基于人工神经网络方法的页岩油气产量预测新技术——以美国Eagle Ford页岩油气田为例

页岩油气产量受地质、工程等多重因素影响,常规产量预测方法难以反映其真实生产特征,因此引入了机器学习方法进行页岩油气产量预测。以美国Eagle Ford页岩某区块400余口生产井地质、油藏、工程数据为学习样本,对人工神经网络模型进行训练和优化,确定了最佳模型参数;结合交叉验证等手段改进了训练方法,提高计算效率和预测精度,得到了初始产量、递减率、递减指数等产量递减参数与地质、油藏、工程参数之间的关系模型,进而形成了基于静态参数的页岩油气单井产量预测技术。实例应用表明,投产5年内,本文模型产量预测精度可达90%。在没有生产数据或生产数据较少情况下,本文模型预测产量具有突出优势。     

基于机器学习方法的油井日产油量预测

油藏数值模拟是进行油田产量预测最为常用的方法,但其准确性建立在精确的地质模型和较高质量的历史拟合基础之上。为了克服数值模拟计算耗时长、成本高和所需数据资料多等缺点,建立了一种利用机器学习方法,根据现场广泛易得的油藏静态资料和开发动态参数实现油井日产油量的快速准确预测。传统的BP神经网络无法准确描述产量变化在时间维度上的相关性,因而基于长短期记忆神经网络(LSTM),建立能够考虑生产动态数据变化趋势和前后关联性的产量预测模型,是实现油井日产油量预测更为有效的途径。首先根据平均不纯度减少(MDI)方法,分析各个因素对单井产量的影响程度,基于特征参数的重要性进行数据降维,排除不相关的冗余特征,确定影响油井产量的主要因素。结合筛选出的特征参数和日产油量数据对LSTM模型进行训练和优化,建立最终的油井产量预测模型。利用实际油田数据对建立的模型进行验证和应用效果评价,结果表明基于LSTM模型的产量预测值与实际值高度一致,能准确反映产量的动态变化规律,为油井产量预测提供了一种新的方法。     

聚合物驱含水率变化定量表征模型

基于实际聚合物驱含水率变化曲线的特征及定量表征模型的建立原则,建立聚合物驱含水率变化定量表征模型。刻画聚合物驱含水率变化曲线特征的主要参数包括含水率开始下降时注入聚合物孔隙体积倍数、含水率下降最大值时注入聚合物孔隙体积倍数、含水率恢复到初始注聚含水率值时对应的注入聚合物孔隙体积倍数及含水率下降最大值。基于粒子群优化算法给出了定量表征模型参数的拟合方法。同时,综合油藏数值模拟、正交设计和支持向量机方法建立了考虑多因素组合影响的聚合物驱含水率变化特征参数预测模型。计算实例表明,应用所建立的模型,能便捷地预测聚合物驱含水率变化,把握其整体趋势,指导聚合物驱方案的实施。图3表3参16     

坪北油田致密油藏产量影响因素及预测方法

与常规油藏相比,致密油藏物性较差且渗透率低,油井需压裂建产。由于特殊的地质特征及开发工艺,造成影响该类型油藏产量的因素较多,矿场常用的简单类比法产量预测不能满足实际生产需求。为解决该问题,以鄂尔多斯盆地坪北油田致密油藏为研究对象,以经典达西公式为基础,通过灰色理论分析,定量描述影响产量的主控因素。同时利用多元回归法建立一套数学模型,并通过对新投井的产量预测,验证模型的可信度。利用灰色理论与多元回归相结合的多学科综合方法开展油井产量预测,比传统方法更加科学和准确,可供同类油藏开发借鉴。     

塔里木油田碳酸盐岩油藏产量预测方法

碳酸盐岩油藏非均质性强,初期产量递减快,常规产量预测方法不能满足生产需要。为此研究优化了传统预测方法,阐述了指数递减分类预测和扩展指数递减预测的基本模型和拟合方法。在找到影响产量变化的主要因素后,对已投产老井进行分类,利用指数递减分类模型拟合油井生产数据,可以较好地指导老井在规划期的产量预测。扩展指数递减模型适用于碳酸盐岩油藏此类投产后呈现较快递减趋势的油藏,借鉴相似类型油藏已有老井的扩展指数递减规律,可以预测新井在规划期的产量。2种预测方法相结合,可进一步提高碳酸盐岩油藏预测产量的可靠性,指导此类油藏在未来一段时间的生产实践。     

