以突尼斯F油田为例分析国内外储量评估差异

随着我国不断拓展海外市场,油气储量评价顺利地与国际惯例接轨就显得特别重要。研究国际通用储量规范及各资源国的储量分类标准,掌握与国际接轨的储量评估手段,为评估我国油公司在海外的油气资产,或是为海外油气田投资风险评估,或是加强国际交流与合作都具有重要意义。本文通过对F油田的储量评价,分析了国内和国际惯用储量级别划分原则的几点差异。     

国外高含水油田特高含水期主要技术措施及启示

特高含水期（含水大于90％）是注水开发油田的重要阶段,该阶段仍有较多储量可供采出。我国注水开发油田大多经历了几十年的开发与调整,绝大部分油田已进入注水开发后期,多数油井含水高达95％以上。虽然面临油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题,但水驱油藏仍在开发中占主导地位。通过对国外注水开发油田的调研,分析特高含水期采取的主要技术措施,对改善水驱开发效果,提高采收率进行了探讨,为我国水驱开发油田特高含水期的开发工作提供借鉴和指导。     

特高含水油田开发后期效益综合评价方法体系研究——以A1区块为例

目前,胜利油田整装水驱油藏大部分油田进入特高含水开发阶段,油田的开发经营面临一系列问题。为确保油田的开发效益,建立一套综合的效益评价方法成为非常迫切的要求。通过研究特高含水油田开发后期特点,建立了一套综合的效益评价方法体系,对油田现状和未来效益状况进行效益评价,使效益评价更加全面,对胜利油田特高含水油田开发后期的效益评价更具适应性,为油田进一步决策提供依据。并以A1区块为例,详细介绍了评价方法体系及其应用。     

靖安油田白于山长4＋5油藏储量复算

油气田勘探和开发的极为重要的任务就是落实油气资源的探明程度,预算油气储量的大小。从这个意义上讲,油气储量是油气田勘探成果的综合反映。能否准确、及时地提供油气储量数据,这关系到国民经济计划安排、油田建设投资等重大问题。     

如何加强特高含水期油田开发的探索

国家经济的增长以及人们生活水平的不断提高,使当前社会对于油气资源的需求较之传统高了很多,在当前人们的日常生活和企业的正常运转之中,对于石化燃料的需求呈现出一种逐年增加的态势。由此也就需要人们对当前的采油方法进行科学化的处理。为了提高我国当前对特高含水油田的采收率,增加资源匮乏形势下的可采油储量,就需要相关的采油企业和技术人员对地质条件和残油特性以及油气采收的技术进行充分的考虑,并且在此基础之上寻求有效地方法对采收率进行提高,在提高可采油储量的同时充分挖掘剩余的油,应用科学和高效的方法对剩余油气加以开采,大力提高开采单位对特高含水油田的的采收效率。     

典型石油公司油气储量资产管理策略及启示

油气储量资产作为石油公司核心资产之一,备受各石油公司及资本市场和投资者重视。主要国际石油公司均形成了成熟有效的储量资产管理规范,通过建立专门的专家、管理团队,负责储量资产相关信息收集、评估、存储、发布等。各石油公司为实现储采比、储量替代率等储量资产评价指标的稳定,通过加强勘探力度、聚焦核心业务、注重资产交易、与资源国灵活开展合作、合理控制费用支出结构等多种形式,优化储量资产质量,实现上游营收及利润的增长。国内石油公司在挑战频多的国际油气市场和改革逐渐深化的国内油气产业环境下,应坚持风险勘探、资产经营、持续降本、效益优先、紧盯机遇五大战略,提升油气储量资产质量,增强公司应对国际国内市场新挑战的核心竞争力。     

浅谈高含水开发后期油藏动态管理研究

随着油气藏的不断开发,油气开采已处于特高含水开发的后期阶段,受油价下调的影响,必须控制生产成本,才能保证油田的效益。动态管理需要克服成本降低和工作量减少带来的负面影响,保证动态管理的有效性。目前来看,动态管理还有待改进,尚未到达特高含水期老油田的管理规范,在油价普遍下调的情况下,动态管理工作必须不断改进创新,才能应付新的挑战。     

