分成模式开发油田极限产量和含水率计算方法

现有经济极限产量和极限含水率计算方法对采用产量分成模式开发的油田不适用。针对这一问题,运用盈亏平衡分析原理,结合油藏工程方法,建立了考虑分成比例的单井经济极限产量和极限含水率计算模型。应用新模型分析了分成比例、含水率及油价等因素对经济极限产量的影响。相同含水率条件下,分成比例越高,极限产量越低;分成比例固定条件下,含水率越高,极限产量越高。建立了分成油田极限含水率图版,分成比例越高,油价越高,极限含水率越高。应用A油田技术经济参数,计算了70 $/桶油价下,不同情况的极限产量和含水率,并提出了相应的调整措施,指导了低产井的治理工作,降低了运营成本,说明该模型能够用于分成开发油田经济极限产量和极限含水率的确定。     

油田油井增产措施经济极限分析研究

在油田开采中后期,随着油田开发程度的加深,措施作业边际产量递减,措施作业边际费用递增,措施作业增量边际成本递增.通过对中后期油田油井措施作业边际产量递减规律,措施作业边际费用递增规律,措施增量边际成本递增规律的分析,把措施费用看作一项再投资,运用投入产出分析的原因和经济极限产量计算的方法,以油田单井增产措施为分析对象,提出了油田油井增产措施经济极限的分析模型.这对中后期油田油井开发经济效益的分析和关井时机的选择提供了依据.     

塔里木油田效益评价及单井经济极限研究

对油田效率进行评价,这是油田开发工作由产量主导型向效益主导型转变的重要体现,对明确投资方向、降低成本、提高油田经济效益,均具有重要的指导意义;在塔里木油田开发进入中、高含水期时,为了适应油田单井不同的地质、开发和经济条件,研制了单井经济极限产量、极限含水、措施经济极限增油量图版、这些研究为单井当前的效益分析、措施效益评价等,提供了一种灵活的查询和分析工具。     

准噶尔盆地不同类型气藏商业气流标准研究

商业油气流是指在现今技术经济条件下,具有商业开采价值的最低单井初期稳定日产量.应用盈亏平衡原理和经济极限产量与商业气流的关系,建立了商业气流的基本计算模型.以准噶尔盆地不同类型气藏的特点和新疆油田的实际生产经营情况,对模型参数进行了界定,从而建立了准噶尔盆地不同类型气藏的商业气流标准和图版.通过对比分析和新疆油田的实际应用,认为准噶尔盆地商业气流和标准图版,符合新疆油田生产实际,具有较强的可操作性和实用性.     

油田产量的不均衡性分析方法研究

在油田的开发过程中,生产井数与原油产量之间,存在一定的不均衡性.借助于经济学中洛伦茨曲线和基尼系数的分析原理,在对油田产量按单井分组,对油田生产井数和原油产量计算百分比和累计百分比的基础上,通过计算基尼系数,得到油田原油产量生产的不均衡程度指标,以便在编制原油生产计划时,考虑原油生产的不均衡性,实现油田优化配产和提高油田开发效益的目的.     

考虑美元指数冲击的CPAAVS-CAViaR油价风险预测

分析原油价格市场风险演化的结构突变行为,引入美元指数对油价风险的不对称冲击特征,提出含有结构变点和外生协变量的CPAAVS-CAViaR原油市场风险预测模型,给出模型的贝叶斯推理和Gibbs抽样参数估计算法.对2012—2015年WTI原油市场风险进行实证研究,样本外VaR预测的后验测试表明,美元指数CPAAVS-CAViaR模型比无变点AAVS-CAViaR模型以及经典CPAAVS-CAViaR模型的预测精度更高,且能准确估计出原油市场风险变点的实际位置.美元指数收益对原油市场风险产生的不对称冲击效应在变点前后表现异同,揭示油价大幅度下跌背景下美元指数下降对油价风险冲击比美元指数上升更大.     

