基于BP神经网络的底水油藏控水压裂选段新方法

随着水平井压裂技术的普遍应用,压裂段的选择成为影响增产效果的主要因素之一,但针对底水油气藏,在压裂时同时考虑控水同样重要。影响底水油气藏压裂效果的因素很多,因素之间具有高度不确定的非线性关系,给控水压裂选段分析带来了诸多不便。利用传统的单因素回归等方法,显然不能满足底水油藏多种影响因素下水平压裂段的选择。针对此问题,通过油藏工程理论和现场经验,确定了避水高度、地层各向异性、天然裂缝发育程度、地应力差值、水平井曲直偏差、储层与水层之间隔层发育程度六个参数作为影响控水压裂段选择的主要因素,建立定性分析方法。通过底水脊进模型确定了参数界限,结合BP神经网络系统的原理,建立定量分析。利用计算机语言编制底水油气藏水平井压裂段控水选择软件,通过实际应用,表明其对现场施工具有一定的指导作用。     

低渗透底水气藏压裂井见水时间预测模型改进研究

目前低渗透底水气藏压裂井见水时间预测模型考虑了压裂裂缝的导流能力,但忽略了近井区域气相非达西效应和地层表皮效应对计算模型的影响,导致见水时间的预测发生偏差。鉴于此,基于气相平面径向流和半球形向心流相结合的底水锥进模型,以渗流理论为基础,综合考虑气相非达西效应和地层表皮效应的影响,推导出低渗透底水气藏压裂井见水时间预测新模型。实例应用表明,本模型预测的见水时间更切合实际;压裂井可明显延缓底水锥进;气相非达西效应和地层表皮效应会加速底水锥进;随着裂缝半长与气藏打开程度的增大,压裂井见水时间呈现出先增大后减小的趋势,存在最优值。该研究成果为低渗透底水气藏压裂井见水时间的预测提供了理论依据。     

塔河油田九区产水主控因素分区特征研究

塔河油田九区进入中、高含水期,底水锥进明显,含水上升快,产量递减严重,油田稳产的难度大,因此准确地把握油藏产水主控因素具有很重要的意义。此次研究是以地质资料为基础,用动态资料研究生产井的产水影响因素,总结出塔河油田九区的产水具有明显的分区特征,即中高构造位置和夹层发育区的油井无水采油期长,含水上升慢,而高渗段和裂缝发育区无水采油期短,含水上升速度快。     

低幅度构造-岩性边底水油藏特征及其成藏机制——以塞152油藏为例

鄂尔多斯盆地内陕北斜坡构造上延长组长2段油藏分布分散,成藏机制特殊。为指导长2段油藏的下一步勘探,利用岩心、测井、录井和试油资料,研究了塞152油藏的构造、沉积和油藏特征,探讨了油藏成藏机理。研究结果表明塞152油藏为一个发育在低幅度构造上的构造—岩性边底水油藏。砂体展布受三角洲前缘水下分流河道和河口坝微相控制,储层孔隙类型以粒间孔为主,属于中-低孔、低-特低渗储层。油层分布受构造和岩性双重控制。由于构造幅度低且夹层发育,导致油水分异不彻底,不具有统一的油水界面,但发育了边底水。油藏的形成与油气沿延长组顶面不整合面和基底断裂的垂向输导以及目的层内的水平运移关系密切。     

黄土与其矿物颗粒表面水膜类型及其定量表征

黏性土中细粒表面水膜是影响其物理力学性质的内在因素。经典土力学一般将土粒表面水膜分为强结合水和弱结合水,即所谓双电层模型,弱结合水的存在是土具有可塑性的原因,强弱结合水的界限含水率为塑限,该模型很好地解释了黏性土的稠度变化及其有关的物理力学行为。然而,通过等温吸附试验发现,土粒表面还存在吸附水膜,对非饱和土高吸力段的物理力学特性有重要影响。为此,本文将黄土颗粒表面水膜分为单层吸附水、多层吸附水、强结合水、弱结合水和自由水5种类型。取甘肃正宁Q2最顶层的L2黄土试样,采用等温吸附和液限、塑限测试,对该黄土样和其中的单矿物颗粒各水膜之间的界限含水率进行了定量表征,并测试黄土试样的土水特征曲线（SWCC）,在SWCC上界定了这些界限含水率与基质吸力的关系。当水汽压很低时,土粒表面的吸力来自水的偶极分子与颗粒表面离子间的静电引力,形成单层吸附水,水膜厚度为1个水分子直径;离颗粒表面超出水分子直径的地方,吸力来自范德华力,水的偶极子相互靠拢呈定向排列,形成了多层吸附水;当土粒周围水分增加,颗粒表面未平衡掉的分子引力又可吸引更多的极化水分子,此时在吸附水的周围形成结合水,结合水又分为强结合水和弱结合水;吸附水和结合水膜以外的水为自由水。     

