郭鳴黎，陳 艷，鄭振恒，李 軍，喻 蓮，劉麗瓊

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，鄭州 450006)

隨著油氣勘探開發(fā)不斷深入，找油難度越來越大，特低孔低滲致密油氣藏一類的特殊油氣藏逐步成為油氣資源公司重要的油氣資源/儲量接替類型之一[1-6]，所占儲量比例也越來越大。針對其特殊的地質(zhì)和開發(fā)特點(diǎn)，如何科學(xué)合理地估算其可采儲量，已成為儲量管理和技術(shù)人員關(guān)注的焦點(diǎn)。由于這類油氣藏儲層孔隙度和滲透率較低，流體流動難度大，造成油井的天然產(chǎn)能低，補(bǔ)充能量困難，一般采用壓裂后衰竭式開發(fā)；壓裂后儲層形成裂縫—基質(zhì)雙重介質(zhì)類型，滲流形態(tài)較為復(fù)雜，表現(xiàn)在產(chǎn)量上呈現(xiàn)出“一井一藏”的特征[7-12]，在儲量評估過程中，難以用常規(guī)的容積法、物質(zhì)平衡法和遞減法等來進(jìn)行評估。

本文借鑒北美非常規(guī)頁巖氣單井概率法的研究思路，以紅河油田長8致密特低滲油藏為研究對象，跟蹤已有生產(chǎn)井在不同開發(fā)時間、不同井型、不同區(qū)塊的單井產(chǎn)量遞減特征，尋找可采儲量與地質(zhì)特征、含油性和初期生產(chǎn)動態(tài)之間的相關(guān)性，確定影響可采儲量估算的關(guān)鍵因素；采用概率分析的方法，科學(xué)合理地描述可采儲量的不確定性分布，利用數(shù)學(xué)手段表征致密油藏的儲量及評估參數(shù)，通過關(guān)鍵因素和單井可采儲量概率分布分析，實(shí)現(xiàn)區(qū)塊可采儲量的快速評估和評價。

1 選區(qū)油藏的概述

紅河油田構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷南部，呈西北向傾斜；主要含油層系為三疊系延長組(長6、長8小層)和侏羅系延安組(延9小層)，長6、長8、長9儲層均為三角洲前緣水下分流河道沉積，延9儲層為三角洲平原分流河道沉積。

長8儲層巖性為中—細(xì)粒巖屑長石砂巖，長8小層孔隙度為4.4%～14%，平均孔隙度10.8%；滲透率為(0.10～0.58)×10-3μm2，平均滲透率0.4×10-3μm2，具有低孔致密特低滲的特點(diǎn)。孔隙類型主要為原生殘余粒間孔隙和溶蝕型次生孔隙，孔隙為細(xì)、中孔、小—微細(xì)喉，分選差，連通性差，儲層存在微裂縫發(fā)育特征。所產(chǎn)原油為低含硫、輕質(zhì)的常規(guī)原油，密度為0.832～0.858 g/cm3，產(chǎn)出水型為CaCl2。

紅河油田延長組于2009年投入開發(fā)，生產(chǎn)以長8油藏為主，占目前整個紅河油田產(chǎn)量的69.5%。長8油藏初期采用直井及定向井開發(fā)，2009—2011年間投產(chǎn)直井及定向井77口，但產(chǎn)量較低且遞減快，已有59口井廢棄；2012年后開始進(jìn)行大規(guī)模的水平井開發(fā)，三年間累計投入600余口。2015年開始，紅河油田因經(jīng)營的需要，在低油價背景下目前保持230多口井正常生產(chǎn)，其余采取戰(zhàn)略性關(guān)井。目前長8油藏繼續(xù)生產(chǎn)的井有156口，其中直井僅有16口，產(chǎn)量僅占2.92%。本文以長8油層水平井為研究對象，通過尋找單井產(chǎn)量的遞減規(guī)律，進(jìn)行單井和區(qū)塊的可采儲量估算。

