一种新型天然气产量预测模型

随着气田进入开发后期，采气成本逐年增加，有必要加强天然气开采短、中、长期规划工作，以最大限度地降低采气成本，提高经济效益。为了保证天然气开采规划方案的科学性和顺利实施、提高天然气产量预测的精确度，根据天然气开采过程中的产量变化规律，选取了广义翁氏模型和一次指数平滑模型这两种常规预测模型，并应用最优化理论综合考虑了其特征，建立了一种新型天然气产量预测模型--最优化模型。通过对实际生产数据的拟合分析，可以看出：该模型一方面保持了广义翁氏模型的特征，另一方面又弥补了一次指数平滑模型的不足，实现了二者的最优组合，且具有更好的拟合预测效果。从现场实际应用来看，该模型预测结果较准确，适用于天然气产量预测。     

天然气开发规划产量构成优化模型及其应用

文章主要研究并解决天然气开发规划中气区各分项产量对气田总产量的最优构成问题。从研究天然气开发规划的产量构成入手，以产量、成本、措施工作量等历史数据为基础，运用自适应遗传算法优化神经网络的连接权值的方法，建立天然气产量等开发指标与其多影响因素之间的关联关系，再在这些关联关系及成本、投资、用户需求等约束条件下，分别建立了产量最大、成本最低、效益最好的单目标优化模型，并运用自适应遗传算法来研究优化模型的求解。应用实例结果符合生产实际。     

泊松旋回在油气田产量预测中的应用

本文从辽河油田的开发实践出发，阐述了泊松旋回模型在油气田产量预测中的应用；通过对天然气田、注蒸汽开发油田和注水开发油田的实际分析，提出了一种适合油产田产量预测的方法；该方法经实际资料验证，普遍具有可行性。     

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油气田产量和可采储量的预测是油藏工作中一项十分重要的任务，它是编制油气田开发规划部署，进行油气田开发（调整）方案设计，以及油气田开发动态分析的重要内容。基于对大量油气田开发实际动态资料的统计研究，建立了一种预测油气田产量、累积产量、可采储量、最高年产气量及其发生的时间的新模型。该模型还可以预测剩余可采储量、剩余可采储量的储采比或采油速度等参数。油气田实际应用结果表明，该模型不仅适用于油气田产量存在单峰的情形，而且也适用于油气田投产之后持续递减的情形。     

哈伯特模型在凝析气藏可采储量预测中的应用与改进

为了更准确地预测凝析气藏的天然气和凝析油可采储量,利用哈伯特预测模型中油气产量、累积产量与时间的变化关系,对原模型公式进行了简单地变形和推导,并结合凝析气藏在当前经济技术条件下的废弃产量,确定了有效的生产时间,同时对天然气、凝析油作为独立的对象进行了回归拟合求解,获得了凝析气藏油、气的经济可采储量。指出结合实际改进后的哈伯特模型的预测结果更加符合凝析气藏的实际情况,可为油气藏储量管理及开发规划提供可靠的理论依据。     

四川盆地天然气产量增长趋势预测

天然气产量预测研究,对于国家能源战略制定、区域天然气产业链协调发展、油公司投资决策等都具有重要的意义。为此,从四川盆地天然气资源地质与开发特点出发,选取适宜四川盆地特点的3种预测模型,通过对翁氏模型、Weibull模型、灰色预测模型算法的改进,开展四川盆地天然气产量预测研究。模型预测结果表明:①三种预测模型对四川盆地天然气产量发展趋势都有着较乐观的预测结果。由于各自数学原理不同,预测结果中峰值时间、峰值产气量、峰值产气量发生时的累积产气量存在差异。②三种模型预测2030年的年产气量在(786～856)×10~8 m~3之间,符合四川盆地天然气的发展形势,其预测结果可靠。③改进翁氏模型预测产量峰值时间出现在2047年,峰值产量1 453.28×10~8m~3;改进Weibull模型预测产量峰值时间出现在2051年,峰值产量1 750.38×10~8 m~3;改进灰色预测模型预测产量峰值时间出现在2050年,峰值产量1 828.64×10~8 m~3。     

