振荡式注汽速度对蒸汽驱开发效果的影响

针对蒸汽驱恒定式注汽速度驱油效果差的现状,提出了整个蒸汽驱过程中采用振荡式注汽速度的驱油方式,具体分为振幅变化恒定的振荡式注汽速度和振幅变化随机的振荡式注汽速度两种情况开展研究。为了确定每个振荡周期最优的注汽速度,依据质量守恒和能量守恒原理,以蒸汽驱累积油汽比为评价目标,建立注汽速度评价模型,并且引入粒子群优化算法,优选出每个周期最优的振荡式注汽速度。为了评价振荡式注汽速度对蒸汽驱开采效果的影响,以辽河油田齐40块为例进行了试算。结果表明,振荡式注汽速度优于恒定式注汽速度,可提高累积油汽比23.50%。振幅变化随机的振荡式注汽速度优于振幅变化恒定的振荡式注汽速度,可提高累积油汽比8.98%。     

稠油油藏蒸汽驱注采参数优化的正交数值试验

蒸汽驱注采参数包括注汽温度、干度、压力、速度、采注比和生产井井底流压等,蒸汽驱开采效果是注采参数综合作用的结果,其影响机理比较复杂。采用常规的单因素优化设计方法可研究各因素单独变化时如何影响蒸汽驱效果,但对于多参数问题存在明显的缺陷,而正交数值试验是解决多因素问题的有效方法。采用正交设计确定注采参数的位级取值,利用正交表得到少量的组合方案,对方案进行数值试验,综合考虑技术和经济因素,定义了蒸汽驱开采效果的评价指标。采用直观分析方法确定最优的参数组合,数值试验表明,正交数值试验法得到的注采参数组合可达到最优的蒸汽驱开采效果。利用方差分析法得到注采参数的显著性排序,从大到小依次为：生产井井底流压〉蒸汽干度〉采注比〉注汽速度〉注汽温度〉注汽压力。正交数值试验结果可为现场蒸汽驱注采参数的优化提供理论指导,具有实际意义。     

稠油热采井注汽混合离散变量优化设计

为解决稠油油田开发初期注汽工艺设计问题，在满足油层注汽效果条件下，以注汽投资费用最低为目标函数，建立了稠油热采中井筒注汽优化模型，并用混合离散变量优化设计方法（MDOD算法）进行了求解。对蒸汽吞吐和蒸汽驱两种井筒注汽工艺进行了实例计算；结果表明：运用MDOD方法进行优化设计，可以节省大量的初始投资并降低运行成本，有利于节约能源，提高经济效益。     

稠油热采井注汽混合离散变量优化设计

为解决稠油油田开发初期注汽工艺设计问题,在满足油层注汽效果条件下,以注汽投资费用最低为目标函数,建立了稠油热采中井筒注汽优化模型,并用混合离散变量优化设计方法(MDOD算法)进行了求解。对蒸汽吞吐和蒸汽驱两种井筒注汽工艺进行了实例计算;结果表明:运用MDOD方法进行优化设计,可以节省大量的初始投资并降低运行成本,有利于节约能源,提高经济效益。     

蒸汽驱最优方案设计新方法

方法应用油藏工程概念及成功的蒸汽驱经验，提出了一个公式化的蒸汽驱最优方案设计新方法用的设计出最优的蒸汽驱操作条件，提高蒸汽驱采收率。结果利用油藏深度、油层厚度、单井注汽能力及排液能力，可以简便地设计出蒸汽驱的最优方案（包括布井方式、井网密度、注汽速度及排液速度等）。结论该方法只适用于一般稠油油藏垂直井蒸汽驱最优方案设计；只有准确得到油藏的实际注入能力和排液能力，才能设计出最优方案；防止油层污染，最大限度地发挥油井产能，是蒸汽驱取得较好效益的关键。     

重质油藏氮气辅助蒸汽驱注采参数敏感性分析及优化

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。     

浅层特稠油油藏氮气泡沫驱主控因素分析

特稠油油藏在蒸汽驱后期往往存在吸汽剖面不均、蒸汽波及体积减小、热效率降低等问题,严重制约了蒸汽驱采收率的提高,而蒸汽驱后转氮气泡沫辅助蒸汽驱能有效提高波及系数,增加蒸汽波及体积。以河南油田某井区油藏参数为基础建立机理模型,在此基础上对特稠油油藏蒸汽驱后转氮气泡沫辅助蒸汽驱各影响因素进行分析,最终通过正交数值实验分析方法确定其主控因素。结果表明,采注比为氮气泡沫辅助蒸汽驱的主控因素,各因素对采出程度的影响程度大小的排序为采注比、注入段塞体积、注汽强度、发泡剂浓度、气液比。研究结果为特稠油油藏蒸汽驱后期最优方案的制订提供了依据。     

