基于BP神经网络的气井配产方法

气井合理配产是保障气田高效、稳定、持续生产的关键前提,针对延安气田目前生产井数多且投产时间差异大、气井配产困难的问题,优选原始地层压力、井控储量、地层系数、表皮系数、稳产时间作为输入神经元,运用反向传播(back propagation,BP)神经网络对91口气井的资料进行网络训练和学习,建立合理产量预测模型,并对5个参数进行影响程度分析和敏感性分析。结果表明:模型预测91口气井的产量平均误差为1.77%,预测结果真实可靠;所选择的5个神经元对合理产量均有显著影响,且影响程度从大到小依次为稳产时间、井控储量、地层系数、表皮系数、原始地层压力;原始地层压力越大、井控储量越大、地层系数越大、表皮系数越小,一定稳产时间内气井合理产量就越大。

修正的流动物质平衡法计算致密气藏动态储量

流动物质平衡法广泛应用于压力测试和油藏物性缺乏的致密气藏动态储量的评价,但其忽略了天然气黏度和压缩系数的乘积随压力的变化,存在较大的误差。针对此问题,提出修正的流动物质平衡法,考虑了压力对天然气黏度和压缩系数的影响,并推导出修正的流动物质平衡方程。鄂尔多斯盆地致密气藏应用实践表明:流动物质平衡法计算结果偏小,气藏的生产压差越大,误差越大,最高可达22.76%;修正的流动物质平衡法计算的单井动态储量准确性高,误差小于6%,具有较好的实用性。该研究对于气藏合理开发方案的制订和经济高效的开发有重要的指导意义。

巨厚气藏气井井筒压力计算模型及应用--以普光气田为例

针对目前常用定质量流井筒压力计算模型不适用于产层段井筒长、从底部至顶部质量流量变化大的巨厚气藏气井的问题,通过耦合气井流入状态和井筒管流,建立了巨厚气藏气井产层段变质量流井筒压力计算模型,并通过实例气井进行验证,同时将该模型应用于气井产能评价。结果表明:变质量流模型计算的井筒压力值比定质量流模型小,两者之间差异随产气量和产层段长度增加而增大;在产层段不同深度处,变质量流模型计算误差均小于2%,计算精度较高。该变质量流模型能较精确地计算井筒压力值,进而可以有效解决气井产能测试遇阻无法获得井筒压力、井筒压力折算值不准确易导致产能指示曲线负异常等问题。该研究对巨厚气藏气井井筒压力分布计算和产能评价能够提供强有力技术支撑。

河南油田氮气泡沫调驱技术研究与应用

在河南下二门油田油藏条件下,利用Ross-Miles法,研究了起泡剂质量浓度对表面活性剂起泡性能和稳定性能的影响,提出当起泡剂质量浓度为临界胶束质量浓度时,起泡体系具有最佳的泡沫性能。应用室内泡沫发生装置,研究了泡沫的气液比以及注气速度对泡沫封堵性能的影响,并针对不同渗透率地层做了泡沫调驱的适应性评价。实验结果表明:当气液比为1.5∶1.0,注气速度为0.9 mL/min时,泡沫具有最佳的封堵能力,后续水驱仍能保持较高的残余阻力系数;泡沫调驱适用于渗透率较高的地层,对低渗层的封堵效果较差。下二门油田进行的泡沫调驱先导试验结果表明,区块整体含水明显下降,增油效果显著。

无夹层底水油藏水平井水脊定量描述

对于无夹层的底水油藏，建立典型底水油藏水平井开发数值概念模型，计算了多种情况下的水脊形态，拟合了水脊剖面公式。利用多元非线性回归方法确定了水脊影响因素与系数a1、a2、a3的关系，建立了水脊定量描述公式，推导了水脊高度和水脊体积计算公式。以Z油藏一口水平井为例，验证了定量描述公式，结果表明定量描述公式计算结果满足矿场需要。

“学案导学”模式在高职计算机应用基础课程中的应用研究

在省“五课．两课”的大背景下，形成自己的教学特色，是各所职业学校提升内涵的重点所在，也是每位教师的心愿。在学校的支持下，我们研究并实践了“学案导学”教学模式在五年制高职计算机应用基础课程中的应用研究，文章从学案的研究目标、编写、应用和创新之处这四个方面加以阐述。

