应用净现值法确定单井控制可采储量下限

将Arps递减曲线与技术经济学原理相结合,研究了加密井单井控制可采储量下限的计算方法,在考虑投产年的计产时间与评价期内产量递减规律的基础上,运用投资净现值法,推导了不同经济条件下单井增加可采储量下限的解析表达式,分析了不同经济条件与单井增加可采储量下限的关系,建立了单井增加可采储量下限与单井投资、油价、成本、开采时间、递减率及投产年计产时间的定量关系,可为单井个性化加密可行性分析提供可靠依据.     

水驱开发指标的数学模型联解预测方法

油田进入高含水后期,在生产压差和井网条件基本不变的条件下,产量将按照一定的规律开始递减。萨中已开发区块水驱递减类型符合指数递减模型,该模型只能预测产油量、累积产油量和可采储量,不能预测水驱油田的含水率、产水量和产液量。将指数递减模型与丙型水驱特征曲线相结合,可以预测水驱油田各项开发指标。对于投产时间短、还未出现产量递减的三次加密的井,先利用油田水驱采收率与井网密度经验关系预测加密调整井的可采储量,然后采用广义翁氏与丙型水驱特征曲线联解法进行开发指标预测。     

常规稠油油藏剩余可采储量研究

目前研究剩余油的方法很多,水驱特征曲线法适用于中高含水期水驱油藏;渗饱曲线法是结合相对渗透率曲线和驱替特征曲线求得两相区平均端含水饱和度,进而计算出剩余可采储量,该方法在相渗曲线资料较为齐全的油藏应用效果较好;无因次注采曲线法预测的是含水100%时的开发指标。以古城油田B124区块为例,应用多种方法进行了剩余可采储量计算与评价。研究表明,由于古城油田B124区块相渗资料少,渗饱曲线法不适用于该区块;水驱特征法和无因次注采曲线法预测的剩余油可采储量较接近,其均值可作为该区块的剩余可采储量值。     

油气田剩余可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度的年度评价方法

剩余可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度是判断油气田当前开发形势的重要指标,是决策是否进行开发调整的重要基础,因而受到全球各石油公司的高度重视。根据中国行业标准,评价可采储量的方法主要包括水驱曲线法、产量递减法和预测模型法。水驱曲线法仅适用于水驱开发的油田,而产量递减法和预测模型法则适用于已经进入递减阶段的任何储集类型、驱动类型和开采方式的油气田。DeGolyer and MacNaughton和Ryder Scott两家评估公司对中国境内油气田的剩余经济可采储量进行年度储量资产价值评价所使用的方法是由美国证券交易委员会多部门团队提供的Arps指数递减的变异公式。利用适用于不同开发模式的广义指数递减法,推导得到了油气田年度经济可采储量、剩余经济可采储量、技术可采储量、剩余技术可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度的计算公式,并对DeGolyer and MacNaughton公司使用的变异指数递减法进行了说明和评价。通过8个油田实际应用结果表明,笔者提供的计算方法实用有效。     

两种逐年计算水驱油田可采储量的水驱特征曲线

推导和筛选了两种逐年计算水驱油田可采储量的公式。一种是适用于水驱层状油田的方法五水驱特征曲线及相应的逐年计算可采储量公式;另一种是适用于底水灰岩油田的方法九水驱特征曲线及相应的逐年计算可采储量公式。这两个公式大大简化了已有的逐年计算水驱油田可采储量的方法,因而有很大的实用价值。算例表明计算结果是可信的。     

水驱特征曲线对油田不同阶段开发效果的评价研究

水驱特征曲线是预测水驱油田未来开发动态和最终采收率的一个重要方法.通过水驱特征曲线的分析,推导出预测油田可采储量、采收率和综合含水率的公式,并根据油藏数值模拟结果,针对不同沉积类型油藏总结其不同开发阶段的水驱规律特征,克服了以往只能针对不同油田区块研究的缺点;对不同开发阶段条件下措施前后预测的可采储量和最终采收率进行对比评价,结果表明,随着二次加密井网开采技术的调整,最终采收率均有所提高.     

改进型水驱特征曲线计算技术可采储量的公式推导及其应用

水驱特征曲线法是水驱油藏计算技术可采储量的重要方法之一,在中高含水开发阶段得到广泛应用。然而,油田进入特高含水开发后期,水驱特征曲线会出现上翘现象,导致计算该时期的技术可采储量具有明显的不适应性。针对特高含水开发后期的开发特征,对水驱特征曲线进行了改进,推导出适用于特高含水开发后期的技术可采储量计算公式,拓宽了水驱特征曲线适用范围。利用改进型水驱特征曲线计算孤东油田七区西 Ng54—61注水区的技术可采储量为555×104t,采收率为39.1% ,符合矿场实际。为验证改进方法的适用性,筛选出胜利油区6个处于特高含水期且水驱特征曲线上翘的注水单元进行试验,结果表明,改进方法的计算结果更符合油田实际。     

