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杨朝蓬
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- 所属机构:中国石油天然气集团公司中国石油勘探开发研究院
- 研究方向:石油与天然气工程
- 发文基金:国家科技重大专项
相关作者
- 高树生
- 作品数：271被引量：2,330H指数：27
- 供职机构：中国石油天然气集团公司
- 研究主题：渗透率 页岩 岩心 致密砂岩气藏 低渗透油藏
- 岳湘安
- 作品数：355被引量：2,334H指数：25
- 供职机构：中国石油大学（北京）
- 研究主题：多孔介质 提高采收率 低渗透油藏 流变性 采收率
- 赵仁保
- 作品数：94被引量：394H指数：12
- 供职机构：中国石油大学(北京)地球科学学院油气资源与探测国家重点实验室
- 研究主题：稠油 火驱 多孔介质 稠油油藏 二氧化碳
- 杨浩
- 作品数：92被引量：201H指数：8
- 供职机构：中国地质大学（北京）
- 研究主题：固井 界面胶结 胶结质量 泥饼 窜流
- 叶礼友
- 作品数：39被引量：447H指数：14
- 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
- 研究主题：滑脱效应 致密砂岩气藏 渗透率 采收率 渗流机理
- 多孔介质中泡沫封堵有效期评价被引量：18
- 2009年
- 在室内实验中,用玻璃器皿等不能准确反映泡沫在岩心多孔介质中的稳定性,为此研究了泡沫在均质岩心中的泡沫封堵的有效期。根据动力相似准则,推导出了泡沫有效期理论评价模型,将现场生产压差和泡沫波及范围分别和实验室岩心驱替压差和岩心长度建立相似比例。模型评价表明,泡沫形成的生产压差是几何长度比的4次方。建立了泡沫封堵有效期评价实验模型,研究了驱替动态和含油、不含油情况的封堵时间和封堵效率。结果表明:多孔介质含油封堵时间远低于不含油时,即泡沫对油层实现暂堵;油的存在只是增加了油层流体出流速度,对封堵效率没有明显影响。随着生产压差的下降,泡沫质量增加,封堵效率提高。根据实验数据,结合现场情况,预测了泡沫在均质岩心中相同生产压差、不同生产压差及不同波及范围情况下的封堵有效期。结果表明:在一定生产压差下,泡沫在均质岩心中封堵有效期长,封堵效率高,能满足现场生产要求;随着生产压差的增加,封堵有效期下降;当泡沫波及范围增加时,泡沫封堵有效期也迅速增加。
- 杨浩岳湘安赵仁保杨朝蓬邓鲁强
- 关键词：泡沫封堵封堵效率
- 低渗致密气藏滑脱效应压力界限研究被引量：4
- 2015年
- 为了明确低渗致密气藏发生滑脱效应的压力界限,测试了低渗致密岩样的视渗透率在不同孔隙压力下的变化规律。测试前采用平移法求得了岩样的有效应力系数。测试实验表明,当孔隙压力从地层压力下降到临界压力时,气体流动开始发生滑脱效应,发生滑脱效应的临界压力随着渗透率的增加而降低。得出了定量表征滑脱效应压力界限的公式。当地层压力大于临界压力时,不存在滑脱效应,实验室得出的克氏渗透率小于储层的真实渗透率;当地层压力小于临界压力时,实验室进行气体测量渗透率时应该采用回压阀,此时用回压测得的克氏渗透率值以及求得的滑脱因子更加准确。
- 杨朝蓬尤雪龙崔志松谭习群罗艳艳陶珍
- 关键词：低渗致密气藏滑脱效应有效应力
- 管外窜流出液规律实验研究被引量：1
- 2009年
