地质储量

摘要： 一号煤矿隶属于陕西陕煤黄陵矿业有限公司,于1991年12月开工建设,是国家“八五”重点建设项目和20项兴陕工程之一。矿井井田面积184.2平方公里,可开采煤层为2号煤层,煤层厚度0.8~4.69m,平均厚度2.18m,倾角0°~5°;目前,剩余地质储量4.25亿吨,剩余可采储量3.32亿吨。矿井设计生产能力420万吨/年,现核定生产能力600万吨/年,配套选煤厂年入洗能力600万吨。

摘要： 陕煤集团神木红柳林矿业有限公司(简称红柳林矿业公司)是国家发展和改革委员会于2006年8月在神府南区总体规划批复中建设的4对大型矿井之一,核定产能18Mt/a,配套建设相应规模的选煤厂,矿井服务年限87年,采用斜井多水平开拓,分区式通风,属低瓦斯矿井,地质储量为19.54亿t,可采储量为14.03亿t。

摘要： 陕煤集团黄陵矿业一号煤矿共有职工2200余人,下设17个部室、14个区队。井田面积197平方公里,地质储量4.44亿吨,可开采储量3.47亿吨。煤炭产品“黄灵一号”深受市场和用户欢迎,具有低硫、低磷、低灰、高发热量等特点,广泛用于发电、冶金、化工等领域。近年来,一号煤矿紧紧围绕“做精做优、求实创新、绿色开采,打造美丽和谐、平安智慧新矿山”的发展规划,聚焦高质量发展目标,坚持文化引领不动摇,持续推进岗位精细化管理,使岗位成为职工自主管理、自主经营、成长成才的平台;坚持改革创新不动摇,广泛开展科技创新、管理创新和全员创新活动,提升了矿井发展软实力。

摘要： 内蒙古智能煤炭有限责任公司麻地梁煤矿是由皖北煤电集团公司控股的一家股份制企业,年生产能力为800万吨,井田位于准格尔旗龙口镇境内,东西长约8.2km,南北宽约2.7km,面积为20.73km^(2),地质储量6.8亿吨,矿井服务年限40年。

摘要： 顺北油气田是典型的断控型油气田,储集层的形成和演化与断裂活动关系密切,储集系统的基本构成和规模不受水-岩作用影响,与溶蚀缝洞型油气藏存在本质区别.因此,针对溶蚀缝洞型油气藏形成的地质储量估算方法,难以满足断控型油气藏的地质储量评估和油气勘探决策.针对顺北油气田断控型油气藏的独特性,通过对水平层状各项异性介质的绕射、低频、弱信号提取,提升高陡走滑断裂带的立体成像效果,形成了一套针对断控型油气藏描述、储量评估及资源优选评价的技术序列.基于上述断控型油气藏地质储量估算方法,开展了顺北油气田18条主干断裂带的地质储量评估工作,落实地质资源量17.00×108 t油当量,并已建成年产能100×104 t.此外,基于顺北油气田整体石油地质条件和勘探领域评价,提出顺北油气田整体成藏,主干断裂带之外勘探领域丰富,资源潜力巨大,指明了油气勘探方向和远景接替领域,为顺北油气田中长期发展奠定了基础.

摘要： 国家能源集团国神公司大南湖一矿,位于新疆哈密市境内,行政区划归属哈密市伊州区南湖乡管辖,北距哈密市区84公里。井田南北长9.4公里,东西宽8公里,面积约75.28平方公里。主要含煤层段含煤层共计29层,可采煤层23层;井田内地层产状平缓,倾角一般为3°~13°,地质储量为54.14亿吨,可采储量为29.36亿吨。

摘要： 石油工业上游分为勘探和开发两个阶段,勘探阶段得到的探明地质储量仅反映了对油气田的初步和静态的认识.我国对外公布勘探业绩时多使用静态的地质储量,使业外人士对油气工业状况产生相当大的误解.开发阶段不仅要在深入认识油气储存动态的基础上,最大限度将其采出并获得经济效益,还要进行补充勘探,以验证和深化此前对储量的认识.近年来,我国石油产量下降,油气进口量日趋增大,但储量表中的探明未开发地质储量的数量和占探明地质储量的比例却日趋增大,说明目前储量表中所反映的储量体系不能充分反映储量的经济可采性.建议继续深入进行油气储量的修订补充,特别在确定油气可采性、更清晰反映开发阶段储量动态变化等方面,应有更详细明确的规定,并完成已规模开发的各种非常规油气的储量规范.

