注采参数

摘要： 超稠油的黏度超过了蒸汽驱黏度界限,通常被认为不适合蒸汽驱开发,实际上超稠油蒸汽驱存在启动温度,当油藏温度超过启动温度后,蒸汽驱可以实施。针对辽河油田曙一区超稠油蒸汽驱技术界限认识不清的问题,运用室内实验及数值模拟手段,建立了蒸汽驱启动温度模型,并利用经济效益法建立了不同油价下经济极限产油量预测公式。研究表明:曙一区超稠油蒸汽驱的启动温度为80~100°C;在2248元/t油价下,最低产油量界限为2.5×10^(4)t,油层厚度下限为14~18 m。以先导试验为基础,确定了单井最大产液量和最低注汽量的界限,优化设计蒸汽驱采用井距为70 m的反九点井网。目前已在曙一区兴Ⅱ—Ⅴ油层组优化部署了436个蒸汽驱井组,预测转驱后采收率为62.1%。该研究对同类油藏开发具有重要意义。

摘要： 注采参数对于非均相驱驱油规律的影响还没有清晰的认识,因此本文针对此问题开展研究,明确注采参数对于非均相驱驱油规律的影响规律。通过对注入速度的影响进行研究发现,注入速度越大,含水率出现下降的时机越早,但含水降低的最大值基本一致,阶段末累采出程度也基本一致。对比不同注采比发现,注采比过大过小都会影响非均相驱效果,不利于含水的幅度和阶段末累采出程度。同时研究表明原油粘度越大,水驱阶段含水上升越快,在聚驱阶段和非均相驱阶段末累采出程度更低。不同的注入方式同样影响非均相驱去油效果,注入前置段塞体积越大,含水出现下降的时机越早,但非均相驱阶段含水降低幅度却减小,最终反而不如前置段塞较小时的阶段末采出程度。因此,合理优化注入参数和注入方式,设计针对性的注入方案是保障非均相驱效果的必要条件,本规律研究成果可以为此提供一定的理论依据支撑。

摘要： 地热能是一种清洁、环保的可再生能源,是未来自然资源开发利用的重要对象,其中干热岩是重要的深部地热资源之一。目前取热性能多目标优化较少考虑储层开采模型,也未综合比较不同优化思路下的效果。为了提高热储取热效率、延长地热开采寿命,基于青海共和地区干热岩开采热—流—固耦合模型与三种取热优化方法,得到合适的地热系统运行参数(注入温度、注入排量、生产压力、注采间距),并对比评价了不同方案下的取热效果。研究结果表明:①注采参数敏感性分析指出,发电功率、采收率与注采压差之间呈逆向关系,这是采用多目标优化的直接原因;②基于参数化研究得到的优化方案热储寿命最短为10年、注采压差达67 MPa,存在显著的热突破现象,储层安全受到挑战;③采用多目标优化决策一体化方法,得到了最佳的干热岩系统运行参数组合,热储寿命可超20年,实现了均衡优化的结果。结论认为,多目标优化思路在地热开采中具有可行性与适用性,该方法为地热高效开发利用提供了参考和借鉴,并可助力我国“双碳”目标实现。

摘要： 稠油油藏具有储量丰富、物性差、黏度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高、油汽比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法优化了蒸汽吞吐注采参数,结果表明:影响开发效果的因素显著性为注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、黏度、渗透率。运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50 m的注汽强度最佳范围21~25 t/(m∙d),最佳采注比0.8~1.2;水平段长度150 m的注汽强度最佳范围11~15 t/(m∙d),最佳采注比0.9~1.2。采用优化后的注采参数,采收程度提高4.81%,为春10区块进一步提高油气采收率提供理论依据。

摘要： 为有效缓解七里村油田水驱开发区块生产井水窜严重问题,通过油藏数值模拟方式,对区域空气泡沫驱注采参数进行设计与优化,为注水区后续提高开发效果提供技术保障。

摘要： 以大庆油田贝14区块和树101区块为研究对象,应用油藏数值模拟方法,优化了CO2混相驱和非混相驱水气交替的注采参数。采用经济评价的方法,以经济利润为目标,对CO2水气交替过程中的水气比、注气速度、水气交替时间和水气交替时机4个参数进行了优化研究。结果表明,对于CO2混相驱,气油比达到50 m^3/t时开始水气交替,水气比4:1,注气速度25 m^3/d,交替周期注3个月水注1个月气为最优组合方案;对于CO2非混相驱,气油比达到250 m^3/t时开始水气交替,水气比1:1,注气速度20 m^3/d,交替周期注1个月水注1个月气为最优组合方案。

