文摘
致密砂岩储层的有效利用外汇储备的一个主要担忧的致密砂岩气藏的开发。然而,储备的特点利用不完全理解,在这个过程中,许多不确定性仍然存在。为此,长岩心的苏6区块致密砂岩气现场推广在中国被选中,和多点嵌入式测量系统研究的特点建立了有效的储备利用率。然后,相关的储层性质的影响和生产参数进行调查。基于相似理论,有效转换之间的关系建立了物理实验和实际生产领域。结果表明,致密气藏开发中的压力分布是非线性的,和含水储层的有效利用将阻碍储备。储层渗透率越低,更大的负面影响水库水的利用率。更低的气体产率和更高的原始压力与压降曲线光滑,导致更大的储备利用率。随着时间移动边界的扩张,其最初的传播速度增加,然后降低。另外,储层的含水可以延迟移动边界的扩散传播。 The experimental results are consistent with the actual results of the field production by the similarity criterion, which can reflect and predict the production performance in tight gas reservoirs effectively. These results can provide a better understanding of reservoir pressure distribution and effective utilization of reserves to optimize the gas recovery and development benefit in tight sandstone gas reservoirs.
1。介绍
致密砂岩气藏广泛分布在世界各地,资源潜力巨大,这是能源(中发挥着越来越重要的作用1,2]。直到2019年,发现了致密砂岩气田总额超过70,估计可采比 (3]。据统计,我国致密砂岩气的可采储量 ,占天然气总储量的50%以上。因此,致密砂岩气的高效发展具有重要意义,中国的天然气战略的实现(4]。目前,大部分的致密砂岩气藏属于岩性气藏形成的微观结构的背景下,他们的特点是小规模、低储备丰富,产量大的振幅变化,和更多的发展困难5,6]。由于地质特征与低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度,以及阈值压力梯度的发展特点,克林肯伯格效应,应力敏感性,传播法律在致密砂岩储层的压力扰动明显有别于常规天然气储层(7,8]。此外,致密砂岩储层中的渗流规律也不同于达西定律。压力传播的特点,在致密砂岩储层压力分布上的直接反映是有效利用范围和利用程度的水库,也是理论依据认知geofluid流特点,天然气产量计算,在气藏试井9]。因此,有重要意义理解的天然气储备的有效利用效率和优化致密气储层的有效发展。
在过去的几十年里,已经有了兴趣激增的流体流动的特点和低渗透油藏的储层压力分布10]。基于阈值压力梯度,综合考虑非线性流和动态边界的影响,一些学者已经建立了大量的低渗透性储层的渗流模型。帕斯卡在一维模型分析了瞬变流动压力梯度阈值和派生的近似解析解11]。冯和通用电气12)建立了双重介质油藏不稳定的非达西流动的数学模型和分析井底压力的变化在不同的开发过程。Wattenbarger et al。13]分析了产量递减曲线分析线性流入裂缝性致密地层天然气井。考虑到阈值压力梯度和移动边界因素,邓和刘14)提出了一个非线性稳定流和非稳定渗流的数学模型在低渗透油藏和派生的储层压力分布两种渗流模型。谢长廷et al。15)用于分析和数值方法来估计生产井的压力扰动区域无限热源。冯et al。16)建立了一个非线性渗流的数学模型在低渗透性气藏被压力梯度的门槛。王等人。17]导出一个新的解析表达式的压力分布和移动边界传播近似求解非线性径向不稳定的流体流动的数学模型,其中包括阈值压力梯度和移动边界使用集成方法。霁和他(18)建立了超低渗透油藏的非达西径向渗流模型在恒流和恒流条件下,考虑阈值压力梯度。Nobakht和克拉克森19,20.]研究了线性流在致密气藏压裂井constant-flowing-pressure边界条件检测边界传播并获得相应的表达式。基于三线性流模型,黄等。21)建立了一个新的分析模型的水平井multifractured识别地层属性和预测的动态压力和致密气藏的生产。除此之外,有一些研究在物理实验中,和胡锦涛et al。22)进行气体渗流实验了解储层压力的变化在致密气藏开发的条件下均匀核。基于异构水库的相似理论,Yu et al。23)使用低渗透性由人工核心板模型物理模拟研究在非均质低渗透储层渗流模式。然而,尽管有很多数值模拟的研究,大多数的研究一般都局限于理想化的条件,不能真正代表的压力扰动传播和储备利用率在实际的形成。关于物理模拟研究,核心常用的长度一般只有5 - 8厘米;因此,因此,最终表面的效果是显而易见的(24]。现有的长岩心实验通常安排核或多核增长系列通过渗透率调和平均法,这是一个伟大的误差与实际地层(25,26]。
