動態法評估原油證實已開發儲量的幾點思考

范光軍（中國石油吉林油田分公司勘探開發研究院　吉林松原　138000）

動態法評估原油證實已開發儲量的幾點思考

范光軍
（中國石油吉林油田分公司勘探開發研究院吉林松原138000）

摘要：本文對采用產量遞減曲線法評估證實已開發儲量時所遇到的遞減類型和遞減率的選取提出了兩點見解，同時初步研究了3種水驅特征曲線評估證實已開發儲量的邊界條件。

關鍵詞：證實已開發儲量；動態法評估；產量遞減法；水驅特征曲線法

油氣儲量是編制油田開發規劃、計劃的重要基礎及依據。證實已開發儲量（簡稱PD）是指通過現有井、采用現有設備和操作方法，預期可采出的儲量，包括那些通過注水或其他提高采收率技術以補充天然能量和一次采油機理而預期能夠獲得的油氣增加量。

動態法評估證實已開發儲量主要是針對開發時間較長、有一定油水運動規律的油氣藏進行評估。它利用礦場實際資料如油、氣、水及壓力等數據的變化規律進行分析，從而預測油藏未來的發展趨勢，是證實已開發儲量評估最常用的方法，也是儲量評估中相對準確的方法。動態法評估的證實已開發儲量具有時效性，一般有效時間為半年，最多為一年。

1 應用產量遞減曲線法評估證實已開發儲量的思考

產量遞減曲線分析是預測證實已開發儲量最可靠的方法之一，其可靠性隨著油田開采成熟度和數據光滑性的提高而提高。在產量遞減開始時，趨勢并不明顯，但在能夠確切量化雙曲線遞減之前大部分技術人員會堅持指數遞減趨勢。

1.1雙曲線遞減法的應用時機

在原油證實已開發儲量評估工作中，D&M公司每年采用指數遞減評估的單元一般會超過90%。采用雙曲線遞減法評估證實已開發儲量的單元存在以下兩種情況。

1.1.1評估單元的產量變化趨勢呈現雙曲線遞減趨勢

以A1單元為例，2007-2009年該單元原油產量處于遞減階段的初期，產量變化趨勢呈現指數遞減類型。2010年，D&M公司采用指數遞減評估該單元證實已開發儲量。

2010-2011年該單元原油產量處于遞減階段的中后期，產量變化趨勢呈現雙曲遞減類型。2012年，D&M公司采用雙曲遞減評估該單元證實已開發儲量。

1.1.2評估單元的儲量規模較小，初期遞減較大，遞減類型尚不明確

A2單元證實已開發儲量小于10×104t，2008-2010年該單元原油產量處于遞減階段初期，遞減率較大但遞減類型并不明確，采用指數遞減預測會減少較多的證實已開發儲量。2010-2011年，該單元原油產量處于遞減階段中后期，產量遞減趨勢逐漸呈現指數遞減類型，但因2011年評估時數據點不足24個月，所以D&M公司仍采用雙曲遞減，在2012年則改為指數遞減法（圖1）。

紫色點——平均單井月產液量（t）； 綠色點——評估單元月產油量（t）； 藍色點——評估單元月產水量（t）；紅色點——評估單元月產氣量（m3）；　GOR——氣油比（m3/t）；　黑色點——油井月開井數（口）

1.2遞減率的確定方法

在本項原油證實已開發儲量評估工作中，每年因遞減率取值的不同造成儲量評估結果存在較大差異的單元達到12%。在評估單元的產量遞減類型確定后，遞減率的確定方法存在以下3種情況。

1.2.1產量處于遞減階段的評估單元按目前的遞減規律選取遞減率

以A 3單元為例，2007年開始該單元進入產量遞減階段，遞減規律清晰，平均單井月產油量的遞減率在10%～11%之間，且后期遞減率增大，說明后期加密調整井的平均單井產油量小于老井。加密調整井的投產增加了區塊月產油量，導致區塊月產油量遞減率6.55%小于平均單井月產油量的遞減率11.2%。評估該單元證實已開發儲量時均應參考該單元當時所處遞減階段的遞減率（圖2）。

