变化的区域对波场进行插值计算虽可以在某种程度上压制数值反射，但是插值算法计算量大，且效果并不令人满意，所以该次研究没有采用插值计算，而是根据各点所对应的步长的变化计算其差分系数，该方法不会产生数值反射，并且减小了计算量。 当井外为无裂缝的孔隙介质地层时，将有限差分结果与实轴积分法结果进行对比(图2)，声源频率为2.5 kHz，接收器与声源间距为1 m，图中黑线为有限差分法计算结果，红线为实轴积分法计算结果，2种方法计算结果基本符合，证明了有限差分方法的正确性。图2中幅度上的差异是由归一化造成的，不影响研究结果。
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user: 4. 计算结果分析 4.1. 裂缝宽度的影响 图3为频率5 kHz时的砂岩不同级别裂缝宽度(20~1000 μm)的波形对比图。从图3中可以看出，声探头穿过不同裂缝宽度的裂缝时，裂缝宽度越大，波形衰减越明显，波形幅度越小；裂缝宽度较小(裂缝宽度 < 100 μm)时，波形幅度递减较快，波形衰减更明显。 图4为频率5 kHz时的砂岩裂缝宽度与斯通利波形幅度值关系图及砂岩裂缝宽度与斯通利波衰减系数关系图，可以看出，裂缝宽度越大，波形幅度越小；裂缝宽度较小(裂缝宽度 < 100 μm)时，波形幅度递减较快，波形衰减更明显；裂缝宽度越大，斯通利波衰减系数越大，并逐渐趋于平稳。 4.2. 孔隙度的影响 4.2.1. 斯通利波 图5是孔隙介质地层频率5 kHz时不同孔隙度下裂缝宽度与斯通利波幅度的汇总图，可以看出，随着裂缝宽度的增加，斯通利波幅度均呈明显的下降趋势，且裂缝宽度较小(裂缝宽度 < 100 μm)时，波形幅值递减较快，波形衰减更明显；孔隙度越大，相同裂缝宽度下的斯通利波幅度越小。 图6是孔隙介质地层频率5 kHz时不同孔隙度下裂缝宽度与斯通利波衰减系数的汇总图，可以看出，随着裂缝宽度的增加，不同孔隙度下的斯通利波衰减系数均呈明显的上升趋势；且孔隙度越大，斯通利波衰减系数越大。 图1. 倾斜裂缝地层中的井孔模型 图2. 有限差分法与实轴积分法的结果对比图 图3. 砂岩不同裂缝级别(20~1000 μm)波形对比图(频率5 kHz) 图4. 砂岩裂缝宽度与斯通利波形幅度值关系图(a)及裂缝宽度与斯通利波衰减系数关系图(b) 图5. 孔隙介质地层不同孔隙度下斯通利波幅度与裂缝宽度关系汇总图(频率5 kHz) 图6. 孔隙介质地层不同孔隙度下斯通利波衰减系数与裂缝宽度关系汇总图(频率5 kHz) 通过对比孔隙介质地层与弹性介质地层斯通利波衰减系数与裂缝宽度关系汇总图(图7)可以发现，孔隙介质中孔隙度对斯通利波衰减系数的影响更大，不同孔隙度下，斯通利波衰减系数与裂缝宽度的关系曲线差别更大。 4.2.2. 横波 图8是孔隙介质地层不同角度情况下横波幅度与孔隙度关系汇总图，可以看出，随着孔隙度的增大，横波幅度逐渐减小；相同孔隙度下，裂缝角度越大，横波幅度越大。 4.2.3. 纵波 图9为频率5 kHz时不同孔隙度下纵波衰减系数与裂缝宽度的汇总图，可以看出，随着裂缝宽度的增加，不同孔隙度下的纵波衰减系数均呈明显的上升趋势；且孔隙度越大，纵波衰减系数越大。 图7. 弹性介质地层不同孔隙度下斯通利波衰减系数与裂缝宽度关系汇总图(频率5 kHz) 图8. 孔隙介质地层不同角度情况下横波幅度与孔隙度汇总图(频率5 kHz) 图9. 孔隙介质地层不同孔隙度下纵波衰减系数与裂缝宽度汇总图(频率5 kHz)
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user: 5. 结论 通过数值模拟手段，对微米级(裂缝宽度最低20 μm)的单条或多条水平及不同角度的裂缝进行了数值模拟，分析了波形幅度、衰减系数与裂缝宽度、孔隙度的关系，取得了如下认识。 1) 声探头穿过裂缝时，波形幅度变小。声探头穿过不同宽度的裂缝时，裂缝宽度越大，波形幅度越小。裂缝宽度较小时(裂缝宽度 < 100 μm)，波形幅值递减很快，波形幅度随裂缝宽度的变化非常敏感。因此，当裂缝宽度小于100 μm时，不能定量确定裂缝宽度，即声波测井对微裂缝的反映下限是裂缝宽度100 μm。 2) 裂缝宽度越大，斯通利波、横波、纵波幅度均减小，衰减系数均增大；在其他参数不变的情况下，孔隙度越大，斯通利波、横波、纵波衰减系数越大。
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user: 摘 要 连续气举井组优化配气可以提高注入气的利用效率。考虑地面集输管线以及油井之间的相互干扰，建立了以产液量最大为目标的气举井组优化配气模型。根据节点分析原理，确定井网中各个节点的流入曲线，从而得到注气量和产液量之间的关系；在此基础上，采用遗传算法求解模型。以一个6口气举井井组为例，确定其合理的总注气量，然后进行单井优化配气。 关键词 :连续气举，优化配气，节点分析，遗传算法