基于改进粒子群算法的油田管网优化

为了节省油气集输管网的投资成本,往往对系统进行优化设计。应用粒子群算法求解油田地面管网的拓扑优化模型,在算法寻优过程中通过对最优粒子的编码进行动态调整,从而改进算法中粒子对最优粒子的跟随方式,使粒子的进化过程变得更加合理。经过实例验证,在相同计算条件下,改进后粒子群算法在求解地面管网优化问题中表现优于原粒子群算法;最后通过与遗传算法进行比较,粒子群算法在相同计算精度下收敛更快,所需迭代次数更少。     

水平井蒸汽驱开采稠油数值模拟研究

方法利用数值模拟方法,研究了水平井蒸汽驱过程中注汽速度、蒸汽干度及水平注采井距对蒸汽驱效果的影响。目的提高水平井蒸汽驱开采稠油的开发效果。结果注汽速度越高,相同时间内采出程度越大;注汽速度对累积油汽比的影响在不同时期有不同的规律;根据模拟结果,计算了不同注汽速度下净产油量的净现值,确定出开发期内的最佳注汽速度,本油藏模拟期内的最佳注汽速度为１２７ｍ３／ｄ;蒸汽干度对蒸汽驱效果的影响受注汽速度制约,注汽速度较低时,蒸汽干度越高,开发效果越好,但注汽速度较高时,蒸汽干度过高,反而使开发效果变差;注采井距对蒸汽驱效果,特别是蒸汽突破时间影响显著,注采井距应大于水平段长度。结论水平井蒸汽驱开采稠油主要受注汽速度、蒸汽干度和注采井距的影响,只有合理选择上述参数,才能取得较好的开发效果     

稠油油藏蒸汽驱合理井网密度研究

井网密度直接影响到蒸汽驱开发的采油速度、开发年限、最终采收率及投资和经济效益。通过分析蒸汽驱开采机理，提出了计算蒸汽驱产量的解析方法。在改进ＦａｒｏｕｑＡｌｉ模型基础上提出的解析模型考虑了蒸汽的重力分离、蒸汽驱前缘热水区的存在，对生产井生产过程中的变化作了更符合实际的处理。此模型可用于预测油水产量、蒸汽区的体积厚度、加热区的温度和油水饱和度等。根据蒸汽驱过程中注汽速度、采注比、井底蒸汽干度等操作条件的临界值，提出了稠油蒸汽驱过程中合理井网密度的优化方法，建立了优化模型。实例运算表明，优化方法及软件具实用性和可靠性。     

基于井间连通性的油藏开发生产优化方法

基于连通性思想与最优控制理论,建立了一种新的油藏开发生产优化设计方法。在现有井间连通性模型基础上,通过改进饱和度追踪方法,得到可预测油水动态的连通性模型,使其在处理油田常见液量剧变、关停井、转注等措施带来的流体转向时计算更为精确。在对油藏历史动态进行自动拟合反演后,建立了油藏生产最优控制模型,结合优化算法进行快速求解,最大化经济效益的同时,自动获取最优开发注采方案。概念算例表明,改进后饱和度追踪方法更为精确;实际算例显示,该方法能自动优化油井转注时机,且优化后注采方案能有效控水增油,提高经济开发效益,为现场开发方案设计提供指导。     

蒸汽吞吐后转降黏化学驱加密井井位优化方法

稠油油藏在高轮次蒸汽吞吐后转入降黏化学驱是实现稳产的有效接替生产方式,根据稠油油藏蒸汽吞吐后转降黏化学驱井网加密的需要,以各注入井到生产井的拟见水时间趋于一致为目标,建立了加密井井位优化方法。针对蒸汽吞吐后地层中的含水饱和度分布不均匀问题,在Buckley-Leverett方程的右端项引入了注降黏剂开始时含水饱和度的等效注入量,并考虑降黏化学驱过程中原油黏度时变特征,建立了拟见水时间计算模型,采用时间迭代求解得到拟见水时间;以各注入井到生产井的拟见水时间的方差为目标函数,建立了加密井井位优化模型,采用粒子群算法对加密井井位优化模型进行求解。通过数值模拟验证了加密井井位优化方法的准确性,该研究成果对稠油油藏转降黏化学驱合理部署井网提供了技术支撑。     

蒸汽吞吐后转降黏化学驱加密井井位优化方法

稠油油藏在高轮次蒸汽吞吐后转入降黏化学驱是实现稳产的有效接替生产方式,根据稠油油藏蒸汽吞吐后转降黏化学驱井网加密的需要,以各注入井到生产井的拟见水时间趋于一致为目标,建立了加密井井位优化方法。针对蒸汽吞吐后地层中的含水饱和度分布不均匀问题,在Buckley-Leverett方程的右端项引入了注降黏剂开始时含水饱和度的等效注入量,并考虑降黏化学驱过程中原油黏度时变特征,建立了拟见水时间计算模型,采用时间迭代求解得到拟见水时间;以各注入井到生产井的拟见水时间的方差为目标函数,建立了加密井井位优化模型,采用粒子群算法对加密井井位优化模型进行求解。通过数值模拟验证了加密井井位优化方法的准确性,该研究成果对稠油油藏转降黏化学驱合理部署井网提供了技术支撑。     

