天然气藏可采储量标定新思路及增加可采储量的技术途径

通过对中原油田复杂断块气藏可采储量的研究，提出了气藏可采储量标定的新思路，即以井控地质储量为基础标定可采储量，在对复杂断块气藏开发地质特征总结研究的基础上，进一步探讨了提高可采储量的思路及技术途径。     

水驱曲线在小断块油藏可采储量计算中的应用与评价

水驱特征曲线是水驱开发油田进入中、高含水期后进行年度及阶段可采储量标定和开发指标预测的主要方法之一,它反映了在一个独立的水动学系统内累计产油量与累计产水(液)量之间的变化关系。优选两个开发接近末期的水驱开发油藏,对其不同时期的可采储量利用五种水驱曲线法进行计算,评价各种水驱曲线方法在小断块油藏可采储量标定中的应用效果。     

复杂断块油藏区块分类优选方法

为解决海拉尔盆地复杂断块油藏地质条件复杂、油藏埋藏深、产能差异大等带来的区块优选难度大、开发区块接替难、开发经济效益差等油田开发实际矛盾,开展了复杂断块油藏区块分类方法优选研究。运用层次分析法,优选储层评价参数,构建层次分析模型,建立判断矩阵,开展区块分类优选;运用经济评价法,结合开发概念设计及不同开发模式下开发经济界限研究,开展区块开发经济性评价分类。综合形成了复杂断块油藏区块分类优选方法,为海拉尔盆地复杂断块油藏储量评价及开发部署指明了研究方向。     

使用油井构成法分类标定可采储量

水驱断块油藏开发中后期因停井和开发调整,很难找到相对稳定、适合动态法标定可采储量的开采规律段。通过研究油藏不同阶段的油井产液与含水情况,提出油井构成法,将单元中的油井分为稳定生产的老井、投产的新井、关停井三类,把油藏的产液构成按照油井类型进行划分,然后分别使用动态法标定,再加和,得到开发单元合理可靠的可采储量。     

复杂断块砂岩油藏提高水驱采收率技术研究

结合中原油田复杂断块砂岩油藏开发实践,重点研究了复杂断块油藏的基本地质特征、采收率评价、剩余油分布研究、提高水驱采收率技术及技术经济界限等.探索出了一套复杂断块砂岩油藏提高水驱采收率的研究思路、方法和配套挖潜技术.对同类型油田中高含水期提高水驱采收率,实现高效开发具有一定的借鉴和指导意义.     

可采储量标定方法在张天渠油田的应用

在可采储量标定中,因油藏类型及开发阶段不同,很难用一种方法合理标定所有单元的可采储量,通过对单元开发指标与剩余可采储量及储采比匹配关系的研究,提出不同类型油藏的可采储量标定方法。以低孔低渗中后期注水开发的张天渠油田为研究对象,比较了经验公式法、递减曲线法及水驱曲线法在油田中的应用状况,从而筛选出了适用于张天渠油田可采储量标定的递减曲线法,标定出该油田合理的石油可采储量是55.97×104t,为油田的下步合理开发提供了科学依据。     

黄骅坳陷孔南地区复杂断块油藏评价建产对策研究

复杂断块油藏具有构造复杂、含油面积小、岩性变化快、油层平面非均质强特征。本次以黄骅坳陷孔南地区复杂断块油藏为研究对象,在实际工作中总结出复杂断块油藏评价建产方法,对同类油藏的评价建产具有指导意义。     

极复杂断块油田微型构造研究方法及应用

针对胡庆油田构造复杂、断块破碎的地质特点,运用构造整体解释与精细研究相结合方法,采用地震层位精细标定、高分辨率三维地震人机联作精细构造解释等技术,落实了整体构造格局及断层在空间上的展布状况,摸索出了微构造油藏的成藏规律和勘探方法,发现了一批与小断层有关的微型构造油藏,对极复杂断块油田的滚动增储具有重要的地质意义。     

江汉油田复杂断块油藏开发技术对策研究

江汉油田分公司复杂断块油藏占已动用开发单元和石油地质储量比重大,该类油藏具有断层多、含油面积小、含油层系多、井段长、储层物性差异大等地质特点,复杂断块油藏标定采收率相对较低,目前近半数复杂断块油藏已处于高采出程度、高含水阶段,后期开发调整难度大。通过进一步的油藏分类研究和大量的开发实践,有针对性地制定开发技术对策,指导复杂断块油藏开发,改善开发效果,提高最终采收率。     

复杂断块油藏老区加密调整区块优选方法研究

以国内某复杂断块田26个开发单元为研究对象,在总结前人研究的基础上,从是否需要加密调整、加密调整是否经济可行、加密调整是否技术可行等三方面入手,建立了复杂断块油藏老区加密调整区块优选方法,实例应用结果表明,通过该方法优选出的区块加密调整后取得了较好的开发效果,为同类油藏改善开发效果提供了一定的技术指导。     