预测模型在天然气产量中长期发展规划中的应用——以四川盆地常规天然气为例

采用数学预测模型对气区产量变化趋势进行预测,从数学模型的角度论证天然气业务发展规划主要指标的科学性,对指导天然气业务中长期发展规划方案的编制具有现实意义。通过对气田常用产量预测模型的特点及适用性进行总结和评价,从中选出不受模型分类因子正整数取值限制的广义Ⅰ型预测模型和广义Ⅱ型预测模型,以及目前常用的广义翁氏模型等3种预测模型对四川盆地常规天然气(中国石油西南油气田公司)产量进行全生命周期预测。结果表明:(1)3种预测模型对四川盆地常规天然气产量发展趋势都有着较乐观的预测结果,由于各自数学原理不同,预测结果中峰值时间、峰值产气量、峰值产气量发生时的累积产气量等存在着差异;(2)广义Ⅰ型预测模型和广义翁氏模型在2021—2030年预测年产气量均在(200~210)×10~8 m~3左右,更符合四川盆地常规天然气的发展形势,其预测结果更为可靠;(3)广义Ⅰ型预测模型预测峰值时间出现在2065年,峰值产量285×10~8 m~3,相对稳产期17年,而广义翁氏模型预测产量峰值时间则在2050年,峰值产量270×10~8 m~3,相对稳产期11年。     

油田开发多目标规划模型与方案评价

提出了追求产量最高、成本最低为目标．并在一定约束条件下的油田开发多目标线性规划模型。介绍了该模型在预测产量方法和定产量方法优化规划方面的应用。以及对如何综合评价和优选开发方案。     

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为方便中国石油天然气股份公司给各油气田分公司规划配产决策，文章研究产量构成优化油气田规划配产问题。根据生产经营实际数据资料的整理分析，拟合出成本与累计效益之间的函数关系表达式；以股份公司总体经济效益的最优解为总目标，各分公司开发效益最优解为分目标，以获得满意权衡解为协调策略，建立了交互式多目标规划模型；改进和发展了多元函数的一种交互式多目标规划模型的算法，得到了一种新的具有调节机制的适用于配产规划模型的交互式算法。该方法可在预测了各油气区总产能与股份公司总投资能力为定值的情况下，帮助决策者做出能体现人的经验的规划配产决策。用VC编制了规划软件,并做了几个油气区某产量构成要素的规划配产决策的应用实例。     

天然气开发五年规划产量分配优化模型研究

天然气开发规划的一个重要问题是五年规划问题。在利用功能模拟原理(微分模拟方法及神经网络方法)建立的天然气开发规划年度单目标及多目标优化模型的基础上,引入其他更多的开发指标以及资金的时间价值建立了天然气开发五年规划产量分配优化模型,提出了合理求解思路,应用于某气田并进行了实例分析和结果对比,取得了满意的效果。     

准噶尔盆地火成岩气田开发现状及展望

准噶尔盆地为我国 4 个中型气区之一,蕴藏着大量的天然气,纵向上含气层系多,从石炭系至新近系均有分布,而火成岩气田（藏）基本分布在西北缘的二叠系和腹部的石炭系。虽然准噶尔盆地火成岩天然气勘探时间较早,但受当时开发条件制约和市场需求的影响,没有较大的突破,直到 2004 年后,火成岩气田的开发才进入快速发展阶段。针对已开发火成岩气藏类型复杂多样、规模小、丰度低、物性差异大和配套技术不成熟等特点,并结合准噶尔盆地天然气勘探开发形势和火成岩天然气资源量,对天然气生产过程中的有利条件和制约因素进行了分析,提出了今后天然气开发目标和工作部署。     

