台兴储家楼油田不同开发阶段可采储量标定方法选择与应用效果分析

左燕春 黄 盼

（中国石化华东分公司石油勘探开发研究院）

台兴储家楼油田不同开发阶段可采储量标定方法选择与应用效果分析

左燕春 黄 盼

（中国石化华东分公司石油勘探开发研究院）

可采储量标定贯穿于油田勘探开发全过程。通过台兴、储家楼油田不同开发阶段可采储量标定方法选取，展现了可采储量标定对油田开发效果、开发水平及原油生产及调整挖潜的重要性。台兴、储家楼油田实例表明静态法标定可采储量适用于开发初期的油田，开发中后期的油田选取动态法标定可采储量较合理。图3表4参3

台兴 储家楼油田 可采储量 标定方法 静态法 动态法

1 油田可采储量标定方法选取

可采储量是油田储量品质评估、开发规划制订、开发效果评价、开发水平衡量的关键指标之一，也是油田编制中长期规划、组织原油生产及调整挖潜的重要依据。处于不同开发阶段的油田，其生产能力、开发特征均存在差异，因此，选用合适本油田开发特性的可采储量标定方法，能提高开发有效性、合理性，加大增储上产力度。目前可采储量标定方法，基本上可划分为静态法及动态法两大类。

1.1 油田可采储量标定方法选择原则

正确选取标定方法，使油田在不同开发时期能获得可靠的可采储量，是油田开发尤为重要的环节，油藏类型、开发方式、开发阶段等不同，可采储量标定方法选择原则也存有差异。可采储量标定方法选择原则主要有3点：①要结合油田开发特征和油田生产动态分析，根据油田所处的开发阶段，选择与之相适应的可采储量标定方法；②可采储量标定单元必须是具有独立的水动力学系统或注采系统，开发数据独立，与其它开发单元互不交叉干扰；③在进行可采储量的标定时，力求做到标定结果与目前的生产状况相符合，使其标定方法与参数具有连续性。因此，对处于油田早期、开发初期阶段的开发单元，因其开发生产数据较少，还没出现有规律的变化，采用静态法标定的可采储量较为合理；对处于开发中期及中后期阶段的开发单元，动态资料丰富且具有一定规律性，主要选取递减曲线法标定可采储量，可参考水驱特征曲线法、图版法等多种方法。

1.2 油田开发初期可采储量标定方法选取—静态法

油田开发初期，由于是新建产能区，开发井网不完善，投产井少、生产时间短、动态资料规律性差、不支持采用动态法标定可采储量。因此，油田开发初期阶段可采储量标定，主要是依据油田地质特征，储层性质，单井试油、试采等资料，对新建产能区各油藏产能进行评价，解析单井生产资料，经综合分析、对比，选取符合油藏生产特征的静态方法进行标定。而采用地质综合评价法、经验公式法、类比法等静态标定方法更能展现台兴、储家楼等小断块油田的开发水平及开发效果［1－2］。

（1）地质综合评价法

该方法是以油藏类型能否形成注采井网为基础，充分考虑可能影响开发效果的各种因素，采用综合计分的方法，使其标定的采收率接近于油田开发实际，对开发前期的油田比较适合。

（2）经验公式法

用于计算可采储量公式主要有国家储委推荐公式（1）、公式（3）及陈元千公式（2）即：

式中：

ER—采收率，f；

Ka—渗透率，mD；

μ0—地层原油黏度，mPa·s；

Φ—有效孔隙度，f；

f—井网密度，口／km2；

μR—油水黏度比；

hoe—平均有效厚度，m；

VK—渗透率变异系数，f；

T—油层平均温度，℃。

（3）类比法：类比时主要考虑油藏类型、驱动类型、储层物性、流体性质、井网密度、非均质性等因素其相同或相近性。

如台兴油田广山、兴北区块是油田滚动开发新建区，主产层Ef3油藏，岩性以细砂岩为主，储层含油高度约30～80 m，平均孔隙度28.0%，渗透率393.0 mD，地面原油密度0.8673～0.7055 g／cm3。广山区块建产初期，试油、测压井6口，投产井2口，油藏日产油水平17.38 t，平均单井日产油8.69 t，含水27.98%，累计油产量0.87×104t；兴北区块开发初期，试油井5口，投产井3口，油藏日产油水平13.95 t，平均单井日产油4.65 t，含水17.92%，累计油产量0.58×104t。由于广山、兴北区块处于开发初期静态资料相对丰富、动态资料较少，其可采储量主要采用静态方法标定，选取了经验公式法、类比法、地质综合评价法等方法，依据各区块油藏的地质及开发特征，结合其储量品质，经综合分析广山、兴北区块分别选取18%、15%采收率，标定区块可采储量（表1）。

