鄂爾多斯盆地紅河油田長8油藏效益開發(fā)地質(zhì)評價參數(shù)的確定

何晨毓,劉麗瓊,肖玉茹,黃學斌,李 姝

1.西南石油大學 經(jīng)濟管理學院,成都 610500;2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083

隨著北美致密油大規(guī)模成功開采,致密油的勘探開發(fā)正逐漸被各大石油公司所重視。中國致密油資源非常豐富,分布范圍廣,主要分布在鄂爾多斯、松遼、準噶爾和渤海灣等盆地,總資源量128.07×108t,可采資源量19.4×108t,已成為原油產(chǎn)量的重要接替領(lǐng)域。

紅河油田長8油藏位于鄂爾多斯盆地南部,目前累計新增致密油探明地質(zhì)儲量近2×108t。由于致密油藏儲層致密、流動性極差,多采用水平井體積壓裂技術(shù)進行天然能量開發(fā)。但致密油藏地層壓力普遍偏低,天然能量不足,產(chǎn)量遞減快,采出程度低,造成效益開發(fā)難度大。由于致密油藏儲層、裂縫、含油性和儲層壓裂技術(shù)具有較強的非均質(zhì)性和不確定性,常規(guī)油藏地質(zhì)評價參數(shù)下限確定方法不適用于致密油藏,因此迫切需要研究致密油藏地質(zhì)參數(shù)的下限確定方法[1-11]。本文從單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量入手,建立了一套基于單井經(jīng)濟可采儲量的致密油藏效益開發(fā)關(guān)鍵地質(zhì)評價參數(shù)確定的流程和方法;并結(jié)合典型實例應用,證明了該方法的可行性。

1 研究背景

紅河油田位于甘肅省東部鎮(zhèn)原、崇信和涇川等三縣交界處,構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷南部,地層平緩西傾,構(gòu)造比較簡單;主要開發(fā)層系為三疊系延長組長8油層組,屬于三角洲前緣水下分流河道沉積相。長8儲層巖性為中—細粒巖屑長石砂巖,平均孔隙度10.8%,平均空氣滲透率0.41×10-3μm2,為典型的致密油藏。紅河油田長8油藏地質(zhì)條件與北美及國內(nèi)的長慶油田相比差異巨大,陸相和盆緣環(huán)境決定其存在儲層質(zhì)量、裂縫和含油性“三大強非均質(zhì)性”,即沉積相變快,儲層非均質(zhì)性強;構(gòu)造作用強、多尺度裂縫發(fā)育;含油飽和度低且非均質(zhì)性強,“甜點”小且分散。

紅河油田長8油藏2011年之后主要以水平井開發(fā),投產(chǎn)時間主要在2012—2013年,采用水平井常規(guī)壓裂天然能量開發(fā),水平井初期日產(chǎn)量平均6.2 t;水平段長度326～1 656 m,平均886 m。

前人對致密油藏效益開發(fā)的地質(zhì)評價參數(shù)確定方法研究較少,大多數(shù)學者主要對儲層和有效厚度下限研究較多[12-18],主要是利用巖心、測井和試油等靜態(tài)基礎(chǔ)資料,通過經(jīng)驗統(tǒng)計法、含油產(chǎn)狀法、物性試油等方法來進行有效儲層的判別,并且針對同一類型儲層確定一個統(tǒng)一的儲層物性下限。然而,在致密油藏勘探開發(fā)實踐中發(fā)現(xiàn),其短期的試油、試采資料很難準確反映其產(chǎn)能和評價其經(jīng)濟有效性,同時,其產(chǎn)能與孔隙度、含油飽和度很難建立起良好的相關(guān)關(guān)系。

