单井分析

单井分析（共9篇）

单井分析 篇1

1 煤层气经济效益分析

1.1 投资的估算

(1) 建设总投资。根据总部2012年对煤层气勘探开发的投资情况, 投资10900万元, 完成38口井, 单井投资按286万元考虑。投资含土地租用、钻井设计、钻井系统工程、油套管、井下管杆、排采费、电力系统、地面工程等。

(2) 建设期利息。本项目资金来源全部按中油内部资金对待, 全部资金免息, 建设期利息为0。

(3) 流动资金。本项目流动资金按照详细估算法进行测算。

1.2 资金来源及使用计划

本项目资金来源全部按中油内部资金对待, 全部资金免息。

本项目流动资金的100%来源于企业内部资金, 全部免息。

本项目建设期为一年, 即第一年投入全部资金的100%。

评价参数及方法以中国石油天然气集团公司2012年发《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》和2007年发《中国石油天然气集团公司油气勘探开发建设项目经济评价方法与参数》。

建设期考虑1年, 开发运营期15年。本次评价根据国内各业务建设项目财务基准收益率标准, 煤层气开采基准收益率取10%。

1.3 成本估算

(1) 操作成本。中石油煤层气公司的操作成本为0.29元/m3 (参考鄂东煤层气田韩城区块国家级示范区可行性研究报告, 2011年6月) , 华北油田煤层气公司的操作成年为0.54元/m3 (参考沁水煤层气田樊庄区块国家级示范区可行性研究报告) , 结合中石油煤层气公司和华北油田煤层气公司开采的实际情况, 操作成本考虑0.5元/m3;

(2) 营业费用。取销售收入的1%。

(3) 管理费用。指为管理、组织生产经营活动而发生的各种费用。为简便计算将管理费用分为摊销费、矿产资源补偿费、特别收益金、安保基金、安全生产费用和其他管理费, 针对煤层气项目则主要考虑安全生产费用和其他管理费用, 安全生产费用按照每千立方米原气5元逐月提取, 其他管理费用按2.8万元/人.年, 每井定岗2人。

(4) 财务费用。本项目资金来源全部按中油内部资金对待, 全部资金免息。

(5) 折旧费。按照直线法折旧, 年限为10年, 不计残值。

1.4 销售收入

(1) 天然气价格取1.02元/m3 (不含税) , 主要参考了发改电 (2010) 211号文, 国家发展改革委关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知。

(2) 补贴收入根据财政部财建 (2007) 114号文, 中央财政按0.2元/m3标准对煤层气开采企业进行补贴, 补贴收入计入销售收入。

1.5 税金取值

(1) 增值税:根据财政部、国家税务总局 (2007) 16号文, 对煤层气项目采取先征后退政策, 增值税率为13%, 应纳税额为当期销项税额减去当期进项税额, 本次评价收入及成本均采用不含增值税价格。

(2) 城市维护建设税:5%。

(3) 教育费附加:以增值税为计征对象, 税率取3%。

(4) 资源税:根据财政部、国家税务总局 (2007) 16号文, 对地面抽采煤层气暂不征收资源税。

(5) 企业所得税:按利润的25%考虑。

1.6 产量取值

产量考虑单井日产量为0.15万方/天, 年生产天数为300天, 不考虑产量递减。

1.7 评价结果

通过以上参数进行评价, 天然气价格为1.02元/方, 补贴0.2元/方, 操作成本0.5元方, 单井日产量0.15万方/天, 不考虑产量递减, 年生产周期为300天, 单井综合投资286万元, 享受资源税免征、增值税先征后返等国家优惠政策, 税前内部收益率为6.26%, 净现值为-58.39万元 (10%折现率) , 投资回收期10.60年, 税后内部收益率为5.12%, 净现值为-71.59万元 (10%折现率) , 投资回收期10.73年, 从评价结果来看, 还不能达到10%的内部收益率。

2 情景分析

(1) 当天然气价格为1.02元/方, 国家补贴0.2元/方, 操作成本0.5元/方, 单井产量为0.15万方/天, 不考虑产量递减, 增值税考虑先征后返, 其他参数不变, 要想实现10%的内部收益率, 则单井投资应该控制在202万元以内, 此时投资回收期8.38年。

(2) 根据当前实际单井投资完成情况, 筠连地区煤层气评价井投资约449万元, 开发井投资约334万元, 天然气价格为1.02元/方, 国家补贴0.2元/方, 操作成本0.5元/方, 增值税考虑先征后返, 其他参数不变, 要想实现10%的内部收益率, 评价井、开发井单井日产量最低分别为0.31万方/天、0.23万方/天。

(3) 根据总部下达投资286万元/井, 天然气价格为1.02元/方, 国家补贴0.2元/方, 操作成本0.5元/方, 增值税考虑先征后返, 其他参数不变, 要想实现10%的内部收益率, 单井日产量最低为0.20万方/天。

(4) 要想在6年内收回286万元投资, 同时实现10%的内部收益率, 天然气价格为1.02元/方, 国家补贴0.2元/方, 操作成本0.5元/方, 增值税考虑先征后返, 其他参数不变, 单井产量至少0.25万方/天。

(5) 要想在6年内收回评价井投资约449万元, 开发井投资约334万元, 同时实现10%的内部收益率, 天然气价格为1.02元/方, 国家补贴0.2元/方, 操作成本0.5元/方, 增值税考虑先征后返, 其他参数不变, 评价井、开发井单井日产量最低分别为0.38万方/天、0.29万方/天。

3 盈亏平衡分析

3.1 计算模型

当气井的年产气量的税后收入正好等于生产成本费用时, 此时的产量为正好达到盈亏平衡的产量, 通过推倒, 其数学模型为:

式中:cQ—盈亏平衡产量;万方/天,

P—天然气价格;元/方, 0P—天然气补贴;元/方, ZJ—年折旧额;万元/井, Fr1—增值税率;%, Fr2—城建税率;%, Fr3—教育费附加;%, Fr4—安全生产费用;元/方, Fr5—其他管理费;万元/井, Fr6—营业税率, Cov—吨气操作成本;元/方。

增值税考虑先征后返, 其中:

进项税= (操作成本+其他管理费用+营业费用) *50%×增值税率

3.2 盈亏平衡结论

当天然气价格为1.02元/方, 国家补贴0.2元/方, 操作成本0.5元/方, 不考虑产量递减, 增值税考虑先征后返, 其他参数不变, 单井投资分别在200万元、300万元、400万元、500万元, 此时的盈亏平衡点分别为0.1228万方/天、0.1708万方/天、0.2188万方/天、0.2668万方/天。

摘要：本文利用技术经济学有关理论对煤层气单井经济效益进行了分析, 旨在如何弄清楚单井盈亏状况, 从总体上评价把握和衡量煤层气单井经济效益, 实现投资效益的最大化。

关键词：煤层气,单井,内部收益率,盈亏平衡,经济效益

参考文献

[1]孟宪君, 张英芝, 李浩.油田开发过程中单井经济界限研究[J].大庆石油地质与开发, 200 (103) [1]孟宪君, 张英芝, 李浩.油田开发过程中单井经济界限研究[J].大庆石油地质与开发, 200 (103)

[2]穆献中, 赵庆波.我国煤层气资源勘探程度较低区域的经济分析方法探讨[J].地质技术经济管理, 2010 (02) [2]穆献中, 赵庆波.我国煤层气资源勘探程度较低区域的经济分析方法探讨[J].地质技术经济管理, 2010 (02)

[3]康园园, 煤层气井产量变化规律及产能预测[D].燕山大学, 2011[3]康园园, 煤层气井产量变化规律及产能预测[D].燕山大学, 2011

单井分析 篇2

一、地质资料评价

1、地震资料

1)用地震测井、声波时差测井资料与地震所采用的时深转换速度进行对比分析，确定、验证地层层速度。

2)检验地震剖面解释方案、断点平面组合、构造形态及范围的符合程度。

3)用各主要反射层构造图与钻井地质资料进行对比，以检验目的层地震反射波组对应地层层位的符合程度。4)用地震特殊处理剖面特性与地质录井、测井、测试资料对比，分析其符合程度。

5)利用钻井地质资料对地层地层学研究成果进行信息反馈，修改补充完善已有成果。

6)根据钻井地质资料对构造、圈闭进行综合评价。

2、地质录井资料

1)建立综合柱状剖面图，对地层时代，岩性组合及沉积旋回进行划分及评价。

2)对油气显示的级别，产状及分布情况进行分析评价。3)研究储油气层的特征、产状；泥质岩的厚度变化、矿物成分、暗色泥岩地球化学特征；对生、储、盖的组合进行评价。

4)依据地震资料和钻井地层研究成果分析地层接触关系。

3、测井资料

1)对全井油、气、水层进行解释。

2)用孔隙度测井分析储层的物性并进行评价。

3)定量解释渗透层的有效厚度、孔隙度和饱和度，对油气层进行评价。

4)用地层倾角资料、裂缝识别资料的分析地层缝洞发育情况。5)用声波测井资料分析地层的层速度。

4、测试资料 1)分析测试层的产液性质及产能。

2)分析测试层的地层压力、流动压力，评价储集层的性质； 3)计算有效渗透率、地层系数、流动系数、表皮系数、堵塞比、堵塞引起的压力降，分析储集层的地质特征； 4)有条件的井要初步计算油水界面深度及预测储量； 5)对下步工作措施提出建议。

