王玫珠
- 作品数：22 被引量：269H指数：8
- 供职机构：中国石油天然气集团公司中国石油勘探开发研究院更多>>
- 发文基金：国家科技重大专项中国石油天然气集团公司科技项目国家自然科学基金更多>>
- 相关领域：石油与天然气工程天文地球经济管理矿业工程更多>>
- 沁水盆地安泽区块3号煤层煤体结构及其控气作用被引量：7
- 2016年
- 沁水盆地安泽区块煤层形成后经历多期构造运动,致使煤体结构遭受不同程度的破坏,煤体结构的分布规律制约本区煤层气的开发。基于此,利用该区的测井资料,提出测井判识煤体结构的方法,将研究区单井3号煤层结构分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三种煤体结构类型组合,对比分析3号煤层不同煤体结构煤空间展布与煤层含气量、煤层埋深的相关性。结果表明:安泽地区碎裂-碎粒煤较原生结构煤、糜棱煤发育,南部碎裂-碎粒煤发育较厚,北部以糜棱煤发育相对较薄;煤层含气量随埋深有明显增加的趋势,但在同等埋深条件下,煤层含气量受不同煤体结构展布的影响较大,南部碎裂-碎粒煤发育较厚煤层吸附量大,出现煤层含气量的高值区。
- 熊波张遂安李晓友赵洋王玫珠胡秋嘉刘忠曹海霄王潇祎
- 关键词：煤体结构煤层含气量
- 特低渗透纵向非均质油藏周期注水研究新方法被引量：3
- 2012年
- 大庆外围某特低渗油藏不仅储层薄,渗透率特低,而且纵向上非均质性较强,水驱开发过程中层间矛盾严重,明确注水方式对特低渗透纵向非均质油藏的影响对于解决层间矛盾十分必要。建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质地质模型,采用5点井网进行数值模拟计算,考虑流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律及压力敏感性特点,研究不同周期注水方式的渗流规律。结果表明,增注-减注注水方式相同含水率下采出程度高于增注-停注注水方式;增注-减注注水方式比增注-停注注水方式储层吸水剖面均匀,相对低渗储层吸水能力增强,相对高渗储层吸水能力减弱;增注-停注注水方式增注周期注水井附近压力梯度普遍高于0.2MPa/m,注水能量被消耗在建立水流通道上。该模型能直观判断周期注水方式对非均质性开发效果的影响。
- 王玫珠于荣泽崔茂蕾杨正明王学武
- 关键词：特低渗透油藏非线性渗流纵向非均质周期注水注水方式
- 通道压裂中支撑剂团排列方式对裂缝导流能力的影响
- 2024年
- 高速通道压裂是以支撑剂团支撑裂缝并获得更高裂缝导流能力的新型压裂技术。为了探究支撑剂团排列方式对裂缝整体导流能力的影响,文中在考虑闭合压力作用下支撑剂团和裂缝壁面变形的基础上,建立了一种流体在高速通道和支撑剂团中耦合的流动模型,并对交错型和正对型支撑剂团排列方式的裂缝整体导流能力进行模拟,分析了支撑剂团半径和间距对裂缝整体导流能力的影响。结果显示:支撑剂团半径的减小和支撑剂团间距的增大均会导致裂缝支撑效果变差,正对型和交错型支撑剂团的半径均不宜小于0.100 m,支撑剂团间距不宜大于0.25 m;相同条件下,交错型支撑剂团填充的裂缝导流能力要比正对型支撑剂团填充的裂缝导流能力平均高53.53%。
- 徐加祥赵洋王湘婷王玫珠杨焦生田丰华张艳博
- 关键词：非常规油气裂缝导流能力
- 沁水盆地南部煤层气压裂、排采关键技术研究被引量：23
- 2017年
- 为了提高沁水盆地南部煤层气压裂、排采技术适应性,采用数值模拟和动态分析方法,研究了压裂裂缝形态与产能的关系、不同排采阶段控制机理与要点、煤层气井产水特征及其对产气的影响,建立了复杂裂缝条件下产能分析方法、煤层可动水及外来水侵评价方法.认为地质条件及压裂工艺控制裂缝发育形态,在低渗煤层中形成一条高导流的压裂主裂缝至关重要.研究结果表明:在渗透率为0.1~1.0mD低渗煤层中形成一条高导流的主裂缝越长,产气效果越好.排采方面,单相水流阶段应以降低应力敏感伤害、扩大压降为主,该阶段排采时间6~10个月以上、降液速度2~5m/d、可动水排出30%以上、压降半径大于120m(已产生井间干扰)的井易高产;两相流初期上产阶段应控制好动液面、套压和气体瞬时流速,保证气、水稳定产出,降低不稳定流动造成的附加伤害.煤层气井产水特征、产水量大小及煤层中水的采出程度决定后期产气效果,而煤层中原始可动水量大小、外来水体规模及侵入程度控制产水量及压降,据此可指导排采管控.
