本文選題：致密砂巖氣藏 + 參數(shù)優(yōu)選�。� 參考：《成都理工大學》2016年碩士論文

【摘要】：新場氣田位于富裕的四川省成都平原,德陽市西北部及綿陽市東南部區(qū)域,占地面積約為208km2。氣田距離成都市南邊80km,處于德陽市北面大約20km,擁有平坦的地勢條件。沙溪廟組氣藏可分為沙一、二、三氣藏。其中,沙二氣藏根據(jù)其含氣砂體劃可以劃分為4個氣層:JS21、JS22、JS23、JS24。JS22、JS24層為沙二氣藏的主力藏層,但是發(fā)展至今其儲量基本已經(jīng)完全動用完了,在繼續(xù)開發(fā)的潛力很小,JS21、JS23為沙二兩個難動用儲層,是本文研究的重點。新場是典型的致密砂巖氣藏。致密砂巖氣藏儲量是我國目前一段時間內(nèi)增儲上產(chǎn)的主要資源基礎,但是致密砂巖氣藏因為滲透率極低,滲透阻力大、連通性差等原因,水平井的單井產(chǎn)量也很低。為了進一步提高水平井的產(chǎn)量,一般通過水力壓裂技術壓開多條裂縫提高滲透率達到水平井的增產(chǎn)。本論文從新場沙二氣藏的地質概況、構造特征、儲層物性入手,依據(jù)科學的數(shù)學統(tǒng)計方法,從現(xiàn)場網(wǎng)羅了壓裂井數(shù)據(jù),并通過整理運算獲得影響壓后效果的可能因素。將單因素分析方法和灰色關聯(lián)分析兩種方式相結合,確定影響壓裂效果的主要因素,包含滲透率、孔隙度,有效厚度、砂比以及排量等主要因素。在此基礎上優(yōu)化壓裂施工參數(shù),并通過正交試驗得出人工裂縫最佳組合。根據(jù)現(xiàn)場數(shù)據(jù),應用多元線性回歸分析法和BP神經(jīng)網(wǎng)絡方法分別建立產(chǎn)量預測模型,預測壓后產(chǎn)氣量,與實際壓后產(chǎn)氣量相比較,做誤差分析,結果證明BP神經(jīng)網(wǎng)絡方法在預測壓后產(chǎn)氣量方面更為有效。并根據(jù)現(xiàn)場已有數(shù)據(jù),利用MATLAB數(shù)學軟件建立了適用于該氣田地質情況的神經(jīng)網(wǎng)絡結構的壓后產(chǎn)量預測軟件。
[Abstract]:The Xinchang gas field is located in the rich Chengdu Plain of Sichuan Province, the northwest of Deyang City and the southeastern part of Mianyang City, covering an area of about 208 km2. The gas field is 80 km to the south of Chengdu and about 20 km to the north of Deyang city. The gas reservoir of Shaximiao formation can be divided into one, two and three gas reservoirs. Among them, the Sha 2 gas reservoir can be divided into 4 gas reservoirs according to its gas-bearing sand body zoning: JS 21, JS22, JS23, JS24, JS22, JS24, as the main reservoir of the Sha 2 gas reservoir, but its reserves have basically been completely used up until now. The potential for further development is very small. JS21 / JS23 is two hard-to-use reservoirs in Sha 2, which is the focus of this paper. Xinchang is a typical tight sandstone gas reservoir. The reserves of tight sandstone gas reservoirs are the main resource base of increasing reservoir and production in China for a period of time. However, due to the extremely low permeability, high permeability resistance and poor connectivity, the single well production of horizontal wells is also very low. In order to further improve the production of horizontal wells, hydraulic fracturing technology is generally used to open multiple fractures and increase permeability to increase horizontal well production. Based on the geological survey, structural characteristics and reservoir physical properties of Xinchang Sha 2 gas reservoir, according to the scientific mathematical statistics method, the fracturing well data are collected from the field, and the possible factors affecting the post-compression effect are obtained by sorting out the data. The single factor analysis method and grey correlation analysis are combined to determine the main factors affecting fracturing effect, including permeability, porosity, effective thickness, sand ratio and displacement. On this basis, the parameters of fracturing operation are optimized, and the optimum combination of artificial fractures is obtained by orthogonal test. According to the field data, the multivariate linear regression analysis method and BP neural network method are used to establish the production prediction model, respectively, to predict the gas production after pressure, compared with the actual gas production after pressure, and to do error analysis. The results show that BP neural network is more effective in predicting gas production after pressure. According to the existing data in the field, the post-compression production prediction software is established by using the MATLAB mathematical software, which is suitable for the neural network structure of the gas field geological situation.
【學位授予單位】：成都理工大學
【學位級別】：碩士
【學位授予年份】：2016
【分類號】：TE357

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本文編號：1779729