基于深度学习的代理模型在实际气藏三维模拟中的应用

应用基于深度学习的代理模型进行油气藏模拟是油气藏仿真研究的一个新方向。针对高精度全阶油气藏模拟速度慢的问题,采用一种基于深度学习的嵌入式控制框架(E2C,EmbedtoControl)模型,通过“编码器+线性转化模型+解码器”的架构构建深度学习网络,将原始时刻的压力场、饱和度场数据与井控约束条件相结合来演化出新时刻的场数据。以南海东部番禺35-1气田为例,测试E2C模型与传统数值模拟器模拟结果的差别。测试结果显示E2C模型误差较小,其中饱和度场的相对误差小于5%,压力场的平均相对误差为8%;在相同的CPU条件下,E2C模型运行100次算例时间为16 s,比传统数值模拟器(运行时间为6000 s)快375倍。实际应用结果表明E2C模型在保证模拟精度的条件下可以大幅度提升模拟速度。

岩石压缩系数的计算及其对气藏数值模拟结果的影响研究

岩石压缩系数是气藏工程中的一个重要参数,其取值影响着气藏数值模拟的计算结果。目前计算岩石压缩系数的方法有很多,在矿场上,最常用的计算方法是Hall图版经验公式法,但其计算结果与实际值有较大差距。文中对比分析了Hall图版经验公式法和弹性模量法,并研究了不同的计算方法对气藏数值模拟结果的影响。由Hall图版经验公式法计算得到的岩石压缩系数偏大,即对地层岩石的弹性能量估计偏大,从而导致气藏数值模拟计算的压降速度偏慢;而采用弹性模量法计算岩石压缩系数,其结果相对较为合理。

深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究

近年来在南海深水勘探中,相继发现了崖城、陵深等大型深水气田,储量巨大,但深水气田普遍存在底水,严重影响气藏采收率。利用数值模拟的方法,研究了不同控水工艺对深水气藏开发效果的影响,为底水气藏的合理有效开发以及控水防水技术提供依据。

通过气藏模拟了解一个老凝析气田的储量不确定性

毛伊(Maui)C砂岩储层保留着老毛伊气田的大部分剩余气一凝析油储量。像毛伊气田这样的生产气田，其技术和商业管理在很大程度上有赖于对预测产量和气藏动态的信心以及相关的不确定性。本文要讨论如何鉴别、评价和模拟静态和动态的不确定性，以确定它们对剩余储量和进一步开发方案的影响。这种方法的基础，是利用有代表性区段和全气田动态模型的结合来建立模型的敏感性。然后对少数覆盖不确定性范围的模型以一个迭代过程进行历史拟合，由此可以根据历史拟合结果更新不确定性范围。最终，为历史拟合模型作出产量预测，以便估算储量范围并评价和优化进一步开发方案。作为这种分析研究的先决条件，单一的基准模型要进行历史拟合和产量预测，由此可以使用一种统计方法来选择基准参数和评估相关的储量不确定性范围。

气藏数值模拟在涩北气田的发展及应用

涩北气田开发17年来,随着气田开发的不断深人,技术支撑也得到了长足的发展。气藏数值模拟技术作为重要的气田描述、研究方法在气田虽然起步较晚,但历时2年多的发展,现在已经取得初步成果,共计完成13个层组73个单砂体数值模拟研究工作,形成7项具有气田特色的数值模拟技术。随着精细描述和精细数值模拟工作的不断推进必将为涩北气田的稳产、高产做出更加卓越的贡献。

苏53区块致密砂岩气藏水平井分段压裂优化研究

水平井分段压裂是开发低渗难动用储量的重要技术手段,该技术在储集层横向分布稳定,纵向有一定厚度且连续性好的低渗气藏中应用已较为成熟,但在强非均质性气藏中的应用仍有待研究。为此,针对苏53区块低渗致密、低丰度、横向砂体不连续和纵向砂泥岩薄互层显著等特点,通过气藏数值模拟和三维裂缝模拟,对水平井段长度、水平井分压级数、裂缝参数和关键施工参数等进行了优化研究,得到了苏53区块水平井分段压裂优化参数组合。该研究对提高苏里格气田水平井开发效果具有指导意义。

页岩气藏离散裂缝网络模拟开发数值模拟

页岩气开发已经成为当今世界各国的焦点,然而关于页岩气的研究理论还处于起步阶段。目前对于页岩气的数值模拟方法应用大多数仍局限于常规油气藏数值模拟所采用的连续介质模型,但页岩气藏天然裂缝发育,非均质性强,基质系统具备微纳米尺度的孔隙,另在天然裂缝—基质之间、不同尺度的天然裂缝之间以及天然裂缝—人工裂缝之间的耦合成为模拟裂缝性页岩气藏气体流动的最大挑战,当裂缝发育时,该模型局限性突出,利用连续介质模型不能准确表征页岩气特有的渗流特征,其是当存在控制流体流动方向和规模的复杂裂缝时,更是显得无能为力。基于离散裂缝网络模型(DFN),从渗流理论出发,建立页岩气离散裂缝网络渗流数学模型,该模型在模拟裂缝性页岩气藏时更符合实际情况。