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user: 1. 引言 气举井组优化配气是指将合理的注气量优化分配到各个气举井。目前对优化配气问题的研究主要包括模型研究和求解方法研究。以产量最大为目标的最优化模型目前研究最多 [ 1 ] - [ 7 ] ，另外还有以效益最大化为优化目标的最优化模型 [ 8 ] 。综合考虑产量和成本，有的学者建立了双目标模型，如以产量和效益最大为目标的双目标优化模型 [ 9 ] 以及以产量最大、注气量最小为目标的双目标优化模型 [ 10 ] 。这些模型都是非线性优化模型，很难得到解析解。对优化配气模型目前有不同的求解方法，例如遗传算法 [ 6 ] [ 10 ] 、粒子群算法 [ 5 ] ，也有的采用商业软件进行求解 [ 8 ] 。不管采用何种求解方法，最关键的都是确定注气量和产液量之间的关系，即气举井的动态曲线 [ 11 ] 。由于气举井动态曲线计算复杂，将动态曲线回归成数学模型 [ 2 ] [ 3 ] [ 8 ] [ 9 ] ，可以大大减小计算量。气举井动态曲线反应的是注气系统、油井系统和地面集输系统之间的协调关系，其中任何一个子系统参数改变都会影响动态曲线的形状，因此在建立气举井组优化配气模型的时候，一定要考虑三个子系统之间的平衡。但目前的研究往往忽略了地面集输系统，即忽略了油井之间的相互干扰，这是不科学的。笔者考虑油井之间的相互干扰，建立了气举井组优化配气模型，并根据节点分析的原理利用遗传算法求解。
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user: 2. 气举井组优化配气模型 如图1是气举井组系统示意图，其中压缩机是系统的出发点，分离器是系统的终端，二者构成了整个系统的边界条件。油井和管网是整个系统的主体部分。管网包括注气管网和输油管网。如果认为压缩机和注气管网可以保证每口气举井的注气压力和注气量，那么注气管网产生的压力损失就可以不做考虑。输油管网将每口气举井的井口连接起来，使井和井之间产生干扰，主要表现为一口气举井的井口压力或 图1. 气举井组系统示意图 产液量发生变化，都会通过输油管网作用于其他气举井，使其他气举井的井口压力和产液量也随之变化，最后整个输油管网达到新的平衡。这种干扰也可以表现为任何一口气举井的注气量发生变化，都会使其他气举井的合理注气量也随之发生变化。 建立如下以产液量最大为目标的最优化方程： (1) 式中： 是井数； 是最大产液量，m 3 /d； 为单井注气量，m 3 /d； 为单井产液量，m 3 /d。 约束条件包括： 1) 总气量的约束。每口井的注气量之和应等于总气量，即 (2) 式中： 为总注气量，m 3 /d。 2) 单井注气量的约束。为了防止供液能力好的油井得到太多的注气量而使采液速度过快，同时防止供液能力差的油井得不到足够的注气量而使采液速度过慢，所以需要对单井注气量进行限制。即： (3) 式中： 、 分别为单井允许最小和最大注气量，m 3 /d。 3) 分离器条件的限制。分离器的约束有两种情况，一个是液量约束，一个是压力约束。该模型对分离器工作压力进行约束，即： (4) 式中： 、 分别是分离器工作压力和分离器限定工作压力，MPa。 由于气体流动摩擦力小，而且输气管网阀门多，所以笔者不考虑注气管网的压力损失，井口注气压力按定值计算。 综上所述，得到最优化配气模型如下： (5)
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user: 3. 模型的解法 该模型是一个非线性最优化模型，采用遗传算法求解。该算法的基本原理是随机产生一组解，作为初始种群，根据适应度进行选择，然后交叉、变异，从而产生下一代种群。每一代都要优选适应度高的解进行交叉、变异，不断循环，种群逐渐向最优解靠近，最终达到最优或者非常接近最优。该算法最关键的是适应度的计算，即根据每口井的注气量得到相应的产液量。考虑气举井之间的相互干扰，可根据节点分析的原理，利用气举井动态曲线求解。 假设有一个n口井和一个分离器组成的气举井生产系统，如图2。分2种情况进行分析。 第1种情况，不考虑地面集输管线，即井口压力恒定，油井之间不存在相互干扰。按以下步骤求解： 1) 在给定的井口压力下绘制n口气举井的动态曲线，如图3。 2) 对任何一个解( )，根据动态曲线都可以求得对应的产液量( )，进一步可以得到适应度，即 。 第2种情况，考虑地面集输管线，油井之间存在相互干扰。分离器压力恒定，作为边界条件。当地面集输管线压力波动时，会影响油井产液量，其影响关系可以用不同注气量下井口压力与产液量之间的关系曲线来表示，如图4。根据节点分析的原理，该曲线即为以井口为节点的流入曲线。适应度求解步骤如下： 1) 绘制每口井在不同的注气量下以井口为节点的流入曲线。 2) 对任何一个解( )，利用插值的方法，求每口气举井井口的流入曲线。