在这项研究中,建立了多点嵌入式测量系统,长30厘米的核心Sulige致密砂岩气田被露头取心来模拟储层压力的变化规律在不同的开发过程。压力扰动的传播特点和储备利用致密砂岩气藏在开发过程中进行了研究,以及相关的储层性质的影响和生产参数如渗透率、压力、含水饱和度和天然气生产调查。基于上述研究,有效转换之间的关系建立了物理实验和实际生产领域的量纲分析,和实验结果转化成实际的现场生产。这些结果可以提供一个更好地了解储层压力分布和有效利用外汇储备提高气体恢复和发展在致密气储层中获益。
2。实验样品和方法
2.1。实验样品
油气田领域,中国最大的致密砂岩气藏,是温和的西化单斜层位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的,这是一种单斜结构倾向于从东北到西南的勘探领域 (25]。苏6区块位于鄂尔多斯盆地苏里格气田的中间,这是一种最有利的天然气富集和关键开发苏里格气田的块。
在前面的研究中,物理模拟实验经常使用传统的核5 - 8厘米的长度从而导致最终表面的影响。虽然长的核心由拼接可以削弱最终表面的影响,它的实际形成有很大区别。受制于取心技术和取芯设备,常规取心的核心是非常困难的。在这项研究中,30厘米的核心样本收集的露头取心的苏6区块致密砂岩气现场推广。然后,三个核心的渗透率值 , ,和 选择理解压力扰动的传播特点和储备致密砂岩气藏在开采利用。致密砂岩岩心的基本属性用于本研究如表所示1。
致密砂岩气藏具有低渗、高异质性和高含水饱和度(22,27]。溶解气驱的开发过程中,油层压力逐渐降低,和气井排水半径内的压力会表现出减少压降曲线从远端水库近端。储层的物理性质和天然气产量是不同的;因此,压降资料在不同的发展阶段也不同,它反映了不平衡的利用储备。根据压力扰动的传播特点和储备致密砂岩气藏,利用相关的储层性质的影响和生产参数如储层渗透率、原始压力、含水饱和度、和气体产率被认为是有效利用外汇储备的实验进行了总结在表在不同的条件2。
2.2。实验方法
在这项研究中,实验的多点嵌入式测量系统气藏开发如图1,这是由气体的增加部分,核心仿真部分,数据采集部分。这个实验系统的特点是,除了两个压力点在进口和出口处标结束后,也有三个压力点均匀分布在核心持有人的侧壁。相对应的压力传感器每个测点的压力有一个独立的刚性收集渠道的顶端已经安装了一个过滤器。的超前工祖压力传感器被放置在pressure-receiving核心通过密封隔离设备的装置,可以准确测量压力变化在不同位置在气藏开发的核心部分。压力点记录间隔是2 s。通过数据处理设备,可以建立不同开发阶段的压力资料根据测量压力,最后确定储层压力传播和压力分布特征。
下面的实验过程是建立模拟在致密砂岩气藏储量的有效利用率在不同条件下:(1)根据实验方案,核心样本选择(水实验,建立了束缚水饱和度对核心的气驱方法)。钻一个径向孔的核心,把核心核心持有人,然后把刚性收集渠道的压力传感器对应的径向孔。(2)以前加压至20 MPa的一氧化二氮气体增压泵和存储在高压容器中。在围压增加到30 MPa,打开安全阀和控制阀2,和核心样本充满了高压氮气。然后,与一组核心样本饱和饱和压力气体增压泵其次。核心内部的压力分布均匀时,将高压气体源和准备开始实验。(3)打开控制阀3并释放气体常数天然气生产速度调节阀在出口端在最初阶段3。调节阀3打开释放气体的出口端核心持有人和出口流量是由调节阀控制3。出口压力降低后放弃5 MPa的压力,实验终止,和放弃的压力使用的经验公式计算恒定体积热源, 。(4)在实验结束时,进行了压降曲线与实验数据。压降曲线的特点和不同的影响因素对致密砂岩储层的利用率进行分析综合。在实验过程中,核心系统的饱和高压氮气完全关闭,也没有其他外部能源供应。有很大差异之间的压缩气相和水相,因此,它可能是理想的认为产品的能源气体的气体膨胀造成的储层压力下降。
2.3。基本理论
物质平衡方程一直是公认的一个基本工具,解释和预测储层性能,由Schilthuis提出(29日,30.]。关闭干气藏的方程可以写成: 在哪里是初始气顶气;产生的累积气体;是初始天然气的地层体积系数;是天然气的地层体积系数;是储层体积充满原始储层压力下气体,它是干燥的核心,核心孔隙体积而含水的核心是核心孔隙体积减去束缚水体积;是储层体积充满气体的压力天然气生产后,见图2。
