基于神经网络的深部液流转向效果预测方法研究

深部液流转向技术能有效地改善高含水后期的水驱效果,但由于其影响因素复杂且相互关联,为此提出了基于Matlab下神经网络技术预测转向效果的方法。分别建立BP和RBF网络,通过两种网络方法对深部液流转向效果进行预测,结果表明,采用神经网络方法克服了传统方法的局限性,建立的RBF模型预测精度比BP模型更高,能有效满足现场应用。

微观非均质调驱剂油藏适应性及液流转向效果

针对渤海水驱稠油油田改善平面及微观非均质性特点,实现油层内部液流转向技术需求,以渤海LD5-2油藏地质特征和流体性质为模拟对象,研究了微观非均质调驱剂(聚合物微球、冻胶分散体)的水化膨胀性、渗流特性和液流转向效果。结果表明,聚合物微球材质透光性较差,外观形态呈现球型;冻胶分散体材质透光性较好,外观为不规则片状。聚合物微球初始粒径中值为8.7数9.2μm,微球颗粒在注入水中吸水膨胀,浸泡7 d后微球粒径基本稳定,最大膨胀倍数2.5数3.0。聚合物微球和冻胶分散体颗粒都具有较强的注入能力和较弱的液流转向能力,仅适用于中低渗透层内部微观液流转向。与聚合物微球相比,冻胶分散体的吸水缓膨能力、在多孔介质运移过程中的滞留和液流转向能力较差。对于平均渗透率高和非均质性强的油藏,需将宏观和微观液流转向措施即强凝胶与颗粒类相结合以扩大波及体积和提高采收率。

硅酸钙无机凝胶配方优选及凝胶的封堵和液流转向效果评价

依据渤海油田高盐油藏深部调剖技术需求,采用光学显微镜、激光粒度仪、扫描电镜、流变仪和岩心驱替实验装置,开展了硅酸钙无机凝胶配方优选、流变性与黏弹性评价、基本形态观察以及封堵和液流转向效果实验研究。结果表明:Na2SiO3与CaCl2溶液混合后产生无机凝胶,反应时间一定条件下,逐渐增加Na2SiO3与CaCl2溶液浓度,生成物颗粒粒径中值呈现“先减小后增大再减小”变化趋势,但变化幅度较小,生成物由凝胶态逐渐转变为凝胶与沉淀物的混合态;无机凝胶具有弹性大于黏性的性质,同时随2种反应液浓度的增加,硅酸钙无机凝胶封堵和液流转向效果也逐渐增强;从技术经济角度综合考虑,推荐Na2SiO3和CaCl2浓度为0.02~0.03mol/L。

渤海油藏优势通道多级封堵与调驱技术

为了解决海上油田大尺寸优势通道引起的注入液窜流技术难题,以渤海油藏储层和流体为研究对象,开展3种封堵剂基本性能评价、封堵率和多级封堵及调驱增油降水效果实验研究和作用机理分析。结果表明:封堵剂BH-1固化前为粘稠性流体,注入性较好;固化后为灰黑色致密固体,固化时间可在24~120 h内调整,固化后具有极高的抗压和耐冲刷能力,适用于近井地带大尺寸优势通道封堵。半互穿网络结构凝胶成胶前为粘性流体,注入性良好;在岩心孔隙内静置候凝24 h后,开始出现明显交联反应,120 h时形成网状分子聚集体,具有较高的抗压和耐冲刷能力,适用于油藏深部大尺寸优势通道封堵。当高渗透岩心内孔眼全部被封堵后,Cr3+聚合物凝胶调驱可以极大地改善低渗透岩心和高渗透岩心基质部分波及效果,采收率增幅高达29.4%,但封堵距离为总封堵长度的50%时,采收率增幅仅为13.1%。因此,渤海稠油油藏大尺寸优势通道封堵距离应大于注采井距的50%。从技术、经济效果角度考虑,封堵剂应由多级组合段塞组成,各个段塞注入顺序为:先注入约占总注入量50%的Cr^(3+)聚合物凝胶,再注入约35%的半互穿网络结构凝胶,最后注入约15%的封堵剂BH-1。