中国未开发石油储量分析和对策

中国探明而未开发的石油储量随时间推移而增加,但未开发率变化却不明显。截至2013年底,全国地质储量中的未开发量为85.11×108t,未开发率21.9%;可采储量中的未开发量为10.71×108t,未开发率12.5%。在分别做了未开发储量的盆地分布和公司分布、不同类型油田的未开发储量分析后,提出了以新思维、新技术来动用未开发石油储量的有关问题:1未开发石油储量是现实的增产领域;2重新认识探明储量的动态和现状;3适宜技术的应用是关键。在适宜技术的应用中包括:必须强调每块未开发储量的特殊性,进行新一轮的精细地震工作,适度引入致密储层油气的钻井和储层改造技术,大力推进稠油开发,以先进方式开发海上中小油田群,重视凝析油气田的开发等问题。最后提出中国三大国有石油公司要想在全方位发展过程中集中力量为石油增产做出更大贡献,可适当缩小已占有勘探区块面积,集中力量在已开发的油田上提高采收率,大力动用未开发储量,以取得更高的投资回报率和整体经济效益。     

基于开发技术的低渗透油藏未动用储量分类评价

低渗透油藏是未来石油勘探开发的主要对象,保有未动用储量经过多轮次筛选后,剩余储量品位差,因此开发技术的适用条件是油藏能否动用的关键因素。该文以中国石化低渗透油藏为例,研究了“十二五”以来不同渗透率级别的低渗透油藏探明未开发储量的开发技术现状及动用条件,分析了保有未动用评价储量的分类,结合现有难动用储量类型和技术发展趋势,进一步厘清了低渗透油藏未来技术需求和攻关方向。     

煤层气区块开发潜力评价方法探讨

煤层气区块开发潜力的评价是对目标区块能否实施开发的重要依据。在调研近年来国内外开展煤层气区块评价工作的基础上，针对目标区块普遍钻孔少、资料参数不够完备的情况，提出建立煤层气储层地质模型、建立煤层气储层参数评价标准以及煤层气储层开发潜力综合评价方法，对从事煤层气研究的人员和现场工作者提供了一套新思路，具有重要参考价值。     

中国未开发天然气储量分析和对策

探明而未开发天然气储量数量大且随时间日趋增加的现象长期存在,是中国天然气勘探开发的特点之一。分析其发展过程和在不同盆地的分布是提高储量动用率和保障产量持续增长的必要前提。2013年全国未开发的天然气地质储量约为5.62×1012 m3,未开发率为42.3%;未开发的可采储量为0.535 4×1012 m3,未开发率为23.7%。在分别做了未开发储量的盆地分布和公司分布以及不同类型油气田未开发储量分析后,提出了以新思维、新技术动用未开发天然气储量的3条认识:1未开发储量是现实的增产领域;2重新认识探明储量的现状和动态;3适宜技术的应用是关键。在后者中包括:必须强调每块未开发储量的特殊性、进行新一轮的精细地震工作、适度引入致密储层油气的钻井和储层改造技术、以先进方式开发中小气(油气)田群、重视溶解气的开发等问题。最后提出,三大油气公司在近、中期的全方位发展中要集中力量为天然气增产做出更大贡献,因而可适当缩小己占有勘探区块面积,集中力量在已开发的气(油气)田上提高采收率,大力动用未开发储量,以取得更高的资金回报率和整体经济效益。     

桩西采油厂未开发储量评价及对策

针对桩西采油厂未开发储量存在问题 ,对各块的基础地质及试采工艺等特征重新进行深入分析 ,指出目前的油藏研究、工艺技术、注采管理水平是制约该类储量开发的主要因素 ,认为提高油藏管理的基础是实施油藏分类治理 ,提高储量动用程度 ,关键是加强低渗透油藏地应力与注采井网适应性研究 ,积极开展小井距注水试验 ,强化动态监测技术的引进与应用 ,及利用经济效益分析评价技术进行油水井措施优化实施 ,为该类油藏的管理提供有力保证     