5、化验资料

1)岩矿分析：根据岩矿特征及结构确定地层沉积相； 2)研究古生物的种属、数量、组合及分布，对地层时代及沉积环境进行评价；

3)根据岩石组分、胶结类型、物理性质等，对储集层特征进行分析评价；

4)研究生油层沉积环境的地球化学特征，井结合沉积、岩性特征进行生油评价；

5)研究油、气、水的物理、化学性质及变化规律，对成油环境条件进行评价；

6)对岩石绝对年龄的测定及研究(时代不清的基岩)。

二、地质综合评价

1、区域探井：提供盆地(凹陷)构造发展史、沉积史和生油史，搞清砂岩体、三角洲等大的沉积相带分布概况，对全区油气远景进行评价，估算各二级构造带重点圈闭的油气储量，确定地震详查区带，选择最有利的构造带或圈闭提出勘探总部署意见。

2、圈闭预探井：根据钻井资料并结合地震成果进行圈闭评价，确定主力含油气层系及油气藏类型，对驱动类型做初步认识.对油气层油气藏的产能进行预测，计算控制储量，提出评价钻探方案和优选地震精查地区.三、单井地质评价的任务

1、区域探井评价任务：

1)划分地层，确定地层时代，分析沉积特征和沉积史； 2)确定岩石类型和沉积相，并借鉴地球物理勘探资料提供盆地(凹陷)构造发展史； 3)确定生油气层、储集层和盖层、研究生储盖组合，分析生油史；

4)确定油、气、水层位置、产能、压力、温度和流体； 5)确定储集层的性质，进行储层评价〔岩石矿物成分，特别是粘土矿物成分、含量；储集空间结构和类型等；探讨在钻井、完井和试油过程中保护油气层和改造油气层的可能途径；

6)分析油气藏的形态、相态、驱动类型； 7)计算油气藏的预测储量；

8)根据井在油气藏中所处的位置及井身质量，确定本井的可利用性；

9)通过投入和可能产出的分析，预测本井的经济效益； 10)提出下步勘探方向。

2、预探井评价任务： 1)确定地层时代； 2)确定岩石类型和沉积相； 3)对生储差组合进行评价； 4)确定油、气、水层位置；

5)确定油、气层的性质(岩石矿物成分，特别是粘土矿物成分，储集空间的结构和类型等)，以及在钻井、完井和试油过程中保护油气层和改造油气层的可能途径；

6)确定和预测油气层的相态和形态，以及可能的驱动类型； 7)计算油气藏的控制储量或探明储量；

8)根据井在油气藏中所处的位置及井身质量，确定井的可利用性；

9)通过投入和可能产出的分析经济效益； 10)指出下一步的勘探方向。.3、评价井的评价任务：

1)划分地层，对比确定地层时代； 2)确定岩石类型；

3)确定所评价油气层(藏)的位置和流体性质； 4)确定所评价油气层(藏)的厚度、孔隙皮、饱和度； 5)确定所评价油、气储集层的性质(岩石矿物成分，特别是粘土矿物成份，储集空间结构和类型等)，以及在结井完井和试油过程中保护油气层和改造油气层的可能途径； 6)计算所评价油气层(藏J的探明储量； 7)提出开发方案。

4、单井地质综合评价所必要的条件

1）必须提供齐全准确的10项基础资料及评价意见；（1）由录井单位提供全井地质录井资料，必须按有关规范取全取准各类各项资料数据，并要求提供地质录井资料评价意见；

（2）由钻井施工单位提供全井地层孔隙压力及破裂压力资料；

（3）由钻井施工单位及岩心化验分析单位提供取心资料。（4）由测井单位提供全井电测资料及其解释成果报告；（5）由测试单位提供DST测试资料；（6）由测试单位提供RFT测试资料；

（7）由化验单位提供全部化验分析资料，特别是与保护油气层和改造油气层的有关资料；

（8）由井下作业施工单位提供完井液、射孔、系统试油的全部资料；

（9）由施工单位提供油层改造资料；

（10）由物探施工单位提供地震资料、VSP(垂直地震剖面)测井资料、解释成果及相关图件。

2）必须提供5项评价报告：

（1）勘探单位提供地震资料评价报告；（2）录井单位提供地质录井资料评价报告；（3）测井单位提供泅井资料评价报告；（4）测试单位提供测试资料评价报告；（5）化验单位提供分忻化验资料评价报告。3）由油田研究院提供邻井资料及区域地质资料； 4）必须按规定选送化验分析样品；

5、区域探井地质综合评价报告的编写提纲 1）概况

(1)基本情况：井号、地理位置、构造位置、井位坐标、井别； 设计井深、完钻井深、完钻层位、开钻日期、完钻日期、完井日期、钻探目的、完钻依据、地面海拔、补心高度、补心海拔、人工井底等；(2)所在构造数据：构造闭合面积、闭合高度、闭合深度、油层顶底深度、油层总厚度及层数、油水界面深度、含油厚度(或高度)、含油面积、单储系数、储集层位、储集层岩性；

(3)分层数据、钻井液性能及井身结构表、包括层位、底界深度、厚度、岩性、钻井液密度及粘度和井身结构图；

(4)固井情况数据表，包括套管层次名称、尺寸、壁内径、下深、联入、套补距、水泥牌号、用量、水泥浆密、替量、钻井液性能、碰压试压、固井质量等；

(5)井斜数据表及井斜概况，包括最大井斜深度、方位、总位移与方位、油气层顶底位移；

(6)油气水层综合统计数据表，包括层位、录井和测井解释、综合解释等内容；

(7)碎屑岩油气显示综合表、非碎屑岩油气显示综合表，包括序号、层位、井段、厚度、岩性、含油气级别、钻时、气测、钻井液显示、荧光、含油气岩心长度、井壁取心、浸泡时间、测井解释、综台解释等项内容；

(8)钻井取心统计表，包括取心次数、层位、井段、进尺、心长、收获率、累计收获率，含油气岩心分级统计长度等内容；(9)井壁取心记录表，包括编号、油气级别、荧光等；(10)地层测试数据表，包括序号，测试日期、层位、射孔段、厚度、测试器类型、封隔器与压力计下深、温度、油咀、压力、油气比、产量、生产指数等；高压物性、油气水分析等；

(11)试油成果表，包括序号，层位、日期、基本数据、测试方法、工作制度、产量.结论、温度、含水或沙、油气比、油气水分析、高压物性等；(12)送样统计表，包括层位、井段、项目名称、分析数等；

(13)化验分析成果报告统计表，依次将分析成果填入统计表中。2）地层评价(1)地层的划分 a)岩性特征分析

①微观分析；按化验分析资料，②宏观分析：按沉积旋回、岩性组合、对岩性的纵向变化规律进行分析描述；

在编制综合柱状图的基础上，研究岩性特征，提出以古生物资料为依据的地层划分意见；

b)古生物特征：分段总结古生物，特别是微古生物(介形虫、孢粉)在纵向上的种属及数量变化、分布规律，提出确定地层时代的依据；

c)测井曲线特征：分段总结测井曲线特征，分析岩电关系，提出分层的具体意见；

6.地震地层学特征：利用声波测井资料，研究岩性界面与地震反射面的关系，编制人工合成记录剖面和时深转换的钻井地质地震综合图；

依据地震地层层序的划分，研究地层接触关系，提出地层划分及横向延伸、对比的意见.(2)沉积相的划分

a.岩石矿物标志：利用岩石类型、碎屑成分、粒度、颗粒定向排列、自生矿物、颜色等分析岩石的沉积环境及成为环境，对单井进行沉积相的划分；

b.沉积构造标志：原生沉积构造是判别沉积相和沉积环境的重要标志，特别是参考沉积期形成的构造及同生构造，对单井进行沉积相的划分；

c.古生物标志：根据标志古生物、生物组合、生态特征及演化，对单井进行沉积相的划分；

d.地球化学标志：根据沉积岩中的微量元素、同位素及有机组分含量变化，判别和划分单井沉积相； e.岩性组合及垂向程序：单纯研究岩石的成分、结构、构造特征来分析单井沉积相类型，往往具有多解性或不确定性，因此综合分沂剖面中的岩性、结构、构造、冲剧面等的组合形成和变化趋势--垂向层序特征〔旋回性或韵律性〕能增加相分析的依据；

