海上油田钻井成本高,以滚动为标志的勘探开发一体化是海上油田规避风险、提高效益的有效途径[1-6]。本次研究从油藏角度来进行探讨。海上油田由于探井、评价井有限,部分油藏储量边界不落实,一方面导致外推的控制预测地质储量占比多,个别油藏甚至出现最终采出程度过大的现象;另一方面导致开发井、评价井或调整井实施存在较大的风险。为了降低实施风险,提出了基于动态地质储量(以下简称动储量)计算的海上油田滚动开发评价思路,即通过生产数据计算动储量,对静态地质储量进行诊断,对储量边界进行再落实,进而指导储量复核算和开发评价井、调整井部署与实施。
由于动储量计算方法较多,根据所需参数的不同和方法的适应性差异,优选了物质平衡法[7-9]、现代产量递减法[10-13]和水驱曲线法[14-24]建立动储量计算方法体系。针对压力形式物质平衡法不适用于水驱油藏的问题[8],引入了结合水侵量计算的视储量线性物质平衡法[7]。针对现代产量递减法无法考虑水体的问题[12-13],提出了考虑有限封闭水体的现代产量递减法。针对水驱曲线法计算动储量误差较大的问题,参考“7.5”法[17-24]建立了甲型水驱曲线计算动储量的区域经验公式,优选了适合南海西部的可动油储量[15-18]和技术可采储量计算的水驱曲线类型。
1 海上少井条件下静态地质储量计算及存在的问题石油及天然气地质储量计算包括静态法和动态法两种,静态法又分为容积法、单元体积法和概率法[25, 26]。油气田勘探评价、开发评价及开发早期,受勘探开发程度的限制,地质储量计算以容积法为主。开发中后期,随着动态资料的增加,地质储量计算则以动态法为主,容积法为辅。
海上油气田在勘探评价过程中,受限于海上钻井及经济因素的制约,往往在评价井数量和井位部署上按照效益最优来考虑,再加上缺乏充分的基础资料录取,导致构造、储层、流体等方面的认识存在一定的不确定性,从而给容积法计算地质储量造成一定的误差。
基于涠西南凹陷5个油田实施前后地质储量变化情况的统计可以看出(表 1),探明地质储量变化率在-23%~110%。通过分析地质储量变化原因发现,除因新增含油单元导致地质储量增加之外,造成原有计算单元地质储量变化的原因主要包括3个方面:一是构造认识。这类变化主要是由于井少,加之地震资料品质差,对断层及层位解释、速度等认识难以准确把握,开发前后构造幅度变化导致含油气面积增加或减少;二是储层展布认识。这些油田均为陆相沉积环境,少井条件下容易造成储层横向变化认识不清,导致开发前后有效厚度、孔隙度、渗透率和含水饱和度等储层特征参数发生变化;三是地质模式认识。包括油藏类型、流体界面、水体能量等方面的认识发生变化,如油藏特征由单一的构造类型变为复杂构造背景下的岩性油藏、不同井区表现出复杂的油水关系等。从上述油田开发实施效果可以看出,在早期评价阶段,受到海上勘探和资料的限制,对构造、储层、流体等地质特征的认识程度难以保证储量计算参数的精度,这是静态法计算地质储量过程中难以解决的问题。即使是在开发阶段,一些油田实际生产情况表明,通过静态法也不能完全实现对油田地质储量的准确评估,尤其是对于未钻遇流体界面的油藏,地质储量与可采储量之间的矛盾更为突出。
因此,海上油田投入开发之后,受到基础资料和地质认识程度的限制,如果无法得到静态法所需要的准确储量评估参数,对地质储量的认识不确定性会比较大。通过动态法则可以弥补这一缺陷,使得对地质储量的认识更加合理,从而有利于油田潜力分析和挖潜对策制定,实现滚动开发。
2 油藏动储量计算方法简介动储量又叫动态地质储量,是指利用生产动态数据、采用动态方法计算的地质储量[8-9],与之相对应的是利用容积法或单元体积法计算的静态地质储量。
由于动储量计算方法较多,根据所需参数的不同和方法的适应性差异,优选了视储量物质平衡法、现代产量递减法和水驱曲线法建立动储量计算方法体系(表 2)。视储量物质平衡法主要利用3个及以上地层静态压力和相应的累计产量来计算动储量,既可用于区块也适用于单井,使用条件一般为采出程度大于10%。现代产量递减法只需要一个原始地层压力点,主要利用井底流压和产量数据计算动储量,只适用于单井或者只有1口井的区块,使用条件为压降传递到边界。水驱曲线法主要利用产量数据来计算动储量,既可用于区块也可用于单井,使用条件为中高含水阶段。
物质平衡法是油气藏动储量计算较常用和较准确的方法,同时还能识别水侵,预测天然水侵量,估算采收率和进行动态预测[7, 8]。油藏物质平衡通式有两种表现形式,一种是压力形式[8],一种是视储量形式[7] [公式(1)]。视储量形式的物质平衡方程主要用于水驱油气藏动储量计算和水侵识别[7]。由于物质平衡方程中动储量(N)和水侵量(We)都是不确定参数,要求得准确的动储量,需要对水侵量进行独立的计算(表 3),再与视储量物质平衡方程相结合,通过线性化方法求得动储量和累计水侵量[7]。
