PRODUCTION SYSTEM MODELLING,CALIBRATION AND OPTIMIZATION IN PRACTICE

ABSTRACT

The present work reports on the application and development of a field planning methodology for an oil production station. NETOPT, which is a network optimizer based on a non-linear sequential quadratic programming, is used in this study. The report discusses this novel approach that considers the simultaneous hydraulic interaction of all individual wells and addresses the methodology used to implement a production system-modeling tool. Factors influencing network behavior are identified and discussed. Constrained and unconstrained optimization of oil/gross liquid production is conducted with decision variables based on gas-lift allocation and chokes openings. It was observed that the unconstrained model using injected gas rates to gas-lifted wells as decision variables improves the net oil production by approximately 6406 bbl/day, which represents an increase of 1.57% over the base case results. Specific problems were encountered during calibration of the production model and these are discussed with the lessons learned.     

油井经济极限初产油研究

从经济效益的角度出发,根据胜利油田的实际生产资料,依据盈亏平衡原理,建立新井经济权限初产油量的表达式,讨论了井深、投资、经营成本、油价的变化对它的影响,并对胜利油田中高渗透油区的经济极限产油进行了测算验证,为油田开发决策和生产运行提供可靠的科学依据．     

基于广义回归神经网络的压裂井砂量优化

以影响压裂井产量的地层参数和压裂施工参数作为输入变量,压裂后的每米产量为输出变量,建立了压裂井产量预测的广义回归神经网络模型,并根据与目标油井地质参数的欧式距离的大小来选择学习样本。通过该模型预测不同砂量下油井压裂后的产量变化情况,并结合经济评价方法来确定以经济效益为目标的最优加砂量。实例分析表明,该方法是可行的。     

应用多组逐步判别分析优选油气层

判别分析是数学地质中广泛应用的一种多元统计方法,多组逐步判别分析是在判别分析的基础上采用有进有出的办法,把判别能力强的变量引入判别式,同时,将判别能力最差的变量剔除.最终在判别式中只保留数量不多而判别能力强的变量.应用此原理,结合测井、录井、完井测试等资料的气、水显示情况,选取大庆长垣南部黑帝庙油气层气藏典型井建立该地区气、水层的判别模型,以便对该地区单井进行气、水层划分.在建立判识模型后,应用回判率检验、F检验等方法对模型的显著性进行检验,其判别气、水层的总体符合率达到92.86%,应用此方法在研究区黑帝庙油气层提出试气井2口,均获得了工业产能,这表明所建立的模型是可靠的,提高了该地区气、水层识别的水平.     

基于油井生产动态数据的出砂油井筛管冲蚀模型

筛管冲蚀损坏是油井常见的防砂失效形式,现有筛管冲蚀模型过于复杂,不能直接应用于在役油井筛管失效风险的量化分析。为了解决筛管冲蚀模型的现场应用问题,首先通过大量的室内实验数据拟合建立了冲蚀质量损失率的数学模型,并根据油田现场实际生产情况进一步简化模型,提出表征筛管冲蚀作用程度的参数C,建立了基于油井动态生产数据的筛管冲蚀失效分析的数学模型。以渤海Q油田为例,进行出砂油井筛管失效的计算分析,分析结果与现场测试结果完全一致,表明该模型可有效判断出砂油井井下筛管的工作状态。最后通过在役井C值与冲蚀临界值C_a的对比分析,形成了基于筛管冲蚀在役井的出砂风险预警方法,从而实现精准把控油田的出砂管理风险。     