5.测井相分析：利用测井资料划分沉积相，然后与岩心分析及其它资料所划分的沉积相进行相关对比。

6.地震相分析：根据上述各项相分析资料在地震时间剖面上划分地震相，分析地质体形态、结构、类型及延伸方向、平面展布，推测物源方向、古水流、预测有利的生储油区。

在地层划分沉积相后，要编制出该井的地层综合柱状剖面图及相分析柱状图。

3）生油层评价(1)沉积时代及环境分析

分层段总结生油岩的沉积特征；包活沉积厚度、沉积环境、以及岩石、矿物、古生物、构造、地球化学中的各种生态环境标志；(2)确定有机质类型

根据有关地球化学指标编制相应图件。(3)有机质丰度

按层段总结有机质丰度在纵向上的变化规律，有机质富集段的一般值、最大值、最小值、平均值。

(4)有机质的成熟度、成熟期

有机质成熟度及确定成熟期的依据，与邻区相同层位同类生油岩的成熟度及成熟期进行对比，确定适于本井区的生油门限值；(5)生油层的分布情况及厚度变化

按层段叙述各生油层系在纵向上的分布情况及厚度变化，单层生油岩的一般厚度、最大值、最小值，生油层集中段的生油岩层数及总厚度，生油门限传值内的有效生油岩在纵向上的分布状况及单层厚度变化；

(6)评价生油岩，指出生油中心

按层位将生油岩的各项指标汇总于生油岩评价综合柱状图上；(7)油源对比 利用原油及生油岩抽提物中的物性、原油孢粉、钒、镍及琉元素含量、族组成分类、正构烷烃及一般环烷烃类、基团类、同位素类、生物标记(化学化石)等进行对比，借以判别储集层原油来自何处；(8)计算生油量 4）储油气层评价(1)岩性、电性特征

按层段总结储集层的岩性、电性、岩电关系，油气显示程度及纵向分布规律；

(2)储油气层分布层位、厚度变化

按层位统计储油气层厚度及层数，叙述其一般厚度范围，单层最大、最小厚度；储油气层集中井段及层位；分析储油气层分布位置与地质界线的关系。

(3)油气层储集类型特征

按油气储集空间类型(孔隙、裂缝、洞穴、缝洞、缝隙)、类别、成因(原生、次生、内因及外因)、形状、大小及组合关系，分布规律、连通情况、相互关系、充填物及其性质、充填程度、张开程度、次生矿物及结晶程度、次生矿物性质及分布状况等，从微观分析延伸到宏观分析。对储油气水空间有较深较广的认识。(4)油层物性

叙述油层物性，主要说明孔隙度、渗透率、含油饱和度的资料来源，是岩心试验数据、测试分析数据，还是电测曲线推算而来。其它资料如：相渗透率、润湿性、储集层岩性、电镜扫描、铸体或铸体薄片等，均加注明，以提高储量计算的准确性及可靠性，加深对地下油层情况的了解。

(5)油层压力及产能

说明压力资料数据的来源，是中途测试、完井试油数据，还是按产量、流压推算得来。叙述计算产量公式的理论依据；编结深度与压力的关系曲线、产量与压力恢复曲线，分析产能、压力、深度的关系。(6)地面地下流体性质

a.地面流体性质--地层产出的油、气、水样在常压下的物理性质； b.地下流体性质--高压密闭取样条件下取出的流体样品，在地面实验室内用人工模拟地下高温高压条件测定的流体物理性质；

对资料来源进行分析比较，选其准确性、可靠性较好的资料应用于储量计算。

(7)油、气、水分布规律

对已钻穿底界的各油、气、水层，要论述油、气层在纵向上的分布规律，分析含油、气层的分布位置与地层界线、油气层与隔层厚度、单层产量与该层厚度的关系；

对未钻穿的油气界而、油水界面、油气藏底界的油(气)藏，要叙述油气界面、油水界面的推算原理、理论依据及计算公式，确定含油的有效厚度；对实测的油气界面、油水界面要说明判断依据。(8)油气层保护、改造措施

根据储集层化验分析资料及井下情况，提出改造油气层的措施。

最后要编绘该井油层综合评价图，其内容包括井深、层位、岩性、储层物性(孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度、储层岩石的吸水性、润湿性)、储集层岩石的化学分析，矿物名称及含量、泥物性质及含量（包括粘土矿物性质及含量）、酸不溶物含量、碳酸盐含量，测井解释成果、试油情况，几条重要的能说明问题的测井曲线等。5）综合评价 1）区域地质背景

a.地球物理勘探程度：叙述该井所处凹陷地震测线密度，用地震地层学研究成果和钻井地质成果，确定地震详查和三维地震工区； b.地质沉积史及构造发展史：结合地质录井资料、测井资料、化验分析成果、测试资料，对该井所钻凹陷、局部构造的地质沉积史、构造发展史、沉积相、生油史进行概述，划分构造单元及沉积相带，叙述沉积凹陷边缘及基底的岩性、时代、埋藏深度、超覆情况； c.已钻构造与断层分析：利用钻井地质资料，结合地层资料对所钻构造层位、岩性、构造形态及类型，与断层的关系进行分析，说明油气的运移聚集与断层、构造的关系。(2)生储盖组合分析

a.生储盖组合特征：叙述所钻地层生储盖组合的套数及特征； b.含油气层组合特征及平面展布：叙述含油气生诸盖组合特征，并借助物探单位提供的资料，分析其形态与含油气面积的关系； e.最佳含油气组合层位及井段：详细叙述该井所钻地层含油气最佳组合分布的地层时代及井段，含油岩性特征，组合特征，地层接触关系，分析含油性最佳或含油最多的原因。(3)已钻油藏评价

a.油气藏相态及形态分类：借鉴地震资料及区域地质资料对油气藏进行构造类型及形态分类；

b.油气藏驱动方式分析：确定油气藏的驱动方式，分析影响采收率的各种因素，说明驱动方式的判断依据；

c.计算地质储量、预测储量：对已发现气层，并钻穿油气层底界或油水界面的区域探井，要计算所钻构造的预测储量，并估算该构造带的地质储量；概述计算公式的理论基础、基本原理、资料的可靠程度。

(4)综合评价，a.构造形成及油气聚集分析：分析构造形成与油气聚集的关系，利用油源对比标志、生油岩成熟期与构造形成期说明油气运移方向及可能聚集区；

b.有利含油气区的预测及预探意见：指出油气运移方向，预测本凹陷有利含油气区；

c.资源预测及经济效益：根据生油层评价报告提供的资料，结合地震资料，预测所属凹陷的资源量，根据预探方案，估算预探成本及经济效益。

6、预探井地质综合评价报告编写提纲

1）(内容同区域探井)2）地层评价(内容同区域探井)3）储油气层评价(内容同区域探井)4）综合评价(1)地质背景

a.地球物理勘探程度：叙述该井所处构造带的地震测线密度，应用地震地层学研究成果和钻井地质成果，确定地震精查及三维地震位置； b.已钻构造及断层分析：利用钻井地质资料，结台地震资料，对所钻构造层位、岩性、构造类型及形态，构造与断层关系进行分析，说明油气运移聚集与断层、构造的关系。(2)生储盖组合分析

a.生储盖组合特征：叙述所钻地层生储差组合套数及特征；

b.含油气组合特征及平面展布：叙述含油气的生储盖组合待征，并借助物探单位提供的资料，分析其形态与含油气面积的关系；

c.最佳含油气组合层位及井段：叙述该井所钻地层及含油气组合分布的地层时代及井段，含油岩性特征，组合特征，地层接触关系，分析含油性最佳或含油最多的原因。(3)油气藏评价

a.油气藏相态及形态分类：借鉴地震资料及区域地质资料对油气藏类型及形态分类；

b.油气藏驱动方式分析：确定油气藏的驱动方式，分析影响采收率的各种因素，说明驱动方式的判断依据；

c.计算预测储量及控制储量：对已发现碎屑岩油气层，并钻穿油气层底界或油水界面的预探井，要计算所钻构造的预测储量；若为碳酸盐岩层状或块状油气藏，只有一口井且钻穿了油水界面的，可将储量级别上升为控制储量或探明储量。(4)综合评价

a.确定主力合油气层系分析：根据测试、测井及地质录井资料，综合评定主力含油层系，说明主要依据；

b.提出评价钻探方案：根据构造含油情况分析，提出评价钻探的井位布置方案，并说明各井的钻探目的及任务；

c.对油气层、油气藏进行产能预测：综合分析试油、地震、地质录井资料，预测所钻油气层、油气藏的产能。

7、评价井地质结合评价报告缄写提纲 1)概况(内容同区域探井)2)地层评价(1岩性特征

按岩性、岩性组合、沉积旋回总结其特征(2)电测曲线特征

综合岩性及电测曲线特征，编制地层综合柱状图及地层对比图，分析地层变化情况。

3）油气层评价

（1）岩性、电性特征：按层段总结储油层的岩性、电性特征，岩电关系和油气显示程度及纵向分布规律；

（2）分布层位及厚度变化：按层位统计储油气层厚度及层数，叙述一般厚度范围，单层最大、最小厚度，储油气层集中井段及层位，油气层的有效原度及变化规律，分析储油气层分布位置与地质界线的关系，主力油气层与一般油气层的关系；

