開發(fā)中后期低滲透油藏儲量復算研究

田 秘, 胡秀全, 張麗雙

（1. 東北石油大學，黑龍江 大慶 163318； 2. 中國石油天新疆油田風城作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000）

為了進一步摸清地下儲量分布情況，更好的對油氣層進行分區(qū)分塊開采，需要對處于開發(fā)階段的油、氣藏開展更精準的地質儲量核算[1-3]，算方法較多，各種方法針對各種地質條件和油藏情況都發(fā)揮著重要的作用。國內外油氣儲量計算方法主要有容積法、類比法、礦藏不穩(wěn)定試井法、產量遞減法和水驅特征曲線法等，雖方法繁多，但其試用條件各有不同，針對X油田，需進一步研究其特征，從而選取合適的方法進行復算[4-7]。

1 X油田地質特征

X油田區(qū)域構造為一長期繼承性發(fā)育的背斜構造，始終處于油氣運移的指向區(qū)。各小層構造高部位的油氣富集程度較好，油層發(fā)育良好，而構造低部位油氣富集程度較差，油層發(fā)育不好，構造圈閉外油層不發(fā)育。儲層巖屑以石英為主，主要孔隙類型為粒間孔和微孔隙，X油田主要儲層參數如下：孔隙度變化范圍為10.0%～22.0%，氣測滲透率變化范圍為0.1～5.0 mD，屬于中孔隙度、低滲透率油田。

2 儲量計算方法研究

2.1 容積法

在儲量計算的眾多方法中，容積法的使用條件最為寬泛、應用最廣，因此是當前測算地質儲量的首要方法。刨除單一裂縫系統(tǒng)油氣藏，對于其他不同類型的油藏，無論處于哪種勘探階段，其圈閉類型、儲集類型及驅動方式如何，容積法都可以適用。作為估算地質儲量的重要方法，容積法適用于貫穿油氣田開發(fā)的各個階段，因此容積法適用于此次儲量計算。不同質量的資料使得容積法最終的計算結果精度大有不同，砂巖儲集層油藏使用容積法的計算結果精確度相對偏高；但對于其他復雜類型油藏，此類方法的精確度卻較低。

2.2 類比法

類比法適用的條件較為明確，主要針對鉆前沒有探明的區(qū)塊。它的原理主要是依據在已開發(fā)或開發(fā)末期資源己經開采殆盡或幾乎殆盡的油氣藏中，核算該區(qū)塊在每平方千米面積上每米油氣層厚度中的油氣儲量平均值。將得到的平均值數據類比到與此區(qū)塊地質數據類似的新的油氣藏中。綜上所述，類比法僅適用于未來儲量的初略估算。用類比法估算的儲量與實際儲量存在較大誤差的概率比較大。

2.3 礦場不穩(wěn)定試井法

不同區(qū)塊的油氣藏地質儲量參數相差較大，針對小面積的油氣藏，考慮到成本問題，不能鉆過多的探井去摸索儲層參數，由于前期會有一至兩口探井，則根據前期已鉆探井的資料來計算此井控制區(qū)塊的儲量。此方法是根據已生產的探井在產量平穩(wěn)的前提下，不停的記錄井底流壓與時間的變化關系數據，進而通過這些數據研究此區(qū)塊控制的油氣儲量。對于定容封閉性油氣藏來說，礦場不穩(wěn)定試井法所測數據較為準確。通過地質資料分析，若確定單井地質資料能夠反映整個油氣藏的情況，則確定此井控制的地質儲量為該油氣藏的地質儲量。此方法存在一些缺點就是針對低滲透、低連通性的油氣藏，則計算效果不準確，計算結果應偏低于實際數據。

2.4 產量遞減法

油氣藏開發(fā)進入開發(fā)后期，產量遞減法則適用于此類油氣藏，當油氣藏己開采到一定程度，并經過開發(fā)方案更改之后，油氣藏已確定開始遞減階段。由于進入開發(fā)后期的油氣藏遞減期間的產量與時間存在一定的變化關系，通過遞減變化關系的研究，計算達到開發(fā)成本臨界時的產油氣量，將此數據加上油氣藏產量遞減之前的總產油氣量，則可計算出油氣藏可采儲量。造成油氣藏產量遞減的因素較多，所以產量遞減法計算出的結果是否準確的一個關鍵點在于一定要正確判斷油氣藏是否進入開采遞減階段以及得到的油氣藏遞減期間產量與時間存在的變化關系是否準確。產量遞減法的適用范圍：（1）油氣藏開采產量連續(xù)遞減三年或三年以上；（2）通過使用試算法計算油氣藏現場生產各項數據，要確定符合率以及相關性最佳的曲線進行儲量計算；（3）需要確認油氣藏廢棄產量。產量遞減法可使用于X油田，但需提供目前X油田的遞減參數數據。

