油田注水开发系统能耗整体优化方法

为了解决注水开发系统能耗整体优化的问题,应用能量守恒定律及流体能量表征方法,建立了油藏系统能耗表征方法,阐述了表征方法分项物理意义。在此基础上,以阶段时间内吨油能耗最低为目标函数,以注水、油藏和举升3个系统能耗表征方法及油藏开发方案为约束条件,以注水系统单井采油量和注水量为决策变量,建立油田注水开发系统能耗整体优化模型。应用整体优化方法,借助数值模拟手段获取油藏相关参数,对某一注一采实际井组方案进行优化,得到最佳注采方案以及地层压力保持水平,验证了该方法的合理性。

改进结构的小波神经网络在油田开发指标预测中的应用

由于油藏储层的非均质性和决定油田开发指标因素的不确定性,往往很难对油田开发指标进行准确的预测。针对小波神经网络模型及算法预测油田开发指标存在的不足,提出了改进结构的小波神经网络模型。改进结构的小波神经网络模型使输入指标同时在不同时间因子和尺度因子的小波基上展开。实例分析结果表明,改进结构的小波神经网络模型不仅继承了小波神经网络的优点,且具有比小波神经网络预测油田开发指标精度更高、训练速度更快的优势,其预测的平均精度达到97.02%,是预测油田开发指标的一种较实用的方法。

技术可采储量经济转化率影响因素研究

研究了经济可采储量的计算方法 ,给出了技术可采储量经济转化率的定义和计算公式 ,分析了地质条件、开采方式、原油价格、操作费、开发指标等对经济可采储量和技术可采储量经济转化率的影响。

基于储量价值的油田井网密度优化模型及其应用

通过探索油藏井网密度与区块储量价值的关系,建立了基于储量价值的最优井网密度计算模型,从而将反映石油储量开发动态的地质参数引入价值评估模型中.最后以胜利油区的采收率公式为基础,将该模型应用到胜利油区典型区块,对典型区块在价值量下的井网密度状态进行了评价,结果表明两个区块都处于过度加密状态.

国内外油田生产成本结构对比分析

油气生产经营的市场竞争日趋激烈,以较低的成本为市场提供油气产品,可以降低石油企业的经营风险、提高经济效益。对比国内外油气会计准则和石油企业生产成本的历史数据资料,分析国内外油田生产成本的构成特征变化趋势及引致近年油气生产成本上升的因素,可以为中国油田经营管理提供有益的帮助。

特高含水期相渗关系表征研究

特高含水开发阶段油水相对渗透率比与含水饱和度指数式不再呈线性关系,基于该线性规律得到的分流量曲线无法准确描述特高含水期油水两相渗流特征。以高注入水驱油试验为基础,利用数学分析理论推导,建立新的相渗关系表征方程;结合水驱油试验数据进行回归分析,确定适用于某油田中14-检10井所在区块的相渗方程,并改进分流量曲线方程,进而指导特高含水期矿场开发实践。

水驱油藏单井可采储量影响因素权重定量研究

可采储量是决定油气田开发是否经济可行的重要指标,影响单井可采储量的因素非常多,且这些因素之间相互影响、相互牵制,形成复杂的关系。综合运用多因素方差分析、正交试验设计、灰色关联以及层次分析等方法,对水驱油藏单井可采储量各因素的定量权重进行深入研究。研究结果表明,影响单井可采储量物质基础的因素权重最大,包括井距和有效厚度;其次是与单井可采储量关联关系较大的开发动态因素,包括初始产油量、初始含水率与开发时机;最后是影响水驱开发采收率的因素,包括非均质性等级、残余油饱和度、地层原油粘度和渗透率等。单井可采储量影响因素权重定量研究为单井可采储量定量预测模型的建立提供了重要的理论基础。

