探明未開發(fā)儲(chǔ)量可動(dòng)潛力評(píng)價(jià)新方法及應(yīng)用
——以Y油藏為例

蘇映宏

中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 102206

近年來，國(guó)內(nèi)上游新發(fā)現(xiàn)油氣資源品位日趨下降，優(yōu)質(zhì)資源接替不足，原油產(chǎn)能建設(shè)需求日趨緊迫，探明未開發(fā)儲(chǔ)量的潛力評(píng)價(jià)越來越受重視。目前的探明未開發(fā)儲(chǔ)量大多是多年篩選剩下的低品位儲(chǔ)量，在現(xiàn)有的經(jīng)濟(jì)和技術(shù)條件下整體有效動(dòng)用難度大，導(dǎo)致前期投入的大量勘探資金和發(fā)現(xiàn)的油氣資產(chǎn)都沉淀在地下。如何在這些低品位儲(chǔ)量里差中選優(yōu)，合理評(píng)價(jià)不同條件下探明未開發(fā)儲(chǔ)量動(dòng)用潛力是盤活這些儲(chǔ)量資產(chǎn)的關(guān)鍵。

目前國(guó)內(nèi)關(guān)于探明未開發(fā)儲(chǔ)量的動(dòng)用潛力評(píng)價(jià)方法較多，牛彥良等[1]提出了在基本評(píng)價(jià)單元?jiǎng)澐值幕A(chǔ)上進(jìn)行分類評(píng)價(jià)、優(yōu)選排隊(duì)、風(fēng)險(xiǎn)分析、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)等一整套未動(dòng)用儲(chǔ)量評(píng)價(jià)。韓福成[2]應(yīng)用聚類分析法優(yōu)選評(píng)價(jià)參數(shù)，并基于層次分析建立了綜合分類評(píng)價(jià)指標(biāo)。劉斌等[3]提出在現(xiàn)有技術(shù)水平、財(cái)務(wù)政策、開發(fā)方式、經(jīng)營(yíng)管理體制條件下，按照未開發(fā)儲(chǔ)量投入開發(fā)后預(yù)期的內(nèi)部收益率，從經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)角度評(píng)價(jià)探明未開發(fā)儲(chǔ)量動(dòng)用潛力。張為民等[4]提出探明未開發(fā)儲(chǔ)量的灰色評(píng)價(jià)方法，并將灰色系統(tǒng)關(guān)聯(lián)度理論與探明未開發(fā)儲(chǔ)量的特點(diǎn)相結(jié)合，提出了灰色多層次綜合評(píng)估法，以區(qū)塊為單元評(píng)價(jià)未開發(fā)儲(chǔ)量的價(jià)值優(yōu)劣。潘虹等[5]通過對(duì)已開發(fā)區(qū)塊開發(fā)參數(shù)與開發(fā)效果專家評(píng)分進(jìn)行多元線性回歸，建立開發(fā)潛力綜合評(píng)價(jià)模型，以此為基礎(chǔ)篩選中期開發(fā)目標(biāo)和近期開發(fā)目標(biāo)，為開發(fā)決策提供了依據(jù)。

由以上分析可知，采用目前已有的方法去評(píng)價(jià)未開發(fā)儲(chǔ)量潛力時(shí)，單個(gè)評(píng)價(jià)區(qū)塊的油藏地質(zhì)參數(shù)一般采用確定值，即油藏假設(shè)為均質(zhì)油藏；開發(fā)技術(shù)參數(shù)一般是根據(jù)均質(zhì)油藏參數(shù)、開發(fā)技術(shù)限制條件等確定，經(jīng)濟(jì)參數(shù)一般是根據(jù)當(dāng)前經(jīng)濟(jì)條件確定。因此，在評(píng)價(jià)動(dòng)用潛力上，只能是單個(gè)評(píng)價(jià)區(qū)塊整體“能動(dòng)”或“不能動(dòng)”；無法根據(jù)油藏參數(shù)空間分布的非均質(zhì)性、開發(fā)技術(shù)的可選擇性和經(jīng)濟(jì)參數(shù)的不確定性，實(shí)現(xiàn)差中選優(yōu)，合理評(píng)價(jià)不同條件下探明未開發(fā)儲(chǔ)量動(dòng)用潛力。