圖2　A3單元原油證實已開發儲量評估曲線

1.2.2進入遞減期后，由于綜合調整產量存在波動的評估單元，以調整前出現的穩定遞減段預測遞減率

以A4單元為例，1997-2004年該評估單元處于第一個遞減階段，油井開井數在300口左右，遞減率在6.0%左右；2005-2008年油井數增加到4400口，該評估單元處于上產階段；2009-2012年油井數陸續增加到4700口，但該評估單元處于第二個遞減階段的初期，月產油量存在波動，此階段儲量評估時應參考第一階段的遞減率。評估該單元證實已開發儲量時均應參考該單元處于第一遞減階段時的遞減率6.0%（圖3）。

圖3　A4單元原油證實已開發儲量評估曲線

1.2.3處于上產或未出現遞減規律的評估單元采用平均單井產量遞減段預測遞減率

以A5單元為例，2004年投產以來，該單元油井開井數不斷增加（2012年達到1600口），月產油量處于上產階段，單元產量沒有出現遞減規律。盡管平均單井月產油量波動較大，但該單元整體平均單井月產油量呈現遞減趨勢，遞減率在9%左右。評估該單元證實已開發儲量時均應參考平均單井月產油量遞減率預測該單元的證實已開發儲量（圖4）。

圖4　A5單元原油證實已開發儲量評估曲線

2 應用水驅特征曲線法評估證實已開發儲量的邊界條件

在儲量規模較大的評估單元評估時，除了常用的產量遞減曲線法評估證實已開發儲量外，還采用水驅特征曲線法預測證實已開發儲量，綜合對比分析儲量評估結果的合理性。

水驅特征曲線是天然水驅和人工注水開發油田特有的實用方法，是研究油田含水規律、預測開采指標和標定可采儲量的最基本的方法。從理論上就要求計算單元必須是具有獨立的水動力學系統或注采系統、開發歷史數據獨立與其它開發單元互不交叉干擾、計算數據要匹配合理能反映該系統水驅油規律。

2.13種水驅特征曲線計算公式

含水率與累產油關系：lgfw=a+bNp（1）

含油率與累產油關系：lgf0=a-bNp（2）

水油比與累產油關系：lgWOR=a+bNp（3）

式中：fw——含水率，%；

fO——含油率，%；

WORp——水油比，常數；

Np——累積產油量，104t；

a、b——水驅曲線直線的截距和斜率。

2.23種水驅特征曲線的應用邊界條件

通過對儲量規模大于20×104t、含水率大于40%且開發時間較長的17個評估單元，采用以上3種水驅特征曲線分別測算證實已開發儲量，得到3種水驅特征曲線的特點和應用邊界條件（表1）。

表1 不同評估單元證實已開發儲量測算結果對比表

結果表明，在應用回歸段時間相同的情況下，3個公式計算結果從大到小依次為含油率與累產油關系公式、水油比與累產油關系公式和含水率與累產油關系。

例如：B4單元含水率處于40%～70%之間，含水率與累積產量關系曲線為線性關系，用含水率曲線預測證實已開發儲量，結果較產量遞減曲線法略顯保守；C1～C8單元含水在70%～90%之間，含水率與累積產量關系曲線變化較為平緩，3種曲線的證實已開發儲量預測結果與產量遞減曲線法的誤差較大；D4評估單元含水大于90%，含水率與累產關系曲線再次出現線性關系，可用含油率（或水油比）與累產關系曲線預測證實已開發儲量，但預測結果較產量遞減曲線法的測算結果偏大（圖5）

圖5　D4單元原油證實已開發儲量評估曲線

3 結論

（1）產量遞減曲線法評估證實已開發儲量時，產量隨時間的變化直觀、計算快捷方便，易于做產量剖面和價值評估，但存在如穩定性差、臨時調整措施較大程度影響儲量規模，憑經驗、類比或采用平均單井遞減率確定的缺點。

（2）水驅特征曲線法評估證實已開發儲量時，穩定性好、客觀性強，但它沒有時間的概念，不能確定達到極限產量的時間，同時也無法直接做產量剖面及價值評估。

（3）證實已開發儲量的測算方法受其評估的時效性限制，應主要以產量遞減曲線法為主，其他方法的測算結果在儲量評估過程中可以參考。