油田单井可采储量定量预测模型

利用水驱特征曲线法和递减法等动态方法测算可采储量时,存在时间滞后性,难以及时反映调整井所增加的可采储量。通过利用油井单井生产动态指标,应用油藏工程和数理统计等方法,从理论和矿场2方面对单井可采储量进行研究。结果表明:初始产油量和递减率是影响单井可采储量的主要因素,并根据影响程度确定递减率的主控因素为油藏类型、单井控制储量、初始含水率、单井产液量以及产液量随含水率变化的程度等,构建主控因素与递减率的相互关系,从而建立了19种单井可采储量预测模型。这些模型涵盖了水驱、稠油热采等开发方式,中高渗透、低渗透等油藏类型,直井和水平井2种井型。应用实例表明,根据新钻井的初始产油量等生产动态指标,能快速、简便地预测单井增加可采储量。

特高含水期油田开发效果的模糊多目标决策

以胜利油区某整装油田为例,将模糊多目标决策运用到对特高含水期油田开发效果的评价上来,建立了进行模糊综合评价的指标体系。该方法能综合考虑各方面因素,为特高含水期的油田对实际开发方案的评价提供了一个更科学,更合理的方法。

区块开发指标的模糊预测

本文第一次把模糊聚类分析与贴近度结合使用与区块开发指标的预测,取得了良好的效果,对油田开发研究做出了较大贡献。本文以胜利油田已开发区块的数据为基础,采用模糊聚类的方法,将同类油藏中已经开发的区块进行了分类,再计算出新的区块与各类中已开发区块之间的贴近度以表明其相似程度,再根据择近原则将新的区块归类,然后根据所属类中已开发区块的相关开发指标对新区块的开发指标进行了预测,取得了较精确的结果。

断块油藏开发中后期综合调整技术

胜利油区许多断块油藏已进入开发中后期，原有的开发层系与注采井网难以适应油藏深度开发的需要。近几年在加强精细油藏描述的基础上，利用细分开发层系、细化注水层位、改变注水方式、完善注采系统、CO2单井吞吐等技术和方法对油藏进行了综合调整，取得了较好的效果，有力地指导了断块油藏开发中后期的调整工作。

大孔道形成与演化过程流固耦合模拟

为描述与认识油藏大孔道的形成与演化规律,建立了一套流固耦合数学模型。该数学模型由储集层渗透率演化模型与油藏流体渗流方程耦合而成,其中储集层渗透率的变化模型为渗透率与累计线流量的关系方程,反映了大孔道的演化过程。在此基础上,开发了模型求解软件。通过对正韵律概念模型的模拟计算,得出了大孔道在地层中的形成与演化规律:随着含水率的增加大孔道逐渐发育,含水率越高,大孔道越明显;大孔道主要发育在近井地带和主流线上;大孔道在正韵律厚油层底部发育;渗透率级差越大,注水过程中越容易形成大孔道;注采不均衡性导致在注采强度较大的方向上容易形成大孔道。实际模拟了胜利孤岛油田中二中30NB20井区Ng35大孔道的形成过程和特征,相应注水井实施调剖措施的效果进一步证实了大孔道的存在及本方法的可靠性。

胜利油田改善“双低”油藏 开发效果的主要技术和做法

胜利油田一些“双低”油藏采油速度低，采出程度低，开发效果差，为改善开发效果，充分发挥生产潜力，“九五”期间采用成熟配套工艺技术进行了专项治理，主要做法是：深化油藏地质研究，做好前期准备工作；配套完善综合治理工艺，突出工艺技术在治理中的作用，地质与工艺相结合，分油藏类型采取针对性治理措施，断块油藏以完善注采井网为主，稠油出砂油藏采取防砂，降粘等技术，低渗透油藏主要是采用水质处理技术，改善注入水水质，“双低”单元取得了明显的治理效果。

自然递减率与综合递减率关系研究

以现河采油厂稀油为例回归出自然递减率与综合递减率的线性关系式 ,在定井跟踪确定综合递减率的基础上 ,能较快计算出所对应的自然递减率 ,同时能快速预测出新井和措施增油量占总产油量的比例 ,根据措施单井次增油量和新井单井增油量变化规律 ,即可确定措施和新井工作量。