1 不確定性評(píng)價(jià)方法

相對(duì)于不確定性評(píng)價(jià)方法，探明未開發(fā)儲(chǔ)量動(dòng)用潛力確定性評(píng)價(jià)方法是根據(jù)已知的油藏參數(shù)、技術(shù)參數(shù)和經(jīng)濟(jì)參數(shù)得出一個(gè)最佳的儲(chǔ)量估算值，這種方法稱為確定評(píng)價(jià)方法。它是基于投入產(chǎn)出平衡的方案評(píng)價(jià)法，把評(píng)價(jià)對(duì)象當(dāng)作均質(zhì)體，評(píng)價(jià)參數(shù)是確定的，評(píng)價(jià)結(jié)論為整體有效或無效，其計(jì)算公式為：

(1)

式中：qi為區(qū)塊的初期產(chǎn)能，t/d；D為產(chǎn)能遞減率，小數(shù)；t為生產(chǎn)天數(shù)，d；Po為油價(jià)，$/BBL(1BBL≈0.137 t)；Tax為桶油稅收，$/BBL；Capex為區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)投資，$；Opex為生產(chǎn)期間的操作成本，$。

其關(guān)鍵參數(shù)產(chǎn)能是由一定的油藏參數(shù)在一定的開發(fā)技術(shù)下決定的，如下式:

(2)

式中:K為滲透率，10-3μm2；h為油層厚度，m；B為體積系數(shù)，小數(shù)；μ為原油黏度，mPa·s；ΔP為生產(chǎn)壓差，MPa；Re，rw分別為供給邊緣半徑和井筒半徑，m。

現(xiàn)存的未開發(fā)儲(chǔ)量以低品位儲(chǔ)量為主，根據(jù)已有的參數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)，一般整個(gè)區(qū)塊是無法經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用的。

在開發(fā)實(shí)踐中，因?yàn)閱尉刂瓶刹蓛?chǔ)量是新井價(jià)值的直接體現(xiàn)，只要單井控制的可采儲(chǔ)量?jī)r(jià)值能夠滿足單井投資和相應(yīng)的成本及利潤(rùn)，這口井就具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值，對(duì)應(yīng)的地質(zhì)儲(chǔ)量就具有開發(fā)潛力。開發(fā)實(shí)踐者往往針對(duì)油藏的非均質(zhì)性[6]，選擇適合的高效開發(fā)技術(shù)[7-8]，在一定經(jīng)濟(jì)條件下，優(yōu)選“甜點(diǎn)”儲(chǔ)量?jī)?yōu)先動(dòng)用。

因此，未開發(fā)儲(chǔ)量動(dòng)用潛力不確定評(píng)價(jià)方法，主要源于油藏參數(shù)的非均質(zhì)性、開發(fā)技術(shù)的可選擇性和經(jīng)濟(jì)參數(shù)的不確定性。其中，油藏參數(shù)的不確定性指由于沉積環(huán)境變化導(dǎo)致的油藏參數(shù)隨空間位置的變化而變化，主要表現(xiàn)為油藏的非均質(zhì)性，包括垂向非均質(zhì)性和平面非均質(zhì)性。不同油藏特性對(duì)應(yīng)的開發(fā)效果不同。開發(fā)技術(shù)的可選擇性是指同一油藏采用不同開發(fā)技術(shù)得到不同開發(fā)效果；經(jīng)濟(jì)參數(shù)的不確定性是指不同管理水平的投資、成本參數(shù)不同，不同經(jīng)濟(jì)參數(shù)對(duì)應(yīng)的開發(fā)效果也不同。