塔里木油田碳酸盐岩油藏产量预测方法

碳酸盐岩油藏非均质性强,初期产量递减快,常规产量预测方法不能满足生产需要。为此研究优化了传统预测方法,阐述了指数递减分类预测和扩展指数递减预测的基本模型和拟合方法。在找到影响产量变化的主要因素后,对已投产老井进行分类,利用指数递减分类模型拟合油井生产数据,可以较好地指导老井在规划期的产量预测。扩展指数递减模型适用于碳酸盐岩油藏此类投产后呈现较快递减趋势的油藏,借鉴相似类型油藏已有老井的扩展指数递减规律,可以预测新井在规划期的产量。2种预测方法相结合,可进一步提高碳酸盐岩油藏预测产量的可靠性,指导此类油藏在未来一段时间的生产实践。     

页岩凝析气井产能预测的三线性流模型

页岩凝析气井的产能预测须同时考虑复杂缝网改造体和油气两相流特征。基于三线性流模型表征压裂改造体,考虑流体相变和相渗,并用Langmuir等温吸附模型表征页岩基质中气体的吸附解吸,建立了页岩凝析气井产能预测数学模型。通过模型的线性化处理,结合流动物质平衡方法,获得了模型的半解析解。运用数值模拟结果和矿场生产数据验证了模型的准确性和实用性。结果表明:(1)通过饱和度和压力相关参数的显隐式处理,并结合流动物质平衡方法可以有效地将数学模型线性化;(2)所建立的油气两相产量预测半解析方法误差小,可运用于矿场实际;(3)相同条件下,页岩凝析气的流动能力比单相页岩气更弱,合理缝网参数对提高油气两相产能至关重要。     

基于数字岩心技术的页岩储层可压裂性定量评价

页岩的可压裂性评价对页岩储层压裂施工具有重要的指导意义。常规方法基于岩心刻度测井得到弹性参数、矿物含量等信息构建脆性指数,未考虑压裂前后储层的变化特征,在实际应用中效果较差。为克服常规的弹性参数和矿物含量等构建脆性指数无法动态监测压裂效果的缺陷,提出一种基于数字岩心的页岩可压裂性定量评价方法。根据压裂前后的CT扫描图像重构三维数字岩心,应用最小外接长方体技术实现裂缝的自动识别,提出原生裂缝发育指数F_1和力学特性指数F_2分别表征压裂前后储层裂缝的变化情况。在此基础上,采用单因素分析和神经网络方法建立基于测井资料的F_1和F_2模型,直观、定量评价昭通A井页岩储层可压裂性,取得较好的应用效果。     

不确定性页岩油气产量递减预测方法

由于页岩储层的特殊性及长水平井多段压裂效果差异化特点,通常采用针对一个区块(区域)范围给出一条代表期望产量平均值的产量递减曲线的方法,来预测评价区块(区域)页岩油气的产能。此方法简单、快捷,无需分析单井产量差异,但只能给出确定的产量预测,存在着一定的经济评价风险。为此针对区块具有充分的生产动态数据和没有生产数据两种情况,分别研究了不确定性页岩油气产量递减预测方法。当区块拥有充分的生产动态数据时,预测方法建立在各井典型曲线参数的概率分布形式分析的基础上,可获得最终可采储量(EUR)的概率分布规律;而在没有生产数据时,预测方法建立在获得地质、油藏、工程参数概率分布基础上。该不确定性页岩油气产量递减预测方法应用于实际生产数据分析、评价,效果较好。     

页岩油藏压裂水平井压–闷–采参数优化研究

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压–闷–采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法.首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多...     

