经济最优井网密度与经济极限井网密度
- 格式:doc
- 大小:186.50 KB
- 文档页数:8
老油田经济合理井网密度计算方法的改进随着我国经济的不断发展与进步,老油田经济也逐渐成为了我国经济产业中的重要组成部分,老油田经济合理井网密度的计算是油田经济与油田效益的基本预算方式,通过对井网密度的计算可以更好的明确油田的采收率,进而掌握油田的经济效益与经济价值。
然而,在现阶段中,我国传统的油田井网密度计算方法主要是根据实际需求与实际情况进行计算,原计算方法中对于油田的采收率与采出程度差的计算会出现误差,进而影响井网密度计算的准确性,也就无法得出切实符合情况的数据,因此,该技老油田经济井网密度的计算方法,是有效的优化井网密度的重要的手段与途径。
本文着重针对老油田经济合理井网密度的计算方法改进进行探讨分析,改进的计算方法、理论推导以及改进方法的优点以及实例分析等四个方面开展具体的讨论研究,旨在为相关研究工作者提供更多可供参考的理论建议。
标签:老油田;井网密度计算方法;方法改进;实例分析引言在油田的开发与设计过程中,通过井网密度的计算可以为设计工作与开发工作提供依据,基于计算出的井网密度数据可以对油田的整体经济效益以及产出与采收效率进行评估,更加直观的了解油田井网的经济效益。
而在传统的井网密度计算的过程中,井网加密的计算方法主要是将采收率与最终采收率进行相减,增加可采收的开发井进行对井数与加密井数的预估。
而在现阶段中,笔者主要基于可采储量可以供开发井的开发率数据进行讨论研究,减去现阶段实际需要开发的井数进行对井数的加密调整,现计算改进方法如下。
一、改进的井网密度计算方法本次改进的主要方法是基于谢尔卡乔夫公式以及经济效益指标进行结合计算,谢尔卡乔夫公式可以使计算内容涉及到井网密度有机采收率方面的影响,而结合实际的经济效益指标则可以更好计算出油田开发的总投入与经济效益,直观的体现出井网密度与采收率及油田经济效益之间的关系,并且可以涉及到钻井、采油和地面建设等投资的数据指标,将这些投入数据与积累产量、采收率等通过函数的形式进行表达计算,表现出更加直观的井网函数。
涧峪岔138井区合理井网优化【摘要】涧峪岔138井区经过多年的开发,地层压力不断下降,产量递减,严重制约了该油藏的有效开发。
通过对该区块油藏动态的分析,优化了该区的井网系统。
研究认为:该区井网排距选用150m,井距为480m,其井网密度为14.0口/km2。
【关键词】涧峪岔138井区井网密度水驱控制程度注采井距1 井网密度方法一:标定水驱采收率的井网密度北京石油勘探开发研究院根据我国144个油田或开发单元的实际资料,统计出当流度小于5时的最终采收率与井网密度的经验公式(图1):图1?采收率与井网密度的关系图涧峪岔138井区长6油层平均渗透率为0.54mD,地层原油粘度为1.48mPa.s,流度为0.3784mD/mPa.S,按注水开发最终采收率为18%计算,井网密度为13.0口/km2。
方法二:极限井网密度根据在开发评价期内单位面积总投资和盈利持平的原理,可得到经济极限井网密度计算公式:依据图2可以确定,涧峪岔138井区长6油层极限井网密度在18口/km2。
因此,该区井网密度应控制在13~18口/km2之间。
(式2)根据“加三分差”的原则,即在经济最佳井网密度的基础上,加最佳与经济极限井网密度的差值的三分之一,作为经济合理井网密度,表达式如下:按上式计算,涧峪岔138井区长6合理井网密度应为14.7口/km2。
图3?不同条件下井距与产量关系曲线合理注采井距的确定受储层物性、裂缝发育程度、平面及纵向非均质性和经济效益等多种因素影响。
随着渗透率下降,启动压力梯度和应力敏感系数增大,则需缩小注采井距;但随着渗透率下降,单井产量下降,从效益角度讲,需扩大注采井距。
随着启动压力梯度的增大,注采井距减小,启动压力梯度对井距的影响十分明显。