未開發(fā)儲(chǔ)量動(dòng)用潛力不確定評(píng)價(jià)方法的基本思路：首先根據(jù)油藏儲(chǔ)層特點(diǎn)，建立不同開發(fā)技術(shù)對(duì)應(yīng)的油藏模型，應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬手段建立不同技術(shù)條件下單井控制可采儲(chǔ)量與油藏參數(shù)之間的關(guān)系[9]，基于油藏參數(shù)概率分布，建立不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量概率分布；其次應(yīng)用盈虧平衡原理，計(jì)算在一定開發(fā)技術(shù)、單井投資、操作成本、油價(jià)、內(nèi)部收益率等不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限；最后根據(jù)不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量概率分布，結(jié)合不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限，得出不同技術(shù)、不同經(jīng)濟(jì)條件下地質(zhì)儲(chǔ)量可動(dòng)概率，進(jìn)而得到不同技術(shù)不同經(jīng)濟(jì)條件下未開發(fā)儲(chǔ)量中可動(dòng)用潛力儲(chǔ)量，為未開發(fā)儲(chǔ)量有效動(dòng)用提供決策依據(jù)。

2 評(píng)價(jià)方法及運(yùn)用

以Y油藏為例，其包括沙四上亞段3、4砂組，2012年上報(bào)新增石油探明含油面積48.90km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量3 012.14×104t。沙四上亞段3砂組單層厚度1～7 m，4砂組單層厚度1～5 m。2套含油層系在斷階帶內(nèi)穩(wěn)定分布，橫向上疊置連片，連續(xù)性較好，油層中部深度為3 714.1 m，原始地層壓力為52.59 MPa，壓力系數(shù)為1.42，平均有效厚度為23.5 m，地層原油黏度為0.76 mPa·s，原油的體積系數(shù)為1.331，壓縮系數(shù)為1.89 × 10-3MPa-1，飽和壓力為15.98 MPa。

根據(jù)取心井的巖心常規(guī)分析，儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖為主，孔隙度主要分布在7%～15%之間，平均孔隙度11.84%；滲透率分布在(0.03～49.7)×10-3μm2之間，平均水平滲透率4.93×10-3μm2，屬于低孔特低滲儲(chǔ)層。南北向受斷層封堵控制；東西向砂體向東有減薄趨勢(shì)，儲(chǔ)層物性變差，形成物性封堵，西部的構(gòu)造低部位不含油。綜合地質(zhì)分析、電測(cè)解釋成果、試油結(jié)果及鉆井顯示情況看，Y區(qū)塊油藏分布主要受構(gòu)造、巖性雙重因素控制，油藏類型為構(gòu)造巖性油藏。

油藏鉆至目的層段的14口探井中，電測(cè)解釋油層井14口，經(jīng)試油或中途測(cè)試獲工業(yè)油流井8口。各井受油藏物性參數(shù)、開發(fā)技術(shù)的影響，產(chǎn)能差異大，無法評(píng)價(jià)不同條件下儲(chǔ)量有效動(dòng)用的規(guī)模，儲(chǔ)量探明后一直沒有得到有效開發(fā)。

2.1 不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)模型

根據(jù)Y油藏參數(shù)特點(diǎn)(單砂體薄、呈砂泥巖互層狀)，縱向上模型設(shè)置為9個(gè)薄層，建立直井常規(guī)壓裂油藏?cái)?shù)值模擬模型，通過歷史擬合確定啟動(dòng)壓力梯度及壓敏效應(yīng)表征公式中的系數(shù)；在此基礎(chǔ)上，分析不同油藏參數(shù)和開發(fā)參數(shù)對(duì)直井常規(guī)壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量的影響，確定單井控制可采儲(chǔ)量的主控因素依次為：壓力系數(shù)、滲透率、含油飽和度、有效厚度、孔隙度、壓裂縫長(zhǎng)、集中度和黏度。通過多元回歸的方式建立了直井常規(guī)壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量與主控因素之間的計(jì)算公式(3)，經(jīng)與實(shí)際生產(chǎn)井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)比，相對(duì)誤差為4.58%，說明公式具有較高的精度，能夠滿足礦場(chǎng)要求。

(3)

式中：N1為直井常規(guī)壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量，104t；So為原始含油飽和度，小數(shù)；φ為孔隙度，小數(shù)；g為油層集中度，小數(shù)；Pi為壓力系數(shù)，常數(shù)；T為半縫長(zhǎng)，m。