四川盆地天然气发展进入黄金时代

得益于勘探认识的深化和技术的进步,四川盆地近期陆续发现了9个千亿立方米级大气田,截至目前已累计探明天然气储量3.69×10~(12) m~3,天然气年产量位居全国第二位。中石油组织的最新油气资源评价结果表明,四川盆地天然气资源量位居全国各含油气盆地首位,但探明率仅10%,故勘探潜力巨大。几十年来,该盆地已形成了先进的天然气工业技术体系、最完善的天然气区域管网、最成熟的市场,被中石油确定为中国天然气工业基地,故该盆地天然气大发展的各方面条件均已成熟。为此,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)适时推出五大天然气增储上产工程(川中地区多层系滚动勘探开发、川东北高含硫气田安全高效开发、川西北地区深层海相碳酸盐岩气藏勘探与开发示范、川东地区寒武系盐下大型构造气藏探索与发现、蜀南地区页岩气规模效益开发),以助推未来国内最大气区的早日建成。上述工程是实现中石油"西南增长极"的关键,涵盖四川盆地天然气重点、热点、难点领域,平面上几乎覆盖全盆地,纵向上包含多个含气层系。上述工程2020年预计天然气产量介于250×10~8~290×10~8m~3,占西南油气田规划产量300×10~8 m~3的绝大部分;2030年西南油气田有望达产500×10~8~700×10~8 m~3。可以预见,在未来相当长的一段时间内,四川盆地的天然气都将处于发展的黄金时代。     

论四川盆地天然气勘探前景

中石油及其前身已在四川盆地从事天然气勘探开发工作50余年,截至2005年底累计探明天然气地质储量逾8400×10⁸m³,累计生产天然气超过2300×10⁸m³,年产量现已超过120×10⁸m³,已成为国内目前最大的产气区。对于该盆地进一步勘探前景如何的命题,从以下4个方面给予了论证：一是资源丰富、勘探成果持久不衰，近期仍有大发现；二是要辩证地认识盆地油气地质的复杂性，探索新规律，解放新领域；三是寻求地质认识和勘探技术进步是勘探突破的关键；四是继续以盆地两大地质体系（海相古隆起体系及陆相前陆盆地体系）和8套裂缝-孔隙性储集层（中上寒武统白云岩、石炭系白云岩、上二叠统长兴组生物礁白云岩、下三叠统飞仙关组鲕状白云岩、下三叠统嘉陵江组粒屑白云岩、中三叠统雷口坡组藻粒白云岩、上三叠统须家河组长石岩屑石英砂岩和中上侏罗统红层砂岩）为对象获取更多的天然气资源量及优质储量。据此得出结论：四川盆地天然气勘探前景是广阔的，但勘探难度会逐步加大。     

四川盆地大中型天然气田分布特征与勘探方向

四川盆地是中国最早开展天然气勘探开发和综合利用的地区。经过50多年的工业性勘探开发,发现了27个大中型气田,建成了中国第一个超100×10⁸m³ 产能的天然气生产基地。勘探及研究表明,四川盆地大中型气田主要集中分布在二叠系和三叠系,以孔隙型、裂缝-孔隙型气藏为主,并已形成了几个大型气田群。认识创新、思路创新和技术进步是四川盆地勘探发展的关键。通过总结四川盆地大中型气田的分布特征,进一步探讨了盆地勘探发展的方向,指出川东及川西的深层超深层、川东及川中陆相中浅层、山前带、嘉陵江组鲕滩和大型区域不整合等是下步勘探的重点领域。     

高含硫气藏气井产能试井解释理论

气井产能是气田开发方案设计、气井配产、地面建设以及开发方案调整的依据和基础，对其进行分析研究，可以准确地预测气井的动态，了解气层的特性，为合理、科学地开发气田提供充分依据。川东北罗家寨、普光等高含硫气田由于单井产量高、部分井存在硫堵塞等现象，导致产能试井曲线异常，部分井资料出现负斜率现象。从渗流力学出发，分析了高含硫气藏存在的渗流模式，建立了附加表皮、复合渗流模型等产能试井解释数学模型。对川东北罗家寨气田某井实测产能资料进行处理，取得了较好的效果。这对高含硫气藏进行合理配产具有指导意义。     

