中东地区已发现大油田储量增长特征及潜力

以中东地区大油田为研究对象,对不同时期估算的新增可采储量进行对比,分析其储量增长特征;通过统计油田的年储量增长系数,采用最小二乘法建立年储量增长函数,对中东地区已发现大油田的储量增长潜力进行了预测。新增可采储量由两部分组成:新发现储量和已发现油气田的储量增长。研究发现,中东地区过去几十年已发现大油田的储量增长有较大幅度的增加,而新发现储量有所减少。已发现大油田的储量增长为新增可采储量的主要贡献者,占新增可采储量的比例从1981—1990年的71%增加到2001—2010年的96%。根据建立的储量增长函数,估算中东地区已发现大油田未来石油储量增长约为4 366×108 t,储量增长潜力巨大。图5参19     

数理模型储量预测法在泌阳凹陷的应用研究

泌阳凹陷处于高勘探程度阶段,对于资源潜力预测及经济效益下限学术期望较高。在调研国内外数理模型预测法研究的基础上,分析了速率拟合法,翁氏模型、油田规模序列法、龚帕兹模型、帚状模型在油气勘探中的地质含义和不同参数对于预测结果的影响,最终应用以上5种模型对泌阳凹陷油气储量增长趋势进行了预测。认为泌阳凹陷总资源量4.1×10~8 t左右,剩余石油地质资源量1.3×10~8 t,资源潜力较大,"十三五"期间年探明石油地质储量(50~430)×10~4 t,共计新增探明石油地质储量805×10~4 t,增速放缓。通过经济油田研究,认为泌阳凹陷平均单井极限可采储量为0.704×10~4 t,地质储量经济下限为2.302×104 t。     

美国地质调查局的储量增长模型及其实施

美国地质调查局（USGS）已建立了几个数学模型用来预测美国和世界油田的储量增长。这些模型是以美国油田历史储量增长模式为基础建立的。用过去的储量增长模式来推断未来的储量增长。因为各个油田规模的变化是无常的，所以这些储量增长模型采用的是统计学方法，这样便可以把所有油田（populations of fields）的体积变化运用到模型当中。油田年龄作为尺度被用来衡量为提高储量增长所进行的油田开发努力。 在做《USGS世界油气评估2000》的时候，并没有可用的世界已发现油田的储量增长模型。因此，对储量增长的预测都是以美国的油田历史储量增长模型为基础进行的。为了检验这种做法的可行性，对世界上（除了美国和加拿大）186个大型油田进行了储量增长预测。另外，把这些油田分为欧佩克之内和之外两种情况进行了预测。尽管美国和世界其他地区的油田在储量的定义上存在差异，该模型提供的储量增长预测整体上与这186个油田在1981年到1996年间的实际储量增长以及对欧佩克和非欧佩克两种分类情况下的实际储量增长非常吻合。     

已发现油田储量增长潜力评价——以扎格罗斯盆地为例

已发现油气田储量增长评价是油气资源潜力评价的主要研究内容,评价对象所处区域的地质和开发条件不同,储量增长预测模型也各不相同。采用修正Arrington方法,分析了扎格罗斯盆地已发现油田可采储量随着油田年龄增长的变化规律,建立了可采储量累积增长系数和油田年龄的数学模型,预测了盆地已发现油田储量增长的潜力。同时分别研究了不同储量规模、不同发现年代油田对储量增长的贡献。研究表明：扎格罗斯盆地储量增长模型符合幂函数形式,已发现油田在未来30年可采储量将增长20.7%。随着盆地勘探开发的进程,储量增长速度呈不稳定的阶梯状,其中可采储量规模大于150 MMb的油田储量正增长的潜力较大;在相同时间段内,已发现油田的储量增长速度远远大于新油田的发现。     

塔里木盆地油气储量及其分布特征

油气储量是油气勘探的重要成果之一。油气储量的增长、变化和分布规律是对一个盆地勘探历程和未来油气勘探潜力的综合反映。塔里木盆地的油气勘探自20世纪80年代中期开始进入一个新的发展阶段,油气储量持续不断地增长。截止到2001年底,塔里木盆地累计探明石油地质储量5.38×10⁸t,天然气地质储量6131.95×10⁸m³。石油与天然气资源探明程度分别为4.65%及5.39%,探明程度较低,依然具有较大的油气勘探潜力。塔里木盆地已发现的油气田,以中型油田和大型气田为主,油田的储量丰度为低-中丰度,气田的储量丰度以中-高丰度为主。塔里木盆地已获油气地质储量在构造单元和层位上呈明显的不均一性。已发现的石油地质储量主要分布在沙雅隆起和卡塔克隆起,分布层位主要为奥陶系、石炭系、三叠系和第三系;已获天然气储量主要分布在库车凹陷,分布层位主要为白垩系和第三系。     