节点A的流体来自井1和井2。对于井1，在流入曲线上取一系列点，根据多相管流理论，计算至节点A处，得到井1对于节点A的流入曲线。同理，可以得到井2对于节点A的流入曲线，如图5。 3) 当节点A压力为p Ai ，由图5可以得到井1和井2分别流入节点A的液体流量q 1i 和q 2i ，节点A的液量为q Ai = q 1i + q 2i 。以此方法可以得到一系列(p A 1 ， q A 1 )， (p A 2 ， q A 2 )， ， (p Am ， q Am )。即得到了节点A的流入曲线。如图6。 4) 根据上述方法，可以进一步得到每个节点的流入曲线以及以分离器为节点的流入曲线，如图7。根据设定的分离器压力p sep ，由分离器的流入曲线可以得到总液量Q，即该解的适应度。
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user: 4. 实例分析 图8为某油田由6口气举井、3个节点(A、B、C)以及分离器组成的气举井组。基本参数见表1和表2。 取分离器压力为1 MPa作为边界条件。首先确定合理的总注气量。取一系列总注气量，按上述方法可以得到对应的一系列总液量，结果如图9所示。 从图9可以看出，随着注气量增加，产液量逐渐增加，增加的幅度逐渐减小。如果注气量以每增加10，000 m 3 气液量增加10 m 3 作为最低标准，则总注气量选择130，000 m 3 /d为最合理。对应的优化配气方案见表3。
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user: 5. 结论 1) 油井通过地面集输管网相互干扰，一口气举井的生产参数发生变化，都会影响其他气举井的生产状态。在任何一种条件下气举井组和地面集输管网都处于平衡状态，进行气举井组优化配气必须考虑这种干扰，结果才更合理，更接近实际情况。 2) 气举井组优化配气模型是一个非线性最优化模型，而且产液量和注气量之间没有显式函数表达式。采用节点分析的原理，根据气举井的动态曲线，利用插值的方法，确定各节点的流入曲线，进一步得到 图2. 气举井生产系统 图3. 气举井动态曲线 图4. 第i口井井口流入曲线 图5. 井1、井2在节点A的流入曲线 图6. 节点A的流入曲线 图7. 分离器流入曲线 图8. 某油田气举井生产系统 图9. 总注气量和产液量关系曲线 Table 1 The well’s basic parameter 井号 产液指数/(m 3 ∙(d∙MPa) −1 ) 含水率/% 地层静压/MPa 井1 15.1 20 23.4 井2 14.2 25 24.7 井3 16.3 14 24.6 井4 11.4 20 23.1 井5 15.7 31 25.5 井6 17.8 15 27.1 表1. 油井基本参数 Table 2 The basic parameters of collector pipelin 管段 内径/mm 长度/m 油井→节点 101.6 300 节点→节点 127.0 500 节点→分离器 152.4 2500 表2. 集输管线基本参数 Table 3 The result of optimum gas allocatio 井号 注气量/10 4 m 3 产液量/(m 3 ∙d −1 ) 产油量/(m 3 ∙d −1 ) 产水量/(m 3 ∙d −1 ) 井1 2.251 146.6 117.3 29.3 井2 1.903 110.7 83.0 27.7 井3 2.125 226.4 194.7 31.7 井4 2.350 173.9 139.1 34.8 井5 2.228 179.6 123.9 55.7 井6 2.145 153.6 130.6 23.0 合计 13.000 990.8 788.6 202.2 表3. 优化配气结果 注气量和产液量之间的关系，然后采用遗传算法求解。这种求解思想大大减小了计算量。 3) 注气量和产液量之间的关系是根据各节点流入曲线插值求解，所以步长越短，求解精度越高，计算量越大。根据遗传算法的特点，建议多次计算，选择最优解。
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user: 摘 要 渗透率各向异性在气藏的开发过程中起着不容忽视的作用。以长庆油田某气藏为例，结合渗透率各向异性的理论基础，探索了渗透率各向异性气藏井网调整方法。其具体做法是，首先通过坐标变换将现有各向异性井网转化为等价各向同性井网，对现有井网的适应性进行评价；然后根据区块储层物性，建立各向同性机理模型来优选各向同性最优井网；最后在各向同性井网设计结果的基础上通过坐标变换设计得到适合气藏各向异性的最优井网。 关键词 :渗透率，各向异性，气藏，井网设计
