开发中后期低渗透油藏储量复算研究

田 秘, 胡秀全, 张丽双

（1. 东北石油大学，黑龙江 大庆 163318； 2. 中国石油天新疆油田风城作业区，新疆 克拉玛依 834000）

为了进一步摸清地下储量分布情况，更好的对油气层进行分区分块开采，需要对处于开发阶段的油、气藏开展更精准的地质储量核算[1-3]，算方法较多，各种方法针对各种地质条件和油藏情况都发挥着重要的作用。国内外油气储量计算方法主要有容积法、类比法、矿藏不稳定试井法、产量递减法和水驱特征曲线法等，虽方法繁多，但其试用条件各有不同，针对X油田，需进一步研究其特征，从而选取合适的方法进行复算[4-7]。

1 X油田地质特征

X油田区域构造为一长期继承性发育的背斜构造，始终处于油气运移的指向区。各小层构造高部位的油气富集程度较好，油层发育良好，而构造低部位油气富集程度较差，油层发育不好，构造圈闭外油层不发育。储层岩屑以石英为主，主要孔隙类型为粒间孔和微孔隙，X油田主要储层参数如下：孔隙度变化范围为10.0%～22.0%，气测渗透率变化范围为0.1～5.0 mD，属于中孔隙度、低渗透率油田。

2 储量计算方法研究

2.1 容积法

在储量计算的众多方法中，容积法的使用条件最为宽泛、应用最广，因此是当前测算地质储量的首要方法。刨除单一裂缝系统油气藏，对于其他不同类型的油藏，无论处于哪种勘探阶段，其圈闭类型、储集类型及驱动方式如何，容积法都可以适用。作为估算地质储量的重要方法，容积法适用于贯穿油气田开发的各个阶段，因此容积法适用于此次储量计算。不同质量的资料使得容积法最终的计算结果精度大有不同，砂岩储集层油藏使用容积法的计算结果精确度相对偏高；但对于其他复杂类型油藏，此类方法的精确度却较低。

2.2 类比法

类比法适用的条件较为明确，主要针对钻前没有探明的区块。它的原理主要是依据在已开发或开发末期资源己经开采殆尽或几乎殆尽的油气藏中，核算该区块在每平方千米面积上每米油气层厚度中的油气储量平均值。将得到的平均值数据类比到与此区块地质数据类似的新的油气藏中。综上所述，类比法仅适用于未来储量的初略估算。用类比法估算的储量与实际储量存在较大误差的概率比较大。

2.3 矿场不稳定试井法

不同区块的油气藏地质储量参数相差较大，针对小面积的油气藏，考虑到成本问题，不能钻过多的探井去摸索储层参数，由于前期会有一至两口探井，则根据前期已钻探井的资料来计算此井控制区块的储量。此方法是根据已生产的探井在产量平稳的前提下，不停的记录井底流压与时间的变化关系数据，进而通过这些数据研究此区块控制的油气储量。对于定容封闭性油气藏来说，矿场不稳定试井法所测数据较为准确。通过地质资料分析，若确定单井地质资料能够反映整个油气藏的情况，则确定此井控制的地质储量为该油气藏的地质储量。此方法存在一些缺点就是针对低渗透、低连通性的油气藏，则计算效果不准确，计算结果应偏低于实际数据。

2.4 产量递减法

油气藏开发进入开发后期，产量递减法则适用于此类油气藏，当油气藏己开采到一定程度，并经过开发方案更改之后，油气藏已确定开始递减阶段。由于进入开发后期的油气藏递减期间的产量与时间存在一定的变化关系，通过递减变化关系的研究，计算达到开发成本临界时的产油气量，将此数据加上油气藏产量递减之前的总产油气量，则可计算出油气藏可采储量。造成油气藏产量递减的因素较多，所以产量递减法计算出的结果是否准确的一个关键点在于一定要正确判断油气藏是否进入开采递减阶段以及得到的油气藏递减期间产量与时间存在的变化关系是否准确。产量递减法的适用范围：（1）油气藏开采产量连续递减三年或三年以上；（2）通过使用试算法计算油气藏现场生产各项数据，要确定符合率以及相关性最佳的曲线进行储量计算；（3）需要确认油气藏废弃产量。产量递减法可使用于X油田，但需提供目前X油田的递减参数数据。

2.5 水驱特征曲线法

水驱特征曲线法主要是通过利用油藏的现场生产数据进行计算油藏地质储量的一种方法。当油藏开发至采出液含水量至50%左右，根据油藏累计产水量与累计产油量存在的直线关系即可推算出油藏采出液含水量至98%时油藏的可采储量。此方法计算得到的地质储量仅代表目前开发情况下所控制的可采储量，计算过程中需要考虑到油藏后期的开发方案调整、采油工艺变化以及现场施工方法等对含水率的影响。水驱曲线法的适用范围：（1）油藏产出液含水率高于 40%以后才可以使用此方法；（2）若现场油藏开发措施发生调整后，需等待调整措施完成后以及油藏注采系统稳定后一年及以上时间后才能使用此方法对地质可采储量进行计算。

