可采储量标定在滨南采油厂各油田开发中的应用

陈庆峰

(胜利油田分公司滨南采油厂，山东滨州256600)

可采储量标定在滨南采油厂各油田开发中的应用

陈庆峰

(胜利油田分公司滨南采油厂，山东滨州256600)

油田可采储量和采收率的高低，标志着油田不同开发阶段生产管理和生产经营的总体水平，是衡量油田开发水平的重要指标。因此准确标定可采储量和采收率，对把握油田开发动态、指导油田下步开发具有重要意义。

可采储量;采收率;油田开发动态

可采储量是指在现代工艺技术条件下，能从地下储层中采出的那一部分油气量。采收率是可采储量与地质储量的比值。在油田开发中，可采储量和采收率是衡量油田开发水平的重要指标。不同开发阶段的采收率和可采储量能充分反映油田各开发阶段的开发水平的好坏，因此准确标定可采储和采收率，对把握油田开发动态具有指导意义。

1 预测油田可采储量和采收率，掌握油田开发动态

采用静态法、动态法和类比法对8个油田87个单元进行可采储量和采收率标定。全厂理论采收率为28.6%，理论可采储量10 234万t，目前标定采收率为22.7%，标定可采储量为8 122万t。各油田标定可采储量和采收率及主要开发指标见表1。

从各油田的开发指标可以看出，滨南、平方王、尚店、单家寺稀油、林樊家5个油田可采储量采出程度为42.2% ～72.4%，储采比为15～24，这些油田将是滨南采油厂相当长时期内原油生产的主要阵地。利津油田、单家寺稠油因老区地质储量占的比例较高，可采储量采出程度较高，储采比较低。利津油田老区、单家寺稠油老区进入开发后期递减阶段，稳产难度很大。

根据我厂开发经验，一个油田合理储采比界线应为10～12，即剩余可采储量采油速度控制在8% ～10%，这样，稳产期结束后，油田初始递减率在11% ～14%。过高储采比会贻误资源的有效开发和利用;过低的储采比将会加速油田递减阶段产量递减速度。

表1 滨南采油厂各油田的主要开发指标

2 运用可采储量计算方法可以测算油田动态地质储量

甲型水驱特征曲线公式［1］为

动态地质储量公式为

式(1)～(2)中:Wp—累计产水量，104t或104m3;Np—累计产油量，104t或104m3;N—油田的地质储量，104t或104m3;a1、b1—分别是直线的截距和斜率。

根据公式(1)和(2)计算的地质储量与容积法计算的储量有一定偏离，表2为不同方法计算动用地质储量的对比表。通过对7个断块的计算，水驱动态地质储量普遍小于容积法计算的地质储量，误差为4% ～21.8%。这主要是两方面因素造成的，一方面是与油藏水驱程度高低有关，水驱程度较高的油藏，由于水驱程度控制较好，水驱法计算动用地质储量比较接近容积法计算的地质储量;另一方面是方法本身有一定误差。

表2 不同方法计算动用地质储量的对比表

经计算，7个断块平均误差为15.3%，其中滨79、毕家沙三、单18、单12共计4个单元吻合程度较好。

3 运用可采储量标定方法可以预测油藏含水上升规律

根据丙型水驱曲线［1］计算水油比WOR的公式为

式中:a3、b3—分别是直线的截距和斜率。

由公式(3)可以推导出理论含水量fw与累计产油量Np之间的数学关系式为

下面以尚店滨30块和平方王中区南8－3块2个单元为例，预测油藏含水量变化规律。

1)2001－2005年尚店滨30块含水量预测(见表4)。应用丙型水驱曲线，时间取值为2001～2005，a3=0.57093，b3=0.001945，水油比 WOR=0.57093+0.001945 × Np，那么，含水量 fw=1 － (1 －0.001945×Np)2÷1.57093。含水量相对误差在0.2% ～1.4%，说明预测是比较准确。