(3)油气层储集类型特征：按油气储集空间类型(孔隙、裂缝、洞穴、缝洞、缝隙型)、类别、成因(原生、次生、内因、外因)、形状、大小、组合关系、分布规律、连通情况、相互关系、充填物及其性质、充填程度、张开程度、次生矿物及结晶程度、次生矿物性质及分布状况等，从微观分析延伸到宏观分析，从而对储油气空间有较深较广的认识；

(4)油气层物性：叙述油层物性，主要说明孔隙度、渗透率、含油饱和度的资料来源，是岩心试验数据、测试分析数据，还是电测曲 线推算而来；其它资料如：相渗透率、润湿性、储集层岩性、电镜扫描、铸体或铸体薄片，均加注明，以提高储量计算的准确性及可靠性。

(5)油气层压力及产能分析：说明压力资料数据的来源，是中途测试、完井试油实测数据，还是据产量、流压推算得来，叙述计算产量公式的理论依据，编制深度与压力的关系曲线、产量与压力恢复曲 线、分析产能、压力、深度的关系；

(6)流体性质：叙述油气水地面、地下的物理化学性质及变化律，对原油性质进行评价。

(7)搞清“四性”：搞清岩性、物性、电性与合油性的关系，分析油气层有效厚度及变化规律；

(8)确定油水界面：叙述各油气层的油水界面位置及确定依据；(9)油气层保护、改造措施：根据储层化验与分析资料及井下情况，提出保护油气层及改造油气层的措施。

主力油层评价时，要综合各项油气层物化资料，绘制出油层综合曲线图、油层对比图、油层构造图、油藏剖面图。图上反映出油(气)层特征及其横向变化、油气水分布情况。

4）综合评价

(1)所评价油气层构造与断层分析：利用钻井地质资料，结合地震资料对主力油层构造形态、范围、面积、岩性进行分析，说明断层与构造的关系，油气运移聚集与断层构造的关系；

(2)确定含油范围、油层厚度变化情况：据钻井地质、测井、试油及地震资料，确定构造含油范围及油层厚度变化情况；

(3)搞请油气水分布状况：综合油层各项地质资料，说明各含油层的油气水分布状况及油气、油水界面深度；

(4)计算所评价油气探明储量：概述储量计算公式的理论基础、基本原理；

(5)估算邻近构造油气储量：利用所钻构造油气探明储量的各种计算参数，对邻区油气储量进行估算.(6)提出主力油层开发方案：根据主力油层的构造形态、油层厚度变化及油气水的分布状况，提出开发方案及井位部署，写明各井的钻井目的及任务：

单井分析 篇3

计量是生产的眼睛, 是细化管理的基础, 通过对计量数据的分析, 调整生产运行参数, 优化运行;通过对计量数据的对比, 分析输差产生的原因, 为采取有效措施降低输差, 提供理论依据。近几年, 胜利海上油田通过完善计量、改造计量装置, 使计量水平, 自动化水平得到了整体提高。由于海上油田开发的特殊性, 对油井计量技术提出了更高的要求, 主要有4点:故障率低, 计量精度高;结构紧凑, 占用空间小;自动化程度高, 适应无人值守要求;具有“三防”功能 (防雾、防潮、防盐雾) , 适应海洋恶劣环境。

埕岛油田自1993年建成第一座海洋采油平台以来, 油井计量系统经过十多年的不断完善和发展, 己经日益走向成熟, 实现了以分离器玻璃管计量为主, 流量计为辅的基本计量模式。但在海上油田单井计量实际应用中, 因流量计自身故障率高及适应性、准确性、可靠性、稳定性等客观条件的限制, 现投入实际应用的平台相对较少。目前, 主要采用还是分离器玻璃管量油方式对单井进行计量。

2 计量装置结构及原理

2.1 分离器计量装置的结构及工作原理

自1995年开始, 该装置在胜利海洋平台广泛应用, 计量分离器与质量流量计及旋进漩涡流量计组成了完整的计量系统。该装置主要由两相油气分离器、油气调节阀、质量流量计和旋进漩涡流量计等组成。

目前, 卫星平台广泛使用的是Φ800, Φ1000, Φ1200立式分离器, 经分离器分离的气体经气管线流经旋进旋涡流量计实现气体的计量, 分离的原油流经质量流量计实现液体的计量, 在分离器的一侧还装有一套玻璃管计量系统, 用于量油测气, 可以与流量计相互验证。

2.2 质量流量计和工作原理

流体的体积是流体温度、压力和密度的函数, 因流体的密度随工况变化而变化, 即当流体温度、压力变化时, 流体密度发生变化, 因此流体的体积计量具有局限性。而质量作为国际标度, 是不随工况而变化的, 因此质量流量是最好的流量表示方法。质量流量计以科氏力为基础, 在传感器内部有两根平行的T型振管, 中部装有驱动线圈, 两端装有拾振线圈, 质量流量计直接测量通过流量计的介质的质量流量, 还可测量介质的密度及间接测量介质的温度。

2.3 旋进漩涡流量计和工作原理

旋进漩涡流量计主要由旋进漩涡流量传感器、流量积算仪、温度传感器、压力传感器四大部分组成。进入流量计的流体, 通过旋涡发生器产生旋涡流, 旋涡流在文丘利管中旋进, 到达收缩管突然节流使旋涡流加速。在旋涡流产生区域放置压电传感器以检测旋涡流的频率, 此频率信号经放大器放大、滤波、整形后转化成正比的脉冲信号, 送往流量积算仪进行运算处理。

胜利海洋平台选用的旋进漩涡流量计具有无机械可动件, 不易腐蚀, 可靠性好, 防爆等特点。

3 目前海上单井计量存在问题

目前, 海上平台单井计量主要采用计量分离器玻璃管量油, 其可靠性相对较高, 使用最为普遍。针对该计量方式在生产计量中存在的各种实际问题, 总结如下:

3.1 计量分离器玻璃管量油存在问题

玻璃管量油操作简单, 装置维修便捷, 结实耐用, 在油井低含水期能满足生产需求;进入高含水期后, 油井产液量有所增加, 量油时间相对较短, 这样短时间内计量24小时的产液量时产生的误差较大, 相对误差大于10%。

对于间歇性出油或出油不稳定的波动井、低产井使用玻璃管量油所需时间较长, 受出海时间的限制, 非住人平台无法按照油井计量标准对低产井进行计量。

要准确测量油井的产油量, 就必须准确测出原油平均含水率。目前由于人工取样的代表性与具体操作者的技能因素有很大关系, 几次的平均差值高达20%~30%, 这就难以量准单井的产油量与产水量。

玻璃管读数计量会因人工读数 (量油高度、量油时间) 等因素造成随机误差。

计量误差与油井产液情况有关, 油井出液稳定, 其误差在10%以下, 出液不稳定波动范围大的油井其误差会增大。

分离器使用时间长, 长期量油造成分离器底部有淤积的细沙和污油, 使分离器不能正常量油, 出现进液和排液困难, 量油值比实际值要小。

玻璃管上下阀门的影响。上下流阀门被污油堵塞或损坏, 即使容器内有相当多的液量存在, 而玻璃管内液面不上升或上升慢, 造成量油误差。

冬季海上气温低, 分离器底水无法完全排除, 易造成玻璃管存水冻堵, 损坏玻璃管, 对测量造成较大误差。

3.2 流量计量油存在问题

由于海上平台采用多井计量方式, 各油井原油自身物性的差异及多相流体本身的复杂性, 受密度、粘度、温度、压力、含水率、含气率等因素影响, 使多相流量计对原油不分离计量存在着无法克服的局限性。

流量计存在问题主要为瞬时值、累计值波动大, 与玻璃管对比误差大, 压力损失较大。

流量计设备故障率较高, 目前使用率较低。根据己有资料统计海上平添质量流量计故障率为31.2%, 旋进旋涡流量计故障率为43.7%其他类型的流量计的故障率也都较高。

价格昂贵, 售后维修无法得到保障。

4 下步措施及建议

加强日常维护保养, 分离器按照规定定期清洗, 有条件的要开罐清淤, 各种阀门及时检查更换, 计量仪表及时校验, 常温集输中出现的问题要及时发现及时处理, 以保障油井计量的准确。

