亮点

    中原油田自主研发储气库一体化智能注采系统，以“气藏-井筒-集输一体化耦合”为技术路线，基于业务专家常用的专业软件，让AI智能体充当“翻译器”与“调度员”，实现多平台数据互访与参数联动传递，推动历史拟合及注采评价由人工分析向智能化转变。同时，该系统依托多维评价体系，按照“高效井优先、井组注采均衡、操作切换最少、剩余库容最大化、压缩机负载精准匹配”等策略，批量生成候选方案并自动排序推荐，从“人工驱动”升级为“智能驱动”。

    数说

    目前，该系统已在卫11储气库应用，历史拟合精度达97%，数模更新周期从数天的人工分析缩短至数小时的自动化执行，注采方案编制时间从数天压缩至小时级，助力该储气库提前1个月完成1.8亿立方米注气任务。

    □本报记者 杨静丽

    通讯员 潘怀景 付淑娟

    9月23日，中原油田储气库管理中心技术人员曾祥俊登录储气库一体化智能注采系统。随着卫11储气库三维地质模型加载完成，他在系统对话框输入指令，系统自动同步全井场注采数据与井口压力参数，仅用2个小时便输出完整的历史拟合结果。而在传统人工操作模式下，这项工作需技术人员手动跨系统调取数据、反复调整参数，耗时1~2天。

    储气库埋藏于地下数千米，地质条件复杂，三维地质模型与真实地层的吻合度直接决定注采调整的科学性与安全性。通常情况下，技术人员需以实际生产动态数据为约束，对数值模型进行反复校正，使模拟结果与历史生产过程相匹配。

    作为储气库数值模拟的核心基础，历史拟合精度直接关系后续注采方案的可行性。传统人工历史拟合的痛点十分突出，一是工作量巨大，二是精度稳定性难控。储气库一体化智能注采系统上线后，可自动同步现场实时采集数据，逐井开展智能拟合，目前拟合精度可达97%，数模更新周期从数天压缩至小时级，效率提升十分显著。

    中原油田储气库类型多样、地质条件复杂，传统运营模式存在数据分散、专业软件操作门槛高、方案编制周期长等问题，决策链路长、响应效率低，难以适配日益提升的保供需求。围绕行业“地下-地面模拟一体化集成”技术发展趋势，中原油田信息化管理中心与储气库管理中心联合开发了储气库一体化智能注采系统，技术团队将动态监测、对比分析、结论生成全流程整合至统一工作平台，打通业务链条各环节，全面提升运营效率。

    技术团队基于油田主流专业软件，以卫11储气库为“试验田”，搭建气藏-井筒-集输一体化耦合平台，以AI智能体为核心载体，将原本分散在多套系统中的动态监测、分析、方案编制功能整合至统一入口，实现“一张图统揽全局、一条链追溯问题、一个端口输出结论”的全流程闭环管理。

    “AI智能体并非替代现有专业软件，而是承担‘翻译器’与‘调度员’的角色。”项目负责人、信息化管理中心勘探开发信息化研究所技术人员李杨解释，业务人员仅需输入目标、约束条件与风险参数，智能体即可自动解析需求并调用对应专业软件，实现多平台数据互访与参数联动传递，彻底破解以往跨系统操作需反复切换、手动录入数据的痛点。

    除历史拟合模块外，该系统还配置了智能注采、方案自动生成等核心模块。

    8月下旬，卫11储气库提前1个月圆满完成1.8亿立方米注气任务，实现满库入冬。曾祥俊的工作也进入采气方案编制阶段。与往年扎进海量报表、逐井核对数据的工作模式不同，曾祥俊通过方案生成模块向系统下达指令，即可等待系统自动输出成套采气方案。

    “以往编制注采方案，需要手动从报表中提取海量数据，再结合注采能力评价及专家经验制定开关井策略。现在通过与AI智能体交互式对话，即可快速生成多套备选方案。”曾祥俊说。

    基于内置的多维度评价体系，该系统可实现多方案自动优选，按照“高效井优先、井组注采均衡、操作切换最少、剩余库容最大化、压缩机负载精准匹配”五大策略，批量生成候选方案并自动排序、评价、推荐，将传统模式下专家团队数天的工作量压缩至小时级。

    从“人工驱动”到“智能驱动”、从“专业软件仅少数人掌握”到“全业务链人员交互式操作”，智能注采系统已成为技术人员日常工作的有力助手。

    该中心运营的储气库有6座，下一步，技术人员将把储气库一体化智能注采系统在卫11储气库运行的成功经验推广到其他储气库，进一步提升中原储气库群运行质效。