1.1 開發(fā)動態(tài)和單井產(chǎn)量表現(xiàn)致密油藏的特殊性

(1)探井或評價井自然產(chǎn)能低，需采用壓裂投產(chǎn)。紅河致密油藏各區(qū)塊在鉆井或錄井過程中，幾乎口口都見油氣顯示，且級別較高，基本見油跡、油斑，但測試結(jié)果差強(qiáng)人意，存在口口“見油”、口口“不流”的普遍現(xiàn)象，自然投產(chǎn)產(chǎn)能低或者沒有產(chǎn)能。如在紅河105—紅河37—紅河103井區(qū)一線鉆井中見長8油層井68口，試油34口，其中商業(yè)油流井27口，低產(chǎn)油流井7口。從這些油井試油資料統(tǒng)計來看，長8油層有效厚度在2～15 m之間，平均8.75 m，試油產(chǎn)量0.36～9.15 m3/d，平均2.32 m3/d，但投產(chǎn)后產(chǎn)液量逐漸降低，體現(xiàn)出供液不足的現(xiàn)象。

以上這些現(xiàn)象，反映作為典型的致密砂巖油藏，其儲量呈現(xiàn)規(guī)模大、豐度低的特征，在缺乏有效斷裂系統(tǒng)溝通的情況下，地層能量普遍不足，無法形成有效產(chǎn)能。

(2)水平井壓裂開發(fā)方式實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)。由于紅河油田直井開發(fā)效果差，開始探索水平井開發(fā)方式。HH37P1井于2010年12月1日投產(chǎn)，初期穩(wěn)定日產(chǎn)原油15.5 t，含水率5%； 2011年5月22日第二口水平井HH37P2投產(chǎn)，初期最高日產(chǎn)原油151.48 t，含水率5.8%。根據(jù)紅河油田373井區(qū)水平井試驗(yàn)區(qū)的成功經(jīng)驗(yàn)，由此拉開了水平井壓裂開發(fā)特低滲油藏的序幕。之后紅河油田所有開發(fā)井均采用水平井分段壓裂投產(chǎn)，初期平均單井日產(chǎn)油6 t 以上，但因油層束縛水飽和度高，不存在無水采油期和低含水期，投產(chǎn)初期平均綜合含水率在69%以上。

(3)水平井單井產(chǎn)能及遞減率差異大。紅河長8致密油藏累積開發(fā)投產(chǎn)井?dāng)?shù)近300口，經(jīng)過壓裂改造后，生產(chǎn)井初始產(chǎn)量較高。前3個月平均日產(chǎn)油大于10 t的井56口，占比21%；6～10 t的井35口，占比13%；小于5 t的井173口，占比66%，單井差異較大。根據(jù)典型井曲線產(chǎn)量遞減規(guī)律分析(圖1)，受自身儲層性質(zhì)影響所致，油井初期產(chǎn)量多數(shù)小于5 t/d，基本呈現(xiàn)雙曲或兩段式指數(shù)遞減特征，初期遞減率為48%～75%，不同井差異較大；平均單井前半年累產(chǎn)63.37～1 422.04 t，前半年平均含水率61.25%～96.55%。

圖1 紅河油田某井區(qū)歸一化典型水平井產(chǎn)量遞減特征

1.2 常用的儲量估算方法凸顯不足

概率法和確定法是目前常規(guī)油氣藏常用的儲量估算方法。概率法主要應(yīng)用于勘探階段或者開發(fā)早期資料較少、不確定性較大的資源量計算中；進(jìn)入開發(fā)階段，主要采用確定法評估油氣儲量。確定法主要有類比法、容積法、物質(zhì)平衡法、產(chǎn)量遞減法、流動測試法和數(shù)值模擬法。儲量評估方法的選擇主要根據(jù)不同的開發(fā)階段，由于獲取資料的程度不一樣，適宜的儲量評估方法也不同[13-16]?；诩t河長8致密油藏生產(chǎn)井的情況，采用動態(tài)法研究Arps遞減規(guī)律進(jìn)行儲量估算。