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user: 1. 引言 渗透率各向异性在气藏的开发过程中起着不容忽视的作用 [ 1 ] - [ 5 ] ，会导致生产井网的开发效果难以掌握，进而影响气藏最终采收率。这类气藏开发效果的好坏在于能否准确把握渗透率各向异性对常规面积井网的影响。对于已开发的气藏，其调整思路是根据气藏各向异性强度对井网进行重新设计并调整，使气藏开发井网与气藏渗透率各向异性特征充分匹配、协调，达到井网控制动储量最大的目标。笔者以长庆油田某气田为例，结合渗透率各向异性理论基础，探索了渗透率各向异性气藏井网设计与调整方法。
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user: 2. 渗透率各向异性对井网的影响 以各向异性气藏正方形井网为例(图1)，假设各向异性渗透率的主方向分别为X、Y方向，渗透率主值分别为K x 和K y ，主方向X与井排方向成α角。 为了分析上述井网的开发效果，首先将各向异性气藏转化为等价各向同性气藏 [ 1 ] 。做如下坐标变换： (1) 图1. 各向异性正方形井网 坐标变换的实质就是将原来的渗流空间在X、Y方向上分别伸长 和缩短 倍。经过坐标变换，原来以K x 和K y 为渗透率主值的各向异性气藏转化为以K为渗透率值的等价各向同性气藏。 为便于分析，不妨设K y = 4K x ，主方向K x 与井排方向成角度为45˚，上述坐标变换相当于把气藏空间在x方向上拉长 倍，在Y方向上收缩 倍，原来由1、2、3、4号井组成的正方形被破坏与重组变成长轴与X方向平行的菱形(图2)。
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user: 3. 各向异性气藏井网设计方法 为使等价各向同性气藏井网形状满足气藏开发要求，需要根据气藏的各向异性强度对井网变形参数进行计算(见式(1))。在确定等价各向同性井距之后，根据坐标变换方法确定各向异性井距，设计方法如下。 1) 井排方向与渗透率主方向平行或垂直。渗透率主方向指裂缝方向或沉积过程中的物源方向。 2) 各向异性气藏井网设计的计算公式如下： (2) 式中：a、d分别为各向异性气藏设计井网的井距和排距，m；a′、d′分别为等价各向同性气藏井网的井距和排距，m。 各向异性气藏在各方向的总体导流能力等价于渗透率为 的各向同性气藏。各向异性气藏井网的开发效果可以用等价各向同性气藏井网来表示，如果需要等价各向同性气藏内井距为a′、排距为d′，则各向异性气藏井网的井距和排距应分别设计为a和d。也可以说，如果各向异性气藏井网的井距和排距分别设计为a和d，则该井网的开发效果相当于等价各向同性气藏中井距为a′、排距为d′的井网的开发效果。a′、d′与a、d之间的关系由式(2)决定。
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user: 4. 气藏目前开发井网评价 以长度油田某气藏为例。经过储层三维地质建模数据分析，Psh 8 u(2) (盒八段上亚段2小层)和Psh 8 L (盒八段下亚段)是该区主要储层，其储量约占全区全井段储量的75%，为辫状河沉积。古水流方向与网格南方向呈0˚~45˚的夹角，平均约为30˚。 图2. 等价各向同性变形井网 一般来说，河流相沉积的渗透率主值方向与古水流方向一致(图3)，即最大渗透率K max 方向与沉积物源方向相同，最小渗透率K min 方向与沉积物源方向垂直。 如图4，K max 方向与网格南方向呈30˚夹角，与目前井排方向即东西向成60˚的夹角。该气藏采用了正方形的排状井网，井距和排距均为800 m，且K max = 4K min 。图4中1、2、3、4号井组成一个正方形。 根据式(1)可计算如下： 该坐标变换相当于气藏空间在K max 方向上收缩0.707倍，在K min 方向上拉伸1.414倍。 经过各向异性破坏与重组作用得到等价各向同性井网如图5所示，1、2、3、4号井组成一个菱形区域。显然，这样的井网会造成不同方向上的气体渗流不均衡，难以取得好的开发效果。
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user: 5. 气藏井网调整优化设计 5.1. 各向同性井网优化 5.1.1 . 机理模型建立 1) 网格系统 井距优化机理模型取长、宽均为2450 m的正方形区域(工区面积6.0 km 2 )，砂岩总厚度35 m，网格步长为50 m × 50 m × 5 m，网格维数为49 × 49 × 7，网格系统为块中心网格。该机理模型不考虑构造和岩性变化，为均质、各向同性理想模型。为了提高模拟精度，选用了双重介质模型(双孔单渗)来模拟压裂裂缝和砂岩基质内的流体流动。 2) 气藏物性参数 储层物性参数包括孔隙度、渗透率及含气饱和度数据等。根据储层平均物性建立了相应的机理模型，用来对比优化各向同性最优井距，模型基本物性参数数据见表1。