表1 台兴油田广山、兴北区块可采储量结果表

广山区块在方案调整时，结合开发初期可采储量标定结果，加密调整的10口生产井均已投产，单井平均日产油水平5.35 t，含水41.08%，年油产量1.69×104t，采油速度1.2%，累计油产量1.82×104t；兴北区块与本油田老区台南区块毗邻，台南区块已开发多年，一直采用动态法（递减法）标定油田采收率，两者油藏地质类型、储层特征，流体性质、开发层系、开发方式等相近（表2），类比并取其标定采收率值15.0%，用可采储量标定结果对原开发方案及原油配产方案进行调整，目前有投产井7口，日产油水平28.4 t，平均单井日产油水平4.03 t，含水18.89%，累计产油0.86×104t，标定的可采储量与广山、兴北区块开发现况相匹配。由此可见，科学、合理的选择可采储量标定方法，能促进油田有序开发，提高原油产出率。

表2 台兴油田台南、兴北区块类比法参数确定采收率依据表

1.3 油田开发中、后期可采储量标定方法选取—动态法

针对处于开发中、中后期阶段的油田，由于开发时间长，各类生产动态资料丰富，油藏、开发单元、单井资料都具有一定的规律性，采用动态法标定可采储量，更能真实可靠的反应油田开发水平，常用有水驱特征曲线法、递减曲线法、图版法［1－2］等。

（1）递减曲线法

是油田开发进入递减期预测产量、可采储量标定的主要方法之一，主要用于油田中后期开发阶段，常用的递减曲线有指数递减、双曲递减和调和递减（表3）。

（2）水驱特征曲线法

是一种应用生产资料计算可采储量的方法，适用于开发中后期水驱油藏中、高含水阶段可采储量计算。常用有童宪章（甲型）、沙卓诺夫（乙型）、西帕切夫（丙型）等水驱特征曲线（表3）［2］。

表3 动态法可采储量计算公式

式中：

WP—累积产水量，104t；

NP—累积产油量，104t；

fw—含水率，f；

a、b—系数；

n—递减指数；

t—递减期任一年度，a；

Di—初始递减率，1／a；

Qi—递减初期时的年产油量，104t；

QR—递减废弃时的年产油量，104t；

Qt—递减期第t年度时的年产油量，104t；

Npo—递减初期（或稳产末期）累积产油量，104t；

NR—可采储量，104t。

（3）图版法

童宪章教授通过研究发现水驱砂岩油田的含水与采出程度关系如下：

式中：

fw—含水率，%；

R—采出程度，%；

ER—采收率，%。

由此建立了不同采收率条件下的fw～R图版，只要将油藏实际的fw、R点入图版，即可查出相应的采收率近似值，进而根据油藏石油地质储量计算处于开发中期中、高含水阶段可采储量计算。

储家楼油田投入开发30多年，历经多个开发阶段，目前已处于开发中后期，解剖其可采储量标定历程，可知在不同开发阶段选取不同标定方法，对油田不同阶段的开发、调整贡献也不相同。储家楼油田主要开发层位为油藏，动用储量75.0×104t，油藏埋深2800～2900 m，储层具中孔、中—高渗型，边、底水驱动油藏。1975年投产至今，累计产油32.0×104t，其开发历程可划分为天然能量开发、注水开发、加密调整及低速开发四个阶段。

早期天然能量开发阶段，因井网不完善，投产时间短，动态生产资料缺，主要选取经验公式标定可采储量。

油田在注水开发中期阶段，有一定的开发注采基础井网，注水有效地补充了地层能量，油藏产量相对稳定，平均日产油水平25.0 t，油田综合含水呈缓慢上升约67.0%，依据油藏地质及开发特征，主要采用童氏图版法（图1），水驱特征曲线法进行可采储量标定［3］。