计量工作是基础工作, 直接影响开发方案的制定和动态分析的准确性, 在计量管理和油井管理方面还会出现各种问题, 需要不断的摸索解决方法, 以减少不必要的产量损失。

对于采用分离器量油的平台, 建议采取玻璃管和流量计共同计量的方式, 对计量结果进行比对, 提高计量准确度和可信度。

为不断提高单井计量水平, 降低劳动强度, 实现海上油田的自动化、数字化, 应重点研制油井自动监控和计量系统, 实现海上平台单井计量的自动化、快速化、精确化。

摘要：计量是全面质量管理、全面经营管理和全面能源管理的基础, 本文通过对现有海上平台单井计量装置的发展和单井计量的主要方法的研究, 分析其工作原理及存在问题, 了解研究国内外先进的单井计量技术, 探索适合海上油井单井计量的最佳模式, 针对现状提出意见建议, 努力实现海上油田的大发展。

关键词：计量装置,海上油田,现状分析,对策

参考文献

[1]曹少保, 郝明辉, 高飞.提高海上油田单井计量水平加快实现率先发展[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (1) :143[1]曹少保, 郝明辉, 高飞.提高海上油田单井计量水平加快实现率先发展[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (1) :143

[2]卢壮杰.胜利油田海洋平台油气计量装置的发展.石油矿场机械, 2010, 39 (5) :89-92[2]卢壮杰.胜利油田海洋平台油气计量装置的发展.石油矿场机械, 2010, 39 (5) :89-92

[3]周学海, 吕刚, 秦永辉, 邹新.埕岛油田卫星平台计量现状与分析.内江科技, 2012 (2) [3]周学海, 吕刚, 秦永辉, 邹新.埕岛油田卫星平台计量现状与分析.内江科技, 2012 (2)

单井分析 篇4

实施三法单井成本岗位管理模式促进钻井公司精细管理、挖潜增效

在当前激烈的钻井市场竞争环境中,企业作为以盈利为目的经济组织,经营管理的`根本着眼点在于如何扩大收入和降低成本,我们钻井公司结合自身行业特点,以科学打井、精细管理为出发点,创新企业成本管理,推行成本分解控制法、单班核算法、革新激励法“三法”单井成本岗位管理模式,促进了经济运行质量的提高,适应新时期钻井公司可持续发展的需要.

作 者：李艳 作者单位：胜利石油管理局渤海钻井一公司,山东东营,257000刊 名：中国科技博览英文刊名：CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY REVIEW年，卷(期)：2010“”(11)分类号：U733关键词：

油田单井智能计量器的误差分析 篇5

单井智能计量器是基于称重计量原理, 在油气水混合液流入恒定的容积仓内达到一定质量时自动换仓实现计量[3,4]。为了降低复杂的油品造成称重容积仓结垢、结蜡、黏油带来的计量误差, 将容积仓表面进行纳米复合涂层处理, 有效地解决了称重计量过程中的误差。根据容积仓往复重力的反应速度和往复频率, 配套了感应称重传感器和频率传感器, 计量精度、可靠性得到了明显的提高。

单井智能计量器专为油田单井井口在线智能计量而研发。安装在油井回油管线上, 采用撬装式整体安装模式, 具有井口温度、回压采集传感器, 可无线远传单井产液量、井口温度、井口回压等数据。可以替代传统工艺的计量间, 具有体积小, 安装简便, 井口在线不间断计量, 投产方便等特点, 是减少油田开采工艺工程投资的理想方案[5,6]。同时它采用无线数据远传、全自动智能在线运行, 能够提高油田自动化管理水平, 大大减小工人的劳动强度[7]。

1装置的测量误差与分析

为验证单井智能计量器计量误差, 应用计量标定车进行标定。称重标定车配备1m3容积方罐, 方罐底安装电子秤称重, 罐内事先装有与油井生产温度接近的掺水700~800kg。用高压软管一端连接油田单井智能计量器预留的标定口, 另一端连接计量标定车出口, 通过计量车的出口安装增压泵将掺水注入油田单井智能计量器。为了模拟油井实际工况, 配备变频调节增压泵转速, 通过阀组调节注入流速, 保持出口压力与井口回压一致。智能计量器计量出掺水累计量与标定车电子秤称出事先设计量进行对比 (表1) , 计量最大误差为-2.33%, 最小为0.77%, 计量综合误差小于4%, 满足单井计量的要求。

2现场校验

2.1超稠油

在超稠油井杜84-4543油井安装一套单井智能计量器进行实验。先后进行称重计量车自检标定和计量标定。计量误差 (表2) :最大2.45%, 最小1.07%。

2.2稠油井

普通稠油生产井:杜38052、杜13850安装2套单井智能计量器进行实验。先后进行称重计量车自检标定和计量标定。计量误差 (表3) :最大2.93%, 最小0.72%。

2.3稀油井

在稀油井曙2-05-04、曙2-05-001、曙2-05-003、曙2-05-004安装4套油田单井智能计量器进行实验。先后采用称重计量车自检标定、计量标定、分离器计量总产液量3种方式进行校验, 计量误差 (表4) :最大3.42%, 最小0.40%。

2.4高含气油井

在气量较高的曙2-06-更05井进行实验, 该井油气比255:1。验证RB-SWPD-70-HS型油田单井智能计量器在日产气量2 000m3的油井上适用情况。经过26次的计量标定对比, 计量误差 (表5) :最大3.67%, 最小0.79%, 能够满足日产气量2 000m3油井的单井计量要求。

2.5与出站流量计对比

在新1站安装10台, 安装使用时间均超过半年, 站内进站10口单井总液量与外输流量计进行数据对比 (表6) , 计量器计量产液量与外输流量计计量总液量总误差为-0.83%。

2.6计量器计量与罐车计量对比

在59#站37053井采用罐车放量对比标定计量器, 利用站内扫线头将37053井进站液量导入罐车, 3h35min共放量4.64t, 折合日产31.07t, 单井智能计量器计量累计量4.79t, 折合日产32.08t, 标定计量误差为3.25%。

3结论

油田单井智能计量器经过超稠油、稠油、稀油、大气量油井等油井的综合实验, 多次反复采用计量标定车标定, 罐车与计量器对比标定, 出站流量计与计量器累计计量数据对比, 计量综合误差小于4%, 可以作为新型油田单井地面计量设备在油田推广使用。

参考文献

[1]于洪金.提升质量管理推进创新驱动助力集团公司有质量有效益可持续发展——在2014年中国石油天然气集团公司质量计量标准化工作座谈会上的报告[J].石油工业技术监督, 2014, 30 (6) :1-8.

[2]李惠萍.如何提高流量计计量检定合格率[J].石油工业技术监督, 2013, 29 (5) :47-48.

[3]王鸿勋, 张琪.采油工艺原理[M].北京:石油工业出版社, 1989:320-321.

[4]王立伟, 铁玉莲.降低大口径容积式流量计计量误差的探讨[J].石油工业技术监督, 2014, 30 (9) :43-45.

[5]陈涛平, 胡靖邦.石油工程[M].北京:石油工业出版社, 2000:445-446.

[6]姚智博.油井计量车的研制与应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (6) :79.

单井分析 篇6

地层是地质史上某一时代形成的岩石和堆积物, 大量的薄片进行观察, 以塔中62井为例。经过观察发现:这套储层即泥晶棘屑灰岩的棘屑含量在70%以上, 另有少量的苔藓、珊瑚、藻屑、介壳、泥屑等 (10%) , 生屑一般都有泥晶套包裹, 灰泥含量20%, 介壳等生屑保存非常完整, 形成于低能环境。

对巴楚一间房地区出露的良里塔格组进行实测表明, 其总厚超过150 m, 大致由5大段岩性组成, 由下向上分别为:

(1) 灰色瘤状生屑泥晶灰岩及泥晶粉屑灰岩夹泥晶砾屑灰岩 (厚11.6 m, 相当于y76-y77层, 为中缓坡沉积, 属于层序IV低位体系域的1个准层序组) ;

(2) 深灰-黑灰色瘤状含生屑泥晶灰岩及泥晶粉屑灰岩 (局部含燧石团块, 厚59.6 m, 相当于y78-y84层, 为外缓坡沉积, 属于层序IV海侵体系域及高位体系域下部沉积并大致构成7个准层序组) ;

(3) 浅灰色亮晶砂屑灰岩夹亮晶砂砾屑灰岩 (发育低角度-板状交错层理及平行层理, 厚16.65 m, 相当于y85-y87层, 为陆棚边缘高能滩相沉积, 属于层序IV高位体系域中部沉积并大致构成1.5个准层序组) ;

