气藏开发操作成本经济界限模型与应用

在天然气气藏经济评价中,主要运用内部收益率、净现值、投资回收期等技术经济指标对其开发效益进行评价。进入开发阶段,天然气气藏的勘探和产能建设已结束,操作成本的高低,将直接影响天然气气藏开发的经济效益。通过运用技术经济的基本原理,结合天然气气藏开发的收益、支出和投资情况,建立天然气气藏开发操作成本经济界限模型,得到天然气气藏开发操作成本经济界限与单井日产量、井深、价格之间的关系数据,运用SPSS软件对这些数据进行多元线性回归,得到了天然气气藏开发操作成本经济界限与单井日产量、井深、价格之间的数学模型,为天然气气藏开发操作成本经济界限的计算提供一种简便方法。     

天然气新增动用可采储量标定方法研究及其应用

年度气藏新增动用天然气可采储量是考核生产效益的重要指标之一,但关于新增动用天然气可采储量的计算尚无明确的规定和方法,部分油公司多采用算术平均的方法,这显然是不合理的。文章从统计学的角度出发,结合四川气区的气藏地质和气藏工程特点,在对大量气藏实际地质、生产数据样本分析的基础上,研究了不同气藏类型气井无阻流量、稳定产量以及单井控制可采储量之间的相关关系,并利用它们之间的相关关系计算气藏的新增动用可采储量。该方法已成功应用于西南油气田分公司2002年、2003年、2004年度的天然气新增动用可采储量的标定及申报工作中。     

中国石化天然气开发新成果及其启示

近年来,中国石油化工集团公司全面实施天然气大发展的战略部署,以效益为中心,以技术为保障,以产量快速增长为目标,加大了老区调整挖潜力度,加强了新增探明储量评价和新区产能建设步伐,针对复杂气藏开发技术开展了攻关和新技术推广应用,进一步精细气藏管理,提升科学管理水平,促进了中国石化天然气开发跨入新的发展阶段,取得了一系列重大成果和重要认识,为今后实现天然气开发工作又好又快发展夯实基础。     

低渗透气藏开发经济临界产量分析方法及其应用

为经济、有效开发低渗透气藏,针对低渗透气藏的开发特点,通过引进年产量计算系数、产能建设边界指标,运用动态盈亏平衡分析,推导出综合考虑当年建成产能贡献率、产能到位率、产量递减情况和资金时间价值等因素的低渗透气藏开发经济临界产量计算公式。该公式克服了现有经济临界产量计算公式考虑影响因素不全面的不足,分析内容更加全面、计算结果更加符合低渗透气藏的开发实际。利用该公式不仅可以计算低渗透气藏开发的经济临界产量、亿立方米产能建设投资边界,而且还可以分析经济临界产量对天然气价格、操作成本、基准收益率等技术经济参数的敏感性,其分析和计算结果对低渗透气藏开发的投资决策和组织生产具有参考意义     

测试资料在火山岩气藏评价中的应用——以徐深气田为例

火山岩气藏开发是近年来天然气勘探开发的热点领域,利用测试资料评价火山岩气藏是优质开发这类气藏、提高对气藏认识重要方法之一,测试资料通常包括压力资料、温度资料、产能资料和流体物性PVT资料等。以徐深气田为例,根据测试资料建立了火山岩气藏试井解释模型,评价储层连通性,判断储层的压力变化,分析水气井的动态特征;根据不稳定试井可以判断表皮系数和裂缝对徐深气田水平井的影响;根据分析生产动态资料可以确定气井合理产量。     

气层产能分析方法研究与应用

气井产能评价是气田开发生产中的一项重要任务,确定气井的产能不仅是气井合理配产的需要,也是气井动态分析及预测的基础。首先对气井产能确定的各种方法进行了评价,然后针对不同类型气藏(纯气藏,含水气藏,异常高压气藏,凝析气藏,低渗透气藏)的产能确定方法进行评价,并在讨论各种气井产能分析方法的同时,建立起了二项式产能方程和求算绝对无阻流量公式。     