中后期加密调整开发阶段，油田已形成2注8采开发井网，年注水达4.7×104t，但含水上升快，综合含水90%，依据油田阶段开发特征，选取了水驱特征曲线法（图2）及递减法标定可采储量。

后期低速开发阶段，年采油速度0.6%，综合含水高达95%以上，该开发阶段由于油田开发投入时

间长，动态资料丰富且落实，并具有一定的开发规律性，往往选取递减法（图3）标定可采储量。

图1 储家楼油田可采集储量标定单式图版

图2 储家楼油田可采集储量标定水驱曲线

图3 储家楼油田可采储量标定递减曲线

表4 油田不同开发阶段可采储量标定方法及效果评价

跟踪研究表明，不同开发阶段所选取的方法及标定结果与其生产水平、开发效果是相匹配的（表4）。

2 应用效果分析

通过台兴、储家楼油田在不同开发阶段，采用不同方法标定可采储量的实例可见：①处于开发初期的油田，由于初投入开发时间短、注采井网不完善，动态资料往往不具规律性（或规律性差），该阶段主要是依托油田丰富的静态资料及开发方案，选取地质综合评价法、经验公式法、类比法等静态方法进行可采储量标定。台兴油田广山新建区块Ef3油藏有着其独特的储层特征、油水系统，因此采用了多种静态方法进行可采储量标定，并根据其静态资料及开发特点，经综合分析后进行取值；兴北区块是油田扩边新建区，其Ef3油藏类型、储层物性、流体性质、井网密度等多因素与油田老区相同或相近，因此采用静态类比法比较适合于该类老油田新区块的可采储量标定。②进入开发中、后期阶段的油田，其开发井网相对完善、生产资料丰富，动态资料具有一定规律性，可根据油田所处不同开发阶段的开发特征、生产资料，合理选择与油田生产现状相匹配的标定方法。储家楼油田在开发中期阶段，其产量、含水均呈逐步上升态势，依据该阶段开发特点，采用了童式图版法、水驱曲线法（丙型）标定可采储量，标定结果与生产状况相适应；油田进入开发中后期阶段，动态资料丰富且具有一定规律性，但产量下降、含水上升，该阶段主要选取递减曲线法进行可采储量标定，水驱曲线法、图版法作为辅助方法，标定结果客观、真实的反应了该阶段开发水平，与目前开发现状相匹配。由此可见，油田不同开发阶段可采储量标定方法选取要以各阶段生产实际资料为基础，结合油藏静态资料，进行科学、合理的筛选，标定方法与所计算的可采储量需与该阶段开发现状相匹配，才能指导油田下步开发、调整、挖潜、油产量增减及调配等，为加大油田增储上产力度做贡献。

3 结论

（1）可采储量标定方法主要分为静态法和动态法两类。静态法适合于油田早期、处于开发初期阶段的开发单元，而动态法则适用于油田中后期、处于开发中、后期阶段的开发单元。

（2）通过多年油田可采储量标定实践，积累了一套针对不同开发阶段可采储量标定方法，其核心是以油田开发实际资料为基础，结合油藏静态资料，科学合理地选取适合油田开发现状的方法进行可采储量标定，以指导油田下步开发及对策。

（3）实例研究表明，可采储量标定除根据开发阶段采用不同的方法以外，还应综合考虑油藏类型、储层物性、流体性质、开发方式等因素，最后综合确定。

1 国家石油和化学工业局.SY／T5367—1998石油可采储量计算方法（S）.北京：石油工业出版社，1999.

2 杨通佑、范尚炯、陈元千，等.石油及天然气储量计算方法.［M］北京；石油工业出版社，1990.

3 左燕春，蒋永平，蔡楠松，等.中石化华东分公司年度已开发油田可采储量标定［R］.内部资料，2000－2011.

（修改回稿日期 2013－08－07 编辑 王晓清）

左燕春，女，1961年出生，高级工程师；1982年毕业于西南石油学院石油地质专业，现从事油田开发规划及储量研究工作。地址：（210011）江苏省南京市热河南路37号华东分公司石油勘探开发研究院。电话：（025）58011047。E－mail：zycyz＠tom.com