硫酸盐渍土击实性能及影响因素试验研究

为了全面地揭示硫酸盐渍土击实性能的变化原因和规律,对不同条件下配制的硫酸盐渍土进行了一系列的轻型击实试验。试验研究表明,含盐量对硫酸盐渍土最大干密度和最优含水率的影响规律并不是单一不变的,它取决于土中硫酸钠的3种状态（硫酸钠溶液、无水硫酸钠和十水硫酸钠）及3种状态间的相对含量。硫酸盐渍土的最大干密度和最优含水率与土中不同状态硫酸钠相对含量间的关系曲线具有反相关性。闷料时间和初始含水率对硫酸盐渍土击实性能的影响与含盐量有关,当含盐量较低（如1.5%）时,其影响甚小;当含盐量较高（如5.0%）时,其影响显著。硫酸盐渍土在由湿到干的过程中会出现“假干现象”。该试验结果对工程中硫酸盐渍土的击实性能和压实度的合理评价都具有重要的参考价值。     

影响低渗透油藏注水开发效果的因素及改善措施

在单砂体划分和内部结构研究的基础上,运用地质因素与生产相结合的手段,研究了影响低渗油藏注水开发效果的因素,发现影响低渗油藏开发效果的地质因素主要有3个:(1)孔隙结构特征。一般孔隙结构越复杂,孔径越小,开发效果越差。(2)砂体内部构型。砂体建筑结构越复杂,开发效果越差。(3)夹层频率的影响。适量的夹层提高厚油层的开发效果,而过量的夹层,则降低开发效果。除地质因素以外,还分析了渗流特点、贾敏效应以及压敏效应等开发因素对低渗透油藏开发效果的影响。启动压力梯度越大,开发效果越差;贾敏效应降低开发效果;压敏效应越严重,开发效果越差。针对以上影响因素提出了5种改善低渗透油藏开发效果的措施:以小层为单位按单砂体合注合采、水平井开发、适当放大生产压差、尽量减小井距以及早期注水。     

含盐量对水泥土强度影响的室内试验研究

通过含盐量对非有机质土加固强度影响的试验研究,得到了含盐量对水泥土强度的提高或减小的阈值为3.5%。当盐渍土的含盐量低于这个阈值时,盐渍土的加固强度会因可溶性盐的结晶膨胀作用,提高水泥土的强度;相反当盐渍土的含盐量高于该阈值时,盐渍土的强度会因可溶性盐的过多的结晶膨胀作用,使水泥土的结构遭到破坏,从而使水泥土的强度大大降低。同时分析了可溶性硫酸盐、镁盐和氯盐对水泥土的浸蚀性作用,并从盐类对水泥土强度的影响从机理上进行了阐释,提出了高含盐量对水泥土破坏作用的对策。     

影响低渗透油藏低速非线性渗流的实验研究

以膨胀性的粘土为主要研究对象,通过粘土浆体的流变性实验和填砂管渗流实验,并使用一种新研制的微流量测量工具,研究了低渗岩心在较低流速下的渗流特性;利用微尺度流动理论,Einstein粘度定律等进行了理论分析,对引起低渗透油藏低速非线性渗流的影响因素进行了初步的探索.结论认为,粘土的膨胀性以及其水化后形成浆体的流变性是引起低速非线性渗流的主要因素之一.     

