利用模式识别方法判定岩性确定优化井位的研究

由于一些石油勘探区域地质环境相当复杂,以致在确定油田勘探井位时存在一定的盲目性。本文利用模式识别技术判定地层岩性,进而确定出勘探区域的优化井位。

复杂构造区页岩气井产能影响因素及井位优化——以四川盆地永川气田南区为例

为了支撑复杂构造区页岩气高效开发部署,以四川盆地永川气田南区为研究对象,在产能评价的基础上通过单因素分析、灰色关联法分析定量评价了地质、钻井以及压裂参数对气井产能的影响,提出了复杂构造区井位优化方向。研究结果表明:(1)研究区具有埋深跨度大、断缝发育、地应力复杂等特点,页岩气开发难度大,受地质条件强非均质性的影响,井间产能差异大,页岩气井产能主控因素复杂;(2)针对复杂构造区页岩气开发,与断层平行、牺牲与地应力夹角的部署方式不可取,气井距离高级别断层越近、产能越低,穿越小级别断层也能获得较好的产能。结论认为:(1)复杂构造区页岩气井产能主要受优质储层钻遇长度、断层、加砂强度、簇间距、井轨迹方位的影响;(2)建议复杂构造区采用“长段长、小埋深、大夹角、大避小穿”的水平井优化部署方式,即择优部署3800 m以浅储层,确保优质储层钻遇长度大于1500 m,水平井方位与最大主应力夹角大于60°,避开A级大断层、利用C级以下小断层。

傍河地下水源地辐射井井位优化方法浅析

对中卫市某傍河地下水源地辐射井的井位优化进行总结和分析,根据水文地质勘察报告,水源地为傍河(多泥沙河流)水源地,水文地质条件复杂,渗透系数不均,且水源地内发育有古河床。同时考虑到辐射井单井造价高,因此选择合适井位以达到最大单井出水量显得尤为重要。井位优化方法的基本原则,包括考虑地下水源地的地质特征、河流的水动力特征及水文地质条件和环境保护要求。通过合理的井位优化,辐射井平均单井出水量达到9800 m3/d,最大程度地发挥了其作用,提高地下水的开采效率和水质的稳定性。

高含水期油藏加密井位高效优化方法

为实现加密井位的快速优化,从油藏实际出发,基于最优化原理,以实现油藏可动油储量的均衡驱替为目标,建立高含水期油藏加密井位优化数学模型,并基于油藏工程理论建立油藏开发指标的快速计算方法,在此基础上,结合智能优化算法实现加密井位优化数学模型的高效求解,从而形成了一套高含水期油藏加密井位快速优化方法。A油田应用实例表明,新方法优化的井位明显优于人工设计井位,通过新方法井位优化使得储层平面驱替更加均衡,累积产油量增加了12.6×104 m3,增加3.29%,验证了该方法实际应用的可行性。该方法求解过程简洁,无须调用数值模拟器,大幅缩短计算时间,具有可实施性强、计算简便快捷的优点,在高含水油田具有广泛的应用前景。

油田开发中井位优化及实施跟踪

本文以吴起油田开发为背景,以降低吨油成本、井位优化等为目的,结合吴起油田实施跟踪情况,从产建区块的确定、超前注水的开展、随钻地质研究调整、水平井试验的开展、开发成本的降低、新井生产时效的提高等方面分析对比总结经验,得出一些优化开发井位部署及跟踪实施行之有效的方法。

萨中油田二次开发井位优化设计及实施方法

萨中油田地处大庆市主城区,油层厚、多层系共同开发,井网密集,地面建筑物多,给二次开发井位设计带来了一系列难题,为此,确定了二次开发多套井网统一部署至终极井网、一次完成钻建的实施思路,并设计了萨中二次开发油藏井位,开发了一套地面井位优化设计方法,探索出了定向井油层段井网井距规则保障手段,取得了良好的实施效果。

基于改进量子遗传算法的油田井位及数量优化

布井的数量及位置的选取是油田开发中至关重要的一环;一项最优的布井方案受到地质情况、油藏驱动方式、流体特性、油田设备规格以及多种经济参数指标的影响,是一个具有多决策变量的优化问题,传统的数学优化方法在处理这类问题时,很难找到一个合适的目标函数来满足优化条件;量子算法作为量子计算与智能算法相结合的产物,其优秀的寻优能力以及良好泛化能力,在处理目标函数性态复杂的优化问题时较传统方法有着更好的表现;因此,利用MATLAB建立油藏数值模拟模型,将井的数量和井位作为变量,以油田净现值为目标函数结合改进的量子遗传算法(Quantum Genetic Algorithm,QGA)对井位进行优化;通过与传统布井方式的对比,所提出的方法有更好的经济效益,同时摆脱了传统布井方式对于经验的依赖,具有很好的移植性。

