熱采稠油證實儲量評估中遞減率的合理確定方法

黃祥光

(中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)

美國證券交易委員會(SEC)規(guī)定，凡是在美國上市的石油公司，必須按照規(guī)定的準(zhǔn)則和要求進(jìn)行儲量評估。中國石油作為在美國紐約證劵交易所上市石油公司，根據(jù)SEC準(zhǔn)則進(jìn)行油氣儲量評估已成為儲量管理的重要內(nèi)容。證實儲量評估方法中，遞減法[1-3］是針對熱采稠油油藏的唯一評估方法，運用該方法的關(guān)鍵是遞減率的合理確定。相對穩(wěn)產(chǎn)的油藏可以從產(chǎn)量剖面上直接選取遞減率，但由于注蒸汽開發(fā)的熱采稠油經(jīng)常采用井間、塊間接替的開發(fā)模式，致使產(chǎn)量剖面上經(jīng)常出現(xiàn)相對穩(wěn)產(chǎn)或多段遞減，造成遞減率的合理確定難度大。針對這一實際，把國內(nèi)計算注蒸汽開發(fā)稠油油藏技術(shù)可采儲量的方法-累積油汽比法引入到SEC儲量評估中，輔助合理確定遞減率。

1 遼河油區(qū)熱采稠油現(xiàn)狀

20世紀(jì)80年代初，遼河稠油以蒸汽吞吐開發(fā)方式投入開發(fā)，通過老區(qū)加密調(diào)整及產(chǎn)能規(guī)模的不斷擴(kuò)大，經(jīng)歷了1986－1995年的大規(guī)模上產(chǎn)階段、1996－2001年穩(wěn)產(chǎn)階段和2002年至今的遞減階段。截至2010年底，遼河油區(qū)熱采稠油動用地質(zhì)儲量68 136.71×104t，可采儲量18 568.73×104t，標(biāo)定采收率27.3%。投產(chǎn)油井 8 964口，開井 4 771口，日產(chǎn)油 11 557 t，年產(chǎn)油 404.35×104t，累積產(chǎn)油14 202.72 ×104t，綜合含水率 82.69%，年注汽 1 228.46 ×104t，累積注汽 27 336.05 ×104t，年油汽比0.33，累積油汽比 0.52。

2 計算方法及原理

2.1 方法及原理

針對以上難題，把國內(nèi)計算注蒸汽開發(fā)稠油油藏技術(shù)可采儲量的方法引入到證實儲量評估中，國內(nèi)計算熱采稠油油藏技術(shù)可采儲量的方法有累積油汽比法和遞減法。研究思路與原理是:取注蒸汽開發(fā)熱采稠油油藏的穩(wěn)定遞減段，同時運用累積油汽比法和遞減法計算總可采量，如果總可采量相當(dāng)?shù)脑挘涂梢苑赐瞥鲞f減率[4-9］，即:

累積油汽比關(guān)系曲線:

式中，Si—累積注汽量，104t;Np—累積產(chǎn)量，104t;A、B—回歸系數(shù)。

累積油汽比曲線可采儲量計算公式:

式中，N(指數(shù)遞減)—指數(shù)遞減法計算的總可采量，104t;OSR—油汽比。

指數(shù)遞減曲線產(chǎn)量變化公式:

式中，Qt—t時刻產(chǎn)量，104t;Di—初始遞減率;t—生產(chǎn)時間，a;Qi—初始產(chǎn)量，104t。

指數(shù)遞減可采儲量計算公式:

若 N(指數(shù)遞減)≈ N累積油汽比法，

則

經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量計算公式為[15］:

式中，Cfo—固定成本，萬元;Po—油價，元/t;Taxo—噸油稅費，元;Cvo—噸油可變成本，元;Ro—商品率，%。

2.2 可行性研究

當(dāng)注蒸汽開發(fā)熱采稠油區(qū)塊產(chǎn)量剖面出現(xiàn)穩(wěn)定遞減段時，針對該段分別運用遞減曲線法和累積油汽比法計算該塊的總可采量，比較兩種方法總可采量的計算結(jié)果，驗證兩種方法計算結(jié)果的一致性。