基于量化不确定性的储量升级动用潜力评价方法

未升级、动用储量多数为低品位储量,如何评价储量升级动用潜力是迫切需要解决的问题。低品位储量存在地质条件复杂、储层非均质性强、数据资料有限和阶段认识局限等不确定性,常规评价方法效果不佳。为此,建立了一套基于量化不确定性的储量升级动用潜力评价方法,实现了3个方面的改进：一是改变了以往国内储量采用确定性法估算的唯一值,储量用范围值来描述不确定性,并提出了用确定性程度来定量表征储量的风险;二是建立了储量升级动用潜力评价指标体系、关键参数不确定性的评价方法及评价流程;三是由以往重视储量规模向储量价值转变,利用风险-价值评估技术,建立了“确定性程度、单位储量/资源量价值和储量/资源量”的三因素潜力评价模型,潜力区块划分为四类,即Ⅰ类低风险高价值、Ⅱ类低风险低价值、Ⅲ类高风险高价值和IV类高风险低价值,从而实现储量-产量-价值评估三统一的潜力评价平台。通过应用实例表明,利用上述方法可以有效地实现储量升级动用潜力评价和目标优选,筛选出的升级动用潜力区块与后续的升级动用效果基本吻合,验证了上述方法的可靠性与合理性。     

哈萨克斯坦未来的油气潜力

哈萨克斯坦的大部分地区勘探程度较低或未勘探,预计潜在的油气储量的大部分来自里海岸外。未来将利用国外技术进行油气勘探及开发。 迄今为止,在哈萨克斯坦已经确定了大约250个油气藏,其中有110个已经进行了开发。下面4个盆地（省）具有最大潜力发现油气田：①里海北部盆地;②里海中部盆地——曼格什拉克省;③南吐尔盖盆地;④乌斯丘尔特盆地。 哈萨克斯坦的累积石油产量为6．04×108 m3,已探明石油储量约为21×108 m3． 预测石油（包括凝析油）储量为22．26×108～141．5×108 m3,最大可能储量为41．34×108 m3;天然气探明储量为21…     

埕岛油田未开发储量评价与对策研究

提出了评价海上未开发储量的新方法和分类标准;计算了不同油价、不同井深条件下的新井经济极限初产油量.对埕岛油田未开发储量进行了评价分类;总结了该油田未开发储量的特点,提出了四类未开发储量的治理对策.     

探明未开发储量可动潜力评价新方法及应用——以Y油藏为例

目前探明未开发储量大多是多年筛选剩下的低品位储量,在现有的经济和技术条件下整体有效动用难度大,已有的方法多为评价整体的动用潜力,其已不再适宜于目前探明未开发储量的动用潜力评价。以Y油藏为例,根据油藏参数空间分布的非均质性、开发技术的可选择性及经济参数的不确定性特点,应用数值模拟手段建立不同开发技术下单井控制可采储量预测模型,结合单井控制可采储量主控因素的概率分布特征,计算不同开发技术下单井控制可采储量概率分布,同时结合不同技术经济条件下单井控制可采储量经济界限,得到不同技术经济条件下可动概率,进一步计算得到地质储量可动潜力。实例应用表明,本方法计算的可动潜力储量与实际动用储量符合率达97.2%,准确性高,可以满足矿场需求,研究成果为探明未开发储量的可动潜力评价提供了有效方法。     

苏里格致密砂岩气藏未动用储量评价及开发对策

为落实苏里格气田强非均质致密砂岩气藏储量规模和动用程度、评价稳产潜力，基于储层地质知识库，通过细分计算单元采用"容积法"完成储量复算；结合储层静态参数、气井生产指标及内部收益率建立了储量分类评价标准，将储量分为富集区、致密区和富水区三类；优选"单井控制面积法"评价已动用储量和剩余未动用储量。评价结果表明，苏里格气田储量基础落实，各区块储量动用程度差异大，储量综合动用程度为40.1%，剩余未动用储量规模大，稳产潜力较好。目前经济技术条件下，气田稳产主要通过井网加密、侧钻水平井及查层补孔的方式来提高富集区和致密区储量动用程度，富水区剩余储量的有效动用仍须进一步攻关。     