化工产品开发策略探讨

从化工产品的特点及营销特性出发，探讨了化工产品开发策略，提出了一体化合作开发模式，包括“前向一体化合作开发模式”、“后向一体化合作开发模式”、“横向一体化合作开发模式”、“过程一体化开发模式”、“混合一体化合作开发模式”，论述了企业间合作的形式是战略联盟，企业内部有效的形式是并行工程方法，并对产品组合进行了探讨。     

北二西水驱治理注采无效循环的做法及认识

油田进入特高含水开发阶段后,油田注水、产液能耗量高,给控制油气生产成本带来了极大难度。本文从油田实际动态开发资料入手,总结了特高含水后期,在控制无效注采循环方面的做法及认识,在实际工作中表明,对控制油田产量递减改善油田开发效果起到了明显的作用。     

浅谈基层班组（计量站）全员成本目标管理节点控制法的创建与实施

随着油田开发工作逐步向老油田中后期开发阶段转变，井筒、管网、电力等各类设施日益老化，开发生产、耕地占压等各类矛盾更加突出，油气产量不断递减，油气储量没有突破，人员、生产等规模没有减少，严重制约着油藏经营管理水平和开发效益的提高。面对诸多矛盾，为提高油藏经营管理水平和油藏开发效益，采油二厂油藏经营管理六区坚持“树立过紧日子，低成本发展的思想”，加强各项管理制度的贯彻执行，遵循“全方位、全过程、全人员”的成本控制理念，生产经营由“先干后算”向“先算后干、边算边干”的方式转变，以精准单井成本控制为切入点，初步构建了“计量站全员成本目标管理节点控制法”管理模式，发挥了各级人员控制成本的积极性和主动性，切实将低成本战略落实了到生产创效的基本细胞单元，有效提高了经济效益。     

玛湖油田开发经验对特低渗-致密油藏开发的借鉴意义

玛湖油田是国内已发现的最大致密砂砾岩油气藏,开发过程中存在地质条件复杂、开发工程难度大等问题.玛湖油田从勘探到效益开发大体经历了勘探评价阶段、开发试验阶段、规模开发阶段,开发技术主要有直井开发、水平井常规压裂和水平井体积压裂3种,随着水平井长度、加砂规模和平均单井压裂液用量逐渐加大,开发效果变好.近年来,特低渗-致密石油储量成为国内新增储量的主体,特低渗透油藏新增探明地质储量占比逐年增加.通过借鉴玛湖地区致密砂砾岩成功的开发经验,引入先进开采技术,实现国内致密油资源的有效动用,提高储采比,提升上游板块的经济效益.     

信息检索

中美签署合作开发煤层气资源合同中美合作开发淮北煤层气项目合同已签署,这是中国政府首次正式批准的煤层气对外合作项目。此合作由中联公司与德士古公司共同进行,双方将按国际油气工业惯例、采用产品分成合同模式合作开采煤层气。据合同规定,双方将共同开发安徽省境内２６６３ｋｍ２的煤层气资源,合同期限为３０年,开发生产期计划钻井３００口,单井平均日产气量５０００ｍ３,项目年产约５亿ｍ３纯量煤层气,供应当地和合肥、南京等城市用户,项目总投资５亿美元。中国１００ＭＷ级循环流化床燃烧研究获突破国家“九五”重点科技攻关…     

低渗透油田几种主要开发技术分析——以鄂尔多斯盆地为例

近年来,随着世界经济的快速发展和变化,常规油田已被大面积开采,储量日益减少,已经不能满足人们对油气的需求。为此人们转向低渗透(致密)油气资源的勘探开发。虽然我国油气资源较为丰富,但是地理位置分布不均衡,大部分分布在西部地区和其他人烟稀少的地区。鄂尔多斯盆地是一个地域相对广阔并且油气资源比较丰富的地区,但由于受地质特征的影响,油气资源开发难度较大。本文在论述鄂尔多斯盆地的地质特征、低渗透油田开发影响因素的基础上,详细探讨了低渗透油田的开发技术。     

