我国未来石油产量和最终可采储量的预测

引言 众所周知,石油工业是世界性的能源产业,也是国民经济与社会发展的重要支柱产业.在我国加入WTO之后,我国经济将逐步融入世界经济一体化的进程之中,我国石油工业所面临的机遇和挑战将会更为凸显出来.在党的16大精神指引下,我国经济将步入一个新的发展时期,全面建设小康社会的奋斗目标,将会激励各行各业加快与时俱进的发展步伐,从而对石油工业也会提出更多的需求.

复杂断块油田的最终探明储量预测

复杂断块油田在滚动开发中存在预测最终探明储量的问题。以JS油区为例 ,总结了复杂断块油田储量变化特征及其储量增长的特点 ,提出了最终探明储量的内涵 ,认为最终探明储量是已探明储量、已控制储量中可能升级的探明储量、预测滚动储量中可能升级的探明储量三者之和。建立了以圈闭法、经验外推法、油田规模序列法为预测手段的复杂断块油田最终探明储量预测方法。应用该方法对ZW油田的最终探明储量进行了预测。

大排列微地震实时监测技术在页岩油水力压裂中的应用

页岩油是重要的国家战略资源。在中国,以陆相页岩油为主,特别是济阳凹陷,页岩储层地质条件复杂,常用的裂缝识别技术包括蚂蚁体、相干体和曲率体等,无法满足精度要求,开采面临巨大挑战。为了加快页岩油的开发,在樊页1井组页岩油示范区开展基于大排列微地震实时监测,通过闭环优化过程进行施工参数迭代和技术方案优化。根据微地震震源参数,提出了计算储层改造体积和裂缝复杂性指数的新方法,用于定量评估储层改造波及范围和裂缝的复杂性。文中主要描述了在樊页1井组页岩油示范区开展的基于大排列微地震实时监测技术的地质工程一体化实践,所取得的认识和经验具有一定的借鉴价值。

渝西深层页岩气井精细控压生产技术应用

控压生产技术能有效延缓压裂裂缝闭合,达到延缓页岩气井产量递减速率、提高单井预测最终可采储量(Estimated Ultimate Recovery, EUR)的目的。在川渝某页岩气井开展了电控油嘴精细控压生产的先导试验。现场试验表明:采用“一级固定油嘴+二级电控调节油嘴”地面流程的精细控压生产技术能有效降低压力衰减速率,实现控压生产;套管和油管生产时,放压生产皆会造成产能下降,从而降低最终可采储量(EUR),但油管放压生产时的影响要更小,说明压力较高时的管控更有意义,油管生产可以实现井筒内控压的效果,更有利于气井产能的保持。深层页岩气井控压生产技术有利于气井生产潜力的发挥,可有效延长气井平稳生产期、增加单井最终可采储量(EUR)。

基于返排期动态数据的页岩气井EUR快速评价方法

页岩气井单井估算最终储量(EUR)及增产改造体积(SRV)的评价一直是页岩气藏动态分析的技术难题。针对威荣页岩气田的气井处于早期试采阶段,面临试采时间短,生产动态数据少,单井估算最终储量(EUR)评价困难的现状,基于页岩气压裂水平井返排液物质平衡理论,通过引入压裂液返排的物质平衡时间建立了一套适用于页岩气井早期试采时间短的EUR快速评价新方法。对比常规EUR结果表明:1)常规EUR评价方法不适用于试采时间短,生产数据少的页岩气井;2)试采阶段返排液规整化压力与物质平衡时间呈现明显线性关系特征;3)新方法对威荣1口典型页岩气井EUR评价结果与经验法和Blasingame递减法的误差分别为5.3%和1.8%,验证了所提出新方法的可靠性和实用性。该方法对生产早期页岩气井EUR预测具有重要的现场指导意义。

川南页岩气峰值产量预测

中国页岩气资源主要分布在四川盆地及邻区,四川是中国最早进行页岩气勘探开发的盆地,发展潜力巨大。产量峰值预测研究是指导页岩气发展的重要依据,以研究四川盆地南部地区页岩气的勘探开发潜力为基础,通过对国内外预测模型的筛选和适用性分析,采用Gauss与Hubbert模型预测川南页岩气产量增长趋势。综合考虑影响页岩气产量预测的关键因素,以期实现储量发现与产量增长预测的有效联动。将最终可采储量(URR)作为影响产量变化趋势的综合表征指标,创新建立以最终可采储量为约束条件的储—产量耦合预测模型,并在不同最终可采储量情景下,对川南页岩气未来产量峰值进行较高精度的量化预测。研究结果表明:①在未来一段时期,川南页岩气具有广阔的勘探开发前景,峰值产量与最终可采储量呈正相关关系;②研判达到峰值时间,从历史拟合出发,预测产量达到峰值时间在2042年左右;③对于峰值产量区间,峰值产量预测结果证实,两种模型预测不同情景最终可采储量下的峰值产量接近,川南页岩气产量高峰区间中值在350×10^(8)~400×10^(8) m^(3),相对稳产期10年以上。