特高含水期水驱油效率计算新方法

特高含水期是油田开发的重要阶段,水驱油效率研究在该阶段具有十分重要的意义。水驱油效率计算是以油水相渗比与含水饱和度的关系为理论基础的,传统方法认为该关系呈线性,而矿场实践表明,这种关系仅适用于中—高含水阶段,在特高含水阶段则表现为非线性;因此,文中在深入研究相渗曲线特征的基础上,对油水相渗比与含水饱和度的关系表达式进行修正,并以修正公式为基础,重新推导出新的适用于特高含水期的驱油效率计算公式。实践证明,该公式符合特高含水期的开发规律,能满足油田实际生产的需要。

岩心微观与油藏宏观剩余油临界描述尺度研究

中国陆上油田已整体进入高含水开发期,地下油水关系日趋复杂,剩余油分布更加分散,准确揭示剩余油分布规律,为开发调整措施提供决策依据是亟待解决的难题。利用人工石英砂制作岩心模型,借助微焦点CT系统对岩心模型进行CT切片扫描,在对二维切片进行图像预处理、插值、分割的基础上,对CT切片图像进行三维重建,得到了岩心三维孔喉结构及油水分布情况。基于岩心三维孔喉模型,发现岩心孔喉微观剩余油具有连续、连续—离散、离散等不同分布特征,由离散特征向连续特征转化的临界描述尺度下限为45μm(约为孔喉半径的2倍)、临界描述尺度上限为167μm(约为孔喉半径的7.6倍);基于油藏数值模拟技术,得到了油藏宏观剩余油合理临界描述尺度,当网格尺寸不高于油藏宏观剩余油临界描述尺度时,模拟结果能够有效刻画油藏宏观剩余油局部富集现象。

基于不确定性研究的油田开发后期指标预测方法

针对油田开发后期开发指标不确定性、波动程度大导致常规预测方法适应性差,且无法提供预测结果概率分布特征的问题,建立了基于不确定性研究的开发后期指标预测方法.该方法通过历史生产数据确定指标影响因素的概率分布,并采用随机算法生成服从概率分布的大量样本,最后通过所建立的指标与影响因素之间的定量关系预测指标的概率分布特征.用该方法对H采油厂注采比进行预测,其2013年前6个月注采比的预测误差平均为0.53%,而多项式回归模型及支持向量机模型的误差分别为3.33%和1.46%;2013年1月的注采比概率分布范围为0.77-0.93,最大概率的注采比为0.834 3.不确定性开发指标预测方法精确度较高,能为开发决策提供可靠依据,并大大降低决策风险.

油田开发规划优化决策系统研究

介绍了油田开发规划优化系统的原理与方法、系统结构与模块功能设计。在产油量最大、总成本最低、效益最优等不同优化目标下,实现了数据导入、系统配置、油田开发动态预测、规划优化、产量分配、最优控制等效益规划功能。该系统已应用于油田中长远开发规划,取得了较好效果。

储层微观参数对宏观参数影响的网络模拟研究

储层宏观参数是储层微观参数的宏观体现。以孔隙度、绝对渗透率、相对渗透率等宏观参数作为约束条件,拟合生成网络模拟模型,在此基础上讨论了孔喉半径、喉道半径均质系数、孔喉比、孔喉润湿性、孔喉形状和配位数等微观参数的变化对孔隙度、绝对渗透率和相对渗透率等宏观参数的影响。在影响因素敏感性分析的基础上,确定了引起储层宏观参数变化的主要微观影响因素。

基于增量和存量的油田效益开发优化模型

伴随着油田"增量-存量"管理模式的推广,以往的开发规划优化模型已不适应油田开发规划的总体要求。结合油田中长远开发规划的特点,定义了适用于开发规划的增量和存量的概念。以新区新井和老区新井工作量为决策变量,以油田实际要求、关系和规律模型为约束,以效益最大、投资最小和成本最小为目标,建立增量构成油田效益开发优化模型,以实现储量、工作量、产油量、投资、成本和效益的一体化优化。利用内点法对模型进行求解,并应用于某水驱油田的"十三五"开发规划。应用结果表明:由于新区增量比老区增量效益更好,因此在满足老区增量约束的条件下,剩余投资全部投向新区增量,体现了以效益为中心的规划优化。该模型的建立可为"增量-存量"模式下油田效益优化决策提供思路和方法。