自我克制的魅力——细微处见成效

所谓自我克制,就是人们对自己的思想和行为的自我约束、自我克制能力。在教学实践中,有的班主任尽管整天忙忙碌碌、殚精竭虑,为了让学生听话学好,总是声色俱厉,有时还难免大发雷霆,可算是严师了,但结果事与愿违:班级纪律涣散、师生关系紧张、学生成绩下降。之所以出现上述情况,除了班主任的教育方法、教学水平、组织能力等原因外,主要的还是班主任缺乏自制力。本文以作者在班主任工作中的亲身经历为例来阐述自我克制在教育工作中能起到事半功倍的效果。

薄层底水油藏控水用冻胶泡沫的室内研究

薄层底水油藏确定油水界面位置困难,射孔完成法建立底水隔板存在技术限制,而冻胶泡沫兼具冻胶和泡沫的双重作用,选择性好、封堵能力强,控制该类油藏底水锥进问题具有优势。室内实验通过黏度法和改进的Ross-Miles方法对冻胶泡沫体系进行了优选,得到了体系的优化配方为:0.2%聚合物LA100+0.4%有机铬交联剂FH-7+0.25%表面活性剂SDS+N2。体系性能评价结果表明,随反应时间延长(0率24 h),体系黏度由11.6逐渐增至200.0 m Pa·s,泡沫综合值由2838.0增至11899.0 m L·min。随着冻胶逐渐成冻,冻胶泡沫稳定性逐渐增强。体系的注入压力高,阻力系数超过6.0。封堵能力强,封堵率超过93.8%;选择性优于冻胶,可智能识别高渗通道。玻璃填砂可视化物理模拟表明,在生产井的近井地带,冻胶泡沫优先进入水锥入侵通道和底水层,形成稳定的底水隔板,扩大底水波及体积,采收率增值为32.6%。

鄂尔多斯盆地东南部致密砂岩气勘探开发关键技术创新及规模实践

为了落实鄂尔多斯盆地东南部致密砂岩气成藏规律,解决陕西延长石油(集团)有限责任公司延安气田规模效益建产难题;采用产、学、研、用一体化联合攻关思路,多学科开展了盆地东南部上古生界沉积—储层—成藏地质理论研究,并在基于动态知识库的储层预测、混合井网立体动用模式、气藏动态优化调整等关键技术方面开展了系统研究,取得了地质理论和开发关键技术创新进展,总体实现规模效益建产。研究结果表明:①明确了盆地东南部二叠纪时期为三角洲前缘沉积,浅水环境岸线频繁迁移控制储集砂体发育,建立了致密砂岩气优质储层“甜点”发育模式;②形成了基于多要素、全过程天然气运聚模拟的目标优选技术,高效指导了勘探有利区的优选;③基于动态知识库提高了有效储层预测可靠性,建立了基于井网要素差异化设计的混合井网立体动用技术;④形成了以压力跟踪和产量智能优化为核心的气藏开发动态优化技术,实现了延安气田的规模有效动用和长期稳产。结论认为,取得的系列地质理论新认识和开发关键技术,支撑了延安气田7635×10^(8)m^(3)天然气探明储量发现和71.4×10^(8)m^(3)/a的产能建设,且为类似致密气藏勘探开发提供了借鉴,为保障国家能源安全做出了重要贡献。

不同裂缝形态页岩气多级压裂水平井产能预测模型应用研究

为准确评价页岩气多级压裂水平井的实际产能,针对实际压裂裂缝形态,分别采用“水平井+缝网”模型和“水平井+缝网+主裂缝”模型进行研究,对比分析结果显示两种产能的预测模型曲线形态特征相似,但产能的差异性较大。为准确讨论两种模型的适用性,选取实际页岩气井生产数据进行历史拟合,结果表明不同模型对于不同页岩气井拟合的效果不同,两种模型具有不同的适用性,“水平井+缝网”模型适用于裂缝网络复杂程度较高的页岩气井,“水平井+缝网+主裂缝”模型更适用于主裂缝明显的页岩气井。两种模型的探讨为不同压裂裂缝形态的页岩气井选择产能预测模型提供了理论支撑,同时可以根据拟合效果准确预测页岩气井的压裂效果,在产量预测上具有先进性。