摘要： 为明确氮气辅助蒸汽驱中各注采参数对开发效果的影响,并优选最佳注采方案.以JY油田J2区块的11-12井组为例,采用CMG数值模拟软件的STAR热采模块,通过模拟各种氮气辅助蒸汽驱方案,分别评价了注气量、采注比、蒸汽干度、注汽(气)速度及油藏特征参数对最终采收率的影响,并结合正交试验方法对注采参数进行了优化研究,获得了最佳注采方案.结果表明:氮气辅助蒸汽驱过程中氮气注入段塞的体积应小于0.6HCPV,采注比以1.4左右为宜,氮气段塞注入前,蒸汽干度越高越好,而氮气段塞注入后,蒸汽干度控制在50％以上,提高注汽(气)速度以提高采油速度.最优注采参数组合为氮气注入体积0.2HCPV,注入速度为140 m3/d,采注比为1.6.试验井组开展氮气辅助蒸汽驱后单井平均产油量从1.8 m3/d提高至5.9 m3/d,单井平均含水率由97.2％下降至67.8,降水增油效果显著.研究成果为重质油藏开展氮气辅助蒸汽驱提供了参考依据.

摘要： 近年来,新疆油田在环玛湖地区致密油气藏的勘探开发取得了可喜进展,但开发中面临着致密油体积压裂水平井天然能量开发产量递减快,地层能量不足,采收率低等挑战,针对致密油体积压裂水平井弹性开发采收率低的问题,开展了室内研究与矿场试验,以增油量为评价依据,优化了吞吐时机、注入方式、注入量、注入速度等吞吐参数,选取MaHW001井进行现场试验,增油效果明显.研究表明:增膨、降黏是致密油藏CO2吞吐增产的主要作用因素;优化CO2吞吐注采参数,其最优参数组合为"CO2+顶替水段塞"组合注入,注气速度为120～160 t/d,注入压力为15 MPa以内,焖井60～80天.水平井体积压裂后,采用CO2吞吐增油效果明显,实现了该区致密油提高采收率的初步突破,同时对类似致密油藏增产提供了重要的指导意义.

摘要： 本文通过对超稠油蒸汽驱实施界限进行研究,明确了超稠油可以实施蒸汽驱,得出了原油粘度是决定汽驱可行性的关键参数的结论。并对超稠油转驱注采参数进行了优化设计,为同类型油油藏开放提供了技术参考和借鉴。

摘要： 辽河油田高升稠油油藏高3618区块受储集层强非均质性、井间干扰、孔喉堵塞等影响,火线推进不均匀,火驱效益低,为此,通过火驱物理模拟实验,明确原油不同氧化阶段的温度界限,利用阿伦尼乌斯方程修正动力学参数,在基础井网上建立井间连通性模型,定量表征注采井间连通程度.并用高温气体示踪剂模拟方法验证连通性模型合理性,两者结合表征火线的运移轨迹,拟合精度提高到85％.通过数值模拟方法优化注采参数来调控火线,减缓气窜,增大了火驱波及系数,提高了原油采收率.如I5-0151C2井与I51-156井初始日注气量均为10000 m3,I5-0158C井为10500 m3,注气井月增注气量3000 m3,水平井定液量100 m3/d,参数优化后能够有效维持火线均匀推进,火驱波及系数扩大了8.74％,采收率提高了6.37％.

摘要： 齐40块蒸汽驱作为中国石油股份公司十项重大试验项目之一,在针对蒸汽驱热能研究中,大部分项目重点对蒸汽热辐射和传导在加热油层及温度带变化方面进行了较为详尽的研究.然而随着蒸汽驱开发时间的延长,汽驱注采系统各部分热损失所占比例不断变化,地面管线及注汽井筒热损失逐渐加大,在蒸汽驱中后期已经影响到最优开发操作参数的界定.本文通过建立蒸汽驱系统热效率,利用油藏工程法、热力学公式计算、数值模拟法、蒸汽驱室内实验等方法,明确注汽管线热损失、井筒隔热热损失、加热上下围岩热损失以及产出流体热损失等四项参数随开发阶段的变化,得出蒸汽驱不同开发阶段,不同采注比条件下一定注入蒸汽量相对用于加热油层的热能,进而对不同阶段最优注采参数合理性研究提供了较为严谨的计算依据.

