孤岛油区剩余可采储量计算方法研究

韩建华，王 德，赵润林，任 勇

中国石化股份胜利油田分公司 孤岛采油厂，山东东营 257231

油气技术可采储量是指在现有井网及工艺技术条件下获得的总产油量,它是制定油田开发规划的物质基础，是评价油田开发效果、编制调整方案的依据。剩余可采储量，即目前还剩余在地下的那部分可采储量，它在数值上等于可采储量与目前累计产油量的差值。计算剩余可采储量，可在宏观上把握油藏的剩余潜力。

可采储量标定的目的就是计算油期田的可采储量和剩余可采储量，评价其开发状况和效果，通过总结前一阶段增加可采储量的做法，分析不同措施及不同技术对增加可采储量的贡献，研究这些技术措施对增加可采储量的潜力，找出不同类型油藏在不同开发阶段增加可采储量的攻关方向。

1 可采储量标定方法

对于一个单元来说，所采取的可采储量标定方法不一致，标定出的采收率就会出现或大或小的偏差，偏大的话不能真实地反映单元的开采规律，偏小的话就会抹煞单元的好的开发效果，根据孤岛油区目前的开发状况及特点，一般主要采用综合评价法、类比法、经验公式法、注采法、水驱特征曲线法、递减法等多种方法进行可采储量标定。

2 可采储量标定原则

可采储量标定总的大原则是对于产量稳定递减的单元，采用递减曲线法标定可采储量；对于生产开发中后期，综合含水较高，水驱规律明显的单元采用水驱特征曲线法标定可采储量；对于生产不稳定的单元，采用综合评价法、经验法和类比法。

3 国内外现状及发展趋势

国外油田可采储量标定一般在开发前期采用类比法、经验法，开发初期及全面开发阶段主要采用Bush-helander经验统计法、生产动态法（Arps递减法、水油比—累计产油量关系法 ）、分析模型法（CGM法、stiles法等）和数值模拟法等。

与国外油田相比，孤岛油区具有储量规模小、构造相对复杂、层数多、厚度薄、连通差、原油性质差和地饱压差小的特点。因此，历来的可采储量标定方法也不尽相同，但随着油公司的上市，国内也不断汲取国际上合理实用的可采储量标定新方法，使得可采储量标定方法也逐渐与国际进行接轨。

4 区块可采储量标定

以孤岛油田东区为例，地质储量4 625.57×104t，可采储量1 040×104t，采收率22.5%。1975年6月投入开发，1978年3月注水开发，2008年7月注聚。截止2009年，已累积产油1 000.79×104t,处于特高含水期。由于注聚前期实施了大量的调整措施，增油效果明显，可采储量采出程度已达96.2%，因此有必要对其重新进行可采储量标定。根据可采储量标定原则，采用水驱曲线法和递减法进行标定可采储量，然后优选合理值。

1）水驱曲线法标定结果

东区1995年9月至2001年9月时间段出现直线段，做出水驱特征曲线和含水-采出程度关系曲线（图1），2001年9月以后含水-采出程度关系曲线较为平缓，采用平移法。

图1 孤岛油田东区含水－采出程度关系曲线

常用4种水驱特征曲线标定可采储量计算方法的参数对比值见表1：2）递减法标定结果

表1 孤岛油田东区水驱特征曲线法标定可采储量结果表

根据东区生产情况，采用指数递减计算可采储量较为符合实际，因此，选取2002年8月～2004年10月开井数稳定，具有一定的递减规律的时间段，递减率12.66%，计算东区Ng3-4单元可采储量达1 105.13万t，采收率23.9%，可采储量增加65.13万t，采收率提高1.4%，可采储量采出程度90.6%，储采比7.0。

经过对水驱特征曲线法和递减法计算结果对比，最终采用递减法计算可采储量结果值，东区剩余可采储量为104.34万t。

[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.

[2]苏映宏.油田可采储量技术规范及管理办法研究.东营：2007.