- 杨焦生赵洋王玫珠王勃王金友张继东刘坤
- 关键词：煤层气压裂
- 大数据在煤层气开发分析与产量预测中的应用
- 大数据与油气行业深度融合是大势所趋,切入点的选择是大数据技术应用的关键,煤层气作为非常规天然气的一种,具有储层非均质性强、开发机理不完全明确、产能影响因素复杂、开发数据量大等特征,传统理论和数值模拟方法在处理这种复杂问题...
- 王玫珠王红岩于荣泽王九龙赵迎
- 关键词：煤层气数据库应用产能预测
- 文献传递
- 非常规油气勘探开发理论技术助力我国油气增储上产被引量：62
- 2021年
- "十三五"期间,中国已成为世界最大能源生产国、消费国和进口国,正处于"洁煤、稳油、增气"能源转型过程的关键时期,非常规油气理论、技术及管理创新,推动了我国石油上游业务从常规油气向非常规油气的跨越式发展。2020年中国非常规天然气产量为732×10^(8)m^(3),占天然气总产量的38%;致密油与页岩油等勘探评价在鄂尔多斯、准噶尔和松辽等多个盆地取得战略性突破,2020年产量约为200×10^(4)t,是未来国内原油稳产增产的重要领域。非常规油气产业发展具有与常规油气不同的开发理念、技术及管理模式。"十四五"时期,努力实现非常规油气以川南海相古老页岩开发为代表的"页岩气规模上产",以中低成熟度、中高成熟度页岩油开发为代表的"页岩油规模有效突破",以煤炭地下气化为代表的"煤制气战略突破",夯实中国油气发展的非常规基础。2035年非常规天然气产量有望超天然气总产量的50%,非常规油产量将占原油总产量的20%。
- 邹才能赵群王红岩孙倩邵男胡志明张辰君孙玉平王玫珠刘德勋
- 关键词：非常规油气页岩油气勘探开发增储上产
- 大庆外围特低渗透油藏非线性渗流周期注水研究被引量：11
- 2012年
- 大庆外围某特低渗透试验井区平面非均质性严重,周期注水利于驱动低渗透区原油。由于特低渗透油藏压力敏感性强,文中根据非线性渗流规律,进行数值模拟研究,优化周期注水方式。采用矿场实际数据,选取矩形五点井网,建立平面非均质模型,分析"增注—减注"方式与"增注—停注"方式的含水率、采出程度、有效驱动体系的建立及地层压力保持情况。结果表明,"增注—减注"方式比"增注—停注"方式采出程度高、驱油波及系数大、低渗区非线性及储层伤害影响小。分析结果对低/特低渗透油藏注水开发具有指导意义。
- 王玫珠杨正明王学武陈玥于荣泽
- 关键词：特低渗透油藏非线性渗流周期注水注水方式数值模拟
- 不同煤阶煤应力敏感特征及其控制机理被引量：1
- 2022年
- 煤储层应力敏感降低储层渗透率,进而影响煤层气井产能,如何降低排采中的应力敏感性影响值得深入研究。为了弄清不同煤阶煤储层的应力敏感性特征及差异性,分别采集樊庄高煤阶煤、保德中煤阶煤和二连低煤阶褐煤的样品,系统开展加载和卸载过程中不同煤阶煤的应力敏感性实验,并对应力敏感的产生机理进行分析。结果表明,随煤阶的升高,煤样的应力敏感性逐渐增强,含明显裂缝的样品敏感性更强。加载有效应力10 MPa条件下,相比初始渗透率,二连低煤阶褐煤样品渗透率下降79.26%,卸载后不可逆渗透率损害率平均33.4%;保德中煤阶煤样渗透率下降79.4%,卸载后不可逆渗透率损害率平均51.4%;樊庄高煤阶煤样加载后渗透率下降92.33%,卸载后渗透率只能恢复30%左右。产生这种差异的机理主要是由于不同煤阶煤的物质组成、孔裂隙结构以及渗流通道不同造成的。