应力敏感系数越大,介质变形程度越严重,相同产量下注采井距越小(图3)。
2.2 井排距的确定实际油藏的注采井连线为主流线,主流线中点处渗流速度最小,压力梯度亦相应最小,压力梯度为:r—井筒半径。
136一、地质概况七个泉油田为柴达木盆地西部坳陷区尕斯断陷亚区小红山-阿哈提-七个泉背斜带上的一个三级构造,构造西北端高而东南端低。
西北端通过地震①号断层与阿哈提构造相接,东南端向尕斯断陷腹部倾没,南部则以北倾的七个泉断层与红柳泉构造接触(图1)。
七个泉地区主要以新生代地层为主,共钻遇七套地层即更新统七个泉组(Q1+2),上新统狮子沟组(N23)、上油砂山组(N22)、中新统上干柴沟组(N1),渐新统下干柴沟组上段(E32)和下段(E31)、古始新统路乐河组(E1+2)。
自上而下划分为Ⅰ-Ⅵ个油层组,含油层组以E32和E31的储油层占主导地位。
油田主体区块目前分五套开发层系,本次研究的Ⅲ层系(Ⅵ油组)单油层厚度最大,以2~5m为主,由下到上呈变薄趋势。
图1 七个泉油田地理位置图二、水驱开发存在的主要问题1.局部注采不完善目前层系平面局部注采不完善,主要原因一是由于断层的进一步认识,一区块断裂发育区,部分断块内未形成注采。
断裂不发育区,Ⅲ下层系平面上注采井网不完善比较突出,二是由于砂体和井网之间的匹配不好,原井网虽然有井点钻遇,但往往有注无采、有采无注或无注无采等注采不完善所形成的剩余油,此类砂体目前动用起来困难,后期作为挖潜层进行动用。
(1)断裂不发育区域断裂不发育区,连片分布的部分主力小层油砂体在目前井网控制下,水驱控制程度仍然低于80%,甚至有些小层油砂体水驱控制程度低于60%,需要结合油砂体平面展布,新钻调整井,进行注采完善,例如调整井63-7、64-9、66-8、66-09四口井同时钻遇Ⅵ-16、17、20、22这四个层,平均油层厚度近14.0m。
(2)断块内注采不完善因断层修正,一区块断块内注采不完善区域油砂体储量占该区块油砂体储量的8.65%。
从各小层统计来看,一区块断块内注采不完善的区域主要分布在:③号断层和⑤-1号断层所夹持的5-2井区;⑤-2与⑥-2断层所夹持的断块。
针对这些注采不完善区域,下步调整意见就是:在合理井距下,以主力油砂体为调整对象,优先部署注水井(尽可能避开断层),动用有采无注的油砂体,同时兼顾次非主力层,进行采油井的部署,生产时从下往上层调上返。
经济合理井网密度确定方法任孟坤;赵玉萍;黄莉;安红梅【摘要】确定不同油价下合理井网密度是一个最优化工程,应该使油田经济效益和采出量同时达到最优.目前确定合理井网密度的方法很多,但大部分未考虑资金的时间价值.净现值法(利润现值最大法)利用井网密度与采收率的关系,通过最优模型求解经济合理井网密度.计算油田经济合理井网密度采用净现值法,考虑了投入资金的时间价值和产量递减等因素,计算方法简便.利用采收率和井网密度的关系,可以计算出不同油价下不同油藏的理论极限采收率.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2012(031)003【总页数】2页(P38-39)【关键词】采收率;净现值法;经济合理井网密度;模型【作者】任孟坤;赵玉萍;黄莉;安红梅【作者单位】中国地质大学(北京);中原油田勘探开发科学研究院;中原油田勘探开发科学研究院;中国石油大学(北京)【正文语种】中文目前计算井网密度的方法很多,但大部分未考虑资金的时间价值。
净现值法(利润现值最大法)利用井网密度与采收率的关系,通过最优化模型求解经济合理井网密度。
在市场经济十分活跃的今天,该方法兼顾了时间价值和油藏地质等因素,是一种动静结合的方法,更具有借鉴和参考意义。
1 经济井网密度计算方法1.1 现金流模型(1)原理。
