可采儲量標定在濱南采油廠各油田開發中的應用

陳慶峰

(勝利油田分公司濱南采油廠，山東濱州256600)

可采儲量標定在濱南采油廠各油田開發中的應用

陳慶峰

(勝利油田分公司濱南采油廠，山東濱州256600)

油田可采儲量和采收率的高低，標志著油田不同開發階段生產管理和生產經營的總體水平，是衡量油田開發水平的重要指標。因此準確標定可采儲量和采收率，對把握油田開發動態、指導油田下步開發具有重要意義。

可采儲量;采收率;油田開發動態

可采儲量是指在現代工藝技術條件下，能從地下儲層中采出的那一部分油氣量。采收率是可采儲量與地質儲量的比值。在油田開發中，可采儲量和采收率是衡量油田開發水平的重要指標。不同開發階段的采收率和可采儲量能充分反映油田各開發階段的開發水平的好壞，因此準確標定可采儲和采收率，對把握油田開發動態具有指導意義。

1 預測油田可采儲量和采收率，掌握油田開發動態

采用靜態法、動態法和類比法對8個油田87個單元進行可采儲量和采收率標定。全廠理論采收率為28.6%，理論可采儲量10 234萬t，目前標定采收率為22.7%，標定可采儲量為8 122萬t。各油田標定可采儲量和采收率及主要開發指標見表1。

從各油田的開發指標可以看出，濱南、平方王、尚店、單家寺稀油、林樊家5個油田可采儲量采出程度為42.2% ～72.4%，儲采比為15～24，這些油田將是濱南采油廠相當長時期內原油生產的主要陣地。利津油田、單家寺稠油因老區地質儲量占的比例較高，可采儲量采出程度較高，儲采比較低。利津油田老區、單家寺稠油老區進入開發后期遞減階段，穩產難度很大。

根據我廠開發經驗，一個油田合理儲采比界線應為10～12，即剩余可采儲量采油速度控制在8% ～10%，這樣，穩產期結束后，油田初始遞減率在11% ～14%。過高儲采比會貽誤資源的有效開發和利用;過低的儲采比將會加速油田遞減階段產量遞減速度。

表1 濱南采油廠各油田的主要開發指標

2 運用可采儲量計算方法可以測算油田動態地質儲量

甲型水驅特征曲線公式［1］為

動態地質儲量公式為

式(1)～(2)中:Wp—累計產水量，104t或104m3;Np—累計產油量，104t或104m3;N—油田的地質儲量，104t或104m3;a1、b1—分別是直線的截距和斜率。

根據公式(1)和(2)計算的地質儲量與容積法計算的儲量有一定偏離，表2為不同方法計算動用地質儲量的對比表。通過對7個斷塊的計算，水驅動態地質儲量普遍小于容積法計算的地質儲量，誤差為4% ～21.8%。這主要是兩方面因素造成的，一方面是與油藏水驅程度高低有關，水驅程度較高的油藏，由于水驅程度控制較好，水驅法計算動用地質儲量比較接近容積法計算的地質儲量;另一方面是方法本身有一定誤差。

表2 不同方法計算動用地質儲量的對比表

經計算，7個斷塊平均誤差為15.3%，其中濱79、畢家沙三、單18、單12共計4個單元吻合程度較好。

3 運用可采儲量標定方法可以預測油藏含水上升規律

根據丙型水驅曲線［1］計算水油比WOR的公式為

式中:a3、b3—分別是直線的截距和斜率。

由公式(3)可以推導出理論含水量fw與累計產油量Np之間的數學關系式為

下面以尚店濱30塊和平方王中區南8－3塊2個單元為例，預測油藏含水量變化規律。

1)2001－2005年尚店濱30塊含水量預測(見表4)。應用丙型水驅曲線，時間取值為2001～2005，a3=0.57093，b3=0.001945，水油比 WOR=0.57093+0.001945 × Np，那么，含水量 fw=1 － (1 －0.001945×Np)2÷1.57093。含水量相對誤差在0.2% ～1.4%，說明預測是比較準確。

