数值模拟法预测单井初始产量及其应用

提出了用于塔里木油田单井初始产量预测的数值模拟方法 ,建立了相关数学模型 ,给出了模拟求解过程 ,研制了预测初始产量的数值模拟软件。用此法对 L1井等 1 9井层的初始产量进行了预测 ,预测结果与实测结果符合程度较高。

页岩气产量预测不确定性分析模型的建立及应用

依据我国能源行业标准《页岩气产量预测技术规范》NB/T 14024-2017,对于未投产井或开发时间较短的井(区块),进行产量预测时不确定性较强,宜进行不确定性分析。为了搞清如何定量描述该不确定性,将广义双曲线递减分析与概率统计分析相结合,应用蒙特卡洛随机模拟技术,在Microsoft Excel电子表格中建立了页岩气(区块)产量预测不确定性分析模型,并将该模型分别应用于处于开发初期和开发中期的实际页岩气区块。应用结果表明:①对于生产时间较短的页岩气井,合理假设递减指数的概率分布,分析产量预测的不确定性,可以定量描述早期页岩气生产井产量预测的不确定性;②对于未投产井,根据该区块生产井的递减分析结果,在拟合初始产量、初始递减率和递减指数的概率分布的基础上建立典型生产曲线,可以定量分析未来新井产量预测的不确定性,提高其产量预测的合理性。结论认为:基于随机模拟建立的分析模型,从参数的概率分布定义到模拟结果的输出,整个计算过程完全使用不确定性方法,方便快捷地输出了生产井和未投产井不同概率下的可采量及其对应的产量预测剖面,为定量描述页岩气产量预测的不确定性提供了易于操作的计算平台。

直线递减期累计产量新模型的建立与应用——以靖安油田五里湾开发区为例

为解决广义Arps递减理论在直线递减期累计产量和技术可采储量公式精度有限的问题,经严格的数学推导建立了评价单元直线递减期累计产量预测和可采储量评价新模型。新模型应用初始稳定日产量和初始日递减率、极限递减生产时间或初始月递减率及初始年递减率等较易获取的参数来计算初始产量和可采储量,具有易于操作,简便实用的特点;并在靖安油田五里湾开发区应用,与老模型相比效果明显。新模型不仅是对Arps递减理论的完善和补充,也具有很好的实用性和较高的理论价值。

常用产量递减的特点和实用求解方法

Arps递减曲线是目前油气田进入递减期后广泛使用的递减规律之一,作者对此常用递减规律的特点及三种递减类型中的初始递减、初始产量及递减指数的求解方法进行了分析总结,并通过实例验证了图解法、线性回归法求解方法的简便性和适应性,为广大石油工作者运用此递减规律进行产量预测和递减分析提供借鉴。

页岩气产量递减典型曲线中关键参数的确定方法

为减小页岩气产量递减预测的不确定性,分析了典型曲线应用中一些重要参数的确定方法。研究表明:在对典型曲线进行预测时,建议采用日生产历史数据为基础;求取初始月产量时,以初期产气量中最大值为基点,依次选取比其略小的29个点,然后对该30个值进行求和作为初始月产量;对于有关井状态的井,应忽略关井时间段,将再次开井的时间点前移至关井时间点,以此确定的典型曲线无需再考虑生产时率的影响。

页岩气水平井生产规律

随着我国页岩气开发工作的逐步深入和开发规模的不断加大,适时开展气井生产数据分析、评价已投产井生产规律是评价阶段开发效果和制订下一步开发部署的依据和保障。为此,通过分析北美地区6个页岩气开发区块和我国国家级页岩气示范区长宁—威远区块、昭通区块的页岩气水平井生产数据,采用双曲—指数混合递减模型建立不同区块的归一化产量递减曲线,探讨了页岩气井初始产量的变化趋势和产量递减规律,并建立了页岩气水平井估算最终开采量(EUR)的快速评价方法。研究结果表明:①在开发初期页岩气水平井平均初始产量均呈现逐年上升的趋势,而初始产量分布则存在着差异,而后,气井平均初始产量变化呈平台式,后期则呈逐年下降的趋势;②双曲—指数递减模型应用于中国和北美地区页岩气水平井的产量递减分析具有较好的适应性,同一区块不同批次的气井产量递减规律相似;③长宁区块前3年产量递减比例依次为55%、38%和33%,与北美地区Fayetteville区块接近,威远区块生产初期产量递减比例依次为63%、46%和37%,明显高于北美地区5个区块;④气井EUR与第1年累计产气量(Q1)正相关,一般为Q1的2~5倍,Woodford区块气井EUR/Q1最高,长宁区块与Barnett、Eagle Ford、Fayetteville和Haynesville区块相当,而威远区块则相对较低。