利用采收率与井网密度的关系,可以建立油田(或区块)单井控制剩余可采储量与井网密度的关系模型,进而确定油藏采油速度(或模式)下的钻井成本(投资)、采油成本、油价等经济参数之间的关系,应用现金流量法建立开发最大经济净现值模型。
在区块或油田新井的采油速度一定时,随井网密度的增加,净现值将达到最大,随后又逐渐减小。
通常,把净现值最大时的井网密度f wopt定义为经济井网密度,而净现值为零时的井网密度 f wmax定义为经济极限井网密度,实际上不可取。
在钻井技术、成本相对稳定的条件下,经济井网密度随油气开采成本、油价变化具有动态特征。
(2)模型。
三种计算经济极限井网密度方法的比较分析
经济极限井网密度是以经济成本最低为目标,以确定最低产出为基础,加以有效地控制地质因素与技术水平使油田保持有效开发的一种油田开发战略。
它的计算受到油层的地质状态、设备条件、技术水平等多种因素的影响,常用的计算方法有多种,总结来说有三种:数学模型法、统计推断法和经验公式法。
一、数学模型法
该方法是利用经济科学技术与信息处理技术,建立油田开发及产品产出等数学模型,在实践操作中,先以计算机模拟油田开发分布,再经对比和调整,考察并分析采油、注采成本及收益投入比等经济效益与油田开发的可行性,最终确定最优的投入方式,及产品最大化的收益方式,计算出最低的经济极限井网密度。
二、统计推断法
该方法是利用油田的全面的调查资料,建立起油田的开发状况、开发进度受地质条件影响与开发历史资料,根据地质条件等开发历史及开发状况,把油田开发划分为常规块、以及各种类型的异常块,用常规块的规律性研究资料,把进一步研究结合当前技术水平,形成异常块的技术性研究,计算出收益、产品率成本比及经济极限井网密度数据。
三、经验公式法
该方法是利用大量的油田类型资料,并结合经验、历史沿革,用经验公式表示油田各项经济数据,然后再进行调整,加以科学计算,可以确定某一类固定设备条件及技术水平在某一类油田经济极限密度。
综上所述,这三种计算经济极限井网密度的方法均可以在不同的特殊地质条件下确定出最低的经济极限井网密度。
但各种方法都有其优缺点和约束条件,因此,在挑选最佳方法时,需要结合油田的特点和地质条件,选择最合适的一种方法来计算经济极限井网密度。
煤层气:是赋存于煤层及其围岩中,与煤炭共伴生的可燃烃类气体,以吸附在煤基质颗粒表面为主,并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层气水中,是地史时期煤中有机质热演化成烃产物。
煤阶:用数量表示煤化过程程度或成熟度。
镜质体反射率:在显微镜下,于油浸及546nm波长条件下镜质组的反射光强度与垂直入射光强度的百分比。
煤比孔容:单位质量煤中孔的容积。
煤比表面积:单位质量煤中孔隙的表面积。
煤的孔隙度:孔隙总体积与煤总体积之比。
面割理:整个煤层中连续分布的割理。
端割理:终止于面割理或与面割理较差的不连续割理,其延伸受面割理的制约。
外生裂隙:煤受构造应力作用产生的裂隙。
继承性裂隙:如果内生裂隙形成前后的构造应力场方向不变,早先的内生裂隙就会进一步强化,表现为部分内生裂隙由其发育的煤分层向相邻分层延伸扩展,但方向保持不变。
内生裂隙:煤化作用过程中,煤中凝胶化物质受温度和压力的影响,体积均匀收缩产生内张力,从而形成的裂隙。
裂缝密度:一定距离内割理数量的多少。
煤层:由上下两个层面限制的煤及其间所夹的矸石层。
煤层气储集层的渗透性:在一定压差下,允许流体通过其连通孔隙的性质。
绝对渗透率:当孔隙中只存在单相流体,且流体与介质不发生任何物理化学作用时,多孔介质允许流体通过的能力。
单相渗透率:单相流体通过煤岩孔体、裂隙时的渗透率。
有效渗透率:当孔隙中只存在多相流体时,则多孔介质允许每一项流体通过的能力。
相对渗透率:有效渗透率与绝对渗透率的比值。
煤层气储层压力:作用于煤孔隙和煤裂隙空间上的流体压力(包括水压和气压)。