2)2004－2008年平方王中區南含水量預測(見表5)。應用丙型水驅曲線，時間取值為2004～2008，a3= －0.09 929，b3=0.003 507，水油比 WOR= － 0.09929+0.003507 × Np，那么，fw=1 － (1 － 0.003507×Np)2÷0.90071，含水量相對誤差在0～2.9%，說明預測是比較準確。

表4 濱30塊預測含水量與實際含水量的對比表

表5 平方王中南區8－3塊塊預測含水量與實際含水量的對比表

在沒有較大調整措施和工藝技術改造、水驅特征曲線直線段相關性好、含水與采出程度曲線擬合程度較高的情況下，含水量預測結果十分可靠。由于井網調整、驅動方式改變、工藝措施重大突破以及關閉高含水井等人為措施較多情況下，水驅特征曲線規律發生改變，就很難預測準確的含水量。

4 正確評價油田增產措施

油田水驅特征曲線直線段出現后，并非總是不變一直延續下去，油田采取增產措施，特別是注采井網調整、完善后，直線段斜率變小、截距增大，據此可以評價地下水驅狀況變化。

濱三區畢家沙三是一個中等滲透的構造斷塊油藏。含油面積為4.4 km2，地質儲量為983萬t。2001年12月，生產井58口，開井39口，日產油為90 t，綜合含水量為71.6%，采油速度為0.33%，累積產油111.680 6萬 t，采出程度為11.4%。注水井26口，開注18口，日注水553 m3，注采比為1.19，累積注水523.816 4萬 m3，地層壓降為4.6 MPa，動液面為 782 m。

根據油藏精細描述及剩余油分布規律，對該單元實施了以分層系開采為主的注采調整和注采完善，1996－2001年共鉆新井10口，初增油81 t/d，累積增油6.47萬t;油井轉注6口，其它補孔和擠穩定劑等措施42井次，初增油106 t/d，累積增油3.59萬t。通過完善注采井網，單元注采對應率由65.5%提高到85.5%。產液剖面測試結果顯示，油層動用程度也由52.8%提高到70.4%，目前注水井吸水厚度百分數保持在73.9%，使地下水驅油狀況得到了較大改善。

選用甲型水驅和丙型水驅的平均值，選取1990.12.～1996.06.及 1997.09.～2000.09.兩段時間段，該塊可采儲量由209萬t上升到241萬t，采收率由21.3%提高到24.5%，增加可采儲量32萬t，提高采收率3.2個百分點(見表6)。根據甲型水驅曲線計算，水驅動用儲量由592萬t上升到756萬t，增加水驅動用儲量164萬t。

表6 畢家沙三可采儲量計算結果表

5 結論

油田可采儲量和采收率用于油藏開發動態的分析和對地下資源的總體認識。按照國際上SEC標準，儲量早期評估的主要方法有容積法、遞減曲線法、物質平衡法和類比法;油田進入開發中后期，可采儲量標定一般采用水驅法、產量遞減法、稠油注汽法、數模預測法等多種方法相結合論證。在充分掌握油田動、靜態資料和各種方法的優劣的基礎上，采用合適的方法來標定可采儲量和采收率，對油田開發具有指導意義。

［1］ 才汝成，李陽，孫煥泉.油氣藏工程方法與應用［M］.東營:石油大學出版社，2002.

Applications of Recoverable Reserves Calibration in Oilfield Development in Binnan Plant

CHEN Qing-feng
(Binnan Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，Binzhou 256600，Shandong，China)

The level of recoverable reserves and oil recovery reflects the level of production management and operation in different production stages，which is an important measure of the development level of oilfield.Therefore，the accuracy of recoverable reserves and oil recovery are important to grasp the dynamic and guide the development in the future.

recoverable reserves;recovery;dynamic of oilfield development

TE35

B

1008-9446(2011)04-0001-03

2011-06-27

陳慶峰(1977－)男，山東榮成人，勝利油田分公司濱南采油廠工程師，主要從事油田開發和管理工作。