四川气区天然气新增动用可采储量标定方法研究及其应用

自中国石油重组上市以后，年度气藏新增动用天然气可采储量成为考核各油气田分公司的重要指标之一。但国内关于新增动用天然气可采储量的计算尚无明确的规定和方法，部分油公司多采用算术平均的方法，这显然是不合理的，因为一个气藏各生产井的地质条件各不相同，各井的产能情况也存在差异，因此各井所控制的可采储量应该是不同的。因此，从统计学的角度出发，结合四川气区的气藏地质和气藏工程特点，在对大量气藏实际地质、生产数据样本分析的基础上，研究了不同气藏类型气井无阻流量、稳定产量以及单井控制可采储量之间的相关关系，并利用它们之间的相关关系计算气藏的新增动用可采储量。该方法已成功应用于西南油气田分公司2002和2003年度的天然气新增动用可采储量的标定及申报工作中。     

四川盆地：技术催生大效益

四川盆地天然气藏具有整体低渗透的大背景,不同区域、不同层系的低渗透气藏特征差异较大,低渗透、有水、强非均质、多层组等复杂因素交织,制约了气藏的规模效益开发.复杂地质条件下储层预测和气藏描述、提高单井产量工艺改进与成本控制、低速非达西渗流机理作用下产能评价及动态分析、治水维护产能同动用低渗透储量对策优化,是四川盆地低渗透气藏开发的主要难点.     

一种利用生产动态历史评价异常高压气井产能的新方法

异常高压气藏井下地层压力监测及产能试井存在井口压力高、井控风险大、井底温度压力高、数据稳定性差、油管损伤大等现实问题,导致常规产能试井应用规模受限。通过对气井产能评价方法的研究,在利用井口油压考虑动能项确定井底流压的基础上,应用气井的生产动态数据对单井产能进行评价,并据此计算气井的地层压力(PR)、层流系数(a)、紊流系数(b),建立气井产能方程实现气田实时产能评价,制定单井合理产能与气田合理产量。实例应用表明,利用地面生产动态数据确定的气井无阻流量与实测井底压力得到的无阻流量的相对误差仅为2.75%,验证了利用地面生产动态资料评价气井产能的合理性。该方法不仅节约了测试成本和消除了测试风险,同时给气藏动态分析、跟踪数值模拟与气藏管理提供了科学依据,对同类型异常高压气藏开发具有一定的借鉴和指导意义。     

运用多目标决策优选天然气开发区块

影响气藏开发效果的因素较多,在进行气藏开发投资决策时,必须综合考虑各方面因素,选择地质条件好、储量落实、产能高及经济效益好的气藏投入开发。为提高开发综合评价水平,建立了气藏多目标决策方法,并对新疆油气区10个气藏进行了综合评价和优选。通过该方法的应用,对进一步提高天然气开发投资决策水平、减少决策失误具有一定的实用价值     

中国超深层大气田高质量开发的挑战、对策与建议

中国超深层天然气勘探开发潜力巨大,已成为天然气业务增储上产、效益增长的主体和未来油气上游业务发展的重要战略领域,实现其高质量开发意义重大。为此,通过对气田开发特点、开发效果进行梳理和评价,明确了超深层大气田实现高质量开发面临的挑战,针对制约气田开发效果的关键认识和技术瓶颈,基于室内物理模拟实验、储层评价、气藏动态评价、数值模拟研究以及国内外气田开发的经验与教训,提出了超深层大气田高质量开发的要求,以及具体的对策与建议:①强化气藏前期评价,落实可动用储量,确定气田合理的产能规模,避免功能浪费;②优化井位部署与单井合理配产,实现气藏均衡开发,以获得高储量动用率和采收率;③持续进行钻完井技术及有针对性的储层改造技术攻关,通过前者进一步缩短钻完井周期、使开发成本不断下降,通过后者进一步提高单井产量、提高储量动用程度,实现低品位储量的有效动用;④创新管理模式,建立超深层大气田开发建设和生产运行的科学程序,严格控制产量上限指标,更加突出质量效益。结论认为,高质量开发超深层大气田是一项艰巨复杂的系统工程,勘探、开发技术和管理模式的持续创新是最终实现该目标的必由之路。     

