中國石化新區(qū)不同類型油藏開發(fā)指標(biāo)快速評(píng)價(jià)模型的構(gòu)建

趙慶飛，凡哲元，鄭祥克，徐卿蓮，張中華

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

截至2017年底，中國石化約五分之一的原油探明儲(chǔ)量尚未開發(fā)，這些未開發(fā)儲(chǔ)量已成為油田開發(fā)年度部署及中長遠(yuǎn)規(guī)劃不可忽視的資源基礎(chǔ)［1］。受油價(jià)暴跌和低油價(jià)下可供經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用儲(chǔ)量及調(diào)整工作量大幅減少的影響，中國石化2015年和2016年石油儲(chǔ)量替代率連續(xù)2 a為負(fù)［2］，資源接替困難。因此，未開發(fā)儲(chǔ)量優(yōu)選動(dòng)用成為中國石化原油穩(wěn)產(chǎn)的重要陣地。其評(píng)價(jià)需要根據(jù)最新資料、新的技術(shù)方法和新的市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)環(huán)境等變化條件，科學(xué)、高效、快速編制保有儲(chǔ)量的開發(fā)概念方案，實(shí)現(xiàn)快速評(píng)價(jià)其開發(fā)效果、合理優(yōu)選其開發(fā)順序［3-5］。

單井產(chǎn)能評(píng)價(jià)可以根據(jù)試油試采資料、解析公式或經(jīng)驗(yàn)公式確定［4-6］，而區(qū)塊產(chǎn)能評(píng)價(jià)或優(yōu)選通常是基于油田開發(fā)可行性研究，一般從油藏開發(fā)地質(zhì)出發(fā)，構(gòu)建油藏地質(zhì)模型和油藏?cái)?shù)值模擬模型，按照油藏工程方案進(jìn)行多因素模擬，進(jìn)而進(jìn)行方案優(yōu)選［7-8］。通常此類評(píng)價(jià)研究從數(shù)據(jù)準(zhǔn)備到方案預(yù)測(cè)，少則2個(gè)月，多則半年以上。因此有必要構(gòu)建一套快速評(píng)價(jià)模型，實(shí)現(xiàn)油田開發(fā)規(guī)劃和年度部署的快速優(yōu)選。

1 分類油藏評(píng)價(jià)思路

未開發(fā)儲(chǔ)量快速評(píng)價(jià)方法，一般是利用類比法或經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)關(guān)系式來完成。文獻(xiàn)［9-10］從不同類型油藏特性出發(fā)，分別分析了水驅(qū)采收率和單井可采儲(chǔ)量的主控因素，利用勝利油田大量樣本數(shù)據(jù)建立了不同類型油藏的預(yù)測(cè)模型，取得了較好的應(yīng)用效果；文獻(xiàn)［11］根據(jù)相似油藏進(jìn)行稠油類比確定了油藏生產(chǎn)能力及采收率。筆者統(tǒng)計(jì)分析了中國石化近年來的新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)資料，確定不同類型油藏產(chǎn)能的主控因素，從而利用已建產(chǎn)能區(qū)塊的油藏類型、地質(zhì)儲(chǔ)量、含油面積、油藏埋深、滲透率和原油黏度等簡單參數(shù)建立開發(fā)方案概念設(shè)計(jì)模型庫，從而快速確定待建產(chǎn)能區(qū)塊的采油速度［12］、產(chǎn)能規(guī)模、油水井?dāng)?shù)和井網(wǎng)井距等方案關(guān)鍵參數(shù)，實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目快速評(píng)價(jià)和篩選排隊(duì)。

2 分類油藏模型的構(gòu)建

一般開發(fā)方案模型庫的建立可基于實(shí)際油藏開發(fā)實(shí)例構(gòu)建，此時(shí)典型樣本的篩選和特征參數(shù)的確定決定了模型的成敗。根據(jù)中國石化2007—2015年新區(qū)開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目，覆蓋中國石化所屬的勝利、西北、中原、河南、江蘇、江漢、華東和華北油田等分公司，合計(jì)石油地質(zhì)儲(chǔ)量為4.6×108t，產(chǎn)能規(guī)模為802×104t，占同期新建產(chǎn)能的三分之一，所應(yīng)用的技術(shù)基本代表了當(dāng)前中國石化各油田的技術(shù)水平，例如CO2和降黏劑輔助水平井蒸汽吞吐技術(shù)（簡稱HDCS）、N2和降黏劑輔助水平井蒸汽吞吐技術(shù)（HDNS）。這些新區(qū)開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目涉及的油藏類型包括普通稠油、熱采稠油、一般低滲透、特低滲透、一般斷塊、復(fù)雜斷塊、縫洞型碳酸鹽巖和海上等8類油藏，基本覆蓋了常見的油藏類型并確保了樣本的代表性。

以熱采稠油油藏為例，通過對(duì)樣本的系統(tǒng)分析得出了油藏埋深、井型（直井、水平井）、熱采方式（HDCS，HDNS）是決定該類油藏開發(fā)效果的主控因素。然后，針對(duì)上述因素，采用單一因素進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析（圖1），分別獲得直井吞吐模型和水平井熱采模型。