2)2004－2008年平方王中区南含水量预测(见表5)。应用丙型水驱曲线，时间取值为2004～2008，a3= －0.09 929，b3=0.003 507，水油比 WOR= － 0.09929+0.003507 × Np，那么，fw=1 － (1 － 0.003507×Np)2÷0.90071，含水量相对误差在0～2.9%，说明预测是比较准确。

表4 滨30块预测含水量与实际含水量的对比表

表5 平方王中南区8－3块块预测含水量与实际含水量的对比表

在没有较大调整措施和工艺技术改造、水驱特征曲线直线段相关性好、含水与采出程度曲线拟合程度较高的情况下，含水量预测结果十分可靠。由于井网调整、驱动方式改变、工艺措施重大突破以及关闭高含水井等人为措施较多情况下，水驱特征曲线规律发生改变，就很难预测准确的含水量。

4 正确评价油田增产措施

油田水驱特征曲线直线段出现后，并非总是不变一直延续下去，油田采取增产措施，特别是注采井网调整、完善后，直线段斜率变小、截距增大，据此可以评价地下水驱状况变化。

滨三区毕家沙三是一个中等渗透的构造断块油藏。含油面积为4.4 km2，地质储量为983万t。2001年12月，生产井58口，开井39口，日产油为90 t，综合含水量为71.6%，采油速度为0.33%，累积产油111.680 6万 t，采出程度为11.4%。注水井26口，开注18口，日注水553 m3，注采比为1.19，累积注水523.816 4万 m3，地层压降为4.6 MPa，动液面为 782 m。

根据油藏精细描述及剩余油分布规律，对该单元实施了以分层系开采为主的注采调整和注采完善，1996－2001年共钻新井10口，初增油81 t/d，累积增油6.47万t;油井转注6口，其它补孔和挤稳定剂等措施42井次，初增油106 t/d，累积增油3.59万t。通过完善注采井网，单元注采对应率由65.5%提高到85.5%。产液剖面测试结果显示，油层动用程度也由52.8%提高到70.4%，目前注水井吸水厚度百分数保持在73.9%，使地下水驱油状况得到了较大改善。

选用甲型水驱和丙型水驱的平均值，选取1990.12.～1996.06.及 1997.09.～2000.09.两段时间段，该块可采储量由209万t上升到241万t，采收率由21.3%提高到24.5%，增加可采储量32万t，提高采收率3.2个百分点(见表6)。根据甲型水驱曲线计算，水驱动用储量由592万t上升到756万t，增加水驱动用储量164万t。

表6 毕家沙三可采储量计算结果表

5 结论

油田可采储量和采收率用于油藏开发动态的分析和对地下资源的总体认识。按照国际上SEC标准，储量早期评估的主要方法有容积法、递减曲线法、物质平衡法和类比法;油田进入开发中后期，可采储量标定一般采用水驱法、产量递减法、稠油注汽法、数模预测法等多种方法相结合论证。在充分掌握油田动、静态资料和各种方法的优劣的基础上，采用合适的方法来标定可采储量和采收率，对油田开发具有指导意义。

［1］ 才汝成，李阳，孙焕泉.油气藏工程方法与应用［M］.东营:石油大学出版社，2002.

Applications of Recoverable Reserves Calibration in Oilfield Development in Binnan Plant

CHEN Qing-feng
(Binnan Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，Binzhou 256600，Shandong，China)

The level of recoverable reserves and oil recovery reflects the level of production management and operation in different production stages，which is an important measure of the development level of oilfield.Therefore，the accuracy of recoverable reserves and oil recovery are important to grasp the dynamic and guide the development in the future.

recoverable reserves;recovery;dynamic of oilfield development

TE35

B

1008-9446(2011)04-0001-03

2011-06-27

陈庆峰(1977－)男，山东荣成人，胜利油田分公司滨南采油厂工程师，主要从事油田开发和管理工作。