摘要： 为了明确下寺湾油田府村区开发潜力,为后续建产提供参考,按照容积法计算了该区块油藏地质储量。首先根据储层砂体叠合特征划分了储量计算单元,继而系统分析了含油面积、有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度等油藏参数,最终计算得到该区长7储层油藏地质储量为1006.91×104t(1219.01×104m3)。研究为后期井网设计、井位部署以及相应配套建设等设计提供了依据与参考。

摘要： 随着数字化矿山技术的发展,兰坪金顶铅锌矿矿山企业与昆明有色冶金设计研究院股份公司基于3Dmine矿业工程软件上建设了金顶北厂、架崖山矿段三维地质模型,利用该地质模型,矿山开展了编制年度采剥计划、地质储量计算及地质编录等日常矿山技术工作,得到了良好的应用效果.基于此背景,文章对该三维地质模型在矿山技术工作中的应用展开详细的探讨.

摘要： 气藏开发进入中后期经常需要对现有井网开发效果进行评价,评价过程中需要对单井控制储量进行准确计算.利用容积法计算气藏单井控制地质储量的过程中,传统的单井控制面积的确定方法如算术平均法和泰森多边形(Voronoi)图法等忽略了储层非均质性及气藏开发压力传递特征等影响到单井控制地质储量计算结果的重要因素.首先借助气藏试井、动态监测及生产数据等动态资料,计算出单井动态储量,将单井动态法储量作为该井对井区单井控制面积的控制能力因素融入到龟背图的绘制过程.这一新的控制面积确定方法表明:动态龟背图法计算气藏单井控制地质储量是在传统的龟背图法的基础上,借助单井动态资料对单井控制面积的计算方法进行修正,由此得到的计算结果更为合理.

摘要： 基于长北区块双分支水平井开发模式以及目前开发现状,本文以水平井球体泄流为理论基础,建立双分支水平井泄流范围控制模型.该模型考虑以两边半球体,中间长方体为理想模型,以直井控制的范围为参考,采用容积法对水平井单井地质储量进行计算,并与Petrel软件等计算结果对比参考,核实区块动用地质储量,为后期单井储量评价提供参考依据.

摘要： 辽河坳陷西部凹陷兴隆台潜山带具有十分优越的油气成藏条件.陈古6块位于兴隆台潜山带北部,含油目的层为中生界,油藏埋深3150～4670米,油藏类型为构造-岩性油藏.该块岩石类型复杂,岩石薄片岩性有14种,储层非均质性强,预测难度高.受储层影响,纵向上含油层段分布不均,油层单层厚度1.0～13.4米,平面上油层叠加连片.本次评价研究根据沉积旋回,将中生界划分为三个油组;结合岩心观察和测井识别结果,将中生界岩性划分为砾岩类、砂岩类、泥岩类、火山岩四大类,并建立岩性识别图版;开展“四性关系”研究,落实含油优势岩性为中-酸性角砾岩;利用波形指示反演技术,刻画优势岩性展布特征,落实油层分布范围.通过上述研究,成功上报千万吨探明石油地质储量,对该类型油藏开展油藏评价工作具有指导意义.

