基于投影寻踪模型的特高含水油藏剩余油可采潜力评价方法

影响特高含水油藏剩余油可采潜力的因素极其复杂,且各因素的影响程度差异明显,常规方法多以剩余油饱和度或剩余油储量丰度等单一指标评价剩余油潜力,难以有效指导特高含水油藏剩余油挖潜。在充分考虑特高含水油藏剩余油可采潜力影响因素的基础上,综合表征储层非均质性、剩余油可采储量规模、水淹状况以及油水分流能力的差异,构建了特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价指标体系,并考虑不同指标对剩余油可采潜力控制程度的差异,将加速遗传算法与投影寻踪模型相结合来确定各评价指标的客观权重,从而构建了剩余油可采潜力指数,形成特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价新方法。以渤海Q油田南区主力产层NmIL砂体为例,开展特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价,结果表明,新方法可综合表征不同区域位置的储层物性、可采储量丰度和油水分流能力对剩余油可采潜力的影响,实现了主力产层NmIL砂体剩余油可采潜力分布的差异化定量评价,优势可采潜力区域刻画明显,将其作为NmIL砂体下一步井网加密调整潜力区域,以精准指导加密水平井的部署,为特高含水油藏剩余油挖潜提供了一种全新的分析方法与思路。

大庆油田SEC储量储采形势及增储策略

大庆油田目前已进入双特高后期开发阶段,储采比逐渐降低,SEC储量替换率仅为0.4左右,增储与稳产需求的矛盾日益加剧。通过对大庆油田目前SEC储采现状、增储特点、影响因素进行分析,认为资源品质下降、长期低油价、成本上升以及评估精细程度不足这4个方面是造成储采失衡的主要原因。为改善储采状况,大庆油田形成了较为有效的增储做法,结合大庆油田实际提出了加强技术创新与应用、提升新区勘探与开发效率、优化天然气资源利用、强化精细管理与成本控制、融入绿色发展与新能源等实现储采平衡的工作方向及增储策略。研究成果为东部同类老油田的长远高质量发展提供决策参考。

川西须二气藏产水气井合理配产方案探讨

川西须二气藏储层致密,气井普遍产水,且断缝体规模和水体强度差异大,渗流机理复杂,使得单一产能模型和配产方法适用性差。综合因素导致气井合理配产方案不明确,从而制约了气藏的规模生产和效益开发。文中建立了考虑启动压力梯度、应力敏感等影响的气井气水两相产能评价模型,结合采气指示曲线法、动态分析法、无阻流量法及数学统计法,分别探讨了不同断缝体规模、不同水体强度及综合考虑2种因素影响的气井合理配产方案,须二气藏开发实践证实了其有效性和可靠性。此外,气井配产量与断缝体规模和水体强度的相关性明显,整体表现为裂缝越发育,配产量越高,配产比越低;水体强度越高,配产量越低,配产比也越小。该研究对川西须二气藏气井的合理工作制度制定与气井稳定生产具有较大的实际价值。

胜利油田开发规划技术研究进展及展望

自20世纪90年代起,结合国际油价变化、勘探开发形势以及技术的进步,胜利油田形成一套与油田各开发阶段战略需求紧密契合的开发规划技术体系。立足胜利油田中长远开发规划编制实践,梳理了胜利油田开发规划技术的发展历程,介绍了各阶段开发规划技术发展的历史背景、技术思路以及面临问题。经过持续攻关和实践,胜利油田开发规划技术主要经历了方案优选、产量规划、效益规划、不确定性规划4个阶段,各阶段形成的开发规划技术有效支撑了开发规划方案的编制,指导了油田发展方向。围绕胜利油田可持续发展目标,明确了胜利油田现有开发规划技术存在新领域开发经济规律把握难度大、中长远规划与年度生产部署的结合需加强、规划编制的战略性及前瞻性需提升3方面的问题。针对存在问题,提出了下步胜利油田开发规划技术将向更注重不确定性及多目标、更加智能化、精细化以及更加具有战略性、前瞻性发展,为油田战略决策提供技术支撑。