3 实例应用

通过对上述方法进行研究，本次采用容积法对X油田地质储量井型计算。容积法的计算原理是将地下岩石孔隙中的油气体积换算到地上标准情况下的体积，从而计算地质储量的一种方法[8]。容积法公式如下：

式中：N——石油地质储量，104t；

A——含油面积，km2；

h——平均有效厚度，m；

φ——平均有效孔隙度，%；

Soi——平均油层原始含油饱和度，%；

ρo——平均地面原油密度，t/ m3；

Boi——平均原始原油体积系数，m3/ m3。

3.1 储量计算参数

3.1.1 计算单元

X油田主体，平面上以相对独立的一个大区块计算，即 L7井区。根据对油气成藏的认识，因储层孔喉细小，造成油气水纵向分异差，并且油藏的含油饱和度小、含水饱和度大，油藏圈闭内均处于油水过渡带，无纯油区与油水同层区。纵向上，总计划分为6个油藏计算单元见表1。

表1 X油田储量原油计算单元划分表

3.1.2 含油气面积

L7构造主体，根据油田油井累计产油量平面分布图，以油井累计产油量大于1000 t画线，设定为经济极限储量边界线。对小于1000 t线以外的含油砂岩体，认为其储量不具有经济性，该含油面积不参与储量的计算。最终确定含油面积见表2。

表2 老7区块储量计算单元含油面积统计表

3.1.3 有效厚度

按照四性标准，对油田主体含油面积内完钻的新井进行有效厚度划分，共划分新井198口，累计划分有效厚度 2289.7 m，平均单井划分有效厚度11.5 m。该区井网为规则的正方形井网，井点分布较均匀，因此，采取分单元井点算数平均法求取各计算单元有效厚度值。

表3 X油田储量重新计算有效厚度选值表

3.1.4 有效孔隙度

青一段根据岩心实测基础数据直方图看出，岩石孔隙度大致处于 1.6%～24.7%之间，主要位于16%～18%，占60%～75% ，孔隙度平均为17.5%，渗透率一般在（0.02～79.4）×10-3μm2之间，平均为5.5×10-3μm2（见图1）；泉四段根据岩心实测基础数据统计看出，岩石孔隙度处于8.6%～18.4%之间，孔隙度主要处于16%～18%之间，占75%，孔隙度平均为15.1%，渗透率一般在（0.14～15.9）×10-3μm2之间，平均为 4.8×10-3μm2（见图 2）。

图1 青一段孔隙度分布频率直方图

图2 FII+III砂组孔隙度分布频率直方图

经岩芯分析方法确定结果，青一段Ⅲ、Ⅳ砂组储量重新计算单元有效孔隙度取值为 17.0%，其它砂组储量重新计算单元有效孔隙度取值均为 16.0%。

3.1.5 原始含油饱和度

应用三种方法，即相渗透率曲线法，孔隙度-饱和度产物法及测井解释法，计算油层原始含油气饱和度，并综合后取值。见表 4：各砂层组含油饱和度表。

表4 x油田含油饱和度选值表

3.1.6 地面原油密度

老7区块没有新增试油资料，各储量重新计算单元地面原油密度仍采用原值，即青一段油层地上原油密度为Ⅰ砂组为0.889 t/m3，Ⅱ砂组地上原油密度为0.873 t/m3，Ⅲ砂组地上原油密度为0.880 t/m3，Ⅳ砂组地上原油密度为0.873 t/m3，泉四段油层Ⅱ+Ⅲ砂组地上原油密度为0.867 t/m3。

3.1.7 原油体积系数

储量重新计算前后，原油体积系数及原始气油比没有发生变化，用原来数值计算即可。青一段高台子油层原油体积系数1.112，泉四段扶余油层原油体积系数1.090。

3.2 计算及结果

将上述储量计算参数代入储量计算公式，得到X油气田已开发原石油及天然气探明地质储量重新计算结果见表5。

表5 X油田储量复算结果

4 结 论

（1）油田开发要根据各个阶段情况，合理进行储量复算，为进一步摸清地下情况做出良好判断。

（2）各种计算方法都有其各自特点，同时也有一定的适用要求，类似于X这种渗透率比较低且处于开发中后期的油田，矿场不稳定试井法并不适用；另外，类比法也不适用于开发中后期油田。

（3）本次计算采用容积法，结合 X油田历史参数，进一步加以计算研究，最终确定储量为 1 986.7 万 t。

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