摘要： 塔河碳酸盐岩油藏开展单井注氮气吞吐以来,取得了显著成效,现场应用表明,缝洞型油藏通过注氮气能够有效提高采收率.在开发实践过程中,如何选取合理的注采参数改善和提高生产效果具有重要的意义.但该类型油藏地质特征极为复杂,难以用地质建模、数值模拟的手段对储层进行准确描述,进而得出注氮气吞吐过程的合理参数.而通过单因素分析的方法工作量较大,且不能很好难解决各参数间相互作用影响开发效果的问题.本文以经济效益和运行效率为目标值,建立区域注氮气效果评价数据库,再运用注氮气吞吐过程中开采效果影响因素进行正交分析的方法,模拟、优选最佳方案,从而确定合理注采参数,经矿场试验效果明显.

摘要： 河南稠油油田属于非均质浅薄互层稠油油藏,高周期蒸汽吞吐后期呈现"浅、薄、多、稠、松、异"的特征,笼统注汽层间动用差异大,单层开发效益差,储量动用程度低.遵循互层状非均质动用差异型多层油藏立体均衡动用的开发原理,研究了分层注汽适宜油藏条件及潜力,确定了分层注汽选井标准,优化设计了分层注采参数,研制出一种临界恒速分层配注汽工艺,保证分层定量注汽和分层注汽效果,现场得以配套应用,提高了开发效益、储量动用程度以及油层纵向动用程度.

摘要： 复杂小断块稠油油藏通常具有含油面积小、含油层位多、边水活跃等特点.针对不同断块油藏的特点,可以采用直井、大斜度定向井、水平井等进行有效开发.本文以河南新庄油田为例,对复杂断块稠油油藏开发特点进行分析.复杂断块稠油油藏受断层、原油性质、边水等因素影响，在开发过程中，需根据其油藏地质特征，开展合理的开发方式界限论证，在目前低油价情况下，需开展技术与经济合理界限分析，通过井型优化、部署位置优化、注采参数优化，确保最大限度内提高井网控制程度及单井累计产油量。

摘要： 针对中深层稠油蒸汽驱中后期汽驱井组平面及纵向动用不均、汽窜通道明显、注蒸汽无效热循环加剧、产量递减加快,油汽比较低等问题,应用油藏数值模拟及室内物理模拟方法,揭示空气辅助蒸汽驱提高油藏热利用率、扩大蒸汽腔波及体积、补充地层能量、改善汽驱开发效果的开采机理,优化设计空气辅助蒸汽驱合理的注采参数,为蒸汽驱中后期提高井组油汽比提供新的技术方向.目前,Q40已开展5个井组的空气辅助蒸汽驱试验,实施后井组油汽比提高0.04.

摘要： 在注聚合物项目接替不足、新增化学驱条件变差、开发管理难度日益加大的形势下,油藏条件较差的孤岛油田东区Ng3-4化学驱项目,利用正注聚合物见效增油有利时机,加大油藏认识和剩余油研究,实施流场识别、注采调整、异常井治理,利用层间接替、井网完善,挖潜剩余油,攻关接替技术,突破复杂井网、高黏油藏、注聚合物时间界限,实现高效长效聚合物驱持续稳产开发,形成提高采收率系列配套技术.

摘要： 在注聚合物项目接替不足、新增化学驱条件变差、开发管理难度日益加大的形势下,油藏条件较差的孤岛油田东区Ng3-4化学驱项目,利用正注聚合物见效增油有利时机,加大油藏认识和剩余油研究,实施流场识别、注采调整、异常井治理,利用层间接替、井网完善,挖潜剩余油,攻关接替技术,突破复杂井网、高黏油藏、注聚合物时间界限,实现高效长效聚合物驱持续稳产开发,形成提高采收率系列配套技术.

