海上油氣田油壓壓降法SEC 儲量評估適用性分析

潘 潞 田 彬 劉方圓 劉若雨 李藝恬 鄧新穎

中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院 上海 200120

凡在美國上市的油公司，必須按照SEC 準(zhǔn)則要求進(jìn)行儲量評估并披露相關(guān)信息。SEC 儲量是指在現(xiàn)行經(jīng)濟(jì)和操作條件下，地質(zhì)和工程資料表明將來從油氣藏中能夠以合理的確定性，且具備經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)能力采出的原油、天然氣和凝析油的數(shù)量。SEC 儲量具有合理的確定性、經(jīng)濟(jì)性、時(shí)效性和保守性。如果沒有足夠的資料確定儲量參數(shù)時(shí)，應(yīng)該采用保守的算法估算證實(shí)儲量。

東海西湖凹陷油氣田SEC 儲量以往一直按照單井進(jìn)行評估，但部分區(qū)塊井控程度低、儲層變化快，容積法評估所需的油氣水界面、井控面積等參數(shù)難以確定。對于新增或開發(fā)時(shí)間短的單井，產(chǎn)量處于上升或平穩(wěn)階段，未出現(xiàn)遞減趨勢，動態(tài)法評估受限。如何選擇合適的儲量評估方法，確保后期油氣儲量資產(chǎn)波動較小尤為重要。本研究采用單井最易獲得的油壓變化資料進(jìn)行儲量評估，并結(jié)合老井資料進(jìn)行誤差分析。結(jié)果表明，巖性氣藏誤差較小。本次研究成果對海上新增及開發(fā)早期的油氣井SEC 儲量評估具有指導(dǎo)作用。

1 SEC儲量評估方法及適用范圍

SEC 即美國證券交易委員會，SEC 儲量是基于SEC準(zhǔn)則進(jìn)行的油氣儲量評估指標(biāo)。采用SEC 儲量評估時(shí)，應(yīng)結(jié)合經(jīng)濟(jì)參數(shù)評估油氣儲量價(jià)值，為年報(bào)信息披露提供數(shù)據(jù)支持。現(xiàn)行國際上常用的油氣儲量評估方法主要包括靜態(tài)法和動態(tài)法兩種。

1.1 靜態(tài)法

靜態(tài)法包括容積法和類比法。在實(shí)際評估工作中，需要根據(jù)油氣田或儲量單元的開發(fā)狀況及資料情況，選用不同的評估方法，或綜合采用多種方法開展評估。

1.1.1 容積法

容積法是通過確定油氣藏面積、有效厚度、孔隙度、含油氣飽和度等參數(shù)，計(jì)算油氣在儲層孔隙中所占體積，實(shí)現(xiàn)地質(zhì)儲量估算。該方法適合于勘探開發(fā)各階段，特別是對于未開發(fā)或開發(fā)初期缺少生產(chǎn)動態(tài)資料的油氣藏，是最有效的儲量評估方法。但該方法需要的參數(shù)較多，包括含油氣面積、有效厚度、孔隙度、含油氣飽和度、體積系數(shù)、氣油比和原油密度等參數(shù)，且需要詳細(xì)可靠的地質(zhì)資料。其中有效厚度、孔隙度、含油氣飽和度、體積系數(shù)、氣油比、原油密度等參數(shù)主要根據(jù)測井和分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)求得。相較這些參數(shù)，含油氣面積的確定則相對復(fù)雜。

對于構(gòu)造油氣藏：以鉆井證實(shí)的流體界面作為PV 級儲量計(jì)算界面，流體界面包括油水界面、氣水界面、氣油界面；未鉆遇油氣水界面的，以鉆遇油氣層底面深度作為PV 級儲量計(jì)算界面，下推一個(gè)有效厚度對應(yīng)的深度作為PB 級儲量計(jì)算界面；根據(jù)上述確定的儲量計(jì)算界面圈定含油氣面積，當(dāng)開發(fā)井到含油氣邊界的距離過大時(shí)，依據(jù)開發(fā)井控制邊界外推1 個(gè)井距確定PV 級儲量含油氣邊界，外推2 個(gè)井距確定PB 級儲量含油氣邊界。