辽河中深层稠油蒸汽驱油藏工程优化研究

齐40区块蒸汽驱先导性试验已取得阶段性成果,蒸汽驱可作为中深层稠油油藏蒸汽吞吐后有效的开发方式。利用数值模拟方法和油藏工程方法对蒸汽驱油藏工程优化设计思路、方法及转驱时机进行了研究。并对齐40区块蒸汽驱单井采液能力及注入能力、井网井距优选、蒸汽驱操作参数、射孔方式进行了优化优选。     

A Novel Approach to the Gas-Lift Allocation Optimization Problem

Abstract

Because compressed gas is a scarce and expensive resource, allocating an optimal amount of gas injection to a group of wells to increase the oil production rate is an important optimization problem in the gas lift operation. In this article, a particle swarm optimization algorithm is employed to assign an optimum gas injection rate for each individual well. Also, a new gas lift performance curve-fit that can reduce the time and volume of the computation is suggested. Finally, the algorithm is tested on five wells in an Iranian oil field.     

基于混合粒子群算法的煤层气井位优化方法

井位的部署直接关系到煤层气开发的采气速度及经济效益。基于粒子群算法的劣势和模拟退火算法的优势,提出了一种混合粒子群算法,其以净现值为目标函数,单井控制面积和井位为变量,结合油藏数值模拟方法,优选出净现值最大的单井控制面积和井位,并利用matlab编程来实现。结果显示,基于混合粒子群算法的井位优化方法能够快速确定最优井位,计算量较穷举法大幅度降低;沁水盆地煤层气田的最优单井控制面积为0.2 km²;对于最优单井控制面积,混合粒子群算法得到的最优净现值比常规矩形井网的净现值增加12.55%;最优井位分布与含气量、渗透率密切相关,其中渗透率的影响尤为重要,最优井位是含气量与渗透率的最优组合。该研究成果为煤层气开发井位优化提供了新方法。     

水平井注汽开发浅层稠油油藏参数优化研究

为了进一步提高XJ研究区浅层稠油油藏的开发效果,充分发挥水平井注汽开发技术的优势,结合数值模拟方法,建立了浅层稠油油藏模型,对水平井蒸汽吞吐开采参数进行了优化研究。计算结果表明:以水平井眼位于油层中下部,水平井段长度250~350 m,注汽速度200~250 m3/d,注汽压力5~6 MPa,注入蒸汽干度0.7~0.8,注入蒸汽温度300℃的模式进行开发可获得最优的注汽开采效果。优化结果在研究区浅层稠油的实际应用中取得了较好效果,为研究区增产提供了一定的技术参考。     

稠油油藏氮气泡沫辅助蒸汽驱驱油效率实验及参数优化

蒸汽驱能大幅度提高稠油油藏采收率,但对于单一蒸汽驱而言,由于受边底水及储层非均质性等因素的影响,易发生汽窜,降低了蒸汽的波及体积,开发效果不理想.为此,设计了氮气泡沫辅助蒸汽驱驱油实验,对单一蒸汽驱和氮气泡沫辅助蒸汽驱的驱油效率进行了对比,并对氮气泡沫辅助蒸汽驱注入参数进行了优化研究.实验结果表明,单一蒸汽驱综合驱油效率为63.52％,氮气泡沫辅助蒸汽驱综合驱油效率为69.95％,比单一蒸汽驱提高了6.43％.当气液比为1∶1,发泡剂质量分数为0.5％,含水率较低时,进行氮气泡沫辅助蒸汽驱开发效果较好.通过室内实验证实,氮气泡沫辅助蒸汽驱能够有效封堵高渗透条带,提高驱油效率,改善稠油油藏的开发效果.     

热力泡沫复合驱物理模拟和精细数字化模拟

根据稠油热采三维物理模拟相似准则,得到胜利孤岛油田特稠油油藏蒸汽驱及后续转热力泡沫复合驱三维物理模拟的实验参数并进行相关实验,基于实验结果,对蒸汽驱及后续热力泡沫复合驱进行三维精细数值模拟研究。结果表明,蒸汽驱后转热力泡沫复合驱可有效抑制蒸汽窜流、改善蒸汽波及状况进而提高稠油采收率。利用三维精细数值模拟技术优化设计的热力泡沫复合驱工艺参数为:最佳方式为泡沫段塞注入,最优蒸汽注入速度为25 mL/min,氮气注入速度为1000mL/min(标准状况),泡沫段塞注入时间为1.0min,段塞间隔时间10～20min;利用相似准则对优化结果进行反演计算,可得到现场最优注采参数,该条件下特稠油油藏采收率可达到42.15%,较单纯蒸汽驱最终采收率(29.64%)提高12.50%。