基于概率法的页岩气单井最终可采量评估——以焦石坝页岩气田加密井为例

页岩储层大面积连续分布的地质特征和“工厂化”作业的工程特性,使得同一区域内页岩气单井最终可采量（Estimated Ultimate Reserve,EUR）的统计分布具有可重复性,是概率法计算EUR的基础。常规确定性方法只能给出一个储量值,概率法能够计算储量的概率分布。四川盆地焦石坝页岩气田一期工程采用600 m井距开发,井间动用程度不高;为了提高气藏采收率,开展了焦石坝加密井网调整。采用概率法对加密调整方案的最终可采量进行计算,通过对焦石坝一期产建区页岩气井的地质、工程及试气情况的分析,筛选合适的类比井组,建立类比井组的EUR概率分布;借助蒙特卡洛算法,生成加密井网内页岩气平均单井EUR的概率分布,确定不同概率下的储量大小;借鉴类比井组动态储量评估参数,确定了加密井网内不同水平段长度页岩气井的典型井曲线。采用概率法实现了焦石坝气田加密井网内生产动态和最终可采量的预测,可为下一步开发方案部署和投资安排提供科学决策依据。      

水力压裂支撑裂缝导流能力计算与分析

水力压裂已广泛用于油气藏开发,而裂缝导流能力是压裂优化设计的重要指标.目前很少有研究涉及到楔形裂缝的导流能力,而水力压裂后裂缝多呈现为近井筒处开口大,远井筒处开口小的楔形.在考虑支撑剂嵌入、裂缝形态(楔形)的基础上,建立了支撑裂缝导流能力计算模型,通过与文献中的数据对比验证了模型的准确性,并分析了关键参数对裂缝导流能力的影响.结果表明:沿着裂缝远离井筒,导流能力降低,降低趋势为裂缝跟端附近降低快、趾端附近降低慢;支撑剂嵌入导致有效流动空间减小、裂缝导流能力降低;裂缝宽度一定时,支撑剂越小,裂缝有效流动空间越小,导流能力越低.该文提出的支撑裂缝导流能力计算模型很容易嵌入到压裂数值模拟软件中,具有广泛的应用前景.     

油田开发中后期可采储量标定方法

在油田开发中后期，部分油田或开发单元调整产液结构后，水驱特征曲线表现出“压头”、“上翘”现象，用水驱特征曲线计算的可采储量不能反映开发单元的实际开发状况。根据渗流力学厚理，建立油田开发中后期开发单元采油速率与采出程度之间的关系式，利用该关系式可计算出油田开发单元的最终采收率及可采储量。应用分析表明，该方法计算的可采储量合理，较好地解决了在油田开发中后期水驱曲线变形给标定采收率带来的困难。图3参10     

低效井的判别模型及控制措施

1 新井低效井判别模型新井低效井判别模型应用新井经济极限初产油量计算模型。新井经济极限初产油量是指在一定的技术、经济条件下 ,当油井在投资回收期内的累积产值等于同期总投资、累积年经营费用和必要的税金之和时 ,该井所对应的初期日产油量称为油井的经济极限初产油量。qmin =(CmH〔10 -4+Ib) β +C0( 1+i) T - 1i3 6 5τ0 (P-Rt)w BT - 1B- 1〔10 -4( 1)　　式中 ,PP 为投资回收期内单井累计效益 ,10 4元 ;SP为投资回收期内单井累计总产值 ,10 4元 ;K为投资回收期内单井累计总投资 ,10 4元 ;Cp 为投资回收期内单井累计年经营…     

油田开发规划优化决策系统研究

介绍了油田开发规划优化系统的原理与方法、系统结构与模块功能设计。在产油量最大、总成本最低、效益最优等不同优化目标下，实现了数据导入、系统配置、油田开发动态预测、规划优化、产量分配、最优控制等效益规划功能。该系统已应用于油田中长远开发规划，取得了较好效果。     

新增探明储量的经济可采储量计算方法

提出了新增探明储量有无经济可采储量的判别方法。在此基础上，通过对立已开发油田技术可采储量经济转化率与油藏空气渗透率的相关关系式和图版，根据储层的空气渗透率，计算新增探明储量的经济转化率和经济可采储量。该方法参数易取，计算简便，对于快速、准确计算新增探明储量的经济可采储量具有重要意义。     

胜利油区非经济产量计算模型

运用油藏工程和经济学的基本原理，建立了新井经济极限初产油量计算模型，找出了胜利油区吨液成本与平均单井日产液量之间的关系，简化了老井经济极限含水计算模型，统计出了胜利油区不同油价条件下的非经济产量，建立了胜利油区不同油价条件下的非经济产量百分数与平均单井年产油量的计算模型，对于确定油田的非经济产量、提高油田开发的经济效益具有有重要意义。     

高含水期井损对高渗透油藏开发效果的影响

中国陆上油田已整体进入高含水开发期,大量生产井和注入井因各种原因关停频繁,导致井网完善性遭到破坏,油藏开发效果变差。准确揭示生产井和注入井井损对油藏开发效果的影响规律,为井损恢复措施制定提供决策依据是十分必要的。通过定义油藏可采储量损失百分数,并将其作为井损条件下油藏开发效果评价指标,定量分析了井损因素对高渗透油藏开发效果的影响。研究结果表明:当发生井损时,随井损时刻变晚,相对高渗透部位井的油藏可采储量损失百分数先升高后降低,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数单调上升;同一井损时刻下,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数大于相对高渗透部位井,且在渗透率非均质条件下井损位置的影响明显,渗透率均质时井损位置的影响幅度很小;同一井损时刻,随渗透率平面变异系数增大,相对高渗透部位井的油藏可采储量损失百分数减小,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数增大;同一井损百分数下,生产井的油藏可采储量损失百分数高于注入井,井损后应优先恢复生产井。     

水驱油藏单井可采储量定量预测模型研究

油田开发过程中,可采储量是编制油田开发方案,进行综合调整和效果评价的重要依据.基于油藏数值模拟方法和矿场统计结果,研究了水驱油藏单井可采储量与各影响因素之间的函数关系,建立了单井可采储量多因素定量预测模型通式.基于实际样本建立了4个单井可采储量预测模型,包括基于油藏静态参数的定量预测模型、基于油藏静态参数与初始开发指标...     

滩坝砂油藏不同压裂方式下单井控制可采储量预测方法

单井控制可采储量是评价滩坝砂油藏开发是否经济可行的重要指标。由于未动用特低渗透滩坝砂油藏存在压敏效应、启动压力梯度、不同压裂方式等特征,难以应用常规的单井控制可采储量预测方法进行预测。基于典型区块静、动态数据,建立直井分层压裂油藏数值模拟模型,通过历史拟合确定启动压力梯度及压敏效应表征公式中的系数,并分析压敏效应和启动压力梯度对生产动态的影响。在此基础上,分析不同油藏参数和开发参数对直井分层压裂弹性开发单井控制可采储量的影响,确定单井控制可采储量的主控因素依次为:压力系数、渗透率、含油饱和度、有效厚度、孔隙度、压裂缝长、集中度和黏度;通过多元回归方式建立直井分层压裂弹性开发下单井控制可采储量与主控因素之间的计算公式,经与实际生产井数据对比,相对误差为4.58%,说明公式具有较高的精度,能够满足矿场要求。进一步建立直井体积压裂、水平井多段压裂和水平井体积压裂弹性开发单井控制可采储量与油藏参数之间的预测公式,研究结果为评价滩坝砂油藏动用潜力提供基础。