储层压力系数:实测地层压力与同深度静水柱压力之比值。
煤层气压力:在煤田勘探钻孔或煤矿矿井中测得的煤层孔隙中的气体压力。
煤层气藏:受相似地质因素控制、以吸附态为主、有一定煤层气资源规模、具有独立流体系统的煤岩体。
经济边界:适用于工业性煤层气藏,以该煤层气藏具备商业开发价值的最低含气量表达。
物性边界:煤体在构造应力作用下成为糜棱煤,物性变差,排驱压力增大,对煤层气的扩散吸附平衡:当吸附和解吸的速度相当时,颗粒表面的气体分子数目就维持在某一定量。
经济最优井网密度与经济极限井网密度
方法1 综合经济分析法
一、谢尔卡乔夫井网密度与采收率公式:
as D R e E E -⋅= (1)
式中:R E —采收率,小数;
D E —驱油效率,小数;
a —系数;
S —井网密度,km2/井;
该公式简化了许多复杂因素,具有许多优点。
首先它明
确描述了R E 与S 界限关系,其次通过大量实践证明用该公式
计算的结果更接近于油藏实际;通过建立井网密度与利润关
系模型确定经济最优井网密度与经济界限井网密度方法。
所谓经济最优井网密度,就是在同一条件下,能使油田
最终的利润达到最大时的井网密度。
经济极限井网密度是指利润为零时对应的井网密度,它
可以作为布井与加密井网时的参考依据。
基于上述原理,结合财税制度,对成本、税金及各项
参数的要求建立相应的数学模型。
二、方法推导过程
从企业财务评价静态角度,一个油田最终的总的净利润
可用下式求得:
It Ttax Cte Vit E ---= (2)
P Roc N E Vit R ⋅⋅⋅=
Ct N E Cte R ⋅⋅=
Trs N E Ttax R ⋅⋅=
Iw A S It ⋅⋅=1
式中:Vit —销售收入,万元;
Cte —经营成本与费用,万元;
Ttax —综合税金,万元;
It —总投资,万元;
化简得:
Iw A S Mwe N E E R ⋅⋅-⋅⋅=1
(3) Trs Ct P Roc Mwe --⋅=
式中:E —利润,万元;
R E —采收率,小数;
N —地质储量(动用),万吨;
R o c —原油商品率,小数;
P —原油价格,元/吨;
Trs —综合税金,元/吨;
Ct —单位经营成本与费用,元/吨;
S —井网密度,km2/井;
A —含油面积,km2;
Iw —单井投资,万元;
(一)经济最优井网密度(Sem )的确定
将(1)式代入(3)式得:
Iw A S e Mwe N E E as D ⋅⋅-⋅⋅⋅=-1 (4)
Trs Ct P Roc Mwe --⋅=
(4)式为井网密度(S )关于利润(E )的连续函数,在其
定义域内函数可导,因而当一阶导数为零时,E 有最大值,
于是则有:
Iw A S e Mwe N E a dS dE as D ⋅⋅+⋅⋅⋅⋅-=-21 (5) 令dS
dE =0得: as D e Mwe N E a Iw A S --⋅⋅⋅⋅=⋅⋅2
(6)
Trs Ct P Roc Mwe --⋅= 两边取对数化简得:
Mwe N E a Iw A Ln as Lns D ⋅⋅⋅⋅=-2 (7)
Trs Ct P Roc Mwe --⋅=
(7)式就是最优井网密度的计算过程,当方程右端的各项
参数一定时,得到一个常数,因此用一般选代就可求解,形
式比较简单(式中S 就是Sem )
(二)经济极限井网密度(Sez )的确定
将(1)式代入(3)式,令E =0得:
Iw A S e Mwe N E as D ⋅⋅=⋅⋅⋅-1 (8)
Trs Ct P Roc Mwe --⋅=
两边取对数化简:
Mwe N E Iw A Ln as Lns D ⋅⋅⋅=- (9)
Trs Ct P Roc Mwe --⋅=
(9)式为经济极限井网密度数学模型,式中S 即为极限井网
密度(Sez ),它的形式与经济最优井网密度模型相似,用一
