LF-Y油田动态石油地质储量评价

周　锦，李胜利 ，杨　勇，朱义东， 王雪美

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，广东 广州　510240；2.中国地质大学(北京)能源学院　北京　100083)



LF-Y油田动态石油地质储量评价

周锦1，李胜利2，杨勇1，朱义东1， 王雪美1

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，广东 广州510240；2.中国地质大学(北京)能源学院北京100083)

LF-Y油田S区在ODP开发调整方案实施中，钻井表明构造边部变陡，含油面积变小，静态方法重新计算地质储量为1 328.30×104m3，但该储量规模与油田生产动态不相符。结合生产动态法、储量反算法及油藏数值模拟法分析油田储量规模及合理性，指出了S区存在储量计算不足的问题并分析了原因，通过动态信息反算地质储量的方法,反算储量规模在1 450.00×104～1 700.00×104之间，因此该油田西边无井控区域储量潜力可能性较大。结合重新开展的孔隙度反演、精细地质模型、储量计算及油藏数值模拟等研究，再通过静态方法最终计算S区的地质储量为1 566.03×104m3，储量规模增加了237.73×104m3。以动态反算储量，并反馈到静态储层评价与储量计算之中，使两者达到较为一致的结果。研究成果不但解决了S区储量不足的矛盾，使模型更加合理，剩余油分布预测也更加可靠，为ODP调整方案成功实施提供了储量基础；而且验证了油藏动态方法对储量问题研究的反证作用，从而实现了油藏动、静态结合解决地质难点问题。

地质储量；地质模型；油藏数值模拟；孔隙度反演；ODP

0　引　言

LF-Y油田位于中国南海珠江口盆地陆丰凹陷南部，属于单个砂体反韵律沉积边水油藏，被东西走向大断层分为南北两个区(S区和N区)，油层厚度约35 m，具有一定非均质性。油田于2005年投产，3口水平井已生产6年多，含水上升速度比较慢，产量递减也较缓慢。2012年完成ODP(油田开发方案)调整方案实施，共完钻2口领眼井和8口水平开发井(其中W8P2未测得中子孔隙度和密度)。在ODP调整方案实施中，构造西边领眼井W8P1处变深了21.8 m，重新解释的构造边部整体变陡，含油面积变小，地质人员重新计算的地质储量从1 730.53×104m3减小为1 328.30×104m3。但事实上油田生产动态很好，采出程度高，明显与重新计算的地质储量规模不相符，显然存在动态与静态储量认识不同的矛盾。本文应用一系列油藏动态方法[1]分析油田储量规模及分布结构合理性，针对计算储量不足与生产状况好之间的矛盾，采用生产动态法、储量反算法和油藏数值模拟法等油藏动态方法重新落实油藏实际储量，进而预测油田S区可能存在的储量潜力区域，也使油藏认识更加清楚，从而深化油田生产及精细地质油藏研究。

1　油藏动态法分析储量问题

1.1生产动态分析储量问题

1.1.1油田生产动态反应储量计算不足问题

ODP调整方案实施前，油田仅有3口水平井生产，投产后均自喷采油，单井无水期均达到1年多，自2007年底开始产量递减，含水率上升缓慢。目前， 3口老井已生产6年多，单井日产油量约300.00 m3/d，含水率在45%～70%之间，油田综合含水率52.0%，仍处于中低含水期，但累积产油量已达到625.00×104m3，按1 328.30×104m3地质储量计算采出程度接近50.0%。可见，油田生产动态反映油藏储量比预想的要充足，与当时地质储量认识存在矛盾，原来计算的地质储量偏小。

1.1.2生产动态分析储量潜力

根据单井生产动态可以分析各井控区域储量情况[2]，单井生产动态好的井一般位于构造高部位或储量充足的区域。从3口老井生产动态来看(图1)，明显反映了边水油藏特征。其中：LF-Y-W2井(后续文中井名均省略LF-Y-字样)生产动态最好，主要是因为该井位于构造高部位。而W1与W3井由于分别位于构造东、西两边，井位所在构造高度相近(井位在图3中标示)，且井尾段离原始油水边界水平距离相近，但W3井生产动态明显优于W1井，说明W3井控区域储量相对充足。

图1　三口老井生产动态曲线图Fig.1　Production performance plot of three wells in early production phase of the oilfield

图2　8口开发调整井生产动态曲线图　Fig.2　Production performance plot of 8 production wells in development adjustment phase of the oilfield