- 为了研究管外窜流封窜机理与方法,研究了管外窜流出液规律。在实验室建立了不同压力体系、不同流动介质的管外窜流出液模型。用回压模拟井底压力,在不同井底压力和不同油水层压力下研究了管外窜流油水层压力变化规律,产水率变化规律,得出当油层压力大于井底压力时,油层有油产出;当井底压力大于油层压力而小于水层压力时,流动稳定时油层压力和井底压力大小相同,含水率达到100%;当井底压力等于水窜层压力时,水窜进油层,油水层压力趋于相同。
- 杨浩岳湘安赵仁保杨朝蓬
- 关键词：井底压力产水率
- 氮气泡沫对管外窜槽的封堵研究
- 2008年
- 针对油井出现的管外窜槽导致的水层出水问题进行了室内模拟研究,利用80cm长岩心及其并联模型进行试验以避免短岩心试验产生的端面效应,模拟油井近井地带水层通过窜槽向油层窜流及对采油的影响,并利用氮气泡沫进行封堵试验,优选了泡沫注入参数,评价了其封堵强度,注入采用气-发泡剂-气三段塞注入方式。结果表明,水气交替注入时的平衡压力和气液比对于泡沫封堵出水层位时的效果影响十分明显。
- 杨朝蓬赵仁保杨浩
- 关键词：窜流封窜
- 致密砂岩气藏渗流机理及开发技术被引量：24
- 2014年
- 致密砂岩气藏具有相对复杂的渗流规律,明确其储层条件下的渗流机理有利于制订合理、有效的开发方案。通过总结国内外相关的研究成果,并有针对性地进行了补充实验研究,取得了致密砂岩气藏渗流机理的一些新认识:1实际生产过程中,由于受到孔喉半径较小、废弃地层压力较高的限制,无需考虑其滑脱效应和高速非达西渗流对渗流特征及开发效果的影响;2其阈压梯度和应力敏感程度随着储层渗透率的降低而增大,随着储层含水饱和度的升高而增大;3压力梯度可以显著的影响气水两相的渗流能力,随着压力梯度的增大,气相相对渗透率逐渐降低,水相相对渗透率逐渐升高。基于渗流机理的认识和美国致密砂岩气藏的开发情况,总结了有效的开发技术对策:大型水力压裂技术、井网加密技术、小井眼钻井及欠平衡钻井技术、控压开采技术。
- 李奇高树生叶礼友杨朝蓬梁小娟
- 关键词：致密砂岩气藏滑脱效应高速非达西渗流应力敏感性开发技术对策
- 致密砂岩气藏应力敏感性及其对产能的影响被引量：24
- 2013年
- 前人普遍采用的变围压定内压的应力敏感实验方法并不适用于致密气藏,为了研究应力敏感对致密砂岩气藏开发的影响,对苏里格致密气藏岩样进行了定围压变内压的应力敏感性实验。致密气藏存在较强的应力敏感性,储层渗透率越低,应力敏感性越强。通过对实验数据进行拟合,无因次渗透率与无因次净围压数据符合乘幂关系,并定义乘幂关系式指数的负数为致密气藏应力敏感性系数。同时得出苏里格气田某区块储层渗透率与应力敏感系数的经验公式,可由此式求得该区块不同渗透率储层的应力敏感系数。建立了考虑应力敏感效应的致密砂岩气井产能方程,应力敏感对致密气井产能有较大影响,随着井底流压的下降,应力敏感对产能的影响逐渐增大,因此有必要避免过快地降低井底流压。
- 杨朝蓬高树生郭立辉熊伟叶礼友谢昆
- 关键词：致密砂岩气藏渗透率应力敏感产能
- 基于机器学习的碳酸盐岩油藏地层压力预测被引量：4
- 2024年
