基于模糊评判决策的天然气驱油藏开发效果评价

注天然气提高采收率有着良好的应用前景,但目前针对天然气驱油藏缺乏相对应的开发效果评价指标体系及标准,无法对开发效果进行正确、客观、科学的评价。根据油田开发行业标准、水驱和CO_(2)混相驱开发效果评价指标体系,筛选出了评价天然气驱油藏开发效果的10项评价指标:采收率提高幅度、换油率、增产倍比、储量动用程度、储量控制程度、压力保持水平、存气率、气油比增长倍数、阶段注采比及注气时机。结合W天然气驱油藏的地质特征、生产动态以及注气开发特点,建立了天然气驱开发效果评价指标体系及评价标准。应用层次分析法、模糊变换原理和最大隶属度原则建立了基于模糊综合评判决策的天然气驱油藏开发效果评价方法,将传统的单指标、定性开发效果评价转化为多因素、定量的开发效果评价。应用实例表明,该天然气驱开发效果评价指标体系及评价方法具有可行性和有效性,对同类型天然气驱油藏开发效果的评价具有一定的指导意义。

熵权法与层次分析法在四川盆地碳酸盐岩气藏开发效果评价中的应用

在气藏开发过程中,由于多种因素的影响导致不同气藏的开发效果存在差异。目前四川盆地碳酸盐岩气藏开发效果评价,主要是在现有评价标准的基础上对气藏的储量、开发或经济等指标进行评价,综合考虑多方面指标权重的评价方法较少;同时,适用的评价标准也较少,多数是采用通用的行业标准或者数据归一化标准,而评价标准应随评价样本的变化而变化,才能更准确地刻画评价对象。为此,选取磨溪下寒武统龙王庙组气藏(简称“磨溪龙王庙组气藏”)等55个代表性气藏作为样本,开展了四川盆地碳酸盐岩气藏开发效果评价方法研究,研究结果表明:①采用主成分分析方法从众多评价指标中进行筛选,建立适合四川盆地碳酸盐岩气藏开发效果评价的指标体系,具体评价指标有内部收益率、单位完全成本、亿立方米产能投资、净现值、储量动用率、井控储量、标定采收率、采气速度、稳产期末采出程度、稳产年限、递减期递减率等11项;②采用熵权法和层次分析法相结合的数学方法,从定量和定性方面分析了不同指标对开发效果的影响权重,11项开发效果评价指标按指标权重从大到小排序后的前三位为内部收益率、井控储量、净现值,即这3项指标是对气藏开发效果影响最显著的因素;③采用聚类分析法确定各指标评分量化标准,构建适用于四川盆地碳酸盐岩气藏的开发效果评价新方法,并应用于气藏,得到相应的开发效果评价结果,与气藏的实际开发效果较为吻合。新方法的构建与应用,不仅可以评估处于开发中后期阶段的气藏开发效果,也可以通过指标间的对比分析而找到造成气藏开发效果差异的影响因素,可为今后不同气藏开发方案的制定与实施提供技术参考。

四川盆地致密气藏开发指标评价方法

气藏开发指标评价工作是衡量气藏开发效果、发现开发中薄弱环节、提高生产管理水平的重要手段。为了助推四川盆地致密气勘探开发实现高质量发展,需要构建一个科学、合理、全面、实用的致密气藏开发指标评价体系,优选指标量化评价方法。针对四川盆地致密气藏实际数据特点,基于地质、井筒、地面一体化经验认识,筛选能全面反映致密气藏勘探开发情况的指标,搭建出致密气藏指标的基础框架,开展四川盆地致密气藏开发指标评价方法研究。研究结果表明:(1)采用大数据分析包括AHP层次法、CRITIC法、因子分析技术,和传统方法相结合,主客观融合,建立一套具有3维度、3阶段和分级的开发指标评价体系,实现致密气藏开发指标关键表征参数优选及综合权重分析;(2)采用功效系数法、等级法、k均值聚类法等数据融合治理与指标分数确定方法明确指标评分量化标准,将关键指标真实值转化成为数值得分,实现致密气藏精细化定量评价方法;(3)通过典型致密气藏实例验证,评价结果符合气藏实际,发现气藏开发存在采气速度过快、措施井比例低等短板与不足,对类似区块的开发效果评价具有重要的推广价值。

