油气田开发单井经济产能界限模型研究

在油气田开发过程中,单井产能的高低是影响油气田开发效益的主要因素,影响油气田单井产能的因素有：油藏构造及复杂程度、油藏储量丰度、油层性质（孔隙、渗透率、含有饱和度等）等。通过对油气田开发单井总投入与总产出的分析,建立了单井经济产能界限的模型,并结合油气田的实际情况,选取相应的参数,进行单井开发经济产能界限的计算和敏感性分析。为油气田加强单井管理、搞好目标成本分析,提供了数量化的、与经济效益相结合的依据。     

高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化

摘要：普光气田属高含H2S 和CO2特大型海相气田,具有气藏埋藏深、厚度大、非均质强、有边底水以及开发投资高和难度大的特点,国内没有成熟的开发技术和经验。为此,采用气藏工程理论方法、数值模拟和经济评价技术,对高含硫碳酸盐岩气藏开发层系划分、井型优选、合理井距、井网部署、合理产量、合理采气速度、单井技术经济界限、控制和减缓边底水推进、防止硫沉积等开发技术政策进行了优化研究,形成了高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化技术方法,并制定出适合普光气田的合理开发技术政策,为气田开发方案的编制及优化调整和气田高效开发奠定了基础。     

国家能源高含硫气藏开采研发中心正式获批设立

由中国石油西南油气田公司主导,联合川庆钻探工程有限公司与西南石油大学共同申报的国家能源高含硫气藏开采研发中心正式获得国家能源局下文批准设立,标志着国内第一个以高含硫气藏开发为重点的国家级研发中心正式建立。国家能源高含硫气藏开采研发中心是西南油气田公司以近几十年来开发高含硫气藏形成的气藏工程、完井工程、采气工程、腐蚀与防护工程、天然气净     

铁山坡气田地层水活动性研究

川东北地区飞仙关组高含硫气藏的顺利投产，是中油西南油气田公司加快天然气上产步伐，保障“十一五”规划实施的重要因素。铁山坡气田飞仙关气藏作为川东北高含硫的主力气藏之一，气田的稳定生产具有十分重要的意义。文章通过对铁山坡飞仙关气藏地质特征的研究，结合气藏开发数值模拟进行分析，认为气藏产出地层水是影响稳定生产的主要原因。利用单井数值模拟对存在底水的楔形区内坡2井进行研究，确定出坡2-井只打开上部1／3储层生产不会产出地层水。     

徐深气田升平开发区火山岩气藏几个开发技术经济界限探讨

气田生产出的天然气中常常含有一些液相物质.若天然气没有充足的能量把液体举升出地面,液体将在井中堆积形成积液,影响气井的生产能力.积液有时会完全压死气井,所以气井要有一个合理的采气速度.从经济方面考虑也要有一个经济极限产气速度和井网部署.依据升平开发区火山岩气藏实际地质动态特征,综合应用气藏工程、采气工程、经济评价和气藏数值模拟等方法,对气井临界携液产量、单井布井产量界限、布井经济极限井距和气藏合理采气速度等气藏开发技术经济界限进行了系统的分析和论证.为了更好的开发火山岩气藏,提出可行的开发技术经济界限解决方法,结果表明确定的界限参数符合气藏实际的生产情况.     

应用新技术搞好黄龙场区块飞仙关组高含硫气藏的开发

随着勘探开发难度的不断加大,为了实现低渗储量的有效动用,提高单井产量的“牛鼻子”工程,提高
高含硫气藏的开发效益,需要采用切实可行的技术来实现。在黄龙场区块飞仙关组高含硫气藏采用水平井技术达
到了非常好的效果,文章将从地质、气藏、钻完井、经济评价、开采效果等方面对该气藏进行详细阐述和分析。     

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。     

中国石油举办首个高含硫气藏开发技术国际交流会

2012年10月12日，中国石油首个高含硫气藏开发技术国际交流会在成都举办。这次会议由集团公司高含硫气藏开采先导试验基地与西南油气田公司共同举办，以高含硫气藏安全、清洁、高效开发为主题，通过国际交流与合作，推动科技创新与进步。     

元坝海相长兴组气藏深穿透酸压工艺

元坝海相碳酸盐岩气藏储层改造过程中表现出来的高温含硫、储层破裂压力高、施工压力大、摩阻大等难题严重制约了单井产量的提高.在对元坝海相碳酸盐岩气藏储层工程地质特征进行分析的基础上,通过深化酸液配方体系、储层改造工艺及其配套技术的研究,形成了有针对性的储层改造技术措施,为元坝海相碳酸盐岩气藏的进一步勘探开发提供了技术支持.     

