基于不确定性研究的油田开发后期指标预测方法

针对油田开发后期开发指标不确定性、波动程度大导致常规预测方法适应性差,且无法提供预测结果概率分布特征的问题,建立了基于不确定性研究的开发后期指标预测方法。该方法通过历史生产数据确定指标影响因素的概率分布,并采用随机算法生成服从概率分布的大量样本,最后通过所建立的指标与影响因素之间的定量关系预测指标的概率分布特征。用该方法对H采油厂注采比进行预测,其2013年前6个月注采比的预测误差平均为0.53%,而多项式回归模型及支持向量机模型的误差分别为3.33%和1.46%;2013年1月的注采比概率分布范围为0.77~0.93,最大概率的注采比为0.834 3。不确定性开发指标预测方法精确度较高,能为开发决策提供可靠依据,并大大降低决策风险。     

未开发低品位油藏经营模式理论及其应用

针对经营未开发低品位油藏可解决中国石油的供需矛盾,借鉴高品位油藏经营的思想,综合应用投入产出分析、风险分析、因子分析、关联分析、综合效益分析、敏感性分析、优惠政策效益分析及现金流法、风险投资决策方法及油田优化决策方法,系统地研究了最佳经营未开发低品位油藏的思路和方法.参照石油行业对高品位油藏的经济评价依据和项目的经济可行性,提出了未开发低品位油藏经营效益的评价新标准;设计了合理、持续有效地经营该类油藏的模式方案;形成了油田企业经营未开发低品位油藏所采用的经营方式和享受的开发优惠政策的经营模式新理论.实例研究表明,该方法能够为油田企业制定经营未开发低品位油藏的最佳模式提供理论依据.     

基于枚举法的断块油藏层系重组优化设计

高含水期多油层断块油藏,纵向非均质性严重,层间动用程度差异明显,层系重组是减小层间干扰、提高中低渗储层动用程度的有效手段。文中采用枚举法,穷举出可能方案,综合考虑技术、经济两方面,筛选出采收率和经济效益都较高的重组方案。技术方面以累计产油量为评价指标,建立了多油层非活塞水驱油模型,根据B-L水驱油理论,预测各划分方案累计产油量。同时,考虑经济效益约束,采用净现值法,进行动态经济评价。以某断块油藏为例,计算结果表明:14个小层划分为2套层系,共有8 191种重组方案,采用渗流阻力级差约束后筛选,保留64种,经开发指标预测和经济效益评价,第63种为最优方案。其钻井数为2,油价3 500元/t时,其净现值为430万元。     

低油价下油田企业效益产量确定方法探讨

油价断崖式下跌需要生产多少原油才能获得最佳的经济效益,是很多油田企业面临的困惑。针对低油价条件下油田企业缺乏规范和统一的效益产量确定方法,从成本属性和效益评价方法入手,建立了利润效益产量模型、现金流效益产量模型和边际收益效益产量模型。以某油田效益产量评价为例,在油价为50美元/bbl时,3种模型计算的效益产量分别为310×10~4,1 967×10~4和2 416×10~4t;分析了不同油价条件下3种模型计算的效益产量对油田企业生产经营的影响,提出油田企业应根据不同油价制定不同的经营策略,高油价下应以利润效益产量模型为主导,重在发展;低油价下应以边际收益效益产量模型为主导,重在生存。保持合理的产量规模是油田企业维持生存和可持续发展的基础。     

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。     

油田单井可采储量定量预测模型

利用水驱特征曲线法和递减法等动态方法测算可采储量时,存在时间滞后性,难以及时反映调整井所增加的可采储量。通过利用油井单井生产动态指标,应用油藏工程和数理统计等方法,从理论和矿场2方面对单井可采储量进行研究。结果表明:初始产油量和递减率是影响单井可采储量的主要因素,并根据影响程度确定递减率的主控因素为油藏类型、单井控制储量、初始含水率、单井产液量以及产液量随含水率变化的程度等,构建主控因素与递减率的相互关系,从而建立了19种单井可采储量预测模型。这些模型涵盖了水驱、稠油热采等开发方式,中高渗透、低渗透等油藏类型,直井和水平井2种井型。应用实例表明,根据新钻井的初始产油量等生产动态指标,能快速、简便地预测单井增加可采储量。     

特高含水期水驱油效率计算新方法

特高含水期是油田开发的重要阶段,水驱油效率研究在该阶段具有十分重要的意义。水驱油效率计算是以油水相渗比与含水饱和度的关系为理论基础的,传统方法认为该关系呈线性,而矿场实践表明,这种关系仅适用于中一高含水阶段,在特高含水阶段则表现为非线性;因此,文中在深入研究相渗曲线特征的基础上,对油水相渗比与含水饱和度的关系表达式进行修正,并以修正公式为基础,重新推导出新的适用于特高含水期的驱油效率计算公式。实践证明,该公式符合特高含水期的开发规律,能满足油田实际生产的需要。     

特高含水期相渗关系表征研究

特高含水开发阶段油水相对渗透率比与含水饱和度指数式不再呈线性关系,基于该线性规律得到的分流量曲线无法准确描述特高含水期油水两相渗流特征。以高注入水驱油试验为基础,利用数学分析理论推导,建立新的相渗关系表征方程;结合水驱油试验数据进行回归分析,确定适用于某油田中14-检10井所在区块的相渗方程,并改进分流量曲线方程,进而指导特高含水期矿场开发实践。     

采油厂和油藏管理区的委托代理关系

油藏管理的改革与发展需要设计合理有效的激励机制,新的油藏组织体制的建立需要研究新的组织管理模式下有关主体的相互关系与利益冲突.针对该问题,分析了油藏管理涉及的相关主体及其相互关系,讨论了油藏管理区与其上级采油厂的行为特征及其相互影响,提出建立采油厂和油藏管理区的委托代理关系,重点研究了两者的产出分配问题.通过建立油藏管理区与采油厂产出效益分配完全信息动态的Staekelberg博弈模型及相应的实例分析,得出了采油厂的最优收益分配比例和油藏管理区最优产量的均衡结果,并分析了影响双方均衡结果的因素.     

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。