致密油藏可采儲量概率快速評估方法
——以紅河油田長8油藏為例

郭鳴黎，陳 艷，鄭振恒，李 軍，喻 蓮，劉麗瓊

(1.中國石化 石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國石化 華北油氣分公司 勘探開發研究院，鄭州 450006)

隨著油氣勘探開發不斷深入，找油難度越來越大，特低孔低滲致密油氣藏一類的特殊油氣藏逐步成為油氣資源公司重要的油氣資源/儲量接替類型之一[1-6]，所占儲量比例也越來越大。針對其特殊的地質和開發特點，如何科學合理地估算其可采儲量，已成為儲量管理和技術人員關注的焦點。由于這類油氣藏儲層孔隙度和滲透率較低，流體流動難度大，造成油井的天然產能低，補充能量困難，一般采用壓裂后衰竭式開發；壓裂后儲層形成裂縫—基質雙重介質類型，滲流形態較為復雜，表現在產量上呈現出“一井一藏”的特征[7-12]，在儲量評估過程中，難以用常規的容積法、物質平衡法和遞減法等來進行評估。

本文借鑒北美非常規頁巖氣單井概率法的研究思路，以紅河油田長8致密特低滲油藏為研究對象，跟蹤已有生產井在不同開發時間、不同井型、不同區塊的單井產量遞減特征，尋找可采儲量與地質特征、含油性和初期生產動態之間的相關性，確定影響可采儲量估算的關鍵因素；采用概率分析的方法，科學合理地描述可采儲量的不確定性分布，利用數學手段表征致密油藏的儲量及評估參數，通過關鍵因素和單井可采儲量概率分布分析，實現區塊可采儲量的快速評估和評價。

1 選區油藏的概述

紅河油田構造上位于鄂爾多斯盆地天環坳陷南部，呈西北向傾斜；主要含油層系為三疊系延長組(長6、長8小層)和侏羅系延安組(延9小層)，長6、長8、長9儲層均為三角洲前緣水下分流河道沉積，延9儲層為三角洲平原分流河道沉積。

長8儲層巖性為中—細粒巖屑長石砂巖，長8小層孔隙度為4.4%～14%，平均孔隙度10.8%；滲透率為(0.10～0.58)×10-3μm2，平均滲透率0.4×10-3μm2，具有低孔致密特低滲的特點。孔隙類型主要為原生殘余粒間孔隙和溶蝕型次生孔隙，孔隙為細、中孔、小—微細喉，分選差，連通性差，儲層存在微裂縫發育特征。所產原油為低含硫、輕質的常規原油，密度為0.832～0.858 g/cm3，產出水型為CaCl2。

紅河油田延長組于2009年投入開發，生產以長8油藏為主，占目前整個紅河油田產量的69.5%。長8油藏初期采用直井及定向井開發，2009—2011年間投產直井及定向井77口，但產量較低且遞減快，已有59口井廢棄；2012年后開始進行大規模的水平井開發，三年間累計投入600余口。2015年開始，紅河油田因經營的需要，在低油價背景下目前保持230多口井正常生產，其余采取戰略性關井。目前長8油藏繼續生產的井有156口，其中直井僅有16口，產量僅占2.92%。本文以長8油層水平井為研究對象，通過尋找單井產量的遞減規律，進行單井和區塊的可采儲量估算。

1.1 開發動態和單井產量表現致密油藏的特殊性

(1)探井或評價井自然產能低，需采用壓裂投產。紅河致密油藏各區塊在鉆井或錄井過程中，幾乎口口都見油氣顯示，且級別較高，基本見油跡、油斑，但測試結果差強人意，存在口口“見油”、口口“不流”的普遍現象，自然投產產能低或者沒有產能。如在紅河105—紅河37—紅河103井區一線鉆井中見長8油層井68口，試油34口，其中商業油流井27口，低產油流井7口。從這些油井試油資料統計來看，長8油層有效厚度在2～15 m之間，平均8.75 m，試油產量0.36～9.15 m3/d，平均2.32 m3/d，但投產后產液量逐漸降低，體現出供液不足的現象。

以上這些現象，反映作為典型的致密砂巖油藏，其儲量呈現規模大、豐度低的特征，在缺乏有效斷裂系統溝通的情況下，地層能量普遍不足，無法形成有效產能。

(2)水平井壓裂開發方式實現有效開發。由于紅河油田直井開發效果差，開始探索水平井開發方式。HH37P1井于2010年12月1日投產，初期穩定日產原油15.5 t，含水率5%； 2011年5月22日第二口水平井HH37P2投產，初期最高日產原油151.48 t，含水率5.8%。根據紅河油田373井區水平井試驗區的成功經驗，由此拉開了水平井壓裂開發特低滲油藏的序幕。之后紅河油田所有開發井均采用水平井分段壓裂投產，初期平均單井日產油6 t 以上，但因油層束縛水飽和度高，不存在無水采油期和低含水期，投產初期平均綜合含水率在69%以上。