东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明:①东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;②通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③合采井稳定生产临界携液(携泡)流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为:①东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度(高水气比)区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;②合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③合采气井水气比越高,稳定生产临界携液(携泡)流量越大。

指标标准化方法在气藏开发效果评价体系中的应用

随着气藏开发效果评价体系的推广和应用,评价体系的评价方法及评价思路越来越受到重视。目前运用较多的综合评分法严重依赖指标和评价结果的等级划分,缺少客观性、合理性。数据处理存在离散性,数据的完整度不能充分保证。为了更加直观、有效、科学地评价气藏开发效果,基于综合评分法评价思路,通过大量文献调研,开展气藏评价指标对标研究,引入气藏开发效果评价体系指标标准化方法。该方法是在综合评分法基础上,对评价指标得分参数进行改进,将评价指标标准化,然后根据指标权重计算总得分,确定评价等级。研究结果表明:①指标标准化方法不仅克服了综合评分法的主观因素和数据离散性,而且简单、省时且易操作;②通过典型气藏应用证实,与综合评分法结果相比,此方法评价结果更为客观可靠,能够较为直观地评价气藏开发效果,指导下步生产实践。

高含硫气藏开发效果评价现状

高含硫气藏在全球范围内分布广泛,具有重要的工业开发开采价值。高含硫气藏开发效果评价能为进一步合理高效安全高含硫气藏提供理论基础和依据。通过气藏行业标准规范、目前气藏开发效果评价研究工作现状和已存在相关含硫气藏开发效果评价指标和标准三个方面分析高含硫气藏开发效果评价研究现状,试图为建立规范有效的含硫气藏开发效果评价指标体系提供建议,以指导高含硫气藏开发生产。

不同类型气藏生产效果评价指标及评价标准研究

随着天然气工业的发展 ,建立一套合理的、规范的、适用于不同类型天然气藏的生产效果评价指标和评价标准 ,对于天然气工业的宏观规划和决策变得越来越重要。文章根据天然气藏实际情况 ,提出了气藏分为六大类的新分类方法 ,分析了每一类气藏的主要开发特征 ,研究了不同类型气藏不同开发阶段的相关生产指标 ,给出了各类气藏生产效果评价的基础指标体系 ,建立了各类气藏生产效果评价的有效指标体系 ,确定了各类气藏生产指标的评价标准。据此可将任一气藏开发方案的任一生产指标归一化 ,从而判定其优劣程度 ,同时为气藏开发的技术经济综合评价提供了必要而直接的数据。

水驱低渗透非均质砂岩油藏开发效果评价指标

水驱低渗透非均质砂岩油藏在国内外广泛分布,对于这类非常规储层低渗透油田开发效果评价,需要有一套规范的评价指标,以利于总结这类油田的研究成果,指导同类油田下一步调整挖潜。大王北油田大48井区为典型的水驱低渗透非均质砂岩储层,以大王北油田大48井区为例,提出水驱低渗透非均质砂岩油藏7类8项开发效果评价指标,以期能够对开发效果进行客观合理评价,适时监测油田开发动态,从而为全面了解油藏开发状况,进行下一步调整挖潜服务。同时为国内外开发同类性质的油田提供经验。

低渗气藏开发经济评价方法与指标体系的探析

低渗气藏与常规气藏的开发相比,存在投资大、成本高、经济效益差等经济特征。低渗气藏的开发相对于常规气藏的开发而言,其通常处于经济效益的边缘,面临较大的开发风险。为此,针对低渗气藏开发项目经济评价问题,根据建设项目经济评价的基本原理,构建了低渗气藏开发经济评价方法与指标体系,通过对四川盆地某低渗气藏开发经济效益评价和国民经济评价分析,提出了对低渗气藏开发效益评价指标修改和评价流程完善的相关建议。