从新投产8口开发井生产动态来看(图2)，各井生产动态差别较大：W4与W5井单井产量高、投产半年多仍处于无水期，主要由于井位处于高部位；W6、W10与W8生产动态较好，含水率上升较慢；W7、W9和W11井单井产量低、含水率上升速度快。因此，结合W4、W5、W6和W10井生产动态可知，油田S区构造东南位置W4和W5井以南区域可能存在一定储量潜力或发育隔层；综合W3和W8井生产动态可知构造西边W8井控区域可能存在储量潜力(图3)。

综上生产动态分析，发现油田S区存在储量计算不足的问题，油田在W4和W5井以南区域和构造西边W8井控区域存在储量潜力的可能性(图3)。

1.2储量反算法推算油田储量

本文所说储量反算法是指在利用相关资料确定油田相对合适的采收率基础上，采用油藏动态方法预测油田可采储量，从而反算油田已动用地质储量[3]。应用该方法可以较准确计算出油田地质储量合适范围，并根据单井动态预测情况分析油田可能存在的储量潜力区域。

1.2.1油田采收率确定

参考类比法和水驱油实验结果确定LF-Y油田S区采收率值，将三种方法的平均采收率值作为油田较合适的采收率。

类比法选择南海东部与LF-Y油田储层物性、原油性质相似性强，生产年限长，采收率预测较可靠的砂岩油藏进行类比，共筛选了5个油藏(表1)，其相似程度高，各油藏采收率在63.3%～69.1%之间，该方法推荐平均采收率值65.5%。

根据水驱油实验结果(表2)可见，5块岩样测得水驱油效率在60.5%～71.4%之间，因此LF-Y油田S区采收率在60.5%～71.4%之间，该方法推荐平均采收率值64.1%。

综合以上两种方法，得到的LF-Y油田采收率主要在60.0%～70.0%之间，两种方法推荐采收率的平均值为64.8%。因此最终推荐64.8%为LF-Y油田较合适的采收率值，并将70.0%作为乐观采收率值，60.0%作为悲观采收率值。

表1　LF-Y油田S区采收率类比表

表2LF-Y油田S区水驱油实验结果表

Table 2Results of water flooding experiment in the S block of LF-Y oilfield

样品ID 深度/m渗透率/10-3μm2孔隙度/%水驱油效率/%102B2489.22388622.471.4118A2496.9887119.560.5124A2500.19363023.668.8132B2504.1846219.460.8201A2506.53123419.867.5平均值2499.42201720.965.8

1.2.2油田地质储量反算

确定油田较合适的采收率后，采用动态法预测油田可采储量[4]，从而反算油田地质储量。根据LF-Y油田油藏特征及生产动态规律，本文主要考虑了指数递减法、双曲递减法和数值模拟预测油田可采储量[5]。

表3动态法预测LF-Y油田S区可采储量结果汇总表

Table 3Recoverable reserves calculated with different production performance methods in the study area

预测方法可采储量/104m3指数递减 按油田预测986.50按单井预测995.53双曲递减 按油田预测1025.92按单井预测1038.02数值模拟法2012年可采储量调查结果1015.36平均值1012.27

从各种方法预测结果可见(表3)，预测S区可采储量为986.50×104～1 038.02×104m3，平均值为1 012.27×104m3，因此推荐油田可采储量为1 012.27×104m3，结合推荐采收率，根据推荐方案反算S区地质储量约1 562.15×104m3，根据乐观方案、悲观方案反算结果，LF-Y油田S区地质储量规模在1 450.00×104～1 700.00×104m3范围之间(表4)。

表4LF-Y油田S区地质储量反算结果表

Table 4Geological OIP reserves invert-calculation results with different scenarios in the study area

分类采收率/%推荐可采储量/104m3反算地质储量/104m3乐观方案60.0推荐方案64.8悲观方案70.01012.271687.121562.151446.10

根据以上储量反算结果，通过构造、地质认识计算油田S区地质储量结果为1 328.30×104m3，不在本文反算地质储量范围1 450.00×104～1 700.00×104m3之内，不但比本文推荐方案的反算地质储量(1 562.15×104m3)少233.85×104m3储量，甚至比现在悲观方案反算的地质储量(1 446.10×104m3)还要低121.70×104m3，这与动态生产明显不匹配，显然是不合理的。因此，总体上油田S区目前构造、地质认识的储量规模偏小，存在储量不足问题；而重新通过动态方法反算得到的地质储量数据相对更为合理。

