基于灰色网络组合优化的年增油量预测

老井措施增油成为油田稳产、降低油田区块开发成本的必然选择。针对多项式回归预测的局限性、灰色理论不能反映影响因素特征、神经网络需求数据多且数据敏感性差等特征,通过建立最优控制模型,实现GM（1,1）灰色理论与神经网络的高精度组合预测。以某油田区块2011-2018年的措施增油为例,对影响措施增油量的因素进行识别,建立了最优控制灰色神经网络模型对老井措施年增油量进行预测,相比多项式回归预测、GM（1,1）预测及BP神经网络预测方法,新模型模拟效果更好,预测精度更高。新方法对2018年措施年增油量的预测精度达97.34%。基于最优控制的灰色神经网络模型可以作为一种人工智能组合最优化模型预测措施年增油量,为准确预测措施增油效果,指导油田开发决策提供了新的思路。     

滨南油田储量评估方法研究

在充分了解滨南油田地质特征、开发历程、开发现状以及主要技术措施及效果的基础上,分新老井分别研究其开发规律,确定新井初始产量、老井递减率等参数的取值依据,并结合油价、成本、投资等经济参数,评价滨南油田经济可采储量,分析评价结果的合理性,为胜利油田年度储量评估工作提供方法参考。     

冷家油田边底水稠油油藏水侵规律研究及对策

针对冷家堡油田块状边底水油藏水侵导致吞吐效果变差的开发难题,对该块油水分布规律进行了研究,找出水侵规律,然后依据水侵方式和规模确定出治理对策.通过实施打隔板堵水、化学堵水、堵水+助排、边部水平井挖潜等措施,控制水侵,提高油层动用程度,改善吞吐效果.     

与酸化联作的堵水技术

介绍与酸化处理联合作业的丙烯酰胺(AM)与低级醛就地共聚合堵水体系(XN-PP)以及先堵后酸的工艺技术。室内实验着重进行堵剂与自生酸的酸敏性试验,研究与油藏环境条件有关的堵剂性能,考查堵剂对大孔道的选择注入性,并对前置液(弱凝胶体)性质作了相关评价。结果表明,堵剂在高盐(1.4×105mg/l)环境和高温(120℃)条件下具有良好的耐酸性、高强度性和堵水效果,在一定条件下堵水剂原液还有良好的选择进入性,即优先进入出水层位。堵水及酸化联作技术在矿场进行了2口井的先导性试验,实施的油藏为恶劣油藏,温度120℃、矿化度10~12×104mg/l,产水率接近100%。经XN-PP体系堵水和自生酸酸化联合作业后,两口井均达到了控水增油的目的,平均含水下降50%,分别增油3388和547t,且目前继续有效,取得了明显的经济效益。     

高含水井调剖堵水技术及现场应用分析

百色油田仑16块已进入高含水采油期,为改善区块开发效果,提高采收率,调剖堵水是一项有效的工艺技术措施。通过大量的室内实验研究,从堵剂的类型及封堵机理,优选出符合仑16块储层特点、价格合理的粘土类堵剂及其使用浓度,并优选出适合油田开发特征的工艺方案,确定了大剂量封堵储层大孔道,达到深部调剖的区块整体调剖堵水技术。通过对仑16块不同注水井组进行现场施工,工艺取得了突破,有明显的增油降水效果,取得了较好的经济效益,并为百色油田今后解决调剖堵水难题提供了宝贵的经验。     

桃7区块气井上试措施应用及效果分析

桃7区块是苏里格气田的主力生产区块之一，自2006年开始规模化开发以来，已过去了6个年头，老井数量增多产量下降；为保障区块产量稳定，2011年组织实施了4口低产低压老井的上试挖潜措施，取得了较明显的效果，为苏里格气田今后老井的产量恢复提供了有效的技术手段.     

分层挤堵工艺技术的改进与应用

针对挤堵工艺技术实施过程中存在的问题,本文提出了适合油田特点堵剂技术和分层工艺技术,并结合矿场实际应用加以改进完善,使堵水工艺的针对性和适应性得以提高,矿场应用取得了显著的降水增油效果。     

外围油田覆膜砂控水压裂技术适应性探讨

针对葡萄花储层开发中后期中高含水井,常规措施压裂后经常出现大幅度增液,而增油幅度较小甚至不增油,即便压裂后达到了预期增油效果,其含水上升速度也较快,有效期难于控制。结合大庆油田外围地层裂缝走向、渗透率、油层发育等情况以及井层压前产液、含水等状况,开展了现场试验,通过压裂工艺将覆膜砂携至裂缝中,生产时形成一条高含油饱和带,实现覆膜砂对油水流动能力的选择,达到具有堵水不堵油特性。通过近几年效果跟踪统计,分析其增油降水的效果及适应性,该技术可有效提高油井压裂后油层动用程度,降低油井采出液的含水率,拓宽压裂选井选层范围。     