$ \frac{F}{{{E_{\rm{o}}} + {E_{{\rm{pw}}}}}} = N + \frac{{{W_{\rm{e}}}}}{{{E_{\rm{o}}} + {E_{{\rm{pw}}}}}} $ | (1) |
$ F = {N_{\rm{p}}}\left[ {{B_{\rm{o}}} + \left( {{R_{\rm{p}}} - {R_{\rm{s}}}} \right){B_{\rm{g}}}} \right] + {W_{\rm{p}}}{B_{\rm{w}}} - {W_{\rm{i}}}{B_{\rm{w}}} $ | (2) |
$ {E_{\rm{o}}} = \left( {{B_{\rm{o}}} - {B_{{\rm{oi}}}}} \right) + \left( {{R_{{\rm{si}}}} - {R_{\rm{s}}}} \right){B_{\rm{g}}} $ | (3) |
$ {E_{{\rm{pw}}}} = {B_{{\rm{oi}}}}\Delta p\frac{{{C_{\rm{w}}}{S_{{\rm{wi}}}} + {C_{\rm{p}}}}}{{1 - {S_{{\rm{wi}}}}}} $ | (4) |
式中F——地下流体产出量,m3;
Eo——原油及溶解气气体膨胀量,无因次;
Epw——地层水和岩石膨胀量,无因次;
N——油藏动储量,m3;
We——累计水侵量,m3;
Rp——生产气油比,m3/m3;
Rs——溶解气油比,m3/m3;
Bg——天然气体积系数,无因次;
Wi——累计注水量,m3;
Bw——地层水体积系数,无因次;
Bo——原油体积系数,无因次;
Wp——累计产水量,m3;
Boi——原油原始地层压力下体积系数,无因次;
Rsi——原始溶解气油比,m3/m3;
Swi——原始含水饱和度,无因次;
Δp——地层压力差,MPa;
Cw——地层水压缩系数,MPa-1;
Cp——地层岩石压缩系数,MPa-1。
水侵按几何形态主要分为边水驱水侵、底水驱水侵和线性水驱水侵3种[7-9];按水体压降模式可分为稳态水侵、非稳态水侵和拟稳态水侵3种[7-9]。常用的水侵量计算模型约有10多种,其中基本的有罐状模型、Schilthuis稳态模型、Van Everdingen-Hurst非稳态模型(表 3),以及Carter-Tracy模型和Fetkovich模型[7-9]。
现代产量递减法是以油气井生产动态(产量、流动压力等)为基础,引入不稳定试井分析思想,建立生产曲线特征图版,把油气井早期的不稳定流动段和后期的边界流动段结合起来,通过特征图版拟合计算储层物性、表皮系数、井控半径和动储量[10-11]。除原始地层压力外,可以不需要关井测压数据。主要特征图版包括Arps图版、Fetkovich图版、Blasingame图版、Agwarl-Gardner图版、NPI图版、Transient图版和流动物质平衡等[10-11]。其中,Blasingame图版、Agwarl-Gardner图版和NPI图版更适用于油气井非定压、非定产生产的实际情况(表 4)。
但现代产量递减法是基于封闭弹性驱动理论[12-13],计算动储量存在的最大问题是难以区分水和油的能量[13],计算的水驱油藏动储量往往偏大[12]。为此,提出了两种解决方法,一是利用定压边界计算刚性水驱油藏动储量,二是通过建立考虑有限封闭水体的现代产量递减法来分别计算油的动储量和水体体积[13]。该方法假设水侵量正比于产出量,利用径向复合模型建立水侵油气藏动储量计算模型,通过流压、产量拟合,计算动储量、水侵强度和水侵量,同时可以通过改进的Blasingame曲线、改进的NPI双对数曲线及产量压力变化分析法进行水侵识别。图 1即为考虑水侵的改进版NPI双对数曲线实际油井拟合图,与传统的NPI曲线相比,改进版的压力导数曲线随着水侵作用逐渐增强,出现下掉现象。
常用的水驱曲线法主要有甲型、乙型、丙型、丁型、俞启泰型和张金庆型6种[14-15](表 5)。其中,甲型和乙型[16]水驱曲线可以对油田的动储量进行计算,计算方法分为统计法[17-20]和计算法[17, 21-24]两类,统计法主要有童宪章“7.5”法[17-18]、陈元千“改进7.5”法[17-18]及其他地区的经验法[19-20],计算法主要有陈元千法[18]、康晓东法[17]、张金庆法[21]和马奎前法[23]等。