辽河油田外围低渗砂岩油藏评价开发一体化实践与成效——以陆西凹陷东部包38块为例

在新增探明储量难度逐年加大、成本逐年增高和资源品质逐年变差的背景下,如何高效开发已探明低渗储量,增强油公司应对低品位储量挑战的能力,对油田持续稳产、效益发展具有十分重要的现实意义。油公司积极转变发展方式,以提高钻井成功率、提高平均单井产量和提高采收率为重点,在辽河油田包38块低渗砂岩油藏大力实施评价开发一体化,通过储量研究向勘探评价提前介入,方案编制向储量评价提前介入的一体化模式,实现储量向产量的快速转化,加快了外围低渗透油田的建产速度,有效的保证了低油价下低品位油藏的效益开发。     

我国油气资源勘探开发现状与展望

从资源分布、储量和产量三个方面,分析了我国及各主要盆地的油气资源勘探开发现状,对其勘探开发前景进行了展望,并提出今后加强国内油气勘探开发的六项对策。     

我国海洋石油工程装备现状及国际发展趋势

近年来,随着国内经济的迅速发展,对石油资源的需要也在迅速增加。目前,我国已成为世界第二大石油进口国,陆地油气资源的勘探开发已接近饱和,油气供不应求,能源安全已经成为国际舞台上的重要议题,把开发方向转向海洋、开发新的海洋油气资源已是必然趋势。我国拥有漫长的海岸线和广阔的海域,在渤海、黄海、东海、南海等区域均蕴藏着极为丰富的油气资源,据有关部门估计,我国的海底石油资源领储量约占全国石油资源储量的10%-14%,天然气资源量约占全国天然气资源的25%-34%,由此可见,海上油气资源的开发有着相当可观前景。     

二连油田已探明未动用地质储量滚动开发的思路

前言二连油田自“七五”末期全面投入开发 ,随着老油田细分开发层系的调整和井网加密等工作的逐步完成 ,新开发的油田又采取高速度、快回报、断块接替的方式 ,故储量的有效接替显得非常重要。“九五”以来油田资源接替严重失衡 ,“九五”期间平均资源接替率为 0 .77,使得油田自 1 996年原油产量以 8%的速度递减 ;同时 ,勘探每年探明地质储量在 1 0 0 0× 1 0 4 t以上 ,已探明动用储量低 ,仅为 6 1 .6 % ,并且呈下降趋势。油田开发要实现良性循环 ,除进一步加强已开发油田研究和措施力度 ,争取把递减控制到最低程度外 ,更重要的是积极寻找经…     

油田单井产量的分析方法探讨

评价油田综合经济指标的重要因素就是油田单井产量,影响油田单井产量的因素较多,包括油层性质、原油性质、油气储量、油藏埋藏深度与油藏构造,在油田开发与建设工作之中,单井产量直接影响着其经济效益,不同地区油田资源也有着较大的差异,在实施开发经济评价工作中,就需要根据油田的实际情况来选择参数,本文主要分析评价油田单井产量的方法。     

长垣油田特高含水期开发技术对策

以喇萨杏油田为主的长垣油田,已开发了近50年,油田已经进入特高含水阶段,目前新增储量减少,储采失衡严重,剩余油分散,挖潜难度加大,调整挖潜品位变差,产量接替难度加大,三次采油开发技术,尤其是三元复合驱技术尚需不断完善。针对长垣油田在开发中存在的主要矛盾,利用综合资料分析和油藏工程方法评价了长垣油田水驱、三次采油提高采收率目标,预计最终采收率在60％左右。为确保增加可采储量,改善储采平衡状况,最大限度提高油田采收率和开发效益,提出了确保采收率目标的技术对策,为科学编制长垣油田中长期规划提供依据。     

深化认识提高油藏开发水平

马寨油田为一复杂断块油田,含油面积9.4km2,石油地质储量1222×104t。主要地质特征:一是断层多、断块小、构造极复杂;二是油层多、井段长、储量丰度高;三是储层物性较好,但层间非均质性严重,自96年以来,以加强监测资料的录取和综合分析研究为基础,结合其它资料,制订了适合油田特点的挖潜治理对策,实现了特高含水期持续6年含水稳定和产量稳定,达到复杂断块油田一类先进开发水平,开创了极复杂断块油田特高含水期增储稳产的新局面。