(3)水平井單井產能及遞減率差異大。紅河長8致密油藏累積開發投產井數近300口，經過壓裂改造后，生產井初始產量較高。前3個月平均日產油大于10 t的井56口，占比21%；6～10 t的井35口，占比13%；小于5 t的井173口，占比66%，單井差異較大。根據典型井曲線產量遞減規律分析(圖1)，受自身儲層性質影響所致，油井初期產量多數小于5 t/d，基本呈現雙曲或兩段式指數遞減特征，初期遞減率為48%～75%，不同井差異較大；平均單井前半年累產63.37～1 422.04 t，前半年平均含水率61.25%～96.55%。

圖1 紅河油田某井區歸一化典型水平井產量遞減特征

1.2 常用的儲量估算方法凸顯不足

概率法和確定法是目前常規油氣藏常用的儲量估算方法。概率法主要應用于勘探階段或者開發早期資料較少、不確定性較大的資源量計算中；進入開發階段，主要采用確定法評估油氣儲量。確定法主要有類比法、容積法、物質平衡法、產量遞減法、流動測試法和數值模擬法。儲量評估方法的選擇主要根據不同的開發階段，由于獲取資料的程度不一樣，適宜的儲量評估方法也不同[13-16]。基于紅河長8致密油藏生產井的情況，采用動態法研究Arps遞減規律進行儲量估算。

由于致密特低滲油氣藏儲層特殊的地質特性，儲層孔隙度和滲透率較低，流體流動難度大，造成油井的天然產能低，補充能量困難，壓裂后儲層形成裂縫—基質雙重介質類型，滲流形態較為復雜。前期主要是裂縫和與裂縫直接溝通的基質孔隙系統供液，后期逐漸表現為基質供液，表現為初期產量高、遞減率大，中后期產量低、遞減率減緩的“兩段式”生產特征。

在儲量評估過程中，常規以油藏整體為研究對象的容積法、物質平衡法和遞減法應用十分困難。Arps遞減由于沒有考慮基質與裂縫的差異性，遞減曲線與生產動態數據吻合度相對較低。因此，在生產早期階段，常規產量遞減曲線法評估可采儲量具有較大不確定性。

2 致密特低滲油藏儲量估算和評估方法

2.1 油藏水平井單井可采儲量(EUR)研究

紅河致密油藏儲層物性較差，石油富集程度較差，開發往往伴隨著壓裂等儲層改造技術。單井壓裂后水平井生產初期可以獲得一定高產，具有一定的穩產時期，但伴隨開采，天然能量降低，產量出現遞減，不同的初產規模表現的遞減規律不盡相同，單井可采儲量差異很大(表1)。

表1 紅河油田長8油藏不同初產規模的產量遞減參數

(1)高產井(即初期產量大于10 t/d的井)。此類單井52口，占比20%，表現為初期產油量高，含水率低。前6個月平均單井累產量2 584.50 t，平均含水率64.16%。前18個月含水率上升速度快，產液量下降快，產油量遞減下降速度快，遞減率為71.81%；18個月后含水率上升速度及產液量下降速度減緩，產油量遞減率變小，為48.76%；平均單井技術可采儲量7 189 t(圖2a)。

(2)中產井(即初期產量為5～10 t/d的井)。此類單井44口，占比17%，表現為初期產油量較高，含水率較低。前6個月平均單井累產量1 226.60 t，平均含水率73.02%；前31個月含水率上升速度快，產液量下降快，產油量遞減下降速度快，遞減率為73.96%；31個月后含水率及產液量趨于平穩，下降速度較緩，產油量遞減率變小為39.29%；平均單井技術可采儲量3 646 t(圖2b)。

(3)低產井(即初期產量小于5 t/d的井)。此類單井168口，占比64%，表現為初期產油量低，含水率高。前6個月平均單井累產量311.39 t，平均含水率87.53%；遞減規律符合分段指數遞減類型，初期遞減率較大，為47.85%，目前遞減率19.64%，絕大部分井處于關停或報廢狀態，平均單井技術可采儲量2 021 t(圖2c)。

圖2 紅河油田長8油藏單井產量不同遞減規律特征

2.2 單井可采儲量和關鍵影響因素的關系

從紅河油田單井可采儲量與靜態地質參數的統計結果(圖3)可見，單井可采儲量與孔隙度、滲透率、含油飽和度、水平段有效儲層長度等單一因素相關性較弱。由此可見，由于致密油藏儲層物性差、存在天然微裂縫，加上后期壓裂儲層改造，導致滲流特征復雜，開采規律難以把握，僅靠單一的地質因素來尋找“甜點”區域(EUR高的區域)變得非常困難。

圖3 紅河油田長8油藏單井可采儲量與靜態參數的相關性

由紅河長8油藏單井可采儲量與動態試油、試采參數的相關性(圖4)可見，單井的初始穩定產量、初期含水率與單井可采儲量具有較好的相關性。

圖4 紅河油田長8油藏單井可采儲量與動態參數的相關性

2.3 油藏可采儲量概率分布

2.3.1 概率法研究的引入

紅河油田單井之間的開發動態和產量遞減規律呈現較大的差異性，因此采用確定性方法或單一值預測其單井可采儲量會出現較大的不確定性和認識上的偏差，這對于采用確定法估算該類致密油藏的儲量帶來了巨大的挑戰[17-22]。