對于巖性油氣藏：有井鉆遇且?guī)r性邊界(儲層預(yù)測結(jié)果)可靠的，以巖性邊界圈定PV 級儲量含油氣面積；鄰井為干層或尖滅時(shí), 按井距之半確定PV 級儲量含油氣邊界；可靠的巖性邊界難以確定時(shí)，參考該區(qū)儲層規(guī)模、開發(fā)井井距等資料，以井點(diǎn)外推1 個(gè)開發(fā)井距圈定PV 級儲量含油氣面積。

1.1.2 類比法

類比法多用于未開發(fā)油氣田和已開發(fā)油氣田生產(chǎn)初期缺少動態(tài)資料的油氣藏。特別對于已開發(fā)油氣田的擴(kuò)邊新層區(qū)塊更加有效，是容積法的一種補(bǔ)充。通過分析已開發(fā)油氣田的油氣藏地質(zhì)特征及開發(fā)特征，建立待評估油氣藏與已開發(fā)油氣藏的類比關(guān)系，從而類比預(yù)測待評估油氣藏的采收率等開發(fā)指標(biāo)，評估經(jīng)濟(jì)可采儲量及其價(jià)值。

1.2 動態(tài)法

盡管影響油氣田開發(fā)效果的因素多樣，但相同油氣藏條件下的油氣藏開發(fā)仍具有特色規(guī)律性。動態(tài)法儲量評估法正是基于這種規(guī)律對油氣資源進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，并預(yù)測產(chǎn)量及開采年限。該評估方法主要針對開發(fā)后具有一定油氣水運(yùn)動規(guī)律的油氣藏進(jìn)行儲量評估，具體方法包括遞減分析法、數(shù)值模擬法和物質(zhì)平衡法。

1.2.1 遞減分析法

遞減分析就是利用實(shí)際生產(chǎn)油、氣、水及壓力等數(shù)據(jù)的變化規(guī)律和開發(fā)趨勢，對過去生產(chǎn)動態(tài)趨勢進(jìn)行外推，從而預(yù)測產(chǎn)量和估算儲量、經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)年限。遞減分析法適用于產(chǎn)量和時(shí)間的關(guān)系曲線具有明顯遞減趨勢的油氣田，要求油氣產(chǎn)量進(jìn)入遞減階段，數(shù)據(jù)有連續(xù)性，參與回歸分析的生產(chǎn)數(shù)據(jù)盡可能多，至少六個(gè)月以上。

1.2.2 物質(zhì)平衡法

在無法確定油氣藏參數(shù)的情況下，可以用物質(zhì)平衡法估算油氣地質(zhì)儲量。利用物質(zhì)平衡法時(shí)，需要的資料包括原始地層壓力、連續(xù)生產(chǎn)期間至少3 次以上的地層壓力監(jiān)測，以及該段時(shí)間的油氣產(chǎn)出體積。因此，應(yīng)用該方法需要取全取準(zhǔn)原始地層壓力、地層流體的PVT 分析資料和氣井的產(chǎn)能數(shù)據(jù)。物質(zhì)平衡法適用于定容封閉性或者弱彈性水驅(qū)的氣藏。對于異常高壓氣藏，一般采出程度達(dá)到20%～30%后可適用該方法。對于強(qiáng)水驅(qū)氣藏，當(dāng)壓力變化非常小時(shí)，該方法計(jì)算結(jié)果不可靠。另外，該方法不適用于特低滲透和非均質(zhì)性較強(qiáng)的氣藏。

1.2.3 數(shù)值模擬法

數(shù)值模擬法可認(rèn)為是物質(zhì)平衡法的復(fù)雜形式。根據(jù)掌握資料的具體情況，建立符合地下地質(zhì)油藏認(rèn)識的油氣藏地質(zhì)模型，通過油氣藏?cái)?shù)值模擬確定油氣藏采收率及相關(guān)開發(fā)指標(biāo)。數(shù)值模擬結(jié)果可靠性的高低取決于所構(gòu)建模型數(shù)據(jù)資料的數(shù)量、質(zhì)量和完整性，需要具有詳細(xì)可靠的地質(zhì)資料，以及較好的動態(tài)歷史擬合。

