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。     

页岩气未开发区单井可采储量评估方法

页岩气作为非常规气藏,储量评估结果受地质特征和工程因素的双重影响。已开发区在产井的单井最终可采储量（EUR）通常根据产量递减规律直接评估。北美页岩气勘探开发实践表明,同一地质区带内,在相似的钻完井技术条件下,不同年度完钻井的单井最终可采储量的统计分布具有可重复性,其累积概率曲线通常服从对数正态分布。因此,可以选取生产时间较长、评估结果较为准确的在产井作为类比井,分析其单井最终可采储量的统计分布规律,用于类比评估未开发区单井最终可采储量。实际工作中,需要根据已开发区的非均质性（P₁₀/P₉₀）,结合地质特征与工程因素的差异将在产井划分为不同区带,建立不同分区的单井最终可采储量概率统计分布图版,类比评估与在产井相邻的、钻完井技术条件相似的未开发区单井最终可采储量。未开发区单井最终可采储量取值方法包括Swanson法、P^法和修正系数法等,各种取值方法应用条件有差异,应根据勘探开发进展和认识程度合理选值,为项目决策提供可靠依据。     

大庆油田M2区块致密油藏缝网压裂直井初期产能预测

致密油作为重要的非常规油气资源,其开发潜力巨大,是我国新的油气增长点。然而,储层致密、渗透率低、连通性差等极大地制约了致密油的有效开发。以大庆油田M2区块为例,针对储层物性差、产能差异大等问题,首先采用灰色关联方法对影响缝网压裂直井初期产能的主控因素进行了筛选和评价;在此基础上,综合考虑地质因素和工程因素,提出了一个新的产能综合系数,用以表征直井产能大小。通过多元回归方法,建立了适合于该区块缝网压裂直井初期产能的经验模型,单井平均预测精度在85%以上,区块整体预测精度在90%以上。研究发现,射开含油砂岩厚度、含油饱和度、砂液比和加砂量等是影响该区块缝网压裂直井初期产能的主控因素。考虑到该区块储层较薄,砂体发育连续性差,建议可射开有效厚度在15 m以上的储层,采用成本控制更优的直井缝网压裂方式进行致密油的前期开发。     

环江油田长6油藏效益建产技术探讨

环江油田长6油藏位于鄂尔多斯盆地西部,濒临西缘逆冲带,储层岩性致密,物性差,埋藏深,初期开发单井产量低,效益差,地质储量一直未动用,作者立足解决环江长6油藏效益开发难题,总结长6油藏开发经验及技术,逐步形成了井网部署、储层改造、注水方式、开发政策及水平井导向等开发配套技术,实现了环江长6油藏效益开发,盘活可采储量达5000万吨,为类似油藏的高效开发提供了理论依据。     

基于单井资料的早期油藏评价

以一个单井探明的油藏为例，阐述了利用第一口出油探井资料进行油藏区块评价的基本流程，该流程包括：①通过储层的岩性、物性、电性和含油性研究评价储层的静态特征，结合构造研究成果建立油藏的静态地质模型；②以试井资料分析为主，结合钻井工程和地质录井资料，评价油藏动态特征；③在上述研究基础上，估算油藏区块静态风险储量和单井控制储量；④应用节点分析法进行油藏产能规划，以动态资料评价产能。近５年的开采动态表明，评     

胡尖山油田长7致密油藏提高单井产能技术对策

鄂尔多斯盆地胡尖山油田长7油藏资源潜力大,目前控制地质储量1.3×108t,但储量丰度低,隔夹层较发育,储层物性差,开发难度大,投产井单井产能低,单井平均产能不到2.0t。围绕"提高单井产量,改善开发效益"这一主题,通过对胡尖山油田的构造特征、沉积相特征、油藏特征、开发现状及所采用的6种不同开发试验井网、井排距的试油、试采、工艺改造措施等进行评价对比分析,得出提高长7致密油藏提高单井产能的技术对策,为该区后期增储建产、效益建产提供了参考意见。     

吉林油田致密油藏同步体积压裂技术实践

松辽盆地南部致密油储层致密,单井无自然产能。直井采用常规水力压裂后难以达到效益开发,因此需转变开发模式,开展储层改造技术攻关和现场试验,提高致密储层改造体积及单井产能,实现经济有效开发。针对吉林油田扶余致密油藏,在精细地质研究、储层力学分析和体积压裂工艺评价的基础上,应用平台水平井组开发模式,结合同步体积压裂的体积改造及配套技术,根据大型有限元软件ABAQUS模拟结果,优化同步体积压裂施工方案,在R53区块进行现场试验,获得了高产工业油流,试采产量是同区块直井的4~10倍,为此类致密油藏经济效益动用提供了技术支撑。     

