蒸汽吞吐稠油油藏證實儲量評估中遞減率計算新法

黃祥光，于 軍，陳 超

中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院 （遼寧 盤錦 124010）

自2000年以來，中國三大石油公司相繼在紐約證券交易所上市，美國證券交易委員會（SEC）規(guī)定，凡是在美國上市的石油公司，必須按照規(guī)定的準則和要求進行儲量評估。作為上市石油公司，根據(jù)SEC準則進行油氣儲量評估已成為儲量管理的重要內容。SEC證實儲量評估常用的動態(tài)方法是遞減曲線法[1-4]，而熱采稠油經常采用井間接替、塊間接替的開發(fā)模式，產量剖面上經常出現(xiàn)相對穩(wěn)產或多段遞減，造成合理確定遞減率難度大。針對這一難題，結合遼河油區(qū)開發(fā)實際，考慮把國內計算蒸汽吞吐熱采稠油技術可采儲量的方法—注采關系曲線法，引入到證實儲量評估中，合理確定遞減率。

1 遼河油區(qū)熱采稠油開發(fā)現(xiàn)狀

20世紀80年代初，遼河稠油以蒸汽吞吐開發(fā)方式投入開發(fā)，通過老區(qū)不斷的加密調整及產能規(guī)模的不斷擴大，經歷了1986～1995年的大規(guī)模上產階段、1996～2001年穩(wěn)產階段和2002年至今的遞減階段。

截至2010年底，遼河油區(qū)熱采稠油動用地質儲量 68 136.71×104t，可采儲量 18 568.73×104t，標定采收率27.3%。蒸汽吞吐熱采稠油投產油井8 964口，開井 4 771 口，日產油 11 557t，年產油 404.35×104t，累積產油14 202.72×104t，綜合含水率82.69%，年注汽 1 228.46×104t，累積注汽 27 336.05×104t，年油汽比0.33，累積油汽比0.52。

2 研究思路及原理

2.1 研究思路

國內計算蒸汽吞吐稠油油藏技術可采儲量的方法是注采關系曲線法和遞減法，本文的研究思路與關鍵是：考慮把國內計算技術可采儲量的方法引入到證實儲量評估中。

2.2 研究原理

在蒸汽吞吐稠油油藏的穩(wěn)定遞減段，同時運用指數(shù)遞減法和注采關系曲線法計算總可采量，如果總可采量相當?shù)脑挘涂梢苑赐瞥鲞f減率[5-13]，即：

指數(shù)遞減曲線產量變化公式：

指數(shù)遞減可采儲量計算公式：

注采關系曲線：

注采關系曲線可采儲量計算公式：

式中：Qt為 t時刻產量，104t；Di為初始遞減率；t為生產時間，a；N(指數(shù)遞減)為指數(shù)遞減法計算的總可采量，104t；Qt為初始產量，104t；Si為累積注汽量，104t；Np為累積產量，104t；N(注采曲線)為注采關系法計算的總可采量，104t；OSR為油汽比；Qt為經濟極限產量，104t；Cfo為固定成本，萬元；Po為油價，元/t；Taxo為噸油稅費，元；Cvo為噸油可變成本，元；Ro為商品率，%。

2.3 可行性研究

對于同一個區(qū)塊，當產量剖面出現(xiàn)穩(wěn)定遞減時，可以直接采用遞減法計算可采儲量。而同時采用注采關系法計算可采儲量，比較2種方法計算結果，驗證注采關系法計算可采儲量的可行性。

如蒸汽吞吐稠油錦45塊，在2001～2008年呈現(xiàn)穩(wěn)定遞減，對同一遞減段用2種方法分別計算，指數(shù)遞減法計算結果為 2 257.69×104t（圖 1），注采關系法計算結果為2 300.28×104t（圖2），相對誤差1.81%，完全符合石油行業(yè)誤差低于10%的標準。

通過以上分析可以看出，注采關系曲線法與遞減曲線法都能準確計算熱采稠油油藏的可采儲量，兩者之間誤差較小。所以可以考慮將注采關系曲線法引入到證實儲量評估中，輔助遞減率的選取。

圖1 錦45塊遞減曲線法預測圖

圖2 錦45塊注采關系法預測圖

3 應用實例

以遼河油區(qū)蒸汽吞吐較為完整的主力區(qū)塊洼59塊為例，采用該方法確定遞減率，從而合理計算證實儲量。

洼59塊地理上位于遼寧省盤錦市大洼縣境內，構造上位于遼河盆地西部凹陷東部陡坡帶中央凸起南部傾沒帶。油藏埋深-1 360～-1 510m，儲層巖性以礫巖、礫狀砂巖和不等礫砂巖為主，孔隙度為24.6%，滲透率為 980×10-3μm2，屬于層狀邊水巖性構造油藏。

該塊于1997年采用100m井距,正方形井網，一套開發(fā)層系投入開發(fā)。投入開發(fā)后，隨著新井的逐年投產,斷塊產油量逐年上升，2005年后水平井不斷投產,2008年產量達到高峰 ,出現(xiàn)了相對穩(wěn)產（圖3）。

圖3 洼59塊產量變化曲線

由注采關系曲線法計算證實儲量為318.92×104t（圖 4），初始產量 Qi為 0.78×104t，根據(jù)洼 59 塊2010年的實際銷售油價 3 650元/t，固定成本6 912.25萬元，噸油稅費726.25元，噸油可變成本808.81元，由公式（6）計算經濟極限產量為0.33×104t，再由公式（5）反求得遞減率為14.1%。應用儲量評估軟件R3，采用遞減法評估洼59塊的可采儲量為 312.74×104t，證實儲量為 93.13×104t（圖 5）。

圖4 洼59塊注采關系法預測圖

圖5 洼59塊遞減法評估圖

截至2010年12月，洼59塊動用含油面積2.20km2，石油地質儲量1 041×104t。投產油井166口，開井 131 口，日產油 438t，年產油 16.92×104t，累積產油219.62×104t，儲采比為5.5，從該塊目前生產狀況來看，證實儲量計算結果較為合理。

4 結束語

1）以小洼油田洼59塊為例，確定了該塊的合理遞減率，計算了其證實儲量，并對計算結果進行分析，驗證了該方法的適用性和可行性，從而有效解決了熱采稠油油藏上產穩(wěn)產及多段遞減階段遞減率合理選取難的問題。

2）本文提出的方法一般應在吞吐開發(fā)2周期以上、積累一定的動態(tài)資料后方可使用。

3）應用該方法的關鍵是應用注采關系曲線法合理計算總開采量和計算經濟極限產量。

4）該方法作為注蒸汽開發(fā)稠油油藏遞減率選取的一種方法，提高了評估結果的精度。

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