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。     

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...     

致密砂岩油藏水平井可采储量估算方法

致密砂岩油藏大规模压裂水平井可采储量是评价水平井开发经济效益的关键,而水平井累计产油及最终采收率与单井控制可采储量有关。利用产量递减法、采油速度法和试井解释3种方法估算了大庆外围T1试验区致密油藏大规模压裂水平井可采储量。结果表明:致密油水平井大规模压裂获得较高产量,但产量递减快,平均采油速度由第1年的2.4%降到第3年的1.1%,66.78%的可采储量在前3年采出;产量递减法和采油速度法预测单井平均可采储量分别为1.31×104t和1.28×104t,解析试井法预测单井平均可采储量为1.11×104t。3种方法预测得到的单井可采储量可作为大规模压力水平井开发效果重要指标和选井依据,对可采储量低的井,建议在精细地质和工程一体化研究基础上,采取有针对性重复压裂和能量补充等措施,进一步改善开发效果。     

油田单井可采储量定量预测模型

利用水驱特征曲线法和递减法等动态方法测算可采储量时,存在时间滞后性,难以及时反映调整井所增加的可采储量。通过利用油井单井生产动态指标,应用油藏工程和数理统计等方法,从理论和矿场2方面对单井可采储量进行研究。结果表明:初始产油量和递减率是影响单井可采储量的主要因素,并根据影响程度确定递减率的主控因素为油藏类型、单井控制储量、初始含水率、单井产液量以及产液量随含水率变化的程度等,构建主控因素与递减率的相互关系,从而建立了19种单井可采储量预测模型。这些模型涵盖了水驱、稠油热采等开发方式,中高渗透、低渗透等油藏类型,直井和水平井2种井型。应用实例表明,根据新钻井的初始产油量等生产动态指标,能快速、简便地预测单井增加可采储量。     

大型致密砂岩气藏水平井产能评价与新认识

压裂水平井技术是开发致密砂岩气藏的有效手段,已经在苏里格气田取得了良好应用效果,但存在生产规律认识不清、产能评价困难、生产工作制度不合理等问题,影响了水平井部署和生产管理。为此,深入研究了苏里格气田地质和水平井生产特征,评价了水平井产能并形成了新的认识,建立了考虑长期稳产的水平井合理产量确定方法。研究结果表明,苏里格气田历年投产水平井初期递减率很高,中后期递减率变低,符合衰竭式递减规律,且新完钻井的初期递减率逐年增大;水平井日均产量与无阻流量呈幂函数关系、与单井控制储量呈线性关系;提出了用单井控制储量指导压裂水平井合理配产的经验方法,以实现单井长期稳产。研究结果对致密气藏产能建设有积极意义。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术

鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，而受储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强等因素影响，常规直井开发单井产量极低。2011年以来针对页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层，水平井+分段体积压裂技术攻关试验成功，单井产量突破10 t/d，但仍面临规模开发单井产量递减大、低油价下效益差的问题，资源向储量、储量向产量和产量向效益转化速度极慢。为进一步提高单井产量和采出程度，从水力裂缝扩展规律及裂缝形态综合认识评价入手，瞄准优质储量裂缝最大化控制，综合岩性、物性、含油性和可压性评价，建立了水平段储层品质和工程品质一体化分级评价标准；创新了基于水平段分类的非均匀细切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法；利用限流和架桥原理，集成配套了极限分簇射孔、动态暂堵转向等裂缝控制技术提高多簇有效性；采用可溶桥塞压裂工具、低成本滑溜水压裂液和组合粒径石英砂支撑剂，实现细切割体积压裂成本控降。通过研究与实践，形成了页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层规模效益开发的长水平井细切割体积压裂技术模式，2017~2018年共实施85口水平井，初期日产油达到16 t以上，12个月累产油达到4 850 t，较前期提高1 120 t，第一年递减率下降15%，预测单井产量可提高近1×10⁴ t，盈亏平衡点由63美元/桶下降至42美元/桶。矿场实践证实，采用长水平井+细切割压裂+高强度改造是实现页岩油效益开发的有效技术途径，该技术为其它页岩油资源高效动用和效益开发提供了借鉴。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井细分切割缝控压裂试验与应用

针对长庆低压致密油水平井长期生产递减大,从体积压裂裂缝特征综合评价入手,瞄准优质储量最大化动用,建立水平段储层品质和完井品质分级评价标准,创新非均匀细分切割多簇裂缝设计和缝控体积压裂参数优化方法,集成极限分簇射孔、动态暂堵转向等技术提高多簇有效性,形成了长水平井细分切割缝控体积压裂技术模式,初期日产油17 t以上,第一年累产油4 850 t,递减率下降10%。该技术成功实践为其它致密油资源高效动用提供了借鉴。     

致密砂岩气藏上市储量评估递减率合理取值分析 ——以新场须家河组气藏为例

上市储量评估中对已开发储量常用动态评估法是递减曲线法,递减率的取值合理与否直接影响评估结果的可靠性.通过分析气藏生产规律和生产制度变化,明确如何合理选择产量递减曲线类型和递减率,并以新场上三叠统须二段气藏为例,分别使用致密砂岩气藏整体单元递减法和产量构成定量法求递减率,计算相应的SEC储量,并论证其合理性和适用性.结论...     

