预测油田天然气可采集量的方法

油田中的天然气,包括气顶气和溶解气,是重要的资源和能源。因此在计算和上报原油地质储量和可采集量的同时,也必须计算和上报油田中天然气的地质储量和可采储量。     

非均质砾岩油藏储量分布及采出程度研究—以克拉玛依油田克上组油藏为例

以克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏为例提出了高度非均质砾岩油藏储量计算参数的确定准则及网络积分计算分析方法,利用砾岩油藏测井解释、沉积微相、油藏参数空间分布成果及相应的开发动态分析资料,建立砾岩油藏储量计算参数网格化数据库,分析计算了该区克上组各小层原油地质储量、可采储量、剩余可采储量及采出程度。指出了该区油田开发稳产的重要接替和调整挖潜层位,为改善油田开发效果提供了相应的地质依据。     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏储量分布及采出程度研究

本文研究了克拉玛依油田八区克上组计算砾岩油藏储量的参数，提出了高度非均质砾岩油藏储量计算和参数确定的准则及网络积分计算分析方法，确定出小层计算单元储量分布参数。利用砾岩油藏测井解释、沉积微相、油藏参数空间分布成果及相应的开发动态分析资料，网络化提取并建立砾岩油藏储量计算参数数据库，分析计算了该区克上组各小层原油地质储量、可采储量、剩余可采储量及储量采出程度。指出了该区油田开发稳产的重要接替和调整挖潜层位，为合理选择区块开发决策和改善油田开发效果提供了相应的地质依据。     

改进的水驱特征曲线计算地质储量方法

水驱特征曲线法的实用与简捷,使其得到了快速发展和广泛应用。水驱曲线主要用途之一是预测水驱油藏可采储量与地质储量。但由于该方法是通过数据回归的经验方法,缺乏一定的理论基础,加之基础数据单一,未考虑油田静态系数,使用范围受限,用该方法计算水驱带气顶油藏地质储量时,由于气顶的膨胀作用,与无气顶的油藏相比,累积产油量增加而累积产水量减少,表现在水驱特征曲线的直线段斜率减小。为此,本在分析水驱特征曲线预测气顶油藏地质储量问题的基础上,推导出考虑气顶影响的新的储量计算公式,实例计算表明,结果更准确。     

利用水驱储量预测可采储量的简便方法

油田可采储量是评价石油储量利用程度的重要指标,是油田开发分析的重要依据。现行的油田可采储量计算方法在实际应用中还存在一定的局限性。根据注水开发油田的储量构成特点,考虑油藏基本特征和储量动用状况,提出了依据一次采收率、水驱油效率、井网控制储量、水驱储量预测可采储量和采收率的方法。该方法可对小层可采储量进行计算评价,能对正在进行或将要进行重大调整、治理油藏的可采储量进行分析预测。实践证明,该方法可以深     

伊拉克哈法亚油田可采储量增长因素和潜力分析

可采储量增长被用来评价已发现油气田可采储量的增加潜力,是剩余石油和天然气资源的一个重要组成部分。通过对哈法亚油田可采储量增长影响因素和潜力的分析,发现其影响因素包括地质因素、工程因素和经济因素。哈法亚油田2010年至2012年的可采储量增长主要是由发现新油藏、已发现油藏地质储量增加和采收率提高组成,对可采储量增长的贡献分别为7%、51%和42%;未来通过油田扩边可以增加约7 956.5×104 t的石油可采储量。通过与Majnoon油田进行类比分析,认为未来哈法亚油田采收率可以达到32%,储量增长潜力约0.98×108 t     

不同油藏类型地质储量动用程度的评价方法探讨

地质储量动用程度是油田开发的重要指标之一,长期以来采用两剖面厚度计算法,但仅限于人工水驱油藏,以及能测吸水剖面和产液剖面的油藏,其他驱动类型或油藏类型的地质储量动用程度的计算方法则很少有人关注。地质储量具有不确定性及影响因素的多样性,造成了地质储量动用程度的复杂性。应用某阶段的生产数据计算可采储量,可反映当期动用地质储量波及情况,再结合驱油效率计算地质储量动用程度,方法简捷、有效、方便。通过实例计算验证了该方法的可行性,并讨论了该方法的适应性与计算时需注意的问题。     

利用油藏地质参数建立翁氏旋回区域模型

在合理开采的基础上，石油产量变化规律主要取决于油藏的石油地质特征，利用油藏基本地质参数探明石油地质储量，可采储量，油层孔隙度，地面原油密度等，可以建立翁氏旋回模型－－一种石油年产量预测方法－－方程系数B的地区性求解方程，在此基础上，根据翁氏旋回模型的收敛特性，以可采储量，原油初产量拟合误差最小为约束条件，利用迭代方法可以计算出系数c,n，从而在早期建立油藏的翁氏旋回产量预测模型，利用济阳坳陷21个油田及世界各地10个油田的数据分别进行研究，证明这一方法是可行的，该方法可用于油田开发初期计算经济可采储量，评估地质储量，合理制定产量发展指标等。     