世界石油产量峰年的模拟分析

本文根据最新的《BP能源统计报告2005》以及美国地质调查局报告《U SGS2000》提供的数据,基于国际能源界颇具影响的“哈伯特理论”,采用分层抽样的蒙特卡罗模拟与双指数平滑预测方法,模拟分析了世界石油最终储量,预测了未来世界石油年生产与消费量,给出累积产量达到最终储量一半时产量见峰时间的随机模拟分布结果及其敏感性分析。最后,根据未来世界石油生产与消费形势的模拟预测分析结果,提出了政策建议。

北美Eagle Ford深层页岩气藏开发特征及启示

我国四川盆地埋深3500 m以浅五峰组—龙马溪组超压页岩气已实现规模效益开发,目前正在探索埋深3500~4500 m深层页岩气有效开发技术。Eagle Ford为北美新兴深层页岩油气藏,与国内中深层开发区和深层探索区具备一定对比性,其开发技术政策及学习曲线可供参考借鉴。依托页岩气云数据智慧平台对2009—2019年Eagle Ford页岩油气藏干气产区6223口水平井的钻井、压裂、生产和成本参数进行系统分析。研究显示,Eagle Ford干气产区中深层开发效果大幅优于深层。目前中深层气井平均测深6013 m,水平段长2558 m,钻井周期25.3 d,平均段间距50.0 m,加砂强度3.81 t/m,用液强度24.2 m^(3)/m,百米段长最终可采储量(EUR)为677×10^(4)m^(3),单井钻压成本617万美元,百米水平段长压裂成本13.4万美元;深层气井平均测深6394 m,水平段长2423 m,钻井周期33.3 d,平均段间距50.0 m,加砂强度4.03 t/m,用液强度26.9 m^(3)/m,百米段长EUR为520×10^(4)m^(3),单井钻压成本697万美元,百米水平段长压裂成本16.1万美元。Eagle Ford干气产区工程组织施工效率高,水平井建井周期主要为100~150 d,目前建井周期100 d;不同水平段长对应单位钻压成本产气量呈三角形分布,中深层气井合理水平段长2300 m,深层气井合理水平段长1600 m。我国中深层成熟开发区应探索合理水平段长实现效益最大化,深层探索区初期应适当控制水平段长。

中国页岩气资源财税扶持政策对产业发展的影响

"十二五"以来国家出台了多项扶持政策以推动页岩气产业发展。2018年2月,在"十三五"页岩气财政补贴政策的基础上,国家有关部门又出台了页岩气资源税减征30%的税收优惠政策。按照目前6%的油气资源税征收税率,气价1.20元/m^3,单井综合成本5500万元/口(含地面500万元/口),单井最终可采储量分别按照0.6×10~8m^3、0.8×10~8m^3、1.0×10~8m^3和1.2×10~8m^3,对比分析资源税减征前后气井开发的经济效益指标。资源税减征30%后,对于单井最终可采储量1×10~8m^3的气井,内部收益率可提升1.1个百分点,生产成本降低约0.02元/m^3。若考虑页岩气财政补贴,在单井最终可采储量1×10~8m^3的情景下,内部收益率可达到10%以上。如果财政补贴和资源税减征等扶持政策到位,"十四五"期间埋深超过3500m的11×10^(12)m^3深层页岩气资源和埋深3500m以浅的5×10^(12)m^3低效页岩气资源有望实现有效开发。建议相关部门尽快落实"十四五"页岩气财政扶持政策,而页岩气勘探开发企业要合理优化页岩气开发部署和产量规模,加快深层、低效页岩气开发的示范试验,提升页岩气产量规模。

