葡I组油层聚驱后剩余油分布情况及挖潜措施

大庆南五区葡Ⅰ油层组从2005年开始进行聚驱开发.根据大庆油田第二采油厂提供的动、静态数据,采用数值模拟方法,分析了葡Ⅰ油层组聚驱后剩余油分布规律,结果表明:PI组聚驱后剩余油主要集中在P12b、P12c剩余油潜力巨大;聚驱后可以采用调剖、堵水、重复压裂、井网调整等措施进行挖潜.研究结果为葡Ⅰ油层组后续开发提供了指导依据.     

M区块不同配制水质对聚驱开发效果影响研究

M区块目前应用聚驱三次采油技术来进一步提高原油采收率,研究不同水质配制的聚合物溶液对驱油效果的影响,运用数值模拟方法,在历史拟合的基础上对试验区剩余油分布进行了描述,并设计了4种不同水质条件下的聚合物配制方案,进行聚驱效果影响研究.研究结果表明,在聚合物浓度和注入速度均相同的前提下,清配清稀配制的聚合物溶液驱油效果最好,污配污稀曝氧后驱油效果略好于污配污稀曝氧前,清配污稀驱油效果最差,与水驱相比采收率提高值分别为10.11%、9.04%、8.59%和8.18%.     

污水中不同含聚浓度对聚合物驱油效果影响研究

M区块应用聚合物驱技术提高采收率.应用数值模拟方法进行历史拟合,在此基础上,针对700万分子量抗盐聚合物和2500万分子量聚合物,分别设计了3种不同含聚浓度聚驱方案,进行污水中不同含聚浓度对聚驱效果影响研究.结果表明,对于700万分子量抗盐聚合物和2500万分子量聚合物单一段塞聚驱方案,两种分子量下均为污水中含聚浓度越大,采收率越高,当含聚浓度为400mg/L时,采收率最高,分别比水驱提高了11.37%和11.03%;且当污水中含聚浓度相同时,700万抗盐聚合物驱油效果好于2500万聚合物.     

聚合物驱油藏剩余油潜力分析及压裂时机确定

萨尔图油层目前已进入高含水阶段,聚驱后剩余油分布情况及聚驱开发过程中生产井压裂时机的选择是亟待解决的问题.通过数值模拟方法分析了研究区的潜力分布情况,同时针对高含水期聚驱油藏,分别在见效初期、含水低值和含水回升三个阶段进行压裂措施开发效果预测,确定了注聚过程中的压裂最佳时机为含水低值阶段.为高含水期聚驱油藏开发过程中剩余油挖潜措施提供了技术支持,同时对矿场压裂措施的实际应用具有指导意义.     

特高含水期井震结合注采系统挖潜调整研究

进入特高含水期后,开展注采系统调整挖潜剩余油是油田持续稳产的关键.为了提高特高含水阶段油田采收率,提出井震结合方法精细标定构造层位、认识储层特征,构建地质模型并数值模拟剩余油分布,针对剩余油应用井震结合解释成果设计注采系统调整方案并优化相应注水强度.实验区块研究结果表明:特高含水期,采用井震结合注采系统调整方法最终产油量和采收率分别提高31.21×10~4t和1.54%,能够达到有效挖潜剩余油的目的;而改变注水强度对最终开发效果影响显著,随着注水强度增加,采收率先增大后减小,存在最佳的注水强度为9m~3/d·m.     

聚驱后油田剩余油潜力分布规律研究

综合考虑剩余油饱和度、厚度、渗透率、孔隙度、相带、原始含油饱和度、注水井距离等7个因素,利用模糊综合评价方法,以大庆油田北一二排西块为例,计算了该区块8个沉积聚驱后剩余油潜力,并分析聚驱后剩余油潜力分布特征.结果表明,聚驱后仍有比较大的剩余油潜力;聚驱后剩余油潜力主要集中在高渗透、厚度较大、剩余油饱和度较高、河道砂等高级别沉积相带的区域;聚驱后在潜力值为0～0.2区间内的剩余油储量很小,潜力值为0.4～0.6区间内的剩余油储量最大,而潜力值为0.6～0.8区间内剩余油储量次之.     

三元段塞组合结合数值化方案对微观剩余油研究

微观剩余油赋存状态是设计调整评价油田开发方案的重要依据.利用微观可视驱油实验系统,结合现场段塞组合,开展三元段塞复合驱替模拟实验,并采集不同驱替阶段的图像,同时利用图像识别方法,根据不同类型微观剩余油的数字化几何特征计算出每类微观剩余油的含量及驱油效率,明确段塞组合体系微观剩余油采收效果.实验结果表明,该数值化方法可以区分出不同类型微观剩余油个数及含量,为该类可视化实验奠定良好的分析基础;强碱与弱碱三元段塞组合提高采收率幅度相当;较高的主段塞粘度能奠定一个良好的采收率基础,并且段塞粘度递增的组合提高采收率效果要高于粘度稳定的段塞组合.     

基于多元回归的超短半径水平井累积产油预测方法

随着油田的持续开发和老油区作业频繁等原因使井况日趋恶化,加上油藏的非均质性,严重影响油田采收率的提高.如在开发区内补打更新井、加密井,其建井周期长、成本高.在套管内侧钻中短半径水平井,不但可以节约钻井成本,而且还可以增大油层裸露面积,提高采收率和经济效益.但若准确选择有利的侧钻井位,需要首先建立累积产油量与侧钻井相关参数的关系.根据建立的数值模拟概念模型和确定的水平井开采方案,用正交设计对有效厚度、无因次距顶高度、油水井距、平均渗透率、平均剩余油饱和度、水平井开采阶段完善程度等6项因素进行了组合,并计算了25个数值模拟方案.利用多元回归,从模拟计算结果得到计算注水正韵律油层10年累积产油量的多元回归公式,可作为下步优选侧钻井位的依据.     