陆相页岩油岩石可压裂性影响因素评价与应用——以沧东凹陷孔二段为例

大港探区沧东凹陷孔二段发育典型的陆相页岩油,国内外以海相页岩油气为对象的脆性指数模型不适用于指导陆相页岩油岩石压裂改造。在系统分析沧东凹陷孔二段页岩油储层地质特征基础上,开展岩心三轴破裂实验,利用分形方法建立了反应岩石变形破坏全过程特征的力学脆性指数模型;基于天然裂缝扩展分析,建立了天然裂缝和地应力影响因子的计算方法,以及综合岩石脆性、天然裂缝和地应力三因素的缝网指数模型,实现了对页岩可压裂性的定量预测。应用该模型建立水平井可压裂性指数剖面,优化水平井簇间距设计、射孔参数及压裂施工参数,优选滑溜水+低伤害压裂液体系、石英砂+陶粒组合支撑剂,形成页岩油水平井体积压裂技术。技术成果应用于GD1701H井、GD1702H井,微地震、稳定电场监测证实形成复杂网络裂缝,取得了显著的增产效果。     

一种页岩油藏多段压裂水平井试井分析方法

水平井多段压裂改造技术能够极大地提高页岩油藏的采收率,因此,建立可靠的方法对准确评价多段压裂水平井压裂参数具有重要意义。针对页岩油藏多段压裂水平井,根据实际试井测试资料压力差导数曲线形态,建立了一种同时考虑主裂缝和次裂缝网的体积压裂改造试井模型,分析了模型的井底压力差和压力差导数理论特征曲线。结果表明:多段压裂水平井井底压力差及其导数特征曲线主要由6个阶段组成:井筒储集效应阶段、表皮效应阶段、主裂缝和次裂缝网双线性流阶段、次裂缝网线性流阶段、压裂改造区窜流阶段和拟稳定流阶段。参数敏感性分析发现:次裂缝网体积比越大,压力差导数曲线下凹程度越小;裂缝半长越长,压力差导数曲线上双线性流阶段持续时间越长、线性流阶段持续时间越短,曲线后期拟稳态流阶段整体下降。基于此模型提出了一种页岩油藏多段压裂水平井的压裂评价试井分析方法,实例分析表明,该模型能够有效拟合实际试井测试资料,并利用实际生产动态的产量和压力耦合分析验证了分析结果的正确性。该方法可以被推广到其他页岩油藏压裂参数评价中。     

水平井压裂产能电模拟实验研究

水平井压裂前须对其产能进行预测，通过电模拟实验，测量了水平井压裂模型的电压和电流密度，将实验数据转换为模拟油藏数据计算水平井压裂产能。实验结果表明，所采用的水平井压裂产能预测公式计算精度较高，实验和实际油藏条件下产能比值基本吻合。因此，在满足相似条件情况下，可以利用电模拟实验数据来表征水平井压裂产能的大小，从而达到快速预测水平井压裂产能的目的。     

页岩油藏储层岩石、流体和裂缝对油井生产特征影响综述

页岩油气藏的超低渗透率通常仅达到纳达西级,必须借助压裂等储层改造措施来提高产量达到商业性开发。复杂的基质和裂缝网络及其相互作用使得页岩油藏渗流机理极为复杂,目前主要的页岩油藏数值模拟模型中都引入了油藏改造体积,从而实现对页岩油藏的全新诠释。利用上述模型深入研究和分析储层岩石、流体和裂缝对页岩油藏生产的影响,才能更清楚地认识油井生产特征,这已成为油田开发方案设计以及现代油藏管理中非常重要的一个环节,对指导油田高效开发生产意义重大。     

转向压裂工艺在长庆油田的适应性分析

长庆油田超低渗透油藏所占比例较高,常规压裂增产幅度有限,为探索提高单井产量的新途径,进行了裂缝转向研究及试验。通过综合分析及现场试验,分析了水力压裂裂缝转向的应力变化条件和诱导储层地应力发生变化的因素,认为诱导储层地应力发生变化的主要因素为采油井生产、注水井注水及水力造缝等。结合长庆油田老井重复压裂、新井储层压裂改造的实际需要,分析了转向压裂工艺对长庆油田老井、新井储层改造的适应性。结果表明:老井由于多年的注水井注水、采油井采油使得地应力发生了较大的变化,在一定条件下能够满足裂缝转向对储层地应力变化的要求;对于新井,储层地应力变化较小,裂缝转向难度大。     

