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...     

加快我国难动用原油储量开发的探讨

我国陆上已探明有40多亿吨难动用原油储量,由于目前国家对不同品位的石油资源采取相同税率的财税政策,不利于这些难动用原油储量的开发;又由于沿用整装油田的开发方案评价和生产组织方式,影响了这些难动用原油储量区块的评价和开发效果;加之石油上市企业追求效益最大化与最大限度利用资源之间存在一定的矛盾,也影响了对这些难动用原油储量的开发。因此,加快我国难动用原油储量开发的有效途径是,以储量价值化为前提,划定难动用储量的界限;积极鼓励石油存续企业和资源所在地有关单位组建油公司,合理、有序地开发难动用原油资源;调整石油财税政策,鼓励难动用储量的开发。     

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。     

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...     

探明未动用储量经济评价方法探讨

从石油储量管理的现状入手,通过石油地质学和技术经济学的有机结合,按照未动用储量的落实程度,在现有技术水平、财务政策、开发方式、经营管理体制条件下,按照未开发储量投入开发后预期的内部收益率,将未动用储量分为近期可开发储量、低效一类储量、低效二类储量和暂无效益储量四类。对近期可开发储量的经济评价通常采用常规经济评价;对于低效储量,首先估算出该块近期投入开发的概率分布,通过开发概念设计进行现金流量计算;对于暂无效益储量,主要进行商业开采的风险评价。通过Y1和Y2区块的实际资料验证,证实了研究结果的可行性,它对于科学地盘活地下存量,实现储量探明与开发的有机结合,树立效益第一的观念,具有重要的指导意义。     

中国油气探明经济可采储量状况分析

经济可采储量是石油公司的核心资产。通过对比2005年底和2020年底中国累计探明油气储量,展示了各类储量增长态势。运用储量产量增幅、经济采收率、经济储采比、采出程度、采油（气）速度等指标系统分析探明已开发储量的累计特征,揭示了油气探明储量“四降二升”的趋势,指出原油储采比出现“剪刀差”、气层气储量寿命明显下降和增产乏力,提出了国家天然气能源发展的储采比“红线”。分析探明未开发储量状况,指出油气探明未开发储量存在规模大、占比高、增量大、增幅较快、品质较差、开发所需年限过长、储量资产规模大等特点。基于我国探明储量总体趋于劣质化的认识,提出持续加大油气效益勘探、把好经济可采储量新增入口、加快利用探明未开发储量、强化储量动态管理等建议。加强油气探明经济可采储量序列分析,不断深化特征研究,对建立以经济可采储量为核心的储量资产管理体系、夯实中国石油公司可持续发展基础等有重要作用。     

辽河油区低品位石油储量初步规划方案研究

辽河油区低品位石油储量达3.68×108 t,占探明未开发储量的76.7%,合理有效利用这部分资源,将成为保持油区原油千万吨稳产的重要条件。应用理想点法筛选出111个低品位储量潜力区块,运用频率分析法确定了储量动用率、单井控制储量、采油速度、单井日产能力等规划参数,运用单控储量法和采油速度法对初步规划方案进行了优化比选。研究结论:规划未开发低品位各类油藏井数共计970口,建成产能78.7×10~4 t/a,预计动用储量9 400×10~4 t,预计可动用可采储量1 410×10~4 t。     

难动用油气储量开采经济界限分析及开采对策

难动用油气储量的开采经济风险性较大，生产过程中的诸多不确定或不可预测因素都会造成对其开发亏本，因而导致大量的油气储量因为技术的、经济的原因难以动用。为此，从地质、经济、工艺技术条件等方面对难动用油气储量的概念进行界定，并对其进行了分类；结合实例，采用单井经济基准平衡法分析了难动用油气储量开采的经济性和经济下限，评价了气价与投资对难动用储量的影响。针对其可动用性，综合分析了其地质与储层特征，提出了相应的技术措施与对策。该项研究对提高我国难动用油气储量的开采具有一定的参考意义。     

探明未开发储量的灰色评价方法

探明未开发储量的地质复杂性,决定了其开发技术和经济评价的难度.评价时涉及两个基本问题：一是评价准则,二是评价方法.文中通过典型研究,提出了储层控制程度、渗透率、埋深、储量规模、丰度、流度及产能达标度等有关储量的数量、质量及开采难度(准经济)的7个参数、3个因素多层次评价准则,并将灰色系统关联度理论与探明未开发储量的特点相结合,提出了灰色多层次综合评估法,使得以区块为评价单元的未开发储量的价值优劣,即可动用程度得以量化表现.实际应用表明,这是一种有效而实用的综合评估新方法,具有一定的经济和社会效益.     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏储量分类评价技术

塔河油田缝洞型油藏由于储集体的空间分布、规模大小、储集性能具有较强的非均质性,按照碎屑岩油藏计算方法提交的探明储量具有一定的不确定性。因此从开发的角度,考虑缝洞型油藏的非均质性,利用地震反射特征、地震振幅变化率大小及实钻井的产能差异对提交的探明储量进行了分类评价,把未开发储量划分为落实未开发储量,待评价一类储量、待评价二类储量、待核销储量4个小类,并论述了界定不同类别储量边界的多种技术方法。由于每种技术方法都有一定的局限性,因此需综合利用多种技术方法进行储量的评价。通过对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏探明储量的分类评价,能够有效指导开发井位的部署,优先动用优质储量,加强待评价一类储量的评价工作,提高此类油藏的建产率,单井产能及储量动用程度。     