通过南海西部多个典型油藏动储量与静态地质储量对比发现,计算法需要用到相渗曲线,由于相渗曲线本身就具有一定的不确定性,导致拟合结果波动较大。统计法中童宪章“7.5”法结果整体偏大,陈元千法“改进的7.5”法效果相对较好,但对于部分水驱油效率、采收率高的油藏,“改进的7.5”法计算的动储量也会明显偏大。于是参考童宪章和陈元千的方法分区域、分油组建立南海西部的甲型水驱曲线斜率(b)与地质储量(N)的经验公式,用来计算动储量。图 2为涠洲油田角尾组油藏的拟合曲线,拟合公式为lnb=-1.0073lnN+1.7962,对应的经验公式为N=5.9488/(b0.9928)。
丙型[15, 18]、丁型[15]、张金庆型[15]和俞启泰型[15]水驱曲线可以对油田的可动油储量进行计算。可动油储量是指可动的原油地质储量,为原油原始地质储量与驱油效率的乘积,其值等于极限技术可采储量,即含水率为100%或者产油量为0时的累计产油量[15, 18]。
通过分析南海西部多个典型油藏的含水率上升规律发现,对于无水采油期长的油田,含水率上升规律与俞启泰型和甲型水驱曲线符合,与丙型、丁型、乙型和张金庆水驱曲线不符合;对于无水采油期短的油田,含水率上升规律与丙型和俞启泰型水驱曲线符合,与甲型较符合,与乙型、丁型和张金庆型不符合。总体来看,俞启泰型水驱曲线适用范围更广,符合程度占77%以上(图 3),所以推荐采用该方法计算可动油储量和技术可采储量。
由于水驱曲线法是经验方法,计算误差相对另外两种方法偏大,推荐采用综合对比方法进行动储量的确定和静态地质储量的诊断,即以甲型水驱曲线计算的动储量为基础,以可动油储量除以驱油效率反算的动储量为参考,以可动油储量作为动储量的下限。
3 基于动储量计算的海上油田滚动开发评价思路基于动储量计算的海上油田滚动开发评价思路是针对储量边界不落实的油藏,利用生产数据计算动储量,对静态地质储量进行诊断,分析动、静态地质储量存在差异的原因,再结合开发评价井、调整井、测试法、测压推算法、毛管压力推算法、地球物理法等对储量边界进行落实,进而指导储量复核算和开发评价井、调整井的部署与实施,实现进一步的滚动开发和调整挖潜研究,降低实施风险(图 4)。
X油田1L、2、3U油组在勘探评价期和开发评价期由于测试产能低,地质储量仅算为控制级。2006—2009年,先后钻探1口开发评价井(A13p井)和7口长水平调整井(A13h-A16h、A18h-A20h)试采此3个油组。由于调整井生产效果好,在2010年国家资源调查时,将3个油组的地质储量进行了升级。其中3U油组采用A13p井的油层底面圈定探明含油面积,计算的探明地质储量为183.16×104m3。
2013年,通过视储量物质平衡法对3U油组进行动储量计算,其中水侵量模型采用Fetkovitch稳态模型,水体系统选择径向流,计算的动储量为540.02×104m3(图 5)。基于动、静态地质储量的差异认识,认为2010年采用A13p井油层底面圈定的探明含油面积过于保守。
于是在2014年钻探开发评价井X-3井进行探边,在3U油组成功落实了油水界面,含油面积由3.44km2增加至8.25km2,探明地质储量由183.16×104m3增加至670.96×104m3(图 6)。截至2014年12月,3U油组累计产油39.29×104m3,综合含水率仅为1.1%,采用2014年开发评价井钻后的探明地质储量计算的采出程度为5.9%,利用2010年国家资源调查时的探明地质储量计算的采出程度为21.5%。开发评价井钻探后计算的探明地质储量明显更符合生产动态认识。X-3井钻探后,1L、2、3U油组合计探明地质储量增加了724.48×104m3,基于该储量结果开展了综合调整方案研究,预计累计增油170.65×104m3。
Y油田B12H1井区有D1、D2、D3 3个砂体。2013年,D1砂体根据B12H1井钻遇的油层底面圈定探明含油面积,提交探明地质储量133.40×104m3,油层底面外推至砂体尖灭线的部分定为控制地质储量,控制地质储量为91.56×104m3。
2014年,根据B12H1井投产后的生产动态数据,采用现代产量递减分析法对D1砂体进行了动储量计算(图 7),按封闭边界计算的动储量为478×104m3,按东南边界为定压边界计算的储量为241×104m3。根据动储量计算结果,对D1砂体油底外推的控制地质储量进行了升级,流体界面采用砂体尖灭线,即D1砂体全充满油,计算得到的探明地质储量为225.05×104m3,并在此地质储量基础上进行了开发调整方案研究,新增一采一注两口调整井。