注蒸汽開發(fā)熱采稠油區(qū)塊杜80塊在2008－2011年呈現(xiàn)穩(wěn)定遞減，利用該遞減段采用指數(shù)遞減法和累積油汽比法分別計算總可采量，如圖1、圖2。指數(shù)遞減法計算結(jié)果為133.12×104t，累積油汽比法計算結(jié)果為130.57 ×104t。

對兩種方法計算結(jié)果進(jìn)行分析，絕對誤差為2.55×104t，相對誤差為1.92%，兩者之間誤差較小，完全符合石油行業(yè)誤差低于10%的標(biāo)準(zhǔn)，所以可以考慮將累積油汽比法法引入到SEC儲量評估中，輔助遞減率的合理選取。

3 應(yīng)用實例

以遼河油區(qū)注蒸汽開發(fā)較為完整的熱采稠油主力區(qū)塊杜229塊為例，運用此方法合理確定遞減率，從而準(zhǔn)確計算證實儲量。

杜229塊構(gòu)造上位于遼河坳陷西部凹陷西部斜坡帶中段，開發(fā)目的層為新生界下第三系沙河街組沙一段、沙二段、沙三段上興隆臺油層。油藏埋深－840～－940 m，儲層巖性為中砂巖、細(xì)砂巖、砂礫巖和礫巖，顆粒分選較好，孔隙度一般在28.1% ～33.5%，平均孔隙度30.4%;滲透率一般在920～2 500 mD，平均滲透率1 320 mD，杜229塊興隆臺油層整體為中～厚層狀邊底水油藏。

該塊于1998年采用100 m井距、正方形井網(wǎng)、在油層有效厚度60 m以上區(qū)域采用二套開發(fā)層系，其它地區(qū)一套層系蒸汽吞吐方式投入開發(fā)。2001年達(dá)到產(chǎn)量高峰，而后進(jìn)入快速遞減，2008年利用水平井進(jìn)行二次開發(fā)，使產(chǎn)量趨于穩(wěn)定(如圖3)。

杜229塊累積油汽比曲線方程為Si/Np=1.603882+0.000748Si，采用累積油汽比曲線法計算該塊的總可采儲量為659.66×104t(如圖4)，初始產(chǎn)量Qi=7.85×104t，根據(jù)杜229塊2010年的實際銷售油價3 361元/t，固定成本12 102.37萬元，噸油稅費524.09元，可變成本21 515.34萬元，由公式(6)計算經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量Qt=0.64×104t，再由公式(5)反求得遞減率Di=13.12%。應(yīng)用儲量評估軟件R3，采用指數(shù)遞減法評估杜229塊的總可采儲量為656.98×104t，證實儲量為172.12×104t(如圖5)。

截至2010年12月，杜229塊動用含油面積為2.50 km2，石油地質(zhì)儲量為2 061×104t。投產(chǎn)油井350 口，開井 145 口，日產(chǎn)油754 t，年產(chǎn)油 25.52 ×104t，采油速度 1.24%，累積產(chǎn)油484.86 ×104t，儲采比為6.7。從該塊目前的實際生產(chǎn)狀況看，證實儲量計算結(jié)果符合該塊開發(fā)實際，計算結(jié)果合理。

4 結(jié)束語

1)以曙光油田杜229塊為例，運用該方法合理確定遞減率計算了其證實儲量，對結(jié)果進(jìn)行分析，計算結(jié)果合理，證實了該方法的適用性和可行性，從而有效解決了注蒸汽開發(fā)熱采稠油油藏上穩(wěn)產(chǎn)及多段遞減階段遞減率合理選取難的問題。

2)本文提出的方法一般應(yīng)在吞吐開發(fā)2周期以上、積累一定的動態(tài)資料后方可使用。

3)應(yīng)用該方法的關(guān)鍵是應(yīng)用累積油汽比曲線法合理計算總可采量和經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量。

4)該方法能合理確定注蒸汽開發(fā)熱采稠油油藏的遞減率，提高了評估結(jié)果的精度。

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