煤层气产量预测分析决策支持系统在上下游一体化项目生产管理中的应用

通过海量生产数据开展煤层气产量预测是上下游一体化大型项目管理中面临的挑战之一,针对该难题,中国石化集团国际石油勘探开发有限公司海外技术团队研发了煤层气产量预测分析决策支持系统。该系统以SQL、Spotfire、OFM及Enersight等主要应用软件为底层平台,通过二次开发及整合,搭建了数据整合、数据分析、预测转化及成果应用4个主要模块,以煤层气产量预测复杂性及经常出现的问题为切入点,开展煤层气产量预测综合分析、类比分析及递减分析,实现对产量预测的高效管理。该系统具有方便快捷、固定流程、分工明确、团队协作的特点。通过应用实例,展示了该系统针对海量生产数据,自上而下、由面到点、聚焦关键领域,高效筛查出产量预测的关键问题,并提出可行的修正方案,有效提升了煤层气产量预测精准度,为项目投资决策提供有力支持和保障。

基于梯度提升回归树的气井油管积液高度预测

气井油管积液高度预测是气藏开发的重要环节,更是排水采气不可或缺的一部分。气井开采后期,气井底部会出现积液聚集现象,积液过多会造成气井停产,为了避免停产问题,必须对气井油管积液高度进行预测,但传统石油工程模型预测气井油管积液高度,存在着具体计算需要大量经验参数等问题。提出一个基于梯度提升回归树模型预测气井油管积液高度的方法,以气井的套压、油压、油管下深、油层中深、日产气、日产水、井口温度7种生产数据为特征,采用集成学习方法,结合多个决策树的预测结果,以迭代逐步改进的方式来提高模型的整体性能,从而精确预测气井油管积液高度。通过与32口井仪器探测实测值、回归决策树和随机森林对比分析,梯度提升回归树模型预测值与实测值相符,预测效果也最好,平均相对误差仅3.87%,调整后的相关系数R2为0.85。梯度提升回归树模型与现有的油管内积液量和环空积液量预测模型相比较,平均相对误差降低了1.9%。

普光地区千佛崖组致密砂岩-页岩气藏开发技术对策

普光地区侏罗系千佛崖组致密砂岩-页岩气藏为纵向叠合气藏,储层非均质性强,纵横向上储层特征和储集性能差异大,气藏开发潜力不明确,尚未形成开发井型、井网、井距等配套开发技术对策;且砂岩气藏与页岩气藏压力系统、气体运动方式不同,利用常规水平井压裂方式合层开采必定导致层间干扰和多余能耗,亟需采用最优开发方式。为此,文中参考鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏水平井井位优选标准和四川盆地页岩气开发井型,根据储层展布特征,结合水平井与直井产能对比分析,优选水平井作为致密砂岩-页岩气藏的开发井型;采用类比法、经济评价法、单井产能法等,确定水平井水平段长度和合理井距;根据气藏特征,并借鉴同类气藏开发经验评价单井生产指标;在此基础上开展井位部署,评价气藏开发潜力。结果表明,采用2套井网分别开发千佛崖组致密砂岩气藏和页岩气藏,可建成年产能6.5×108 m3,这为普光地区千佛崖组致密砂岩-页岩气藏合理开发提供了有力支撑。

高含水油藏CO_(2)人工气顶驱油-封存适宜条件研究

针对水驱油藏开发进入高含水阶段后,剩余油常富集在构造高部位或厚油层顶部,井网控制不到的问题,利用油藏自身特点注CO_(2)形成气顶驱,可有效改善开发效果并实现CO_(2)封存,但什么样的油藏适宜开展气顶驱尚待研究。通过剖析典型高含水油藏CO_(2)气顶驱见效特征,分析气顶驱油过程中油气界面移动规律,结合数值模拟、物理模拟,以提高采收率幅度、换油率、到达极限气油比时间、存气率等为主要评价标准,研究地层倾角、原油密度、黏度、油藏封闭性、渗透率、水动力强弱等相关参数对CO_(2)气顶驱油-封存效果的影响。按照到达极限气油比时提高采收率的幅度大小,评价各参数对驱油--封存效果的影响程度,确定高含水期油藏的CO_(2)气顶驱油-封存筛选条件主要受油藏封闭性、地层倾角、原油黏度、油层渗透率及厚度影响,为拓展CO_(2)驱应用范围提供了依据。

海外大型油田油气过渡带数值模拟研究及开发实践——以哈萨克斯坦K油田为例

通过探讨气顶油藏屏障注水提高开发效果的机理,对气顶油藏屏障注水运移规律、实现油气分隔及压力拟合因素进行分析,利用数值模拟技术证明了气顶油藏在油气界面处建立注水屏障,可以防止油气互窜。模拟结果表明,当注水屏障形成初期,注入水分别向气顶和油环流动,补充了油区和气区的地层能量,既有效抑制了气顶膨胀,又减缓了油气界面运移速度,降低了油井生产气油比。当注水屏障形成后,注入水切断油区与气区的通道,保持了油气区之间的压力平衡和产量稳定,提高了油气过渡带的稳定性和整个油田的采出程度。通过优化气顶油环屏障注水参数,结合哈萨克斯坦K油田气顶油藏的开发实践,优选出注水井距离油气边界150 m,注水井井距400 m,采油井井距200 m的注水屏障方案,既保证了油气缓冲区合理开采,还能充分利用气顶能量,该方案在矿场实践中取得较好应用效果。