圖1 熱采稠油油藏直井吞吐和水平井熱采模型Fig.1 Cyclic stream stimulation（CSS）models of both vertical and horizontal wells for thermal recovery of heavy oil reservoirs

直井吞吐模型中單井控制儲(chǔ)量模型和單井日產(chǎn)油量模型分別為：

水平井模型中單井控制儲(chǔ)量模型為：

水平井模型中單井日產(chǎn)油量可根據(jù)熱采方式進(jìn)一步細(xì)分為HDCS（D≤1 000 m），HDCS（D＞1 000 m）和HDNS，模型分別為：

對(duì)于直井吞吐熱采稠油油藏，首先根據(jù)油藏平均滲透率和地下原油黏度確定流度，然后根據(jù)流度分別由（1）式確定單井控制儲(chǔ)量，由（2）式確定單井日產(chǎn)油量，然后根據(jù)地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算總井?dāng)?shù)，根據(jù)含油面積確定井距，并確定油藏新建產(chǎn)能，獲得采油速度數(shù)據(jù)。

對(duì)于水平井吞吐熱采稠油油藏，首先根據(jù)油藏埋深由（3）式確定單井控制儲(chǔ)量，然后根據(jù)儲(chǔ)量計(jì)算總井?dāng)?shù)，根據(jù)含油面積確定井距；其次根據(jù)油藏含油面積和儲(chǔ)量確定儲(chǔ)量豐度，隨后根據(jù)吞吐模式和油藏埋深，分別由（4）—（6）式確定單井日產(chǎn)油能力，然后根據(jù)總井?dāng)?shù)，確定油藏新建產(chǎn)能，從而獲得采油速度數(shù)據(jù)。

上述類似方法可獲得普通稠油、一般低滲透、特低滲透、一般斷塊、復(fù)雜斷塊、縫洞型碳酸鹽巖和海上等各類油藏開發(fā)方案的主控因素，確定其開發(fā)指標(biāo)快速評(píng)價(jià)模型（表1）。由表1可知，受統(tǒng)計(jì)樣本的參數(shù)范圍和單一因素統(tǒng)計(jì)方法的限制，部分模型相關(guān)系數(shù)低于0.9，因此，模型應(yīng)用時(shí)要注意所對(duì)應(yīng)的適用范圍。

表1 中國石化新區(qū)不同類型油藏開發(fā)指標(biāo)快速評(píng)價(jià)模型Table1 Rapid development indexes evaluation models on different reservoirs of new development blocks，SINOPEC oilfields

3 實(shí)例分析

3.1 分類油藏

利用表1中的模型計(jì)算中國石化2016—2017年原油新區(qū)產(chǎn)能106個(gè)單元，以單井日產(chǎn)油量指標(biāo)為例（表2）。研究發(fā)現(xiàn)，誤差較大的主要為熱采稠油和特低滲透油藏，平均誤差均超過2%，但總體上誤差低于5%，因此上述模型具有較好的可應(yīng)用性。

以普通稠油油藏為例，2016—2017年新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)單元17個(gè)，根據(jù)產(chǎn)能建設(shè)單元基本及采用的井型，根據(jù)表1的關(guān)系式可確定上述單元平均單井日產(chǎn)油量和單井控制儲(chǔ)量（圖2）。預(yù)測(cè)平均單井日產(chǎn)油量為5.0 t/d，相對(duì)誤差為-1.2%；預(yù)測(cè)平均單井控制儲(chǔ)量為6.5×104t/口，相對(duì)誤差為-1.8%；預(yù)測(cè)結(jié)果基本可信，但個(gè)別單元誤差較大，主要是由于統(tǒng)計(jì)公式未考慮注水開發(fā)方式等其他因素影響。

表2 中國石化2016—2017年原油新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)單元平均單井日產(chǎn)油量預(yù)測(cè)Table2 Comparison between predicted and actual daily oil production of single well in different reservoirs of new development blocks，SINOPEC oilfields in 2016-2017

圖2 普通稠油油藏單井日產(chǎn)油量和單井控制儲(chǔ)量的預(yù)測(cè)值與實(shí)際值對(duì)比Fig.2 Comparison between predicted and actual daily oil production and controlled reserves of single well in heavy oil reservoir

3.2 典型區(qū)塊

以具體單元應(yīng)用為例，分別對(duì)2017年勝利油區(qū)寧海油田坨90塊擴(kuò)產(chǎn)能單元和2016—2017年勝利油區(qū)埕島油田西北區(qū)新區(qū)產(chǎn)能單元具體參數(shù)，介紹模型應(yīng)用步驟與具體狀況。

