基于开采试验法的地下水可采资源量计算与验证

为验证短期开采性抽水试验求取地下水可采资源的准确性和可靠性,以典型实案为例,进行了为期10 d两个落程的开采性抽水试验:以设计需水量2400 m^(3)/h进行抽水,地下水水位呈稳定流状态,说明开采补给是有保证的;同时根据抽水试验求取的水文地质参数,采用泰斯公式,预测在限定开采条件下水源地中心水位降深3.041 m、影响范围半径为2265 m,对当地生产、生活用水影响较小;并采用水量均衡法,对开采条件下的资源量补偿恢复计算了分析、计算,预测开采的地下水资源约24 d后即可得到补偿恢复。结果表明:以短期开采性抽水试验为基础,通过水位动态、模拟预测和水资源量均衡的综合分析、研究,验证了水资源评价的准确性和可靠性。

页岩气藏地质资源量、可采资源量和井控可采储量的确定方法

页岩气的主要成分为甲烷(占98.5%以上),含少量和微量的乙烷、丙烷、氦气、氧气和二氧化碳气。页岩气藏是一种特殊的封闭性气藏,它的储集层由超致密的基质和微裂缝系统组成。基质中的天然气以饱和吸附状态储存于纳米(10-9m)到微米(10-6m)级的颗粒表面;微裂缝中的天然气以自由气状态存在于微裂缝之中,而且两者是一个压力平衡体系。由于页岩的密度较大,而裂缝的孔隙度很小,因此,吸附气为页岩气的主要储量。目前,由文献报导的评价页岩气资源量的方法是不正确的,所评价的结果也是不可靠的。提出了评价页岩气藏地质资源量的体积法、评价可采资源量的动态平衡法和评价井控可采储量的产量递减法。

煤层气技术可采资源量预测方法

文章提出了新的煤层气资源量分类系统,建立了利用气藏数值模拟技术预测煤层气井最终可采量和 利用损失分析法估算可采量这样两种预测煤层气技术可采资源量的方法。在此基础上指出:以煤层气富气区(带) 为评价单元,准确地确定关键煤储层参数(煤层埋深、厚度、气含量、储层压力、渗透率);运用气藏数值模拟技术和 损失分析两种方法,分别计算处于不同勘探开发程度的煤层气富气区(带)的技术可采资源量;是现阶段在我国进 行煤层气资源可采性定量评价的有效技术途径。

对我国石油可采资源量的预测研究

回顾了世界上现行的可采资源量预测方法 ,总结分析了在我国石油勘探开发过程中大型油气田的发现规律及储采比变化规律 ,探讨了累积发现可采储量、累积产量与可采资源量三者之间的内在关系及储采比的变化对它们的影响。在此基础上 ,利用累积发现的可采储量与累积产量建立了预测可采资源量的有效方法———全程历史拟合法和储采比递减阶段曲线拟合法。利用上述两种方法预测出中国石油的经济可采资源量为 1 0 7 8× 1 0 8t,次经济的可采储量约为 (2 7～ 36)× 1 0 8t,还对部分油区的可采资源量进行了预测。预测结果表明 ,两种方法对比使用 。

国外典型煤层气盆地可采资源量计算

随着国内煤层气勘探开发技术的逐渐成熟,国内油气公司开始着眼海外煤层气资源勘探开发。但由于国外煤层气盆地资料匮乏,有效评价其可采资源量是一个难题。选取国外几个典型煤层气盆地,将地质类比法引入煤层气可采资源量估算中。结合煤层气富集成藏的基本要素,依据煤层气盆地实际资料,优选了影响煤层气可采性的10个地质参数作为刻度区和预测区的相似系数,二态定性量化不同地质参数。以等温吸附法确定刻度区的采收率,结合实际采收率经验,采用蒙特卡洛组合抽样估算了可采系数的变化范围。通过对北美、俄乌哈和澳大利亚3个地区10个煤层气盆地的可采资源量计算和对比,发现澳大利亚的鲍恩盆地煤层气可采系数大,可采资源量丰富,具良好的勘探开发潜力。该方法可为国外其他煤层气盆地的可采资源量计算提供借鉴。

利用等温吸附曲线估算柳林区块煤层气可采资源量

为解决可采资源量计算结果与实际值的误差问题,利用体积法对柳林区块山西组和太原组的煤层气资源量进行计算,采用解吸系数法和等温吸附曲线公式法对计算得到的煤层气资源量进行校正,估算柳林区块的煤层气可采资源量,较好地解决了煤层气资源可采潜力的问题,为下一步编制开发方案和确定投资规模奠定基础.