YQ2气区合理产量的研究

气井合理产量的研究是气井高效开发的一个重要课题。由于影响气井产能的因素很多,因此应用不同的研究方法,结论有很大差异。YQ2井区为致密气藏,目前处于开发初期,测试资料不完善且差异较大。为了高效、合理地开发气藏,确定气井的合理产量就成为了急需解决的研究课题。针对YQ2井区的地质特征和开发情况,本文对比分析了经验方法、生产指示曲线法、生产数据统计法和数值模拟法等计算合理产能的4种方法。通过对各种方法的分析评价,得出了各种方法的优缺点和适用性。建议根据气井的地质特征和动态特征综合考虑,选择合理的方法来确定气井的合理产量。

鄂尔多斯盆地东南部页岩核磁共振实验研究

鄂尔多斯盆地东南部地区页岩气资源开发前景广阔,准确评价不同层位的页岩储层特征意义重大,借助核磁共振实验研究长7段、山西组和本溪组页岩特征,分析页岩孔径分布规律,实验研究表明:(1)页岩T_2谱响应特征表现出Ⅰ类单峰、Ⅱ类双峰和Ⅲ类三峰等3种类型,Ⅱ类双峰态T_2谱在鄂尔多斯东南部页岩中最为发育;(2) T_2截止值分布在0. 49～6. 64 ms,平均1. 57 ms,山西组和本溪组T_2截止值可借助左峰峰值快速确定;(3)核磁孔隙度分布范围为0. 55%～10. 26%,核磁可动流体百分数分布范围为27. 29%～66. 31%,渗透率与孔隙度之间整体呈现幂函数递增关系;(4)长7段页岩裂缝占比3. 49%～10. 13%,山西组页岩裂缝占比4. 89%～27. 52%,本溪组页岩裂缝占比2. 97%～8. 18%,长7段页岩主要发育微细孔隙且孔径分布范围最广,山西组页岩裂缝发育程度最高,本溪组部分页岩存在少量大尺寸裂缝;(5)鄂尔多斯东南部地区山西组和本溪组页岩开发效果优于长7段页岩,推荐山西组和本溪组作为页岩气开发的主力层位。

延安气田Y井区稳产时间研究

延安气田Y井区属于典型的低渗气藏,目前处于稳产阶段,准确预测气井和气藏的稳产时间对Y井区具有重要意义。根据Y井区的实际情况,采用产量不稳定分析法预测了气井的稳产时间,结果显示Y井区85.33%的气井稳产时间分布在3～7年,单井的稳产时间平均为5.6年。在三维地质建模的基础上,利用数值模拟方法预测不同采气速度下的气田稳产时间,结合实际采气速度,预测Y井区的稳产时间为5.5年;与周边地质条件相似气田的稳产时间对比,结果显示采用数值模拟预测得到的Y井区稳产时间结果可靠,为延安气田中后期的稳定开发和措施调整提供了理论支撑。

页岩气勘探开发环境保护与监管机制研究

页岩气勘探开发会导致大量水资源被消耗、地下及地面水体被破坏、土壤被污染、水土流失等。国内页岩气开发环境管理现状主要为:国家缺乏页岩气相关环保法律法规、环境监管机制与准入机制不完善、监管部门责任和责任主体不明确、缺乏环保意识、缺乏高效环保的开发技术。为避免页岩气大规模开发所带来的环境问题,政府和企业需要从3个方面开展工作:1)确立环境保护主体地位,加快制定环保法律法规,构建有效监管机制,完善环境监管体系;2)强化环境准入制度,做好环评规划工作,明确风险责任主体,完善应急管理机制;3)积极推进技术研发,加大科研经费投资,设立重大科技专项,加快环保技术创新。

低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征及对物性影响——以下寺湾油田柳洛峪区块长2油藏为例

为有效量化评价下寺湾油田柳洛峪区块长2砂岩储层微观孔隙结构特征及物性,在储层常规测试研究的基础上,应用恒速压汞测试技术对储层含油砂岩样品微观孔喉结构特征进行量化分析,并探讨储层微观孔隙结构特征对物性的影响。研究表明:低渗-超低渗透储层喉道整体细小;孔隙度接近的样品其孔隙半径分布范围类似,但孔隙与喉道半径比差异明显;喉道结构特征控制着储层微观非均质性强度。储层物性与微观孔喉结构参数变化相吻合,喉道结构分布特征对储层渗透率影响显著,增加大喉道所占比例与孔隙连通性有利于提高储层物性与开发效果。