滨里海盆地Z油田油藏类型与成藏因素研究

Z油田主要含油层系包括白垩系-中侏罗统低幅度背斜构造油藏、中三叠统盐檐断鼻油藏和上三叠统岩性圈闭油藏3种油藏类型。通过对紧密围绕盐有关的构造和有效盐窗这两个影响Z油田油气成藏的关键因素的研究认为成藏模式为"盐下生成、盐窗沟通、盐边盐间断层输导、高点聚集、后期保存"。Z油田油源充足,盐窗大而有效,多种有效的输导体系,圈闭类型多而好,埋深适中,储盖层发育且配置良好,侧向遮挡条件具备且后期保存条件良好,可作为今后勘探首选目标区。     

重塑非饱和黏土的土-水特征曲线及其影响因素研究

采用常规压力板仪和GDS非饱和土三轴仪,详细研究了击实功、击实含水率、干密度、应力历史和试样应力状态5种因素对非饱和重塑黏土土-水特征曲线的影响。并采用Van Genuchten模型、Fredlund 3参数模型和Fredlund 4参数模型,通过最小二乘法对所测土-水特征曲线进行拟合。结果表明,这3种模型均可对土-水特征曲线进行较好的拟合。通过对这个5种不同影响因素的分析,发现不仅试样本身物理状态而且试样外部应力状态都对土-水特征曲线有重要的影响,即击实功越大、击实含水率越高、干密度越大、试样的应力历史越大、所受净平均应力越高,则试样的进气值越高,水越难从试样中排出。在较高的基质吸力范围内,各种因素对土-水特征曲线的影响作用有减小的趋势。通过Fredlund 3参数模型和Fredlund 4参数模型的残余含水率对比分析可知,残余含水率对模型的参数值影响不大,即假定残余含水率 为0是合理的。     

低渗透油藏井网优化及开发技术政策研究

通过综合分析国内外对低渗透油藏井网优化、开发技术政策、改善开发效果的综合调整试验等研究成果,针对油田开发中存在的问题,加强渗流理论及数值模拟技术研究,确定合理的井底流压、注水强度、注水时机、注水压力、注采比等,不断优化和调整开发技术政策,从而满足低渗透油藏开发的实际生产需要。     

低渗透油藏水平井注CO2井网优化与影响因素

针对低渗透油藏直井井网CO₂驱油的不足,以大庆某低渗区块为例,建立反七点水平井井网CO₂驱油地质模型。在物性参数相态拟合的基础上,对反七点水平井和五点直井两种不同井网模式的开发效果进行了对比,对反七点水平井井网参数进行了优化,同时对储层非均质(渗透率、储层非均质性、裂缝的发育情况等)进行了影响因素分析。研究表明：利用水平井注CO₂可以适当地增大井距、排距,减少井的数量,降低钻井成本;在生产制度相同的情况下水平井井网的开发效果要比直井井网的开发效果好;在水平井井网中,采出程度随着油井到水平井的垂直距离的比值变化而变化,当比值为1.4时采出程度最大;水平井注CO₂更适合低渗透正韵律储层;在储层裂缝发育的情况下,裂缝条数越多,CO₂在储层中的不均匀推进现象越明显,最终采出程度越低。     

地层压力和产水对低渗透气藏气井产能的影响

通常情况下,随着地层压力降低,储层渗透率及流体性质的变化会导致气井产能方程随之发生变化。对于低渗透产水气藏,由于应力敏感、紊流效应、滑脱效应等非线性渗流效应及后期产水的影响,气井产能急剧降低。为了定量评价以上因素对气井产能的影响,基于常规二项式产能方程,建立了综合考虑地层压力变化、非线性渗流效应及产水对气井产能影响的产能方程。通过实例计算表明,由于应力敏感、紊流效应、滑脱效应等非线性渗流效应的综合影响,二项式系数A随地层压力的降低而减小,而系数B随地层压力的降低而增大;此外,由于后期产水影响,含水饱和度不断上升,气相相对渗透率随水气比的上升而减小,使二项式系数A、B均随水气比的上升而增大;因此,气井的产能下降幅度随地层压力下降呈线性升高趋势,随水气比下降呈对数降低趋势。该研究成果对于低渗透产水气井的产能预测及分析具有指导作用。     