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。     

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。     

全球不同类型大型气藏的开发特征及经验

据AAPG的资料,全球已发现的370个大气田集中分布在西西伯利亚盆地、波斯湾盆地、扎格罗斯盆地、卡拉库姆盆地、墨西哥湾盆地、卡那封盆地以及东西伯利亚盆地,分布在上述盆地的大型气藏占总数量的45%,其储量占到大气田储量的68.3%。在分析所有大型气藏资料的基础上,研究了大型气藏的数量、储量、地区、地层、圈闭类型、深度、发现时间等特征。依据"实用性、针对性和科学性"分类原则,围绕岩性、厚度、规模、物性、压力、流体等因素将大型气藏划分为5种类型:1厚层整装高渗透砂岩气藏,规模大、储层厚、物性好、或存在边底水;2低渗透砂岩气藏,规模大、物性差、一般不存在边底水;3边底水裂缝型碳酸盐岩气藏,规模大、裂缝发育、存在边底水;4高温、高压、高含硫"三高"气藏;5凝析气藏,压力温度异常、相态复杂、常常发生反凝析现象。厘清大型气藏的分布特征为我国天然气藏的勘探指明了方向,总结出的不同类型大型气藏的开发特征也为相同类型气藏的经济、高效、安全开发提供了宝贵的经验。     

中国天然气勘探开发60年的重大进展

通过对1949年到2009年60年来中国天然气探明储量和产量增长情况的分析,总结了煤成气理论的意义和勘探成就,梳理了大气田的勘探开发成果和意义。研究认为60年以来,中国天然气勘探开发取得了突破性进展:1）储量上从贫气国跃为世界前列国。1949年中国天然气探明地质储量只有3.85×10 ⁸ m ³ ,2009年超过了7×10 ¹² m ³ 。2）天然气年产量跃为世界第七。1949年中国天然气产量只有1117×10 ⁴ m ³ ,2009年则达852×10 ⁸ m ³ 。3）煤成气理论推进了中国天然气勘探开发的快速发展。1979年中国煤成气理论的出现,开辟了天然气勘探的一个新领域,使指导天然气勘探理论从“一元论”发展为“二元论”。4）勘探开发大气田是快速发展中国天然气工业的重要途径。至2009年底中国共发现44个大气田,大气田总储量占全国的80.5%,天然气年产量占全国的66.4%。60年间中国天然气的勘探开发取得了重大成就。       

“十四五”我国油气发展路径选择

自20世纪50年代以来,我国油气发展经历了4次重大战略转型,极大地推动了油气工业的发展,使我国由贫油贫气国发展成为油气生产大国,并在海外建成五大油气合作区。我国能源安全的核心在油气,短板也在油气。21世纪以来,我国油气对外依存度大幅攀升,油气安全风险大增,亟需大力提升国内油气勘探开发力度,发挥国内油气供应的“压舱石”作用。系统梳理分析了我国油气发展战略演变历程,认为新形势下实施“稳油增气”战略是保障我国油气安全的现实选择,建议“十四五”期间将“稳油增气”上升为国家能源战略,并就推动我国原油产量2×108t长期稳定、天然气产量持续增长,提出未来我国油气发展战略部署;在用海用地、技术创新、体制机制及财税政策等方面提出保障措施与建议。     

常规油气勘探程度分析新方法及其应用

客观认识油气勘探程度、油气资源潜力是国家制定产业政策、公司编制中长期发展规划的基础。文章认为业界现行的依据资源探明率判别勘探程度的做法并不能客观反映油气勘探现状,提出并建立了基于资源探明率、储量增长趋势、勘探目的层变化、油藏类型变化、储量品质及规模变化5项指标划分勘探程度的新标准。与传统评价结果相比,我国陆上重点盆地油气勘探程度均有明显提升;石油勘探程度总体处于中期偏后,松辽盆地和渤海湾盆地陆上石油勘探已进入晚期阶段,渤海海域、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地石油勘探处于中期阶段;天然气勘探程度低、潜力大,四川盆地、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地天然气勘探进入中期阶段,具备稳定规模增储潜力。     

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。     

中国石化国内常规天然气储采比现状与可持续发展方向

储采比和储量替代率是衡量油气公司可持续发展的重要指标。“十二五”以来中国石化(以下简称“中石化”)天然气储采比稳中有升。但是,每年新增经济可采储量规模却在下降,2016年储量替代率不足100%。其中,大型、中型的碳酸盐岩气藏和致密低渗气藏的储量接替能力较高,这些气田目前处于稳产期或递减初期,是中石化的主力气田,对中石化天然气储采比、储量替代率的大小起着决定性的作用。但随着勘探难度加大、未开发储量开采对象日益复杂、优质资源减少,实现天然气中长期可持续发展面临挑战。针对目前现状,提出增加经济可采储量、提高储采比的几点建议:①加强海相碳酸盐岩气藏的勘探规划,积极拓展新区带、新层系;②加强致密气藏政策支持和体制改革,最大限度地提高储量的动用程度;③加强未动用储量动用界限及评价方法研究,积极推进区块流转;④重视老区精细管理、调整挖潜,最大限度地提高采收率。