本文引入北美對非常規頁巖油氣藏儲量的評估方法，采用已開發井確定單井的儲量，然后用已開發井儲量的概率分布特征來表征該區塊或者油氣藏的儲量。可以采用概率分析的方法，選定初期產量、半年平均含水率和半年穩產量作為影響可采儲量的關鍵參數，確定其概率統計分布特征，利用數學手段表征致密油藏來表征和描述致密油可采儲量的不確定性分布。SPEE專著三[22]指出，從概率學統計上看，概率是在最低0.01和最高99.99之間變化，是小于等于約定(LE)，在概率值前加P，是大于等于約定(GE)，一般全球PRMS資源分類系統認可這個約定，如P90、P50和P10。P90表示等于或大于一個較小數值的置信度較高，大于或等于該值的概率有90%；P10表示一個被超過的可能性較低的較大值，大于或等于該值的概率有10%；中值等同于P50。在PRMS資源分類系統的儲量評估領域，也用P90、P50和P10表示不同級別的儲量，對應著1P、2P和3P儲量。

2.3.2 方法的置信度判斷

由P10和P90的定義可知，P10代表研究區內所有單井可采儲量數據中較大的值，P90表示較小的值，用P10/P90可以得到研究區內單井可采儲量的離散程度，該值越大，代表研究區內非均質性強，包括地質特征及工程技術上的差異。根據SPEE專著三對研究區最小樣本點的推薦，使用概率法研究推薦P10/P90比值通常在3～8，獲得90%的置信度所需最小的樣本量(表2)。如果P10/P90比值超過10，表示研究區內部的非均質特征(地質特征及工程技術上的差異)造成的數據點差異太大，需要更多的樣本點或重新分組研究。

表2 SPEE專著三推薦的最小樣本量

2.3.3 方法應用

(1)按照整個油藏研究。將長8油藏的所有單井動態資料作為一個劃分區域，做出單井可采儲量、初始產量、半年累產、半年含水率的概率統計計算結果(表3)。從業內普遍認可的P10/P90來判斷數據的不確定性，單井可采儲量、初始產量、半年累產量的P10/P90值都大于10，說明整個長8油藏具有地質、工程改造的復雜性和不同區塊的差異性。諸如初始產量、半年累產量等特征參數存在非對數正態分布的現象，采用概率分析方法需要更多的樣本點研究或更合理的分組進行統計分析。

表3 紅河油田長8油藏單井可采儲量及關鍵影響因素概率統計

(2)按照不同區塊研究。目前紅河油田長8油藏動用的區塊包括HH12、HH36、HH37、HH73、HH73等，按照不同區塊進行分組研究。以某區塊為例，60多口井的樣本點顯示，致密油氣藏的可采儲量、初始產量、半年累產概率特征符合對數正態分布(圖5)。

圖5 紅河油田某區塊長8油藏單井可采儲量、初始產量、半年累產量和半年含水率概率分布

從表4可見，如果按照算術平均統計，長8油藏某區塊單井可采儲量平均值為6 301.2 t，初始產量平均9.6 t/d,半年累產量1 643.3 t，半年平均含水率43.2%；如果按照概率統計法平均統計，P50的可采儲量平均值為5 624.9 t，初始產量平均8.3 t/d,半年累產量1 187.3 t，半年平均含水率39.8%。采用概率分布模型的P50來代表致密油氣儲層、開發動態及儲量的平均值，比直接算數平均法更具備理論和統計學基礎，結果也更為合理、可信。

表4 紅河油田某區塊長8油藏單井可采儲量(EUR)及關鍵影響因素概率統計

3 結論

(1)以紅河油田為代表的致密低滲油藏，其單井可采儲量的影響因素較多，除多種地質、工程靜態參數共同作用外，同時疊加了后期工程改造及開發方式的影響。單井可采儲量與孔隙度、滲透率、含油飽和度、有效儲層水平段長度等單一因素相關性較弱，難以尋找影響單井可采儲量的地質主控因素，或者對主控因素的描述不準確，因此有必要建立多因素的相關模型。

(2)致密油藏單井的初產和遞減率變化大，不同的初產規模表現的遞減規律不盡相同，采用確定性的方法或單一值預測其單井可采儲量會出現較大的不確定性。可以采用概率分析的方法，選定初期產量、半年平均含水率和半年穩產量作為影響可采儲量的關鍵參數，確定其概率統計分布特征，利用數學手段表征致密油藏來表征和描述致密油可采儲量的不確定性分布。

(3)以單井儲量為基礎，建立初始產量、半年穩定產量和含水率等關鍵參數和單井可采儲量的概率分布，如果P10/P90大于10，必須考慮分組，通過類比實現快速估算組內或相似動用區塊的可采儲量，這對輔助判定此類致密油藏的開發動用潛力有較強的指導作用。