致密油藏可采储量概率快速评估方法 ——以红河油田长8油藏为例

致密油藏储层致密、大面积含油、局部"甜点"富集、油水分布复杂以及后期工程改造带来的储层复杂性,决定了其单井开发动态与可采储量分布具有较大的差异性和较强的不确定性,很难用常规的储量评估方法得出合理的确定性认识.通过引入北美对非常规页岩油气藏储量的评估方法,采用已开发井确定单井储量,再用已开发井储量的概率分布特征来表征区块...     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

油气资源可采系数研究

中国以往的油气资源评价侧重于对地质资源量的评价,如何由地质资源量得到可采资源量一直是油气资源评价中的难题。为此,在新一轮(2003-2007年)全国油气资源评价中,对油气资源可采系数开展了专项研究。首先,将国内石油评价单元划分为中生代坳陷高渗单元、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗单元等24种类型,将天然气评价单元划分为克拉通盆地古隆起单元、前陆盆地冲断带单元等16种类型。然后,在对油气藏地质特征解剖和开发特征描述基础上,主要采用统计分析方法和类比分析方法,分析了评价单元地质、开发特征与可采系数之间的关系,进而建立起各评价单元油气资源可采系数的取值标准,为可采资源量的计算提供了依据和标准。     

深层凝析气藏单井控制地质储量下限研究

我国东部气田近几年探明深层凝析气藏的储量规模越来越大，但气藏开发技术难度大、工艺复杂，使开发风险增大。开发好深层凝析气藏的关键之一就是要确定气藏单井控制地质储量下限，指导开发井位部署，优化井位设计，提高其经济开发效益。以东濮凹陷深层凝析气藏为例，综合应用气藏工程理论和现金流量法，对深层凝析气藏单井经济可采储量和控制地质储量下限进行了研究，在此基础上对影响气藏单井控制地质储量下限的因素进行了分析，认为气藏单井控制地质储量下限与气藏单井产能、天然气价格、凝析油含量呈幂指数递减规律，与井深呈指数递增关系。     

气顶边水油藏气/水驱产油量贡献评价方法

通过对锦州油田S31油藏的油气、油水两相渗流规律研究,结合物质平衡方程,推导建立了气/水驱产油量贡献评价方法,量化了该类油藏气驱和水驱在累计产油量中的贡献,为气顶边水油藏可采储量和开发效果评估奠定了基础。研究结果表明：①水平井井网将气顶边水油藏分为受气驱作用和受水驱作用2个部分,可分别对其进行可采储量及开发效果评价;②气/水驱产油量贡献评价方法反映了该类油藏气/水驱贡献产油量与生产气油比、含水率存在内在联系,利用生产动态数据可计算出气驱和水驱在累计产油量中的贡献;③利用气驱、水驱贡献累计产油量和生产动态数据,结合气驱、水驱特征曲线,以及气驱、水驱开发效果评价图版,可以评价气顶边水油藏可采储量和开发效果,为油田后续挖潜指明方向。     

致密砂岩气藏单井动用地质储量和技术可采储量计算方法——以鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏为例

鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。     

缝洞型碳酸盐岩油气藏关键开发指标预测方法及应用

针对缝洞型碳酸盐岩油气藏关键开发指标预测难度大的问题,运用物质平衡理论、井控动态储量评价及已投产储集体动态、静态参数回归分析等方法,建立了由孤立缝洞型油气藏到区块整体的关键开发指标预测方法,可相对准确地预测单井及区块的可动用储量、可采储量、采收率及气举措施增产油气量等关键开发指标。研究方法应用于中古I区块,结果表明:该区块天然能量情况下油、气可采储量分别为85.8×10⁴、26.6×10⁸m³,油、气采收率分别为27.8%、59.2%,区块内未投产储集体可动用储量规模为36.4×10⁸m³,气举措施后油、气采收率分别为32.6%、68.4%,气平均举措施油、气采收率增幅分别为4.8、9.2个百分点。该方法可以有效预测此类油气藏单井储集体及区块的关键开发指标,为开发方案编制及技术政策制订提供依据。     

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千米桥潜山位于北大港构造带东北倾没端大张坨断层上升盘 ,夹持于大张坨和港西断层之间 ,总构造面积约 10 0km2 。部署的 8口井中 ,板深 8、板深 7井试采 ,在奥陶系获得高产油气流。文中根据千米桥潜山凝析油气藏储集层特征和构造研究结果 ,进行板深 7、板深 8潜山凝析油气藏的产量预测。利用现金流量法预测千米桥板深 7、板深 8潜山凝析油气藏经济可采储量和经济采收率 ,当油价为 12 2 0元 /t,预测出凝析油和干气的经济可采储量分别为 114.0× 10 4 t和 71.4× 10 8m3 ;凝析油和干气的经济采收率分别为 2 1.90 %和 46 .73%。用概率分布方法进行风险性评价 ,评价出凝析油的三种经济可采储量即可能储量、概算储量、证实储量分别为 119.9× 10 4 t,115 .4× 10 4 t,10 8.1× 10 4 t;干气的三种经济可采储量分别为 75 .2× 10 8m3 ,71.9× 10 8m3 ,6 6 .6× 10 8m3 。并对经济可采储量进行了不确定性因素分析。