用天然气的地层体积系数的比值在初始条件和生产( )在方程(1),因此,方程(1)可以改写和表达为
从方程(2),它可以看到的图像 与是一条直线,如果水库是一个封闭的边界。基于曲线 与在致密砂岩气藏的溶解气驱发展,动态储备可以通过拦截。
在这项研究中,气体产率( )和累积气体( )可以测量,储备复苏的程度可以从累计计算气体和动态储备,
定义恢复点的核心部分( ),在哪里被选中的压力在这一点上,
3所示。结果与讨论
3.1。储层渗透率和含水饱和度的影响
气体驱动方法通常用于建立含水饱和度的核心。然而,它更难建立含水饱和度的30厘米长的核心实验。在这里,干燥和束缚水条件比较研究含水饱和度的影响在致密气储层储备利用率。基于气体驱动方法,为核心,建立了束缚水饱和度和干核心之间的相关参数的变化和水核表所示3。根据实验方案,不同渗透率砂岩岩心的物理实验进行了开发,和压力扰动的传播特性和储备利用多点嵌入式测量系统进行了研究。
形成的砂岩储层渗透率大于1×103μ米2由Su1核心,干燥和束缚水条件下的储备利用率如图3。流体渗流通道主要是毛细管孔喉( )和超毛细管孔喉( ),和单相气体流动的阻力在核心非常小。从实验的结果,核心的内部压力基本上是相同的,与均匀减少,减少压力非常小。压降曲线大约是一条直线,几乎没有压力降落漏斗。动态控制区域的平均压力较低时,堆芯出口达到废弃压力,利用水库是很好。当气体产量是6000毫升/分钟,实验进行了8.23分钟,然后,在出口达到废弃压力的压力。的压力在进口和出口处标干核心是5.66 MPa和5.03 MPa,分别。撤军的压力为0.63 MPa,和最终的复苏是71.7%。储层含束缚水时,束缚水存在的形式水膜表面的储层孔喉。水膜的厚度很小的孔喉半径,所以对气体渗流的影响可以忽略不计。在这项研究中,实验完成了4.13分钟,和减少压力,最终恢复0.99 MPa和66.7%,分别。
形成的砂岩储层的渗透率 由俗核心,干燥和束缚水条件下的储备利用率如图4。流体渗流通道主要是微细管孔喉( )和毛细管孔喉。从结果可以看出,存在明显的渗流阻力,当气体流经核心。压降曲线是非线性的,这显示了压力降落漏斗。当压降的核心,压降降低每一点均匀增加的时间和到达pseudosteady状态。当气体产量是500毫升/分钟,实验进行了5.38分钟,出口到废弃压力。在实验的最后,撤军是8.29 MPa的压力,并最终恢复干燥的核心是49.55%。储层包含束缚水、束缚水膜的厚度并不是微不足道的半径主要控制的喉咙。水膜的存在占用的有效储层的孔喉,它减少了有效孔隙喉道半径,增加了渗流阻力影响有效的气流,从而导致更大的生产压差比非水的状态保持相同的产气量。当核心包含束缚水,实验完成了1.67分钟;撤军的压力和最终的复苏13.32 MPa和27%,分别。
形成的砂岩储层渗透率小于 由,Su3核心,干燥和束缚水条件下的储备利用率如图5。的微细管孔喉和纳米孔喉( )起主要控制作用的渗透形成。与俗,相比,Su3主要控制孔喉半径较小,气体是抗渗滤等水库。压降曲线是非线性的,压力降落漏斗是更加明显。附近的储备可以利用出口而储备非常不善于利用距离出口。当气体产量是500毫升/分钟,实验进行了8分钟,出口到废弃压力。在实验的最后,撤军是9.91 MPa的压力,和程度的储备恢复度压力测量的点1,2,3,4,5 24.2%,24%,32.4%,46.1%,和73.9%,分别干核心保护区复苏的程度是49.55%。当储层含束缚水,主要孔隙喉道半径小于超低渗透砂岩储层,岩石孔隙表面有更强的水分子结合的能力。束缚水饱和度和水膜厚度较大,而束缚水膜的厚度是即使在相同的数量级为孔喉半径因为含水气体渗流的影响更大。在实验的最后,入口附近的压力几乎没有下降,外汇储备基本上没有利用。相对应的压力测量的压力点1,2,3,4,5和19.90 MPa, 19.88 MPa, 19.83 MPa, 18.36 MPa,和4.92 MPa,分别和储备利用压力测量的点是1.88%,2%,2.40%,8.56%,和74.31%,分别。 The drawdown pressure reaches 14.98 MPa, while the reservoir ultimate recovery is only 8.40%, and the ultimate recovery is reduced by 31.4% compared with the dry core.
