低渗透油田超前注水合理技术参数优化研究

X区块FY油层为低渗透油藏,该区块采用超前注水的方法来提高原油采收率,运用数值计算和数值模拟的方法,在历史拟合的基础上对试验区超前注水参数进行了优化研究.对于合理注水强度,设计了5种注水强度方案,通过综合分析不同注入强度达到相同压力水平下的激动半径、储层压力分布和采收率,确定合理注入强度为1.65m~3/d·m;对于合理地层压力保持水平,设计了4种地层压力保持水平方案,并与同步注水进行比较,结果表明,当地层压力保持水平为原始地层压力115%左右时,试验区开发效果最好;对于超前注水合理投产时机,按所优选的注水强度配注各水井水量,设计了4个方案进行不同超前注水时间对比研究,结果表明,超前注水4～6个月,试验区开发效果最好.     

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.     

超前注水开发指标变化规律及跟踪调整研究

X区块为低渗透油藏,目前采用超前注水开发方式,在数值模拟历史拟合的基础上对试验区超前注水开发指标的变化规律进行研究,并对注采系统进行调整.通过相对渗透率曲线,得到无因次采液指数与含水率之间的变化规律,结果表明,含水率低于65%时,无因次采液指数呈下降趋势,可适当降低注水强度;当含水率达到65%以后,无因次采液指数开始上升,此时可通过放大生产压差对试验区进行提液生产;而含水率达90%以后,无因次采液指数迅速上升,此时应以稳油控水为主.在确定产液量的基础上,在下降期和上升期分别设计了四个方案进行注水强度调整,结果表明,在无因次采液指数下降期和上升期,当注水强度分别为1.65 m~3/d·m和2.10m~3/d·m时,地层压力保持较好,且试验区开发效果最好.     

非均质砂岩油藏异步周期注水数值模拟理论及应用研究

针对砂岩油藏周期注水特点,综合考虑弹性力、毛管力和重力的影响,建立起非均质砂岩油藏异步周期注水数学模型,并推导出相应的数值解.提出了一种新的流动系数取值方法,能够准确描述停注过程中毛管力作用引起的吸渗现象.在杏树岗油田周期注水试验区进行了实例验证,结果表明:地层压力相对误差为4.0%,产液量相对误差为3.2%,含水率绝对误差为0.9%.应用该方法对杏树岗油田厚油层不同周期注水方案进行了数值模拟计算,决定采取异步周期注水方案,并确定出合理的油层纵向组合方式和水井平面组合方式.平均注水强度为25m3/(d.m)左右,注水和停注半周期都是3个月.现场实施5个月后,区块综合含水率由92.17%下降到91.51%,产油量稳定,预计最终水驱采收率提高1%以上,取得了良好的开发效果.     

煤层注水非线性渗流方程的解析解及应用

本文运用流体力学,多孔介质流体动力学,渗流理论等理论知识,结合实验室和现场试验,从理论上对煤层注水预湿煤体机理进行了研究.分析了煤层注水过程,建立起了煤层注水的数学模型;对煤层注水的边界条件进行了描述.由于描述煤层注水的方程组为非线性的,为简化它们,利用了因次分析理论,引入了注水压力,渗透速度,煤水份增加量等无因次量.之后讨论了其解析和近似解.另外:结合实际煤层注水的科研项目,说明了该理论指导煤层注水及设计的作用和重要性.     

基于CBM-HTM的复杂系统预防性维修时机优化

针对目前复杂系统因多采用定周期预防性维修而造成维修费用过高、管理效率较低的情况,综合定周期维修(HTM)和基于状态的维修(CBM)两类技术,提出基于CBM-HTM的复杂系统预防性维修时机优化思路.并在此基础上,以费用最小为目标,建立基于CBM-HTM的复杂系统预防性维修时机优化模型.最后以由6个设备组成的复杂系统为例,进行了预防性维修时机优化算例说明.以期借助自主式保障中PHM、CBM技术,优化地面设备预防性维修时机,降低地面设备的预防性维修费用,提高地面设备维修管理的效率和效益.     

油田注水系统拓扑布局优化的混合遗传算法

以投资最小为目标函数,建立了注水系统拓扑布局优化数学模型.根据模型特点,将优化问题分为两层,分别采用遗传算法和非线性优化方法进行求解.并对遗传算法的操作过程进行了改进,调整了适应函数,改进了交叉和变异操作,结合了模拟退火算法,在操作过程中使约束条件得到满足,减少了不可行解的产生,使遗传算法的优化性能得到了提高.优化算例说明了该方法的有效性.     