气藏水平井开发适应性评价指标研究

随着钻采技术的发展,水平井已经越来越广泛地应用到气藏开发中。与直井相比,水平井一般可以获得较高的产能和采收率,但是水平井具有高成本、高风险等特点,因此在部署水平井前必须进行合理的适应性分析。从地质条件、设计参数和开发效果3个方面提出了15项气藏水平井评价指标,并对每一项评价指标的应用进行了具体分析,结合气田现场数据对若干区块水平井开发适应性进行了评价与分析,为气藏水平井开发适应性分析提供一定的参考。

基于模糊数学的凝析气藏开发效果评价方法

目前凝析气藏普遍采用衰竭式开发,但适用于凝析气藏衰竭开发效果评价方法较少,针对这一问题,开展了凝析气藏开发效果评价方法研究,选取影响凝析气藏开发效果的关键参数,建立了反映开发效果的生产指标体系,采用了模糊数学理论方法分析了关键参数对开发效果的影响权重,绘制了评价开发效果的理论图版,以实际数据与理论图版曲线的吻合度为评分标准,构建了适用于凝析气藏衰竭开发效果评价的新方法。实例分析表明,该方法能从产能、地层能量、水驱程度、采出程度、井流物组分5个方面全面评价凝析气藏衰竭开发效果,评价结果全面、准确可靠,能够为现场生产提供指导。

低渗透油藏水驱开发效果评价指标优选

我国低渗透油田经过长期注水开发,大部分的油田已进入高含水阶段,油田产量递减较快,单井产量低,传统的开发效果评价方法已不能准确地描述低渗透油田的开发状况。因此,本文运用各个指标对油田开发效果进行科学的评价,并通过数学模糊算法赋予各个指标不同的权重来综合评判油藏开发效果,并针对该油藏的地质特征完善了各个指标相关的权重,总结出一套适合该区块的理论系统,这为下一步开发政策的调整给出合理的理论依据,为保证油藏开采拥有最大采收率提供理论支持。

气驱油藏开发效果评价新方法及其应用

为了优选气驱油藏的开发措施,提高其开发效果,需要准确判断不同措施对油藏开发效果的影响。利用达西定律、物质平衡方程和油气两相渗流的幂函数关系将气油体积比与采出程度联系起来,推导出关于气油比、采出程度和采收率的数学模型。该模型揭示了稳定渗流条件下气油体积比随采出程度呈对数增长的客观规律,可通过气油体积比和采出程度的变化判断气驱油藏开发效果的变化趋势。数值模拟实验结果表明,根据气油体积比和采出程度关系图版可有效地评价气驱油藏的开发效果。通过矿场实践,对气驱油藏全寿命开发策略进行了评价,提出了适用于该类油藏的“控、卡、提、加密”全寿命生产管理策略。

油田注水开发效果评价——吴起油田薛岔区块贺沟开发单元

吴起油田薛岔区块是典型的弹性溶解气驱岩性油藏,经长期注水驱替导致地下油水分布十分复杂,实施了大量注水改进措施之后,需要对该区块的水驱开发效果进行分析与评价。通过筛选指标,采用递减率、含水上升率、存水率、油藏水驱储量控制及动用程度等作为主要指标,选择研究区的长4+5、长6区两个层位,进行水驱开发效果评价。从评价结果表明:自然递减率、综合递减率、含水上升率得到了有效控制;存水率较高,地层能量充足,生产能力稳定;区块水驱控制程度较好,各小层仍有进一步优化的潜力;但同时也面临着面临综合含水率高、各层水驱挖潜难度增大等问题。