低煤阶煤变质程度低,主要发育大、中孔隙,割理–裂隙不发育,为基质孔隙–喉道渗流,渗透率主要受连通喉道控制,应力加载时主要是大、中孔压缩变形严重,而尺度较小的喉道受压缩变形小,因而其应力敏感性相对弱;而高煤阶煤孔隙以微、小孔为主,镜质组含量高,割理–裂隙发育,控制其渗透性,应力加载时微、小孔难以被压缩,而裂隙抗变形能力弱,易发生韧性变形破坏或闭合,卸载后也难以恢复,表现出强应力敏感特征。考虑到高煤阶煤储层埋深更大、应力更高,因此其应力敏感性对产能伤害大,排采初期宜以较小强度进行,降低不可逆渗透率伤害,扩大压降范围;而低煤阶煤储层本身应力低、渗透率较高,应力敏感对产能影响相对较小,排水期可适当加快速度,提高排水效率。
- 孙粉锦杨焦生王玫珠孙斌张继东赵洋邓泽
- 关键词：渗透率控制机理煤层气排采
- 页岩气藏经验产量递减分析方法研究现状被引量：20
- 2018年
- 为深入研究和推动经验产量递减分析方法在页岩气藏中的应用,对国内外现有经验产量递减分析方法进行了深入广泛调研。从方法来源、基本模型、典型图版、适用条件、局限性及改进方法等方面,对Arps递减、幂指数递减、扩展指数递减和Duong递减等分析方法进行了详细阐述,同时还给出了今后页岩气藏经验产量递减分析方法的研究重点。研究表明:经验产量递减分析方法都具备产量预测和最终可采储量预测功能,只能对井底流动压力恒定或近似恒定条件下的生产数据进行分析,且要求生产数据连续稳定避免长时间关井。不同经验递减分析方法之间最主要的差异是适用流态不同,其中Arps递减和改进双曲递减仅适用于边界主导流,扩展指数递减和Duong递减适用于线性流,改进Duong递减、幂指数递减和改进幂指数递减适用于线性流和边界主导流。准确识别和划分页岩气井流态是经验产量递减分析方法推广应用的关键。国内页岩气井难以实现井底流动压力恒定或近似恒定的生产方式,如何准确将生产数据校正为定压生产条件下的生产数据是下一步经验产量递减分析方法的研究重点。
- 于荣泽姜巍张晓伟张晓伟王莉郭为王玫珠
- 关键词：页岩气流态
- 大宁—吉县区块深部煤层气相态控制因素及含量预测模型被引量：3
- 2023年
- 鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深部煤层气资源丰富,近年来的开发实践打破了深部煤层气资源难以开发利用的传统认识。目前,深部煤层气勘探开发仍存在一系列地质难题尚未解决,特别是煤层的含气性控制因素及游离气含量预测等,严重制约着深部煤层气的资源评价与高效开发。综合利用煤层气开发地质资料和实验测试手段,对比分析大宁—吉县区块中—深部煤层(1000~1500 m)与深部煤层(大于1500 m)的含气性差异,揭示了深部煤层含气性的内在与外在控制因素,建立了不同相态煤层气的含气量预测模型与垂向分布模式。研究结果表明:深部煤储层整体处于含气过饱和状态,其游离气占比为17%~43%,且随着储层压力升高呈增大的趋势,游离气含量与含水饱和度呈负相关关系。在达到吸附饱和之前,煤储层压力对煤层吸附甲烷有促进作用,而温度和水分则会抑制甲烷的吸附作用。相对于低阶煤而言,高阶煤对甲烷的吸附能力更强,这主要与煤岩的物质组成、孔隙结构、甲烷分子与煤表面之间发生的物理化学反应等因素相关。受多种因素共同制约,煤层中的吸附气含量随着埋深的增大呈现出"快速升高—增速减缓—缓慢下降"的变化趋势,游离气含量呈现出"稳定升高—增速减缓—趋于恒定"的变化趋势。由此,可将煤储层总含气量随埋深的变化整体划分为快速升高、缓慢升高、保持稳定、缓慢下降4个演化阶段。
- 杨焦生冯鹏唐淑玲汤达祯汤达祯李松王玫珠李松
- 关键词：游离气含气量