“十二五”中国油气储量增长特点及“十三五”储量增长展望

"十二五"(2011—2015年)期间,中国新增探明油气地质储量创历史新高,石油探明地质储量呈高峰稳定增长,天然气探明地质储量实现快速增长,煤层气探明地质储量进入较快增长,并首次探明了页岩气和致密油储量。中国西部和海域已接替东部成为油气储量增长的主力地区。深水、叠合盆地深层、前陆盆地等新区、新领域的突破为中国油气储量增长做出了重要贡献,但新增油气储量依然以低品位储量为主。"十三五"(2016—2020年)期间,预计中国探明油气地质储量仍将保持高峰增长,年均新增探明石油地质储量(10~11)×108t,新增天然气地质储量(8 000~10 000)×108 m3。天然气增储的潜力大于石油,非常规油气储量将快速增长。储量增长的领域更趋复杂,科技进步对储量增长的作用愈发重要。     

中石油风险勘探新增可采油气储量13亿吨油当量

正从中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司获悉,2004年以来,中国石油积极推进新区新领域风险勘探,取得显著成效,累计新增探明油气地质储量30×10~8 t油当量,累计新增可采油气储量13×10~8 t油当量,相当于每年新增2～3个大型油田,强力推动储量持续高峰增长,为油气平稳生产、保障国家能源安全夯实了资源基础。     

2005年世界油气新发现——全球新油气田发现规模减小，储量修订和新油气田开发投产是储量接替的主要来源

根据美国IHS能源咨询公司的统计，2005年全球（除美国本土和加拿大之外）新发现油气田320个，但储量规模在10亿bb1（1．37亿t）油当量以上的大油气田发现为零。尽管如此，大多数公司通过已发现油气田的开发投产和老油气田的储量修订完成甚至超额完成了储量接替的计划。     

对《美国地质勘察局2000年世界石油评估》报告的评价

本文采用1995年以来的数据，对比了从1996年1月至2003年12月所报告的常规原油和天然气新增储量与《美国地质勘察局2000年世界石油评估》报告所评估的预测潜在储量和预测新增储量。在评估之后的8年中（相当于评估时间段的27％），已实现了大约28％的预测新增原油储量和大约ll％的预测潜在原油储量，以及略超过一半的预测新增天然气储量和大约10％的预测潜在天然气储量。在1995年至2003年期间，已发现油田中的新增原油储量超过了新发现油田的储量，从全球范围来说，这两者的比例为3：1。新增原油储量最多的地区为中东和北非，而储量最大的新发现油田则出现在非洲的下撒哈拉地区。新增天然气储量最多的地区为中东和北非，而储量最大的新发现气田则出现在亚洲的太平洋地区。按照油气当量计算，新发现气田的储量则超过了新发现油田的储量。     

涩北一号气田勘探历程及储量增长因素分析

涩北一号气田位于柴达木盆地东部,勘探历史长达２０余年。第一阶段（１９６４～１９７７年）多数井打在构造外围,含气高部位实际无井控制,加之使用盐水钻井液而导致电阻率测井曲线失真,遗漏大量气层,估算Ⅱ类探明天然气储量为３７．０４×１０８ｍ３;第二阶段（１９９０～１９９１年）补钻５口评价井,各井测井资料质量都比较好（以高电阻率和高声波时差为依据解释气层）,取了总长３１８．６１ｍ的岩心,获得大量分析化验资料,在此基础上重新计算气田储量,累计Ⅱ类探明天然气储量为１６２．０１×１０８ｍ３;第三阶段（１９９６～１９９７年）,已有４ｋｍ×６ｋｍ地震测网密度的地震资料,在地震处理成果指导下钻涩２７井,根据涩２７井和Ｓ４３井选层（低声波时差层）试气结果,建立了新的气层解释标准,再次计算气田储量,累计Ⅱ类探明天然气储量达到４９２．２２×１０８ｍ３。储量大幅度增长的关键,在第二阶段是改善测井环境从而提高了测井资料的质量,在第三阶段是找到了符合气田地质规律的测井解释标准。涩北一号气田的勘探史是对老资料不断深入认识的历史,为老油气田的地质研究提供了有益的经验。图３表４（王孝陵摘     