2 方法思路及步驟

2.1 方法思路

從影響致密油藏經(jīng)濟性的關(guān)鍵參數(shù)——單井經(jīng)濟可采儲量入手,建立了一套基于單井經(jīng)濟可采儲量的致密油藏效益開發(fā)的關(guān)鍵地質(zhì)評價參數(shù)確定方法和流程。評價關(guān)鍵參數(shù)包括單井技術(shù)可采儲量、最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量和油藏關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)等三類指標。單井技術(shù)可采儲量估算主要采用產(chǎn)量遞減法,通過建立不同投資、油價下的單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量圖版,確定致密油藏的單井經(jīng)濟界限。在已經(jīng)確定的單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量下限的基礎(chǔ)上,通過建立一套單井技術(shù)可采儲量與油藏關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)的評價圖版,從而確定不同技術(shù)經(jīng)濟條件下的油藏地質(zhì)參數(shù)下限。

2.2 評價指標體系

為了更全面、客觀地確定致密油藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù),評價指標體系更注重經(jīng)濟性和可動用性,主要分為三類指標,即單井技術(shù)可采儲量、最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量和油藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù),其適用于不同的勘探開發(fā)階段和勘探開發(fā)程度。單井技術(shù)可采儲量和最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量是評價的核心指標,也是類比建立其他評價指標的基礎(chǔ),但在開發(fā)早期難以合理確定;油藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)包括有效厚度、裂縫發(fā)育程度、有效孔隙度和含油飽和度等,地質(zhì)參數(shù)是決定單井技術(shù)可采儲量的物質(zhì)基礎(chǔ),開發(fā)早期只有油藏地質(zhì)參數(shù)資料,缺乏開發(fā)動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

下面重點描述三類指標的取值原則和確定方法。

2.2.1 單井技術(shù)可采儲量

與常規(guī)油藏不同,致密油井產(chǎn)量受儲層質(zhì)量、裂縫和大型壓裂工程技術(shù)等因素影響,壓裂工程強度越大,致密油層的產(chǎn)量越高;相同壓裂工程技術(shù)條件下致密油層品質(zhì)越好,產(chǎn)油量越大。致密油單井可采儲量評價方法比較多,分為確定性方法和不確定性方法。確定性方法包括產(chǎn)量遞減分析法、物質(zhì)平衡法、解析和數(shù)值模擬法等;單井可采儲量估算方法以產(chǎn)量遞減法為主,水驅(qū)曲線法、含油率法等方法為輔[19-30],多種方法相互印證。

2.2.2 最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量

最小規(guī)?？刹蓛α渴侵冈谀壳暗耐顿Y和經(jīng)濟環(huán)境下,考慮油(氣)價格、稅收、貼現(xiàn)率、油氣生產(chǎn)條件、油氣田所在地理環(huán)境條件和交通條件等因素,測算出油氣生產(chǎn)成本并將其扣除后得到的最低回報率的油氣田規(guī)模(即當凈現(xiàn)值等于零時的儲量)。如果某油田勘探獲得的地質(zhì)儲量大于最小經(jīng)濟規(guī)模,說明該油田具有開采價值;如果小于最小經(jīng)濟規(guī)模,說明該油田達不到基準收益率,沒有必要立即進行開采。采用現(xiàn)金流量法,計算出在當前水平井單井投資和油價的經(jīng)濟條件下單井最小經(jīng)濟規(guī)?？刹蓛α?。

2.2.3 油藏地質(zhì)評價參數(shù)

油藏地質(zhì)評價參數(shù)主要包括有效厚度、裂縫發(fā)育程度、有效孔隙度和含油飽和度。水平井有效厚度可根據(jù)直井和導眼井的有效厚度分布圖確定;有效孔隙度和含油飽和度等靜態(tài)參數(shù)根據(jù)測井解釋成果確定。

根據(jù)確定的最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量,通過建立單井可采儲量與油藏地質(zhì)評價關(guān)鍵參數(shù)的評價圖版,確定致密油油藏地質(zhì)評價參數(shù)下限。

2.3 評價步驟

基于上述研究思路,建立基于單井經(jīng)濟可采儲量的致密油藏地質(zhì)參數(shù)下限確定方法,具體步驟如下(圖1):