蚂蚁追踪技术在随钻跟踪及井位优化中的应用——以番禺30-1气田为例

基于蚂蚁算法的蚂蚁追踪技术是近几年发展起来的一种先进的优化算法,主要用于断裂系统自动解释技术,能够通过自定义相关参数,对目标区满足要求的大断层、小断层进行精细刻画和定量描述。在番禺30-1气田开发井的随钻过程中,应用该技术识别出了地震体和方差体中难以辨认的小断层和裂缝,分析了导致水平井钻井过程中漏失的原因,并描述了小断层、裂缝的特征,据此为钻井风险的预判提供了依据。以及为后续水平井位的优化提供有价值的参考。实钻结果证实,井位优化效果很好,充分满足了预期的设计要求。

基于混合粒子群算法的煤层气井位优化方法

井位的部署直接关系到煤层气开发的采气速度及经济效益。基于粒子群算法的劣势和模拟退火算法的优势,提出了一种混合粒子群算法,其以净现值为目标函数,单井控制面积和井位为变量,结合油藏数值模拟方法,优选出净现值最大的单井控制面积和井位,并利用matlab编程来实现。结果显示,基于混合粒子群算法的井位优化方法能够快速确定最优井位,计算量较穷举法大幅度降低;沁水盆地煤层气田的最优单井控制面积为0.2 km^2;对于最优单井控制面积,混合粒子群算法得到的最优净现值比常规矩形井网的净现值增加12.55%;最优井位分布与含气量、渗透率密切相关,其中渗透率的影响尤为重要,最优井位是含气量与渗透率的最优组合。该研究成果为煤层气开发井位优化提供了新方法。

神木双110井区非均质气藏井位优化部署技术

神木气田双110井区地质条件复杂,储层非均质性强,井位部署及跟踪调整难度极大。2017—2019年长城钻探公司与长庆油田创新合作模式,充分发挥联合开发优势,以双110井区为目标,坚持地质工程一体化,精细地质研究,优化井位部署。为了保证开发效果,从地震、测井、录井、岩芯、试气等资料入手,开展构造特征、沉积相特征、砂体及有效储层分布规律研究,建立三维地质模型,优选含气富集区。在井型、井网论证的基础上,优化井位部署,最终实现"少井高产"。共完钻直/定向井208口,对比方案少钻37口井,静态Ⅰ+Ⅱ类井比例达84.0%,部署完成水平井15口,平均水平井长度1433.5 m,砂岩钻遇率83.3%,获得良好的开发效果。

致密砂岩气藏井位优化部署技术——以苏里格气田某合作区为例

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,为实现"绿色、经济、高效"开发,开展精细地质研究,根据不同井区差异化的地质特征,确定不同的井型组合开发模式,提出了井位优化部署的技术方法,通过现场应用,取得了较好的效果,对同类型致密砂岩气藏的开发具有普遍的借鉴意义.

大倾角煤层中煤层气井压降传播规律

新疆局部地区煤层倾角可达50°,与水平煤层不同,大倾角煤层中流体受重力影响较大,且煤层气井压力传播规律具有特殊性,最佳排采井位有待优化。考虑地层水重力效应,建立了大倾角煤层单相排水阶段的压力传播模型,并验证了模型的正确性;计算了倾斜煤层中裂缝井在稳定渗流状态下的产水量,并优化了最佳排采井位;采用数值模拟方法,分别研究了单井和井组在非均质有界倾斜储层中的压力传播规律。结果表明,在倾角为45°的大倾角煤层中,排采井与上边界和下边界的距离之比为3∶1的位置为最佳排采井位;在定压排采模式下,下倾方向和上倾方向的压力下降幅度差别不大;在恒速降压排采模式下,上倾方向的压力下降幅度远远大于下倾方向的压力下降幅度。

基于代理辅助野草猴群算法的井位优快决策方法

作为油藏开发管理的核心步骤,合理的井位布置对提高油藏开发效率至关重要。基于野草猴群算法,结合径向基函数神经网络模型提出了一种井位优快智能决策方法,充分发挥径向基函数神经网络模型在小样本下的高效学习效率和野草猴群算法兼顾局部和全局的搜索能力,以最大净现值为目标,采用径向基函数神经网络模型作为代理辅助,利用野草猴群算法对合理的井位部署进行搜索。以SPE10油藏模型上布置一注四采5口井和某复杂断块油藏布置八注十六采24口井为实例对该方法进行应用,相较于标准方案,优化后的布井方案分别提高了17.11%和18.01%的经济效益,且与井位优化常用的粒子群算法和差分进化算法相比,基于代理辅助野草猴群算法的井位决策方法能在相同的迭代次数下得到更优的解。研究成果为油藏井位的优快决策提供了一种高效合理的新思路。

