油井效益评价系列图版的研制及应用

结合孤东油田生产状况,人经济盈亏分析原理了,开发出油井效益评价系列图版,图版包括单井次措施增油效益评价图版,单井日产油效评价图版及单井阶段性投入产出效益评价图版3部分。利用图版可科学评价各类增产措施的经济效果及生产的效益状况,为优越,优化各类增产措施和油井生产状况提供有效手段。     

采油井单井效益动态评价图

如何实现油井的效益管理，是近年来油田开发管理者正在探索的问题。通过对影响原油成本因素的分析，用产量比和成本比这两个无因次量纲，建立单井效益动态评价图。该图将影响油井效益的原油产量、油井免修期、含水上升、抽油时率、时效等诸多因素融为一体，将油井效益变化情况直观地反应出来，便于分析，从而实现对油井效益的动态控制。该方法简单、直观，是一种科学的管理方法。     

油井措施风险预评价模型研制与应用

辽河油田以稠油热采为主,低油价下如何增产增效、避免无效投入,是企业面临的经营难题。为此中国石油辽河油田公司开展了油井措施经济效益预评价方法研究,所有措施井按效益高低分成4类,创建预评价模型,研制效益评价图版。以单井效益评价系统为平台,根据盈亏平衡原理取值计算,确定措施有效与无效的分界点,直观地对油井大修、侧钻、压裂、补层、解堵等增油类地质工艺措施进行风险预评价。油井措施风险预评价模型通过在辽河油田广泛应用,取得了较好效果,达到了降低措施投资风险、优化措施投入、提高措施经济有效率及区块开发效益的目的。该项研究成果为油田生产企业措施风险评估提供了量化工具,适用于各类油井措施预评价,具有较大的推广前景。     

单井效益评价在杜84块的应用

运用单井效益评价系统,对杜84块油井进行综合评价,分析了油田操作成本的构成因素,探索降低操作成本的方法和途径,优化了单井注采方案,加强了措施前实施论证,在节能创效活动等方面取得了显著的效果.通过深入开展单井效益评价工作,实施低成本战略,实现作业区生产组织的经济运行.     

单井效益分析在超稠油开发中的应用

在油田开发过程中，采油井单井生产的效益如何将直接影响整个油田的开发经济效益。因此，对油井单井特别是那些产油量低、含水高的低效井进行投入产出效益分析，将为优化油田开发调整方案，提高油田开发经济效益提供可靠依据。本文对超稠油开发中单井的费用构成进行了分析，运用数据包络分析方法建立了单井效益评价模型，并结合某区块单井数据进行了实证分析。[编者按]     

低效油井治理效益潜力模糊综合评价

油田进入开发中后期低效井呈逐年上升的趋势，低效井综合治理工作是油田需要开展的主要工作，如何保证低效井的治理具有效益是老油田开发面临的主要问题。为了提高低效油井的治理效果和老油田开发整体效益，以油田单井效益评价系统为依托，从单井入手，探索适合低效井治理效益潜力的评价标准、方法与指标体系。通过低效油井治理效益潜力评价体系的构建，采用模糊综合评价对57口低效油井进行效益潜力综合评价，降低了油井治理措施实施的风险，提高了低效油井治理的成功率和治理效果。现场实际应用表明，模糊综合评价可以提高油井效益潜力评价的客观性、准确性，具有较强的实用性和可操作性。     

橇装式油井套管气利用换热装置的研究与应用

复杂小断块油田油井分散,油井套管气生产单井产气量差别大,随油井分布而分散,利用难度大。为了有效利用这些套管气资源,通过对油井产气量与换热负荷的计算,确定了相应的匹配关系,把套管气燃气供给、热能转换、循环供热、外置换热器、自动控制等部分设计成一个撬块,研发了橇装式油井套管气利用换热装置。该装置实现了橇装化、模块化和智能化,解决了单井点套管气的利用,提高了生产效益。     

单井效益评价在超稠油开发中的应用

应用单井效益评价系统，对辽河油田曙一区杜84块油井进行综合评价，并划分出一、二、三类效益井；分析了成本构成，并对措施进行了优选，为该区下一步的油田开发奠定了基础。     