薄层特超稠油油藏双水平井SAGD开发指标预测模型

指出蒸汽辅助重力泄油(steam assisted gravity drainage,SAGD)开发技术具有采收率较高、投资多和风险大的特点,适用于油层较厚、原油黏度非常大及常规热采开发方式无法经济有效开发的稠油油藏.本研究采用数值模拟和经济评价方法,结合影响因素对SAGD开发效果的影响,建立各影响因素与开发效果的单因素定量关系;并利用多元非线性回归方法,建立SAGD采收率在不同油价下内部收益率与影响因素之间的多因素预测模型.研究结果表明,油层厚度、地层原油黏度、平面渗透率、垂向渗透率和初始含油饱和度是影响SAGD开发效果的主要因素;该预测模型能够适应国际油价变化,而且,通过国外SAGD典型区块实例验证具有较强的实用性和油藏适应性.     

油田经济可采储量确定方法研究

为了科学准确地研究计算油田的经济可采储量,文中在总结国内外研究的基础上,结合辽河油田的地质开发特点和我国现行的财税制度,并参照中国石油天然气集团公司的统一要求,以现金流通法为主要方法,进一步研究提出了经济极限法（经济极限含水法和经济极限油汽比法）、经济开采法、经济极限井网密度法（交汇法和单井控制储量法）三种经济可采储量计算方法,初步形成了适合辽河油田特点的经济可采储量确定方法系列。为了便于利用,笔者根据各种方法的基本原理和实用条件,进行了归类分析;通过对辽河油田不同类型油藏的实际计算,证实这些方法是切实可行的     

非热采油藏产能评价方法研究

从渗流基本理论出发,从单井产能到位率偏差较大进行原因分析,找出影响油井单井日产能力的主控因素,从不同油藏类型和不同井型等方面对油井产能计算方法开展评价研究,提出了测试产能与稳定产量关系法、试采产量法、物性参数法等油井产能计算方法,完善了非热采油藏产能建设区块油井产能计算方法,确定的单井日产能力接近于实际生产中稳定的平均单井日产油。     

基于非对称GARCH-MIDAS模型的原油价格波动预测

针对原油价格波动的预测问题,将GARCH-MIDAS模型扩展为两类:A-GARCH-MIDAS模型研究正负面的油价波动因素对原油市场的不同影响;GARCH-MIDAS-X模型将短期成分扩展到额外的波动决定因素,将扩展模型应用于原油WTI数据.样本内估计结果表明,非对称效应对原油价格波动性有显著影响;样本外预测结果表明,非对称效应显著提高了波动率模型的预测性能.     

国内外稠油油藏CO2吞吐提高采收率的应用现状

CO2吞吐工艺利用CO2注入原油,使原油黏度降低和体积膨胀的机理,可以降低地层渗流阻力、增加地层驱动能量,达到提高稠油油藏采收率的目的。实践证明,CO2吞吐工艺是一种单井提高原油采收率的有效方法。分析了CO2吞吐工艺的增产机理以及应用现状,提出了CO2吞吐工艺需要进一步研究的内容,对国内稠油油藏CO2吞吐工艺的推广应用具有指导意义。     

高油价令经济复苏蒙上阴影

北非地区动荡的局势终于诱发了原油价格猛烈的涨势。,油价的上涨可谓“牵一发而动全身”：一方面加剧市场对通胀的担忧,另一方面则给正处于复苏状态的全球经济蒙上阴影。而在地区局势没有根本好转的情况下,市场对通胀的担忧则将进一步强化油价的升势。虽然国际原油价格已经再度刷新两年半以来的高点,但不少市场人士认为,原油的涨势还没有到尽头,而高油价将影响经济的复苏。     

油气井加速项目经济评价方法

针对油气井加速项目的技术经济特点，明确了加速项目的有效期，并给出了在不同的油气井经济极限产量下，加速项目有效期增产量的计算公式。在此基础上提出了加速项目经济评价方法。     

莫索湾盆5井凝析油气藏开发指标论证

首先对盆5井区凝析油气藏的凝析气和原油高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合描述该凝析油气藏流体相态行为的流体组分特征参数;利用地质研究成果所确定的单井各层物性参数,结合构造形态和井位,建立了相应的三维地质模型;为了论证盆5井区凝析油气藏气顶合理开发技术指标,从6个方面对该凝析油气藏未来的开发指标进行了数值模拟研究,所得的研究结论有利于指导该凝析油气藏实际开发生产.     