高含硫气藏气井产能试井解释理论

气井产能是气田开发方案设计、气井配产、地面建设以及开发方案调整的依据和基础，对其进行分析研究，可以准确地预测气井的动态，了解气层的特性，为合理、科学地开发气田提供充分依据。川东北罗家寨、普光等高含硫气田由于单井产量高、部分井存在硫堵塞等现象，导致产能试井曲线异常，部分井资料出现负斜率现象。从渗流力学出发，分析了高含硫气藏存在的渗流模式，建立了附加表皮、复合渗流模型等产能试井解释数学模型。对川东北罗家寨气田某井实测产能资料进行处理，取得了较好的效果。这对高含硫气藏进行合理配产具有指导意义。     

致密油生产动态特征及可采储量评估方法

致密油生产动态特征分析和可采储量评估是当前储量评价工作的难点之一。与常规油藏不同,致密油井产量受储层品质和大型压裂工程技术双重因素影响,压裂工程强度越大,致密油层的产量越高;相同压裂工程技术条件下致密油层品质越好,产油量越大。因此,储量评估中致密油层段仍需划分有效层与非有效层。致密油单井生产动态具有"两段式"特征,初期产量高、递减率大,中后期产量低、递减率减缓,在生产早期阶段,常规产量递减曲线法评估可采储量具有较大不确定性。基于致密油生产动态特征分析,针对早期生产阶段提出了两种可采储量评估方法,一是物质平衡时间法,主要用于评估试采阶段出现边界流动特征的单井可采储量,评估结果较为客观;二是产量类比法,主要用评估短期测试井的可采储量。从而为致密油单井可采储量评估提供了一套客观简便的方法。     

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...     

Logistic模型的改进及在油藏可采储量预测中的应用

为了更准确地预测油气藏未来的经济可采储量，依据油气藏随开发必然要经历产量递减和生产收支平衡的实际。利用Logistic模型中技术可采储量、产量与时间的相互关系，经推导和改进后，再结合当前经济技术条件下的废弃产油量，预测油气藏的有效生产时间及其经济可呆储量。实践证实，改进后的Logistic模型预测结果更符合油气藏的生产实际，能为油气藏的储量管理提供可靠的依据。     

水驱油藏单井可采储量影响因素权重定量研究

可采储量是决定油气田开发是否经济可行的重要指标,影响单井可采储量的因素非常多,且这些因素之间相互影响、相互牵制,形成复杂的关系.综合运用多因素方差分析、正交试验设计、灰色关联以及层次分析等方法,对水驱油藏单井可采储量各因素的定量权重进行深入研究.研究结果表明,影响单井可采储量物质基础的因素权重最大,包括井距和有效厚度;其次是与单井可采储量关联关系较大的开发动态因素,包括初始产油量、初始含水率与开发时机;最后是影响水驱开发采收率的因素,包括非均质性等级、残余油饱和度、地层原油粘度和渗透率等.单井可采储量影响因素权重定量研究为单井可采储量定量预测模型的建立提供了重要的理论基础.     

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。     

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。     

预测油田产量和可采储量模型的典型曲线及其应用

预测模型是油藏工程的重要组成部分。其不但可以预测油田的产量和可采储量,也可以预测油田因开发调整或三次采油方案实施增加的可采储量。预测模型按产量和累积产量的变化特征,可分为单峰周期模型和累积增长模型2类。前者包括翁氏模型、威布尔模型、瑞利模型、陈-郝模型和广义模型等,后者包括HCZ模型和哈伯特模型等。针对单峰周期模型,通过无因次处理油田实际开发数据与典型曲线的最佳拟合,能够得到模型指数m和模型常数a、b、c,即可用于对油田产量和可采储量的预测。通过对单峰周期模型的分解,分析了模型的控制因素。应用实例表明,典型曲线和拟合求解的方法是实用有效的,该方法还可用于多峰产量变化的预测。     

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通过对常规储量计算方法的回顾，针对目前储量计算中存在的问题，以储量建模分析为基础，采用网格内插法和利用地震储层横向预测结果来建立储量参数场，从而完整地提出了砂岩气藏地质储量的微积分计算方法，并推导了其数学模型；以中原油区文２３气田为实例，通过对该气田的储量计算和分析，完善了其储量计算的方法和流程；还改变计算方法、井网密度和储量纵向计算单元等，对该储量计算方法的可靠性和稳定性进行了检验。结果表明，该方法不仅提高了计算精度，而且其计算结果不依赖于井网密度和纵向储量计算单元的变化，具有很好的稳定性。因为它充分考虑了储层的非均质特征和气藏的宏观形态，与经典容积法相比，其方法更先进，计算结果可信度更高，更适合于复杂地质条件和气田勘探开发不同阶段的储量计算需要。     

异常高压气藏生产特征及后期开采措施探讨——以天东95井为例

以大天池气田沙坪场区块天东95井飞仙关组气藏为例,对川东地区异常高压气藏的生产特点及后期开发措施进行初步探讨.天东95井压力系数为1.65,完井测试产气108.3×104m3/d,储量小(动态储量1.018×108m3),在开采过程中主要表现出投产初期产能高、气藏压力和产量递减迅速、关井压力恢复缓慢等特点.研究认为异常...