(4) 紫红色亮晶砂屑灰岩 (发育低角度-板状交错层理及平行层理, 厚10.1 m, 相当于y88-y89层, 为陆棚边缘高能滩相沉积, 属于层序IV高位体系域上部沉积并大致构成1.5个准层序组、其上即为层序IV与层序V分界的I型层序界面) ;

(5) 浅灰-灰色粉屑泥晶灰岩与砾屑灰岩互层 (砾屑成分以亮晶砂屑灰岩为主, 砾屑最大可达1×2 m, 分选磨圆很差, 呈棱角状;厚度超过58 m, 相当于z1及其以上地层, 为上斜坡原地泥晶灰岩夹崩塌的砾屑灰岩沉积, 属于层序V海侵体系域下部沉积) 。

上述岩性组合中的 (1) ~ (2) 相当于良里塔格组下部的含泥灰岩段、 (3) ~ (4) 相当于中部的颗粒灰岩段、 (5) 相当于上部的泥质条带灰岩段。

该区良里塔格组层序IV由于总体处于中-外缓坡较深水沉积环境, 通过岩性-岩相旋回变化在野外识别高频旋回十分困难, 但采用全岩碳-氧同位素方法可以很好地划分出4级准层序组来, 同时野外露头风化差异也显示出良好的高频旋回特征, 综合分析看来, 层序IV包含了11个4级准层序组。

2 塔中XX井

图1中看到, 塔中XX井仅钻遇了良里塔格组层序IV的高位体系域 (5 603.5~5 900 m未穿) , 其上缺失相当于层序V海侵体系域下部的良里塔格组上部泥质条带灰岩段, 而是层序IV直接与上覆的桑塔木组陆棚相碎屑岩接触, 其间属于典型的I型层序界面, 从第2~5筒次取芯中均见到了灰绿色岩溶渗流泥的第2~3韵律层岩芯照片) , 说明层序IV顶面的暴露淡水岩溶影响深度可达70 m, 灰绿色岩溶渗流泥与桑塔木组底部泥岩的岩性及颜色极为相似, 反映了塔中XX井处于陆棚边缘丘-滩-礁组合的相对古地貌高位置、造成了良里塔格组上部泥质条带灰岩段未接受沉积, 才使得桑塔木组沉积早期的灰绿色泥质渗流到了层序IV顶部的颗粒灰岩段中。图中显示了4个准层序组特征, 特别是电阻率LLD/LLS显示出很好的4个由高-低-高的旋回特征, 说明泥质含量在旋回中部增高, 亦即反映出每个准层序组旋回由下向上的沉积水体由浅-深-浅的演化特征。

从第3~10筒次连续取芯的详细沉积相观察看到, 其中发育了1个完整的4级准层序组即第2个准层序组, 并显示出其由4个5级准层序组成, 而每个准层序又由3~4个6级韵律层构成。良里塔格组层序IV第2准层序组第1准层序由4个6级韵律层组成的情况, 从连续取芯岩芯观察显示出4个向上变浅的高频米级韵律层, 即每个韵律层由下向上沉积的灰岩颗粒粒度增大、颜色变浅或者是由藻粘结岩转变为亮晶颗粒灰岩, 反映了沉积水体能量向上增强以及沉积微相的变化, 从相应的电测曲线特别是Ln (Th/K) 及电阻率LLD/LLS的变化中也可看到有4个明显的6级韵律旋回, 即每个韵律层总体呈向上Ln (Th/K) 值增高 (反映沉积水体向上变浅) 及电阻率LLD/LLS的增大 (反映向上泥质含量减少) , 均说明了6级韵律层的相对沉积古水深向上减小、沉积环境水动力增强。图中反映的层序IV第2准层序组第2、3、4准层序也由3~4个6级韵律层组成, 且每个韵律层的沉积-电测特征也基本表现为向上变浅的特征。

3 结论

在对奥陶系良里塔格组沉积组合时, 采用了单井沉积相分析。可以看出良里塔格组台地内部在大多数时间里是一个仅有波浪和风暴浪作用的相对安静环境。在海平面稳定以及没有沉降或抬升的台地上, 通过碳酸盐沉积物的垂向加积作用, 台内礁 (丘) 滩可营造至海平面或海平面之上, 而使礁 (丘) 滩体消亡, 形成典型的向上变浅沉积序列。

摘要：本文研究的奥陶系良里塔格组位于塔里木盆地塔中地区中央隆起带, 上奥陶统良里塔格组为一套稳定的碳酸盐岩台地沉积, 碳酸盐岩单井相分析是碳酸盐岩沉积研究的基础, 通过单井相分析来识别沉积旋回、解释沉积环境和建立研究区的精细相模式进而探讨储层发育的控制因素是当前碳酸盐岩沉积储层研究领域的热点。因此, 对奥陶系良里塔格组进行单井相分析非常重要。

关键词：灰岩,良里塔格组,单井相

参考文献

[1]刘胜, 杨海军, 李新生, 等.塔中地区早奥陶世沉积特征沉积演化分析[J].新疆石油地质, 2000, 21 (1) :54~57.

[2]张振生, 李明杰, 刘杜平.塔中低凸起的形成和演化[J].石油勘探与开发, 2002, 29 (1) :28~31.

[3]顾家欲, 张兴阳, 罗平, 等.塔里木盆地奥陶系台地边缘生物礁、滩发育特征[J].石油与天然气地质, 2005, 26 (3) :277~283.

单井分析 篇7

关键词：试油,单井产能,影响因素,切16区

1研究区概况

昆北油田切16号构造位于柴西南昆北断阶带西部, 整体为一向北倾伏的斜坡, 局部有小的鼻状构造或断块构造。本区路乐河组 (E1+2) 为该区主力产层。切16区E1+2油藏自开发以来, 单井产量低、递减快, 特别是2012年进行同步注水开发后, 油井含水快速上升, 具有中、低含水井少, 高含水井多的特点。目前昆北油田切16开展了试油、试采评价等工作, 基本落实了试油、试采过程中产能、压力、含水变化情况。

2试采现状

昆北油田切16、切4区块共完钻123口井, 其中探井4口, 评价井31口, 新钻开发井88口。切16区目前投入生产的油井共计83口, 其中探井1口, 评价井13口, 开发井69口。截止2013年10月底, 油藏已累计产油5.8903×104t, 目前开井数54口, 日产水平为105t/d, 综合含水为54.7%, 平均单井日产油1.95t/d。从单井产量分布规律来看, 产量较高的井在平面上分布较集中, 主要位于油藏西北切16-2-5、切163、切1613等井区。

切16区块试油共22口井35个层组, 其中单试29层组, 合试6层组。获工业油流井16口21个层组。该油藏试油中表现出如下特征:切16区E1+2油藏油井自然产能较低, 需压裂改造;单井产能大小在平面、纵向上分布不一。

3单井产能特征

(1) 单井产量大小①初始单井产量。切16区E1+2油藏先后有82口井进行试采, 获得产量井75口, 7口井未获得产量, 未获得产量7口井中除切1612井压裂外, 其余6口井均钻遇油层, 由于是水井未进行压裂改造。

试采井初始产量统计表明, 切16区E1+2油藏单井产量主要集中在2~4t/d范围, 油藏平均初始产量为2.9t/d。压裂井平均单井初始产量较高, 为3.5t/d, 射孔井为2.4t/d。

产量小于2t/d井有32口, 占统计井数比例为39.1%, 其中压裂井位10口占12.2%, 射孔井为22口, 占26.9%。产量2~4t/d井数为26口占31.7%, 射孔井与压裂井分别为11、15口, 所占比例分别为12.2%。产量4~6t/d井有16口, 占13.4%与18.3%。大于6t/d井有8口, 占比例为9.8, 其中压裂井5口, 占6.1%, 射孔井3口, 占3.7%。由此可见, 该区单井产量低, 低产井比例大。低产井中射孔井比例大, 高产井中压裂井比例较大。

②目前单井产量。统计2013年10月56口正常生产井单井日产油数据表明, 油藏目前平均单井日产油较初始产量下降, 由2.9下降至2.07t/d, 其中, 压裂井由初始3.5t/d, 降至1.95t/d, 射孔井由2.4t/d降至2.18t/d。由此可见压力井产量递减较快。

从不同产量比例来看, 小于2t/d低产井数比例较大, 为33口, 占56口统计井的58.9%, 2~4t/d为17口, 占30.4%, 大于4t/d井仅为6口, 占10.7%。因此该油藏单井产量低, 低产井多, 以小于2t/d井为主。

(2) 单井产能影响因素切16区E1+2油藏单井产量低、递减快, 单井产量受沉积相带、储层物性、油层类型、非均质性及投产方式的影响, 油藏地质因素对单井产量影响最大。