产水气井有效开采的工艺技术

四川气田气藏大部分都是有水气藏 ,在 30多年的有水气藏开发实践中 ,研究总结了许多产水气井的开采技术和管理经验。文中介绍了四川气井出水造成的危害 ,对提高产水气井产气量 ,增加可采储量取得的成果和技术发展进行了总结 ,并对今后的技术发展提出了建议     

中国石油“十一五”天然气勘探新进展与未来大气田勘探新领域分析

中国石油"十一五"天然气勘探取得许多新成果和新进展,天然气储量增长进入快速发展的新阶段,发现和落实了一批规模储量目标区,形成了六大天然气勘探的主探区。分析认为,鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木、松辽和准噶尔等六大盆地的大面积砂岩岩性、海相碳酸盐岩、前陆盆地冲断带和火山岩气藏等勘探领域是中国石油未来寻找大气田的主要领域,生物气和非常规气是中国石油未来寻找大气田的重要接替领域。     

安岳特大型气田高效开发关键技术创新与实践

近年来,得益于深层大型碳酸盐岩气藏与页岩气勘探开发的重大突破,四川盆地已成为我国目前最具发展潜力的含油气盆地。位于该盆地中部的安岳气田是我国迄今已发现的最大的整装碳酸盐岩气藏,也是我国近年来发现的最重要的特大型气田,但该气田也存在着储层孔隙度低、渗透率低,气层薄且纵横向分散、非均质性强,构造幅度极低且气水关系复杂等重大难题,使得天然气储量向产量的快速转化面临着巨大的挑战。为此,通过持续技术攻关,创新集成了多项关键技术,并在多个方面取得了重大突破:①创新形成特大型古老复杂碳酸盐岩气藏精细开发技术,构建"透明气藏",建立高产井培育技术,实现了下寒武统龙王庙组气藏开发口口井高产、下震旦统灯影组气藏单井天然气产量大幅度提高,保证了该气田长期高产稳产;②集成创新大型气田优快建设技术,实现了气井全生命周期安全受控,3年高效建成精品工程,打造绿色矿山新高地,高效建成安全清洁大气田;③集成创新特大型气田开发智能管控技术,实现了万物互联、深度感知和自动化生产,融合AR、VR、机器人、无人机等新一代智能技术,开辟了气田开发智能化管理新形态,打造智能气田;④创新形成特大型气田整体开发优化技术,显著提升了强非...     

五宝场构造裂缝性气藏加砂压裂工艺技术

对于砂岩裂缝性气藏而言，由于受到储层物性和气层污染等因素的影响，自然产能往往较低，不经改造难以达到工业开采价值。但是裂缝性气藏在压裂过程中由于天然裂缝的开启与扩展，增大了液体在地层中的滤失，较大的滤失量不仅增加了造缝难度，难以形成较宽的裂缝，另一方面还会造成携砂液在裂缝中提前脱砂形成砂堵。为此，针对川东北五宝场构造裂缝性气藏的特点，分析了加砂压裂改造的难点，实施了相应的工艺技术与配套措施，现场应用情况表明取得了良好效果。     

川东沙罐坪气田石炭系储层裂缝识别与预测

四川盆地川东地区石炭系碳酸盐岩气藏天然气储量十分丰富，然而储层总体物性差、非均质强，裂缝发育范围及状况成为制约气井产能的关键因素。根据区内沙罐坪气田石炭系储层岩心裂缝发育情况，将其划分为裂缝发育段、裂缝较发育段和裂缝不发育段。通过分析其常规测井系列的特点，研究储层裂缝所对应的测井响应特征，应用SPSS统计软件对3种裂缝发育模式作多元判识，得到了3类裂缝的判别关系式，回判率达到98%。然后利用该模型对研究区内各井裂缝的发育程度进行了判识，并在平面上对裂缝发育状况进行了预测评价。储层裂缝预测结果与各井钻井显示、测试情况较为吻合。该模型在沙罐坪构造取得了较好的应用效果，也为其他地区储层裂缝识别与预测研究提供了参考。