油井反向调驱(堵水)技术在低渗油田中的应用

为提高因天然裂缝或压裂裂缝造成注入水沿裂缝方向指进导致油井含水上升的水淹油井的采收率,采用适合高渗油层和裂缝性低渗油藏封堵大孔道的反向调驱(堵水)技术,对高含水油井进行反向调驱(堵水),在靖边采油厂实施矿场试验井4口,单井平均含水率从95.6%降至53.65%,单井平均日产油从0.115 t上升至1.32 t,累计增油2870.9 t,投入产出比为1∶3.1,达到增油降水的目的,对提高水淹井的利用率和油田的产能具有重要意义。     

民族村落社区旅游增权比较研究——以青海省典型土族村落为例

增权是实施社区参与旅游可持续发展的重要措施,以自增权、他增权为评价维度,采用灰色关联分析法,对青海省喇家村、吾屯村、小庄村3个不同旅游发展阶段的土族村落社区旅游增权状态进行比较研究,结果表明:不同旅游发展阶段土族村落社区旅游增权状态有所不同,并且存在共性与特性,共性体现在自增权社区层面的旅游经济分配公平性和他增权政府层面的旅游公共政策制定水平,特性体现在自增权社区层面的代际流动比率、社区归属感程度、民族文化保护程度.鉴于此提出在加强社区与政府密切联系的前提下,社区要建立和完善参与旅游的行为准则,政府在引导企业和非政府组织介入的同时,强化服务功能,共同实现民族村落社区旅游的增权.     

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田M油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史,利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律,在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区,提出了针对性的调整方案和选定新井井位,并预测其将来的开发生产动态,比较了开发效果;目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导,达到了控水稳油的目的,产生了良好的经济效益和社会效益。     

深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践

以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积砂岩油田AKPO为研究目标,剖析了浊积水道和朵叶的储层特征,以注采井组间砂体连通方式为基础,结合生产动态特征评价了注采井组间的连通性,确定油田在无水采油期的注水策略。基于时移地震揭示了不同储层类型的水驱波及特征,形成了油田注水突破后的注水以及控堵水策略,建立了适宜油田不同开发阶段的高效注水策略。在无水采油期阶段,基于注采井组间砂体的连通方式应用以“控制压力”为重点的注水强度优化策略,实现不同井组的分级配产配注;在中低含水阶段,基于储层沉积类型应用以“提高波及”为重点的注水强度优化方法,即依靠水动力学方法来改善水驱波及系数,水道储层注采井组采用周期注水提高“纵向”波及系数;朵叶储层注采井组采用改变液流方向提高“平面”波及系数;在高含水阶段,应用适宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法,实现深海油田经济有效的控堵水。上述深海浊积砂岩油田高效注水策略经AKPO油田实践,实现AKPO油田高峰采油速度达到5.5%,连续7 a实现稳产,预测油田采收率达到53%。系统形成深海浊积砂岩油田在不同开发阶段的高效注水策略,该策略简单易行、经济有效,可以指导同类深海油田的注水优化。     

特高含水期多层合采油藏油井液量调配优化方法

水驱油藏进入特高含水期,井网相对固定,受储层非均质性的影响,油井含水差异大,油井液量调配是改善油井开发效果差异的经济有效的主要措施.为建立油井液量调配的优化方法,以多层合采油藏中一注多采井组为例,考虑特高含水期储层物性参数和剩余油分布的非均质特征,将一注多采井组等效为多个一注一采井组;综合考虑渗透率和原油黏度的时变特征以及注水启动压力,建立了一注一采多层合采剖面模型开发指标的计算方法,以油井液量调配后各油井含水率趋于一致为目标,采用迭代法计算得到油井调配所需液量.经过数值模拟验证表明,采用建立的油井液量调配优化方法得到的液量进行生产,在给定的调配时间内油井能够达到相近的含水率,有效改善了水驱开发效果.     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注气提高采收率物理模拟研究

鉴于塔河缝洞油藏单井注气吞吐试验取得了较好采油效果,为将注气技术从单井吞吐向单元区块进行推广,有必要优化缝洞型油藏单元注气方式。本文首先通过岩板刻蚀缝洞模型来研究不同气驱方式的产液特征、产液规律,在此基础通过具有类似缝洞结构的玻璃刻蚀模型开展可视化物理模拟研究来定性解释上述规律产生的机制。板状模型物理模拟研究发现,缝洞模型水驱后以不同方式注气,第一阶段皆表现为产水、不出油;不同注气方式产油速度、采收率增值差别较大。从采油速度看,转单纯注气效果优于气水同注、气水交替和注泡沫;从采收率增值看,泡沫驱 >气水同注> 纯氮气驱 >气水交替。研究表明,水、气体、泡沫在缝洞介质中流动特征可概括为：气往高处去,水往低处流,泡沫高低都能走,上述驱替介质在缝洞模型中特定的行进方式决定了其对水驱剩余油的作用机制和产液特征。     