基于LMDI的中国能源消费碳排放强度变化因素分解

利用IPCC《国家温室气体清单指南》(2006)推荐的参考方法和参数,评估和计算中国1997年-2007年的碳排放量和碳排放强度,并应用LMDI方法对碳排放强度进行因素分解.研究结果表明,能源强度因素对我国碳排放强度变化的贡献率最大,达到139.66%;产业结构效应次之,为-28.23%;能源结构效应最小,为-11.43%.针对实证结果,提出现阶段我国节能减排的重点在于提高能源效率、调整产业结构及优化能源结构.     

中国碳强度的影响因素解析——基于LMDI分解方法

基于1996-2009年我国碳强度分析,采用对数平均权重分解法(LMDI)进行因素分解.结果显示1996-2009年中国碳强度总体降低了2.9078吨/万元,其中能源强度效应最大,贡献率为85.64%,能源结构效应偏小,为26.78%,而产业结构效应表现出小幅正负波动,总体为-12.0975%,这说明能源结构效应和产业结构效应的潜力还没有充分发挥出来.因此,降低高耗能产业的能源强度是短期内降低碳强度的关键措施,但长远来看改善能源结构以及优化产业结构是降低碳强度的根本途径.     

多层二分耦合网络的同步性研究

多层复杂网络的同步能力分析是目前网络科学研究的热点.首先根据主稳定方程(MSF)给出多层二分耦合网络的超拉普拉斯矩阵,并得到反映其同步能力的重要指标.其次分析了二分耦合网络在同步域有界和无界的两种情况下层数、二分耦合网络节点数、层间耦合强度和层内耦合强度对同步能力的影响.最后通过数值模拟和理论实践提出控制层数、二分耦合网络节点数、层间耦合强度和层内耦合强度等参数的策略,来实现优化多层二分耦合网络的同步能力,为工程技术人员在实际应用中优化其同步能力提供有效的方案.     

基于逐级劈分理论的分层配水方法研究

在高含水期油藏注水开发过程中,采用分层配注方法对获得油藏剩余油分布规律,各层段合理配注量,提高油田开发水平和管理水平具有重要意义.首先以油田或区块为研究对象,从物质平衡方程的定义出发,推导出注采比、压力梯度和含水率的关系式,通过下年度规划的含水率指标确定该油田或区块的注采比;且围绕着如何获得符合油田实际的通用的劈分系数进行分析与研究,从而得到单井配注量和分注井层段配注量及各层段性质.通过对分层配注结果的分析和评价,得到油藏总体配注误差较小,油藏含水率降低,采出程度提高的效果.结果表明分层配注方法科学合理,简单实用,对于高含水期油田具有很好的推广应用价值.     

胜利断块油藏细分注水技术界限研究

老油田进入特高含水期后,剩余油分布更加零散,各种地质因素也因长期注水开发而发生了一定的改变.此时稳油控水难度进一步加大,为了进一步挖掘剩余油,控制含水上升速度、减缓产量递减,必须对注水井采取进一步的细分调整.基于水湿油藏注水井注水层段吸水效果,从注入水受力分析入手,运用达西定律推导出了水驱油藏水驱油全过程中的单位体积注入水沿竖直、地层两个方向运移的渗流速度公式,明晰了水驱油藏注水层段不同开发阶段砂岩吸水机理.研究结果表明,水驱油藏细分注水效果与岩石绝对渗透率、水相相对渗透率、注入水黏度、水动力压力梯度、注水井启动压力梯度、含水饱和度、地层倾角、油水密度差等参数有关.结合胜利油田断块油藏地质特征及细分注水工艺要求,制定了一套适合胜利油田不同断块区的细分注水技术政策界限:层段内渗透率变异系数小于0.3,砂岩条带宽度极比小于2.5,且东辛油区断块油藏层段内砂岩厚度小于6m,小层数小于4个;现河油区断块油藏层段内砂岩厚度小于5m,小层数小于5个;临盘油区断块油藏层段内砂岩厚度小于6m,小层数小于6个.矿场试验证实,该细分注水技术政策界限是合理、实用的,其为胜利断块油藏注上水、注够水、注好水,实现多层断块油藏的高效开发提供了技术保障,对类似油藏细分注水技术界限研究具有一定的借鉴意义.     