榆林南区动态跟踪模拟及稳产潜力评价

综合应用压降法、流动物质平衡法、产量不稳定分析法等落实了榆林气田南区动储量．并在动储量评价过程中，对新引进方法进行了改进，形成了适合榆林气田实际情况的低渗气藏动储量评价方法：以一点法产能试井为基础，对低渗气藏产能变化规律、气藏合理生产规模进行了论证；在三维精细地质建模的基础之上．结合气井生产动态特征，对全气藏生产井进行精细的历史拟合，建立了气藏动态模型，并以此模型为基础评价气藏稳产潜力。通过研究，在动储量评价、产能论证、稳产潜力方面取得了相应的成果，为榆林气田南区高效合理开发奠定了基础。     

川东北地区河坝异常高压气藏产能评价探讨

在气井产能分析中,井底流压是十分重要的参数。川东北地区河坝飞仙关气藏属于异常高压气藏,无法将压力计下到井底,只能根据井口测试压力和产量来计算井底压力。目前计算井底流压的方法较多,但因计算模型及计算参数选择的影响,导致气井产能差异很大,给产能评价及合理产量确定带来极大难度。通过对克拉2异常高压气井井底流压及天然气无阻流量计算方法分析,井筒压力-温度模型法计算井底流压、压力平方法计算气井产能适合河坝异常高压气井。为此,选择井筒压力-温度模型法和压力平方法计算了河坝H井的产能,并与其它方法进行了对比分析,为河坝区块飞仙关异常高压气藏气井产能评价及合理产量确定提供了依据。     

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罗家寨气田飞仙关组气藏属于高含硫气藏，其有效储层厚度大、孔渗条件好、单井测试产量大，但是由于气藏高含硫化氢、中含二氧化碳的特征，使得其开采难度高，开发投资大，因此提高气藏开发效益、降低开发井投资的关键，就在于进一步提高气井单井产能、培育单井产能在100×１０４m３以上的高产气井。文章利用圈闭评价、气藏描述、储量计算、现代试井等技术对气藏沉积相、储层特征及纵横向分布情况、储量情况和单井测试情况等方面进行了综合分析认为，罗家寨气田飞仙关组气藏储层发育、储量大，具备了高产井培育的地质条件。并进一步利用数值模拟技术对部署的开发井罗家16H井的研究和论证后认为，通过水平井等工艺技术可以大幅提高单井产能，达到罗家寨气田飞仙关组气藏培育100×１０４m3以上高产井的目的。     

异常高压水驱气藏产能评价及预测方法

异常高压水驱气藏受技术条件、井筒条件等多种因素影响,无法将压力计下入井底,难以录取到测试资料。基于常规产能测试及评价原理,综合考虑异常高压气藏的开发特点,建立考虑应力敏感因素下的气井产能方程,同时考虑气井地质条件、临界水锥产量及压差、稳产期、临界携液产量和合理利用地层能量等因素,建立了一套异常高压气藏产能评价及预测方法。经对克拉2气田四口井的产能预测,计算结果与产能测试结果误差在10%以内。该方法可以确定单井产能,合理调节生产压差和配产,进行实时的产能预测,结果可靠,为生产调控提供可靠的理论依据。     