钻孔施工过程中影响预测见煤深度因素的查找及校正实例

为准确评价勘查区内的水文地质条件,验证原有钻孔的施工质量,在距原7755号孔50m的地方施工了S06-1孔。施工发现,S06-1孔的标志层和煤层资料与原7755号相差很大,最大可达119.60m。究其原因是本区岩性软硬相间、岩层倾角大以及施工质量差所致。在仔细分析施工钻孔岩性的基础上,发现区内有一层灰褐色、含直径为1mm的石英泥岩较为稳定,可作为标志层对煤层进行预测,并以此提出了见煤深度预测公式,对该区煤层进行预测。预测结果与实际见煤深度很近,从而证明该标志层及预测公式可靠,可作为后续钻探施工指导依据。     

影响加筋水泥土力学性能因素的试验研究

在基坑的支护时多采用复合结构的围护型式 ,但是工期较长、费用较高。通过对加筋水泥土进行各项力学试验 ,初步得出其基本的力学性能 ,以期为加筋水泥土用于支护工程提供试验依据     

邢台地区岩溶水动态变化特征及影响因素分析

从邢台市岩溶区现有资料出发,分析了邢台市岩溶水的赋存环境及岩溶水的补、径、排特征。通过历年岩溶区地下水埋深观测情况,从年内变化及时空分布两个方面分析了邢台地区岩溶区水位动态变化特征。综合考虑分析了影响岩溶水埋深持续增大的原因,为有效保护市区岩溶水资源提出若干建议。     

工作面底板突水因素分析及防治对策研究

在分析工作面底板穷水主要因素（矿压、断裂、隔水层厚度、含水层富水性）的基础上，总结了现场实际工作中采取合理布置工作面斜长、加强初压管理、底板隔水层进行注浆改造、采前探查及流水降压，对预防底板突水，保证矿井安全生产的作用。     

缝洞型底水气藏水平井水侵动态数学模型与影响因素研究

在含有底水的气藏开发过程中,随着气体的采出,气井井底压力逐渐降低,底水会发生向上锥进的现象,严重影响产气。因此若能预先求得气井水侵动态,这对于开发底水气藏具有重要的意义。同时,与常规底水气藏不同,缝洞型底水气藏呈现出三重介质的特性,溶洞和天然裂缝较发育,其非均质性较强,气体渗流的过程更为复杂。通过采用渗透率变异处理储层中裂缝、溶洞的发育,考虑到裂缝和溶洞的存在仅改变了储集层的渗透率,同时在均质底水气藏水平井水锥动态计算方法的基础上,利用渗透率变异理论建立了缝洞型底水气藏临界产量和水锥突破时间公式,并对其影响因素进行了分析。根据所得公式可以近似求解缝洞型底水气藏中水平井的临界产量、见水时间以及见水位置,可用来指导实际缝洞型储层水平井的合理开发,延缓开发过程中底水锥进,延长见水时间,同时还可以确定见水位置为后续压锥及堵水调剖的实施提供依据。通过建立的数值模拟模型以及实际生产数据,验证了本方法研究的可靠性,数值模拟结果从直观上展示了缝洞型底水气藏水平井水锥研究的正确性。     

冻结过程土体导热系数影响因素及预测模型研究

为探究土体导热系数的基本规律,采用瞬态平面热源法测试了冻结过程土体导热系数。研究了土体在不同温度、含水率和干密度物理指标下导热系数变化规律,分析了这三个物理指标动态变化对土体导热系数的影响机制。基于试验数据,建立了DT、RF、GBDT、AdaBoost、SVR、BPNN共六种机器学习模型以预测土体导热系数,通过四个性能指标评估了六种机器学习模型的预测能力,并与三种经验模型进行了对比。此外,基于RF和GBDT进行了特征重要性分析。结果表明:未冻结阶段土体导热系数无显著变化。剧烈相变阶段,因含水率和干密度的不同,土体导热系数随温度的降低分别呈现出减小和增大的趋势,其中增大的趋势随着含水率的增加而增加。冻结阶段,因测试过程中土样的水分蒸发和迁移,土体导热系数随着温度的降低而减小。土体导热系数均随干密度和含水率的增加而增加。根据评估结果,六种机器学习模型中RF的表现较好(RMSE=0.036,MAE=0.028,R²=0.993,AD=0.004),明显优于三种经验模型,RF相较于经验模型也能更准确地预测出其他地区的土体导热系数,建议使用RF预测冻结过程土体导热系数。特征...