致密砂岩裂缝时空演化特征规律

摸清层理对致密砂岩断裂规律的影响,对于客观评价致密油气储层压裂裂缝延展规律具有实际意义。对不同层理方向上致密砂岩半圆弯曲试样(SCB)开展三点弯加载,借助数字图像相关技术(DIC)对试样表面位移、应变演化和裂纹扩展进行记录,得到砂岩裂纹扩展演化情况。研究表明:加载位移载荷曲线显示致密砂岩断裂裂缝发展包括缺陷压缩、弹性压缩、破裂失效、快速断裂、缓慢破裂这5个阶段,整体上致密砂岩塑性较为显著;致密砂岩在层理角0°、90°时横向位移最大,表明裂缝开度大,岩石断裂为纯张型断裂形式,对于深部致密油气储层高导流压裂有利;在层理角45°时位移最小而x轴方向应变最大,表明试样为剪切断裂,裂缝两侧岩石基质变形严重,制约基质孔隙油气流体进入压裂裂缝。试验发现,层理组构影响裂缝延展方位,随着层理夹角的增大,裂缝偏斜角先增大后减小,层理角45°时裂缝与最大载荷方向夹角最大。

四川盆地中部地区震旦系大型碳酸盐岩气藏开发技术新进展

四川盆地中部地区(以下简称川中地区)震旦系灯影组气藏为大型古老深层岩溶风化壳型碳酸盐岩气藏,气藏整体表现为低孔隙度低渗透率,储集空间小尺度缝洞发育,储层非均质性强特征,气藏开发面临储层表征难、井位部署和效益开发难度大等系列挑战。为此,以川中地区安岳气田灯影组气藏为对象,通过地质工程一体技术化攻关,深化了对储层发育特征和成因机理的认识,提出了气藏开发新模式,创建形成了气藏高效开发的关键技术。研究结果表明:①灯影组储层主要为岩溶成因储层,具有“叠合岩溶差异控储”的发育特征;②岩溶储层非均质性强,“溶蚀相成因控储”可精细刻画储层的非均质性;③灯影组气藏宜采用“单井指标叠加论证气藏规模”的开发新模式;④创新形成了“双界面”岩溶古地貌恢复及定量刻画方法,并指导平面选区,其中Ⅰ+Ⅱ类井比例由评价期的40%提高到方案建设期的100%;⑤创建了小尺度缝洞识别、刻画及表征技术,并指导钻井轨迹设计,测试百万立方米气井比例由开发评价期的41.6%提高到建产期的60%;⑥配套完善了分段酸压工艺技术,高效动用了优质储层,并解放了低品位储层,储层渗透率由改造前的0.62 mD提高到酸压改造后的6.77 mD。结论认为,“十四五”期间,在上述开发技术的支持下,安岳气田由台缘带灯四段高效开发转向长期稳产和台内地区多层系效益开发,蓬莱含气区由单井高产转向区块高产和气藏规模建产,将强力支撑中国石油西南油气田公司“十四五”末天然气上产500×10^(8)m^(3)。

物理—数据协同驱动的页岩气井产量预测方法

由于页岩气渗流机理复杂,赋存方式多样,压裂后对裂缝网络的精确识别和表征存在较大困难,现有方法难以准确预测页岩气井产量。为此,提出了机理—数据融合建模的思路,结合连续拟稳态假设、物质平衡方程、产量递减分析方法和递推原理,建立了物理—数据协同驱动的产量预测方法,进而以中国某区块页岩气井现场生产数据为例,对该方法的准确性、可靠性进行了测试,并与经验产量递减分析和时间序列分析方法进行了对比分析。研究结果表明:(1)建立的产能模型采用拟压力代替压力,采用物质平衡拟时间代替时间,弱化了产量、流压和甲烷物性变化带来的影响;(2)以累计产量误差最小为目标开展历史拟合,弱化了生产制度变化带来的影响,使得建立的产能模型能够自动适应流压—产量变化;(3)应用该方法的关键在于采气指数—物质平衡拟时间双对数图中的特征直线,若图中出现特征直线,则可以开展产量预测,反之,则不能预测。结论认为:(1)建立的产量预测方法将不稳定流动问题转化为拟稳态流动问题求解,简化了对储层非均质性的描述,避开了裂缝网络精确识别和定量表征的难题,计算效率高,可解释性强;(2)生产数据测试结果表明该产量预测方法精度高,长期预测结果稳定,并优于Logistic Growth Model、Duong和StretchedExponential Production Decline经验产量递减分析方法,也优于非线性自回归神经网络、长短记忆神经网络时间序列分析方法。