1.2.3单井动态预测分析储量潜力

根据单井动态预测可以估算各井最终产量贡献，并反映了各井控区域储量情况。采用递减法和数值模拟法进行单井动态预测。

递减法和数值模拟法预测单井累积产油量比率图，可见两种方法预测各井最终累积产油量所占比率相近(图4)，说明通过动态方法反算并预测的地质储量结果相对可靠。调整方案实施前，3口老井单井累积产油量高，以构造高部位W2井产量贡献比率最大，位于构造东、西两边W1与W3井产量贡献比率略低，但W3井明显大于W1井，反映W3井控区域储量比W1井控区域充足。调整方案实施后，8口开发井单井累积产油量相对3口老井偏低，8口开发井中， W4与W5井产量贡献比率较大，主要因为井位处于构造高部位，其它井中以W6、W10与W8产量贡献比率较大，反映井控区域储量较充足。动态预测单井累计产量贡献与前文生产动态分析结果相符，认为油田构造东南位置W4和W5井以南区域和构造西边W8井控区域存在储量潜力的可能性(图3)，单井动态预测可以为油田储量评估提供定性及模糊定量参考。

1.3采用油藏数值模拟法分析

图4　递减法及数值模拟法预测单井累积产油比例图Fig.4　Correlation plot between decline rate and simulation methods on single well cumulative production forecast

图5　LF-Y油田数值模型初始化后(未拟合)与实际生产曲线对比图(1psi=6.895 kPa)Fig.5　Contrast plots of actual production curve vs.simulation initial(without history match) in LF-Y oilfield

油藏数值模拟方法研究既能较准确地刻画油田储层物性和油藏特征，又能通过生产历史拟合重现实际油藏生产动态，从而实现油田生产预测[6]。在油藏数值模型建立及生产历史拟合中同时也可以检验模型储层物性的合理性，不断优化模型[7]。本文通过精细油藏数值模型建立及生产历史拟合中敏感区域研究，验证了LF-Y油田S区目前储量计算不足的问题，并通过分析找到可能的储量潜力区域。同时数值模拟可以得到量化的地质储量预测。

1.3.1油藏数值模型初始化分析

在精细地质油藏描述基础上建立地质模型，得到的油藏数值模型经过初始化后，已基本能反映地质模型研究中对储层物性认识[8]。此时对比模型与历史生产曲线，可验证地质模型的合理性。对比LF-Y油田S区及单井DST拟合后模型与历史生产曲线(图5)可知：对比含水率曲线，模型计算的油田及单井含水率均高于实际含水率，尤其是W3井，模型含水率远高于实际，且无水期远远短于实际生产数据，含水率也远高于实际含水率，其原因可能是模型储层物性差别大或模型储量不足，其次W2井生产2年后也存在类似情况；对比压力曲线，模型各井井底流压与实际流压数据较吻合，说明模型物性相对合理。因此，综合分析认为LF-Y油田S区整体反映储量计算不足问题，尤其是W3井最明显，其次W2井。

1.3.2油藏数值模型储量拟合分析

在油藏数值模型历史拟合时，发现仅修改物性参数难以实现拟合，因此在修改模型物性使其倍数偏大却依然无法达到拟合效果时，应考虑修改储量进行历史生产数据拟合。按此方法通过大量物性参数及区域敏感性分析，达到较高程度的拟合，LF-Y油田S区模型拟合储量为1 676.85×104m3，比原地质模型增加348.50×104m3储量。模型中主要储量敏感区域为：W2西北方向接近南北连接处区域，储量增加150.00×104m3；W3井控区域，储量增加100.00×104m3；W4和W5井以南区域，储量也增加98.50×104m3。

1.3.3油藏数值模型边水驱替方向拟合分析

根据钻井及测井资料显示：油田生产2年时LF-Y-W3井点处动油水界面相对原始油水界面上升3 m；油田生产6年多时，W8P2井点处动油水界面上升8 m，W10井尾处动油水界面上升10 m，W11井尾处动油水界面上升22 m。结合钻井、测井及生产动态资料，对该油藏水驱油机理及水驱油方向分析，认为主要沿构造变化剧烈、距井头近的区域水侵速度快(图6)。油藏数值模拟结果与该理论研究较吻合，唯独W3井西南方向，其构造变化剧烈，但含水率上升敏感性不强，反映该区域储层认识仍然存在一些不确定性。

总结油藏数值模拟分析，对比DST校正后油藏数值模型与历史生产曲线，认为LF-Y油田S区整体反映储量计算不足问题，尤其是W3井与W2井。通过生产历史拟合，模型储量可达到1 676.85×104m3，储量拟合敏感区域主要为：W2井西北方向接近南北连接处区域、构造西边区域、W4和W5井以南区域。需要再结合边水驱替方向分析，认为构造西边区域储量计算不足问题明显，这也可能是导致W2井西北方向(接近南北连接处)区域与W4和W5井以南区域在生产历史拟合时需要增加储量的原因。