边底水油藏提高采收率技术效果数值模拟研究——以吐哈红南油田为例

红南油田属于边底水油藏,于1996年投入开发,以衰竭式开发为主.经历长期稳产及加密调整开发后,2008年开始边底水锥进速度加快,含油面积快速收缩,油田产量大幅递减,亟待采取应对技术措施.拟以油藏工程理论为指导,以数值模拟方法为技术手段,以正交试验原理安排实验方案,对比了衰竭式、注入井作业(包括空白水驱开发及注入井凝胶调驱后聚驱开发)及注入井-油井联合作业(即注入井-油井共同凝胶调驱后聚驱开发)等不同开发方式对目标井组开发效果的影响.结果表明,对于含水率较高的边底水油藏,衰竭式开发效果好于水驱的开发效果;聚合物凝胶可以很好地控制边底水锥进,增强驱油效果;与水井单独控制边底水锥进措施效果相比较,水井-油井联合作业可以取得更好的技术经济效果.     

水平井挖潜二类油层典型沉积单元剩余油潜力区的计算方法研究

剩余油潜力区的分布一直是油田开发过程中的焦点问题,就目前大庆油田开发的现状来看,剩余油潜力区除了主要分布在主力油层以外,也存在于一些非主力油层内,二类油层就是其中具有代表性的油层.与主力油层相比,二类油层不论在纵向上还是在平面上非均质性都比较严重,给剩余油的挖潜带来了较大难度,而采用水平井挖潜二类油层剩余油也是目前一些油田采用的开采方法,因此对于二类油层剩余油潜力区计算方法的研究就成为了首先要解决的问题.选用了北一区断东试验区二类油层中典型沉积单元进行了剩余油分布状况的剖析和潜力区界限的建立,进行了水平井挖潜二类油层典型沉积单元潜力区计算方法的研究,对油田二类油层实际开发方案的制定具有一定的指导意义.     

Well matched systems

The product (3.10) on page 33 is incorrectly called a cartesianproduct on pages 33 and 35. This misnomer in effect amountsto a wrong definition. The product (3.10) should be definedso that the right-hand member of (3.10) is the set of all sums_f=1 f_j (not the set of all ordered q-tuples) such that f₁ F(m₁,d₁), ..., f_q F(m_q, d_q).     

Well Posedness and Inf-Convolution

We prove that the notion of Tykhonov well-posed problems is stable under the operation of inf-convolution. We deal with lower semicontinuous functions (not necessarily convex) defined on a metric magma. Several applications are given, in particular to the study of the map \(\arg \min \).     

Well Conditioned Spherical Polynomial Systems

We investigate nonnegative spherical polynomials p, normalized to p(1)=1, which minimize the integral over the unit sphere for fixed degree. Such polynomials are useful in the construction of node systems on the sphere which support numerically stable systems of zonal functions, for instance with bounded condition numbers.     

Well management in the North Sea

The purpose of this paper is to describe a planning model for the management of approximately 130 petroleum-producing wells in the North Sea. The objective is to form a better basis for the decisions about which wells to produce from and which to shut down during a period. Every well is dealt with individually as the production potential and chemical composition are different. The total flow consists of six saleable components: gas, four NGL products, and oil. The production may be curtailed due to the capacities of the platforms, gathering centre, pipelines and refinery plants. The total gas production is available for fulfilling the gas contracts, injecting the gas into the reservoirs or using the gas as fuel. There exist contracts for some of the NGL products, while the rest of the NGL products and oil are sold on the free market. The well-management model is solved by means of a standard mathematical programming code, and computational results are given for a planning problem with four different data sets.     

Well Posedness for Multilane Traffic Models

Abstract We give rigorous results on the analytical properties of multilane traffic flow models based on hyperbolic balance laws. Keywords: Traffic flows, Hyperbolic conservatin laws, Operator splitting method     

一种精确的井距计算方法

井距计算是钻井轨道设计和控制中的一个基础理论问题,在定向钻井中有着广泛的应用.为了精确快速地进行井距扫描,提出了一种新的井距计算方法.基于空间圆弧和直线段组合的井眼曲线描述数学模型,建立了井眼轨迹坐标随井深变化的函数关系式,进而得到了参考井上扫描点(参考点)到比较井间的距离随井深变化的计算公式.利用函数极值原理和井距约束数学方程式,求得了参考点到比较井间的最近距离、法面距离和水平距离解析计算公式.这种方法可避免井距扫描分析中在比较井上多次插值计算,计算快速精确,能更好地满足定向钻井防碰扫描和轨道监控的需要.     

钻井布局模型

本文的关键思想是找出在变化中的不变量 .对于第一小题 ,作者发现可以把所有的点“移到”一个方格中 ,而它们相对网格结点的距离不变 ,这样问题就得到了大大的简化 .对于第二题 ,本文发现坐标变换时各点之间的欧氏距离不变 ,利用各点的距离关系 ,给出一系列的判定条件 ,最后用优化算法 (充要条件 )判定 .第二题的算法对于第三题也是通用的 ,因此第三题应用第二题的方法来解决     

On Well Definedness of the Central Path

We study the well definedness of the central path for a linearly constrained convex programming problem with smooth objective function. We prove that, under standard assumptions, existence of the central path is equivalent to the nonemptiness and boundedness of the optimal set. Other equivalent conditions are given. We show that, under an additional assumption on the objective function, the central path converges to the analytic center of the optimal set.