滩坝砂油藏不同压裂方式下单井控制可采储量预测方法

单井控制可采储量是评价滩坝砂油藏开发是否经济可行的重要指标。由于未动用特低渗透滩坝砂油藏存在压敏效应、启动压力梯度、不同压裂方式等特征,难以应用常规的单井控制可采储量预测方法进行预测。基于典型区块静、动态数据,建立直井分层压裂油藏数值模拟模型,通过历史拟合确定启动压力梯度及压敏效应表征公式中的系数,并分析压敏效应和启动压力梯度对生产动态的影响。在此基础上,分析不同油藏参数和开发参数对直井分层压裂弹性开发单井控制可采储量的影响,确定单井控制可采储量的主控因素依次为:压力系数、渗透率、含油饱和度、有效厚度、孔隙度、压裂缝长、集中度和黏度;通过多元回归方式建立直井分层压裂弹性开发下单井控制可采储量与主控因素之间的计算公式,经与实际生产井数据对比,相对误差为4.58%,说明公式具有较高的精度,能够满足矿场要求。进一步建立直井体积压裂、水平井多段压裂和水平井体积压裂弹性开发单井控制可采储量与油藏参数之间的预测公式,研究结果为评价滩坝砂油藏动用潜力提供基础。      

页岩油藏多重孔隙介质耦合流动数值模拟

页岩孔隙类型多样，微纳米尺度孔隙发育，借助分段压裂水平井技术能够实商业化开采。原油分子与孔隙壁面作用较甲烷分子更加复杂，目前页岩油在无机和有机纳米孔中的运移机制尚不清楚。准确模拟页岩油微观运移机制和多重孔隙介质间耦合流动对页岩油藏产能评价和生产预测具有重要意义。结合润湿特性，考虑液体吸附、速度滑移及物性变化等机制，引入复杂结构参数（迂曲度、孔隙度和有机孔含量），建立了微纳米多孔介质液体表观渗透率模型，研究了不同运移机制对微纳米多孔介质表观渗透率影响。在此基础上，建立了基质-天然裂缝-人工裂缝耦合的页岩油藏分段压裂水平井数学模型，利用有限元方法求解，进行产能影响因素分析。结果表明，孔隙半径小于10 nm时，微纳米孔隙速度滑移影响明显，而孔隙半径大于100 nm时，微观运移机制作用可以忽略；有机孔隙含量越小、裂缝条数越多则分段压裂水平井产能越大；最优的缝网模式为缝网无间距且不重叠。本研究的重点是丰富微纳米孔隙内油气运移理论，为页岩油藏开发模拟研究提供理论方法。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法 :根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为:①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

威远页岩储层特征对测试产量的影响

为了更好地实现威远页岩气田地质工程一体化开发,在区块地质特征和储层特征等研究基础上,探索储层特征对压裂施工和测试产量的影响,建立了测试产量的静态评价模型。研究结果表明,威远202井区页岩脆性指数越高,停泵压力越低;水平应力差异系数越低,停泵压力越低。威远202H2平台压裂施工研究发现,离裂缝带越近,停泵压力越低。研究表明威远区块页岩气水平井临界钻遇率与临界改造长度分别为80%和1250m,最终建立了威远202井区测试产量与储层改造长度回归模型,计算的测试产量与实际测试产量误差小,预测的测试产量主要可用于评价早期气井产能,为随钻地质导向、压裂施工提供理论和实践依据。     

页岩页理分形特征及在页岩油水平井体积压裂模拟中的应用

页岩储层非均质性强,导致水力压裂裂缝的扩展行为复杂、常规方法模拟难度大.压裂人工缝扩展的有效模拟和预测对页岩油藏的开发至关重要.引入分形因子理论,对页岩储层压裂人工缝的复杂度进行定量描述,建立压裂缝与弹性模量、泊松比和脆性指数等储层岩石力学参数之间的关系,在微地震监测成果的基础上,应用非结构化网格的离散裂缝技术,精细模拟页岩储层压裂人工缝的复杂形态.案例井压裂模拟结果表明,考虑分形因子的模拟半缝长与微地震监测相对误差平均为7％,而不考虑分形因子的模拟结果与微地震监测相对误差平均达53％,运用该方法能对页岩储层压裂人工缝的扩展过程进行有效刻画表征.该模拟方法为压裂效果评估与多段压裂水平井的优化设计提供了有力支撑.