特低渗气藏水平井分段多级压裂数值模拟研究

东海海域低孔低渗天然气资源丰富,而海上低孔低渗油气开发属世界性难题。结合海上生产实践表明,对于渗透率在(0.1~1)mD之间的特低渗气藏,压裂乃至水平井分段压裂是目前已知唯一有效的开发方式。对于东海M气田深层特低渗气藏开发,需要实施一口多级压裂水平井。在综合考虑各项油藏实验参数的基础上,依次对该井进行井位优化和压裂参数优选,最终给出推荐方案及预测开发指标,形成了一套低渗气藏压裂数值模拟数据处理方法,完成了M气田压裂数值模拟研究,对后续东海低渗气藏开发数值模拟研究具有借鉴意义。

元坝长兴组生物礁储层精细雕刻技术

元坝长兴组生物礁储层纵向上多期次叠加,内幕结构十分复杂,精细雕刻难度大。在实际开发生产中研究生物礁内幕结构可为井位调整优化和井轨迹设计钻遇优质储层提供重要依据。通过单井相识别生物礁发育层段、地震模型正演建立地震响应模式、古地貌分析、地震属性优选、储层多参数定量预测进行礁平面展布研究,并应用三维可视化技术对礁体内幕精细雕刻,形成了一套针对生物礁储层内幕结构的精细雕刻技术。应用该技术对元坝长兴组生物礁储层进行开发井位部署及井位优化调整,大大提高了优质储层的钻遇率,后期钻井预测厚度的符合率达88.6%。

基于频谱成像技术的元坝长兴组生物礁储层连通性研究

元坝长兴组生物礁相储层平面相变快、纵向上多期次叠加,各礁带内小礁体连通性复杂。在实际开发生产中,生物礁体或礁群之间的连通性研究为井位调整优化、井轨迹设计和减少遇水的风险提供了重要依据。目前研究储层静态连通性主要是利用地质综合研究方法或井间地震技术。将频谱成像技术应用于储层静态连通性的研究中,初步形成了一套基于频谱成像技术判定生物礁体或礁群连通性的方法。首先分析井位处生物礁储层与非储层的频谱差异性,然后用这种差异性来指导区域横向上的频谱差异性,进而判定礁体或礁群之间的连通性。利用该方法研究了元坝长兴组各生物礁带的连通性,所取得的认识已初步应用于元坝长兴组气藏开发中,新部署的开发井成功避水,并获得了高产。

概率法反演技术研究

针对常规反演技术(如叠后约束稀疏脉冲反演等)垂向分辨能力难以满足开发需求的问题,开展了概率法反演技术的研究。研究中引入贝叶斯后验概率公式,将地震、测井、地质的不确定性转换为后验概率分布,利用蒙特卡洛算法估算随机样本期望,并将随机样本作为空间储层解。该方法充分结合了井上分辨率高和地震横向趋势表征能力强的优点,有效提高了地震反演的分辨率,降低了地震反演的多解性,使储层的不确定性分析更符合地质规律和地质认识。实际资料测试表明,新方法在砂体叠置关系认识、砂体边界再认识、井网部署和井位优化等方面取得了很好的应用效果。

基于新型遗传算法的碳酸盐岩油气藏布井研究

塔河油田隶属碳酸盐岩油田,由于缝洞发育的随机性,因此需要在开发初期进行合理的井位确定,以最大限度地提高开发效果。通过对传统的遗传算法进行多角度的改进,提出了一种新型遗传算法,并将其率先应用于油气田开发领域,相继引入淘汰算子、精英档案,改进了种群之间协同进化过程中的共生伙伴确定策略,大幅度提高了寻优性能。最后借助塔河油田某区块的实际开发地质模型,进行相关模拟与计算,得到了比传统算法高5%的采收率和累产油量,效果良好。

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。

虚拟现实技术在渤海油田勘探开发中的应用

随着石油工业的发展,多学科交叉合作已经成为石油勘探开发过程中的必然趋势。虚拟现实技术作为一项新兴的技术,为勘探开发研究与管理人员提供了一个崭新的、浸入式的、多学科协同工作与决策的环境,帮助研究人员实现虚拟现实地质综合研究。本文介绍了虚拟现实技术的技术特点和应用情况,重点论述了在渤海油田勘探开发中应用的可行性。以虚拟现实技术为核心的三维可视化中心,提高了勘探开发研究的工作效率和研究水平,使渤海油田科研生产上了一个新的台阶。