2 東海西湖凹陷油氣田特征

2.1 地質(zhì)特征

2.1.1 構(gòu)造特征

西湖凹陷是東海陸架盆地規(guī)模最大的含油氣凹陷，總體呈東斷西超的箕狀結(jié)構(gòu)，由西往東可劃分為保俶斜坡帶、三潭深凹、中央背斜帶、白堤深凹和天屏斷階帶。目前已發(fā)現(xiàn)的油氣田主要分布于保俶斜坡帶和中央背斜帶。中生代末，西湖凹陷早期受太平洋板塊俯沖作用，開始拉張裂陷，漸新世末太平洋板塊俯沖加劇，東部開始反轉(zhuǎn)。保俶斜坡帶是持續(xù)性的斜坡，以斷陷構(gòu)造層為主，晚期擠壓弱，構(gòu)造定型早；中央背斜帶早期斷陷，后期反轉(zhuǎn)，形成擠壓反轉(zhuǎn)背斜構(gòu)造。

2.1.2 含油層系

沉積地層自上而下依次揭示第四系更新統(tǒng)東海群，新近系上新統(tǒng)三潭組、中新統(tǒng)柳浪組、玉泉組、龍井組，古近系漸新統(tǒng)花港組、始新統(tǒng)平湖組、寶石組地層。其中，花港組、平湖組是西湖凹陷主要的含油氣層系，柳浪組、玉泉組、龍井組、寶石組也有少量油氣發(fā)現(xiàn)。

2.1.3 氣藏類型

中央背斜帶主要圈閉類型為背斜、斷背斜，主要含油層系為花港組，氣藏類型為層狀構(gòu)造氣藏和巖性- 構(gòu)造復(fù)合氣藏。

保俶斜坡帶主要圈閉類型為斷塊、斷背斜和斷鼻，主要含油層系為平湖組，氣藏類型層狀構(gòu)造氣藏及構(gòu)造-巖性復(fù)合氣藏。

東海西湖凹陷油氣田具有復(fù)雜的斷裂系統(tǒng)及多樣的油氣藏類型，使得氣藏砂體厚度和物性橫向變化較大。另外，海上氣田井控程度較低，部分?jǐn)鄩K1 個(gè)小層只有1 口井，導(dǎo)致難以確定巖性油氣藏的可靠巖性邊界，因此容積法評估存在一定難度。

2.2 開發(fā)特征

東海西湖凹陷先后投產(chǎn)10 個(gè)油氣田，投產(chǎn)時(shí)間較早的2 個(gè)氣田分別于2005 年和2011 年投產(chǎn)，目前已進(jìn)入開發(fā)中后期，大部分井遞減趨勢明顯，可采用遞減分析法評估。

其余8 個(gè)氣田于2014—2016 年分批投產(chǎn)，在地質(zhì)認(rèn)識不斷深入的基礎(chǔ)上，近年來穩(wěn)步實(shí)施多口滾動調(diào)整井，部分新井靜壓資料少，產(chǎn)量相對穩(wěn)定，遞減規(guī)律不明顯，僅油壓具有下降趨勢，因此常規(guī)的動態(tài)評估方法不適用。

針對海上復(fù)雜類型油氣藏地質(zhì)特征和開發(fā)特點(diǎn)，僅采用單一方法評估容易導(dǎo)致較大偏差，最好采用動靜態(tài)結(jié)合方法相互印證，求得一個(gè)具有相對合理確定性的評估結(jié)果。對于此類氣藏的單井評估單元，能夠反映其生產(chǎn)狀態(tài)且較為容易獲得的動態(tài)參數(shù)就是井口油壓。因此，根據(jù)井口油壓- 累產(chǎn)氣量關(guān)系分析的油壓壓降法是一種對容積法評估的有效補(bǔ)充印證方法。