苏里格气田苏6井区开发方案数值模拟优化研究

苏里格气田目前探明储量已超过5 000×108m3,其储层非均质性强,砂体叠置模式复杂。在开发早期,井网密度小,控制程度低,使用传统气藏描述方法不能满足开发设计的需要。利用随机模拟技术建立的精细地质模型开展了数值模拟研究,对气田的开发方案进行全面优化,制定了苏里格气田开发技术策略,以最大限度地提高气田开发经济效益。通过方案对比,确定苏里格气田开发井网为在有效砂体相对发育区的均匀井网,苏6井区应采用一套开发层系、一套井网的衰竭式开采方式,行距与排距分别为700和1 000m。预计年产天然气5×108m3,须钻新井73口,可稳产4 a。

四川盆地已知大中型气田成藏条件研究

为指导大中型气田勘探．采用盆地数值模拟、峨眉地裂运动及古隆起圈闭动态演化等新理论、新方法，对四川盆地已知大中型气田的成藏条件、成藏机制及分布规律等进行了研究。研究认为，不同地区、不同层位的大中型气田有不同的成藏机制：川东区上石炭统气藏为二次成藏机制；威远上震旦统气藏为水溶气成藏机制；川西区上三叠统气藏为“高压流体封存箱”成藏机制。因此，不同地区应以不同的地质规律指导气田勘探。已知大中型气田的成藏条件表明，继承性古隆起、圈闭大、储层厚、烃源足和古侵蚀面等是控制大中型气田形成的主要地质因素。四川盆地属古老克拉通内部盆地，有进一步寻找大中型气田的前景。通过对天然气地质条件的分析、对比认为，盆地内加里东期古隆起的上震旦统、川东区上石炭统的复合型圈闭、川西及川中的上三叠统、川中及川东区的雷－１层是勘探大中型气田的新领域。

T6井区气藏开采方案优选

为最大限度地提高SLG气田开发经济效益,利用随机模拟技术建立起精细地质模型并开展了数值模拟研究,对气田的开发方案进行全面优化,制定了SLG气田开发技术策略。通过多方案对比,确定SLG气田T6井区采用一套开发层系,直井井网衰竭式开发,井距为700×1000m。建天然气年产气量5×108m3井网,需钻新井73口,可稳产4年。

平落坝须二段气藏孔隙-裂缝型储层建模及数模技术

平落坝须二段气藏孔隙裂缝型储层非均质性强、气藏水侵复杂、剩余储量动用困难。为进一步提高气藏开发效果,利用岩心薄片鉴定、成像测井及叠前裂缝预测,分析了气藏裂缝发育特征。针对孔隙裂缝型储层建模难点,利用随机裂缝建模的方法,在裂缝强度模型的约束下,对各裂缝集进行模拟,并对裂缝集进行粗化得到裂缝属性模型,得到最终裂缝模型。在建立模型的基础上,进行气水三维两相单孔双渗双重介质黑油模型的气藏数值模拟。研究表明:①平落坝须二段有效储层微裂缝的开度常在2~20μm之间、平均中值喉道半径为0.02~0.311μm;②裂缝分布受断层影响较为明显,数值模拟储量85.6×108 m3,目前剩余储量主要分布于Ⅱ和Ⅲ气层组;③通过定性与定量结合评价剩余储量分布特征,详细分析剩余气富集区新井部署风险,为下步挖潜技术对策制定奠定良好基础。

页岩气藏体积改造中的慢滑移现象

页岩压裂中慢滑移产生的剪切变形,能在水力裂缝周围诱发大量具有渗流能力的网络通道,是页岩气单井产量的重要来源。四川两口相邻页岩气水平井,采用相同的体积改造工艺、压裂规模、压裂液及地面微地震监测技术,压裂试气产量却相差很大。在获取井物性参数的基础上,结合微地震监测及解释结果,利用气藏数值模拟方法,进行了压后产量拟合,同时对两口井压裂施工压力进行比较分析,并进行了压裂净压力拟合。结果表明:产量较高的压裂井压裂过程中,存在微地震无法监测到的沿着天然裂缝或断层不产生高频地震波的由慢滑移形成的裂缝网络,其对产量的贡献达到了71.5%。