吉木萨尔凹陷页岩油水平井地质工程一体化三维压裂设计探索

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层埋藏深度大、物性差、非均质性强,常规二维压裂设计难以实现对该类储层的精细、高效动用。为充分挖潜页岩油资源,基于Petrel平台,采用序贯高斯模拟方法构建页岩油区块部分区域三维地质模型,刻画了页岩油砂泥频繁互层、岩性复杂多样的地质特征;采用DFN离散裂缝网络建模方法描述了页岩油区块部分区域天然裂缝发育情况;通过地质力学模拟器VISAGE耦合了天然裂缝模型的地应力场计算;结合地质认识,模拟分析了差异化布缝、应力阴影与天然裂缝对水力裂缝延伸及生产效果的影响。结果表明,差异化布缝对近井地带富油气区的改造更为充分,初期生产效果更好;应力阴影不利于最大主应力方向裂缝延伸,裂缝转向导致井周储层改造充分,对生产效果的综合影响较弱;天然裂缝有利于造缝网复杂化、沟通远井油气富集区,提产效果显著。     

基于改造模式的致密油藏体积压裂水平井动态分析

针对致密油藏水平井体积压裂存在不同缝网改造模式的特点,考虑具有基质-天然裂缝双重孔隙和基于离散裂缝模型的缝网改造系统流动特征,建立了致密油藏体积压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用Galerkin加权余量有限元方法对模型进行了数值求解,并与Zerzar解析模型对比验证了该算法的正确性,指出了双孔双渗与双孔单渗模型流动形态的差异,揭示了致密油藏体积压裂水平井不稳定压力及产能特征。研究结果表明:双孔双渗情况下水平井井底压降明显变缓,地层线性流不再出现,且压力较快传播至油藏边界;体积压裂水平井初期产量较高,但递减较快,不同改造模式下水平井中期渗流阶段压力及产量的差异明显,各压裂段无间隙无重叠的缝网改造模式对提高单井产量较为有利。     

基于微观孔隙结构的特低渗储层分类评价方法——以大庆油田古龙南地区为例

为了搞清研究区不同区块油井产能差异,针对研究区属于低孔￣特低渗储层的特点,将表征储层微观孔隙结构特征的平均孔喉半径作为参数引入储层分类评价中,建立了基于测井曲线的平均孔喉半径解释模型。选取孔隙度、渗透率、平均孔喉半径及有效厚度作为储层评价参数,在单因素储层分类评价的基础上,采用模糊综合评判方法对研究区储层进行综合分类。将研究区各单元储层分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类,利用单井产能情况对储层分类结果进行检验。1类井初期日产油量为3.06 t,2类井初期日产油量为1.71 t,3类井初期日产油量仅为0.36 t。初期日产油量是由不同类型单井Ⅰ,Ⅱ类储层所占比例决定的,Ⅰ,Ⅱ类储层所占比例越大,油井初期产油能力越强。该储层分类方法为研究区后期各区块开发调整提供了重要依据。     

新立油田断层附近高效调整井部署方式研究

针对吉林新立油田断层发育的特点,以断层对油气分布的控制机理研究为基础,建立了断层对油气富集的控制模式;综合应用多学科技术手段,研究了断层影响下的剩余油分布规律;结合断层附近现有井网类型和剩余油状况,优化确定了合理的高效调整井布井方式。根据研究成果指导实际布井76口,平均单井日产液为11.8 t/d,日产油为6.5 t/d,其日产油是老井产量的5.4倍,取得了较好的效果,为高含水期挖掘剩余油潜力探索出一条新的技术思路。     

考虑热损失的稠油热采有限多井试井模型

采用通用的稠油热采单井系统试井模型分析加密钻井后的稠油油藏,难以得到准确的分析结果。为此,根据稠油油藏的渗流特征,建立了考虑热损失和邻井为生产井的稠油热采有限多井试井模型。应用压力在拉氏空间叠加的新方法,导出了模型的Laplace空间解。利用Stehfest数值反演,绘制了样板曲线,并分析了主要油藏地质和工程参数对样板曲线的影响。结果表明,考虑热损失时油井压力受邻井的影响不明显;而不考虑热损失时,稠油油藏开发中后期的油井压力受邻井的影响较为明显。研究考虑热损失的稠油热采有限多井试井可对稠油油藏进行更深入的描述。     