模型气水高压物性、气水两相相对渗透率均为气藏岩心分析所得到的标准数据。 图3. 气藏渗透率主值方向图 图4. 渗透率主值方向与井排方向角度关系 图5. 气藏等价各向同性井网 Table 1 Formation parameters of gas reservoi 平面渗透率/mD 孔隙度/1 储量丰度/(10 8 m 3 ∙km −2 ) 初始含气饱和度/% 0.5 0.048 1.41 60 表1. 气藏基本物性参数 5.1.2. 井距方案优化 显然，对于均质各向同性气藏，均匀井网效果最佳，即井距等于排距的正方形井网。为了寻找最优井网井距，设计了不同井距的正方形井网共5套方案，设计如下。 方案1：1200 m井距正方形井网；方案2：800 m井距正方形井网；方案3：600 m井距正方形井网；方案4：400 m井距正方形井网；方案5：300 m井距正方形井网。 各方案均模拟开发40年，各方案均按照日产气2 × 10 4 m 3 进行单井配产，当单井日产气不足1000 m 3 时废弃。经过边、角井产量劈分之后，各井距条件下总井数、井网密度见表2。 经过方案预测，不同开发方案下的开发指标预测见图6。 分析图6发现，气藏最终采收率在井距300~1200 m区间与井距大小呈负相关，井距越小，气藏最终采收率越大。 5.1.3 . 经济估算 随着井网密度的增大，气藏采收率随之增大，投资也会相应增大，但更大的采收率不一定意味着更大的经济效益。因此，为了确定最经济的井网井距，须进行经济估算。 已知天然气商品价格2元/m 3 ；年利率3%；直井钻完井费用600万元/口；水平井钻完井费用2400万元/口；单井人力、电力、维护费用：15万元/年经过。经净现值计算，绘制各井距方案净现值柱形图如图7所示。 如图7所示，各井距下气藏采收率随井距减小而增大，单净现值随井距减小呈先增大后减小的趋势，并在400 m井距下取得最大净现值。因此，建议该气藏最优的等价各向同性井距为400 m。 5.2. 各向异性井网设计 上节中建议各向同性井距为400 m，取井排方向与沉积物源方向平行，根据式(2)，有： 经过坐标变换得到气藏各向异性井网，其井距为350 m，排拒为460 m，见图8。 在该例当中，由于原气藏井排方向(东西向)与渗透率主值方向存在夹角，因此，在进行井网设计和调整时，必须沿渗透率主值方向或其垂直方向重新定义井排方向，然后在新的井排方向上按照所设计的井距、排距调整开发井网。
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user: 6. 结论 针对各向异性气藏，其井网设计和调整方法如下： 1) 定量分析气藏各向异性参数，然后通过坐标变换将现有各向异性井网转化为等价各向同性井网，对现有井网的适应性进行评价。 2) 根据区块储层物性，建立各向同性机理模型来优选各向同性最优井网。 3) 在各向同性井网设计结果的基础上，通过坐标变换设计反向转换得到适合气藏各向异性的最优井网。 Table 2 Total number of wells and well spacing density of different well spacing condition 方案编号 方案类型 模型总井数/口 井网密度/(口∙km −2 ) 方案1 1200 m井距正方形井网 4 0.69 方案2 800 m井距正方形井网 9 1.56 方案3 600 m井距正方形井网 16 2.78 方案4 400 m井距正方形井网 36 6.25 方案5 300 m井距正方形井网 64 11.11 表2. 不同井距条件下模型总井数及井网密度 图6. 方案采收率随井距变化曲线 图7. 各井距方案下净现值对比 图8. 气藏设计各向异性井网
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user: 摘 要 沥青质是原油里面的一种活性组分，对原油乳状液稳定性起着重要作用。采用界面张力仪、表面黏弹性仪研究了从渤海SZ36-1油田A7井原油中提取的沥青质组分配制成的模拟油与A7井模拟水间的界面张力、界面剪切黏度，并利用纳米粒度分析仪测定了不同质量浓度沥青质溶液的粒径分布形态。研究表明，沥青质模拟油–模拟水体系界面张力随沥青质质量浓度增加而逐渐降低；沥青质质量浓度为1、3、5 mg/L时，沥青质模拟油–模拟水体系界面剪切黏度随沥青质质量浓度增加而增加；沥青质质量浓度介于10~30 mg/L时，沥青质模拟油–模拟水体系界面剪切黏度随沥青质质量浓度增加而减小；沥青质质量浓度介于30~100 mg/L时，沥青质模拟油–模拟水体系界面剪切黏度随沥青质质量浓度增加变化不大。沥青质质量浓度低于20 mg/L时，沥青质在二甲苯–煤油体系中粒径分布均一，且随着沥青质质量浓度增加，沥青质分散粒径增大；沥青质质量浓度高于20 mg/L时，沥青质在二甲苯–煤油体系中粒径分布范围较宽，且出现多个峰值，沥青质分子呈缔合分布状态。该研究成果有助于沥青质对原油乳状液稳定性影响机理的研究，对油田采出液进行破乳分离具有一定的指导意义。 关键词 :沥青质，界面张力，界面剪切黏度，粒径分布
