孤島油區剩余可采儲量計算方法研究

韓建華，王 德，趙潤林，任 勇

中國石化股份勝利油田分公司 孤島采油廠，山東東營 257231

油氣技術可采儲量是指在現有井網及工藝技術條件下獲得的總產油量,它是制定油田開發規劃的物質基礎，是評價油田開發效果、編制調整方案的依據。剩余可采儲量，即目前還剩余在地下的那部分可采儲量，它在數值上等于可采儲量與目前累計產油量的差值。計算剩余可采儲量，可在宏觀上把握油藏的剩余潛力。

可采儲量標定的目的就是計算油期田的可采儲量和剩余可采儲量，評價其開發狀況和效果，通過總結前一階段增加可采儲量的做法，分析不同措施及不同技術對增加可采儲量的貢獻，研究這些技術措施對增加可采儲量的潛力，找出不同類型油藏在不同開發階段增加可采儲量的攻關方向。

1 可采儲量標定方法

對于一個單元來說，所采取的可采儲量標定方法不一致，標定出的采收率就會出現或大或小的偏差，偏大的話不能真實地反映單元的開采規律，偏小的話就會抹煞單元的好的開發效果，根據孤島油區目前的開發狀況及特點，一般主要采用綜合評價法、類比法、經驗公式法、注采法、水驅特征曲線法、遞減法等多種方法進行可采儲量標定。

2 可采儲量標定原則

可采儲量標定總的大原則是對于產量穩定遞減的單元，采用遞減曲線法標定可采儲量；對于生產開發中后期，綜合含水較高，水驅規律明顯的單元采用水驅特征曲線法標定可采儲量；對于生產不穩定的單元，采用綜合評價法、經驗法和類比法。

3 國內外現狀及發展趨勢

國外油田可采儲量標定一般在開發前期采用類比法、經驗法，開發初期及全面開發階段主要采用Bush-helander經驗統計法、生產動態法（Arps遞減法、水油比—累計產油量關系法 ）、分析模型法（CGM法、stiles法等）和數值模擬法等。

與國外油田相比，孤島油區具有儲量規模小、構造相對復雜、層數多、厚度薄、連通差、原油性質差和地飽壓差小的特點。因此，歷來的可采儲量標定方法也不盡相同，但隨著油公司的上市，國內也不斷汲取國際上合理實用的可采儲量標定新方法，使得可采儲量標定方法也逐漸與國際進行接軌。

4 區塊可采儲量標定

以孤島油田東區為例，地質儲量4 625.57×104t，可采儲量1 040×104t，采收率22.5%。1975年6月投入開發，1978年3月注水開發，2008年7月注聚。截止2009年，已累積產油1 000.79×104t,處于特高含水期。由于注聚前期實施了大量的調整措施，增油效果明顯，可采儲量采出程度已達96.2%，因此有必要對其重新進行可采儲量標定。根據可采儲量標定原則，采用水驅曲線法和遞減法進行標定可采儲量，然后優選合理值。

1）水驅曲線法標定結果

東區1995年9月至2001年9月時間段出現直線段，做出水驅特征曲線和含水-采出程度關系曲線（圖1），2001年9月以后含水-采出程度關系曲線較為平緩，采用平移法。

圖1 孤島油田東區含水－采出程度關系曲線

常用4種水驅特征曲線標定可采儲量計算方法的參數對比值見表1：2）遞減法標定結果

表1 孤島油田東區水驅特征曲線法標定可采儲量結果表

根據東區生產情況，采用指數遞減計算可采儲量較為符合實際，因此，選取2002年8月～2004年10月開井數穩定，具有一定的遞減規律的時間段，遞減率12.66%，計算東區Ng3-4單元可采儲量達1 105.13萬t，采收率23.9%，可采儲量增加65.13萬t，采收率提高1.4%，可采儲量采出程度90.6%，儲采比7.0。

經過對水驅特征曲線法和遞減法計算結果對比，最終采用遞減法計算可采儲量結果值，東區剩余可采儲量為104.34萬t。

[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.

[2]蘇映宏.油田可采儲量技術規范及管理辦法研究.東營：2007.