云電江 劉玲 舒幸寧 劉杰 陳戰(zhàn)

1. 延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心 陜西 延安 716000

2. 延長油田股份有限公司 陜西 延安 716000

鄂爾多斯盆地經(jīng)過幾十年的勘探開發(fā)，注水開發(fā)已經(jīng)在鄂爾多斯盆地各油層組普遍實施。隨著國家對鄂爾多斯盆地探礦權(quán)和采礦權(quán)的重新劃定，延長油田向國家提交石油探明地質(zhì)儲量的任務(wù)急劇增加，技術(shù)可采儲量估算是探明石油地質(zhì)儲量的重要組成部分，技術(shù)可采儲量需要由采收率和地質(zhì)儲量計算得到，因此。研究符合延長油田地質(zhì)情況和注水開發(fā)現(xiàn)狀的注水砂巖油藏采收率確定方法具有重要意義。

準(zhǔn)確確定油氣的采收率比較困難，應(yīng)根據(jù)油氣藏的地質(zhì)特征和開采方式，采用不同的方法進(jìn)行估算，然后綜合分析加以確定[1]。目前，石油探明技術(shù)可采儲量估算時，確定注水砂巖油藏采收率的常用方法有3種：經(jīng)驗公式法、類比法、水驅(qū)特征曲線法。

經(jīng)驗公式法是通常適用于高滲水驅(qū)油藏的采收率計算，選取合適的采收率計算公式，代入本區(qū)參數(shù)得到，在實際應(yīng)用中，也可根據(jù)油藏的特性對公式進(jìn)行修正，使其更適用于研究區(qū)。

類比法是在已提交探明儲量的區(qū)塊中，選取地理位置、地質(zhì)條件、開發(fā)水平基本相近的區(qū)塊作為鄰區(qū)，借鑒該區(qū)的采收率值，參考多個鄰區(qū)的可以取各個鄰區(qū)的采收率算數(shù)平均值作為研究區(qū)的采收率取值。

水驅(qū)特征曲線法是指在天然水驅(qū)或者人工注水的油藏，當(dāng)全面開發(fā)并進(jìn)入穩(wěn)定生產(chǎn)階段后[2]，隨著含水率達(dá)到一定高度并逐漸上升時，累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)水量、累計產(chǎn)液量、含水率、采出程度等開發(fā)指標(biāo)在直角坐標(biāo)系與對數(shù)坐標(biāo)系會出現(xiàn)一條近似的直線段[3]，反映了注水油田的水驅(qū)規(guī)律，利用該規(guī)律可以推算出最終可采儲量和采收率。該方法簡單易行且有一定可靠性，在國內(nèi)油田預(yù)測開發(fā)指標(biāo)和可采儲量中廣泛應(yīng)用。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

延長油田X區(qū)位于鄂爾多斯盆地延長油田西部，研究區(qū)面積104.5km2，地處陜西省榆林市靖邊縣境內(nèi)。構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部中段，為一平緩的西傾單斜，傾角小于1.0°，每千米坡降8～10m。鄂爾多斯盆地含油層主要發(fā)育于中生界三疊系延長組、侏羅系延安組，本次研究的延9油層組是研究區(qū)的主力產(chǎn)油層位，沉積環(huán)境為曲流河沉積，可分為河道、河漫灘、天然堤等沉積微相。儲層類型為碎屑巖孔隙性儲層，孔隙度最大值為23.20%，最小值為9.10%，平均值為16.40%，滲透率最大值為212.00mD，最小值為1.03mD，平均值為32.60mD，屬于中-低孔隙度、低滲透率。孔隙結(jié)構(gòu)主要為大孔－粗喉型、大孔－中細(xì)喉型和中孔－中細(xì)喉型。成巖作用達(dá)到中成巖A期，層內(nèi)非均質(zhì)性和層間非均質(zhì)性中-弱，平面非均質(zhì)性強。油藏屬于常溫低壓系統(tǒng)油藏，原油為低密度、低粘度、低凝固點的常規(guī)油，原生地層水為弱酸性，水型為CaCl2型，屬于巖性-構(gòu)造復(fù)合油藏，驅(qū)動方式為彈性、溶解氣、邊底水驅(qū)動。本次石油探明儲量估算新增含油面積17.25km2，按容積法估算石油探明地質(zhì)儲量865.68×104t。

2 采收率計算方法

2.1 經(jīng)驗公式法

研究區(qū)已進(jìn)入注水開發(fā)階段，選用3個水驅(qū)采收率計算經(jīng)驗公式計算水驅(qū)采收率，公式取值參數(shù)見表1，通過取3個水驅(qū)采收率經(jīng)驗公式計算結(jié)果的算數(shù)平均值，得到研究區(qū)的水驅(qū)采收率為18.2%（見表2）。