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user: 1. 引言 沥青质不溶于低级正构烷烃(C 5 ~C 8 )，能溶于苯或甲苯等芳香烃，较原油中其他组分相对分子量大、极性强。沥青质是原油中的一种天然乳化剂，对原油乳状液的稳定性起着重要作用。许多研究表明，对于大多数原油来说，沥青质都属于原油中乳化能力最强的组分，对乳化起着重要作用，无论以何种分散状态存在，沥青质作为天然的乳化剂都能使原油乳状液形成稳定的乳状液。沥青质的相对分子质量大，其中杂原子含量高，极性基团多，沥青质分子极易吸附在油水界面形成界面膜，这种界面膜不仅排列致密且机械强度高，能阻止水滴聚并，增加乳状液稳定性 [ 1 ] 。沥青质分子很容易发生缔合，通常以聚集体的形式存在于原油中，并且在原油中容易形成空间网状结构，可以形成一定强度的保护性薄膜，提高乳状液的稳定性。当溶液中油水两相共存时，由于沥青质分子极性强，油相中沥青质分子会向油水界面移动并吸附，吸附在油水界面上的沥青质分子首先形成单分子膜层，浓度较高时形成次层，从而构成稳定的界面膜，稳定W/O乳状液 [ 2 ] 。 乳状液体系稳定性主要通过2种测试手段来评价：一是测定油水体系界面张力；二是测定油水体系界面剪切黏度 [ 3 ] 。界面张力的大小主要取决于聚集在油水界面上活性组分浓度的大小。界面张力越低，乳状液越稳定。界面剪切黏度的大小取决于油水界面是否有稳定的膜结构形成，以及成膜分子排列的紧密程度和成膜分子间相互作用力的大小。界面剪切黏度的大小是反映油水界面膜强度的一项指标，其值越高，原油乳状液越稳定。 沥青质在乳状液中的分散状态也会影响其稳定性 [ 4 ] 。研究表明，沥青质分子中杂原子含量越高，其极性越大，缔合性越强，缔合数越高，缔合体粒径越大。沥青质分子的缔合作用与溶剂类型相关，不同溶剂中沥青质分子缔合程度不同，粒径分布不同。 笔者通过测定沥青质模拟油与模拟水间界面张力、界面剪切黏度来考察沥青质在油水界面的聚集程度，测定沥青质在二甲苯–煤油体系中的粒径分布状态来考察沥青质在油相中的分散缔合状态，进而分析沥青质对油水乳状液稳定性的影响。
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user: 2. 试验部分 2.1. 试验材料与仪器 原油(渤海SZ36-1油田A7井原油)，煤油(燕山石化公司炼油厂生产)，二甲苯、氯化钠、碳酸钠、硫酸钠、氯化镁、碳酸氢钠和无水氯化钙(分析纯)。 模拟水组分及质量浓度：NaCl为7536.6 mg/L，NaHCO 3 为808.6 mg/L，Na 2 CO 3 为154.8 mg/L，CaCl 2 为95.3 mg/L，Na 2 SO 4 为197.4 mg/L，MgCl 2 为397.1 mg/L。 采用德国DCAT-21型表面张力和接触角仪测定油水界面张力，日本协和SVR·S型界面黏弹性仪测定油水界面剪切黏度，英国Zetasizer Nano-ZS型纳米粒度及Zeta电位分析仪测定沥青质体系粒径分布。 2.2. 沥青质的提取 沥青质的提取方法按《石油沥青组分测定法》(SH/T 0509-92)执行。首先将10 g原油和500 mL正庚烷进行混合，搅拌24 h，过滤；然后将滤纸、沉淀一起放入索氏抽提器中用正庚烷反复抽提；再用甲苯抽提滤纸至抽提液接近无色；最后将抽提液蒸馏去除甲苯后，放入真空干燥箱中干燥，即得到沥青质。 2.3. 模拟油的配制 由于沥青质不溶于低级正构烷烃而溶于苯或甲苯类溶剂，为了使沥青质分散程度较好，试验准确度较高，选取体积比为2:8的二甲苯和煤油的混合溶液作为溶剂。试验所需沥青质模拟油配制方法如下：称取一定质量的沥青质并将其溶解于体积比为2:8的二甲苯和煤油的混合溶液中，配制成沥青质模拟油，摇匀，并用超声波仪超声10 min，使其完全溶解。
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user: 3. 结果与讨论 3.1. 不同质量浓度沥青质模拟油–模拟水体系界面张力 界面张力的大小是评价乳状液稳定性的指标之一，油水界面张力越小，乳状液越稳定。测定了不同质量浓度(0~100 mg/L)沥青质模拟油和模拟水之间的界面张力。图1为不同质量浓度沥青质模拟油–模拟水体系界面张力随时间的变化关系图。可以看出，随着沥青质在模拟油中质量浓度的增加，体系界面张力由46 mN/m逐渐降低到28 mN/m。降低界面张力的能力随沥青质在模拟油中质量浓度的增加而增强。与不含沥青质的二甲苯–煤油溶液相比，沥青质质量浓度低于5 mg/L的体系界面张力降低较小，这是由于沥青质质量浓度较低，在油水界面上的吸附量较少，从而使油水界面张力降低程度较小。