海相砂岩油田上市储量评估中的类比法创新

黄军立，戴宗

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 广州 510240)



海相砂岩油田上市储量评估中的类比法创新

黄军立，戴宗

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 广州 510240)

南海东部油田以海相砂岩为主，在上市储量评估中遇到类比油田难以选取、新投产井初产难以确定等难题，因此提出流动系数折算单井可采储量的创新类比法。结果表明，创新类比法的应用提高了上市储量评估的质量，顺利完成储量评估工作的同时丰富了上市储量评估的技术和方法，为今后上市储量自评估工作提供很好的指导和借鉴。

SEC准则；海相砂岩；类比法；流动系数

中海石油(中国)有限公司2001年在纽约证券交易所上市，美国证券交易委员会(SEC)油气储量评估工作就成为公司储量管理的重要内容，必须按照SEC规则进行证实储量评估。类比法在油气田开发前和生产早期是非常有用的，特别是对于成熟油气田或邻近成熟油气田的新油气藏更为有效[1]。由于SEC规定“所研究的油藏至少要在孔隙度、渗透率、厚度等方面等同或优于用作对比的老油藏”，因此，南海东部海域海相砂岩油田在评估时遇到新油田的类比油田难以选取及新投产井初产难以确定等难题。笔者在南海东部海相砂岩油田的开发实际和SEC油气储量评估规则的基础上[2～5]，提出了流动系数折算单井可采储量的新方法，进而得到合理的证实储量。

1 南海东部海域海相砂岩油田开发现状

南海东部海域油田以海相砂岩为主，具有储层连续性好、地层原油黏度低、天然水体能量充足等特点，采用天然水驱方式高速开发。由于该海域油田单井控制储量较大，主要采用水平井单采或者定向井合采，形成了高速高效开发的模式，取得了较好的开发效果，大部分油田水驱采收率达到40%～70%。同时，这些油田采液速度高、采液强度大，特别是进入高含水期以后，油藏储层经过大量的边水或底水冲刷，残余油饱和度变小，因此可采储量往往大于预期，采收率普遍高于陆相砂岩油田[6]。并且随着油田开发的深入，一些稠油油藏、边际小油田开发提上日程，这给该类区域上市储量评估带来较大难度。

2 流动系数折算单井可采储量技术及应用

类比法是新增油气田最常用的评估方法[7～9]，而类比法最重要的就是要确定油气田的采收率，但是采收率的确定却依赖于类比油气藏的采收率，因此SEC评估准则要求类比油气藏性质不能好于待评估的油气藏，但在评估中往往很难找到满足此要求的类比油气藏。面对此困境，通过分析影响可采储量的主控因素，提出了在类比的基础上通过流动系数折算未开发井的可采储量技术来确定未开发油藏合理采收率。

2.1 可采储量影响因素分析

2.1.1 可采储量影响单因素分析

油藏可采储量受许多因素影响，主要包括3个方面：油田地质条件、开采方法与开采技术、投入产出的经济效益。地质因素是影响采收率大小的内在因素，因此查清地质油藏因素是研究可采储量的关键。地质油藏因素主要包括驱动类型、渗透率、原油黏度、有效厚度等[7～9]。在驱动类型一致的情况下利用数值模拟研究各因素对可采储量的影响。研究方案设计如表1所示。

表1 可采储量影响单因素研究方案

1)渗透率的影响 渗透率是最能反映储层物性的参数，为某一流体通过多孔介质的能力，渗透率越大，消耗单位能量情况下通过的流体越多。从图1可以看出，两者成正相关关系，即渗透率越高，可采储量越大。

2)原油性质的影响 原油性质对可采储量有非常重要的影响。在油藏开发过程中，油品性质好的原油流动性好，最终采收率高。通过图2可以看出，随着原油黏度增加，可采储量降低，两者成负相关关系。

