关于提高常规天然气储量替代率的几点建议

储量替代率和储采比是衡量油气公司可持续发展的重要指标。近年来中石化天然气储采比稳中有升,但是,受年度新增经济可采储量的影响,储量替代率上下波动较大。国内标定经济可采储量和SEC储量从内涵、构成、计算方法和参数取值上都有一定的差别,但主要都是受每年产建规模影响。针对目前现状,提出增加经济可采储量、提高储量替代率的几点建议。一是加强勘探新区规划,加大勘探技术攻关力度;二是重视老区精细管理、调整挖潜,最大限度地提高采收率;三是做好天然气推价工作,积极降本增效;四是改变储量提交方法,由整装提交储量改变为分区分块提交。     

综合信息

正四川盆地天然气勘探获重大突破安岳气田磨溪区块龙王庙组增储巨大国内最大单体海相整装气藏"现身"PBN讯四川盆地天然气勘探近日获重大突破。经国土资源部审定,中国石油安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明地质储量4403.85亿立方米,技术可采储量3082亿立方米。这是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏,将为川气出川和全国气网提供更为充足稳定的资源,开启西南地区乃至全国天然气市场新格局。     

川渝发现最大单体海相整装气藏

<正>四川盆地天然气勘探获重大突破。经国土资源部审定,安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明地质储量4403.85亿立方米,技术可采储量3082亿立方米。这是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏,将为川气出川和全国气网提供更为充足稳定的资源,开启西南地区乃至全国天然气市场新格局。该气藏具有储量规模大、含气面积大,气井产量高、气藏压力高,天然气组分好、勘探效益好、试采效果     

中国石油发现国内最大单体海相整装气藏

<正>2月9日,记者从中国石油勘探与生产分公司了解到,四川盆地天然气勘探获重大突破。经国土资源部审定,安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明地质储量4 403.85亿立方米,技术可采储量3 082亿立方米。这是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏,将为川气出川和全国气网提供更为充足稳定的资源,开启西南地区乃至全国天然气市场新格局。     

元坝气田长兴组未开发气藏采收率初探

元坝气田长兴组气藏属于高含硫、超深层、低孔渗碳酸盐岩气藏,目前处于未开发阶段,技术可采储量计算中采用经验公式法、类比法、物质平衡法等多种方法进行综合分析,确定了各个储量计算单元的采收率,完成了技术可采储量的计算,为科学、合理地编制元坝气田长兴组气藏开发方案提供了重要依据。      

四川盆地发现国内最大规模的单体海相整装气藏

近期四川盆地天然气勘探获重大突破。经国土资源部审定,安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组气藏新增天然气探明地质储量4 403.85×108m3,技术可采储量为3 082×108m3。这是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏,将为川气出川和全国气网提供更为充足稳定的资源,开启西南地区乃至全国天然气市场新格局。据介绍,这个气藏具有"两大、两高、三好"的特点,即储量规模大、含气面积大,气井产量高、气藏压力高,天然气组分好、勘探效益好、试采效果好,     

中国石油发现国内最大单体海相整装气藏

正中国石油勘探与生产分公司最近披露,四川盆地天然气勘探获重大突破。经国土资源部审定,安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明地质储量4 403.85亿m3,技术可采储量3 082亿m3。这是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏,将为川气出川和全国气网提供更为充足稳定的资源,开启西南地区乃至全国天然气市场新格局。这个气藏具有"两大、两高、三好"的特点,即储量规模大、含气面积大,气井产量高、气藏压力高,天然气组分好、勘探效益好、试采效果好,平均单井测试日产达到110     

中坝气田雷三段气藏剩余储量及分布研究

落实气藏剩余储量及分布是气藏开发的关键.为此,利用压降法、产量累积法、罗杰斯蒂函数法、产量递减法、水驱特征曲线法和油压递减法等6种计算方法对中坝气田雷三段气藏动态储量及可采储量进行了研究.结果表明:对于进入开发末期的气藏,运用罗杰斯蒂函数法、产量递减分析法以及油压递减法进行动态储量计算较为准确.综合比较,中坝气田雷三段气藏可采储量为(83～85)×108m3,剩余可采储量为(6～7)×108m3左右;气藏剩余储量主要分布于受水侵影响较小的中46、中18及中40井井区,加强排水采气,减缓水侵对主力气井生产的影响,是提高整个气藏储量动用程度的关键因素.     

四川盆地发现国内最大单体海相整装气藏

<正>据《中国石油报》消息:四川盆地天然气勘探获重大突破。经国土资源部审定,四川盆地安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明地质储量4 403.85×108 m3,技术可采储量3 082×108 m3,是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏,将为川气出川和全国气网提供更为充足稳定的资源。据介绍,这个气藏具有"两大、两高、三好"(储量规模大、含气面积大、气井产量高、气藏压力高、天然气组分好、勘探效益好、试采效果好)的特点,平均单井测试日产达到110×104 m3,投产气井平均日产达到60×104 m3。     

中国石油发现国内最大单体海相整装气藏

<正>据悉,四川盆地天然气勘探近日获重大突破。经国土资源部审定,安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明地质储量4 403.85×108 m3,技术可采储量3 082×108 m3。这是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏,将为川气出川和全国气网提供更为充足稳定的资源,开启西南地区乃至全国天然气市场新格局。这个气藏具有"两大、两高、三好"的特点,即储量规模大、含气面积大,气井产量高、气藏压力高,天然气组分好、勘探效益好、试采效果好,平均单井测试日产达到110×104 m3,投产气井平均日产达到60×104 m3。     