表1 延長油田X區(qū)延9油層組采收率公式取值參數(shù)表

表2 經(jīng)驗公式計算結(jié)果

式中：

Er—原油采收率，f；

K—滲透率（10-3μm2）；

VK—滲透率變異系數(shù)；

本算例按照除氧器有效容積分別為 3min、4min和5min的鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量時的給水消耗量進(jìn)行分析。給水下降管管徑暫按Φ610×15，管長 25m。計算結(jié)果如下：

hoe—儲層有效厚度，m；

T—儲層溫度，C°；

S—井網(wǎng)密度（口/km2）；

μR—油水粘度比。

陳元千水驅(qū)砂巖采收率經(jīng)驗公式：

式中：

Er—原油采收率（f）；

K—地層滲透率（10-3μm2）；

φ—孔隙度（f）；

μoi—地層原油粘度（mPa·s）；

Swi—原始含水飽和度（f）；

Pa—油藏廢棄壓力（MPa）；

Boi—地層條件下原油體積系數(shù)（m3/m3）。

③長慶油田經(jīng)驗公式

式中：

Er—原油采收率（f）；

K—地層滲透率（10-3μm2）；

μoi—地層原油粘度（mPa·s）。

2.2 類比法

研究區(qū)陸續(xù)進(jìn)入全面注水開發(fā)階段，因此選取的類比區(qū)均為注水井網(wǎng)較為完善的已開發(fā)井區(qū)，最終得到X區(qū)延9油藏的水驅(qū)采收率為25.0%（見表3）。

表3 延長油田X區(qū)延9儲層采收率計算參數(shù)與鄰區(qū)采收率類比表

2.3 水驅(qū)特征曲線法

研究區(qū)井網(wǎng)密度大，開發(fā)程度高，目前已注水開發(fā)，含水率已大于50%，且水驅(qū)特征曲線出現(xiàn)明顯直線段，適合應(yīng)用水驅(qū)特征曲線法計算采收率。在本次應(yīng)用水驅(qū)特征曲線計算采收率的過程中，甲、乙、丙、丁4種水驅(qū)特征曲線方法確定直線段時，所對應(yīng)的時間段和數(shù)據(jù)點數(shù)量一致，計算的采收率分別是25.2%、25.1%、37.6%、34.3。研究區(qū)平均地層原油黏度24.826mPa·s，適用甲型和丙型水驅(qū)特征曲線，甲型和丙型的相關(guān)系數(shù)分別為0.999和0.992，甲型與生產(chǎn)動態(tài)較吻合，因此本次采收率計算采取甲型水驅(qū)特征曲線法，根據(jù)其計算方法計算出研究區(qū)的采收率是25.2%（見圖1、圖2）。

圖1 延長油田X區(qū)甲型水驅(qū)特征曲線

圖2 延長油田X區(qū)含水與采出程度關(guān)系曲線

2.4 采收率綜合取值

根據(jù)《石油天然氣儲量估算規(guī)范》（DZ/T0217—2020），探明儲量的采收率確定一般要求目前成熟的可實施的技術(shù)，或者是已經(jīng)由本油藏先導(dǎo)試驗證實有效的技術(shù)，研究區(qū)目前已進(jìn)行注水開發(fā)，且注水開發(fā)已經(jīng)是油田的成熟可實施的技術(shù)，本次新增儲量申報的技術(shù)采收率取水驅(qū)特征曲線法確定的水驅(qū)采收率為25.2%（見表4）。

表4 延長油田X區(qū)采收率選值依據(jù)

3 技術(shù)可采儲量估算結(jié)果

根據(jù)上述確定采收率和地質(zhì)儲量，計算研究區(qū)技術(shù)可采儲量：

式中：NR—技術(shù)可采儲量，104t、104m3；

N—地質(zhì)儲量，104t、104m3；

ER—采收率，f。

據(jù)此計算得出研究區(qū)延9儲層合計石油技術(shù)可采儲量218.15×104t。

4 結(jié)束語

儲層孔隙度最大值為23.20%，最小值為9.10%，平均值為16.40%，滲透率最大值為212.00mD，最小值為1.03mD，平均值為32.60mD，屬于中-低孔隙度、低滲透率。

油藏屬于常溫低壓系統(tǒng)的巖性-構(gòu)造復(fù)合油藏，驅(qū)動方式為彈性、溶解氣、邊底水驅(qū)動。

運用經(jīng)驗公式法、類比法及水驅(qū)特征曲線法分別確定了X區(qū)注水砂巖油藏的采收率，最終綜合確定X區(qū)水驅(qū)采收率為25.2%。

本次研究X 區(qū)延9 油層組新增含油面積17.25km2，按容積法估算石油探明地質(zhì)儲量865.68×104t，新增技術(shù)可采儲量218.15×104t。