3.2。初始压力的影响
致密砂岩气藏的原始压力是不同的在不同的地区,影响最终的复苏(31日,32]。在这项研究中,与束缚水被选,Su3核心,研究不同初始的影响储层的储层压力利用率。气体产率和初始压力是100毫升/分钟,20 MPa, 25 MPa,分别如图6。当原始的核心是20 MPa的压力,气体产率是100毫升/分钟,和实验完成于20.07分钟。压力压力测量对应点1,2,3,4,5是11.81 MPa, 11.59 MPa, 11.36 MPa, 8.54 MPa,分别和5 MPa。生产压差为6.81 MPa在实验结束时,和最终的回收率为48.3%。虽然最初的饱和压力25 MPa,天然气产量是100毫升/分钟,和实验进行了34.12分钟。相对应的压力压力测量分1、2、3、4和5是13.27 MPa, 13.03 MPa, 12.87 MPa, 10.17 MPa,和5 MPa,分别和减少压力和最终恢复8.27 MPa和59%,分别。与最初的20 MPa的饱和压力,最终的复苏是增加了10.7%。这表明在致密砂岩储层原始压力越大,弹性扩张能量越大,促进气体渗流。因此,更多的天然气储层,可以有效地利用,和最终的复苏就越大。
3.3。气体产率的影响
煤气产率是一个重要的参数在气藏开发可影响生产生活和储层的有效使用28,33]。天然气产量太高时,迅速撤军的压力将会增加。此外,出口将下降到核心的压力放弃压力试验时在短时间内进行的。当废弃的实验条件下,相应的核心入口压力是随不同的天然气产量率。与啤酒相关的更高的天然气产量明显减少和更高的进口压力放弃条件。因此,水库利用的程度很低,非线性压降曲线更强。产生的气体的量减少,降低最终的复苏。如图7,最初的核心是20 MPa的压力,和天然气产量是100毫升/分钟。当实验进行到20.07分钟,出口压力降低到废弃压力,和相应的压力测量的压力点1,2,3,4,5和11.81 MPa, 11.59 MPa, 11.36 MPa, 8.54 MPa,分别和5 MPa。根据方程(6),相应的恢复每一个压力点是38.3%,39.4%,40.55%,54.95%,和73.51%,分别在天然气生产和相应的最终恢复率为48.3%。天然气产量500毫升/分钟时,实验进行了8分钟,遗弃的出口压力降低压力。相应的压力的压力测量分1、2、3、4和5是19.9 MPa, 19.88 MPa, 19.83 MPa, 8.54 MPa,分别和5 MPa。外汇储备在核心结束基本上是不利用,和油藏最终采收率只有8.4%。
3.4。废弃压力的影响
放弃压力确定采收率中起着重要作用,和低渗透储层的高渗储层将废弃压力高于[28,34]。废弃压力下的压降曲线的特点反映出剩余储量的分布。在这项研究中,放弃压力均匀设置为5 MPa;三个废弃压力(6、7、8 MPa)将研究影响致密砂岩气藏的利用率。然后,采收率和苏弃3在不同压力的压降曲线进行了分析和比较。
图8显示,Su3核心与束缚水的压降曲线在不同气体生产速度,当出口压力放弃压力下降。从压力分布曲线可以看出,压降曲线尖锐,温和的远离出风口附近当实验进行了废弃压力条件。下降的趋势曲线在同一生产速度是相似的,但不同的废弃压力。然而,天然气产量的增加将使这一趋势更加明显。这种现象的结果表明,外汇储备可以更好地利用核心出口附近,但核心附近的储备不利用。上述现象的原因是,在致密砂岩孔隙压力逐渐降低溶解气驱发展,孔隙压力是不同的在不同的位置。因此,内部的有效应力在不同核心是不同的。然而,致密砂岩应力敏感性强,所以核心的渗透率在不同的位置不同的挖掘过程。有效应力增加,渗透率下降沿渗流方向。在流动条件不变的情况下,减少压力会逐渐增加,以确保天然气供应,这是反映在压降曲线。