应用常规测井资料识别单井裂缝发育层段的方法

天然断裂缝发育与否，对特低孔特低渗油气藏而言意义重大，钻探取芯资料观察，成像测井资料观察是了解储层天然裂缝发育与否最直接，最可靠的方法，由于油气藏不同部位，不同层段因地应力差异大，天然裂缝发育程度差异很大，上述研究了解天然裂缝发育程度的方法成本太高，研究应用常规测井资料识别单井裂缝发育井段就显得十分必要了，安棚油田深层系应用双侧向测井和补偿声波测井等资料计算，识别单井裂缝发育井段的实践表明，应用常规测井资料计算，识别单井裂缝发育井段的方法是经济可行的。     

埋地热输原油管道在线修复时站间温降随输量的变化

针对原油长输管线局部大修时出现凝油事故的问题进行了研究。采用分段法计算埋地热输原油管道在线修复时站间的温降随输量的变化,并用C语言编制了计算程序,进行了实例计算;指出提高原油流量是减小站间温降,防止凝油事故的有效方法.     

抽油泵摩擦磨损试验机的热功率和热平衡分析

抽油泵摩擦磨损试验机在进行工作时,原油要保持一定的温度.设计、试验了一台抽油泵摩擦磨损试验机.计算了试验系统的各个散热环节的热功率以及电加热器的功率,对原油循环系统的热平衡计算提出了一种可行的方法.     

油井单井控制储量确定新方法研究

油井单井控制储量的确定往往通过试井资料分析或数值模拟分析获得,但试井资料和数值模拟方法都有一定的局限性,准确性受到影响,且难以随时进行动态储量分析,基本上没有利用单井的相对渗透率和单井采油指数的变化来确定单井控制储量.在分析采油指数变化与相对渗透率关系基础上,提出一种新的确定油井单井控制储量的方法,得出采油指数递减率与油相相对渗透率下降速率相同的关系,结合油井生产动态数据,建立相应的模型,计算出油井的单井控制储量.该方法特别适用于油田开发中后期,同时对剩余可采储量作出准确的预测,为单井挖潜措施提供可靠依据,指导油田开发方案的调整.     

单井控制饱和凝析气藏衰竭开发动态预测

根据地下烃组分和水组分摩尔数守恒,按达西定律,考虑重力、毛管力以及界面张力的影响,也考虑地层岩石和地层水的微可压缩性以及储层岩石各向异性和非均质性;利用平衡常数理论划分拟组分,结合拟组分相平衡计算原理,建立了一个多组分三相二维单井渗流数学模型.采用IMPES方法对所建立的数学模型进行差分得相应的数值模型;采用牛顿迭代法将非线性方程线性化,再用线松弛法和直接解法对差分方程组进行求解.用FORTRAN语言编制计算程序.将研究结果用于单井控制饱和凝析气藏模拟计算,着重评价了采气速度对饱和型凝析气藏稳产年限和采出程度等开发动态的影响,从而为单井控制饱和凝析气藏开发方案优选,气井合理生产制度调整提供了依据.     

均质底水油藏水平井水淹特征研究

利用三维可视化物理模拟装置模拟水平井在均质底水油藏中的水淹规律及水淹动态,并基于渗流力学理论推导了水平井开发见水模式。研究结果表明,在不考虑水平井井筒压降损失的情况下,裸眼或射孔完井水平井的临界见水点位置在水平段中间部位;水平井水淹动态模式为"均匀抬升—中部见水—两边扩展—全井水淹—两翼抬升";在高含水时期水平井通过关井压水锥,可以提高产油速度,降低含水率;相同水平段长度条件下,随生产压差的增大,水平井见水时间提前,产油速度变大,无水期采油量减少,含水上升速度变快。因此,在单井经济极限产量许可下,水平井开发底水油藏应尽量采用较小的生产压差。