扎尔则油田气举采油工艺模式下生产管理系统优化分析

阿尔及利亚扎尔则油田开采以气举方式为主,由于无单井固定配气装置,任何节点参数的改变都可能对整个系统运行的稳定造成影响。由于地面系统稳定性差,且开发后期单井井筒问题频发,有限生产管理资源难以满足高效管理油田的需求。通过深入分析系统及单井中影响气举效率的技术因素和管理因素,提出了优化单井配气和气举工艺参数的方法和思路,同时寻求建立地面系统压力稳定监测报警系统,以实现系统优化和稳定运行;提出解决井筒问题的技术性预防措施,配以按单井产量分级管理方法,优化管理资源。实施后高产井单井月检查覆盖率可以达到95%以上,达到在最少投资情况下最大限度地提高油田开发管理水平的目的。     

利用大数据技术开展单井效益评价

LB油田地处渤海湾盆地,经过近40年的开发生产,目前已进入开发后期,高含水、低产量的矛盾日渐突出,油田生产成本不断上涨,提质增效是企业面临的首要任务。单井效益评价是以开发、财务、计划等多专业的大数据为基础,运用因素分析法、回归分析法对单井效益进行评价,在降低成本、提高效益等方面发挥了重要作用。本文以2016年单井效益评价结果为例,利用大数据的方法对影响单井效益的主要因素展开分析,并针对低效、无效单井提出了治理方案和技术。     

稠油热采有限多井试井模型研究

根据稠油的渗流特征，建立了邻井为注汽井考虑热损失的稠油热采有限多井试井模型。应用拉氏空间叠加方法，得到了压力在Laplace空间的解析解，利用Stehfest数值反演，绘制了样板曲线，并对样板曲线进行了敏感性分析。结果表明：考虑热损失时，油井受邻井的影响不明显；而不考虑热损失时，油田开发的中后期油井受邻井的影响将较为明显。     

确定油井经济极限产量和极限井控面积的简易方法

在油田开发进入中后期之后,为了维持油田产量、降低产量递减率和提高采收率,打加密井是进行开发调整的重要手段。然而,油井加密的程度受到生产成本、油气价格和极限井控面积的制约。油井经济极限产量和极限井控面积则是评价加密开发调整效果的2个重要指标。基于投入与产出平衡的基本原理,提出了确定油井经济极限产量和极限井控面积的简易方法。实例应用表明,该方法是实用有效的.     

分解表皮系数评价塔北地区深探井完井方法

采用不稳定试井分析方法，通过对塔北地区深探并总表皮系数的具体分解计算，用射孔综合拟表皮系数和储层污染损害拟表皮系数评价该地区现有的完井方法，从理论上弄清了该地区完井过程中限流入井各种因素的内在关系，从而为该地区深探井完井方法研究与应用建立了理论基础。     

渤海湾盆地济阳坳陷中深层低渗砂砾岩油藏控制储量升级标准

近年来,砂砾岩油藏作为重要勘探对象,在多个含油气盆地中获得重大突破。截至2019年底,渤海湾盆地济阳坳陷保有的中深层低渗控制储量占到中国石化低渗储量的15%。但受控于升级标准缺乏及主控因素不清等因素,这些控制储量哪些可以升级,目前尚未形成系统的升级标准。通过已升级储量的状况分析,结合低渗砂砾岩油藏探明储量特点,明确了储层有效性、产能及经济性是影响控制储量升级的主要因素,并分别优选了表征参数。重点研究了合理的初期产量和递减率确定方法。建立了不同地质条件、不同油价下的中深层低渗砂砾岩油藏控制储量升级为探明储量的两级标准:一级为不同埋深、不同渗透率的储层有效性下限标准（包括地下原油黏度、有效厚度、有效孔隙度和含油饱和度等参数）;二级为不同井深、不同油价下的单井产能和经济可采储量下限标准,为济阳坳陷中深层低渗砂砾岩油藏储量升级潜力评价提供了依据。通过未升级控制储量区块的实例分析,筛选出的升级潜力区块与区块后续的升级效果基本吻合,验证了上述升级标准的可靠性与合理性。      

美国开发及利用油气尾矿资源的基本方法和经验

石油是美国最为重要并占据主导地位的能源资源,但经过100多年的勘探和开发,石油资源状况和钻探活动均表明,美国本土(陆上)的石油盛产时期已成为历史,许多成熟油区的生产井已进入接近尾矿的低产稳产阶段.针对这一现状,对于联邦矿费管理及地方税收,美国各级政府都制定了一系列优惠政策,以激励石油生产商继续维持本土石油生产的有效延续,以实现最终提高可采量的目的.对美国能源结构基本情况、油气勘探开发简况、有效地利用税费政策刺激企业投资的方法和油气尾矿的税费政策等4个方面的做法进行了论述.     