考虑微观效应的致密多孔介质分形渗透率模型

致密多孔介质微观结构复杂,受孔隙表面和流体分子之间相互作用影响的微观效应普遍存在,而目前已有的致密多孔介质模型未同时考虑边界层效应和微观效应,计算结果误差较大。基于毛细管束模型和分形理论,建立了考虑微观效应的渗透率模型来表征致密多孔介质中流体传输能力,并用实验数据验证了模型。模型计算的有效渗透率不再是恒定值;压力梯度、润湿性、流体黏度和孔隙结构参数都影响有效渗透率,边界区域和体相区域的贡献随着最大孔隙半径、润湿性和压力梯度的变化而变化。该模型能更准确地预测致密多孔介质在各种条件下流体的渗流特性,为致密油藏的开发提供指导。

定容封闭气藏定产气井动态储量计算新方法

准确计算气藏动态储量,对指导气井配产、产量调整和井网优化部署具有重要作用。针对现有方法存在使用条件苛刻、某些参数无法准确获取、计算过程复杂等诸多弊端,基于定容封闭气藏物质平衡方程,结合拟稳态层内各点压力随时间的变化规律及天然气高压物性,推导建立了仅需2个生产数据点的动态储量计算新方法。以鄂尔多斯盆地致密气藏典型气井为例,对比不同方法的动态储量计算结果,并对可靠性进行验证。结果表明:新方法计算过程简单,使用条件广泛,最大相对误差的绝对值为4.80%,最小相对误差的绝对值为0.34%,平均相对误差的绝对值为2.24%,说明新方法计算结果可靠,可实现简便、快速、准确地计算气井动态储量。

山东省清洁发展机制项目实施存在的问题与对策

清洁发展机制是发达国家与发展中国家以项目为合作载体、共同应对气候变化的一种国际合作机制。调研发现,山东省清洁发展机制项目实施的数量呈快速增长趋势,项目类型相对集中,区域分布差异显著,合作方主要集中在英国、瑞士和日本。同时存在着注册与签发成功率偏低、资金融通困难、高层次技术转让有限以及减排量转让价格总体偏低等问题。山东省需要进一步加强清洁发展机制能力建设,提高项目执行能力;提高低碳技术自主研发能力,提升技术转移层次;发掘省内资本潜力,拓宽项目融资渠道;构建省内碳交易市场,稳定碳交易价格。

致密气井稳产时间预测模型及应用

采用“井口—井底—产层”的逆向推演思路,首先基于气液两相流井筒压力梯度方程推导产水气井的井底流压解析模型,进而结合定容气驱产水气藏的物质平衡方程建立产水气井的平均地层压力和单井控制储量计算模型,最后以井口最低外输压力为约束条件建立产水气井的稳产时间预测模型。研究结果表明:模型的稳产时间计算误差受到实际稳产时间的影响,但计算结果满足气藏开发的实际需求。将稳产时间预测模型应用于产水气井的产量优化,优化后的气井不仅可以满足开发方案的设计要求,而且能够获得更高的内部收益率,优化效果显著,表明模型可以用于优化致密气藏产水气井的产量。

一种新型天然气水合物抑制剂现场试验研究

在天然气开采及储运过程中,天然气可以在管道、井筒以及地层多孔介质中形成水合物,天然气水合物会导致井筒堵塞、气井停产、管道停输等严重事故。因此天然气水合物的防治是一个困扰生产多年的问题。天然气工业中最有效和常用的方法是注入水合物抑制剂,甲醇作为传统热力学水合物抑制剂药剂已经逐渐不能适应气田安全、环保、低成本开发的需要。为替代甲醇,开展了一种新型天然气水合物抑制剂的现场试验。现场试验结果表明,通过合理的加注工艺抑制剂可以起到良好的水合物抑制效果,新型天然气水合物抑制剂既适用于高压集气工艺,也适用于采用井下节流的中低压集气工艺。