多元线性回归在经济技术产量预测中的应用

传统以技术为中心的油田产量预测方法考虑因素单一,不能直观反映原油价格、生产成本等经济因素和开发投资、产能建设等决策因素对原油产量的变化。利用多元线性回归定量分析方法的基本原理,在综合考虑生产时间、百万吨产能投资、新建产能、单位生产成本、开发投资、生产成本、油价等经济技术因素的基础上,优选出了对油田产量影响显著的生产时间、百万吨产能投资、新建产能、生产成本和油价5个因素,并建立了相应的多元线性回归产量预测模型。研究了多元线性回归方法在EXCEL办公软件中实现快速分析与回归预测的过程。通过某油田实际参数与产量关系预测与验证,新建立的多因素经济技术多元线性回归预测模型简单、实用、可操作性强,预测误差小于2.3%;同时,预测了该油田2011~2015年产量变化趋势,对油田中长期科学规划决策具有一定指导意义。     

强水驱稠油油藏水平井初期产能主控因素研究

南海东部P油田属于强水驱稠油油藏,以水平井开发为主,油井投产初期具有产量高、低含水和低压差的开发特点。考虑海上油田井下作业成本较高,油井初期产油量对开发效果及措施经济性影响较大,因此以P油田27口开发井实际生产动态资料为基础,采用灰色关联分析与油藏数值模拟方法相结合,对强水驱稠油油藏水平井初期产油量的主控因素开展定量化研究,明确其关联强弱与变化规律。结果表明,强水驱稠油油藏水平井初期产油量影响因素由强到弱依次为：水平段长度、渗透率、避水高度、水油砂厚比、原油黏度和隔夹层分布,主控因素为水平段长度、渗透率和避水高度。水平井初产油随着渗透率、水平段长度和避水高度的增大而增大,但增加幅度趋于变缓;当水平段长度超过800m、避水高度大于15m,地质油藏参数变化对油井初期产油量影响的敏感性明显减弱。     

三塘湖盆地马中区块致密油水平井生产特征及影响因素研究

吐哈油田三塘湖盆地马中区块属于中高孔、特低渗、高含油饱和度型致密油藏,近年来通过水平井开发获得很好效果,但水平井单井稳产时间短、自然递减快。水平井生产特征以及致密油采用"水平井+体积压裂"的投产方式决定了其产量受油藏条件和压裂工艺的共同影响,因此综合研究了影响水平井产量及其递减原因的九大因素,得出影响水平井生产的主要因素为入井砂量和气测全烃值,重要因素为入井液量、钻遇油层厚度,一般因素为原油黏度、水平段长度,次要因素为压裂段长、油层厚度、排量。通过分析马中区块水平井生产特征、产量影响因素及其大小排序,制定了相应对策以提高区内单井产量:新投井提高单井产量应着眼于寻找优质储层,提高入井总砂量、油层钻遇率和入井液量;老井增产措施是注水吞吐和重复压裂,实施后第1轮次平均采收率提高0.51个百分点。     

早期注水抑制油藏中的沥青质沉淀

建立了一个易于理解的关于油藏中沥青质沉淀的模拟模型．证明了在一次采油期间沥青质沉淀对油藏特性和垂直井、水平井产量的影响．提出了一个抑制沥青质沉淀的早期注水开发方案，并且通过模拟的方式研究了其可行性．早期注水开发方案通过与直接衰竭式开发方案比较而实施．结果表明早期注水不仅显著提高了原油采收率而且大大延长了油藏的经济开采寿命．     

