圈闭的经济评价与平均单井日产量和油田最小规模的关系

圈闭中所含油气的经济价值是决定是否对圈闭进行进一步勘探的关键因素。通过计算圈闭的最低经济可采储量可以判断其经济价值。最低经济可采储量是受多种因素控制的变量,在一定的井深、储量丰度和油价下,在由平均单井日产量和最小经济油田规模构成的直角坐标系中表现为双曲线形式。该曲线包含了圈闭经济价值的两个下限:平均单井日产量和油田最小规模。通过该曲线可以看出,在平均单井日产量下限附近,需要足够大的油田规模才能保证圈闭有经济价值;但若平均单井日产量略有提高,油田的规模就会明显缩小。而在最小油田规模下限附近,需要有足够大的平均单井日产量才能保证圈闭有经济价值。同样,若扩大油田规模,相应的单井日产量就会明显下降。最小油田规模和平均单井日产量下限均随圈闭埋藏深度的增加和油价的下降而增加。

高含硫气田经济开发的单井日产量下限和单井控制地质储量下限

高含硫气田的开发安全条件要求高,技术难度大,开发成本高。储量和产量是决定高含硫气田开发经济效益的重要影响因素。单井日产量下限、单井控制地质储量下限是衡量高含硫气田达到经济高效开发的定量指标。建立了单井日产量下限、单井控制地质储量下限的数学模型。以某气井为例,计算并分析了天然气价格、气井投资、开采成本、产量变化模式等对单井日产量下限、单井控制地质储量下限的影响:①天然气价格与单井日产量下限、单井控制地质储量下限呈指数负相关函数关系;②气井投资、开采成本与单井日产量下限、单井控制地质储量下限呈直线正相关函数关系;③产量变化模式对单井日产量下限、单井控制地质储量下限影响最小。建议根据计算出的单井日产量下限、单井控制地质储量下限等参数来编制高含硫气田开发方案,以实现方案的总体经济效益达到最优。

西南油气田新井日产量突破1000×10~4m^3

2014年11月以来,西南油气田新井天然气日产量连续半个月超1 000×10^4m^3,截至11月17日,油气田2014年已投产新井75口,日产气1 120×10^4m^3,年度累计产气12×10^8m^3,比去年同期增长66%。

美国低产油井产量变化规律与中国提高单井产量的实践

美国低产井数量庞大，其平均单井日产量仅为整体平均单井日产量的1/6，80% 的低产井生产了20% 的原油，但对美国原油产量具有重要意义，美国低产井管理经验值得借鉴。中国同样面临多井低产的挑战，低产井可分为3种类型：1低品位储量低产井；2高含水低产井；3低产不出液井。预测当中国石油天然气股份有限公司可采储量采出程度上升到90% 时，低产井井数比例将增至2/3，产量将占29%~35%，合理利用和保护低产井对于保障中国能源安全具有重要意义。中国稳定及提高单井产量的主要措施包括：重大开发试验转变开发方式提高稠油、滩海等低品位油田单井产量；老油田二次开发和注水开发专项治理工程提升高含水油田单井产量；水平井规模应用与储层改造技术突破提高低渗透油田单井产量等。

稳定并提高单井产量技术对策在油田开发中的应用

2008年,全球金融危机引发国际原油价格暴跌,部分生产井被迫关闭,效益大幅度下滑,反映出"多井低产"抵御低油价风险的能力很弱。2009年7月,蒋总在集团公司领导干部会议上提出了"抓住稳定并提高单井日产量的‘牛鼻子’,在地质研究、工程设计、钻井工程、地面建设和组织管理方面要采取综合性措施,努力降低产能建设投资,提高上游业务的整体水平和经济效益"。为此各个油田认真贯彻落实中油公司"稳定并提高单井日产量工作落实会"精神,以稳定并提高单井日产为主线,结合自身实际提出了具体的技术对策,实现油田开发"三提三降"(提高单井日产量、提高采收率、提高经济效益;降低递减、降低投资、降低操作成本)的有效统一。

稳定并提高单井产量技术对策在油田开发中的应用

2008年，全球金融危机引发国际原油价格暴跌，部分生产井被迫关闭，效益大幅度下滑，反映出”多井低产“抵御低油价风险的能力很弱。2009年7月，蒋总在集团公司领导干部会议上提出了”抓住稳定并提高单井日产量的‘牛鼻子’，在地质研究、工程设计、钻井工程、地面建设和组织管理方面要采取综合性措施，努力降低产能建设投资，提高上游业务的整体水平和经济效益”。为此各个油田认真贯彻落实中油公司“稳定并提高单井日产量工作落实会”精神，以稳定并提高单井日产为主线，结合自身实际提出了具体的技术对策，实现油田开发“三提三降”（提高单井日产量、提高采收率、提高经济效益；降低递减、降低投资、降低操作成本）的有效统一。