在相同油藏條件下，隨著壓裂工程強(qiáng)度增大，單井總加砂量越大、縫網(wǎng)體積越大，縫孔融合程度越好，產(chǎn)油量就越高?；谏鲜鲇筒刂本Ｒ?guī)壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量的研究方法和所建油藏?cái)?shù)值模擬模型，分別建立了直井大型壓裂、水平井常規(guī)壓裂、水平井體積壓裂三種壓裂方式下單井控制可采儲(chǔ)量多元回歸模型。其中，直井大型壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量多元回歸方程為：

(4)

式中：N2為直井大型壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量，104t。

水平井常規(guī)壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量多元回歸方程為：

(5)

式中：N3為水平井常規(guī)壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量，104t；H為水平井水平井筒長(zhǎng)度，m。

水平井體積壓裂下單井控制可采儲(chǔ)量多元回歸方程為:

(6)

式中：N4為水平井體積壓裂下開發(fā)單井控制可采儲(chǔ)量，104t。

2.2 不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限

單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限主要是依據(jù)盈虧平衡原理和現(xiàn)金流法[10-11]，確定在一定的技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下，油井達(dá)到廢棄產(chǎn)量之前，在經(jīng)濟(jì)有效期內(nèi)能夠回收單井建設(shè)投資、棄置費(fèi)用、生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)成本和相關(guān)稅費(fèi),并滿足一定商業(yè)基準(zhǔn)收益率(折現(xiàn)率)條件的單井累計(jì)產(chǎn)量，其計(jì)算表達(dá)式如下：

(7)

式中：EURmin為單井控制經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量，104t；T為經(jīng)濟(jì)有效期，年；Qt為單井產(chǎn)量，t/d。

根據(jù)盈虧平衡原理，可得單井廢棄產(chǎn)量：

(8)

式中：Qa為單井廢棄產(chǎn)量，t/d；Cf為單井固定成本，元/井；Ca為噸油可變成本，元/t。

在達(dá)到廢棄產(chǎn)量之前，單井生命周期內(nèi)的收益是原油價(jià)格扣除稅金及附加帶來收益，結(jié)合產(chǎn)量計(jì)算得到現(xiàn)值總收入，其計(jì)算公式見下式。

(9)

式中:VI為單井生命周期內(nèi)現(xiàn)值總收入，元；i為基準(zhǔn)折現(xiàn)率，%。

在達(dá)到廢棄產(chǎn)量之前，單井生命周期內(nèi)的支出主要包括資本性支出和費(fèi)用性支出，其中資本性支出主要為建設(shè)投資，包括鉆井投資、壓裂投資及地面投資，同時(shí)考慮到評(píng)價(jià)期末棄置費(fèi)用。費(fèi)用性支出主要為操作成本,分為固定成本和可變成本，考慮到資金時(shí)間價(jià)值,得到現(xiàn)金流出的現(xiàn)值，計(jì)算公式如下：

(10)

式中:Vo為單井生命周期內(nèi)現(xiàn)值總支出，元；I為單井鉆完井及地面投資，元；Cab為單井棄置費(fèi)，元。

當(dāng)投入與產(chǎn)值相等，通過迭代求解可以得出經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)，進(jìn)一步得到單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限值。

根據(jù)不同開發(fā)技術(shù)對(duì)應(yīng)的建設(shè)投資不同，可以計(jì)算不同開發(fā)技術(shù)不同經(jīng)濟(jì)條件下對(duì)應(yīng)的單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限值圖版。從圖版可知，開發(fā)技術(shù)越先進(jìn)，相應(yīng)的投資越高，相同油價(jià)下對(duì)應(yīng)的單井控制可采儲(chǔ)量界限值越高(圖1)。在同一開發(fā)技術(shù)下，投資下降幅度越大，相同油價(jià)下對(duì)應(yīng)的單井控制可采儲(chǔ)量界限值越低(圖2)。

圖1 不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量政策界限

圖2 不同投資成本水平條件下直井常規(guī)壓裂技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量政策界限

2.3 不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下地質(zhì)儲(chǔ)量可動(dòng)潛力