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。     

综合测试技术在剩余油评价和挖潜中的应用

围绕注水开发油藏剩余油分析和挖潜需要,在GD油田注水开发区块建立初始地质模型;通过采用水流模拟方法,结合运用多井综合测试和生产数据,建立精细的动态分析模型,确定油水井连通性和油藏内剩余油分布状况,描述优势渗流通道分布。针对储层物性、剩余油分布特点和目前井网条件下的注采对应关系,提出挖潜方案,在增加可采储量、提高采收率等方面取得理想的地质应用效果。     

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。     

基于PDA方法的缝洞型油藏井控储量评价

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体类型多样,非均质性极强,且流动规律复杂,有效评价此类油藏的井控储量是调整油田开发方案、制定油井改造措施的基础。为了克服常规方法在计算此类油藏井控储量上的不足,文中提出了基于PDA方法的缝洞型油藏井控储量评价方法。该方法针对缝洞型油藏的特点,建立了地质静态特征与开发动态特征相结合的生产井类型划分标准,对不同类型井进行地质概念特征与流体流动模式的假设,利用PDA方法拟合多条典型曲线,通过井底流压的折算、井控范围的修正与拟稳态条件下PVT的计算提高曲线拟合精度,形成了缝洞型油藏井控储量的评价流程。研究结果表明,基于该方法评价的井控储量与实际认识相符,研究区剩余可采储量主要存在于Ⅰ,Ⅱ类井钻遇区,存在形式以洞顶剩余油为主,这些剩余可采储量是进一步调整挖潜的目标。     

未开发油气储量不确定性潜力评价方法

保有未开发储量一般都经过多轮次筛选评价,品位低,储层非均质性严重,整体动用技术配套性差,因而采用传统确定性参数评价筛选整体潜力存在一定的局限性。为此,研究构建了一套未开发储量不确定性潜力评价方法,针对油藏非均质局部“甜点”潜力,通过建立不同技术条件下单井控制可采储量与油藏参数的模型,计算不同技术、经济条件下单井控制可采储量的“甜点”界限,输入相关油藏参数的概率分布,计算得到目标油藏可动用概率。该概率反映了储量动用的难易程度,定量化描述了储量动用的风险和动用规模。应用该方法对中国石化探明未开发储量进行评价,在油价每桶40～70美元条件下,筛选可动用潜力(4 300～5 900)×104 t。通过现场应用表明,该方法能为未开发储量评价筛选提供新的借鉴。      

基于概率统计的页岩气探明可采储量评估方法探讨——以川渝地区某页岩气开发区块为例

由于页岩气开发自身的特点以及从投产井获得的资料十分有限,技术和经济关键参数存在较大的不确定性,因此在评估页岩气开发项目可采储量时,可采储量的大小及其经济性也存在较高的不确定性和风险.为了定量描述和分析页岩气可采储量的风险,该文从概率统计的角度出发,建立基于改进ARPS双曲递减产量预测模块和国内财税机制现金流评价模块的一...     

Fault block modelling — a material balance model for early production forecasting from strongly compartmentalised gas reservoirs

The fault block model (FBM) is an alternative simulation tool, developed with the purpose of forecasting well needs and reservoir performance in strongly faulted gas and gas–condensate reservoirs. This model is particularly designed to handle reservoirs where the uncertainty is related to gas communication between the various parts or compartment blocks of the field. The model can predict reservoir production behaviour with reference to the concept of a most likely reservoir, and to display the reservoir uncertainty with respect to business opportunities and risks (upside and downside forecast). Based on geological characterisation and fault seal analysis, reservoir compartmentalisation is performed. The model defines drainage volumes based on a statistical evaluation of the probability of communication between neighbouring compartment blocks. Uncertainty analysis is carried out using error propagation techniques, forming an optimistic and a pessimistic representation of the reservoir. Production is simulated by material balance calculation technique, producing the reservoir reserves through wells allocated in different drainage volumes. The FBM is intended to be an advantageous tool in early stage field development of gas and gas–condensate reservoirs, where the effect of well spacing, number of wells, and optimum well production sequence are important unknowns. Using an example from a North Sea gas–condensate reservoir, production profiles from different well location strategies are investigated and various tests involving uncertainty in inter-block communication and in block volume are presented. Uncertainty analysis also includes suggestions on how to reduce reservoir uncertainty and recommendation for an optimum well location strategy.