1.4结合储层物性分析

根据目前地质认识，油藏属于中孔隙度、中高渗透率砂岩油藏，存在一定的非均质性。根据早期地震资料,认为油藏西边无井控区域存在物性偏低的可能性，地质模型孔隙度场西边反映孔隙度偏低特征(图7)，但从单井动态认识及新钻水平井测井解释结果来看，油藏孔隙度向构造西边逐渐变差的规律性并不明显，因此认为油藏西边的确可能存在储量潜力；而W4和W5井以南区域也存在储量潜力的可能性。

综上所述，构造西边无井控区域存在储量潜力的可能性较大；而W4和W5井以南区域也存在储量潜力的可能性，但同时也存在夹层发育较多的影响，从而减小储量的可能性。

2　储量问题解决思路及结果验证

2.1静态储量计算不足的原因与解决思路

确定LF-Y油田S区储量计算不足的问题及存在储量潜力可能性区域后，与地质人员沟通，讨论认为模型原始油水界面及含油面积解释可靠，含油饱和度属性场能反映油藏真实情况，有效厚度门限值确定合理，仅孔隙度场分布规律可能存在问题，油藏西边无井控区域孔隙度偏低，可能是导致储量不足问题的主要矛盾。但这仅是从油藏动态出发分析得出，而且构造西边无井控，该问题尚需从构造、地质及油藏各方面出发给予验证。因此，本文提出重新进行孔隙度反演研究，在此基础上充分利用老井及新钻井相关资料进行模型精细化研究，同时进行储量复算，再根据新的油藏数值模型验证储量问题。

2.2地震反演重新研究

图6　LF-Y油田S区边水驱替方向理论研究及数值模拟拟合效果对比图Fig.6　Theoretical edge water drive depletion direction vs.numerical simulation result in the S block of LF-Y oilfield

图7　LF-Y油田S区初始地质模型孔隙度场分布图Fig.7　Porosity map of initial geologic model in the S block of LF-Y oilfield

图8　LF-Y油田S区新地质模型孔隙度场分布图(结合新地震反演结果建立的孔隙度属性场)Fig.8　New static porosity model (integrated with new seismic inversion cube) in the S block of LF-Y oilfield

图9　LF-Y油田新数值模型初始化后(未拟合)与实际生产曲线对比图Fig.9　Actual production curve vs.new simulation initial (without history match) in LF-Y oilfield

地球物理工程师重新进行了LF-Y油田孔隙度反演研究[9]，并在此基础上，增加了新井钻井资料，对局部孔隙度体进行了调整。反演结果经过2口评价井、2口领眼井及11口水平井检验，基本与井点处孔隙度值相吻合。新的孔隙度体在构造西边无井控区域有所增大，平面上孔隙度变化规律体更加合理，垂向上反韵律沉积特征更为明显，且隔夹层刻画更加精细，使孔隙度属性模型更加可靠(图8)，同时也说明构造西边无井控区域确实存在储量潜力。

2.3储量计算对比

ODP开发调整方案实施完后，计算LF-Y油田S区地质储量为1 328.30×104m3(老方案)。在孔隙度反演研究后再次进行了储量计算研究，根据相关要求采用容积法计算[10-11]，有效厚度下限值保持φ≥10%、Sw<80%、Vsh<30%不变，含油面积仍然基于ODP开发调整方案实施完后构造解释计算，平均有效厚度值与平均含油饱和度值采用面积权衡法计算，其结果变化不大，平均孔隙度值利用孔隙度反演体进行体积权衡法得到，计算平均有效孔隙度为21.1%，与原平均孔隙度20.5%差别不大。最终计算LF-Y油田S区地质储量为1 566.03×104m3(新方案)，增加了237.73×104m3，其中构造西边无井控区域储量增加约150.00×104m3。

对比前文储量问题研究结果，该储量计算的结果(新方案)在前文动态法反算储量规模的范围(1 450.00×104～1 700.00×104m3)之内，说明前文所采用的LF-Y油田S区动态法反算地质储量较准确，也验证构造西边无井控区域存在储量潜力。但新方案比油藏数值模型拟合储量1 676.8×104m3，仍少110.77×104m3，说明构造西边储量计算不足是导致W2井西北方向接近南北连接处区域与W4和W5井以南区域在生产历史拟合时也需要增加储量的原因。