3.5。传播特性的移动边界
帕斯卡(11和刘35)指出,存在阈值低渗透性储层压力梯度。压力扰动的传播流没有传播到正无穷瞬间像效果的形成,但存在一个动态边界的外缘压力扰动的传播。致密砂岩气藏有类似的动态边界压力传播特性是低渗透性储层。分析气藏压力扰动传播可能反映了天然气井周围的有效利用范围,分析天然气生产性能的理论依据。
因为有阈值压力梯度在致密砂岩气藏,压力扰动传播的核心不是即刻的,尽管它会逐渐从出口端移动到结束的核心随着时间的推进。如图9,压力波传播到压力检测分4、3、2,分别进行实验时6年代,18岁,和34个年代,分别在干燥的核心,它达到了核心进口的时候是54。相应时间的动态边界传播每个压力测量点束缚水条件下8秒,24岁的人群,52个年代,分别和92年代。在影响范围内的移动边界,水库是利用,形成了一个压力分布图。然而,水库不移动边界的影响范围外使用。移动边界逐渐扩大随着时间的推进,以及传播速度增加,然后降低。天然气产量率越高,动态边界传播速度越快。核心的束缚水将增加水库的阈值压力梯度,降低了传播速度的移动边界扰动的传播速度和减少压力。因此,单井的控制范围是有限的紧水库即使形成无限形成和没有外部边界条件。
4所示。相似物理实验和气井生产之间的转换
4.1。相似的标准
致密砂岩气藏具有低渗透,基本上没有自然生产力,只有在大规模压裂改造才能获得气体生产力(36,37]。然而,气体只能fracturing-affected区域内有效地流动,因而压裂技术是广泛使用在开发提高气井的放电区域和提高生产率38]。当有一个断裂的水平井在致密砂岩气藏的中心,气体流动的储层裂缝,然后从裂缝流入井筒。和裂缝是主要的放电表面和垂直裂缝是主要的储层流动线。垂直气井压裂后形成的裂缝,这是相等的间距分布和气井的两侧对称分布,裂缝和无限流导,见图10。因此,渗流问题的分段压裂水平井的致密砂岩储层可以简化成几个一维渗流模型。考虑到裂缝沿井筒分布与相等的间距,生产动态裂缝之间没有干涉,然后,每个裂缝气井生产的贡献是一致的。
相似准则指的是有效的物理模型实验参数和矿物参数转换关系通过相似理论建立了。的相似准则可以实现有效的应用物理模拟实验结果在实际矿区(39]。根据渗流力学理论和气藏工程方法,有13个独立变量和因变量在实验中,它包含四个基本维度,如表所示4。他们长度尺寸( ),质量维度( ),时间维度( ),温度和尺寸( ),分别。根据相似理论,有10个相似的数字,而这些数字可以表示通过以下形式(40),
根据均匀的原则,相应的线性方程如下:
方程(6),(7),(8)和(9)的齐次方程长度尺寸,质量维度、时间维度,分别和温度维度。相应的方程齐次线性方程。根据矩阵理论,有10个基本解齐次线性方程组和10个独立的相似准则。通过求解方程,然后进行推导和转换,相似物理模拟实验的相似准则的致密砂岩气藏开发获得(如表所示4)。
和孔隙度和含水饱和度(或气体饱和度),分别;是气体压缩系数相似,使用氮气和天然气形成的偏差系数在实验中改变大约这基本上是一致的;是温度的标准温度的比值。物理实验温度298.13 K和地层温度是373.15 K。两者的区别和标准温度很小,和类似的标准可以保证基本一致;和几何相似。在物理实验中,核心的比例是长轴短半轴,通常1。在这个领域,之间的比率的宽度裂缝渗流表面和储层的厚度。