单井增产措施决策模型研究

当油气田生产进入开发中后期阶段时，为了减缓原油产量的递减，需要不断地对油井实施增产措施。而选择适宜时机进行措施作业，是控制成本、提高效益的重要手段之一。如果把措施费用看作一项投资，则投资回收是判断增产措施是否可行的依据。从经济学的角度对增产措施的成本和收益进行了分析，给出了实施油井增产措施的最佳时机及措施终点产量的模型。结果表明，最佳增产措施时机是油井的收益和成本相等时；构建的措施终点产量模型可用来判断该措施是否具有经济价值，从而为单井增产措施决策提供理论依据。     

桩139块边底水稠油油藏蒸汽吞吐开发效果的措施研究

针对桩西油田桩139块稠油油藏埋藏深、井斜度大、边底水活跃及高含水的开发现状,在重新进行精细油藏描述的基础上,对储层的非均质性、油水关系及构造特征取得了新的认识,提出在开发过程中立足蒸汽吞吐,完善相关配套工艺技术,综合运用局部井网加密、优化射孔井段、逐周期增加注汽强度,有针对性地实施氮气泡沫蒸汽吞吐缓解油藏边底水上升,注蒸汽伴注高温防膨剂降低注汽压力,措施实施后,单井吞吐效果较好,经济效益显著,对深层边底水稠油油藏的高效开发具有一定的指导意义。     

西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油特征

目的研究特低渗弱亲油储层水驱油过程、水驱油效率及其影响因素。方法运用岩心实验和真实砂岩模型实验研究方法。结果西峰油田特低渗弱亲油储层微观水驱油效率平均49．3％，无水期驱油效率21．3％；孔隙中水主要是以活塞式驱油为主，非活塞式驱油少见；微观残余油主要以绕流和油膜形式存在；提高注水压力可使该类储层微观水驱油效率提高12％，并且当注水倍数大于2PV时对最终水驱油效率影响不大；表面活性剂能够提高此类储层的微观水驱油效率10％左右。结论弱亲油储层与亲水、弱亲水、中性特低渗储层的微观水驱油效率相当或无显著的差别，但无水期微观水驱油效率明显低于亲水性储层；孔隙结构是决定特低渗储层微观水驱油效率的主要因素。     

边水断块油藏蒸汽吞吐开发效果分析

边水小断块稠油藏蒸汽吞吐的效果受多因素的影响,产出水性质的识别对分析小断块边水活跃程度、储量动用状况等尤为重要.作者以新庄油田57 断块稠油开发为侧,在对注蒸汽吞吐开发过程中油层物理和流体变化规律分析的基础上提出了产边水识别的综合判断方法,用周期内生产井的综合含水变化特点、周期产水量/注蒸汽量比值,以及对比累积产水量与累积注蒸汽量等多参数综合分析,将生产井进行科学分类.在此基础上,进一步分别分析产边水井、正常生产井的开发特点及影响因素,提出了生产井到油水边界的合理距离和边部生产井的工作制度,从而避免生产井多周期低效生产,对提高该类油藏的开发效果有重要的意义.     

海上油田提高采收率的控水技术

根据海上油田采油特点，分析了海上油田控水的迫切性。海上油田产出水主要来源于注入水、边水和底水。为了提高采收率，任何形式的产出水都要控制。海上油田控水技术由注水井调剖技术和油井堵水技术组成，这两项技术都由措施必要性：划断、堵剂选择、堵剂用量计算和堵剂放置工艺等技术组成。海上油田调剖堵水成功的矿场试验说明，海上油田控水技术具有可行性和广阔的应用前景。     

气顶边水油藏油气协同开发下流体界面运移特征

气顶边水油藏的开发,存在明显的油气水互侵现象,导致产量快速递减,开发难度增大。为了防止生产井过早停产,需明确流体界面运移特征,制定油气协同开发生产制度。本文通过油藏数值模拟方法,建立了月东油田气顶边水油藏实际模型与机理模型,根据气顶与边水作用能量强弱,将油气协同开发区域划分为边水控制区、气顶控制区和气顶边水联合控制区三类进行研究,综合评估气窜、水淹、油侵风险,明确油气、油水界面运移特征并形成运移速度图版。结果表明：随着开发的进行,气顶膨胀导致油气界面从油藏顶部向油井方向运移,边水侵入导致油水界面从油藏底部向油井与气井方向运移,油井存在气窜与水淹的风险,气井存在水淹与油侵的风险,剩余油主要分布在气顶下部和井间高部位,确定月东油田气顶边水油藏合理采气速度为6%~8%。本文基于实际与理论研究形成的成果认识,为气顶边水油藏油气协同高效开发提供理论指导。