“九五”期间PetroChina老区原油产能建设成效分析

为分析PetroChina(中国石油天然气股份有限公司)"九五"期间老区原油产能建设项目的成效,将数理统计和油藏工程方法相结合,从子区块、油区和PetroChina整体3个层面对项目的产能到位率、开发指标变化趋势及经济指标进行了研究。结果表明:老区原油产能到位率总体水平较高;产能建设越晚,新井平均初始产油量越低,但新井产油量在后续几年的平均递减速率与建产时间基本没有相关关系;产能建设越晚,新井后续生产的含水率水平越高,反映老区原油开发中后期的调整潜力及效果逐年变差。从经济指标看,该项目在1996—2001年生产的原油总量中,有95.2%取得了较好的经济效益;大部分建产子区块的平均投资回收期为4.24a;平均百万吨老区原油产能的投资为17.76亿元人民币。虽然开发中后期老区调整风险大,但PetroChina老区原油新建产能总体获得了较高经济效益。

水平井体积压裂技术在苏里格气田应用效果评价

水平井的开发一定程度上为气藏提高了连通性,普通压裂技术进一步提高了气藏的开发效率,随着气藏开发的不断深入,储层逐渐变得复杂,普通压裂技术的效果受到很大的局限性。通过开展水平井体积压裂技术,将储层在各个方向上充分连通,提高气藏的开发水平。通过对压裂后人工裂缝的形成机理研究,弄清压裂后人工裂缝的类型及体积压裂的各种影响因素。根据压裂后人工裂缝为垂直裂缝的水平井流体渗流过程的研究,分析了压裂水平井的参数对渗流过程的影响,以及渗流规律对产能的影响。通过体积压裂井与常规压裂井效果对比以及同一口水平井开展体积压裂与常规压裂效果对比,分析总结出体积压裂不但提高了气井的初期产量、延长了稳产期,更是提高了气藏的最终采出程度。

页岩气勘探开发中的几个地质问题

以常压页岩气藏勘探开发中的几个地质问题为研究对象,探索进行了常压页岩气藏分类,着重分析泥页岩的有机碳含量变化、热演化程度与孔隙度的关系。在此基础上,进一步研究含气量与这几个地质因素相互间的制约及其与初始产量的关系,同时对照国内外典型页岩气藏实例,探讨不同压力梯度页岩气运移对气藏初始产量的控制作用。明确指出,盆(内)缘过渡型常压页岩气藏和盆外残留型常压页岩气藏,页岩气的运移补充能量存在差异。虽然存在散失,但由于盆内页岩分布面积大,页岩气的运移补充充足,盆(内)缘过渡型常压气藏具有较高的初始产量和较好的商业效益;盆外残留型常压气藏,页岩分布面积有限,运移补充不充分,属于偏低常压,初始产量较低。要实现商业开发,还需要大力攻关增产与降本技术。

低渗致密砂岩气藏SEC储量评估实例分析--以A气田JS气藏为例

在对气藏的地质特征、开发历程以及生产规律充分了解的基础上,确定合理的评估方法、递减率及初始产量等参数的取值,可合理评价气藏的SEC储量,为气藏储量评估提供方法指导。