水平井开发致密油效果评价及有利区预测

随着产能建设的快速推进,剩余储量的品质逐年变差,按照新思路、新技术、新模式的要求,以提高单井产量和降低成本为主线,2013年本厂集成创新采用“水平井＋体积压裂”开发致密油,在盐31区长6、吴464区长7、黄36区长8油藏开展攻关试验,以优化水平井井网、体积压裂等核心技术取得很大突破,大幅度提高了单井产量,拓宽了增储上产新领域,不仅三级储量得到有效动用,同时新增潜力储量12 868万吨,实现了本厂致密油藏规模建产高效开发.     

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针对川西坳陷新场气田蓬莱镇组气藏地质特征，归纳总结了气藏开发技术难点主要为：气井单井产能低、递减较快、单井控制储量小、稳产期短、各气层储量动用差异大、生产压差大、井口压力较低、层系划分不明确、难以确定剩余可采储量的分布、井筒积液严重。为解决生产中出现的问题，分别从三维地震精细描述研究、编制气藏工程设计、加砂压裂增产技术、老井修井挖潜技术、配套采气工艺、难动用储量评价研究等方面进行了攻关并取得了适合川西浅层气藏开发的一系列技术方法，并提出下一步需要研究的方向。     

带油环凝析气藏动态储量计算――以板中北高点带油环凝析气藏为例

带油环凝析气藏(凝析气顶油藏)是最复杂的油气藏类型之一,对其开采过程中的动态分析特别是动态储量的计算同样是非常复杂的。运用现代油气藏工程原理和分析方法并结合目前国内外同类油气藏开采的新方法、新技术,对板中北高点带油环凝析气藏的动态特征进行了研究。依据该油气藏的动态特征,准备了详细的参数并进行了动态储量计算。认为该研究和计算为油气藏的剩余油气分布研究和地质储量、可采储量管理提供了依据,为同类油气藏的高效开发提供了范例。     

滩坝砂油藏不同压裂方式下单井控制可采储量预测方法

单井控制可采储量是评价滩坝砂油藏开发是否经济可行的重要指标.由于未动用特低渗透滩坝砂油藏存在压敏效应、启动压力梯度、不同压裂方式等特征,难以应用常规的单井控制可采储量预测方法进行预测.基于典型区块静、动态数据,建立直井分层压裂油藏数值模拟模型,通过历史拟合确定启动压力梯度及压敏效应表征公式中的系数,并分析压敏效应和启动...     

预测油气田可采储量和剩余可采储量的新方法

基于油气藏工程中的产量递减法 ,提出了预测油气田可采储量和剩余可采储量的新方法。只要油气田产量已明显进入递减期 ,就可以利用该方法预测未来某一开发年限时的技术可采储量、经济可采储量和剩余技术可采储量、剩余经济可采储量 ,以便于进行油气田开发规划的应用研究。应用实例证实了该方法的有效性和实用性。     

三塘湖盆地致密油开发技术

采用多控制点、宽靶框、全脱靶工程轨迹设计技术水平井油层平均钻遇率提高到了80%以上。但水平井衰竭式开发产量递减大,在低油价下无法实现效益开发,为此探索补充地层能量开发方式,形成了致密油注水吞吐技术。采用二次井网加密,实现了井间缝网的有效搭接,储量得到了有效动用。优化水平井体积压裂参数和改造模式,投资成本得到有效控制,实现了致密油的效益开发。三塘湖盆地致密油的成功开发对国内同类的开发具有重要的借鉴意义。     

川西致密砂岩气藏开发实践与认识

基于气藏开发地质特征,利用核磁共振、恒速压汞、薄片鉴定、相渗实验及岩心衰竭式开采物理模拟实验等手段,将川西地区致密砂岩气藏的开发可划分为3种主要类型：①多层叠置毯状致密砂岩气藏以砂体横向展布稳定,纵向叠置程度高,原始束缚水饱和度较高为地质特征,形成了以直井分层压裂多层合采、提高储量动用程度,水平井加砂压裂、提高单井产能及泡沫排水采气为主的开发模式;②多层叠置条带状致密砂岩气藏以砂体规模小、厚度薄为地质特征,形成了多层合采与层间上返挖潜、提高单井可采储量,开发后期增压开采与高低压分输为主的开发模式;③砂泥薄互层毯状致密砂岩气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,形成了滚动开发评价、降低开发风险,多层合采、转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气为主的开发模式。     

应用净现值法确定单井控制可采储量下限

将Arps递减曲线与技术经济学原理相结合,研究了加密井单井控制可采储量下限的计算方法,在考虑投产年的计产时间与评价期内产量递减规律的基础上,运用投资净现值法,推导了不同经济条件下单井增加可采储量下限的解析表达式,分析了不同经济条件与单井增加可采储量下限的关系,建立了单井增加可采储量下限与单井投资、油价、成本、开采时间、递减率及投产年计产时间的定量关系,可为单井个性化加密可行性分析提供可靠依据.