般选代即可求解。
方法2 净现值法(计算经济极限井网密度)
净现值法是一种动态的评价方法,净现值的定义是在给
定的贴现率(或基准折现率)下将油气田开发期内各年的净
现金流量折现到同一时间点(通常为期初)的现值代数和。
其表达式为: 开发期内第t 年单井的原油产量为:
()T R E N Q T r t lim 0= (1)
式中:lim N —单井极限控制储量,万吨/井;
r E —采收率,小数; T R —开发期内可采储量的采出程度,小数;
T —开发期年限;
开发期内单井的销售收入现值为:
()()t T t T r pv i P T R E N R -=+=∑100lim (2)
式中:0P —原油价格,元/吨;
开发期内单井投资现值(设总投资在第零年的一次性投入):
()I I pv = (3)
式中:I —单井投资,万元; 开发期内单井经营成本现值:
()()t T t T r PV i C T R E N C -=+=∑10lim (4)
式中:C —单井年经营成本,元/吨; 开发期内单井的销售税金及附加现值:
()()t T t T r PV r i r T R E N R -=+=∑
10lim (5)
式中:r —综合税金,元/吨;
所以:
()()()t T t T r t T t T r t T t T r i r T R E N i C T R E N i P T R E N I NPV -=-=-=∑∑∑+-+-++
-=0lim 0lim 00lim 111
令NPV =0
单井的极限控制储量lim N 为:
()()()⎥⎦⎤⎢⎣⎡+-+--⋅=T T T r i i i r C P R E T
I N 1110lim (6)
单井的极限布井数W lim 为:
lim lim N N
W = (7)
式中:N —地质储量,万吨;
lim W —井数,口;
单井的极限井网密度为:
S W f lim
lim = (8)
式中:S —区块面积,km2;
净现值法(计算经济极限井网密度,若考虑产量递减)
净现值法是一种动态的评价方法,净现值的定义是在给
定的贴现率(或基准折现率)下将油气田开发期内各年的净
现金流量折现到同一时间点(通常为期初)的现值代数和。
其表达式为: 开发期内第t 年单井的原油产量为:
()t t v N Q lim 0= (1)
式中:lim N —单井极限控制储量,万吨/井;
T —开发期年限;
t v —第t 采油速度;
开发期内单井的销售收入现值为:
()()t T
t t pv i P v N R -=+=∑100lim (2)
式中:0P —原油价格,元/吨;
开发期内单井投资现值(设总投资在第零年的一次性投入):
()I I pv = (3)
式中:I —单井投资,万元; 开发期内单井经营成本现值:
()()t T
t t PV i C v N C -=+=∑10lim (4)
式中:C —单井年经营成本,元/吨; 开发期内单井的销售税金及附加现值: ()()t T
t t PV r i r v N R -=+=∑10lim (5)
式中:r —综合税金,元/吨; 所以:
()()()t T t t t T t t t
T t t i r v N i C v N
i P v N I NPV -=-=-=∑∑∑+-+-++
-=0lim 0lim 00lim 111 令NPV =0
单井的极限控制储量lim N 为:
()∑=-+--=T t t
t i v r C P I
N 00lim )1( (6)
单井的极限布井数W lim 为:
lim lim N N
W = (7)
式中:N —地质储量,万吨; lim W —井数,口;
单井的极限井网密度为:
S W f lim
lim (8) 式中:S —区块面积,km2;。