油田开发下限及经济极限的确定

通过对经济评价中的折现率及操作成本等经济参数的详细分析, 从资金的保值及盈亏平衡原理入手, 分别提出了开发下限的折现率取值方法及油田生产后期不同含水条件下的经济极限确定方法。开发下限的折现率及经济极限的合理确定, 将对有效部署开发井和及时治理低效生产井, 提高储量动用率及开发效益起到重要的作用。

海上油气储量分析与开发规划数字化转型关键技术

储量是产量规划编制的基础,南海西部油田积累了大量的储量相关数据资产,亟待挖掘利用。以储量数据分析-开发潜力评价-规划优化决策为思路,形成了一套油气资产智能评价、利用、优化决策技术体系。在历年内部储量账本(SPE储量)基础上搭建储量综合研究数据库,建立了一套具有海上特色的储量数据综合分析应用标准、流程和方法;结合经济评价探索了海上已开发探明地质储量“目标采收率”评价方法、未开发探明地质储量“开发下限”评价方法和控制预测储量升级潜力分级排序定量评价方法;建立了采收率、产能等开发指标类比预测知识库,形成了基于开发潜力的开发规划编制新方法及优化决策方法。采用领域驱动设计思想进行架构,开发了“储量综合研究及规划优化决策系统”,实现了SPE储量编制、内部储量综合分析、开发指标类比、开发规划编制以及开发潜力评价等工作的数字化转型和智能化发展,极大提高了工作效率和质量。

封闭气与储层下限的实验研究

本文介绍了液态渗吸和气态渗吸的实验方法,提出把储层分为地质下限和开发下限,研究了非均质储层的孔隙分布关系,同时提出了测量束缚水膜厚度的方法。

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层微观特征

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征,利用纳米级CT扫描、场发射扫描电镜、恒速压汞以及核磁共振等技术,对该储层孔隙、喉道以及孔喉配置关系等微观特征进行了系统研究.结果表明：孔隙大小决定了致密油储层的储集能力,鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层的平均孔隙半径为15～20 μm,平均单位孔隙体积为0.05;喉道大小是储层开发下限的主要制约因素,长7致密油储层的喉道半径主要为0.3～0.5 μm,储层中60％的可动流体由半径为0.1～0.5 μm的喉道所控制;在物性较好的储层中,连通性较好的大喉道占30％～40％,而且喉道半径≥0.5μm,而在物性较差的储层中,喉道细小,连通性差的喉道约占60％,而且喉道半径＜0.1μm.