由于致密特低滲油氣藏儲層特殊的地質(zhì)特性，儲層孔隙度和滲透率較低，流體流動難度大，造成油井的天然產(chǎn)能低，補(bǔ)充能量困難，壓裂后儲層形成裂縫—基質(zhì)雙重介質(zhì)類型，滲流形態(tài)較為復(fù)雜。前期主要是裂縫和與裂縫直接溝通的基質(zhì)孔隙系統(tǒng)供液，后期逐漸表現(xiàn)為基質(zhì)供液，表現(xiàn)為初期產(chǎn)量高、遞減率大，中后期產(chǎn)量低、遞減率減緩的“兩段式”生產(chǎn)特征。

在儲量評估過程中，常規(guī)以油藏整體為研究對象的容積法、物質(zhì)平衡法和遞減法應(yīng)用十分困難。Arps遞減由于沒有考慮基質(zhì)與裂縫的差異性，遞減曲線與生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)吻合度相對較低。因此，在生產(chǎn)早期階段，常規(guī)產(chǎn)量遞減曲線法評估可采儲量具有較大不確定性。

2 致密特低滲油藏儲量估算和評估方法

2.1 油藏水平井單井可采儲量(EUR)研究

紅河致密油藏儲層物性較差，石油富集程度較差，開發(fā)往往伴隨著壓裂等儲層改造技術(shù)。單井壓裂后水平井生產(chǎn)初期可以獲得一定高產(chǎn)，具有一定的穩(wěn)產(chǎn)時期，但伴隨開采，天然能量降低，產(chǎn)量出現(xiàn)遞減，不同的初產(chǎn)規(guī)模表現(xiàn)的遞減規(guī)律不盡相同，單井可采儲量差異很大(表1)。

表1 紅河油田長8油藏不同初產(chǎn)規(guī)模的產(chǎn)量遞減參數(shù)

(1)高產(chǎn)井(即初期產(chǎn)量大于10 t/d的井)。此類單井52口，占比20%，表現(xiàn)為初期產(chǎn)油量高，含水率低。前6個月平均單井累產(chǎn)量2 584.50 t，平均含水率64.16%。前18個月含水率上升速度快，產(chǎn)液量下降快，產(chǎn)油量遞減下降速度快，遞減率為71.81%；18個月后含水率上升速度及產(chǎn)液量下降速度減緩，產(chǎn)油量遞減率變小，為48.76%；平均單井技術(shù)可采儲量7 189 t(圖2a)。

(2)中產(chǎn)井(即初期產(chǎn)量為5～10 t/d的井)。此類單井44口，占比17%，表現(xiàn)為初期產(chǎn)油量較高，含水率較低。前6個月平均單井累產(chǎn)量1 226.60 t，平均含水率73.02%；前31個月含水率上升速度快，產(chǎn)液量下降快，產(chǎn)油量遞減下降速度快，遞減率為73.96%；31個月后含水率及產(chǎn)液量趨于平穩(wěn)，下降速度較緩，產(chǎn)油量遞減率變小為39.29%；平均單井技術(shù)可采儲量3 646 t(圖2b)。

(3)低產(chǎn)井(即初期產(chǎn)量小于5 t/d的井)。此類單井168口，占比64%，表現(xiàn)為初期產(chǎn)油量低，含水率高。前6個月平均單井累產(chǎn)量311.39 t，平均含水率87.53%；遞減規(guī)律符合分段指數(shù)遞減類型，初期遞減率較大，為47.85%，目前遞減率19.64%，絕大部分井處于關(guān)?；驁髲U狀態(tài)，平均單井技術(shù)可采儲量2 021 t(圖2c)。