融合物理约束的压裂水平井产能智能预测框架构建与应用

水平井分段压裂是实现非常规油气藏有效开发的关键技术,准确预测压裂水平井产能对于井位优选和压裂参数优化至关重要。随着历史开发数据的不断积累和人工智能技术的迅速发展,数据驱动的人工智能方法为压裂水平井产能预测提供了新的渠道。为此,从压裂水平井生产物理过程出发,分析了产能智能预测的物理约束,提出了与物理过程相匹配的产能智能预测框架,并结合四川盆地南部(以下简称川南)地区页岩气开发生产数据开展了实例验证。研究结果表明:(1)压裂水平井产能智能预测需要以压裂段为单位进行特征融合处理,单井产能是由初始压裂段到末尾压裂段依次累计作用的结果,各压裂段之间存在顺序关系,各单井的因素输入维度存在差异;(2)采用循环神经网络能够完全匹配压裂段之间的顺序关系和汇聚作用,而Mask屏蔽机制则能够解决各单井压裂段数量不统一的矛盾。结论认为:(1)该智能预测模型能够学习各单井输入序列与产能之间的复杂映射关系,训练集相对误差为0.098、测试集相对误差为0.117,较循环神经网络(RNN)模型误差的下降幅度分别为37.6%和37.0%,较多层感知机(MLP)模型误差的下降幅度分别为77.3%和77.4%,展现出优异的预测性能;(2)该研究成果能够为非常规油气藏压裂水平井产能预测的技术进步和快速发展提供新的思路与借鉴。

高含水油藏剩余油再分布规律研究——以江苏油田S区块为例

油田经过长期注水开发进入高含水阶段,产量下降较快以至停采,对停采的高含水油藏开展剩余油分布规律的再认识可以有效提高老油田采收率。为此开展了平板物理模拟实验,利用含油饱和度场分布对剩余油二次富集机理进行研究;同时结合数值模拟研究,验证了高部位区域剩余油分布规律,并对其主控影响因素进行分析。结果表明,剩余油受到残余阻力压差以及渗吸的作用,二次富集主要分布在注采连线的周边以及渗透率较低的高部位地区。确定了影响剩余油二次聚集的影响因素及技术界限值,即油藏满足停采时间超过36个月,地层倾角大于20°,平面渗透率级差大于2,渗透率大于50×10^(-3)μm^(2)等条件可开展油田高含水停采油藏二次挖潜。

倾斜管不同黏度气液两相段塞流持液率实验及预测方法

准确预测持液率可为井筒中的流型判断和压降预测提供重要依据,段塞流为稠油井筒中最常见流型,井筒高黏流体将加重气液两相滑脱,导致现有持液率模型应用于高黏流体的预测精度变差。为此,基于多相管流实验平台,在内径为60 mm的测试管段内开展段塞流持液率实验,获取了不同黏度、不同倾角段塞流流型及持液率数据,研究了黏度对持液率和流型转变的影响规律,并结合实验现象和理论推导,提出了倾斜管不同黏度气液两相段塞流持液率新模型。研究结果表明:液相黏度的增加,会增加液相与管壁之间的黏滞力,导致持液率增加;黏度对持液率的影响会改变段塞流与其他流型的转变界限。以Kora液塞区持液率关系式为基础,建立了用混相黏度代替液相黏度的倾斜管气液两相段塞流持液率新模型,并利用实验数据和文献数据进行了验证,证实新模型具有更高的精度。该研究可为预测稠油井井筒压降提供技术支持。

气井定产量和变产量弹性二相法的通式及应用

对于受封闭边界控制的气体流动,当气井完成试气和关井取得原始地层压力之后,若以某稳定产量开井生产,测试的井底流压的压降曲线,根据压力动态的变化特征,可划分为非稳态阶段、过渡阶段和拟稳态阶段。其中的拟稳态阶段,称为弹性二相法阶段。在弹性二相法阶段的井控范围内,井底流压呈等速下降。本文基于陈元千提出的压力一次方、压力平方和拟压力表示的定产量弹性二相法,以及基于Blasingame提出的压力一次方表示的变产量弹性二相法,分别建立了气井定产量和变产量弹性二相法的通式。通过实例的应用表明,两个通式是实用有效的。