南海东部浅层油藏原油性质特殊规律研究与应用

原油黏度、密度通常随油藏埋深的增加呈下降趋势。基于这种认识,勘探阶段只对部分油藏进行原油取样分析,其他油藏通过插值或借用。最新研究发现,南海东部浅层油藏原油性质不符合这一规律,有时深度相邻的油藏原油性质相差较大。生物降解分析发现,原油性质较差的油藏生物降解严重,甚至正构烷烃几乎全部降解。这种现象在南海东部普遍存在,给储量计算、开发方案编制造成较大风险。进一步研究表明,浅层油藏原油性质主要受生物降解的控制,生物降解在低于80℃的有氧环境下普遍存在,因此,南海东部埋深较浅的油藏原油性质普遍受生物降解的影响;在浅层油藏中,底水油藏生物降解更为严重,因此原油性质普遍较差;而边水油藏水动力较弱,受生物降解影响较轻,因此原油保存较好。鉴于浅层油藏原油性质的特殊变化规律,主力油藏一定要单独取样,取样点尽量选在构造高部位,减轻生物降解的影响;开发方案选值时,要同时考虑油藏类型、物性好坏等因素。     

一种低渗气藏气水同产水平井产能计算新方法

低渗气藏是具有较大潜力的非常规天然气资源,但由于其储层低孔、低渗的特征以及气井产水的影响,储层流体的渗流不再满足达西渗流规律。基于水平井椭圆形渗流原理,考虑气水同产、启动压力梯度、应力敏感、滑脱效应以及气体高速非达西渗流对产能的影响,定义气水两相广义拟压力,利用气水两相渗流理论推导了低渗气藏水平井气水两相渗流三项式产能计算新方法,推导了低渗气藏水平井气水两相渗流产能预测模型。实例计算与对比发现,利用新公式计算无阻流量结果与实际产能测试结果相对误差仅为5.25%,说明新公式具有较高的准确性。敏感性分析表明,随着水气体积比、启动压力梯度以及应力敏感指数的逐渐增大,气井无阻流量逐渐减小,但启动压力梯度以及气体高速非达西流的影响较小,而随着滑脱因子的逐渐增大,气井无阻流量逐渐增大。     

石油开发经济产量分析

经济产量是石油开发决策的重要经济参数,是在石油开发过程中每一时点上使石油企业获得最大经济效益的产量状态。在编制开发方案,对开发投资进行评价阶段,能够使净现值大于等于零的预测产量是经济产量;在经济开发期,通过边际分析,能够使企业利润最大化的产量是经济产量;在经济临界期,通过盈亏平衡分析,能够使销售收入不低于经营成本的产量是经济产量。本文对三个阶段经济产量的确定以及需要考虑的因素进行了分析论述。     

火驱开采油田全生命周期经济界限探讨

热采稠油油藏随着开发力度的加大,剩余储量逐渐减少,原油产量不断递减。进入开发中后期的吞吐开采稠油,存在着高周期吞吐、高采出程度、低地层压力、低油汽比、套坏井增多等诸多矛盾,火驱开发是稠油开发到中后期后提高采收率、改善开发效果的一种有效接替技术。本文对油气田全生命周期进行了论述,提出了子生命周期的概念。在火驱开发子生命周期内建立了火驱开发稠油前期论证、生产运行、废弃3个阶段的经济界限模型,在M区块2017年产能建设新井的方案设计中,应用该方法计算了经济界限,使方案设计指标控制在极限指标之内,保证了新井的效益开发。应用生产运行阶段的界限指标,对低于界限指标的油井进行了治理,改善了M区块开发效果和经济效果。经济界限模型能够对稠油油藏火驱实施方案的制定、开发经济效果的跟踪评价、风险管控及操作策略的制定提供技术经济支持,为火驱开发技术的推广应用奠定基础,对其他类似油藏的火驱开发提供有效的借鉴作用。     