圖2 紅河油田長8油藏單井產(chǎn)量不同遞減規(guī)律特征

2.2 單井可采儲量和關(guān)鍵影響因素的關(guān)系

從紅河油田單井可采儲量與靜態(tài)地質(zhì)參數(shù)的統(tǒng)計結(jié)果(圖3)可見，單井可采儲量與孔隙度、滲透率、含油飽和度、水平段有效儲層長度等單一因素相關(guān)性較弱。由此可見，由于致密油藏儲層物性差、存在天然微裂縫，加上后期壓裂儲層改造，導(dǎo)致滲流特征復(fù)雜，開采規(guī)律難以把握，僅靠單一的地質(zhì)因素來尋找“甜點(diǎn)”區(qū)域(EUR高的區(qū)域)變得非常困難。

圖3 紅河油田長8油藏單井可采儲量與靜態(tài)參數(shù)的相關(guān)性

由紅河長8油藏單井可采儲量與動態(tài)試油、試采參數(shù)的相關(guān)性(圖4)可見，單井的初始穩(wěn)定產(chǎn)量、初期含水率與單井可采儲量具有較好的相關(guān)性。

圖4 紅河油田長8油藏單井可采儲量與動態(tài)參數(shù)的相關(guān)性

2.3 油藏可采儲量概率分布

2.3.1 概率法研究的引入

紅河油田單井之間的開發(fā)動態(tài)和產(chǎn)量遞減規(guī)律呈現(xiàn)較大的差異性，因此采用確定性方法或單一值預(yù)測其單井可采儲量會出現(xiàn)較大的不確定性和認(rèn)識上的偏差，這對于采用確定法估算該類致密油藏的儲量帶來了巨大的挑戰(zhàn)[17-22]。

本文引入北美對非常規(guī)頁巖油氣藏儲量的評估方法，采用已開發(fā)井確定單井的儲量，然后用已開發(fā)井儲量的概率分布特征來表征該區(qū)塊或者油氣藏的儲量。可以采用概率分析的方法，選定初期產(chǎn)量、半年平均含水率和半年穩(wěn)產(chǎn)量作為影響可采儲量的關(guān)鍵參數(shù)，確定其概率統(tǒng)計分布特征，利用數(shù)學(xué)手段表征致密油藏來表征和描述致密油可采儲量的不確定性分布。SPEE專著三[22]指出，從概率學(xué)統(tǒng)計上看，概率是在最低0.01和最高99.99之間變化，是小于等于約定(LE)，在概率值前加P，是大于等于約定(GE)，一般全球PRMS資源分類系統(tǒng)認(rèn)可這個約定，如P90、P50和P10。P90表示等于或大于一個較小數(shù)值的置信度較高，大于或等于該值的概率有90%；P10表示一個被超過的可能性較低的較大值，大于或等于該值的概率有10%；中值等同于P50。在PRMS資源分類系統(tǒng)的儲量評估領(lǐng)域，也用P90、P50和P10表示不同級別的儲量，對應(yīng)著1P、2P和3P儲量。

2.3.2 方法的置信度判斷

由P10和P90的定義可知，P10代表研究區(qū)內(nèi)所有單井可采儲量數(shù)據(jù)中較大的值，P90表示較小的值，用P10/P90可以得到研究區(qū)內(nèi)單井可采儲量的離散程度，該值越大，代表研究區(qū)內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，包括地質(zhì)特征及工程技術(shù)上的差異。根據(jù)SPEE專著三對研究區(qū)最小樣本點(diǎn)的推薦，使用概率法研究推薦P10/P90比值通常在3～8，獲得90%的置信度所需最小的樣本量(表2)。如果P10/P90比值超過10，表示研究區(qū)內(nèi)部的非均質(zhì)特征(地質(zhì)特征及工程技術(shù)上的差異)造成的數(shù)據(jù)點(diǎn)差異太大，需要更多的樣本點(diǎn)或重新分組研究。