长庆气区关停气井挖潜措施技术与展望

长庆气区天然气资源丰富,天然气田均为低渗—致密气田,主要以致密气为主。随着气田开发深入,存在气区关停井、低产井“存量大、分布广、复产难”实际问题,为气区的长期效益稳产带来艰巨挑战。文章通过开展长庆气区关停井措施挖潜实践及应用评价,结合气井动静态特征,分析气井关停的形成原因及技术难点,优选挖潜措施类型,优化工艺参数,强化效果评价,初步形成了“储层挖潜、井筒治理、地面配套”三大评价挖潜措施工艺技术系列,实施挖潜井1497口,累计增气超50×10^(8) m^(3),成效显著。随着长庆气区天然气勘探开发不断推进,气藏“埋藏深、储层薄、单井产量低、水气比高”特点更加突出,还需进一步开展老层剩余储量挖潜、层间储量动用、井筒复杂处理、积液停产井快速复产及综合治理、地面工艺技术配套等技术攻关,以实现气田气井挖潜措施工艺关键技术的迭代升级,更好支撑长庆气区的稳产及长远发展目标。长庆气田老井措施挖潜及增产技术体系的建立,助力了长庆气区的增储上产,为长庆气区稳固国内战略大气区地位及长期发展提供了较好的参考及借鉴。

改进的砂泥岩地层中断裂封闭性评价SGR法及应用

SGR法评价断裂在砂泥岩地层中侧向封闭性时,通常采用统计得到的常数作为下限值,导致评价结果与勘探实践存在着较大的偏差。针对上述问题,采用断裂倾角、断层岩压实成岩时间、目的储层泥质含量和压实成岩时间,确定断裂在砂泥岩地层中侧向封闭所需的最小断层岩泥质含量。研究表明:最小断层泥质含量是基于封闭机理所求的一个变值,解决了SGR法统计采用常数值存在偏差的问题,有效提高了侧向封闭性评价的准确性。将该方法应用于海拉尔盆地贝尔凹陷西部呼和诺尔构造带F3断裂在南二段砂泥岩储层的侧向封闭性评价,获得了测点5、7、8和12—15处F3断裂在南二段砂岩储层内侧向封闭,而其余测点处侧向不封闭的重要认识。该认识与油气主要分布在测点7、8、12、14处的情况吻合。研究成果对含油气盆地砂泥岩地层断层型油气藏分布特征及指明油气勘探方向具有重要借鉴意义。

致密砂岩气藏稳产后期动用效果评价与动用潜力分析:以子洲气田山2气藏为例

以子洲气田山2气藏为例,利用钻井及生产动态资料,通过对地质储量、动储量、累产气、累产水和动静储量比的计算与分析,采用综合评判指数法和类比法,详细评价了山2致密砂岩气藏动用效果和动用潜力。结果表明:山2气藏平面动用严重不均衡。7个井区中,主砂体带中部的榆30井区动用效果最好,属Ⅰ类动用区;主砂体带南部的洲3和北部榆81井区动用效果中等,为Ⅱ类动用区;主砂体周边的榆69、榆48、麒麟沟和榆29井区动用效果差,属Ⅲ类动用区。初步预测山2气藏整体动用潜力为198.1×10^(8) m^(3)。其中,Ⅲ类区的动用潜力为174.7×10^(8) m^(3),占88.2%,是山2气藏后续挖潜重点。

世界一流油公司的开发管理体系与启示

近年来,中国石油企业积极参与国际油气项目合作,与世界一流油公司展开竞争与合作,展示了技术实力,积累了丰富经验。文章研究分析世界一流油公司的先进管理案例,系统总结一流平台在方案设计体系、实施保障体系、科技与人才支撑体系及标准规范体系建设方面的有力措施。方案设计体系建设包括对方案层级、模型迭代和先导试验的管理,实施保障体系建设包括对数据质量、审查机制和油藏健康的优化,科技与人才支撑体系建设包括对数据共享、技术创新和人才培养的完善,标准规范体系包括对管理标准、实施标准和技术标准的建设。建议我国油公司借鉴世界一流油公司先进管理经验,建立适合自身的开发管理体系,通过“1+4+5”的管理框架,建立以开发方案为核心的组织管理体系;通过“1+6+3”的执行方式,形成以油藏模型为核心的方案编制模式,促进企业快速成长为世界一流企业。