2.5 水驅特征曲線法

水驅特征曲線法主要是通過利用油藏的現場生產數據進行計算油藏地質儲量的一種方法。當油藏開發(fā)至采出液含水量至50%左右，根據油藏累計產水量與累計產油量存在的直線關系即可推算出油藏采出液含水量至98%時油藏的可采儲量。此方法計算得到的地質儲量僅代表目前開發(fā)情況下所控制的可采儲量，計算過程中需要考慮到油藏后期的開發(fā)方案調整、采油工藝變化以及現場施工方法等對含水率的影響。水驅曲線法的適用范圍：（1）油藏產出液含水率高于 40%以后才可以使用此方法；（2）若現場油藏開發(fā)措施發(fā)生調整后，需等待調整措施完成后以及油藏注采系統(tǒng)穩(wěn)定后一年及以上時間后才能使用此方法對地質可采儲量進行計算。

3 實例應用

通過對上述方法進行研究，本次采用容積法對X油田地質儲量井型計算。容積法的計算原理是將地下巖石孔隙中的油氣體積換算到地上標準情況下的體積，從而計算地質儲量的一種方法[8]。容積法公式如下：

式中：N——石油地質儲量，104t；

A——含油面積，km2；

h——平均有效厚度，m；

φ——平均有效孔隙度，%；

Soi——平均油層原始含油飽和度，%；

ρo——平均地面原油密度，t/ m3；

Boi——平均原始原油體積系數，m3/ m3。

3.1 儲量計算參數

3.1.1 計算單元

X油田主體，平面上以相對獨立的一個大區(qū)塊計算，即 L7井區(qū)。根據對油氣成藏的認識，因儲層孔喉細小，造成油氣水縱向分異差，并且油藏的含油飽和度小、含水飽和度大，油藏圈閉內均處于油水過渡帶，無純油區(qū)與油水同層區(qū)?？v向上，總計劃分為6個油藏計算單元見表1。

表1 X油田儲量原油計算單元劃分表

3.1.2 含油氣面積

L7構造主體，根據油田油井累計產油量平面分布圖，以油井累計產油量大于1000 t畫線，設定為經濟極限儲量邊界線。對小于1000 t線以外的含油砂巖體，認為其儲量不具有經濟性，該含油面積不參與儲量的計算。最終確定含油面積見表2。

表2 老7區(qū)塊儲量計算單元含油面積統(tǒng)計表

3.1.3 有效厚度

按照四性標準，對油田主體含油面積內完鉆的新井進行有效厚度劃分，共劃分新井198口，累計劃分有效厚度 2289.7 m，平均單井劃分有效厚度11.5 m。該區(qū)井網為規(guī)則的正方形井網，井點分布較均勻，因此，采取分單元井點算數平均法求取各計算單元有效厚度值。

表3 X油田儲量重新計算有效厚度選值表

3.1.4 有效孔隙度

青一段根據巖心實測基礎數據直方圖看出，巖石孔隙度大致處于 1.6%～24.7%之間，主要位于16%～18%，占60%～75% ，孔隙度平均為17.5%，滲透率一般在（0.02～79.4）×10-3μm2之間，平均為5.5×10-3μm2（見圖1）；泉四段根據巖心實測基礎數據統(tǒng)計看出，巖石孔隙度處于8.6%～18.4%之間，孔隙度主要處于16%～18%之間，占75%，孔隙度平均為15.1%，滲透率一般在（0.14～15.9）×10-3μm2之間，平均為 4.8×10-3μm2（見圖 2）。

圖1 青一段孔隙度分布頻率直方圖

圖2 FII+III砂組孔隙度分布頻率直方圖

經巖芯分析方法確定結果，青一段Ⅲ、Ⅳ砂組儲量重新計算單元有效孔隙度取值為 17.0%，其它砂組儲量重新計算單元有效孔隙度取值均為 16.0%。

3.1.5 原始含油飽和度

應用三種方法，即相滲透率曲線法，孔隙度-飽和度產物法及測井解釋法，計算油層原始含油氣飽和度，并綜合后取值。見表 4：各砂層組含油飽和度表。

表4 x油田含油飽和度選值表

3.1.6 地面原油密度

老7區(qū)塊沒有新增試油資料，各儲量重新計算單元地面原油密度仍采用原值，即青一段油層地上原油密度為Ⅰ砂組為0.889 t/m3，Ⅱ砂組地上原油密度為0.873 t/m3，Ⅲ砂組地上原油密度為0.880 t/m3，Ⅳ砂組地上原油密度為0.873 t/m3，泉四段油層Ⅱ+Ⅲ砂組地上原油密度為0.867 t/m3。

3.1.7 原油體積系數

儲量重新計算前后，原油體積系數及原始氣油比沒有發(fā)生變化，用原來數值計算即可。青一段高臺子油層原油體積系數1.112，泉四段扶余油層原油體積系數1.090。

3.2 計算及結果

將上述儲量計算參數代入儲量計算公式，得到X油氣田已開發(fā)原石油及天然氣探明地質儲量重新計算結果見表5。

表5 X油田儲量復算結果

4 結 論

（1）油田開發(fā)要根據各個階段情況，合理進行儲量復算，為進一步摸清地下情況做出良好判斷。

（2）各種計算方法都有其各自特點，同時也有一定的適用要求，類似于X這種滲透率比較低且處于開發(fā)中后期的油田，礦場不穩(wěn)定試井法并不適用；另外，類比法也不適用于開發(fā)中后期油田。

（3）本次計算采用容積法，結合 X油田歷史參數，進一步加以計算研究，最終確定儲量為 1 986.7 萬 t。

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