圖1 致密油藏效益開發(fā)地質(zhì)評價參數(shù)確定流程

第一步,統(tǒng)計分析已開發(fā)致密油藏區(qū)塊的地質(zhì)、開發(fā)和經(jīng)濟資料,確定致密油藏成藏富集的主控因素;開展致密油藏開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)分析,優(yōu)選評價指標體系,采用產(chǎn)量遞減法估算致密油藏的單井技術(shù)可采儲量。

第二步,基于單井技術(shù)可采儲量評估結(jié)果,結(jié)合研究區(qū)地質(zhì)情況,分析影響單井技術(shù)可采儲量的主控因素,如儲層質(zhì)量、裂縫發(fā)育程度和含油性等。

第三步,建立不同投資、油價下的單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量圖版,確定經(jīng)濟界限。由于不同的經(jīng)濟條件下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量下限也不同,從而確定不同的油藏地質(zhì)參數(shù)下限。

第四步,開展單井技術(shù)可采儲量與油藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)相關(guān)性研究,建立一套水平井單井技術(shù)可采儲量與地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)的評價圖版,進一步確定不同油價、不同技術(shù)條件下的油藏地質(zhì)參數(shù)下限。

2.4 單井技術(shù)可采儲量估算和分布規(guī)律

截至2021年9月,紅河油田長8油藏279口水平井累計產(chǎn)油76.5×104t,平均單井累產(chǎn)油2 742 t,平均單井技術(shù)可采儲量3 805 t。從單井技術(shù)可采儲量分布圖(圖2)看,小于3 000 t的井占63%,大于10 000 t的高產(chǎn)井僅占7%。

圖2 鄂爾多斯盆地紅河油田長8油藏 單井技術(shù)可采儲量分布

平面上紅河油田6個區(qū)塊平均單井技術(shù)可采儲量差異大,數(shù)值為2 167～4 072 t,平均為3 805 t。其中,A區(qū)和B區(qū)平均單井技術(shù)可采儲量相對較高,為4 000 t左右;D區(qū)和E區(qū)較低,為2 000多t。從水平段長度歸一化后的單井技術(shù)可采儲量來看,A、B和F區(qū)平均為4 542～4 843 t/km;C區(qū)和D區(qū)最低,分別為2 456 t/km和2 596 t/km。

2.5 單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量及經(jīng)濟界限

紅河油田長8致密油藏1 000 m水平段常規(guī)壓裂的單井投資從早期的2 100萬元降至目前的1 300萬元左右。本次研究經(jīng)濟參數(shù)取值為:投資700～2 100萬元,油價40～110美元/桶,操作費采用紅河油田上年實際值,內(nèi)部收益率采用公司統(tǒng)一的8%。單井投資由2100萬元降至700萬元(降幅為67%)、油價由40美元/桶升至110美元/桶時,單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量從41 900 t大幅降至2 740 t。在目前水平井單井投資1 300萬元和油價80美元/桶情景下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量為7 000 t ;在水平井單井投資700萬元和油價100美元/桶情景下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量可降至3 000 t(圖3)。今后通過工程技術(shù)進步和管理的優(yōu)化等措施進一步降低投資,可以實現(xiàn)紅河油田致密油藏效益開發(fā)。

圖3 鄂爾多斯盆地紅河油田長8油藏 不同投資、油價下最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量圖版

2.6 油藏地質(zhì)評價參數(shù)下限

與以往研究不同,本文考慮致密油藏的特殊性,油藏地質(zhì)評價參數(shù)確定增加了裂縫發(fā)育程度,選取單井技術(shù)可采儲量、有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度和裂縫發(fā)育程度5個參數(shù)進行分類,細分為6種類型。通過統(tǒng)計分析紅河油田長8油藏203口水平井的儲層質(zhì)量、裂縫發(fā)育程度、油藏地質(zhì)參數(shù)等,編制單井技術(shù)可采儲量與有效厚度交會圖,對照2種情景下的經(jīng)濟下限和油藏地質(zhì)評價參數(shù),綜合確定油藏地質(zhì)評價參數(shù)下限。