2.4油藏数值模拟重研究

在新的储层反演地质体及精细地质模型研究的基础上，重新建立油藏数值模型，并进行生产历史拟合研究[12]。对比新模型LF-Y油田S区及单井DST拟合后模型与历史生产曲线(图9)可知：未进行生产历史拟合前，油田及各井模型计算的含水率及井底流压已经与实际生产数据趋势接近，而且减少了生产历史拟合工作量、提高最终拟合效果，同时说明新模型物性更加合理，储量规模及结构更加可靠，也再次验证原模型构造西边存在储量潜力。

综上所述，基于油藏动态对储量分析结果，对LF-Y油田S区重新进行地震反演、地质模型精细研究、储量计算及油藏数值模型重建与生产历史拟合研究，各方面研究结果均验证LF-Y油田S区原模型存在储量计算不足问题，储量重算的结果为1 566.03×104m3，增加了237.73×104m3，其中构造西边存在150.00×104m3左右储量潜力。

3　结　论

(1)本文从油藏动态出发，在ODP实施中落实构造发生较大变化、储量较大幅度变小情况下，采用生产动态法、储量反算法及油藏数值模拟法分析油田储量规模及合理性，提出油田存在储量计算不足问题并分析相应的原因，对LF-Y油田S区地质储量规模进行了定性及模糊定量研究，反算储量规模在1 450.00×104～1 700.00×104m3之间，并认为油田西边无井控区域为油田较大可能的储量潜力区域。

(2)根据油藏动态对储量问题分析结果，大胆提出重新进行孔隙度反演、精细地质模型、储量计算及油藏数值模拟等系列研究，最终得到LF-Y油田S区地质储量为1 566.03×104m3，储量规模增加了237.73×104m3，其中构造西边无井控区域增加150.00×104m3左右储量，解决了S区储量不足矛盾，使模型更加合理，剩余油分布预测更加可靠，为ODP开发调整方案后期开发井实施提供储量基础，同时验证了油藏动态方法对储量问题研究结果。

(3)本文通过油藏动态分析，发现储量问题、分析储量问题并解决了储量问题，实现了从油藏动态出发，动静结合落实地质模型的准确性，提高了储量计算的可靠性。

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Petroleum Reserve Research of LF-Y Oilfield Through Reservoir Dynamic Analysis

ZHOU Jin1, LI Shengli2, YANG Yong1, ZHU Yidong1, WANG Xuemei1

(1.ResearchInstituteofShenzhenBranch,CNOOCLtd.,Guangzhou,Guangdong510240,China;2.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083，China)

After the adjustive development plan implemented in the S Region of LF-Y oilfield, some drilling data have displayed that the structural west frank became deeper and the oil-bearing area became smaller. The static OIP recalculated in the S Region was 1,328.30 ×104m3, which did not match with field production performance. Some methods were used to analysis OIP and its rationality, which included the dynamic method of production, inversion calculation methods, and numerical reservoir simulation method. Then a question that the geologic OIP displayed insufficient was brought forward, after detailed analysis. The OIP by inversion calculation was in the range of 1,450.00×104m3to 1,700.00×104m3, and unidentified remaining likely potential for reserves is in west frank. Some studies were put forward, which contained porosity inversion, detailed geological modeling, reserve calculation, and numerical reservoir simulation, and the result of geologic reserve was 1,566.03×104m3in the S Region, increased by 237.73 ×104m3. So the contradiction of reserve insufficient in S region was solved by static and dynamic analyses. The problem that reserve displayed insufficient in the S region was resolved and the updated geologic simulation model was more harmoniously interactive. The prediction of remaining oil distribution is more reliable and it provides also geologic reserve evidences to guarantee the successful adjustive oilfield development plan (ODP). Meanwhile, it verified the function of oilfield production performance feeding back into the hydrocarbon reserves and it also provided a method to resolve difficult geologic problem by integrated dynamic and static data.

geologic OIP; geological model; numerical reservoir simulation; porosity inversion; oilfield development plan

2015-03-17；改回日期：2015-07-20；责任编辑：孙义梅。

国家自然科学基金项目(42172132，41572080)。

周锦，男，硕士，1973年出生，石油地质学专业，主要从事油田开发地质研究。Email: cnoocrc@gmail.com。

李胜利，男，博士，副教授，1971年出生，矿产普查与勘探专业，主要从事油气储层地质研究。

Email: slli@cugb.edu.cn。

TE155

A

1000-8527(2016)02-0373-09