注：MMbbls为百万桶，下同。图1 渗透率与可采储量关系 图2 原油黏度与可采储量关系

图3 有效厚度与可采储量关系

3)有效厚度的影响 有效厚度对可采储量也有非常重要的影响。通过图3可以看出，随着有效厚度增加，可采储量增加，两者成正相关关系。

2.1.2 可采储量影响多因素综合分析

在以上可采储量影响单因素模拟研究基础上可以看出，在驱动类型一致的前提下，可采储量与渗透率、有效厚度成正相关关系，与原油黏度成负相关关系，综合三因素考虑可以作为一个多因素指标即流动系数。研究设计方案如表2，即流动系数分别为50、100、200(mD·m)/(mPa·s)共3种方案。从数模预测结果(图4)可以看出，流动系数为100(mD·m)/(mPa·s)时可采储量为3.36MMbbls；当减小到50(mD·m)/(mPa·s)时可采储量为2.66MMbbls；当增加到200(mD·m)/(mPa·s)时可采储量为3.85MMbbls。分析3种方案预测结果可以看出，流动系数为50、100、200(mD·m)/(mPa·s)对应的可采储量比例为0.79∶1∶1.15，可采储量与流动系数成正相关关系。当流动系数增加时，可采储量增加比例小于流动系数增加比例；而当流动系数减小时，可采储量减小比例小于流动系数减小比例。从以上分析来看，如果类比油藏比待评估油藏物性好，在类比可采储量时采用流动系数比例进行折算的可采储量相对保守，具有较高的可信度，符合SEC保守性原则。

表2 可采储量影响多因素研究方案

图4 流动系数与可采储量关系

2.2 流动系数折算单井可采储量

根据SEC类比的原则，类比油藏性质要比待评估油藏差，而且又要满足相同的地层、相同的沉积环境、相似的地质结构等[6～12]，这在实践中很难在同区域找到类似且性质比其要差的油藏进行类比。而由前面的可采储量影响因素分析可知，流动系数是造成单井最终可采储量不同的重要因素，而且采用流动系数折算单井可采储量是一种比较保守的方法，符合SEC储量评估的保守原则。以PYX10-2油田RE18.85油藏的评估为例，选取了邻近在生产的PYX4-2油田的RE17.46油藏进行类比分析。从表3可以看出PYX4-2油田RE17.46油藏的性质好于PYX10-2油田RE18.85油藏。PYX4-2油田RE17.46油藏有一口水平井和一口定向井开采，该水平井单井指数递减预测最终技术可采储量为4.42MMbbls，该可采储量从其目前生产来看可靠。借用该井单井可采储量，按照两个油藏的流动系数比例0.17(146.83/885.21)折算，得到PYX10-2油田水平井单井可采储量为0.75MMbbls。待评估的RE18.85油藏开发方案只设计了1口水平井，且位于构造高部位，结合同区域底水油藏水平井单井可采储量来看，该井投产后达到此可采储量的可靠性较高，比较合理，由此确定该层采收率为20%。

表3 类比法确定采收率的油藏性质

3 结论

1)在遵循SEC规则的前提下，结合南海东部海相砂岩油田特点提出了创新类比法，丰富了上市储量自评估的技术和方法，为今后上市储量自评估提供了很好的借鉴。

2)通过流动系数折算单井可采储量新方法可以解决新油田难以选取合适老油田类比的困境，保证了证实储量评估的合理性。

[1]贾承造.美国SEC油气储量评估方法[M].北京:石油工业出版社，2004：81～137.

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[3]李红英，孙静.基于SPE-PRMS准则下的3P储量含油气边界确定方法探讨[J].岩性油气藏，2013,25(4)：7～10.

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[5]张玲，袁向春，林豪，等.国内外储量计算与上市储量评估对比分析[J].中国西部油气地质，2006,2(3)：246～248.

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[8]王永诗，魏兴华，尚明忠.新增探明储量技术采收率主控因素[J].油气地质与采收率，2007，14(1)：66～68.

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[编辑] 帅群

2016-10-20

黄军立(1983-)，男，硕士，工程师，主要从事油气田开发方面的研究，huangjunl3@cnooc.com.cn。

TE328

A

1673-1409(2016)35-0088-03

[引著格式]黄军立，戴宗.海相砂岩油田上市储量评估中的类比法创新[J].长江大学学报(自科版), 2016,13(35):88～90.