中国石油上市以来天然气开发的成果及启示

自1999年中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）在海外上市以来,天然气业务迅速发展,目前已成为中国石油最具成长性的主营核心业务。10年来,天然气开发主要取得6项重大成果：①突出前期评价,实现大中型气田科学开发;②产能规模建设,实现天然气产量快速增长;③技术整体配套,基本适应复杂气藏开发需要;④注重技术集成,初步建立4类气藏开发模式;⑤多项措施并举,老气田深化挖潜成效显著;⑥管理日趋完善,开发管理文件体系初步形成。同时获得5点启示：①科学的战略决策、明确的发展目标,是天然气业务快速发展的根本保障;②鉴于天然气开发生产过程中的内在特点,安全环保工作必须常抓不懈;③地质理论突破、勘探技术进步、储量快速增长,是天然气开发形成大场面的物质基础,必须加强;④科技进步是加快气田开发、充分动用低品位资源、提高复杂气田开发效益的必要前提,必须加大攻关力度;⑤必须继续注重主体技术完善配套、开发模式系统成型,以快速推进产能规模化建设。     

气藏水平井生产系统动态分析模型

对于水平井开发气藏，其生产系统由气藏内渗流和水平井井筒内流动两部分所组成。首先仿造采油指数的定义来定义压力平方形式下的采气指数，分别建立了气藏渗流及水平井筒流动的数学模型，该模型具有压力平方的形式，然后应用体积平衡原理将气藏内流动和井筒内流动联系起来，建立了产量耦合下生产系统分析模型，该模型实际上是水平气井的流入流出动态分析模型，分为层流、光滑管壁紊流、粗糙管壁紊流3种流态，推导出气藏水平井的产量随位置变化的关系式，并分析讨论了管壁相对粗糙度对气藏水平井产能的影响，在考虑水平井水平段内摩阻的情况下，实例分析了气藏水平井的流入流出动态关系。这为钻井工程、描述水平井流入流出动态、评价水平井产能、确定合理生产制度和管壁相对粗糙度对气藏水平井产能的影响提供了可靠的手段和方法。     

常规天然气藏均衡开发理论与关键核心技术

常规天然气藏（含致密气藏）是天然气产量的主力军和“压舱石”。为了推动我国气田开发水平的整体提升,基于气藏开发实践认识,剖析了常规天然气藏开发面临的非均衡动用与非均匀水侵两个核心问题,提出了常规气均衡开发理论,建立了天然气采收率数学评价模型,并依据模型关键参数确定了气藏均衡开发关键核心技术。研究结果表明：(1)气藏均衡开发理论内涵是通过打开压降通道或控制气水关系,降低气藏废弃压力,实现地层能量利用效率和采收率最大化;(2)气藏压降波及系数、压力衰竭效率、水侵波及系数及宏观水驱气效率是影响天然气采收率的4个关键参数,4个关键参数的乘积与叠加组合影响相应水侵与非水侵气藏的采收率;(3)气藏均衡开发基本原理包括储量均衡动用和气藏均衡压降2个方面,储量均衡动用核心技术包括开发单元精细划分、井型井网优化、储层改造与地面增压,气藏均衡压降核心技术包括水侵优势通道刻画、生产制度优化、水侵动态预警与综合治水等;(4)常规天然气藏开发始终要围绕提高4个关键参数开展工作,进而实现气藏的均衡开发,实现气藏开发效益最大化。结论认为,均衡开发理论的提出和实践有效支撑了鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏和四川盆地安岳气...     

低渗透气藏无阻流量的另一种求法

在低渗透气藏开发过程中,气井稳产条件差,导致气井的经济效益较低,所以合理配产,尽可能延长气井生产寿命是高效开发气藏的关键。生产实践中通常取绝对无阻流量(以下简称无阻流量)的1/3~1/5作为气井的合理产量,故准确确定气井的无阻流量至关重要。分析了常用确定无阻流量的各种产能试井方法,并比较其优缺点,阐述了测井资料评价无阻流量的理论基础,应用遗传神经网络技术实现了利用测井资料对无阻流量的准确预测。研究结果表明,利用测井资料和遗传神经网络方法建立无阻流量预测模型具有较强的可靠性,探索了一条在测试之前判断气层产能的新途径,对高效、合理地开发低渗透气藏具有一定的指导作用。     

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。