水驱曲线法在高含水油田上市储量评估中的应用

周焱斌，凌浩川，张 弛，潘 杰，张吉磊

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

在SEC规则下，上市石油公司每年都需要对本公司油田剩余可采储量进行评估和披露[1-3]，评估方法主要分为静态法和动态法[4-6]。对已开发较长时间的油田而言，SEC储量评估推荐使用动态法，包括递减法、水驱曲线法和数值模拟法。目前，国内文献对SEC规则下的储量评估方法的研究和探讨主要集中在指数递减法[7-9]，就渤海油田目前而言，指数递减法仍是主要的评估方法。随着越来越多的油田进入高含水期，油田自然递减逐步减缓，应用指数递减法恒定递减率进行递减分析，与油田生产实际不符。以渤海Q油田为例，对水驱曲线法评估原理和要点进行研究，对比分析了SEC规则下指数递减法和水驱曲线法的评估结果差异，并结合油田生产实际，对评估方法进行合理性论证，确定了更适合高含水油田上市储量的评估方法，为渤海乃至国内高含水油田上市储量的合理评估提供借鉴。

1 指数递减法评估

目前，渤海80%以上油田应用指数递减法进行上市储量评估，而且多数高含水油田依然沿用该方法进行评估。指数递减法是利用实际生产历史资料的生产规律和开发趋势，通过对过去生产动态趋势的外推进行储量评估和产量预测的评估方法。递减曲线分析一般是基于产量-时间半对数关系曲线图版上进行外推。要准确地应用指数递减法，产油量必须随时间变化具有明确的递减趋势，同时必须将合理的历史资料点作为预测未来产量的依据[10-11]。在确定递减率时，应以近期正常生产动态数据为主要依据。

产量递减有指数递减、双曲递减和调和递减3种类型[12]。其数学表达式如下：

Q=Qi(1+nDit)-1/n

(1)

式中：Q为时间t时的月产量，m3/月；Qi为初始月产量，m3/月；t为从Qi算起的生产时间，月；Di为初始递减率；n为递减指数，变化范围为0

应用指数递减法预测产量时，决定产油量的关键因素是产量初值和递减率[13]，因此，合理的储量评估必须采用准确的产油量初值和递减率。

以渤海Q油田N区为例，区块目前油井开井数为38口，水井开井数为18口，日产油量为808 m3/d，日产液量为8 978 m3/d，综合含水率为91%，近几年生产井数稳定，产油量呈现明显的递减趋势(递减率为11.83%)。根据递减法的评估要点，确定油田2018年产油量初值和递减率，进行产油量指数递减预测，产量预测见表1。由表1可知，截至2035年，预测总产量达214.37×104m3。评估基准日为2017年12月31日，预测从2018年1月1日开始。

表1 渤海Q油田N区指数递减法分年产量预测

2 水驱曲线法评估

水驱曲线法是人工注水开发或天然水驱开发油田的可采储量和生产指标预测的评估方法[14-15]。

国外上市储量评估中常用的是水油比与累计产油量的半对数关系，其数学表达式为：

lgWOR=a+bNp

(2)

式中：WOR为水油比；Np为累计产油量，104m3；a、b为水驱曲线常数。

对于预测的某一年，式(2)可表达为式(3),利用曲线相交法求解式(3)，即可获得SEC标准下上市储量评估的年度产油量[16-17]：

(3)

式中：Lwell为油井年产液量，104m3/a；m为开井数，口；Qo为当年年产油量，104m3/a；Np1为上年度累计产油量，104m3/a。

稳定水驱油田的水油比随累计产油量变化趋势在半对数坐标系中表现为一条直线，此直线趋势进行外推预测，并根据极限含水率确定极限水油比，即可得出该油田的最终可采储量。

2.1 水油比趋势预测

水油比的预测重点是根据生产历史确定水油比趋势的选择。目前国内已有文献讨论过水油比直线段的确定方法[18]，但在上市储量评估过程中，除了要考虑水驱直线段选择的合理性之外，更加强调所选择水驱直线段的可靠性和确定性[19]，预测节点前的生产动态趋势不可忽视，这符合SEC上市储量管理的“合理确定性”原则。如图1所示，早期水油比趋势较陡，表现为水油比趋势1，而随含水升高，水油比趋势逐渐变缓，近几年水油比表现为趋势2所示。尽管水油比趋势1更为保守，但考虑到目前油田已进入高含水阶段，水油比趋势1与高含水条件下水油比趋势不符，因此，选择更加符合实际的水油比趋势2进行预测。