致密油产量递减分析新组合方法研究——以玛湖致密油藏为例

玛湖致密油藏储层非均质性强,油井产能差异大、递减特征差异明显,产量递减分析及预测对油井生产制度管理以及油田开发方案的编制与优化具有重要指导意义,也是油藏动态分析的重要内容之一。然而现如今使用的Arps双曲递减、幂律指数递减、Valkó扩展指数递减以及Duong递减等传统经验递减模型具有不同适用性,采用这些方法对玛湖致密油藏压裂水平井生产数据进行拟合,精确度较低。为此,根据玛湖区块油井不同阶段拟合情况,探索了一种分阶段选择不同模型进行拟合的“组合新方法”,并在该区块进行了实例应用验证。研究结果表明:该“组合新方法”较传统经验递减单方法误差率低、吻合度高,且使用此方法对玛湖致密油井进行最终可采储量(EUR)预测的结果也较为准确,方法可行性强,对其他类似致密油藏单井产量递减规律研究及产能预测具有一定的借鉴作用。

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

中国南方海相页岩气资源丰富,但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此,以该区下志留统龙马溪海相页岩为例,基于其开发潜力,分析了现有页岩气资源的开发特征,认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×10^(12) m^3,可采资源量为2.9×10^(12) m^3,其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体,具备建成约300×10~8 m^3的产量规模。在此基础上,研究了国内外页岩气井的开发特征,建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法:(1)单井初产值可表征页岩气井产能,测试产量可近似为初产,由于页岩气井递减率相似,由单井初产值可大致推测单井EUR(最终可采储量)值,再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模;(2)目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×10~4 m^3/d,单井EUR预测值约为1.5×10~8m^3。结论认为:中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长,钻井工作量与气田产量密切相关,因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×10~8 m^3。

Dodsland油田致密油成藏特征及关键参数研究

致密油是目前中国比较现实的非常规油气资源,但致密油评估最终可采储量、可采系数和油气资源丰度等关键参数还没有系统的取值标准,尚需要借鉴国外成熟区关键参数。通过对西加拿大阿尔伯塔盆地Dodsland油田Viking组致密油刻度区进行解剖,开展了油气成藏条件和成藏特征研究,采用蒙特卡洛法与EUR法评价了其致密油资源量与最终可采资源量,在此基础上,确定了可采系数和油气资源丰度。结果表明,Dodsland油田Viking组致密油资源量为5.39×10~8t,可采资源量为0.79×10~8t;依据刻度区解剖结果,地质资源丰度为37.799×10~4t/km^2,可采资源丰度为5.565×10~4t/km^2;Dodsland油田Viking组致密可采系数为14.7%。通过详细解剖Dodsland油田Viking组致密储层油气地质特征,建立了油气地质条件基础参数体系。

油田(藏)规模序列法在复杂断块老油田滚动勘探开发中的应用

C油田已投入开发 2 3a ,在其滚动增储的实践中 ,逐步改进和推广应用了以往的油田规模序列法 ,形成了 2种预测已开发复杂断块油田最终可探明储量的方法。一是利用油田内已发现的断块油藏来预测 ,称为油藏规模序列法 ;二是利用含油系统内已发现的油田来预测系统内最大或已知序列号油田的最终可探明储量 ,仍称为油田规模序列法。这

页岩气井EUR快速评价新方法

页岩气井通常采用控压进行生产,这既可降低储层应力敏感效应,又可改善气井生产效果,提高气井最终可采储量(EUR)。同时,频繁变更工作制度又会导致气井生产数据波动剧烈,给准确预测气井EUR带来了新的挑战。因此,通过对现有气井生产数据处理方法的综合分析,首先,开展了变工作制度下波动数据降噪方法的研究,结果表明双对数坐标系下的压力规整化产量-物质平衡时间图版能使波动数据得到有效的收敛;然后,基于降噪处理后的数据形态特征,建立了页岩气井EUR评价新模型,提出了一套页岩气井EUR评价新方法。实例分析表明,新方法与经典方法的评价结果相近,确保了新方法的可靠性;同时,新方法操作更简便,计算更高效,避免了经典方法中参数多、拟合难的问题,可更加快速地完成页岩气井EUR评价。

美国巴肯致密油藏油井EUR影响因素分析

基于对巴肯致密油藏在产井的实际生产效果研究分析,在平面上将其划分为4个预测最终可采储量(EUR)较高的油气富集区,分析了这4个油气富集区影响油井EUR的主控因素。研究认为:巴肯致密油藏存在不同类型的油气高产富集区,不同地区影响油井EUR的主控因素不尽相同,其中东部地区的主控因素为:超压、含油饱和度、有效厚度和运移;中部地区的主控因素为:原始TOC含量、含油饱和度、超压和有效厚度;西部地区的主控因素为:原始TOC含量、含油饱和度、运移和有效厚度;西北部地区的主控因素为:原始TOC含量、超压压裂段数。