情景Ⅰ:在單井水平井投資1 300萬元和油價80美元/桶情景下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量下限7 000 t,確定的油藏地質(zhì)參數(shù)下限分別為有效厚度8 m、平均有效孔隙度9%、平均含油飽和度45%。從紅河油田長8油藏水平井地質(zhì)參數(shù)下限圖版(圖4a)來看,203口井中滿足油藏地質(zhì)參數(shù)下限的井有51口,即圖4a中第6類(高于有效孔隙度和含油飽和度下限及裂縫比較發(fā)育);滿足經(jīng)濟下限的井有30口,同時滿足經(jīng)濟下限和地質(zhì)下限的井有28口(2口井含油飽和度低于下限),符合率達到93%。

圖4 鄂爾多斯盆地紅河油田長8油藏地質(zhì)參數(shù)下限圖版

情景Ⅱ:在單井水平井投資700萬元和油價上漲至100美元/桶情景下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟可采儲量為3 000 t,確定的油藏地質(zhì)參數(shù)下限分別為有效厚度7 m、平均有效孔隙度8%、平均含油飽和度40%。由于經(jīng)濟下限的降低,油藏地質(zhì)評價參數(shù)下限也隨之下降。從紅河油田長8油藏水平井地質(zhì)參數(shù)下限圖版(圖4b)來看,203口井中滿足油藏地質(zhì)參數(shù)下限的井有68口,即圖4b中的第6類;滿足經(jīng)濟下限的井有71口,同時滿足經(jīng)濟下限和地質(zhì)下限的井有68口(3口含油飽和度低于下限),符合率達到96%。

以上研究表明,在中小尺度控油裂縫帶和優(yōu)質(zhì)儲層疊合發(fā)育區(qū)(較高的孔隙度、較高的含油飽和度及較大的有效厚度),具有較高的單井經(jīng)濟可采儲量分布,可以實現(xiàn)致密油藏效益開發(fā)。油藏參數(shù)地質(zhì)下限確定新方法,為不同條件下甜點區(qū)的篩選和不同技術(shù)經(jīng)濟條件下致密油藏勘探開發(fā)部署提供了科學依據(jù)。

3 結(jié)論

(1)針對紅河油田長8致密油藏的特殊性,本次油藏地質(zhì)參數(shù)下限研究中增加了裂縫發(fā)育程度,選取單井技術(shù)可采儲量、有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度和裂縫發(fā)育程度5個參數(shù)進行分類,細分為6種類型。確定的紅河油田長8油藏地質(zhì)評價參數(shù)下限不是一個固定值,其隨油藏經(jīng)濟下限的降低而降低。

(2)與常規(guī)油藏評價方法相比,基于單井經(jīng)濟可采儲量的致密油藏地質(zhì)參數(shù)下限確定方法突出單井信息,更適應致密油藏儲層非均質(zhì)性強、高產(chǎn)主控因素復雜和經(jīng)濟有效動用難等問題。在實際應用中,致密油藏的上述問題越突出,新方法的優(yōu)勢越明顯。

(3)致密油藏富集高產(chǎn)主控因素的復雜性表明,需要找準主控因素和細化儲層分類,并針對不同類型儲層分類施策以提高開發(fā)效益。今后在低油價、高投資情形下致密油藏實現(xiàn)經(jīng)濟有效動用,需要在深化油藏地質(zhì)認識和提高工程工藝技術(shù)的適應性上下功夫。

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻/Authors’ Contributions

肖玉茹和黃學斌參與實驗設(shè)計;何晨毓、劉麗瓊、李姝完成實驗操作;何晨毓、劉麗瓊、肖玉茹、黃學斌參與論文寫作和修改。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

The study was designed by XIAO Yuru and HUANG Xuebin.The experimental operation was completed by HE Chenyu, LIU Liqiong and LI Shu.The manuscript was drafted and revised by HE Chenyu, LIU Liqiong, XIAO Yuru and HUANG Xuebin. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.