图1 水油比趋势预测

2.2 平均单井产液量预测

生产压差一定时，随着含水率的上升，生产井产液量逐渐上升，因此，在上市储量评估过程中需要考虑合理的产液量上升对可采储量的影响。但是，为了保证评估结果的保守性和可靠性，在没有综合调整等大幅提升产液量规模时，评估过程中的产液量基于目前实际液量。同时，由于上市公司基本上每年都要进行储量评估和披露，因此，油田的逐步提液生产在历年上市储量评估中均有体现(单井液量变化)，确保了上市储量评估的“合理确定性”原则。

2.3 有效开井数预测

油田或区块产液量的计算采用的是单井合计的方法，因此，合理的有效开井数是准确预测油田或区块产液量规模的关键。渤海油田开发实践表明，影响有效开井数的因素有新增调整井、油井转注、低效关停等[20]。为使预测结果更加合理可信，在对未来生产井进行预测时，采用数值模拟法进行预测，生产井数与数值模拟法中结果保持一致(数值模拟法中低于单井极限产油量或高于极限含水率油井关井)。

2.4 产量预测结果

基于以上规则要点，完成Q油田N区水驱曲线法对上市储量的评估。截至2035年，水驱曲线法评估剩余技术可采储量为236.97×104m3，历年水油比、产油量和递减率预测如表2所示。

表2 渤海Q油田N区水驱曲线法未来产量预测

3 水驱曲线法评估的合理性分析

以上SEC规则下的2种不同方法的上市储量评估过程表明，指数递减法和水驱曲线法由于评估原理和要点不同，导致评估结果差异较大。以2012年年底基准日为例，对水驱曲线法的评估结果同指数递减评估结果、实际水油比和实际产量进行对比分析。

3.1 水油比趋势验证

选取2010至2012年的水油比作为预测的趋势，如图2中粉色直线段所示，同时，将研究区2013年至今的实际水油比-累计产油曲线在图中绘出。对比发现，在2012年年底基准日上所选取的水油比预测趋势与实际历年的水油比变化符合率较高，这也决定了根据该水油比趋势预测的产量与实际历年产量较为接近。

图2 渤海Q油田N区水驱曲线法水油比预测趋势与实际水油比

3.2 实际产油量验证

通过以上指数递减法和水驱曲线法的评估过程，将2种方法的2012年年底基准日产量预测结果同研究区实际历年产量绘制在如图3所示图版中。对比表明，指数递减法采用恒定的递减率(15.83%)进行预测，评估结果保守，评估的历年产量均在实际产量之下(2013年至今)；而水驱曲线法考虑到高含水期递减减缓的开发规律，预测的产量与实际产量符合率更高，2013至2017年累计产量误差为6.2%(指数递减法误差为21.3%)。因此，水驱曲线法较指数递减法具有更高的合理性和准确性，推荐利用水驱曲线法评估上市储量。

3.3 实例应用效果

渤海Q油田一直采用指数递减法进行上市储量评估。自2018年二季度上市储量自评估开始，在综合考虑2种动态评估方法的可靠性和合理性基础上，渤海以Q油田为改革试点，首次采用水驱曲线法进行上市储量评估，这一合理的评估方法转变，使油田上市净储量较指数递减法评估结果增加126.88×104t(增加16.5%)，实现了上市储量的“正增长”，保证了公司资产的保值增值。

图3 渤海Q油田N区指数递减法和水驱曲线法预测产量与实际产量

4 结论及建议

(1) 对水驱曲线法评估上市储量基本原理和评估要点进行分析，水驱曲线法综合考虑了水油比趋势、平均单井液量和有效开井数等多种油田生产动态因素。

(2) 结合渤海Q油田上市储量评估结果，水驱曲线法评估高含水油田上市储量更加合理、可靠，其产量递减随含水升高逐渐减小，更符合油田实际生产规律，评估结果更接近油田实际产量，累计产量误差6.2%，远小于指数递减法评估误差(21.3%)。

(3) 将水驱曲线法首次应用于渤海Q油田，油田上市净储量增加126.88×104t(增加16.5%)，符合油田上市储量的“正增长”原则。

(4) 建议高含水油田进行水驱曲线法评估的合理性研究，适时将水驱曲线法在更多高含水油田上市储量评估中推广应用。