可采储量标定方法在张天渠油田的应用

在可采储量标定中,因油藏类型及开发阶段不同,很难用一种方法合理标定所有单元的可采储量,通过对单元开发指标与剩余可采储量及储采比匹配关系的研究,提出不同类型油藏的可采储量标定方法。以低孔低渗中后期注水开发的张天渠油田为研究对象,比较了经验公式法、递减曲线法及水驱曲线法在油田中的应用状况,从而筛选出了适用于张天渠油田可采储量标定的递减曲线法,标定出该油田合理的石油可采储量是55.97×104t,为油田的下步合理开发提供了科学依据。     

两种逐年计算水驱油田可采储量的水驱特征曲线

推导和筛选了两种逐年计算水驱油田可采储量的公式，一种是适用于水驱层状油田的方法五水驱特征曲线及相应的逐年计算可采储量公式。另一种是适用于底水灰岩油田的方法九水驱特征曲线及相应的逐年计算可采储量公式，这两个公式大大简化了已有的逐年计算水驱油田可采储量的方法，因而有很大的实用价值，算例表明计算结果是可信的。     

苏丹H底水油藏高含水期井网加密调整潜力

以苏丹1/2/4区H底水油藏为例,为减缓产量递减和提高原油采收率,运用水驱特征曲线和可采储量快速预测方法进行采收率预测,并计算了底水波及系数及极限井控面积,建立了H油田井控面积与最终采收率关系式。研究结果表明,H油田高含水期具有较大的加密潜力。对H-01主块开展数值模拟加密调整研究,采用逐步优化的方法设计了加密方案,提出水平井、侧钻井加密优化方案,预测结果表明,该方案比基础方案的采收率提高3.02%.     

油田可采储量计算方法

油田的可采储量和剩余可采储量,是油田开发建设的物质基础,因此,需要准确地加以预测和确定。根据我国多年预测、计算和标定油田可采储量的经验,结合即将修订的《石油天然气储量规范》内容的要求,经过归纳、筛选之后,文章介绍了适用于不同开发阶段,可预测油田可采储量和剩余可采储量的不同方法,其中包括类比法、相关经验公式法、驱油效率法、产量递减法、水驱曲线法和预测模型法。     

特高含水期油田水驱特征曲线优化研究

油田进入高含水期后,水驱特征曲线偏离直线段出现上翘,从而造成最终可采储量预测值偏高的问题。为此,在三次多项式拟合的半对数相渗关系表达式的基础上,对水驱特征曲线进行优化,使优化后的水驱特征曲线能更符合油田的实际生产情况。分别应用优化后的水驱特征曲线和两段直线法对D油田某区块进行最终可采出量预测,并与用Arps递减曲线法获得的结果进行对比。结果表明,优化后的水驱特征曲线和两段直线法所预测出的可采储量结果与Arps递减曲线法所获取的结果的相对误差分别为0.69%和5.83%,表明优化后的水驱特征曲线适用性更好,准确性更高,且可以简单快速地预测出高含水期油田的最终可采储量。该研究对于油田开发后期开发方案的调整具有一定的指导意义。     

应用水驱特征曲线法计算可采储量应注意的几个问题

水驱曲线法是评价油田开发中后期可采储量的主要方法之一.从理论与实际应用的角度,讨论在现场应用水驱特征曲线时需要注意的问题.当计算单元的油藏类型、开采方式及含水率相当时,水驱特征曲线才具有叠加性,可以合并开发单元笼统计算可采储量,否则各开发单元应分别计算再叠加.在目前可采储量计算方法行业标准(SY/T5367-1998)推荐的6种水驱特征曲线中,认为计算可采储量最合适的是西帕切夫曲线法和张金庆曲线法,纳扎洛夫曲线法及俞启泰曲线法次之,马克西莫夫-童宪章曲线法和沙卓诺夫曲线法相对误差较大,计算结果偏大.宜采用斜率法判断回归直线段.标定年度及阶段可采储量所用方法要有继承性和延续性,应选取与生产动态比较吻合的计算结果作为标定值,不能把所有方法计算结果的平均值作为标定值.根据油田的可采储量采出程度与综合含水率的关系曲线,或根据开发指标与剩余可采储量的匹配关系,可以判断可采储量标定结果的合理性.图2表3参8(王孝陵摘)     

喇萨杏油田各类油层的储量潜力

喇萨杏油田经过四十多年的开发调整,各类油层动用状况较为复杂.为了搞清各类油层潜力,从油藏工程原理出发,建立了水驱特征曲线和相对渗透率曲线结合计算分类井网动态储量方法,解决了静态法无法测算分类井地质储量问题.通过动静结合,形成了分层储量、剩余储量计算方法.计算结果表明喇萨杏基础井和一次加密井地质储量占总储量的81.34％...     