摘要： 在注聚合物项目接替不足、新增化学驱条件变差、开发管理难度日益加大的形势下,油藏条件较差的孤岛油田东区Ng3-4化学驱项目,利用正注聚合物见效增油有利时机,加大油藏认识和剩余油研究,实施流场识别、注采调整、异常井治理,利用层间接替、井网完善,挖潜剩余油,攻关接替技术,突破复杂井网、高黏油藏、注聚合物时间界限,实现高效长效聚合物驱持续稳产开发,形成提高采收率系列配套技术.

摘要： 在注聚合物项目接替不足、新增化学驱条件变差、开发管理难度日益加大的形势下,油藏条件较差的孤岛油田东区Ng3-4化学驱项目,利用正注聚合物见效增油有利时机,加大油藏认识和剩余油研究,实施流场识别、注采调整、异常井治理,利用层间接替、井网完善,挖潜剩余油,攻关接替技术,突破复杂井网、高黏油藏、注聚合物时间界限,实现高效长效聚合物驱持续稳产开发,形成提高采收率系列配套技术.

摘要： 在注聚合物项目接替不足、新增化学驱条件变差、开发管理难度日益加大的形势下,油藏条件较差的孤岛油田东区Ng3-4化学驱项目,利用正注聚合物见效增油有利时机,加大油藏认识和剩余油研究,实施流场识别、注采调整、异常井治理,利用层间接替、井网完善,挖潜剩余油,攻关接替技术,突破复杂井网、高黏油藏、注聚合物时间界限,实现高效长效聚合物驱持续稳产开发,形成提高采收率系列配套技术.

摘要： 本发明涉及基于井筒参数的注采联调智能决策方法及系统，包括采集模块、控制模块以及注采设备，所述控制模块配置为：基于所述采集模块所采集的环境信息通过强化学习/深度强化学习算法以同时优化所述注采设备分层注水参数及分层采油参数的方式控制所述注采设备同时执行基于油藏模型优化的注水方案和排采方案，从而避免独立实施分层注水和分层采油以实现注采平衡和供排协调。

摘要： 本发明提供一种注采参数优化方法，其包含：步骤一、基于区块内注水井以及区块内生产井的生产动态数据，得到区块内注水井以及区块内生产井之间的井间动态连通系数；步骤二、构建以区块内生产井产油量最大为目标函数的注采参数优化模型；步骤三、将区块内生产井的含水率以及井间动态连通性系数带入注采参数优化模型，得到区块内注水井的最优配注量。本发明通过构建基于井间动态连通系数的注采参数优化模型，以当前区块内油藏产油量最大为优化目标，对油田每口注水井每月的注水量进行了优化，形成了动态优化调控方法，以实现注水效率的最大化，可以实现注入水的均衡驱替，能提高最终采收率。

摘要： 本申请涉及一种水驱油藏注采参数确定方法及计算机可读存储介质，该方法包括：建立流线模拟模型的步骤：建立目标油藏的流线模拟模型；生成注采参数的步骤：在注采参数约束条件下，随机生成注采参数；确定流线驱油能力值的步骤：通过流线模拟器，以注采参数，预测流线模拟模型的瞬时流场分布，并提取流线特征参数；基于流线特征参数确定注采参数的流线驱油能力值；以及，评价注采参数的步骤：基于目标优化函数，判断流线驱油能力值相对于流线驱油能力初始值是否达到优化目标；其中，如果达到优化目标，确定注采参数为输出注采参数；否则，将流线驱油能力值作为流线驱油能力初始值，返回生成注采参数的步骤。实现了快速确定注采参数。

摘要： 本发明提供一种基于不确定地质模型的油藏注采参数优化方法，通过建立优化目标函数，分别计算每一个地质模型的净现值梯度并求解净现值梯度的数学期望，调节各地质模型的注采参数以得到优化目标函数最大值，并利用优化目标函数最大值反求油藏注采参数最优解。该方法分别计算每一个地质模型的净现值梯度并求解净现值梯度的数学期望，充分考虑了每个模型的参数差异，使得净现值梯度更加准确，故最终所得的净现值的数学期望的最大值也更接近实际情况，降低了油藏开发和投资调整的风险；此外，该方法中每一个模型的净现值梯度单独计算的处理方法特别适合并行运算，客观上提高了运算速度。