3 油壓壓降評估方法

3.1 基本原理

氣藏開發(fā)初期一般采用自噴生產(chǎn)，油壓為井口油管頭測得油管內(nèi)的壓力。在氣藏衰竭式開發(fā)情況下，地層壓力不斷衰減，油壓的動態(tài)直接反映井底壓力變化。井口壓力會隨地層壓力逐漸下降，當(dāng)井口壓力下降到輸氣管壓力時(shí)停止自噴。降低輸氣管壓力、改變采氣方式（如氣舉、油桿泵舉升、電泵舉升）等能維持氣井繼續(xù)生產(chǎn)。因此，當(dāng)開發(fā)方式保持相對穩(wěn)定時(shí)，可根據(jù)油壓變化進(jìn)行儲量評估。

3.2 應(yīng)用實(shí)例

油壓壓降法通過繪制氣井油壓- 累產(chǎn)氣量關(guān)系曲線，根據(jù)遞減趨勢外推至井口壓力達(dá)到廢棄壓力時(shí)估算累產(chǎn)氣量。該方法的關(guān)鍵在于確定井口廢棄壓力，可分為兩種情況：一是對于自噴開采的井，以井口流動壓力等于輸氣壓力為廢棄井口壓力；二是對于增壓開采的井，以井口流動壓力等于增壓泵吸入口壓力為廢棄井口壓力。例如，B 氣田A12 井，其為自噴生產(chǎn)，選擇油嘴穩(wěn)定階段的油壓- 累產(chǎn)關(guān)系曲線（圖1），廢棄壓力1.5MPa（輸氣壓力），計(jì)算得累產(chǎn)氣1.75 億m3。

圖1 B氣田A12 井開發(fā)曲線

3.3 評估誤差分析

為了檢驗(yàn)油壓壓降法評估結(jié)果的準(zhǔn)確性，采用生產(chǎn)時(shí)間超過5 年的井進(jìn)行誤差分析。以C 氣田C4 井為例，該井2011 年11 月投產(chǎn)，初期油壓21.7MPa，第1 年產(chǎn)量為23 萬m3/ d。截至2021 年10 月，累產(chǎn)氣量4.38 億m3。

該井第1 年產(chǎn)量和油壓相關(guān)性較好，且指數(shù)規(guī)律和線性規(guī)律的相關(guān)性基本相當(dāng)。按照線性規(guī)律，預(yù)測油壓下降到目前4.5MPa，累產(chǎn)氣量5.27 億m3，與實(shí)際對比，誤差率為10%；按照指數(shù)遞減規(guī)律，油壓下降到目前4.5MPa，累產(chǎn)氣量10.01 億m3，誤差率為64%。由此可見，線性規(guī)律更接近實(shí)際產(chǎn)量。

選取8 個(gè)氣田25 口氣井，采用油壓壓降方法進(jìn)行評估，由評估結(jié)果可以看出兩個(gè)特點(diǎn)：一是同一口井指數(shù)遞減規(guī)律預(yù)測結(jié)果大于線性遞減規(guī)律預(yù)測結(jié)果；二是邊底水氣藏采用該方法預(yù)測結(jié)果偏大，而定容封閉氣藏或弱水巖性氣藏預(yù)測結(jié)果偏小。詳見表1。

表1 不同遞減規(guī)律誤差計(jì)算表

因此，基于SEC 儲量評估保守性的原則，油壓壓降法建議用于巖性氣藏，遞減規(guī)律采用線性遞減。

4 結(jié)論

（1）針對海上油氣田動靜態(tài)資料少、初期產(chǎn)量穩(wěn)定的特點(diǎn)，油壓壓降法作為儲量評估的一種方法，可與容積法評估結(jié)果相互印證。

（2）油壓壓降法對于定容和封閉巖性氣藏適用性較好。采用該方法時(shí)，盡量選取油嘴不變的階段進(jìn)行趨勢擬合。根據(jù)SEC 儲量評估原則，盡可能采用線性規(guī)律，保守取值。