水平井压裂技术发展现状

水平井水力压裂增产技术对于薄储层、低渗透、稠油油藏以及小储最的边际油气藏改善开发效果、提高单井产量和最终采收率．都具有重要作用。就水平井压裂基础理论研究而言,国外在裂缝起裂、裂缝延伸、井筒和储层温度场、压后水平井产能预测等方而形成了较为成熟的认识,国内略显滞后,但在压后产能预测方而已建立了油藏和气藏压裂研究模型．开发了系列产能预测软件;在水平井压裂工艺的研究与应用方面,国外仍处于领先水平,国内亦进展迅速．如水力喷射分段压裂技术已在吉林、新疆、长庆等油田现场应用,辽河油田也完成了工具设计和模拟实验,但在多级压裂技术方面,国内研究与国外相比尚有差距,需要在封隔器和滑套性能方面进一步研究。由于多级压裂技术．特别是管外封分段压裂技术．属于完井－压裂－采油一体化技术,将成为水平井开发的重要手段。     

页岩气与常规气的投资差异分析

采用EIA发布的美国页岩气开采数据,基于投资与钻井数的关系,用钻井数代替投资量,运用向量自回归(VAR)模型,对页岩气、常规天然气的"投资-产量"关系进行实证研究,对比分析页岩气与常规天然气投资对产量的驱动差异。以水平井数近似代替页岩气投资量,以直井数作为常规天然气的钻井投资量。结果表明,现阶段页岩气投资对产量的驱动作用要强于常规天然气,增加页岩气的钻井投资量对产量的提高有较为明显的拉动作用,而常规天然气增加钻井投资量却无法促进产量的提高。分析其原因,一是所处的开发阶段不同,二是单井生命周期不同。虽然中国目前在页岩气领域与美国差距较大,但是技术进步和投入增加有助于消除这种差距,美国的一些成功经验也可以运用到中国页岩气的商业化开采过程中。建议我国要加大对页岩气领域的科研投入,积极落实"引进来"战略,将国外的先进技术引入到我国。将更多的民营企业作为新的投资主体引入到页岩气产业中,从基础设施、法律制度、金融服务三个方面共同构建有利于页岩气开发的投资环境,同时要加快我国天然气定价机制改革。     

GVR成像测井在礁灰岩油田水平井开发中的实例分析

礁灰岩储层的双重介质特征决定了油田开发中水平井钻井风险高,有效储层钻遇难度大。为了确保钻井安全,提高储层钻遇率,在南海东部礁灰岩油田水平井开发中,应用GVR成像测井技术,对水平井进行实时地质导向,快速识别地层倾角以及裂缝,根据地层倾角的变化和裂缝发育程度,优化钻井轨迹。流花油田开发实践表明,利用GVR成像测井技术实施的7口水平井均没有发生严重井漏,成功规避了钻井风险,且单井初始日产油量在283.3~1828.4m3,确保了优质储层钻遇率。同时,GVR成像测井的裂缝解释突破了传统单一依靠地震的识别方法 ,为定量描述井旁裂缝空间分布以及裂缝对产能的影响研究提供了基础。研究表明,礁灰岩储层中单井产能与裂缝发育程度有较好的对应关系,单井裂缝发育程度越高其产能也越高,为油田后期调整井的设计和实施提供了地质依据。     

欢喜岭油田提高稠油采收率技术应用实践

欢喜岭油田稠油油藏经过20多年开发已进入“两高一低”,即高含水、高采出程度和低油汽比的开采阶段,常规蒸汽吞吐开发方式面临诸多矛盾,进一步提高采收率难度大。为此,开展了稠油蒸汽吞吐转换为蒸汽驱、利用水平井技术实现老油田“二次开发”及提高稠油吞吐井开发效果配套技术（包括分层注汽、组合注汽、水平井多点注汽、水平井双管注汽、化学辅助吞吐等）的研究与应用。措施实施后,累计增产原油110.6×104t,创经济效益11.7亿元。     

地质导向技术在煤层气开发中的应用

传统的煤层气开采方式为地面直井排水降压开采,但这种方式开采煤层气单井产量低、经济效益比较差。采用水平井开发煤层气能够增加区块煤层控制面积,提高单井产能。目前沁水盆地北部煤层气开发已布置多口U型开发井。为了实现低成本高效开发,随钻测井参数仅有方位伽马。通过采用地质导向技术,保证水平井水平段轨迹钻入目标煤层内,提高煤层钻遇率。     