①沉积微相。切16区E1+2油藏属于冲积扇-三角洲沉积体系, 主要含油层段为冲积扇沉积, 主要微相类型为流沟、沟间滩与辫流线。统计表明:流沟微相生产井数最多, 为55口, 其平均初产为3.4t/d;沟间滩微相生产井数为22口, 平均初产为1.6t/d;辨流线微相生产井数为5口, 平均产量为3.8t/d。从平均产量大小来看, 辫流线微相最大, 流沟次之, 沟间滩微相最小, 但辫流线微相生产井较少, 不具代表性。

考虑压裂改造对单井产量影响, 研究中对射孔获得自然产量的41口井进行统计, 流沟微相获得自然产量井位26口, 平均初产为3.4t/d, 沟间滩微相为13口, 平均初产为1.3t/d, 辫流线微相生产井为2口, 初产为2.98t/d。不同微相初始产量差别较大, 流沟微相初始产量最高, 沟间滩微相初始产量最低。

②储层物性。岩心分析资料证实切16井区E1+2油藏储层属低孔、特低渗储层。昆北油田切16区为储层物性最差区域, 单井产量最低。

储层测井响应特征分析表明, 切16区E1+2油藏只有少数油层有自然产量, 大部分井需要措施改造, 方可获得产量。现场试采表明, 仅有41口井获得自然产量, 平均初产只有2.7t/d。因此, 获得自然产量的井数少, 单井产量低。

(3) 储层非均质性。通过切163井岩心薄片数据统计表明, 1840~1852m层段吼道半径大于0.1um的占较大比例, 而1862~1868m层段吼道半径大于0.1um的比例明显较小, 其测井解释结果有所差异:1840~1852m层段为一类油层, 1862~1868m为二类油层。从试油、试采效果来看上部层段明显较好。1840~1852m层段射孔试油获得日产油38.4m3, 累计产油131.5m3, 试采获得稳定日产6.8t/d。而1862~1868m层段压裂试油, 获得日产油15.4m3, 累计产油52.8m3。

(4) 油藏压力及弹性产率。油井产量大小不仅受储层物性影响, 与油藏压力系统也密切相关。切16区E1+2油藏为低渗-特低渗油藏, 油藏压力梯度为0.93MPa/100m, 属于正常压力系统。由于该区储层物性较差, 地层压力偏低, 与昆北油田其它区块相比, 其弹性产率明显偏低, 单井产量也低。

参考文献

[1]袁树柏, 贾素霞, 张娜.昆北油田切16区开发生产动态分析[J].青海石油, 2014, (2) :55-57.

单井分析 篇8

中石化西北油田分公司塔河油田的油气资源位于塔里木沙漠北端,天山南面。该地区昼夜温差大,夏季干热,冬季寒冷,降水稀少,蒸发量大,太阳辐射丰富,全年日照时数为2778.1h,全年太阳总辐射135217cal/cm2,全年日照率为63%;风力较大,风沙天气较多,而且频繁,全年风速为1.6m/s,累年各月大风天数为13.9d,根据一天4次观测统计,大部分地区的起沙风每年可达300次以上。

随着塔河油田现代化建设的发展,自动化水平不断提高,需要将采油井口温度、压力、流量、液位及报警信号通过RTU(远程终端控制系统)传输至中央控制室的计算机,实现井口无人值守。

根据采油井井口RTU用电负荷小、可靠性要求高、远离电源的特点,结合当地的气象条件,一般情况下,太阳光照较好的天气风力小,太阳能发电效果好;风力较大的天气会刮轻微或较大的沙尘暴,在沙尘天气太阳能发电的光电转化率较差,风力发电效果好。因此,若采用独立的太阳能发电或风力发电效果不理想,采用风力发电和太阳能发电互补发电的技术是向边远单井RTU系统供电的一种有效途径。

2 风光互补发电技术系统设计

2.1 风光互补发电技术原理(见图1)

风光互补发电站主要由太阳能电池方阵、风力发电机、控制器、蓄电池4部分组成。

(1)当光线照射太阳能电池板表面时,光电池发生光电效应,产生电压,将正、负极用导线连接,就形成了电流,风力推动发电机做功产生电能。

(2)由太阳能电池板和风力发电机产生的电流输入控制器后,再将形成的直流电压通过智能控制器输给蓄电池。

(3)由蓄电池输出的直流电,经智能控制器的电路控制和检测后,输出平稳的等值直流电,或经控制器的逆变作用将直流逆变为交流,供用电负载进行使用,同时智能控制器要具备防反充、防过充、防过放、防短路、防反接以及逆变等功能。

2.2 用电负荷的确定

塔河油田某单井口用电负载主要有温度传感器、压力传感器、流量传感器、液位传感器、井口加热炉进行熄火吸合报警器等,用电电压等级均为24V。以某单井井口用电负载为例,塔河油田井口风光互补系统可按24V、76W进行设计。

2.3 辐照量和发电量计算

新疆库尔勒地区(北纬41.120574899°,东经84.132570949°),太阳能电池板50°倾角,由于是离网独立系统,需考虑太阳最差的月份,也就是需要太阳能辐照为3.69kWh/m2的时候,光伏系统的效率为0.70,太阳能电池板倾角为50°,太阳能电池方阵正面向南(以上数据来自上海电力学院、国际太阳能理事会理事杨金焕教授对于国内500个地区统计20年的平均数据)。按照76 W的负载工作24 h,则每天的用电量是76×24/1000=1.824kWh。

2.4 风力发电机选择

使用600W的风力发电机,每天按照最少可以有折合1.5h满功率发电,则600W风力发电机的发电量为:Q=0.6×0.8×1.5=0.72kWh,功率因数取0.8。

则需要太阳能系统提供的电量为P1=1.824-0.72=1.104kWh,即折算负荷为P1=46W。

2.5 蓄电池的选择

根据行业通用计算太阳能蓄电池容量的公式,得:

BC=A×N1×Q/C×D=1.5×3×46/0.7×0.5=591.42Ah

式中:A—安全系数,范围1.1~1.5,取A=1.5;N1—最长连续阴雨天数,取N1=3d;Q—日平均负载,Q=(46W/24V)×24h=46Ah;C—蓄电池最大允许放电深度,深循环蓄电池最大允许放电深度为80%,浅循环蓄电池最大允许放电深度为50%,考虑当地冬季温度,选取浅循环蓄电池最大放电深度为50%;D—温度修正系数,考虑到该地区冬季最低温度达到零下25℃,选取温度修正系数为0.7。

根据以上计算,考虑到该地区使用太阳能的特点及该系统工作的重要性,采用全密闭免维护铅酸蓄电池,型号600Ah/2V,共12块串联。

2.6 太阳能电池板的选择

根据当地气象条件确定气象资料可得,该地区最长的连续阴雨天不超过3天,同时核查了该地区在近30年的气象资料可得:在该地区30年全年平均晴天数为275天,相应的阴天为90天,晴天数是阴天数的3倍,根据统计规律,3个阴雨天后一般是9个晴天。

2.6.1 光照时间的确定

核查该地区的光照条件,一般有效光照时间在7~9h,取8h。

2.6.2 太阳能电池板容量的确定

(1)并联组件数量=Q/( q×P×T)=46/(0.9×16.23×0.9)=3.49,取4。

式中:Q—需要太阳能发电承担负荷,P1=46W,电池板24h连续使用,Q =(46W/24V)×24h=46Ah;q—库仑效率,太阳能电池组产生的电流中有一部分不能转化储存而是耗散掉,所以可以认为必须有一小部分电流来补偿损失,用库仑效率来评估这种电流损失,取q=0.9;P—组件的日输出,已知该地区一年最差天气太阳辐照量为3.69kWh/m2,对于一个75Wp太阳电池组件,太阳电池组件每天输出的安时数为4.4Ah,即P=3.69×4.4=16.23Ah/d;T—衰减因子,考虑环境因数和组件自身衰减造成的太阳电池组件输出的减少,将衰减因子乘以太阳电池的输出,给出了实际情况下太阳电池组件输出的保守估计值,取T=0.9。

(2)串联组件数量=系统电压/组件电压=24V/12V=2。

2.6.3 太阳能电池板数量的确定

根据以上计算数据,可以选择并联组件数量为4,串联组件为2,所需的太阳能电池组件数为:总组件数量2×4=8块。因此,需要将2块75 Wp的电池板串联为1组,共4组,将4组并联。

2.7 太阳能电池板支架的选择

支架采用角钢框架结构,可以抗拒40m/s的风力,太阳能电池板50°倾角,太阳能电池方阵正面向南。

2.8 蓄电池的安装

考虑到当地气候条件,将蓄电池组埋入地下,在地下1.2m深处建3m×2m×2 m(长×宽×深)蓄电池地下室,以保证蓄电池在恶劣的环境下,免受风沙、高低温的影响,保持良好的工作状态,延长使用寿命。