水驱精细挖潜措施提高采收率计算方法

从油藏地质储量驱动状况的角度出发,依据不同驱动地质储量构成,结合油井转注、油水井压裂、补孔以及水井细分等措施的驱动储量变化特点,研究了水驱精细挖潜措施提高采收率计算方法.计算方法分为静态和动态两个方面,静态方面通过容积法对地质储量进行计算动态方面考虑了油水井采取相应增产措施可采储量的变化,最终将两方面结合起来测算储量及采收率.该方法在大庆长垣外围油田5个水驱精细挖潜示范区应用,因其依据油藏地质和动态资料,容积法计算,较其他方法更接近油藏实际,并且能够克服调整期间水驱特征曲线难以预测增加可采储量以及缺乏相适应的计算采收率经验公式的不足.实践表明,动静结合油水井措施挖潜提高采收率计算方法科学、合理、有效.     

复杂断块油藏溶解气可采储量研究方法优选

优选出适合复杂断块油藏地质特征的溶解气可采储量的研究方法十分必要,为此,在对东濮凹陷复杂断块油藏地质特征总结分析的基础上,对中原油田复杂断块油藏溶解气的可采储量进行了研究。以复杂断块——中老三块油藏溶解气可采储量标定为实例,用多种方法计算、评价其可采储量,优选采出程度法作为标定方法。进一步系统归纳总结了适合不同类型、处于不同开发阶段的油藏溶解气可采储量的研究方法,优选出适合复杂断块油藏溶解气可采储量标定的方法,对国内同类油藏溶解气的可采储量标定具有指导意义。     

中国油气勘探开发新进展与前景展望

近年来,石油企业不断推进油气增储上产,加大投资力度,增加工作量,强化油气勘探和产能建设,取得超预期进展与成效。2019年以来,全国勘探新发现亿吨级油田和新增储量亿吨以上油田共7个,新发现和新增储量千亿立方米以上气田8个,新发现亿吨以上陆相页岩油田2个,实现了深层页岩气、深层煤层气勘探的战略性突破,落实了万亿立方米深层页岩气区,发现了大型浅层页岩气田;全国年均新增探明石油地质储量13.61×108t,年均新增常规天然气探明地质储量约8867×108m3;2022年,石油产量增至约2.05×108t,时隔6年重回2.0×108t以上,天然气产量增至约2178×108m3,超预期完成了油气增储上产阶段性目标任务。基于油气资源潜力分析,近中期,国内油气勘探开发将延续近4年增储上产发展态势,油气新增储量保持高位增长,石油产量在高位实现稳中有增,天然气产量实现较快增长;中长期看,油气探明储量有望较长时期保持高位增长,石油产量将在高位中逐步下行但有望长期稳定在2.0×108t以上,天然气将较长时间增产,2035年预计达到（3300~3500）×108m3,国内油气生产供应能力总体持续提升。要将前景展望变为现实,既需要企业积极应对挑战,保持加大油气勘探开发力度的战略定力,更需要国家层面的政策引导和支持,营造有利于油气增储上产的政策环境。     

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天然气资源丰富，终极储量巨大。已探明的世界天然气储量为１４０９４１９亿ｍ＾３，我国的天然气储量为１６６９７亿ｍ＾３。在世界石油资源日趋势枯竭的情况下，以天然气替代石油是新的能源战略，随之，天然气汽车也正在世界各地迅速发展。四川省有丰富的天然气资源，已具备了以气代油的基本条件，用压缩天然气（ＣＮＧ）代替汽油作车用燃料在技术上已成熟，是我国发展压缩天然气汽车最有条件的地区。     

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90年代，中国天然气勘探开发取得了巨大的成果。章对1990－2000年间中国21个含油气盆地储产量进行了详细统计，分析我国天然气储产量变化趋势。10年间天然气新增探明地质储量主要分布在中部区和西部区，分别占全国同期新增储量的43．58％和36．29％；其次为海域区和东部区，分别占13．08％和7．04％。截止2000年底，天然气剩余可采储量主要分布在中部区和西部区，分别占38％和36％，其次为海域区和东部区，分别占17％和9％。就单个盆地而言，天然气储量在90年代增长最多的前10位盆地依次为塔里木，鄂尔多斯，四川，莺歌海，柴达木，渤海湾，东海陆架，松辽，准噶尔和吐哈盆地。天然气无论在累计探明地质储量，还是在剩余可采储量均呈快速增长的趋势，但由于受到下游市场和天然气管道等因素的影响，天然气的产量增长相对缓慢，严重地制约了中国天然气工业的发展。中国目前油气工业的发展现状可概括为：石油后备资源严重不足，天然气管网和下游市场有待全力发展。90年代中国发现的天然气具有如下特点：（1）大型盆地新增探明地质储量构成90年代我国新增油气地质储量的主体；（2）地层岩性型圈闭类型明显增加；（3）海域和前陆盆地获油气重大突破的比例增大。     

