基于BP神经网络的油藏流场评价体系研究

室内试验及矿场测试均显示,注水开发油田储层参数会随注水冲刷而发生变化,储层孔隙度及渗透率均会增大,形成优势流场,造成注入水的无效循环,降低开发效果。准确识别并评价优势流场,对于有针对性地采取高含水期剩余油挖潜措施具有重要意义。基于BP神经网络技术的方法对优势流场进行评价,各指标的权重值由BP神经网络经样本训练后获得,不再由层次分析法或专家打分法确定,消除了主观因素的影响,客观反映了各评价指标对优势流场的影响。将该评价体系应用于埕东油田试验区进行优势流场分级及评价,针对评价情况部署了油田剩余油挖潜方案,经数值模拟证明,剩余油挖潜效果较好。     

页岩气藏压裂水平井Blasingame产量递减分析方法建立与应用

根据常规油气藏压裂直井Blasingame产量递减样板曲线建立方法,使用渐近法建立了拟稳态流动阶段无因次压力与无因次时间的线性关系获取方法,重新定义无因次参数,形成了考虑气体吸附和溶解的页岩气藏压裂水平井Blasingame典型样板曲线。结合页岩气藏物质平衡理论,将实例数据与样板曲线进行拟合,验证了Blasingame产量递减分析方法在页岩气藏压裂水平井生产数据解释中的有效性。研究结果表明：①基于新无因次变量,吸附、溶解影响下页岩气藏压裂水平井Blasingame样板曲线边界控制流阶段再次归结为一条斜率为-1的直线,结合吸附等实验数据,可有效降低拟稳态阶段的多解性;②页岩气藏压裂水平井Blasingame样板曲线受储量相关参数和裂缝参数的双重影响,储量相关参数越大,样板曲线位置越低,裂缝参数越大,样板曲线位置越高。③长期动态资料分析可有效获取储层物性参数、改造情况以及单井控制动态储量参数,基于拟合结果,为未来生产动态预测奠定了基础。     

基于TPHM的页岩气藏多级压裂水平井产能分析

页岩孔隙结构复杂,微裂缝发育,传统的应力敏感模型不能准确表征开发过程中页岩基质的渗透率变化,基于双应变胡克模型(Two-Part Hooke’s Model,简称TPHM),建立综合考虑页岩气黏性流、Knudsen扩散、吸附解吸的数学模型。利用离散裂缝模型对地层微裂缝及水力裂缝进行描述,采用商业化软件对模型进行有限元求解,并对相应的参数进行敏感性分析。结果表明:考虑Knudsen扩散后,页岩气产气速度增大;考虑TPHM表征的渗透率后,页岩气产气速度显著下降;人工裂缝间距、长度、条数均对页岩气产能有很大的影响,人工裂缝间距越大、长度越长以及条数越多,页岩气产气速度越大。通过实例应用,验证了TPHM的正确性。该渗透率模型更加符合页岩的特点,从而可以更加精确地模拟页岩气井的产能,辅助开发方案的制订。     

雷公油田水窜问题研究

雷公油田为复杂断块油田,水窜问题比较严重。针对雷公油田水窜问题,从储层的非均质性、示踪剂解释、注采井网与地应力的适应性、储层伤害等方面进行了研究,并且对大量存在碳质条带的主力层段的岩心进行了水驱岩心实验。通过这些研究,找到了雷公油田水驱开发效果差的弊端所在,并根据研究结果设计了改善水驱开发效果的技术方案,取得了较好的经济效益。     

牛顿流体-幂律流体双区复合稠油油藏水平井热采试井模型

针对压敏型稠油油藏水平井热采特征,综合考虑油藏渗透率应力敏感及稠油的幂律特性,建立了牛顿流体-幂律流体双区复合稠油油藏水平井试井模型,运用有限元方法求解水平井井底压力。结果表明：该模型可分为8个流动阶段,无因次应力敏感系数越大,压力导数曲线上翘程度越大;当把外区（冷油区）处理为幂律流体时,外区径向流阶段压力导数曲线变为斜直线,内外区导压系数之比越大,幂律区反应特征越明显,压力导数曲线上翘越明显;蒸汽区（内区）半径变小,压力波在内区中传播的时间变短,即内区径向流结束时间也越早。应用该模型对新疆G区块进行试井解释,拟合精度高于传统模型。该方法为稠油油藏热采精细描述开辟了新途径,对稠油油藏试井解释具有重要意义。     