沥青质质量 图1. 不同质量浓度沥青质模拟油–模拟水体系界面张力 浓度大于5 mg/L时，油水界面张力明显降低，即沥青质质量浓度越高时，吸附到界面处的界面活性组分越高，体系界面张力越低 [ 5 ] - [ 7 ] 。界面张力测定的结果表明，油相中沥青质质量浓度的增加有助于油水乳状液体系的稳定。 3.2. 不同质量浓度沥青质模拟油-模拟水体系界面剪切黏度 界面剪切黏度的大小取决于油水界面是否有稳定的膜结构形成，以及成膜分子排列的紧密程度和成膜分子间相互作用力的大小。界面剪切黏度的大小可以反映油水界面膜的强度大小，界面剪切黏度越高，原油乳状液越稳定。 试验测定了不同质量浓度(1~100 mg/L)沥青质溶液与模拟水之间的界面剪切黏度。沥青质模拟油–模拟水体系界面剪切黏度随时间的变化关系如图2所示。随着沥青质质量浓度的增加，界面剪切黏度表现出先增加而后减小的趋势。即沥青质质量浓度为1~5 mg/L时，随沥青质质量浓度增加，油水界面剪切黏度增大；沥青质质量浓度为5~100 mg/L时，随沥青质质量浓度的增加，油水界面剪切黏度降低；沥青质质量浓度为5 mg/L时界面剪切黏度最大。沥青质质量浓度为30、50、100 mg/L时，油水界面剪切黏度均随时间的延长而增加，并且这3种质量浓度下油水界面剪切黏度相差不大，3条曲线近似重合。当沥青质质量浓度大于1 mg/L时，油水界面剪切黏度随时间的延长而增加，在试验测定的时间内未达到平衡；当沥青质质量浓度为1 mg/L时，在同样的转速下界面剪切黏度最小，但是很快达到平衡。 因此，低质量浓度体系(1~5 mg/L)和较高质量浓度体系(10~100 mg/L)沥青质溶液与模拟水间的界面剪切黏度变化规律不同，这与其在溶液及界面上的存在形态不同有关。当沥青质质量浓度为1 mg/L时，油水界面剪切黏度很快达到平衡，这说明沥青质中活性组分很快在油水界面处达到吸附平衡；沥青质质量浓度继续增加到3 mg/L和5 mg/L时，油水界面剪切黏度随剪切时间延长而增大，但一直难以平衡到某一固定值，这说明沥青质中活性组分一直在油水界面处吸附并参与界面膜的形成；沥青质质量浓度介于1~5 mg/L时，油水界面剪切黏度随沥青质质量浓度增加而增加，形成界面膜强度逐渐增强。沥青质质量浓度介于10~30 mg/L时，油水界面剪切黏度随沥青质质量浓度增加而减小，这是由于沥青质质量浓度增加到一定程度时，分子间形成缔合现象，参与形成界面膜的活性组分减少，界面剪切黏度减小，界面膜强度减小；当沥青质质量浓度介于30~100 mg/L时，随沥青质质量浓度增加，油水界面剪切黏度变化 图2. 不同质量浓度沥青质模拟油–模拟水体系界面剪切黏度 不大，这是由于此时沥青质溶液中分子间缔合达到饱和，有足够的沥青质分子参与界面膜的形成，构成了稳定的界面膜 [ 8 ] - [ 11 ] 。 3.3. 不同质量浓度沥青质模拟油体系粒径分布 采用纳米粒度分析仪测定了不同质量浓度沥青质在二甲苯–煤油体系中的粒径分布形态，测定出的粒径分布如图3(a)和图3(b)所示。由图3(a)可以看出，沥青质质量浓度为1、3、5、10 mg/L时，沥青质粒径分布为单峰形式，且强度较大，说明在对应质量浓度下沥青质溶液中的分子粒径主要集中在对应的峰值范围内，沥青质粒径分布均一，此时吸附在油水界面上的沥青质分子的排列方式为有序排列。沥青质质量浓度较低(1 mg/L和3 mg/L)时，油水界面上吸附的沥青质分子少，沥青质分子在油水界面上排列疏松，界面膜强度低，界面剪切黏度较小；沥青质质量浓度增加到5、10 mg/L时，吸附到油水界面上的沥青质分子增加，沥青质分子在油水界面上排列致密，形成的界面膜强度增加，界面剪切黏度也较高。由图3(b)可以看出，沥青质质量浓度大于10 mg/L时，沥青质粒径分布为双峰形式，且沥青质质量浓度越高，沥青质粒径尺寸越大，粒径分布范围越宽。这是由于沥青质质量浓度增加时，沥青质分子缔合成由一定数量的类似于胶束颗粒的缔合体，沥青质质量浓度越大，缔合体尺寸也越大，缔合体在界面上的吸附排列不如质量浓度为5 mg/L时有序紧密，因此其界面剪切黏度低于质量浓度为5 mg/L沥青质溶液与模拟水间的界面剪切黏度。而且随沥青质质量浓度增加，缔合体尺寸变大，缔合体在界面上的排列不紧密，导致油水界面剪切黏度降低。当沥青质质量浓度大到一定程度(大于20 mg/L)时，沥青质在油水界面处的吸附达到饱和，随沥青质质量浓度增加，油水界面剪切黏度变化较小，即质量浓度为30、50、100 mg/L的沥青质模拟油与模拟水间的界面剪切黏度随测定时间的延长其增加的趋势相一致。粒径分布测定出的结果能很好地解释界面剪切黏度的试验现象 [ 12 ] [ 13 ] 。