摘要： 随着我国天然气业务的快速发展及勘探开发的不断深入,规模储量的发现难度越来越大.为了加强天然气勘探规模接替新领域的研究和探索,在梳理天然气勘探进展与发展趋势、分析现今规模探明天然气地质储量的主要领域、研究大型气田统计规律及成藏特征等的基础上,划分了中国大型气田形成体系并总结了不同体系的分布规律.研究结果表明:克拉通盆地碳酸盐岩古隆起、大面积平缓斜坡致密砂岩、前陆盆地逆冲构造为我国现今规模探明天然气地质储量的主体领域;大型气田形成体系可划分为“克拉通裂陷与古隆起、低坡敞流湖稳定斜坡、山前断陷逆冲构造、陆内拉分断陷断隆与火山岩、陆缘走滑断陷背斜构造”五大常规大型气田形成体系,以及“纳米微空间吸聚”非常规气形成体系;每个地质旋回时代都存在着一个常规大气田形成的核心体系;单个体系内往往形成源内未运移、规模输导终止点两大层次气田的群体聚集,而多体系叠合区则由多种因素控制形成序列聚集;多体系叠合区为大气田富集领域,中部多应力枢纽区是天然气的汇聚区.进而指出了未来我国天然气勘探新方向及领域:“克拉通裂陷与古隆起”体系,包括四川盆地震旦系一下古生界、塔里木盆地寒武系、鄂尔多斯盆地寒武系一奥陶系;“山前断陷逆冲构造”体系,包括塔里木盆地北缘库车逆冲构造转换带、四川盆地西北部、塔里木盆地西南部等:“陆缘走滑断陷背斜构造”体系,如东部海域盆地;“纳米微空间吸聚”体系,包括中国南方富有机质页岩和中部鄂尔多斯盆地煤层.

摘要： 为了推进梨树矿区煤层气勘探开发,同时也为矿井瓦斯治理、煤矿安全生产探索新途径.本文从梨树矿区构造、含煤地层特征、煤储层特征及含气量等方面,结合梨树矿区地面煤层气井的工程试验对该区煤层气资源开发潜力进行了简要的分析和评价.结果表明:梨树矿区煤层累计厚度较大、埋深适中、变质程度较高且煤体结构、含气性较好,煤层气资源丰富.采用体积法对井田内全区14号煤进行煤层气地质储量计算.梨树煤矿全区14号煤层煤层气控制的地质储量为3.58×108m3,探明的地质储量0.91×108m3,地质储量丰度平均为0.42×108m3/km2,显示了良好的煤层气资源开发前景.

摘要： 安岳寒武系龙王庙组气田,位于四川盆地中部磨溪地区,是中国迄今为止单个规模最大的整装特大型白云岩气田,探明天然气地质储量4404×108m3.天然气组分、轻烃、储层沥青丰度等证据均表明天然气主要来源与为原油裂解气,气藏的形成过程复杂,且与古油藏密切相关,因此明确古油藏分布和油气充注历史对于深入认识龙王庙组气藏的形成和未来的勘探具有指导意义.

摘要： 湖南永顺区块内龙家寨向斜志留系龙马溪组页岩为深水陆棚沉积环境,具有页岩气成藏和保存条件,在永页3井的钻井过程中,运用生油岩综合评价仪分析岩心样品的实验方法,获得了TOC值、Tmax等地化参数,分析可知有效页岩有机质类型为Ⅰ型,且已经成熟演化,计算得生气强度为9×108m3/km2,利用成因体积法计算得该向斜页岩气总地质储量为288×108m3,资源丰度类比法计算总地质储量为87×108m3.

摘要： 受地质条件的复杂、获取资料的有限和气藏认识的局限等因素的影响,许多大中型气田开发实践表明:动态储量与地质储量存在较大差异,在某些气田这一差异还非常大,由此导致产能到位率低、稳产时间短或产量递减快,从而影响气田开发效果.本文通过对典型大中型气田开发实例分析,探讨储量评价过程中的不确定性,深化认识动态储量与静态地质储量评价不确定性产生的原因,以及不同因素对储量评价的影响程度,进而了解动态储量与地质储量为何会存在差异的原因,吸取已开发气田在前期评价与开发过程中储量评价的经验与教训,提高开发方案优化设计水平与方案优化调整能力,助推大中型气田实现科学、高效开发.

摘要： 大庆长垣杏树岗地区黑帝庙油层气藏属于浅层砂岩岩性-构造气藏,具有“高孔、高渗、断层发育”等特点,由于储层预测难度较大,加之砂体不是连片发育,气田规模开发存在较大难度.杏树岗地区井控程度低、区块内只提交了预测地质储量、单井产能不落实、区块地质认识有待进一步深化.另外,首轮开发评价井钻后构造误差较大,储层有效厚度变化较大,及时改变工作思路,利用过路油水井资料开展地质分层及落实主力气层构造、砂体、有效厚度,调整开发评价井井位.该区块开发提前介入,应用过路油水井资料评价地质特征,对后续开发评价井部署及加快产能建设意义重大,值得同类型气藏开发评价借鉴.