利用国外石油资源的经济安全分析

我国利用国外石油资源存在的经济风险主要在于:进口国过于集中于中东,战争和局势动荡时常威胁着进口石油的正常供应;政治不平等因素,使我国在获取国际石油资源的过程中常常受到国际上的政治阻挠;我国与主要的石油生产国相距遥远,尤其必径马六甲海峡,对进口石油运输形成威胁;高企的国际油价牵制着中国经济的可持续发展。对此,我们必须采取相应对策:正视这些风险因素及其对我国经济发展的影响;有效地改善能源产业结构;调整石油在能源消费中的比例;扩大境外勘查,完善资源企业出境的管理机制,给企业营造良好的国际投资氛围;积极鼓励本国企业境外合作、收购。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术

鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，而受储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强等因素影响，常规直井开发单井产量极低。2011年以来针对页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层，水平井+分段体积压裂技术攻关试验成功，单井产量突破10 t/d，但仍面临规模开发单井产量递减大、低油价下效益差的问题，资源向储量、储量向产量和产量向效益转化速度极慢。为进一步提高单井产量和采出程度，从水力裂缝扩展规律及裂缝形态综合认识评价入手，瞄准优质储量裂缝最大化控制，综合岩性、物性、含油性和可压性评价，建立了水平段储层品质和工程品质一体化分级评价标准；创新了基于水平段分类的非均匀细切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法；利用限流和架桥原理，集成配套了极限分簇射孔、动态暂堵转向等裂缝控制技术提高多簇有效性；采用可溶桥塞压裂工具、低成本滑溜水压裂液和组合粒径石英砂支撑剂，实现细切割体积压裂成本控降。通过研究与实践，形成了页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层规模效益开发的长水平井细切割体积压裂技术模式，2017~2018年共实施85口水平井，初期日产油达到16 t以上，12个月累产油达到4 850 t，较前期提高1 120 t，第一年递减率下降15%，预测单井产量可提高近1×10⁴ t，盈亏平衡点由63美元/桶下降至42美元/桶。矿场实践证实，采用长水平井+细切割压裂+高强度改造是实现页岩油效益开发的有效技术途径，该技术为其它页岩油资源高效动用和效益开发提供了借鉴。     

变形介质稠油油藏产能计算

针对目前稠油油藏产能公式无法考虑介质变形问题,基于变形介质压力敏感特征及稠油油藏的渗流理论,推导出了变形介质中广义宾汉流体型稠油油藏直井产能方程,并通过与油田实测数据的对比证明了其准确性与实用性;在此基础上,对产能影响因素进行了分析,结果表明:地层原油的幂律指数越小、启动压力梯度越大、地层变形系数越大,生产井产能越低,同时变形介质油藏的生产井存在最优生产压差,在实际生产中应予以考虑。     

海上油田不同开发井型合理生产制度研究

渤海中部25-1南油田D、E平台的水平井、水平分支井和定向井一般采用“裸眼＋筛管”的方式进行防砂,在开发过程中这种防砂方式要求满足生产压差的精细管理与产能最大化之间的平衡。文章应用解析方法计算了不同井型的理论产能,并结合各种测试资料、实际生产动态的对比分析,对渤中25-1南油田不同井型、完井方式油井的合理产能进行评价,找出了影响产能的主要影响因素;应用岩石力学方法进行了油田不同井型的临界出砂压差、临界出砂半径计算;通过建立实际油藏数值模型,进行了不同井型产量与生产压差关系的模拟计算分析,综合多种方法研究结果,提出了渤中25-1南油田油井合理的生产压差界限。研究结果为渤中25-1南油田或其它相近油藏选择合理的生产制度提供了科学依据。     

应用等值渗流阻力法建立面积井网水平井产能方程

水平井的广泛应用使水平井的问题日益受到重视.实际上在海上油气田开发中,总是尽可能多地采用水平井开采.考虑面积井网条件下水平井和直井联合开采的情形,假定中心一口直井作为注入井,而周围部署若干口水平井作为采油井.文中利用等值渗流阻力法导出多口水平井开发单元的产能方程,为水平井开发部署和产能预测提供了简捷有效的方法.