地下水可采资源量计算及若干问题探讨——以山西省汾河中上游地区为例

对山西省汾河中上游地区平原区、山区地下水可采资源量进行了计算与分析。对平原区可采资源量采用保证率下的直接估算法、可采系数法、平均布井法、径流模数法、水量均衡法等多种方法进行计算,再以优化法进行组合;对于山区,重点讨论了岩溶水可采资源量的计算方法,最后得到较合理的结果。在平原区、山区可采资源量计算中,对各种计算方法存在的问题及解决思路进行了详细的阐述。

等温吸附曲线方法在煤层气可采资源量估算中的应用

在缺乏煤层气井生产资料的情况下,为了合理利用我国煤田地质勘探中煤层气解吸法所测的煤层气含量,使其计算的煤层气资源量与可采资源量更为接近,根据煤层气解吸特征,煤储层等温吸附特征,通过计算解吸系数,求取煤层气的解吸率.利用等温吸附曲线与煤层气临界解吸压力的关系,估算出煤层气临界解吸压力,并结合煤层气井的枯竭压力,估算出煤层气采收率,进而获得煤层气可采资源量.结果表明,残余气在煤层气开采时基本上是不可能获得的,另外由于生产技术的原因,参考国外煤层气实际生产情况,井深结构所能达到的最低储层压力之下的煤层气也基本上不能被采出.因此通过解吸系数法校正、等温吸附曲线法校正后,计算的煤层气资源量更能反映煤层气的可采潜力.

对中国天然气可采资源量的讨论

我国的油气资源量的实际含义与国际通用的概念有很大的差别 ,这就容易造成混乱和误导。为此 ,特把我国的资源量称为地质资源量 ,在对其进行经济有效性校正和预测采收率的校正后之所得称为可采资源量 ,后者大致可与国际上的资源量相对比。笔者按 2 0 0 0年的探明储量和天然气地质资源量 47 32× 10 12 m3 ,计算其可采资源量为 11 4 42× 10 12 m3 。将不同专家不同时期的 15个对可采资源量的测算值平均 ,其值为 9 6 6× 10 12 m3 。按笔者的计算天然气的资源探明程度为 18%,气可采资源量的当量值略低于石油。

对中国石油可采资源量的讨论

中国的油气资源量的实际含义与国际通用的概念有很大的差别 ,这就容易造成混乱和误导。为此 ,特把中国的资源量称为地质资源量 ,在对其进行经济有效性校正和预测采收率的校正后之所得称为可采资源量 ,后者大致可与国际上的资源量相对比。按 2 0 0 0年的探明储量和石油地质资源量 10 3 5× 10 8t,计算其可采资源量为116 1× 10 8t,相应的资源探明程度为 5 2 2 %。将不同专家不同时期的 16个带有独立性的测算值平均 ,其值为13 2 5× 10 8t。以当量值相比较 ,中国石油可采资源量略高于天然气。无论就资源量还是就待探明的可采资源量计 ,东部都占首位 。

对中国石油未来潜在可采资源量的预测

中国石油的总可采资源量，应由已发现的可采资源量和未发现的可采资源量组成。后者可称之为未来潜在可采资源量。基于文献1提出的图解法原理，利用文献2所建立的威布尔（Weibull）预测模型，提出了预测中国石油的总可采资源量和未来潜在可采资源量的方法。通过我国资料的实际应用表明，提供的方法是有效的。我国石油总可采资源量和未来潜在可采资源量的预测结果，分别为100×108 t和40．7×108 t．

产量递减法在煤层气剩余可采资源量评估中的应用

对于煤层气可采资源量的计算,国内一般采用体积法配合等温吸附法或物质平衡法,由于人们对地质条件及储层特性认识的局限性,可采资源量计算结果往往误差较大.本文在遵循产量递减法使用原则的前提下,首次使用产量递减法对上述方法得到的可采资源量进行校正.首先,选取能够代表煤层气井产能的典型现场生产数据,降低非地质因素对产量递减曲线斜率值的影响,然后利用数值模拟软件对历年采气速度进行曲线拟合,得到剩余可采资源量及剩余可采年限.最后通过对比,产量递减法求得的可采资源量比等温吸附法少2600万m3,该地区剩余可采资源量为1.25～1.51×108m3.因此,产量递减法可以配合体积法和等温吸附法提高煤层气可采储量计算精度.