摘要： 本文结合吴起辖区C73油藏勘探开发现状及最新资源状况,以前人油藏研究成果为指导,从沉积规律及砂体展布、储层特征、油藏类型及富集规律等方面开展了精细的地质研究,深入剖析总结了C73致密储层有利储集砂体的分布状况及油藏地质特征,建立了较为科学的有利区筛选标准,并从电性下限、有利储集相带分析入手,筛选了油气富集区,精细计算并预测了含油面积及地质储量,对今后该油藏勘探开发意义重大.

摘要： 耿245区域位于陕北斜坡中段西部,结合该区沉积背景、长63时期砂体展布、以及储层特征分析,确定长63时期发育三角洲前缘水下分流河道微相,岩石类型以长石砂岩为主,且孔隙结构相对较好.其次,依据该区域平面物性分布与试油试采数据,确定长63油藏出油下限为Rt≥20Ω·m,AC≥220μs/m.最终,依据储层综合评价以及试油试采资料,圈定I类成藏有利区5个,面积0.70km2,提出可补孔井1口,为下一步增储建产指明了方向.

摘要： 本发明提供一种基于地质的水资源探测用储量补偿算法及系统，涉及地下水探测技术领域，所述补偿系统用于对探测区域的水资源探测储量进行补偿，所述补偿系统包括地层数据库、地层储水采集模块、地表水采集模块、储水测试模块以及储量补偿处理模块；所述地层数据库内存储有不同地层的材质以及不同材质的地层的渗水率；所述地层储水采集模块用于对探测区域的地下水存储的地层数据进行获取；所述地表水采集模块用于获取当前探测时间点内的探测区域的地表水径流总量；本发明通过对地质丢失以及补水因素的综合，能够提高对地下水探测的储量计算的准确度，以解决现有的地下水探测的储量计算不够精准的问题。

摘要： 本发明属于石油勘探技术领域，公开基于随钻录井的天然气井地质探明储量计算方法，包括如下步骤：一、根据随钻录井显示确定目标储层的开始深度位置，并且记录深度区间的随钻录井气测和井径数据；二、根据地面测量数据计算地表条件下单位厚度岩石破碎岩屑中所含气体体积；三、根据气体状态方程计算地层条件下单位厚度岩石所含气体体积；四、计算得到地层条件下的单位体积岩石含气比率；五、计算得到累计储层厚度对应的井控天然气地质探明储量；六、处理深度范围内累加得到井控纯气藏天然气地质探明储量。本发明可方便实时得到储层地质探明储量，相比于钻后的基于测井曲线的方法，更加直接，计算方便快速，精度较高，成本较低，易于推广。

摘要： 本发明公开了一种利用综合地质模型自动提取料场存储量的方法及装置，包括读取料场的综合地质模型数据；读取料场的设计范围边界线和各风化层的放坡系数；计算最优开挖范围线和最优开挖底高程；生成立体开挖模型，切分为多个平切层；计算各平切层的体积，求和输出料场的存储量值。解决了现有的提取料场存储量的方法存有的工作周期长、误差较大和效率较低的问题，满足了地质工程勘察领域的需要。

摘要： 本发明提出一种地质矿产资源储量的模拟方法,包括地区矿产资料收集、构建资源库及数据处理、模拟模型建立及分析以及模拟验证四个步骤，该种地质矿产资源储量的模拟方法通过对预测地区进行规划，分为采样区域和验证区域，并通过采集采样区域的地质成果资料以及原始资料，再结合先验知识构建地区矿产数据资源库，数据覆盖性较广，利于提升模拟预测结果的精准性，同时，采用了蒙特卡洛法来进行模拟预测结果的计算，使得在对地质矿产资源储量进行模拟计算中，能够提升模拟计算结果的精准性，继而使得模拟预测的有效性也得到了加强，并且通过验证区域的模拟预测结果与采样区域的模拟预测结果进行相互验证，有利于提升模型模拟结果的精准度。

