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于金彪
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- 所属机构:中国石油化工集团公司
- 所在地区:山东省 东营市
- 研究方向:石油与天然气工程
- 发文基金:国家科技重大专项
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- 由于储层非均质性及开发措施的影响,易造成水驱过程驱替不均衡。基于统计学方法,提出了采用克里斯琴森均匀系数定量评价多层水驱油藏开发过程中均衡驱替程度,以最大化均衡驱替为目标建立了分层注采参数优化数学模型,采用协方差矩阵自适应智能进化算法进行求解,形成了多层水驱油藏注采参数协同优化方法,并通过实例验证了方法的可靠性。将建立的新方法应用于胜利油区胜坨油田坨142油藏典型井组,通过对比智能协同分层注采参数优化前后结果,相比于原始方案克里斯琴森均匀系数提高了3.49%,累积产油量增加1.024×10^(4)m^(3),同时含水率降低1.34%。表明该方法可以精准地控制各层间的配产和配注,有效地改善水驱油藏层间和井间的均衡驱替状况,实现注采参数和剩余油分布的精准匹配。
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- 低渗透储层物性差、孔喉细小,水驱油过程中渗流阻力较大,注采井间难以形成有效的驱替压力梯度,建立渗流阻力的描述方法、研究渗流阻力的影响因素和变化特征对低渗透储层注水开发具有重要意义。在油水流动质量守恒定律的基础上,建立了低渗透储层水驱油渗流阻力梯度数学模型,应用水驱油渗流阻力梯度变化率函数分析水驱油渗流阻力梯度的变化特征,为低渗透储层中水驱油渗流阻力梯度的描述提供一种宏观表征方法。理论分析表明:低渗透储层水驱油渗流阻力梯度呈非线性特征,随着含水饱和度的增加水驱油渗流阻力梯度先增加后减小。低渗透储层注水开发存在最大渗流阻力梯度,与油相粘度、储层渗透率和注入速率相关;低渗透储层注水速率越大,需要克服的最大渗流阻力越大;油相粘度越大,最大渗流阻力越大;储层渗透率越低,最大渗流阻力越大。
- 苏海波于金彪张同伍张明安刘洋
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- 化学驱模型中压力方程的交替方向解法改进
- 2018年
- 以国内外化学驱数值模拟的主要数学模型为基础,提出了相压力方程的改进的交替方向迭代算法。构造了三维抛物方程的交替方向迭代格式,并对于油藏数值模拟模型中常见的第二类边界条件以及实际地质模型中强非均质的情况,提出了新的迭代参数计算方法。基于胜利油田自主知识产权化学驱数值模拟软件SLCHEM进行了算法的代码实现,通过实际矿场模型的算例测试表明,新构造的交替方向迭代算法相比原来的预处理共轭梯度类算法提高计算速度16%以上,计算精度满足矿场应用要求。
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- 油藏地质建模与数值模拟一体化应用技术被引量：24
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- 油藏地质建模与数值模拟的一体化是指数据的一体化、研究过程的一体化以及人员协作的一体化,地质建模是数值模拟的基础,而数值模拟本身又是地质建模的深化。通过实例,论述了一体化的实现方法和应用效果。通过建立项目数据库,规范项目数据的标准,实现了项目数据的一体化;通过提供油藏描述各个环节及不同专业之间的良好接口,实现了研究过程的一体化;通过加强不同专业之间的交流与渗透,实现了专业技术研究人员协作的一体化。应用效果表明,油藏地质建模与数值模拟的一体化技术可提高工作效率近1倍,单井拟合率达到90%以上。
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- 为了使纳微米聚合物颗粒分散体系在低渗透油藏具有更好的控水稳油效果,从粘度特性、流变特性和封堵性能3个方面开展研究,并分析注入压力、渗透率、水化时间、颗粒质量浓度和注入速度对封堵性能的影响.实验结果表明,聚合物颗粒分散体系粘度较小,为剪切变稀的假塑性流体,具有良好的注入特性和封堵效果,注入压力呈波动性变化趋势.当水化时间、颗粒质量浓度和注入速度一定时,颗粒平均粒径与喉道平均直径比值小于0.16的区域为弱封堵区域,大于0.32的区域为强封堵区域,0.16-0.32的区域为中等封堵区域.若增加水化时间,弱封堵区域增大,强封堵区域减小.当水化时间、注入速度和岩心渗透率一定时,聚合物颗粒质量浓度小于1.0 g/L的区域为弱封堵区域,聚合物颗粒质量浓度大于2.0 g/L区域为强封堵区域.当水化时间、颗粒质量浓度和岩心渗透率一定时,注入速度小于0.1 mL/min的区域为弱封堵区域,注入速度大于0.5 mL/min的区域为强封堵区域.
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- Visual c++中不使用模板资源创建对话框应用
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