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.     

基于模糊综合评判的宋芳屯油田南部水驱开发效果综合评价

以宋芳屯油田南部区块为例,采用层次分析和模糊综合评判相结合的方法,对该油藏的水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、能量保持水平、能量利用程度、即时含水采出比、累积注水量、剩余可采储量采油速度、井网密度和注采井数比10项指标进行了评价,形成了一套水驱开发效果综合评价体系.评价结果认为该区目前水驱开发效果差,有必要进行井网加密及挖潜措施调整.     

基于正交试验法和数值仿真的环形降压槽结构优化

降压槽存在相互矛盾的阻力和粘损特性均受各结构参数的影响,合理的结构参数选择一直是降压槽设计的难点问题.环形降压槽结构优化设计涉及到多因素多水平问题,数值仿真和正交试验设计方法相结合可以有效地减少对实验的依赖和试验次数.对环形降压槽进行结构参数化建模,建立了幂律流体在降压槽环空流道流动的数值仿真模型,可完成不同结构降压槽性能的数值仿真分析;制定了降压槽3因素3水平的多指标正交试验,采用极差和方差分析方法对试验的结果进行了分析,并用综合平衡的方法确定最优的降压槽结构参数组合.最终得到了各结构参数对降压槽的粘损和阻力性能的影响规律以及最优的结构参数,可为环形降压槽的设计和改进提供有价值的参考.     

努拉里边底水油气藏提高采收率注采制度优化方法

开发边底水油气藏关键因素是抑制边底水锥进,延长油井无水采油期以提高油藏采收率,因此需要设置合理的开采速度和油水井注采制度.为深入了解不同井网系统和注采参数对边底水油气藏开发效果的影响程度,针对努拉里边底水油气藏开展研究.对边底水影响程度进行研究,得到各井在改变水体倍数后,以含水率差值4%为界限定义受边底水影响程度强弱,差值超过4%则定义为强水侵井,反之则为弱水侵井.在此基础上,采用油藏工程和数值模拟方法优选了注采参数,得出最优井距为1000m,最佳日注水量为30m³/d,最佳采液速度为4.75%-5%,并对优化参数进行了模拟预测,优化后累计产油量增加1.98×10⁴t,采收率达到54.7%.运用油藏工程方法对优化后的开发方式调整进行了分析,结果表明:可采储量采出程度小于62.78%时应以扩大波及体积为主,大于62.78%后应以增加驱油效率为主,目标区块优化后可采储量采出程度达到71.3%,相对潜力值i=0.81<1,处于开发后期,此时开发方式应以提高驱油效率为主.研究成果为同类边底水油气藏前期开发和后期措施调整提供了理论指导和借鉴.     

应用模糊综合评判方法优选非均质油藏调剖井和层

通过注水保持油层压力的方法开发非均质油藏,不可避免会造成油井含水或部分油井水淹.注入水窜入油井时,不管低渗透层是否受到开发,大部分注入水进入到高渗透层,因而使低渗透层在开发过程中采油速度很慢,或是基本未投入生产.为了降低产水量,保持或提高采油量,必须对已开发的非均质油藏实施相应的堵水调剖措施,防止注入水沿高渗透带水锥突进到油井,影响水驱采收率.本文建立了应用模糊综合评判方法优选非均质油藏调剖井和层的数学模型,通过实例分析表明,运用综合评判方法优选调剖井和层是一种客观有效的方法,该评价方法计算方便,易于操作和推广.     

预测水驱油藏中油、水流动问题的快速方法

以最佳正交分解(POD)技术为基础提出了一种快速预测油藏中油、水流动问题的方法.采用POD技术建立了水驱油藏中油、水两相流动的低阶模型.通过油藏数值模拟方法获得二维水驱油藏模型在时间0～500 d内的压力和含水饱和度的100个样本, 并从样本中提取出一组压力和含水饱和度的POD基函数.当注采参数不断变化后,采用已求得的POD基函数结合低阶模型对新的物理场进行预测.研究结果表明:POD方法能够快速、准确地预测出水驱油藏的压力和含水饱和度场,文中算例给出压力和含水饱和度场的预测误差分别不超过1.2%与1.5%,且计算速度比直接进行油藏数值模拟快50倍以上.