精细油藏描述技术在水平井轨迹设计中的应用

大庆油田萨中开发区自从2002年起进行水平井开发技术研究,经过几年的探索,形成了较为完善的挖潜厚油层顶部剩余油的水平井水驱挖潜技术。研究过程中,精细油藏描述技术在调整对象的确定、储层内部结构认识、水平井空间轨迹设计等方面发挥了重要作用,且该技术亦逐步得到完善。水平井的开发效果,取决于前期精细油藏描述的准备工作。如果在一定的油层条件下,选井过程中有较高的前期地质研究基础,对油藏认识比较清楚,构造、储层、流体特征刻画细致,并能够建立精细地质模型,则水平井就能得到较好的开发效果。大庆油田主力油层聚驱后设计的第一口水平井位于剩余油滞留区内,该井完钻井深1620m,完钻水平段长度563m,油层钻遇率达到67.1%。在深入研究剩余油分布状况、优化轨迹设计基础上,进行调整挖潜,该井初期投产日产液为134t/d,日产油为12.9t/d,含水为90.4%,含水较同类型直井低7个百分点以上,产能是直井的2倍以上,获得一定的开采效果。     

Horizontal drilling assessment in Western Canada

The first horizontal well was drilled in Saskatchewan in 1987. Since then, the number of horizontal wells drilled has escalated rapidly, averaging approximately 500 per year since 1993. When combined with horizontal wells drilled in Alberta, the major Canadian oil-producing province, the total number drilled in 1995 was 978. This total exceeds the National Energy Board (NEB) projected maximum of 816 wells per year. The NEB projections were based on a break-even point for the drilling of horizontal wells of a return of CDN $285,000 using a discount rate of 15%. This corresponded to a cumulative production from each individual well of some 11,000 m³. The introduction of a royalty-free production volume of 12,000 m³ per horizontal well in Saskatchewan was instrumental in stimulating the rapid expansion in the use of horizontal wells and helping Canada to exceed the forecasted drilling level. Within Saskatchewan, daily production from 1964 active horizontal wells is in excess of 20,000 m³. Comparative analysis indicates that the average daily production per well has increased from approximately by 40% with the advent of horizontal wells. In total production terms, provincial production has increased from 11.7 million cubic metres in 1989 to 20.9 million m³ in 1996. This represents an increase of almost 79% based primarily on the extensive use of horizontal wells. In 1996, horizontal wells produced 36% of the province's oil from 12% of the active wells. In the southeastern producing area of Saskatchewan, the Williston Basin, declining oil-production has jumped 100%, with horizontal wells accounting for approximately 50% of total regional production. Pay zones in this area, as in most of the province, tend to be relatively thin, with net pay frequently less than 5 m. The modest investment of some CDN $5 million in government research funding 10 years ago to simulate the development of horizontal wells, combined with a favourable royalty structure, has been at least partially responsible for very significant benefits to the provincial economy. In Saskatchewan, horizontal wells have (i) paid over CDN $400 million in royalties since 1990, (ii) annually generated CDN $525 million in investment and (iii) sustained 4350 jobs. Details pertaining to the Winter Cummings Sand Pool and others as examples of the success of the horizontal well program in Saskatchewan are discussed in this paper.     

西非深水油田开发经济界限可采储量和产量评价研究

西非深水地区特殊的地理环境和复杂的合同财税条款,决定了勘探开发的高风险、高投入和高难度,其经济界限既不同于国内,也不同于浅海和陆上。到目前为止,未曾见到针对该地区油气田勘探开发经济界限方面的公开研究成果。根据长期从事海外油气田评价的实际经验和相关理论,对该地区油田开发经济界限可采储量和产量评价进行了探索研究。通过对经济评价指标进行筛选和确定,结合贴现现金流法,对经济因素影响最大的油价、开发投资等敏感性参数进行分析,得出一系列图版。同时,对尼日利亚地区目标油田的不同年产规模和不同井数条件下的经济界限产量和可采储量进行评价。研究结果表明,无论在不同年产规模还是不同井数情况下,经济界限可采储量和产量与油价均呈反比关系,与投资变化均呈线性增长关系。同时,在考虑财税政策下,要回收开发投资、操作费用和弃置费用等,西非深水油田经济界限产量、经济界限可采储量至少要在800×104m3/a和5000×104m3以上,若采出程度为40%,油田经济界限动用地质储量、经济单井动用储量要在1.3×108m3和350×104m3以上。     