稳定并提高单井产量技术对策在油田开发中的应用

2008年。全球金融危机引发国际原油价格暴跌,部分生产井被迫关闭,效益大幅度下滑,反映出"多井低产"抵御低油价风险的能力很弱。2009年7月,蒋总在集团公司领导干部会议上提出了"抓住稳定并提高单井日产量的‘牛鼻子',在地质研究、工程设计、钻井工程、地面建设和组织管理方面要采取综合性措施,努力降低产能建设投资,提高上游业务的整体水平和经济效益"。为此各个油田认真贯彻落实中油公司"稳定并提高单井日产量工作落实会"精神,以稳定并提高单井日产为主线,结合自身实际提出了具体的技术对策,实现油田开发"三提三降"(提高单井日产量、提高采收率、提高经济效益;降低递减、降低投资、降低操作成本)的有效统一。

准噶尔盆地煤层气开发经济效益评价研究

煤层气开发项目投资大,风险高,必须以经济效益为中心。通过对影响准噶尔盆地煤层气开发的参数进行了分析和测算,首次运用动态经济评价模型测算出准噶尔盆地煤层气开发的最低单井日产量,对重要的影响因素进行了敏感性分析,以确定各自对煤层气开发的影响程度,并对其勘探开发风险进行了分析,为煤层气的开发和产能建设提供了重要的理论依据。

致密气藏储层参数生产动态影响模拟分析

致密气藏开发主要依托区域筛选、钻完井优化、井网优化和生产管理等手段通过提高单井日产量和最终采气量及提高气藏最终采收率实现致密气藏的经济有效开发。因此为实现致密气藏的经济有效开发,有必要分析致密气藏储层参数(渗透率、有效厚度、孔隙度、泄气面积)对生产动态的影响,达到认识储层参数的目的,并对致密气藏的开发提出建议。

油田操作成本经济界限模型研究

本文以操作成本经济界限为研究对象,运用技术经济学原理,结合某油田的实际情况,在设置众多可以赋值的参数的条件下,建立了操作成本经济界限模型,在此基础上,根据操作成本经济界限模型对其参数进行赋值,测算在不同井深、综合递减率、单井日产量下的操作成本经济界限。最后运用统计软件SPSS对测试数据进行分析,得到了操作成本经济界限与井深、综合递减率、单井日产量呈高度相关关系,并得到了以井深、综合递减率、单井日产量为自变量,操作成本经济界限为因变量的线性相关模型,对油田今后合理的分配操作成本提供了科学的依据。

科技动态

截至2022年5月29日,辽河油田杜80块与杜229块超稠油油藏今年以来已有16个井组转蒸汽驱开发。截至目前,辽河超稠油蒸汽驱已转驱44个井组,日产油627吨,平均单井日产量稳定在3吨至5吨,采油速度2.5%以上,油汽比0.167。“这种模式以前是不敢想的”辽河油田勘探开发研究院稠油开发所所长尚策对记者说。一般来说,蒸汽驱只适用于开发原油黏度低于1万厘泊的普通稠油,而辽河油田超稠油黏度普遍大于10万厘泊,成为蒸汽驱开发的“禁区”。

吐哈致密油进入高产高效开发时代

5月25日,吐哈油田马56-131井实施体积压裂后自喷生产,日产油22.55吨,含水从69.7%降至25.7%。据统计,今年吐哈油田马56致密油区块经体积压裂投产的14口加密水平井均获得高产油流,平均单井日产油26.3吨,产量是方案设计的两倍。与2015年比,加密井平均单井日产量提高51.2%。

新疆阜康白杨河矿区煤层气示范工程钻井液优化探讨

新疆阜康市白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程针对不断发生的施工问题,遵循“技术先进,经济合理”的工程施工原则,以成孔为首要目标,不断优化煤层气钻井液体系;利用示范工程配备的世界先进的煤层气排采监控系统积累的天量真实、准确、可靠的排采数据,将这些数据和钻井经验进行梳理、统计、分析,研究钻井液体系、单井日产量、压裂改造方式的相关性,取得基本认识,再以现代科学理论为指导,从原理、机理进行分析、对比、验证,最终论证了示范工程钻井液体系为科学的煤层气钻井液体系。

数字

600亿m3据中石油集团称,截至2011年10月6日,西气东输主力气源地克拉2气田最高单井日产量700万m3,累计生产天然气突破600亿m3,相当于2010年全国天然气总产量的63.6%,其附属中央处理厂日处理天然气达到500万m3。2011年以来,克拉2气田累计完成外输天然气46.64亿m3。

塔里木满深3井超深层 喜获超千吨高产油气流

2月11日,大年三十,中国石油塔里木油田重点预探井——满深3井在8000米以深奥陶系超深层获高产工业油气流,日产油1610立方米、天然气52.5万立方米,油气当量1690吨,创塔里木盆地碳酸盐岩领域单井日产量最高纪录。