中国新版《石油可采储量计算方法》标准中 存在的主要问题及建议

新版《石油可采储量计算方法》是由国家能源局于2010年12月15日发布实施的行业标准,至今已3 a有余,它是评估石油可采储量的重要规范。石油可采储量计算方法是该标准的核心部分,它将影响到评估结果的可靠性、可利用性和投资的风险性,因此,应当重视标准中计算方法的选用。新版标准的石油可采储量计算方法包括:类比法、经验公式法、驱油效率法、产量递减法和水驱曲线法,对于这些计算方法存在的若干不确定性和不可靠性问题进行了评论,并提出了有关的具体建议。建议删除可信度较低的经验公式,引用通过实际应用证明有效的国外经验公式,修正部分经验公式和产量递减法的公式,在判断递减类型和确定递减参数时,不要忽略线性试差法、曲线位移法和典型曲线拟合法的应用,删除由甲型和乙型水驱特征曲线派生的水驱曲线,增加预测模型法等内容。     

基于动态地质储量计算的海上油田滚动开发评价思路及实践

海上油田由于探井、评价井有限,部分油藏储量边界不落实,导致开发评价井或调整井实施存在较大的风险。为了降低实施风险,提出了基于动态地质储量计算的海上油田滚动开发评价思路,即通过生产数据计算动态地质储量,对静态地质储量进行诊断,对储量边界进行再落实,进而指导储量复核算和开发评价井、调整井部署与实施。为了提高动态地质储量计算的精度,根据所需参数的不同和方法的适应性差异,优选了物质平衡法、现代产量递减法和水驱曲线法建立动态地质储量计算方法体系。引入了结合水侵量计算的视储量线性物质平衡法,提出了考虑有限封闭水体的现代产量递减法。参考“7.5”法,建立了南海西部海域甲型水驱曲线计算动态地质储量的区域公式,优选了俞启泰型水驱曲线,用以计算南海西部的可动油储量和技术可采储量。该思路在南海西部海域取得了较好的实践效果,指导了该类油藏的储量复核算,推动了滚动开发和调整挖潜,降低了开发评价井和调整井的实施风险。     

对张金庆水驱曲线的质疑、对比与评论

水驱曲线法是预侧水驱开发油田可采储量的重要方法之一,将其与产量递减法或预侧模型法进行联解,可以预侧油田不同时间的产量、累积产量和含水率。我国常用的水驱曲线法有甲、乙、丙、丁4种,这些方法均具备较为完善的理论推导,并得到了有效的实际应用。张金庆在丙型和丁型水驱曲线的基拙上,提出了一种所谓的“简单、综合”的水驱特征曲线,并于1998年发表相关论文—《一个简单实用的水驱特征曲线》,同年该水驱曲线被列入国家行业标准《石油可采储量计算方法》（ SY/T5367-1998 ）,并被定名为张金庆水驱特征曲线。由于该水驱曲线未经严格的理论推导,存在若干不确定性问题,因而影响了方法的正确性和可靠性。文中对此提出了质疑,并进行了对比与评论,以期与感兴趣的读者有进一步的交流与讨论     

涪陵页岩气田可采储量评价方法优选

页岩气井可采储量是单井合理配产确定及气田开发方案调整的重要依据,因此需要准确地加以预测。对于页岩气藏,由于储层条件与改造工艺的复杂性和特殊性,常规方法很难准确地计算出气井的可采储量。针对此问题,结合涪陵页岩气田气井动态生产特征,对比分析已有可采储量预测方法,重点讨论流动物质平衡法、递减分析法及产量不稳定分析法3类方法,形成了适用于不同开发阶段、不同生产制度气井的评价方法体系。研究后认为,定产井具有2000×104～30000×104m3累产时,适合采用流动物质平衡法及产量不稳定分析法进行综合评价;定压井具有较长递减生产数据时,可采用产量递减分析及产量不稳定分析法及流动物质平衡法进行评价。     

逐年计算水驱油田可采储量方法

本文提出了两种水驱油田逐年计算油田可采储量的方法，即广义水驱特征曲线法和水驱理论曲线法。这两种方法认为，对某一具体水驱油田，其ａ值或ｎ值是一个定值，据此可对逐年可采储量进行计算。文中还提出了油田稳定生产和进行重大调整时的水驱计算可采储量方法，及选用不同水驱曲线公式的油田粘度界限，指出了判定水驱油田稳定生产的原则是累积产水量的对数－累积产油量关系与水油比的对数－累积产油量关系平行。提出在油田进行重大     

吴起油田可采储量标定方法研究

本文针对吴起油田勘探开发前景,利用现有的生产资料,运用经验公式法、水驱特征曲线法以及Arps递减曲线法分别计算出研究区采收率及可采储量。然后比较多种方法,最终得出合理的技术可采储量和经济可采储量,为编制开发方案提供可靠的依据。