摘要： 本发明公开了一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法，根据页岩油衰竭式开发全生命周期采收率计算模型计算未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，所述页岩油衰竭式开发全生命周期采收率模型计算为弹性驱采收率与溶解气驱采收率之和；计算单井累产油量；利用页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率和单井累产油量计算单井控制地质储量。本发明基于页岩油油藏衰竭式开发地层压力变化和物质平衡原理，建立页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型，同时根据页岩油开发水平井生产动态预测单井累计产油量，从而实现水平井单井控制储量的快速准确预测。

摘要： 本申请实施例在于提供一种复杂断块已开发动态损失地质储量的评价方法、装置及设备，属于油藏开发技术领域。所述评价方法包括以下步骤：获取含油面积区域内各层位的油水井注采关系，并以油水井注采关系为依据对所述含油面积区域按层位进行单井网格划分，得到多个单井网格；基于所述含油面积区域的动态损失储量成因，确定各个单井网格的损失储量类型；根据每个所述单井网格的损失储量类型，确定各个所述单井网格的损失储量；基于所述各个单井网格的损失储量，确定各类损失储量类型的总损失储量。本申请旨在更准确的获取复杂断块油藏的损失储量。

摘要： 本发明实施例提供了一种单井地质储量预测方法及系统，解决了目前预测单井地质储量的方法存在误差和不确定因素的问题。所述单井地质储量预测方法包括：判断待预测单井的储集类型和驱动能量类型；基于所述储集类型和所述驱动能量类型得到可采储量；基于所述待预测单井的水油比得到动用储量；将所述储集类型、所述驱动能量类型、所述可采储量和所述动用储量输入神经网络预测模型，基于所述储集类型、所述驱动能量类型、所述可采储量和所述动用储量得到所述待预测单井的地质储量。

摘要： 本发明公开了一种基于参数变化影响的地质储量变化的计算方法及装置，涉及油气田勘探开发技术领域，能够用于有效准确分析各个参数变化对地质储量变化所带来的影响贡献。本发明的主要技术方案为：获取复算前后不同储量参数对应的参数值，用于计算复算前后的地质储量以及进一步再计算复算前后地质储量的总变化量，然后在根据储量参数和对应的复算前后参数值计算不同储量参数对应的权重，以便进一步利用不同储量参数对应的权重和地质储量的总变化量，确定在这个总变化量中由于每个储量参数的参数值变化所带来的地质储量变化量。本发明主要应用于量化计算不同储量参数变化对地质储量变化所带来的影响贡献。

摘要： 本发明公开一种裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法，裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法包括获取水体积变化率和岩石孔隙体积变化率；根据气藏储层的基本参数、生产动态数据、水体积变化率和岩石孔隙体积变化率计算等效视压力；根据等效视压力和对应的气藏累计产气量确定等效视压力随气藏累计产气量变化的函数关系式，并根据函数关系式确定气藏天然气原始地质储量，该方法由于考虑了在开采过程中水体积和岩石孔隙体积的变化，且在计算岩石孔隙体积的变化时考虑了岩石孔隙体积压缩系数的变化，并将整个气藏的压力转换为等效视压力，从而达到在计算具有裂缝性的特殊气藏的原始地质储量时，得到的计算结果更加精确的目的。

摘要： 本申请公开了一种评价气藏开发中后期剩余地质储量的方法及装置，属于气藏开采技术领域。该方法包括：将目标气藏所在区域划分为若干网格，其中，含气面积内的网格为有效网格；获取每个有效网格的原始有效厚度、原始有效孔隙度和原始含气饱和度；获取每个有效网格的当前地层压力；根据每个有效网格的当前地层压力计算得出每个有效网格的当前天然气体积系数；在气藏地质储量计算模型中输入每个有效网格的原始有效厚度、原始有效孔隙度、原始含气饱和度和当前天然气体积系数，得到目标气藏的剩余天然气地质储量。该种方法在保证结果精确度的同时加快了评价气藏开发中后期剩余地质储量速度。