全球油气探明储量与大油气田的分布及地质构造背景

世界探明油气储量的空间分布很不均匀,其中中东地区的油气储量最为丰富。全球大油气田的分布可划分为27个聚集区,其构造类型可归纳为6类。从构造背景分析,以被动边缘型和大陆裂谷型大油气田为主。笔者扼要而综合性地介绍全球油气探明（剩余可采）储量、油气储产比、大油气田聚集区的地域分布及其特征,大油气田的发现与分布特征及其在油气储量中所占的比重与作用,大油气田形成区的大地构造类型,进而举例介绍典型大油气田的地质概况,如典型大油气田加瓦尔油田和乌连戈伊气田的油气地质特征。     

预测油气田产量和可采储量的新模型

基于概率统计中的对数正态分布,建立了预测油气田产量、可采储量、最大年产量及其发生时间的新模型,并提出了求解模型的线性试差法.通过我国两个油田的实际应用表明,该预测模型是实用有效的.     

预测剩余可采储量和储采比的方法 --以大庆油田萨北过渡带为例

剩余可采储量和储采比是油气田开发的两个重要参数。剩余可采储量是油气田未来开发的物质基础,而储采比则是分析和判断油气田未来开发形势的特殊指标。当储采比接近于10时,油气田的开发可能会进入递减阶段。基于Rayleigh(瑞利)模型的完善推导,提出了预测油气田剩余可采储量和储采比的方法。通过实例的应用证明了这些方法的有效性。     

应用广义伽马旋回模型预测油气田产量与可采储量

基于概率统计中的广义伽马分布密度函数,建立了一种预测油气田产量、可采储量、最大年产量及其发生时间的新模型,并给出了求解该模型的线性试差法,最后通过两个油田的实际应用,表明该预测模型是实用有效的。图１表２参４（陈志宏摘     

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。     

预测油气藏可采储量的一种简易方法

研究提出了一种新的产量递减率微分方程,这个方程与J J阿尔普斯的递减率微分方程在形式上是不同的,并由此推导出了一种油气藏可采储量预测方法.方法的实质是:油气藏产量出现递减之后,年产油量的平方根与累计产油量在直角坐标中是一条下降的直线.根据该直线和废弃年产油量可以预测油气藏的剩余可采储量,将预测的数值加上递减时的累积采油量,便得到油气田的可采储量.该方法简单实用,可以作为标定油气藏可采储量的一种有效方法.文中用较多的油田开发实例证实了上述理论方法的可靠性与实用性.     

国内外油气储量管理模式对比

介绍了国内外储量管理模式，并从储量的分类、定义、计算时间与方法及用途等方面进行对比，发现国外储量管理的重点是储量的现时价值，即剩余经济可采储量及其价值的大小，强调的储量的经济性；而国内储量管理的重点则是储量的实物量，即探明储量和技术可采储量的大小，强调的是储量数量的多少。为了适应新的形势，必须转变现有的储量管理模式，变储量实物量管理为储量资产化管理。     

应用Petrel进行储量计算的实践与认识

油气储量是油气田勘探开发过程中的综合反映,储量计算结果的合理程度直接影响到油田勘探开发决策。基于高精度的三维储层地质模型进行储量计算,不但解决了传统容积法在进行复杂油气藏储量计算时储量参数难以取准的问题,同时能够更加准确地反映储量的分布范围。以新立一新北地区为例,在高精度三维地质模型基础上应用Petrel计算出的储量值客观合理,综合运用计算出的储量值与储量丰度值结合相关参数进行储量评价,为油田开发调整提供了地质依据。     

利用单井控制储量研究非均质油藏剩余油分布特征

针对G油田XX井区非均质油藏参数变化难于适应剩余油分布富集描述的问题,利用单井控制计算储量,将油层有效厚度、物性和原油性质接近的油砂层控制在一个单井计算单元内,考虑非均质油砂层参数平面和纵向上的差异及其油气采出量,计算出了各油砂层单井控制地质储量、技术可采储量和剩余可采储量。利用单井控制可采储量,分析单井剩余可采储量和剩余油分布图表,阐明了剩余油平面和剖面分布富集井区、层位及其相应位置和形态,提供了目的层段剩余油挖潜规模、范围及其具体井位和富集量,为剩余油挖潜和高效开发指明了方向。