四川盆地SEC扩边与新发现储量基础井选择的经济条件计算方法

在SEC储量评估和申报中,石油公司基于企业自身信誉的保障和对投资者利益的保护,必须对储量的风险进行有效控制,即在未来的开发过程中储量不能出现大幅度的变化,证实储量的误差应控制在10%之内。对于扩边与新发现储量,控制风险的一个关键性因素就是参与储量评估的基础井选择。关于基础井的选择条件,不同的地区有不同的做法,目前主要是依据国家标准和国际评估公司的通用做法。但是随着形势的变化,原有的标准不能很好地适应目前以效益开发为前提的指导方针,一些国际通用做法也无法适应于所有地区。基于SEC储量首先强调的是有效益,提出从技术经济学中的盈亏平衡分析出发,建立计算单井动态盈亏平衡模型初始产量的判断方法,与单井稳定产量进行比较从而选择基础井,使储量评估贯彻"有效益开发储量"的原则,对四川盆地不同深度的气藏初始产量进行计算,其初始产量均高于目前国家标准所确定的起算标准,通过单井经济性的严格选择,最终实现储量风险控制的目的。

滨南油田储量评估方法研究

在充分了解滨南油田地质特征、开发历程、开发现状以及主要技术措施及效果的基础上,分新老井分别研究其开发规律,确定新井初始产量、老井递减率等参数的取值依据,并结合油价、成本、投资等经济参数,评价滨南油田经济可采储量,分析评价结果的合理性,为胜利油田年度储量评估工作提供方法参考。

靖边下古气藏陕66井区合理布井研究

高效开发非均质性较强的低渗气藏,关键是选用最佳布井方式和优选合理的开发井网。本文以长庆靖边下古气藏陕66井区为例,在综台分析靖边下古气藏陕66井区单井经济极限初始产量、单井控制经济极限地质储量、经济极限井距、合理井网密度和采气速度等各个影响井区合理布井的因素的基础上,形成构造轴部井密、翼部井稀的非均匀面积井网的布井方式,并结合经济评价研究,得出了高低丰度区不同的合理井网密度,可为合理高效开发气田提供科学依据。

胜利油田新增探明储量SEC评估现状与分析

SEC储量评估结果是衡量油公司发展潜力的重要指标,为减少国内与国外新增探明储量评估差异,提高当年新增探明储量对总评估结果的贡献率,对胜利油田新增探明储量SEC评估现状以及历年SEC评估结果与国内评估结果的差异进行分析,认为SEC规则变化、储量品位降低、井控差是造成国内新增探明储量SEC评估结果呈台阶式下降的主要因素。根据SEC准则,可将储量评估分为静态参数(含油面积、有效厚度、采收率)评估和动态参数(初始产量、递减率、钻井计划)评估2类。结合历年评估实例详细说明了国内与国外对以上各参数的取值差异,提出了优化国内储量管理模式和规范资料等2项减少储量评估差异的对策,以期为今后国内储量任务的完成,实现国内与国外储量评价体系的接轨提供借鉴。

松南气田火山岩气藏SEC储量评估方法研究

通过对松南气田火山岩气藏基本地质特征、开发历程和开发现状了解的基础上,结合气藏自身特点研究其开发规律,确定所要采用的储量评估方法,按照SEC准则合理选取评估技术参数(初始产量、递减率),并结合油价、成本等经济参数,评估松南气田火山岩气藏剩余经济可采储量,分析评估结果的合理性,为分公司年度储量评估工作提供方法参考。

Weatherford Petroline首次在世界水平井安装扩张式筛管

国际Weatherford公司(WFT)最近宣布:该公司Petroline完井队已成功地在尼日利亚的一次主要施工中安装和膨胀了超过1130ft,4in的扩张式筛管(ESS),这是首次在水平段应用该技术。该ESS能在不到50分钟的过程中膨胀满—口7in的水平井井筒。该水平井初始产量期望为大约7,500bbl/d。ESS防砂技术是一个全新的概念,它正在全球证明它有很广阔的应用范围。除了在尼日利亚近海处应用外,ESS系统已成功地在欧洲、中东和拉丁美洲安装使用。

2024年1月份沿海地区煤炭市场运行分析

本月,沿海煤炭价格弱势运行。元旦假期过后,主产地煤矿陆续恢复生产,但初始产量并未迅速恢复至正常水平,整体集港货源量相对偏低。下游客户在大量长协煤及进口煤稳定供应下,较长时间内拉运积极性持续偏弱,环渤海港口进入大幅去库进程,沿海煤炭价格偏弱承压运行。临近春节假期,市场交投活动即将进入假期模式,短期煤价振荡偏弱运行。