双重介质低渗透油藏水平井试井模型

针对低渗透油藏中非线性渗流对试井压力动态特征产生较大影响的问题,建立了考虑非线性系数的双重介质低渗透油藏水平井试井新模型,用有限元方法（FEM）进行求解,绘制试井典型曲线,对数值解的正确性进行验证,并对非线性系数、渗透率模数、窜流系数、顶底边界等相关参数进行影响分析。结果表明,从基质到裂缝的非线性流动主要影响压力导数曲线“凹子”的深度和位置,当非线性系数增大时,“凹子”变浅,并向右移动。在考虑应力敏感性时,压力及导数曲线上移,压力导数曲线偏离达西模型下的中期和晚期径向流的0.5水平值,随着渗透率模数的增加,曲线后期上翘更加严重,“凹子”的深度和位置不变。采用该模型对实际区块的压力测试数据进行拟合分析,得到良好的拟合效果。研究结果为水平井开发低渗透油藏提供了一定的理论支持。     

油藏数值模拟模型转化过程中非平衡现象

在进行油藏数值模拟模型转化初期,含水量、产油量、压力等曲线会出现较大的波动,这是由于两个模型本身存在着差异,导致结果出现了偏差,致使对后续预测方案做出不恰当甚至错误的评价。针对上述问题提出了非平衡现象,并着重分析了非平衡现象出现的原因,提出了解决上述问题的等效模型,并给出了等效模型建立的基本原则和建立过程。以涠洲11-4油田的实际数据为例,直观地给出了模型转化过程中非平衡现象导致的一系列问题,并对等效模型的合理性进行了检验。等效模型的建立不仅很好地解决了非平衡现象,而且为油田开发工作者提供了验证组分PVT拟合效果的新方法。     

低渗透油藏非线性渗流新模型及试井分析

基于毛细管模型,结合边界层理论,通过引入描述低渗透储层渗流的特征参数c₁ 和 c₂,建立了低渗透油藏渗流新模型,解释了启动压力梯度和非线性渗流产生的根本原因。根据新模型给出了考虑动边界影响的试井模型,并采用数值方法求解,分析了无因次特征参数c_1D和c_2D 对试井曲线的影响。结果表明：新模型的压力和压力导数曲线上翘,上翘幅度比拟启动压力梯度模型要小。考虑动边界影响的试井曲线上翘幅度比不考虑时要小。c_1D 和 c_2D 是决定曲线形态的特征参数。当c_1D 与 c_2D 之和不为常数时,随着 c_1D 或 c_2D 增大,上翘幅度增大;当 c_1D 与 c_2D 之和为常数时,随着 c_1D 增大,c_2D 减小,上翘幅度增大。对于封闭边界和定压边界在试井曲线上的压力响应,新模型与达西模型一致。     

水驱特征曲线和产量递减规律在克拉玛依油田八区的应用

水驱特征曲线和产量递减规律是油藏工程动态预测的两种重要方法。前人在研究这两种规律时,常常将二者作为独立的方法来研究。但实际应用中,两种方法都有其自身的局限性：水驱特征规律描述累计产油量和累计产水量与水油比之间的关系,但缺少时间的概念;产量递减规律描述年产油量和累计产油量随时间的变化,但缺少了含水率指标。通过将两种方法综合应用,得到了不同时间油田综合含水率和累计产水量、不同含水率下的年产油量、不同年产油量下的累计产水量等动态关系。并以此来预测克拉玛依油田八区的动态指标,得到了较好的效果。     

遗传算法在苏里格气田井位优化中的应用

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,储层非均质性及特低的渗透率造成苏里格气田有效泄油面积小。为提高单井控制储量和气田采收率,需要利用井位优化来确定最优井数及其位置。因此,借助Matlab自带的遗传算法工具箱,采用优化理论结合数值模拟的方法进行苏里格气田某区块的井位优化研究。研究中将净现值作为目标函数,将单井控制面积和井位作为变量,优选净现值最大的单井控制面积及井位。结果表明,苏里格气田的最优单井控制面积为0.5km²/井|对于最优单井控制面积,遗传算法得到的最优净现值为14.625 9×10⁸元,大于常规井网的净现值14.337 8 ×10⁸元,净现值增加幅度为2.01%|基于遗传算法的井位优化方法克服了常规布井方式的经验依赖性|最优井位分布与渗透率关系密切,渗透率高的部位井数多,反之,井数少。