- 地层压力涉及到开发方式、配产配注等调整,是油田开发过程中极为重要的参数。但获取地层压力需要关井进行压力恢复,操作繁琐,数值模拟法工作量大且计算耗时,现有公式法不太适合采用复杂工作制度的碳酸盐岩油藏。基于相关性计算和主成分分析等数据预处理过程,结合精英策略遗传算法和支持向量回归模型(SEGA-SVR),建立了基于数据驱动的地层压力预测模型。SEGA-SVR模型在训练集决策系数得分为0.97,均方根误差为0.04;测试集决策系数得分0.95,均方根误差为0.05,对邻区验证井也有较好的表现。SEGA-SVR模型的性能与SVR模型相比有了很大提高,与其他机器学习模型相比,总体来说表现最优。研究结果表明,SEGA-SVR模型无需关井即可预测实时地层压力,且通过遗传算法调参省时省力,数据驱动的方式可更好适应复杂情况。同时该模型具有较好的泛化性和稳定性,预测效果较好,为碳酸盐岩油田地层压力预测提供了新方法。
- 孙浩夏朝辉李云波余洋杨朝蓬徐立坤
- 关键词：碳酸盐岩油藏地层压力预测数据驱动遗传算法支持向量机
- 非线性流下低渗透气藏水平裂缝井产能研究
- 2013年
- 针对低渗气藏经压裂后形成水平裂缝,基于稳定流理论,利用等值渗流阻力法,推导建立了气井压裂后产生水平裂缝条件下,考虑非线性流影响下低渗气藏有限导流水平裂缝井产能预测模型。研究结果表明,启动压力梯度和应力敏感使气井产能下降,且启动压力梯度和应力敏感系数越大,气井产能下降幅度越大,而滑脱效应使气井产能增大,且滑脱因子越大,气井产能增加幅度越大;在高流动压力阶段,启动压力梯度对气井产能影响显著;而在低流动压力阶段,应力敏感效应对气井产能影响更大。
- 汪益宁吴晓东王瑞河赖枫鹏杨朝蓬
- 关键词：低渗气藏有限导流非线性流
- 苏里格致密砂岩气藏单相气体渗流特征被引量：3
- 2014年
- 致密砂岩储层气体渗流机理是准确建立渗流模型、评价产能、合理开发气田的理论基础。对单相气体在苏里格致密气藏渗流过程中的介质变形、滑脱效应、高速渗流的机制进行实验研究。采用定围压、降低内压的方式评价了苏里格致密砂岩气藏的应力敏感性,利用Brace方法求得苏里格致密气藏岩样的有效应力系数,通过实验研究了滑脱效应在致密储层中可以忽略的最低压力值。结果表明,苏里格致密气藏存在较强的应力敏感性。在保持岩心所受有效应力不变的条件下,可以忽略滑脱效应的最低压力值随着储层渗透率的增加而减小。由于致密砂岩储层渗透率极低,气体的渗流速度受限,在足够高的压力平方差下气体流动仍然属于达西流的范畴,因此气体在致密气藏基质中流动时不会出现高速非达西流。
- 杨朝蓬沙雁红刘尚奇韩彬杨元明刘剑梁光跃
- 关键词：致密砂岩应力敏感滑脱效应有效应力
- 潜山油藏水平井立体井网井距调整方法被引量：9
- 2015年
- 均衡驱替是注水开发井网设计的基本原则。对于以中高角度裂缝发育为主、纵向油层厚度大的潜山油藏,流体重力作用对立体井网均衡驱替有显著的影响。基于渗流理论,以水平井立体五点井网为例,建立了考虑重力作用时生产井见水时间的公式,给出了均衡驱替时注采井距公式,并选取油藏参数计算了均衡驱替时中心水平井的位置;同时,利用数值模拟方法对水平井立体五点井网中心注水井所在的位置进行了优化。结果表明:计算结果与数值模拟优化结果误差为4.73%,在实验允许的范围内,验证了计算公式的可靠性;随着中心注水井逐层上移,纵向上各生产井见水时间差先减小后增大;当注水井S2位于第6层时,生产井S1和S3见水时间差达到最小,实现了均衡驱替,此时采出程度最高,达到42.52%,比S2井位于11层时提高3.84%;均衡驱替时注水井S2到生产井S1和S3的距离之比为2.95。通过调整注水井的位置,减弱了重力作用造成的非均衡驱替,改善了开发效果。
- 刘剑刘月田聂彬陈健刘亚庆杨朝蓬
- 关键词：水平井见水时间潜山油藏