从表可以看出4物理实验,很难达到一致性和字段根据相似准则 ,但它主要代表垂直流动方向上的相似性,这没有影响一维流动实验,和相似的要求可以适当降低;和是动态相似之处,它们是相似的初始压力和类似的废弃压力。分母的相似准则开放流通能力的表达,这意味着实验产率比核心打开流量的比例应符合现场生产和气井打开流量,这是符合生产的1/3和1/6的基础上开放的流量,和相似的意义标准是建立相对的生产。相似的标准是累计天然气生产动态储备的比率,它反映了天然气复苏的程度。根据计算和统计,致密气藏原型相似的标准0和0.6之间,物理实验0和0.95之间,因此,相似性标准基本上是相同的。它可以从物理实验的相似标准之间的比较,在表字段的实际价值4他们基本上是相同的,所以,致密气藏开发的动态物理实验可以实现的有效仿真领域。
4.2。相似变换
根据相似准则 ,速度的核心出口对应的贡献一个裂缝气井,可描述如下。 其中下标是实验参数。
然后,水平井生产写成
基于类似的标准和实验时间 ,实际的生产时间在这个领域可以计算如下。
根据相似准则和材料模型核心的压力 ,的压力在开发过程中不同位置计算。因此,天然气井的井底压力计算的基础上,在出口端压力的物理模型的核心。
4.3。应用相似性标准
验证的准确性相似性标准,选择了苏里格气田Su-1的在这项研究中,他们在储层特征是相似的。储层的原始地层压力为29.23 MPa,储层厚度是13.6米,与孔隙度、含水饱和度、储层温度是8.7%,42%,分别和373.15 K。水平井的长度是1045米,重建部分的数量是8,裂缝的长度是90米。2011年4月以来,生产已经开始 在初始阶段,逐渐减少 在以后的阶段。平均每日天然气生产 ,有少量的水在此过程中,和相关的生产性能如图11。
根据相似 ,平均每日Su-1井的天然气生产 ,这对应于实验100毫升/分钟的流量。基于实验结果和相似性标准,生产性能曲线可以计算如图12。从图的结果12生产性能曲线,可以看出,实验结果和计算相似准则基本上是符合实际的天然气生产性能曲线。存在一个微小的偏差,原因是骨折电导率的影响,井筒流动和其他生产要素不考虑。因此,生产预测气藏开发可以进行基于类似的标准和物理实验。
5。结论
储备利用率的变化规律研究了致密砂岩气藏开发使用多点嵌入式测量系统,并利用水库的影响进行了分析。此外,物理实验和实际有效的转换关系领域生产建立了量纲分析。结论如下:(1)多点嵌入式测量系统可以精确测量压力变化在不同位置在气藏开发的核心部分。选择30厘米长的核心可以削弱最终表面的影响,克服拼接长岩心的虚幻,和实验结果更代表真正的水库。(2)致密砂岩气藏含水的影响气体流动特性,从而减少了最终的复苏。渗透率越低,影响水库的水利用率越高,这是反映在压降曲线随着压降曲线的非线性增强。储层压力越高,气体产率越低,压降曲线越平滑,最终利用水库是越高。(3)存在一个移动边界效应在致密气藏的开发。移动边界的速度变大,然后降低较小,随着时间的推移和移动边界将逐渐扩大。储层的含水将减少移动边界的速度。(4)基于相似理论,计算出的生产性能曲线实验结果基本上是一致的,在这个领域。然而,它们之间存在一个微小的偏差导致骨折电导率的影响,井筒流动,和其他生产要素。
数据可用性
使用的数据来支持本研究的发现可以从第一作者。
的利益冲突
作者宣称没有利益冲突有关的出版。
确认
这项工作是财务支持的项目中国国家自然科学基金(U1762216和11802312号),国家科技重大项目中国科技部(2017号zx05030003),和科学研究和技术开发项目的中国石油天然气集团公司(2019号b - 1507)。感谢重点实验室的青年的支持基础力学在液固耦合系统中,中国科学院。