凝析气藏井的产能

随着气藏衰竭生产时，中富气／凝析气藏井的产能先快速下降，然后再逐渐增大。组分模型模拟表明，在生产初期，当近井地带压力降至低于露点压力，井筒周围会形成凝析油带。凝析油带的凝析油饱和度高，使气相有效渗透率急剧降低，导致气产量下降，当整个气藏压力低于露点压力后，将在整个气藏中析出凝析油，而流入凝析油带的气相会越来越贫，从而凝析油带的凝析油会越来越少，致使气相的产能提高。

煤层气技术可采资源量预测方法

文章提出了新的煤层气资源量分类系统,建立了利用气藏数值模拟技术预测煤层气井最终可采量和 利用损失分析法估算可采量这样两种预测煤层气技术可采资源量的方法。在此基础上指出:以煤层气富气区(带) 为评价单元,准确地确定关键煤储层参数(煤层埋深、厚度、气含量、储层压力、渗透率);运用气藏数值模拟技术和 损失分析两种方法,分别计算处于不同勘探开发程度的煤层气富气区(带)的技术可采资源量;是现阶段在我国进 行煤层气资源可采性定量评价的有效技术途径。

煤层气采收率预测方法评述

综合评述了煤层气采收率预测方法。分别对类比法、解吸法、气含量降低估算法、等温吸附曲线法和气藏数值模拟法的原理、适用条件以及存在问题等进行了探讨,并对关键参数的确定方法进行了详细的介绍。文章指出:解吸法、气含量降低估算法和等温吸附曲线法虽然计算过程简单,但因其考虑因素少,确定的采收率可靠性差;类比法取决于研究者对研究区和类比区的研究程度以及自身的技术水平和经验;气藏数值模拟法确定的煤层气采收率比较准确,但适用的范围较窄,而且所需数据多,计算过程复杂。

跨世纪的天然气开发技术

1.天然气资源丰富,探明储量的持续增长为天然气开发奠定了物质基础。据14届世界石油大会的资料,在全世界600个沉积盆地中已进行勘探的400个盆地。

非常规油气藏数值模拟理论、技术与软件——国家863计划项目“典型非常规油气藏数值模拟关键技术与软件开发”成果

我国非常规油气藏资源丰富，开发潜力巨大。非常规油气藏在油气资源开发中的地位日益凸现，是目前勘探开发重要领域。实现致密油气、煤层气与页岩气等典型非常规油气资源的有效开发，对稳定国内油气产量、降低油气进口依存度、缓解油气供需矛盾、保障国家能源安全具有重大的战略意义。

陕XX井区井网加密潜力评价方法研究

井网加密是气田开发中后期提高气田稳产能力和采收率的重要手段。本文针对靖边气田陕XX井区气田储层平面、纵向非均质性强、储量动用不均衡的情况,通过开展物性分布特征、井控半径、井间干扰、产气剖面及数值模拟研究,落实了剩余储量分布特征及加密井部署有利区,预测了加密井产能及可采储量。研究成果为靖边气田陕XX井区井网加密工程实施提供了依据。

序

随着人类社会的发展，能源越来越成为人类赖以生存的重要物质基础．在“后石油时代”，作为重要的非常规油气资源之一的页岩气正日益受到关注和重视，成为近年来能源研究领域关注的最大热点．页岩气具有分布广、资源量大、开采寿命长和生产周期长的特点，所以它成为当前世界范围内非常规油气勘探开发的重点．页岩气藏中的天然气以吸附气和自由气两种状态存在，且孔隙尺寸很小（纳米级），开发中涉及到诸多的力学问题，其中包含了：页岩气的微观运移流动机理、页岩水力压裂的裂缝起裂和扩展规律、页岩气藏数值模拟等．本刊组织了“页岩气专题”，主要介绍以下3个方面的研究进展．

使用组分模拟开展凝析气井测试分析的经验

文中讲述了采用气藏组分模拟软件对射孔的以及水力压裂的凝析气井进行试井分析。反凝析作用和裂缝流体动态影响着井生产能力，这是促使人们进行模拟的关键因素。介绍了模拟这些影响因素的新特征(参数)，例如取决于毛细管数的相对渗透率赋值和网格块间的非达西流。讨论了相关的岩心、测井和PVT数据。最后介绍了所选择的射孔井以及压裂井的历史拟合和分析结果。所讲的模拟方法对于涉及凝析气流的试井分析来说非常有用，且也可用于对于气井和欠饱和油井进行试井分析。与解析模型模拟相比，这种模拟方法的优点表现在识别和认识控制凝析气井生产能力的具体的物理效应。有了这种模拟方法，多学科气藏工作组成员就可以了解基础数据的质量和作用，重点研究关键的不确定性因素并提高模拟结果的专有性。这项研究工作取得成功的关键在于广泛收集数据和建立一个多用途的状态方程模拟程序，该模拟程序允许用户自定义算法，用于饱和度函数和向井流动方程的特殊编程。