2016年,两口调整井——A13H1井和A16H2井实施,实施后发现D1砂体东北部构造变深,整体构造变缓,含油面积增加了0.45km2,探明地质储量增加63.4×104m3,为288.45×104m3(图 8)。截至2018年12月,D1砂体累计产油24.86×104m3,采出程度为8.6%,标定采收率为22.6%,日产油为283m3/d,含水率为1.9%。
B12H1井的含油饱和度为71.2%,油柱高度为172.2m,原油充注能力强,且西南低部位和北东高部位砂体连片含油并已投入生产。结合该地质认识,根据动储量分析和动、静储量差异,认为D1砂体存在能量补给,与东南边砂体可能相互连通,东南边砂体含油的可能性较大。于是潜力开发方案按50%的动用率动用D1旁边的D3砂体(D3砂体资源量为82.2×104m3),预计增油8.18×104m3(图 8)。
2019年9月,钻探评价井Y-3d井,在D3砂体钻遇油层,滚动扩边成功。取得测压点10个,其中有效点8个,取样点2个,计算的地层压力系数为0.752,小于1,表明D3砂体已经被D1砂体生产井动用,D1砂体确实存在来自东南边砂体的能量补给。
4.3 水驱曲线法Z油田Ⅲ油组2005年储量套改时探明地质储量为56.29×104m3,含油面积采用各井实钻井控油层底面圈定得到。该油组由A22井和A5井两口井开采,以A22井为主,A5井2014年1月开始通过下返补孔生产。
截至2015年10月,Ⅲ油组累计产油53.47×104m3,采出程度为95.0%,日产油为77.1m3/d,含水率为93.2%。图 9为A22井利用各水驱曲线拟合反演计算的含水率—采出程度曲线和实际的含水率—采出程度曲线的对比图。其中,俞启泰型、丙型和甲型拟合较好,乙型、丁型和张金庆型拟合较差。拟合回归的甲型水驱曲线方程为lgWp=0.1870+0.0491Np,拟合的俞启泰型水驱曲线方程为lgNp=1.7218-1.1137lg(Lp/Wp)。
利用A22井回归的甲型水驱曲线方程,采用陈元千“改进的7.5”法——N=7.5422×(1/b)0.969计算的动储量为139.91×104m3,采用涠洲油田角尾组经验公式N=5.9488/(b0.9928)计算的动储量为118.56×104m3。利用A22井回归的俞启泰型水驱曲线方程计算的可动油储量为52.70×104m3,利用A5井Ⅲ油组的生产数据回归的俞启泰型水驱曲线方程lgNp=1.2012-5.3299lg(Lp/Wp)计算的可动油储量为15.89×104m3。这两口井可动油储量之和为68.59×104m3,用可动油储量除以驱油效率(ED=62%)反算得到的动储量为110.63×104m3。
基于生产动态和动、静储量差异认识,在2017年对Z油田Ⅲ油组进行了储量核算,核算后的探明地质储量为116.91×104m3,与动储量计算结果相近。Ⅲ油组核算后的探明地质储量发生变化主要是因为含油面积和有效厚度发生变化。含油面积变化又包括以下3个方面。①测井解释变化:A11井Ⅲ油组测井解释增加油层解释结论;②构造解释变化:基于新采集的三维地震资料重新解释构造;③流体界面取值变化:核算前采用各井实钻井控油层底面圈定得到,本次采用B9井和A7井共同确定(图 10)。有效厚度变化是因为通过对原解释的钙质层中的薄油层进行精细刻画,油层有效厚度增加了0.8m。根据核算后的储量认识,Ⅲ油组采用了提液的方式进行挖潜,目前生产情况良好。
(1)油气田勘探评价、开发评价及开发早期,受勘探开发程度的限制,地质储量计算以容积法为主,地质储量不确定性较大。开发中后期,随着动态资料的增加,应以动态法为主,容积法为辅,通过动态法减小地质参数的不确定性。
(2)实践证明,对于已开发油田,通过生产数据计算动储量,对静态地质储量进行诊断,对储量边界进行再落实,进而指导储量复核算和开发评价井、调整井部署与实施,可以很好地降低实施风险,实现滚动开发。
(3)根据所需参数的不同和方法的适应性差异,优选了视储量物质平衡法、现代产量递减法和水驱曲线法建立动储量计算方法体系。引入了结合水侵量计算的视储量线性物质平衡法,提出了考虑有限封闭水体的现代产量递减法,参考“7.5”法建立了南海西部海域甲型水驱曲线计算动储量的区域公式。
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