新区经济可采储量计算方法

为了计算新区钻加密调整井的经济界限，快速评估新区储量．根据影响单井经济可采储量的主要因素地质条件和油价、成本、投资等经济条件之间的关系，利用资金的盈亏平衡原理．以原油采收率和井网密度的指数关系式为基础．通过确定钻新井必须满足的新增可采储量界限，建立了新区加密调整井的经济合理井网密度的新计算模型。经大量买例检验，该模型各项参数容易求取，计算方便灵活，不但能够满足钻调整井的前期评价需要，而且能够评估新区储量．是一种实用的计算方法。表4参12     

应用区块品位综合评价辽河油区未开发储量

针对辽河油区未开发储量零散，静、动态资料不全，储量丰度低、含油饱和度低、储层物性差、油藏埋藏深、油井产能低等问题，运用区块品位综合评价法，确定权衡区块品位的评价因子，并用比较法确定各因子权重，最终确定未并发储量品位并排序，优选品位较高区块作为下步开发的重点，指导辽河油区未动用储量的有效和有序开发。     

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。     

致密油藏储量升级潜力不确定性评价方法及应用

中国陆相致密油藏储量升级评价面临着储层非均质性强、阶段地质认识不确定性大和静、动态评价结果差异明显等一系列难题,使用常规确定性评价方法存在一定局限性.为此,建立一套系统的储量升级潜力不确定性评价方法,重点实现3方面改进:①以不确定性储量评价方法代替传统确定性方法,定量地给出不同可靠程度下的可升级储量;②基于后验概率思想...     

基于储量增长模型和概率分析的大油气田储量增长评价方法及其在中东地区的应用

全球每年约有70%的新增油气储量来源于已发现大油气田的储量增长。基于单个大油气田储量增长因素的概率分析和大油气田产、储量统计分析,提出了储量增长评价新方法,建立了中东地区大油气田储量增长模型,并进行了潜力预测。研究表明,预测截至2042年Halfaya油气田储量增长的因素为提高采收率、储量升级、油田扩边、发现新层系,所引起的石油储量增长分别为30.8×10~8桶、7.5×10~8桶、4.3×10~8桶和3.2×10~8桶,所引起的天然气储量增长分别为0.8×10~8桶油当量、2.7×10~8桶油当量、2.7×10~8桶油当量和5.7×10~8桶油当量;中东地区大油田和大气田储量增长变化趋势较为相似,储量增长高峰期主要位于开发早期和中期;截至2042年中东地区167个大油田储量增长潜力为2103×10~8桶,64个大气田储量增长潜力为1018×10~8桶油当量;用同一个样本点对概率法和统计法的研究结果进行了验证,两种方法吻合程度较高。该方法通过解剖个体特征,分析整体规律,由已知推测未知,实现了统计法、概率法和地质分析法的有机结合,可以进一步用于全球大油气田储量增长研究。     

中国石化东部探区油气勘探潜力分析

东部探区是中国石油化工集团公司(中国石化)目前储量和产量的主要集中地区,年度探明石油地质储量占中国石化当年探明储量的3/4,石油年产量占中国石化去年产量的90%。随着勘探程度和地下原油采出程度的不断提高,老油田稳产的难度越来越大。近年来的科技攻关表明,东部探区仍然有较大的资源潜力和广阔的勘探空间。同时,东部陆相盆地复式油气聚集成藏的内在规律决定该区储量增长是一个长期过程,而新理论、新技术的完善和应用将进一步挖掘勘探潜力。因此,东部探区仍然是中国石化“十五”乃至“十一五”期间增储、稳产的主战场     

新增探明储量采收率预测方法评价与研究

新增探明储量由于资料所限,不能采用动态法标定可采储量,最常用的方法是类比法、经验公式法和经验值法等,如何准确预测采收率是合理计算可采储量和新增探明储量评审工作的技术关键与难点.该文在充分调研采收率预测现状与存在的主要问题基础上,对比新增探明储量各种采收率预测方法优、缺点,提出了新增探明储量采收率预测方法顺序为经验值法(小型油藏)-类比法验证(中型油藏)-经验公式法-综合地质法-数值模拟法进一步验证(大型油藏),建立适合本公司油藏地质特征的类比序列和经验值标准,为新增探明储量采收率预测提供依据.