“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。     

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川西坳陷深层具有大型油气藏形成的基本地质条件，勘探实践也证实了深层上三叠统须家河组巨大的天然气资源潜力，具有广阔的勘探前景和开发效益，是21世纪资源接替的重要领域，加强、加快深层勘探是中石化西南分公司面向新世纪的重要勘探战略。川西坳陷的深层勘探部署须遵循以大型正向构造带组为主,兼顾凹陷和斜坡;以构造圈闭为主,兼顾非构造圈闭;以须家河为主,兼顾海相领域的基本思路，通过实施资源进攻型战略，加大勘探投入，加快勘探节奏，做好相应的技术储备及应对措施，可望在不久实现勘探目标：获得油气地质储量1000×１０8m3,其中探明储量500×108m3;发现2个大、中型油气藏。     

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。     

渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷沙一下亚段页岩油可动量评价

以渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷沙一下亚段页岩油储层为例,对不同埋深层状和块状泥页岩储层岩心样品开展有机碳、热解和孔隙度等实验分析,结合研究层段测井曲线,弄清储层岩石压缩系数、原油压缩系数、地层水压缩系数和原始含油饱和度随深度的变化特征,确定块状和层状泥页岩储层最大天然可动油量随深度的变化特征。研究表明：除了在2 500 m未熟油阶段有一段高值区之外,沙一下亚段块状和层状泥页岩储层中弹性驱可动油量和溶解气驱可动油量均随深度增加而增大。块状储层弹性驱可动油率明显大于层状样品,其溶解气驱可动油率略小于层状储层。但单位体积块状泥页岩储层弹性驱可动油量、溶解气驱可动油量分别略小于和明显小于层状样品。块状和层状泥页岩储层弹性驱可动油量平均值分别为0.13×10^-3 t/m³和0.14×10^-3 t/m³,溶解气驱可动油量平均值分别为0.56×10^-3 t/m³和1.27×10^-3 t/m³。     

“十三五”全国油气资源勘查开采规划执行情况中期评估与展望

目前"十三五"进程过半,开展油气资源勘探开发规划中期评估,及时发现趋势性、风险性问题,提出加强和改善意见建议,有助于增强国内油气资源的供给能力。为此,基于我国《石油发展"十三五"规划》《天然气发展"十三五"规划》等专项规划,结合国内外经济形势,评估了上述规划实施以来的油气储量与产量目标完成情况、重点任务实施进展情况,探讨了目前面临的主要问题,并提出了增强规划实施的意见和建议。评估结果表明:①截至2018年底,我国石油、天然气、煤层气和页岩气新增探明地质储量基本达到规划预期,相继发现鄂尔多斯盆地南梁、环江等多个亿吨级油田,鄂尔多斯盆地苏里格气田和四川盆地安岳气田等多个千亿立方米级大气田;②石油产量连续3年下降,天然气产量稳步增加,呈现出"油降气增"的态势,油气可持续发展形势较为严峻。结论认为:①规划执行情况总体良好,"十三五"后期需要切实采取有效措施,全力推进油气储量、产量持续增长,保障国家能源供应安全;②深层、深水盆地油气将成为未来增储上产的重点区域,是我国油气资源勘探开发的重要战略接替区;③非常规油气增储上产比重将逐步增大,致密油气、页岩气、煤层气和天然气水合物等非常规油气资源成为增储的重要组成部分;④我国将进入天然气储量、产量快速增长阶段。     

评价气藏原始地质储量和原始可采储量的动态法 ——为修订的《SY/T6098—2010》标准而作

气藏的原始地质储量(Initial gas in-place)和原始可采储量(Initial recoverable reserves)是对气藏的标量名称.我国将两者简称为地质储量(Gas in-place)和可采储量(Recoverable reserves)是不准确的.气藏的原始可采储量等于原始地质储量与采收率的乘...     

探明储量技术经济评价研究及应用实例

我国以往在油气储量计算和评审中一直沿用1993年颁布的《油(气)田(藏)储量技术经济评价规定》行业标准,然而这一标准明显不适应当前市场经济体制的需要,也很难反映储量的经济性及可采性。为推行新的《石油天然气资源/储量分类》标准及《石油天然气储量计算规范》,应加强油气探明储量技术经济评价的研究及规范化工作,使审查通过的储量即为真正具有经济开采价值的储量。因此，在总结多年研究成果及应用实践的基础上,提出了能适应当前经济体制和新储量规范的探明储量技术经济评价方法及应用实例,以供读者在应用中参考