能源转型中的中国油气

“碳达峰、碳中和”目标下,探讨我国能源转型中油气在能源结构中的地位,首先要分析其近年发展趋势。近10年,我国新增石油地质储量和经济可采储量呈变小趋势,导致储量替换率多年小于1;2015—2017年石油年产量呈降势,目前仍低于2×10⁸t。深入分析储量未开发率发现,经济可采储量约10%~12%在现有条件下不可采,真实储产比已降到稳产阈值10以下。目前,我国天然气虽处于增长曲线平台期前半部,增势趋于平缓,但也存在部分经济可采储量实际不可采的问题。如果不及时实现产区/领域的战略性接替,使探明可采储量有明显提高,我国未来近中期有可能出现先石油、后天然气不能稳产,甚至较快速下降的风险。依据“双碳”指标约束下能源需求及其构成预测成果,分析到21世纪中期的油气需求数量及其在能源构成中占比。天然气在能源转型中起过渡和桥梁作用,是非化石能源的最佳伙伴。为此,必须加强油气勘探,对新区新领域实施第三次战略展开。     

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。     

不同开发阶段天然气储采比计算方法

天然气储采比是衡量天然气生产规模的关键指标,准确计算天然气储采比对保证天然气合理开 发及制定国家能源战略具有重要意义。通过分析天然气产量增长、稳产和递减3 个不同开发阶段的生产 特征,以产量增长率、可采储量替换率和产量递减率等关系方程为基础,推导出天然气储采比在3 个不同 开发阶段的计算方法。同时,考虑天然气开发过程中可采储量采出程度与储采比之间的关系,又推导出了 采出程度与储采比、储量替换率、产量增长率（或递减率）的关系方程。研究表明,天然气储采比在产量增 长阶段呈大幅下降趋势,至稳产阶段后保持相对稳定,到递减阶段又开始缓慢下降。通过实例分析,论证 了该方法的可靠性和实用性。     

中国石化天然气未动用储量潜力分析

未动用储量泛指探明后由于各种原因暂时未投入开发的储量。分析未动用储量状况,摸清其特点,可以厘清这部分储量的开发潜力,对于了解已有的物质基础、把握今后一段时期内天然气发展趋势有着重要意义。中国石化未动用储量主要分布在四川、鄂尔多斯、东海等盆地,气藏类型以低渗气藏、碳酸盐岩气藏和凝析气藏为主。未动用储量中,落实储量、待落实储量和待核销储量分别占37.0%、46.2%和16.8%,具体分析了待落实储量和待核销储量的主要原因,指出中国石化近中期天然气开发的主要对象是"落实储量",预计建产潜力约70×108m3,预计新增经济可采储量潜力约440×108m3,为编制年度开发部署和开发规划提供了依据。     

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...     

中国天然气资源及前景分析

截止1999年底,中国(未统计台湾省,下同)共发现以烃类气为主的天然气田171个,探明地质储量20635×10     

预测油气田剩余可采储量和储采比的方法

剩余可采储量是油气田未来开发的物质基础,储采比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,油气田开发可能会进入递减阶段。基于威布尔预测模型的扩展推导,提出了预测油气田剩余可采储量和储采比的方法。通过实例应用证明了所提出方法的有效性。     

“十四五”是中国天然气工业大发展期——对中国“十四五”天然气勘探开发的一些建议

世界10个产气大国中仅有美国、俄罗斯和伊朗年产量达2 500×108 m3或更多,预计2025年中国年产气量将达到2 500×108 m3.中国天然气工业大发展有3个依据:①天然气资源丰富而探明率低,仅为8.6％,具有更快发展的资源优势;②过去35年,天然气产量持续增长,具有更快发展的增长优势;③2006年以来,天然气...     

对保持油田合理储采关系的几点认识

多年来，可采储量接替问题已经成为制约我国原油生产发展的关键因素。从油田开发的角度出发，通过对产量增长与储量增长间的关系、新油田标定可采储量与老油田挖潜新增可采储量间的关系等进行定量分析，认为在储采比已达合理下限值后，原油生产主要受储量替换率的影响，而新区、老区新增可采储量的合理比例则取决于油田开发初期所标定的采收率与油田开发最终可能达到的采收率之间的差异。图1参10     

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我国天然气探明储量近年来快速增长。纵观我国天然气储量发展状况，具有增长速度快，储采比高，煤成气比例逐渐增高，探明率低的特点。目前已形成了鄂尔多斯盆地上古生界，四川盆地川东地区，塔里木盆地库车地区，柴达木盆地三湖地区和莺－琼盆地五大气区，五大气区天然气地质特征的共性是：（1）大面积分布的高丰度，具有一定成熟度的气源岩。（2）大面积分布的多套叠置的孔隙性储集层。（3）构造相对稳定区或具有区域塑性盖层的构造活动区。（4）规模较大的圈闭。我国中西部地区普遍发育的前陆盆地具备上述大气区形成的基本地质条件，是今后天然气勘探的主攻方向。