北美页岩气规整化产量递减分析方法应用——以长宁-威远示范区为例

页岩气井控压生产时,工作制度变换频繁,产量及压力递减缓慢,常规递减方法难以对其生产动态进行准确预测。针对控压页岩气井生产特征,北美Haynesville提出采用规整化产量同时耦合压力及产量影响,进行页岩气井动态分析。基于上述方法,通过地质参数类比、数值模拟计算和矿场实例应用等验证手段,论证了北美规整化产量递减分析方法对于长宁-威远示范区气井生产动态分析的可行性,并提出了采用该方法预测长宁-威远示范区页岩气井最终可采储量(EUR)的相应步骤。研究成果证实了北美规整化产量递减分析方法应用于中国同类型页岩气田控压限产气井的可行性及优势,对国内同类页岩气田动态分析及生产规律预测具有参考和借鉴价值。

页岩气水平井重复压裂层段优选与效果评估

对页岩气储层实施初次体积压裂后,生产测井监测显示1/3的射孔簇不产气或产气量较少,而且投产后产量递减也普遍较快。为此,应用微地震解释数据与裂缝网络扩展结果,建立压裂缝网预测模型与压裂井产能预测模型,在综合考虑岩石物性、微地震、生产动态等影响因素的条件下,提出了页岩重复压裂开发潜力评价指数(RDPEI),建立了重复压裂设计与评估方法,实现了针对性的层段优选与评价,并进行了现场应用。研究结果表明:(1)天然裂缝的非均质性导致压裂缝网存在着较大的差异,易形成明显的"死气区",具有较大的重复压裂挖掘潜力;(2)初次压裂裂缝网络受天然裂缝的影响大,裂缝网络主体沿最大水平主应力方向扩展,局部改造段裂缝扩展呈双翼扩展,液体波及裂缝网络长度为地震解释结果的52%~70%;(3)RDPEI模型避免了单因素分析的局限性,实现了对可采性、可压性与重复压裂3类指数的定量预测;(3)实例井重复压裂测试页岩气产量提高了38.9%,1年累计产气量提高了62.5%,增产效果明显。结论认为,重复压裂是提高页岩气单井最终可采储量的有效可行手段,该研究方法为页岩水平井重复压裂层段优选与效果评估提供了理论与技术支撑。

东南亚主要产油国油气资源投资战略优选

以东南亚主要产油国越南、柬埔寨、泰国、缅甸、马来西亚、印度尼西亚、文莱、菲律宾等8国的油气探明储量、待发现资源量、最终可采储量和剩余可采储量等翔实数据为依据,结合各国自然人文地理环境、政治形势、油气投资相关法律法规,建立以上八国投资战略优选评价体系,开展有利国家油气资源投资战略优选,为我国制定油气资源战略与能源外交政策提供依据。

页岩气井精细控压生产技术可行性研究与现场试验

页岩气压裂水平井控压生产能够延缓裂缝闭合,提高单井最终可采储量EUR。北美页岩气开发已进入精细控压生产成熟阶段,而川渝页岩气控压生产还处于起步阶段,亟需加强控压生产工艺的研究。文章从控压生产发展进程、产层特征、单井最终可采储量和单井产量等方面对比北美页岩气和川渝页岩气,并在国内首次进行井筒内控压并配合可调式油嘴精细控压生产试验(4口不同生产方式的试验井),验证精细控压现场实施的有效性。研究表明川渝页岩气实施可调式油嘴精细控压生产工艺潜力较大,目前川渝页岩气开采情况同北美早期页岩气开采情况较为接近,产量递减快,增产空间较大。通过现场精细控压试验,并结合预测单井最终可采储量的对比分析,结果表明初期下油管配合可调式油嘴的精细控压生产工艺能有效降低压力衰减速率并平稳生产,在保护储层的前提下能够有效提高单井最终可采储量。该技术有助于推进国内页岩气井精细控压生产工艺的发展。

页岩气EUR快速评价方法应用-以昭通示范区为例

随着我国页岩气开发研究工作的不断深入,页岩气井控压生产制度得到越来越多的认可,控压生产可明显提高页岩气井的EUR,进而提高经济效益。但在控压生产时,气井工作制度变换频繁,给准确预测气井EUR带来了困难。针对控压页岩气井的生产特征,本文以EUR快速评价方法为手段,采用规整化产量同时耦合压力和产量影响,对页岩气井EUR进行评价。通过实例证实,新方法操作方便简单,计算结果可靠,规避了经典方法参数多,拟合难的问题,对国内页岩气井EUR预测具有一定的借鉴价值。