多油层合采的油井产液及含水特征分析

多油层合采时 ,由于层间压力及物性的差异 ,各油层对油井产量及含水率的贡献不同。论文从简单常见的油水两层模型入手 ,假定各油层地饱压差较大 ,油层为刚性水驱 ,基于达西定律 ,结合分层和全井的IPR曲线 ,推导出了全井的含水率与井底流压、含水率与产液量、含水率与产油量、产油量与产液量的关系式 ,并通过实例对这些关系式进行了分析讨论。论文虽以油水两层为例 ,但其研究思路、方法和所得结论可推广到含油气两相流条件下的多层油藏。     

变产-变压情况下的页岩油气生产数据分析方法

页岩油气井生产动态分析中,生产数据分析方法被广泛应用于求取渗透率、裂缝参数以及预测控制储量,该方法假定油气井生产满足定产或定压条件,然而实际情况中产量和压力却是变化的。针对变产—变压的情况,国内外学者都认为可采用物质平衡时间或线性叠加时间将生产数据进行转换后进行分析,但目前对二者如何选择并没有形成统一的观点。为此,开展了物质平衡时间和线性叠加时间两种处理方法的数值试验、理论分析对比,提出了页岩油气变产—变压情况下的时间函数选择建议。研究结果表明:(1)页岩油气变产—变压情况下的生产数据分析,可通过物质平衡时间或线性叠加时间转换,将变产—变压问题转变成定产—定压问题来处理,流程包括动态数据处理、线性流诊断、控制储量和裂缝半长计算、特征曲线分析;(2)变产—变压生产的页岩油井生产数据分析,可分别采用线性叠加时间与物质平衡时间进行处理,前者的结果更准确;(3)对于页岩气井生产数据分析,建议尽量选择线性叠加拟时间,只有在拟时间难以获取时才选择物质平衡时间。结论认为:变产—变压情况下的页岩油气生产数据分析方法为页岩油气井生产动态分析提供了技术支撑,可用于指导页岩油气井产量预测和压裂设计。     

蒸汽驱稠油井产液剖面测井资料分析与解释

针对蒸汽驱稠油井生产测井产液剖面解释中存在的问题，根据稠油储层的物性特征和稠油井的生产特点，探讨了蒸汽驱稠油井生产测井产液剖面解释的方法原理。通过对实际生产井原始资料的分析与解释．证明了该解释方法的可行性。     

Coupled reservoir/wormholes model for cold heavy oil production wells

Cold heavy oil production (CHOP) is a non-thermal process in which sands are aggressively produced to obtain a higher oil production rate. It is believed that wormholes are generated during this process and that the wormholes provide the main conduits for fluid flow. A semi-analytical model coupling the reservoir/wormholes flow has been developed to analyze the performance of CHOP wells. The diffusivity equation in the model is solved by source functions, which has been widely practiced in solving the unsteady reservoir flow problems to analyze transient pressure behaviors of horizontal and multilateral wells. This model is also quite flexible to incorporate any wormhole hydraulic model; moreover, the model can be used under a variety of reservoir boundary conditions, such as closed systems, constant pressure systems, etc.In this paper, the effects of wormhole patterns, wormhole scales, wormhole diameters, wormhole branching, boundary conditions and pressure drop along the wormhole on the performance of CHOP wells have been analyzed extensively. The model not only provides a powerful tool to understand the effects of wormholes, but also offers a way to interpret well testing data and to analyze production rate declines of CHOP wells.     