根據(jù)不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)模型，結(jié)合單井控制可采儲(chǔ)量主控因素的概率分布特征，可以得到不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量概率分布。利用Y油田已鉆井的實(shí)測(cè)資料，構(gòu)建該油田單井控制可采儲(chǔ)量主控因素概率分布[12-14]。根據(jù)不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量計(jì)算公式以及各因素概率分布，可以進(jìn)一步得到不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量概率密度圖以及累積概率分布圖。從圖中可以看出，直井常規(guī)壓裂在單井控制可采儲(chǔ)量較低的區(qū)域分布較高(圖3)；隨著開發(fā)技術(shù)進(jìn)步，相同可采儲(chǔ)量條件下，技術(shù)越先進(jìn)，達(dá)到該可采儲(chǔ)量的概率越高(圖4)。

圖3 不同開發(fā)技術(shù)下單控可采儲(chǔ)量概率分布

圖4 不同開發(fā)技術(shù)下單控可采儲(chǔ)量累積概率分布

結(jié)合不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限圖版，可以計(jì)算大于單井控制可采儲(chǔ)量界限值的未開發(fā)儲(chǔ)量可動(dòng)概率，進(jìn)一步得到可動(dòng)潛力儲(chǔ)量(表1)。

表1 Y區(qū)塊不同開發(fā)技術(shù)下可動(dòng)用潛力儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)

2.4 評(píng)價(jià)方法的礦場(chǎng)運(yùn)用

近年來，在Y油藏通過開展地質(zhì)工程一體化設(shè)計(jì)，一是從區(qū)塊試油試采特征入手，結(jié)合油藏地質(zhì)特征，分析產(chǎn)量控制因素；二是在工程技術(shù)上結(jié)合開發(fā)技術(shù)進(jìn)展，并行開展鉆井、完井工程、儲(chǔ)層改造研究，明確工程工藝技術(shù)進(jìn)步蘊(yùn)含的增產(chǎn)空間。

以此為基礎(chǔ)，優(yōu)選地質(zhì)、工程甜點(diǎn)，明確部署方向，設(shè)計(jì)合理的井型、井網(wǎng)、井距，實(shí)現(xiàn)油藏地質(zhì)研究及設(shè)計(jì)貫穿井位部署、鉆井完井及投產(chǎn)整個(gè)流程，并根據(jù)工程、工藝反饋動(dòng)態(tài)迭代優(yōu)化，最終評(píng)價(jià)經(jīng)濟(jì)效益，滿足經(jīng)濟(jì)效益要求則立即動(dòng)用。通過以上工作，應(yīng)用體積壓裂開發(fā)技術(shù)，在油價(jià)40 $/BBL，投資下降20%的條件下，優(yōu)選可動(dòng)用儲(chǔ)量1 075×104t，新鉆井65口，建產(chǎn)能14.8×104t，實(shí)際儲(chǔ)量動(dòng)用率35.7%，與應(yīng)用本文方法計(jì)算的處理動(dòng)用潛力34.7%基本一致，符合率達(dá)到97.2%。

3 結(jié)論

(1)根據(jù)油藏參數(shù)空間分布的非均質(zhì)性、開發(fā)技術(shù)的可選擇性和經(jīng)濟(jì)參數(shù)的不確定性特點(diǎn)，基于油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)獲得了不同開發(fā)技術(shù)下單井控制可采儲(chǔ)量概率分布，并結(jié)合不同經(jīng)濟(jì)條件下單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)政策界限，形成了不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下探明未開發(fā)儲(chǔ)量可動(dòng)潛力評(píng)價(jià)方法。

(2)以Y區(qū)塊為典型實(shí)例，應(yīng)用不確定性未開發(fā)儲(chǔ)量可動(dòng)潛力評(píng)價(jià)方法，評(píng)價(jià)在應(yīng)用體積壓裂技術(shù)、投資下降20%和油價(jià)40 $/BBL條件下，探明儲(chǔ)量的動(dòng)用率為34.7%，礦場(chǎng)實(shí)際儲(chǔ)量動(dòng)用率為35.7%，與計(jì)算結(jié)果基本一致，驗(yàn)證本文提出的方法可靠。

致謝：本文在撰寫過程中得到中國(guó)石化石油勘探開發(fā)研究院李軍、魏紹蕾、盧泉杰的幫助，審稿專家和編輯部老師對(duì)本文提出了建設(shè)性意見，在此致以衷心感謝！