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user: 4. 结论与认识 1) 不同质量浓度沥青质模拟油–模拟水体系界面张力的变化：随油相中沥青质质量浓度增加，油水界面张力降低。 图3. 不同质量浓度沥青质溶液粒径分布图 2) 不同质量浓度沥青质模拟油–模拟水体系界面剪切黏度的变化：油相中沥青质质量浓度介于1~5 mg/L时，油水界面剪切黏度随沥青质质量浓度增加而增加；油相中沥青质质量浓度介于10~30 mg/L时，油水界面剪切黏度随沥青质质量浓度增加而减小；油相中沥青质质量浓度介于30~100 mg/L时，油水界面剪切黏度随沥青质质量浓度增加变化不大。 3) 不同质量浓度沥青质模拟油体系中，沥青质颗粒的粒径分布呈现2种分布形态：沥青质质量浓度低于20 mg/L时，粒径分布形态为单峰，沥青质粒径分布均一，且沥青质质量浓度增加，沥青质颗粒粒径增大；沥青质质量浓度高于20 mg/L时，粒径分布形态为多峰，且分布范围变宽，沥青质在油相中呈现分子缔合分布状态。
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user: 摘 要 在气井的钻井过程中，井底压力的变化对井控风险的影响是很大的。但目前在分析影响气层井筒井底压力变化的因素时，未考虑气层厚度对井底压力的影响。基于质量守恒和动量守恒定理，针对井筒气侵后的实际情况，首先建立了气侵后井底压力的计算模型，然后联合分相流方程，运用有限差分的方法，以工程实例数据为基础，讨论了打开气层厚度对井底压力的影响规律。分析结果表明，随着钻遇气层厚度的增大，井底压力稳定值较大，井底压差也愈大，最终导致井控难度加大，建议采用合理的手段尽早侦测气侵情况，采取措施能够减少地层气体的侵入量，达到安全井控的目的。该研究是对气侵、井底压力变化规律认识的完善，对现场实际井控安全操作策略的制定具有重要指导意义。 关键词 :井底压力，气层厚度，井控，稳定值
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user: 1. 引言 当地层气体侵入井筒后，改变了井筒内的流动状态 [ 1 ] - [ 3 ] ，如果控制不当，很有可能演变成井喷。国内外对井底压力的计算模型做了大量的研究：Nickens [ 4 ] 建立了井涌井的动态模型，该模型能够预测发生井涌时任意时刻和井深的侵入量和井底压力；Santos [ 5 ] 建立了水平井发生气侵时的压力预测模型；Choe [ 6 ] 建立了非稳态井控模型，并且与Nickens模型、Santos模型进行了比较，由于复杂两相流模型不同导致二者计算出的结果较难匹配；李相方等 [ 7 ] 和周照明 [ 8 ] 分别讨论了不同气层厚度下截面含气率和气体上升速度的变化情况以及孔隙度对气侵量的影响，但两者都没有分析相关因素对井底压力的影响。可以说，目前分析气侵后井底压力的影响因素尚未涉及打开气层厚度。利用实际工程数据，对打开气层厚度与井底压力的影响关系进行分析讨论，因此，所开展的研究对进一步认清地层流体侵入对井底压力的影响，做好井控工作具有重要意义和指导意义。
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user: 2. 气侵后井底压力计算模型 气侵后，环空内的气液两相流与溢流前的钻井液单相流相比，流动情况复杂，计算也较为麻烦 [ 9 ] 。因此，采用分相流的方法，对气液两相流建立数学计算模型，最后联合分相流方程进行求解。 2.1. 气相和液相控制方程 为了研究需要，取管柱中某一微元体，假设管柱壁上无质量变化，且微元体的过流断面面积为A，通过某一点M的质量变化情况如图1所示。 M点的流入质量为 ；ds段内地层产气质量为 ；M'点的流出质量为 ；ds段内累积质量为 。 由质量守恒定理可知： 由此可以建立气相连续性方程： (1) 即： (2) 式中：t为气侵时间，s；s为井筒深度(从底部往井口)，m；A为过流断面的面积，m 2 ；ρ G 为气相密度，g/cm 3 ；E G 为截面含气率，1；v G 为气相速度，m/s；q G 为单位长度井筒内的质量流量，kg/(m∙s)。 液相与气相控制方程建立的原理相同 [ 7 ] [ 10 ] [ 11 ] ，具体的数学模型： (3) 式中：ρ L 为液相密度，g/cm 3 ；v L 为液体真实速度，m/s。 2.2. 气、液两相混合运动方程 由动量守恒原理可知： 建立两相混合运动方程： (4) 即 (5) 式中：(p) f 为摩阻压力，MPa；g为重力加速度，m/s 2 ； 为摩阻压力梯度，MPa/m。 2.3. 求解方法 综上所述，以上建立的计算模型(公式(3)、(4)、(5))均属于非线性偏微分方程，单从方程本身求解较为困难，因此借鉴流体力学常用的研究方法，即有限差分法。在分析过程中，可以将气侵发生的时刻对应到时间域，井深对应到空间域。利用有限差分离散已建立的模型，同时对空间域和时间域进行网格划分，最后逐步求取空间域上的解，直至覆盖整个时间域 [ 12 ] [ 13 ] 。 图1. 某一微元体质量守恒的物理模型