重复压裂候选井多级模糊决策方法

重复压裂是油气田开采后期增产稳产的一个重要措施。但是,目前的重复压裂效果不很理想,具体表现在：压裂后增产幅度小,含水上升,产量递减速度快,有效期短,有效率低。因此有必要对重复压裂候选井进行优选。而影响重复压裂效果的因素众多,可以分为：地层物性、产能、原油物性、工程因素四大类。而每一大类中又可细分为很多影响因素。因此,常规的单一目标函数方法不能用于该类问题。将系统工程理论中的层次分析法和多级模糊决策方法结合起来并应用于重复压裂候选井的评判上,对中原油田的7口井进行了优选。实践表明：该方法克服了以往重复压裂候选井选层的盲目作法,并且综合考虑了候选井的多个影响指标,因而更加合理。     

应用人工神经网络方法预测油井堵水效果

堵水措施效果测对于多油层油田开发具有重要意义,统计了萨尔图、喇嘛甸油田已堵水井的增油降水效果及相应地质条件、开采状况,对影响堵水效果的因素进行了分析,并归纳为6个表征参数,利用人工神经网络方法建立起了油井堵水的效果预测模型,采用已堵水井影响因素的表征参数,对模型进行训练。应用于13口堵水井的效果预测,结果表明,采用人工神经网络方法克服了传统方法的局限性,建立的模型预测精度高,可靠性强,是一种有效的预测方法。     

Greater Unity多层复杂断块油田低压注水开发调整研究

在多层复杂断块油田地质建模和数值模拟研究中选择角点网格系统，针对其网格灵活、不同油层网格步长易变和不同层位油水井井点网格位置不同的特点，对完井射孔层位、措施层位及其井点网格位置的定义方法进行了描述，并研制了角点网格完井射孔层位定义数模辅助工具，用于生成油水井不同生产层的节点坐标以及生产层段变更后新生产层位的节点坐标、射孔信息和射孔段物性。以苏丹Greater Unity低饱和复杂断块油田为例，利用角点网格系统的优点和所研制的辅助软件，大大提高了高含水油田油藏数值模拟历史拟合效率和剩余油分布预测的精度。对注水时机和压力系统进行了计算论证，研究结果表明：该油田的注水时机为地层压力下降幅度达35％左右时实施低压注水开发。通过极限井网密度和极限井数等经济界限指标计算和井网、井数模拟对比研究，确定了该油田开发调整的注采井网和合理的新井井数。图6表1参8     

小油管排液采气技术的研究及应用

文章从气液两相流原理出发,选用适合低产积液井排液模型,模拟计算了积液井在不同生产油管下的井筒压力剖面。根据研究结论,将现场两口低产积液井原来的外径50.8 mm(2 in)油管更换为外径38.1 mm(1.5 in)小油管,实现了稳定生产,效益显著,在低产积液井上具有推广意义。     

随机油价下的油田开发规划优化模型

为了科学合理地制定油田开发规划方案，建立了随机油价下的油田开发规划优化模型。首先利用功能模拟原理（微分模拟方法及神经网络方法）建立油田采油厂产量与其对应影响因素的关联关系，然后在随机油价下，根据油田开发的实际情况，在对决策变量、目标函数、约束条件进行分析的基础上，研究每个采油厂或开发单元的具体情况并建立定产量、定成本、效益最好的产能分配优化模型，并采用改进内点法对优化模型进行求解。采用这一优化过程，成功地解决了油田开发规划中随机油价下的油田（采油厂）产量、工作量及成本的最优分配问题。将该模型应用干中国某油田中后期开发阶段产量规划中，产生了巨大的经济效益。表3参12     

基于卷积神经网络模型的抽油机系统故障诊断

陆地机械采油普遍采用有杆抽油系统,示功图是油井工况的重要指示。在实际开采过程中,由于抽油井数量大、分布广,人工检测油井耗时费力。为提高人工检修效率、提升自动化水平,针对示功图的图形特征,在卷积神经网络Le-Net模型的基础上,建立简化卷积神经网络模型。收集实际生产数据经预处理后输入机器学习模型进行训练,得到关于示功图的分类模型,同时通过测试集数据对分类结果进行评价。结果表明,建立的卷积神经网络模型具有良好的稳定性,能够通过数据学习得出准确率较高的分类模型;所建立的分类模型能够稳定处理多分类问题,对于15种故障类型分类实现效果良好;通过测试集进行评价,该模型准确率达92%以上,预测效果可以满足油田实际生产需求。