摘要： 本发明涉及一种水驱油藏分段注采参数优化方法，特别涉及一种水驱油藏基于平面流动单元划定的分段注采参数优化方法。所述方法包括以下步骤：步骤1.收集地质与生产资料；步骤2.建立水驱油藏生产动态初始描述模型；步骤3.对储层参数进行自动历史拟合，修正描述模型，建立水驱油藏生产动态精确描述模型；步骤4.利用水驱开发动态精确描述模型，借助优化算法，以生产最优为目标，得到最优注采参数方案。本发明方法步骤操作简单，在能够准确反映注采关系的前提下，可快速实现对驱水油藏注采参数的准确优化，克服了现有不足。

摘要： 本发明公开了一种气驱油藏注采参数分步优化方法，包括以下步骤：第一步是基于智能优化算法和黑油数值模拟，以采收率最大为目标函数，确定各油井日产液速度和注气井的日注气速度；第二步根据步骤一确定的各井的液量作为初始值，建立以经济净现值(NPV)最大为目标函数的优化数学模型，基于智能优化算法和第一步获得的最优注采参数，采用组分数值模拟重新优化油藏各井的液量，从而得到NPV最大最优注气速度和各生产井的日产液速度。本发明能够充分利用少量的常规实验测试数据，大大缩短数值模拟所耗费的时间，实现简便、快捷、准确地确定气驱注采参数，显著提高气驱注采参数优化时间、降低相关经济成本。

摘要： 本发明公开了一种多井系统水驱油藏注采参数智能优化方法，涉及智能油田开发领域。方法包括以下步骤；确定多井系统水驱油藏待优化注采参数及取值范围，生成n组不同注采参数组合的开发方案；构建多井系统注采开发油藏地质模型，并对n组不同注采开发方案进行数值模拟，获得相对应的油藏生产净现值；基于多元自适应样条回归算法等，构建出水驱油藏开发生产的代理模型，以实现油藏生产净现值最大为优化目标，使用粒子群算法等对注采参数进行优化，求得最佳注采参数组合；根据求得的最佳注采参数组合，对油藏水驱开发策略进行优化调整。本方法克服了传统水驱油藏注采参数优化调整方法过于依赖于经验、耗时耗力、且很难找到真正的最佳解决方案的弊端。

摘要： 本申请涉及一种水驱油藏注采参数确定方法及计算机可读存储介质，该方法包括：建立流线模拟模型的步骤：建立目标油藏的流线模拟模型；生成注采参数的步骤：在注采参数约束条件下，随机生成注采参数；确定流线驱油能力值的步骤：通过流线模拟器，以注采参数，预测流线模拟模型的瞬时流场分布，并提取流线特征参数；基于流线特征参数确定注采参数的流线驱油能力值；以及，评价注采参数的步骤：基于优化目标函数，判断流线驱油能力值相对于流线驱油能力初始值是否达到优化目标；其中，如果达到优化目标，确定注采参数为输出注采参数；否则，将流线驱油能力值作为流线驱油能力初始值，返回生成注采参数的步骤。实现了快速确定注采参数。

摘要： 本发明提供一种基于不确定地质模型的油藏注采参数优化方法，通过建立优化目标函数，分别计算每一个地质模型的净现值梯度并求解净现值梯度的数学期望，调节各地质模型的注采参数以得到优化目标函数最大值，并利用优化目标函数最大值反求油藏注采参数最优解。该方法分别计算每一个地质模型的净现值梯度并求解净现值梯度的数学期望，充分考虑了每个模型的参数差异，使得净现值梯度更加准确，故最终所得的净现值的数学期望的最大值也更接近实际情况，降低了油藏开发和投资调整的风险；此外，该方法中每一个模型的净现值梯度单独计算的处理方法特别适合并行运算，客观上提高了运算速度。

摘要： 本申请公开了空气‑泡沫驱注采系统以及注采参数的测量装置，该系统包括：注入参数采集装置、生产参数采集装置、注采参数处理装置和安全报警装置；注入参数采集装置包括：注气组件；注气压力传感器、注气温度传感器、注气流量传感器和第一含氧量传感器；注液组件；注液压力传感器、注液温度传感器、注液流量传感器；生产参数采集装置包括：开采组件；产气流量传感器、产液流量传感器、含水率传感器和第二含氧量传感器；注采参数处理装置包括：信号采集模块、注入参数评价模块和生产参数评价模块；安全报警装置包括：检测模块、显示模块和报警模块。本申请能实时显示注采数据，当检测到安全参数发生异常时，能够发出警报，提醒工作人员处理。