表2 SPEE專著三推薦的最小樣本量

2.3.3 方法應(yīng)用

(1)按照整個油藏研究。將長8油藏的所有單井動態(tài)資料作為一個劃分區(qū)域，做出單井可采儲量、初始產(chǎn)量、半年累產(chǎn)、半年含水率的概率統(tǒng)計計算結(jié)果(表3)。從業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)可的P10/P90來判斷數(shù)據(jù)的不確定性，單井可采儲量、初始產(chǎn)量、半年累產(chǎn)量的P10/P90值都大于10，說明整個長8油藏具有地質(zhì)、工程改造的復(fù)雜性和不同區(qū)塊的差異性。諸如初始產(chǎn)量、半年累產(chǎn)量等特征參數(shù)存在非對數(shù)正態(tài)分布的現(xiàn)象，采用概率分析方法需要更多的樣本點(diǎn)研究或更合理的分組進(jìn)行統(tǒng)計分析。

表3 紅河油田長8油藏單井可采儲量及關(guān)鍵影響因素概率統(tǒng)計

(2)按照不同區(qū)塊研究。目前紅河油田長8油藏動用的區(qū)塊包括HH12、HH36、HH37、HH73、HH73等，按照不同區(qū)塊進(jìn)行分組研究。以某區(qū)塊為例，60多口井的樣本點(diǎn)顯示，致密油氣藏的可采儲量、初始產(chǎn)量、半年累產(chǎn)概率特征符合對數(shù)正態(tài)分布(圖5)。

圖5 紅河油田某區(qū)塊長8油藏單井可采儲量、初始產(chǎn)量、半年累產(chǎn)量和半年含水率概率分布

從表4可見，如果按照算術(shù)平均統(tǒng)計，長8油藏某區(qū)塊單井可采儲量平均值為6 301.2 t，初始產(chǎn)量平均9.6 t/d,半年累產(chǎn)量1 643.3 t，半年平均含水率43.2%；如果按照概率統(tǒng)計法平均統(tǒng)計，P50的可采儲量平均值為5 624.9 t，初始產(chǎn)量平均8.3 t/d,半年累產(chǎn)量1 187.3 t，半年平均含水率39.8%。采用概率分布模型的P50來代表致密油氣儲層、開發(fā)動態(tài)及儲量的平均值，比直接算數(shù)平均法更具備理論和統(tǒng)計學(xué)基礎(chǔ)，結(jié)果也更為合理、可信。

表4 紅河油田某區(qū)塊長8油藏單井可采儲量(EUR)及關(guān)鍵影響因素概率統(tǒng)計

3 結(jié)論

(1)以紅河油田為代表的致密低滲油藏，其單井可采儲量的影響因素較多，除多種地質(zhì)、工程靜態(tài)參數(shù)共同作用外，同時疊加了后期工程改造及開發(fā)方式的影響。單井可采儲量與孔隙度、滲透率、含油飽和度、有效儲層水平段長度等單一因素相關(guān)性較弱，難以尋找影響單井可采儲量的地質(zhì)主控因素，或者對主控因素的描述不準(zhǔn)確，因此有必要建立多因素的相關(guān)模型。

(2)致密油藏單井的初產(chǎn)和遞減率變化大，不同的初產(chǎn)規(guī)模表現(xiàn)的遞減規(guī)律不盡相同，采用確定性的方法或單一值預(yù)測其單井可采儲量會出現(xiàn)較大的不確定性。可以采用概率分析的方法，選定初期產(chǎn)量、半年平均含水率和半年穩(wěn)產(chǎn)量作為影響可采儲量的關(guān)鍵參數(shù)，確定其概率統(tǒng)計分布特征，利用數(shù)學(xué)手段表征致密油藏來表征和描述致密油可采儲量的不確定性分布。

(3)以單井儲量為基礎(chǔ)，建立初始產(chǎn)量、半年穩(wěn)定產(chǎn)量和含水率等關(guān)鍵參數(shù)和單井可采儲量的概率分布，如果P10/P90大于10，必須考慮分組，通過類比實(shí)現(xiàn)快速估算組內(nèi)或相似動用區(qū)塊的可采儲量，這對輔助判定此類致密油藏的開發(fā)動用潛力有較強(qiáng)的指導(dǎo)作用。