深层卤水单井可采资源量预测

单个钻井自喷生产深层卤水时,卤水累积产量与压力降之间具有线性关系。这一关系可以用来预测钻井的最大卤水可采资源量。本文讨论了这一方法的原理,并用实例加以说明。

中国煤层甲烷可采资源量及当前主要勘探区

方法通过分析中国煤层甲烷的资源构成，同时考虑资源品位、地质、开发条件等因素的影响，估算出中国煤层甲烷当前可采资源量。目的指出中国煤层甲烷的主要勘探区及近期大规模勘探开发的区域。结果中国煤层甲烷当前可采资源量为10×10^(12)m^3左右，其中华北地区约6×10^(12)m^3，西北地区约3×10^(12)m^3。结论华北、西北地区是中国煤层甲烷的主要勘探区；而华北地区C—P煤系为近期大规模勘探开发的主要目标。

煤层气技术可采资源量预测方法研究

近年来随着沁水、鄂东两大煤层气田进入稳定开发阶段,全国大部分煤层气田开展全面勘探工作以后,产量递减法、数值模拟法以及刻度区类比法等可靠程度较高的可采资源量预测方法被大量使用,而且技术可采资源量预测深度也随着勘探开发工作由以往的1500m以浅,拓展到2000m以浅。本文结合第四次油气资源评价过程中的典型盆地,对以上几种技术可采系数预测方法进行了应用评价,为第四次资源评价煤层气可采资源量预测奠定了基础,也为未来煤层气勘探部署提供了参考依据。

煤层气可采资源量计算有关问题的探讨

对用体积法计算煤层气可采资源量时采用的煤层厚度、含气量、渗透率和煤层气资源量规模等几个参数指标进行了探讨。认为其中的真空加热脱气量和真空加热粉碎脱气量在开采时因大部分不可能采出,计算煤层气可采资源量时应予以扣除。而且我国地质条件复杂,影响煤层气可采率和理论采收率的因素较多,当枯竭压力设为0.7MPa时,煤层气可采率变化于8.9%～74.5%之间时,平均可采率35%。因此熏煤层气理论采收率变化于6.7%～76.5%之间,平均理论采收率27%熏在计算煤层气可采资源量时,枯竭压力不宜设定过低。

对我国石油最终可采资源量的预测

引言 我国石油的最终可采资源量,应由已发现的可采资源量和未发现的可采资源量两部分组成.前者应理解为已探明的可采储量;后者则应理解为,通过今后进一步勘探,在一个比较长的时间内,还可发现的探明可采储量.已探明的可采储量,根据目前的状态,又可分为,探明已开发的可采储量和探明未开发的可采储量.然而,对于国民经济与社会发展而言,目前的剩余可采资源量或称之为剩余可采储量,才具有实际的意义.根据国土资源部石油天然气储量评审办公室,发布的<2000年度全国石油天然气探明储量的评审表>资料,到2000年底,我国陆上和海域的石油累积探明可采储量为60.9518×108t;剩余可采储量为24.5153×108t.当年的产油量为1.5828×108t/a,当年的探明可采储量为1.6254×108t.因此,2000年度的储采比和储量补给率分别为15.4a和1.027.现在的问题是,根据目前拥有的逐年已累积发现的可采储量,能否提出一种方法,预测我国石油的最终可采资源量,并能得出,通过陆上和海域的进一步勘探,今后还能再发现多少可采资源量的结论.

峄城东郊水源地地下水可采资源量研究

峄城东郊水源地具有典型的双层结构,上层为第四系粘性土,下层为奥陶系马家沟组石灰岩,石灰岩富水性较好,地下水主要接受大气降水的补给,由于受峄城断裂、吴林断裂、泥沟断裂的共同作用以及第四系覆盖层和水动力、补给条件等的制约,石灰岩单位涌水量一般大于100 m3/(d.m)。利用建立的地下水数学模型,采用2个观测井的水位进行拟合,通过模拟计算2个观测孔的水位,均与实测水位拟合较好,按6口开采井抽水量进行模拟计算,峄城东郊水源地地下水可采资源量为2.0×104m3/d,开采区内水位降深最大20 m。

兰村水源地地下水可采资源量再探讨

本文据最近几年兰村水源地地下水水位持续大幅度下降的现实，将57年兰村建厂至今近40年的开采历史，视为一个极大排水量、极长时间的特大型抽水试验，利用地下水位动态曲线和开采试验两种方法，对兰村水源地地下水可采资源量究竟有多少进行了再探讨，求得了一个比较符合客现实际的资源量，并提出减缓地下水位下降的建议，供有关方面参考。