3 风光互补供电方式与传统供配电方式比较

为进一步阐述风光互补供电系统在该工程中的优点,以风光互补供配电方式与传统供配电方式从投资及运行费用等方面进行对比。

(1) 采用某知名企业的投资估算。

采用风光互补发电技术系统所需的投资估算为7.6万元。

(2)采用传统供配电方式投资估算。

油田边远井基本上都处于油田电网10km以外,以10km计算,采用传统10kV供配电方式,包含变压器等设备需要一次投资13万元。因此,采用风光互补发电技术供电一次可节约投资5.42万元。

(3)运行费用。

采用风光互补发电技术供电每年无运行费用,10 km/10kV电力线路与变压器每年运行费用约1.8万元。即采用风光互补发电技术供电每年可节约运行费用1.8万元。

4 结论

从以上分析可知,在远离油田电网、用电负荷较小的情况下,结合塔河油田特殊的气象条件,利用风光互补供电与传统10kV供电方式相比,供电可靠性高,既降低了工程投资和运行费用,又方便用户管理,具有良好的社会效益和经济效益。

摘要：介绍风光互补供电系统的基本原理及特点,根据用电负荷情况设计成独立的供电系统,并通过工程实例介绍了风光互补的设计步骤,将采用风光互补发电与传统供配电方式进行了比较。

油田区块单井产能确定 篇9

产能是油气储层动态特征的一个综合指标, 它是油气储层生产潜力和各种影响因素之间在相互制约的过程中达到的某种动态平衡。油气储层产能确定是编制油气田开发方案的重要组成部分。产能确定就是结合油气井的储层和生产资料, 分析计算生产井的产量, 对未来产量进行较恰当的预测, 为油气田开发方案的制定提供基本的参考数据。

产能确定的意义在于:

(1) 它是反映油田开发水平和状况的综合技术指标。

(2) 单井产能确定可以确定油井产能效益。

(3) 它深化对油田区块油气富集规律的认识, 为下一步注采井网的优化调整和类似油田的经济有效开发提供理论上的指导。

(4) 单井产能确定为油田建设提供了依据。

2 单井产能控制因素分析

单井产能控制因素有地质因素和工程因素。地质因素有油藏有效厚度、渗透率、孔隙度、饱和度等。影响单井产能的工程因素有油藏的伤害、不同井网和不同开采方式等。ln k h Qµ×∝×ln (e) wk h p Qr rµ××∆∝×k Qµ×∝×

2.1 地质因素

单井产量与油藏地质参数之间的关系可以表示为:

k—油层有效渗透率, 10-3μm;h—油层有效厚度, m;△p—生产压差, MPa;μ—原油粘度, mPa·s;—油藏泄油半径, m;νw—井眼半径, m;Q—油井产量,

对一特定的油藏和油井而言, re/rw为一定值, 油井生产能力的大小主要取决于k、h、μ、△p的大小, k、h、△p越大, 而ν越小油井的生产能力就越大, 否则就较小。

(1) 有效厚度:油田区块生产井的启动有效厚度为2.7m, 也就是说油井射开有效厚度至少为2.7m。随着射开有效厚度的增大, 油井产量增加。但是当油层射开有效厚度大于17.2 m时, 层间干扰和非均质性影响增大, 油井产量开始呈下降趋势, 所以对于厚油层, 建议分层开采, 油层射开的有效厚度最好不超过17.2m。

(2) 孔隙度:油田区块油井目的层段油层孔隙度和产出状况分析表明, 高产井对油层孔隙度的要求较高。油井产油量大于3t/d, 孔隙度最好大于12%。而如果要获得产油量大于10t/d的高产井, 油层孔隙度最好不低于15%。

(3) 渗透率:渗透率与油井产量之间呈现非线性关系。渗透率小于0.27×10-3µm , 随着渗透率的增大, 油井产油量增幅明显;但对于有效渗透率大于3.19×10-3µm 的油层, 即使进行压裂、酸化等储层改造, 油井增产的空间也相当有限。

(4) 含油饱和度:油井的产油量与含油饱和度近似呈线性关系, 随着含油饱和度的增大, 油井产量增加, 含油饱和度越高, 油井产量越高。

2.2 工程因素

(1) 油层损害不同程度地降低了单井的产能

油层为中孔、低渗的致密储层, 钙质、粘土矿物含量高, 孔喉半径小而迂回曲折, 孔隙结构复杂, 束缚水含量高, 排驱压力高, 原油为高含蜡的胶质原油, 其它物性也较差, 地层温度低, 原始地层压力较低。µer wr ln (e) w k h p Qr rµ××∆∝×ln (e) wk h p Qr rµ××∆∝×

(2) 不同井网密度和不同开采方式对单井产能的影响wr

井网密度和不同井网对油井的单井产能的定影响也是比较明显的。井网密度越高产能效率就越低对应的单井产能就低。

3 单井产量的确定方法及比较wrer wr

确定方法主要有: (1) 利用试排资料确定单井产量; (2) 利用试采资料确定单井产量; (3) 北区实际的平均单井产量; (4) 利用物性参数和产量的关系确定单井产量; (5) 利用采油强度 (Q/h) 和产量的关系确定单井产量; (6) 视流度法; (7) 同类油藏类比单井产能; (8) 利用采油强度和产量的关系确定单井产量; (9) 八种单井产量确定方法比较。

总共用八种方法对北区的单井产量进行了确定。方法一是依据试排产量确定单井产量, 2011年单井平均产量和平均单井产能都是3.0t/d;方法二是依据试采产量确定单井产量, 2011年单井平均产量为2.7t/d, 平均单井产能为3.1t/d;方法三是依据北区少数井实际产量确定单井产量, 2011年单井平均产量为2.2t/d, 平均单井产能为2.6t/d;方法四是依据同类油藏类比确定单井产能, 单井产能为3.0t/d;方法五是依据采油强度确定单井产量, 2011年单井平均产量为4.0t/d, 平均单井产能为4.2t/d;方法六是依据视流度法确定的油藏单井产能为4.1t/d;;方法七是依据物性参数确定单井产量, 2011年单井平均产量为4.5t/d, 平均单井产能为4.6t/d。方法八是依据采油强度 (Q/kh) 确定的, 2011年单井平均产量为5.0t/d, 平均单井产能为5.0t/d。

(1) 北区衰竭式开采的单井产量

对于有试排、试采和实际生产数据的井, 应该用前四种方法确定单井产量。目前北区的试排、试采和实际生产资料是在没有注水的情况下取得的, 可以认为这四种方法确定的单井产量代表了衰竭式开采的平均单井产量, 其值在2.6到3.1t/d之间。因此, 北区衰竭式开采的单井产量可以达到2.8t/d。

(2) 北区注水开采的单井产量

对于没有试排、试采和实际生产数据的井, 可以用后四种方法确定单井产量。可以认为这四种方法得到的单井产量代表了北区注水保持压力情况下的单井产量, 其值在4.0到5.0t/d之间。因此, 北区注水开采的单井产量可以到达到4.0t/d。

(3) 北区注水开采的单井产量与衰竭式开采产量比较

注水见效前后单井产量对比结果表明:采油井注水见效后的产量大约是注水见效前产量的1.55倍。可知在注水见效的情况下, 北区注水开采的单井产量可以达到衰竭式开采的1.4倍。注水开采和自然能量开采单井产量对比结果表明北区注水开采的单井产量可以达到自然能量开采的1.4倍。

4 结论

(1) 油田区块的单井产能的控制因素有地质因素和工程因素。地质因素主要是储层物性, 工程因素是井网密度和开采方式。

(2) 单井产能确定方法比较中前四种是对有试排、试采和实际生产数据的井, 所以认为这四种方法确定的单井产量代表了衰竭式开采的平均单井产量。后四种方法是对没有试排、试采和实际生产数据的井, 可以认为这四种方法得到的单井产量代表了北区注水保持压力情况下的单井产量。

摘要：在油气田开发过程中, 产能建设是很重要的一个环节, 要想实现产能建设开发效益和经济效益相统一, 最重要的条件就是单井产能的界定。影响单井产能的因素有:油藏构造及复杂程度、油藏损害、油层性质 (孔隙、渗透率、含有饱和度等) 等。本文通过分析单井产能控制因素及单井产量确定方法, 再运用八种单井产量确定方法对鄂尔多斯北区进行对比和分析, 最后得知那一种方法是适合该油田的单井产能确定。

关键词：单井产能,控制因素,地质因素,工程因素

参考文献

[1]罗权生, 李道阳, 李国兵等.台北凹陷神泉油田断块油气藏特征与控油因素[J].断块油气田, 2003

[2]王海云, 李捷.朝阳沟油田扶余油层单井产能控制因素分析.长春地质学院学报, 1997