低渗透火山岩气藏储层评价指标刍议

低渗透火山岩气藏储层在中国发现较晚,对其储层特征进行评价还缺乏合适的标准。通过兴城气田典型低渗透火山岩气藏储层特征与火山岩油藏储层评价指标的对比,认为火山岩油藏储层评价标准中的有效渗透率、基质空气渗透率和有效厚度指标不适合对低渗透火山岩气藏储层进行评价。为此,须建立低渗透火山岩气藏储层评价标准,以便更准确地对火山岩气藏储层作出评价。笔者利用岩心、录井、测井和试油资料,在对兴城气田火山岩储层定量描述参数(有效渗透率、基质有效孔隙度、基质空气渗透率和平均孔喉半径)和定性描述参数(岩相、岩性、储集空间和储层产状)研究的基础上,结合试油成果,建立了低渗透火山岩气藏储层分类评价标准。该标准确定的有效渗透率、基质空气渗透率指标值明显较火山岩油藏储层标准低,更适用于低渗透火山岩气藏储层的评价。同时,该标准也为具有相似特征的火山岩气藏储层评价提供了借鉴。

致密砂岩气藏难动用储量压裂效果综合评价

水力压裂是致密低渗气藏投产的必要方式。依据川西新场XS气藏地质特征、压裂及试井资料,进行了定性及灰关联分析,结果表明,压裂层段有效厚度、孔隙度及地应力特征是影响该气藏压裂效果的主要因素;根据试井解释理论,综合利用压裂前后的试井资料分析了试井曲线形态特征及地层参数变化,动态认识了压裂层段储渗特征,评价了川西新场XS气藏的压裂效果,为该气藏今后压裂选层、措施方案改进提供了依据。其研究方法对同类型气藏的科学管理开发具有一定的指导意义。

苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考

致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差3类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议:非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。

CO_2含量对火山岩气藏开发指标的影响

由于CO2气体与常规天然气性质存在较大差异,使得富含CO2的气藏与常规气藏相态特征不同,导致CO2含量影响气藏的开发指标的变化。为此,以校正过相态的计算模型为基础,研究了等温条件下不同CO2含量天然气相态变化特征、不同温度下含CO2天然气相态变化特征及相态变化对开发指标的影响。结果认为:无论是气藏渗流还是井筒流动过程中,富含CO2的火山岩气藏的相态计算都必须考虑偏差因子、黏度和密度随CO2含量的变化;在压力小于30 MPa时,井筒流动要考虑体积系数的变化;气藏的稳产期、稳产期末采出程度和预测期末采出程度随CO2含量的增加不断降低。该研究成果对富含CO2天然气藏的开发具有指导意义。

川中地区上三叠统须家河组气藏开发有利区评价与优选技术

四川盆地中部上三叠统须家河组气藏储层致密、高含水、非均质性强、连续性差,气井自然产能低、控制范围小、普遍产水,规模效益开发面临诸多认识难题和技术障碍。为此,建立以"两步法"储层对比技术、多级相控建模技术为主的致密砂岩储层描述技术,解决了"砂包砂"致密储层精细对比与预测技术难题;基于微观孔喉结构与渗流机理实验,将气藏可动水划分为不同于常规气藏边、底水的小孔喉可动水、局部滞留水和高含水层3种气水赋存模式,采用物性和毛细管力约束建立了气藏流体分布模型,形成气水交织非常规气藏可动水描述技术,基本解决了气水交织非常规气藏气水赋存模式与流体建模技术难题;结合气藏动静态特征和效益评价参数,选择有效储层厚度、储量丰度、有效地层系数等参数,建立了储层分级分类评价标准,并在此基础上筛选出气藏开发有利区,解决了致密高含水气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题,奠定了该类气藏规模效益开发的基础。

低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟预测

以苏里格气田苏14区为研究对象,采用随机地质建模和数值模拟技术,建立气藏精细地质模型并进行数值计算,对低渗透砂岩气藏不同井网井距下的开发指标进行预测。计算结果表明:针对苏里格型砂体规模较小、储量丰度低的低渗透砂岩气藏,800m×600m井网为最优井网,可以实现单井累计采气量和区块生产井数最大化;在800m×600m井网、区块整体稳产10年的情况下,单井最终采出量为2160×104m3,稳产期采收率为12.90%,气田最终采收率为29.76%。