坨90塊復(fù)雜斷塊油藏產(chǎn)能單元處于東營凹陷坨-勝-永斷裂帶西端、寧海油田西南部，2016年通過構(gòu)造精細(xì)解釋和單砂體精細(xì)描述分別在2個(gè)斷塊部署滾動(dòng)井坨90-斜12和坨90-斜16，在沙二段鉆遇5.4和11.6 m油層，油層平均孔隙度為27.0%，滲透率為1 368.5 mD。編制坨90塊擴(kuò)產(chǎn)能單元建設(shè)方案，方案設(shè)計(jì)動(dòng)用面積為1.0 km2，動(dòng)用儲(chǔ)量為60×104t，采用一套井網(wǎng)開發(fā)、面積注采井網(wǎng)，共6口油井及2口注水井，設(shè)計(jì)單井日產(chǎn)油量為5.3 t/d，新建產(chǎn)能為0.79×104t。截至2017年底，實(shí)際新完鉆投產(chǎn)井4口，待鉆井2口，平均單井日產(chǎn)油量為6.8 t/d，新建產(chǎn)能為0.85×104t。采用復(fù)雜斷塊單井日產(chǎn)油量模型，根據(jù)平均油藏埋深為2 150 m，可獲得平均單井日產(chǎn)油量為6.6 t/d，相對(duì)誤差為3%；而根據(jù)單井控制儲(chǔ)量模型，獲得平均單井控制儲(chǔ)量為9.3×104t/口，從而確定油水井井?dāng)?shù)為6口，與實(shí)施井?dāng)?shù)接近。

埕島油田西北區(qū)新區(qū)產(chǎn)能單元位于埕島油田西北部，水深為10～15 m，距離東部4D平臺(tái)3～7 km；主要含油氣層系為明化鎮(zhèn)組和館上段，油層平均厚度為16.1 m，孔隙度為34.4%，滲透率為2 019.75 mD。待建單元包括勝海2塊和勝海201塊，設(shè)計(jì)動(dòng)用面積為7.93 km2，動(dòng)用儲(chǔ)量為676×104t，采用注水開發(fā)，新鉆井34口（其中采油井25口、注水井9口），新建產(chǎn)能為15.1×104t。2016年完鉆6口，2017年完鉆29口，完成方案鉆井。根據(jù)館陶組試油結(jié)果標(biāo)定單井日產(chǎn)油量為20.5 t/d，油井?dāng)?shù)為25口，新建產(chǎn)能為23.3×104t。根據(jù)油藏參數(shù)可確定該單元儲(chǔ)量豐度為85.25×104t/km2，采用海上（μ＜50 mPa·s）單井日產(chǎn)油量模型，計(jì)算確定平均單井能力為22.2 t/d，相對(duì)誤差為9%；而根據(jù)海上（μ＜50 mPa·s）單井控制儲(chǔ)量模型，獲得平均單井控制儲(chǔ)量為21.0×104t，從而確定油水井井?dāng)?shù)33口，較實(shí)施井?dāng)?shù)35口少2口。

通過以上2個(gè)典型區(qū)塊實(shí)例發(fā)現(xiàn)，油藏平均參數(shù)取值和選擇合適的模型對(duì)結(jié)果影響較大。例如實(shí)例二，從地面原油黏度來看，其黏度為486～2 287 mPa·s，歸類于普通稠油油藏。若采用海上（μ＜150 mPa·s）模型，則確定單井日產(chǎn)油量超過60 t/d，其儲(chǔ)量豐度小于150×104t/km2，應(yīng)選用海上（μ＜50 mPa·s）模型。

4 結(jié)論

通過上述分析表明，中國石化原油新區(qū)產(chǎn)能方案主要指標(biāo)如采油速度、產(chǎn)能、油水井?dāng)?shù)等參數(shù)主要受控于油藏埋深、滲透率、井型、原油黏度、儲(chǔ)量豐度等因素，不同類型油藏主控因素不同、規(guī)律不同。文中建立的8類油藏的開發(fā)方案概念設(shè)計(jì)模型庫可以在已知較少的、容易獲得的參數(shù)情況下快速確定單井控制儲(chǔ)量、采油速度、產(chǎn)能規(guī)模、油水井?dāng)?shù)、井網(wǎng)井距等方案關(guān)鍵參數(shù)，為油田年度開發(fā)部署、中長期規(guī)劃計(jì)劃編制提供支撐。

在模型建立時(shí)，部分油藏受資料和統(tǒng)計(jì)方法限制，應(yīng)用時(shí)需要注意適用條件，否則存在較大的誤差。通過2016—2017年新區(qū)產(chǎn)能單元的應(yīng)用，發(fā)現(xiàn)選擇合適的模型和采用合理的油藏平均參數(shù)是模型應(yīng)用成功的關(guān)鍵。隨著新技術(shù)新工藝不斷推陳出新，后續(xù)應(yīng)利用新實(shí)例以及虛擬油藏模擬開發(fā)技術(shù)補(bǔ)充模型庫，從而保障油藏可行性快速評(píng)價(jià)結(jié)果可靠。

符號(hào)解釋

Iw——新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)單元平均單井控制儲(chǔ)量，104t/口；D——油藏平均埋深，m；R——相關(guān)系數(shù)；qo——新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)單元平均單井日產(chǎn)油量，t/d；Io——新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)單元平均儲(chǔ)量豐度，104t/km2；μ ——地層原油黏度，mPa·s；K——油藏平均有效滲透率，mD。