应用水平井挖掘杜84块兴Ⅱ组单砂体稠油油藏潜力

辽河油田杜84块兴隆台油藏纵向划分为兴Ⅵ组、兴Ⅲ组、兴Ⅱ组、兴Ⅰ组四套油层组。其中,兴Ⅵ组采用直平组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术),兴Ⅰ组采用双水平井SAGD,兴Ⅱ、Ⅲ组互层状油藏水平井吞吐挖潜,实现杜84块多元化立体高效开发。通过开发方式转换,杜84块实现了油田纵向储量的均匀动用,很多区域达到或超过油田标定采收率(29.2%)。通过深化地质研究,发现兴Ⅱ组还存在未得到有效动用的单砂体油藏。结合部署界限和油藏发育情况,在兴Ⅱ组隔夹层发育稳定区域部署规划两口水平井杜84兴H2111井、杜84兴H2112井,控制地质储量11.5×104t,部署区域基本未动用。两口水平井目的层厚度在7m左右,水平段长度为240m以上,单井储量在5×104t左右。应用近钻头地质导向、随钻地质跟踪以及水平井同注同采技术,挖潜单砂体油藏潜力。     

油气田产能建设投资与单井日产量最优经济评价研究

为保证油气田投资的效益，将经济评价方法和产能建设投资方法结合起来，建立经济评价模型、百万吨产能投资模型及单井日产量计算模型，再结合油气田开发的实际数据，应用模型计算结果，在考虑产量递减和含水率上升规律的前提下，研究百万吨产能投资大小与单井日产量、井深之间的关系。结果表明，在内部收益率一定的情况下，井深不变时，百万吨产能投资与单井日产量成反相关的关系；百万吨产能投资不变时，井深与单井日产量成正比。     

我国未来能源投资的效益与风险研究

能源投资效益是关系经济发展的一个重要经济参量。本文分析了我国能源行业投资效益的基本特征、各能源品种投资效益水平及发展趋势,并基于定量模型,对2006～2050年期间我国能源行业投资的直接和间接效益分别进行了预测,并着重讨论了投资效益的风险影响因素。结果认为,在基准情景下,2006～2050年我国能源行业投资可以期望的直接经济效益为95万亿元(2005年不变价),间接经济效益为105万亿元,这还不包括对促进就业、环境保护、技术创新等方面的社会效益贡献。而且,这些能源投资的效益是有保证的,投资风险较小。     

高125-22超短半径侧钻水平井钻井技术

超短半径侧钻水平井挖潜剩余油技术特别适用于厚油层顶部剩余油藏、过渡带稠油油层、局部圈闭的剩余油和外围薄差油层的开采。结合相关技术,自主研发了超短半径径向侧钻水平井技术,曲率半径仅有3.2m,水平段可以达到20m以上,井眼直径达到118mm。由于曲率半径特别小,因此需要特殊的工艺技术进行钻进施工。对施工工艺技术和施工参数进行研究,其中施工工艺技术研究主要包括开窗、造斜及水平钻进工艺;施工参数研究主要是泵压和钻压。通过理论研究,得出一套合理的施工工艺方法及其施工参数,并在理论研究的基础上进行了现场试验施工,整个施工过程采用反循环钻进方式,造斜及水平钻进采用特制工具施工。通过现场试验,证实施工参数理论研究结果是合理的,能够满足超短半径水平井现场施工的要求。