海上断块油田极限井控储量研究

2015-02-17钟家峻洪楚侨罗吉会

特种油气藏 2015年4期

关键词：断块井网水驱

钟家峻，洪楚侨，陈平，罗吉会，杨柳

(中海油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江 524057)

海上断块油田极限井控储量研究

钟家峻，洪楚侨，陈平，罗吉会，杨柳

(中海油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江 524057)

海上断块油田极限井控储量的确定至关重要，是前期平台井槽预留、后期油田调整开发方案工作量确定的理论依据。对海上断块油田注采井网进行简化，应用油藏工程方法推导出井控储量与水驱采收率的关系式，在此基础上建立海上油田井控储量经济评价模型，对海上断块油田极限井控储量进行研究。实例表明，应用该方法可以得到南海西部某断块油田的极限井控储量，可为其加密调整提供依据。

极限井控储量；采收率；经济评价；油藏工程；海上断块油田

0 引言

海上油田的开发不同于陆上油田，其开发成本高，开发难度大，往往采用前期基础井网、后期加密调整井的布井方式开发。对于海上油田，不仅需要考虑油田整体经济效益，也需要考虑后期调整井的经济效益。当调整井单井没有经济效益时，就不能再加密新井，此时的单井控制储量即为油田极限井控储量。

长期以来，很多学者[1-8]运用油藏工程与经济评价方法，对经济合理和经济极限井网密度进行研究，很好地指导了陆地油田开发井网部署和井网调整。这些研究均以井网整体部署为出发点，考虑油田整体的经济效益。而海上油田采用后期调整井进行油田开发，如果考虑油田整体的经济效益，势必会让前期经济效益好的井去弥补后期没有经济效益的调整井，使得能增加的调整井井数增多，极限井控储量减小[9-10]。因此，此前的计算方法已不再适用。应用油藏工程方法，推导出海上断块油田井控储量与采收率关系式，建立单井经济评价模型，从而对海上油田的极限井控储量进行研究。

1 井控储量与采收率关系式

对于水驱砂岩油田，水驱采收率等于水驱波及系数与水驱油效率的乘积，其数学表达式为：

ER=EDEV

(1)

式中：ER为水驱采收率，%；ED为极限水驱油效率，%；EV为水驱波及体积系数，%。

海上水驱开发砂岩油田，多采用类似三角形井网进行开发。对于三角形井网，可用注水井和生产井井数比(M)、平均每口注水井水驱控制面积(F)与井控储量(Nw)来表示三角形注水井网下的3个特征参数[11]。若井距为a，则其理论关系如表1所示。

将表1中三角形井网的注采井数比、平均每口注水井水驱控制面积以及单井控制储量数据回归(相关系数R2=0.990 5)，有：

F=2.08M-0.5Nw/Ω0

(2)

式中：F为平均每口注水井水驱控制面积，m2；Nw为单井控制储量，104m3。

假设油藏为多层分布，具有非均质性，油层厚度分布及注入水波及厚度均匀。在单井控制储量一定时(井数不变)，单位注水体积变化率(dVB/VB)将随注水井水驱控制面积(F)减小而增大，呈负相关关系，即：

(3)

式中：VB为单位注水体积，m3；b是与井网完善程度、油藏地质参数有关的系数。

表1 三角形注水井网特征参数

结合式(2)、(3)，除以油藏含油体积，则注入水体积波及系数变化率为：

(4)

式中：EV为注入水波及效率。

由此可知，在注采井数比无穷大时(M→∞)时，注入水的波及效率趋近100%(EV→1)。对式(4)积分，带入储量丰度定义，整理得：

(5)

式中：N为油田动用储量，104m3；A为油田含油面积，km2。

对于具体油田，式(5)中的含油面积、动用储量以及注采井数比为已知量，令β=-2.08A/(NM0.5)，则式(5)转化为：

ER=EDe-bβNw

(6)

式(6)适用于三角形注采井网下的水驱砂岩油藏，其公式形式与经典的谢尔卡乔夫公式[1]基本一致。在β值一定的条件下，井控储量趋于0(井数无穷大)，水驱波及系数趋于1，水驱采收率趋于驱油效率；井控储量趋于无穷大时(井数趋于0)，水驱波及系数趋于0；在井控储量一定的条件下，井网完善程度越大、油层物性参数越好、注采井数比越大，水驱波及系数越大。可见，公式的物理意义非常明确，这也与油田实际开发认识情况相同，进一步证明了该关系式的合理性。

实际油田进行水驱采收率与井控储量关系式中相关参数(ED与b)的求取时，可根据文献[12]中的方法。

2 单井经济评价模型的建立

对于海洋油田开发，内部收益率是反映油田开发获利能力的动态评价指标，考虑了资金的时间价值，具有很强的实用性。内部收益率是当累计经营现金流量(净现值)为0时的折现率[13]，其表达式为：

(7)

式中：FIRR为内部收益率，%；CI为该期油田开发收入，元；CO为该期油田投资，元；i为油井生产时间，a；t为生产年限，a。

2.1 单井投资分析

目前，针对海上油田开发的投资估算方法较为复杂[14-15]，涉及因素很多，而油田在开发投资估算时又受各种因素的制约，因而单井内部收益率计算相对复杂。参照标准《海上油田总体开发方案编制技术》(Q/HS 0002-2011)，将海上油气田的开发相关经济参数、成本及收入构成进行简化，将所有成本简化为两部分，即开发固定投资(包括勘探投资、平台费用、钻完井费用以及弃置费)和操作成本、操作成本上涨率。根据研究思路将两部分成本平均到单井，考虑生产年限，则单井投资关系式为：

(8)

式中：Ikf为单井前期开发固定投资(将开发固定投资平均到单井)，元；B为单井操作成本(平均单井年操作费用)，元；F为操作成本上涨率，%。

2.2 单井收入分析

单井的收入是通过变卖该井所产原油为基础的，单井的采油量即为此调整井的增油量，计算公式为：

(9)

类比油田实际生产情况，对单井年产量进行排产，则单井收入关系式为：

CI=PsqiV(1-Rx)

(10)

式中：Ps为油价，元/t；qi为单井历年产量，t；V为原油商品率；Rx为综合税率。

2.3 内部收益率计算

在得到单井投资与单井收入计算模型后，代入内部收益率计算公式(7)，得到单井内部收益率计算模型：

(1+FIRR)-i=0

(11)

目前规定该油田的基准内部收益率为12%。通过上述方法计算出调整井单井内部收益率不小于12%(或相近)的井控储量，此时的井控储量即为极限井控储量。

3 应用实例

南海西部某一断块油田，采用类似三角形井网进行注水开发，含油面积为6.3 km2，动用石油地质储量为828.4×104m3，油田经过2期调整，已布井21口，其中采油井14口，注水井7口，注采井数比为1∶2，井控储量为39.4×104m3，综合含水达到40%，目前井控储量下的预测采收率为26.9%。根据甲、乙、丙、丁 4种水驱曲线，采用文献[12]中的方法进行水驱曲线分析，得到此断块油田采收率与井控储量的关系式如下：

(12)

根据油田实际固定开发投资、操作成本与相关经济参数，油价分别取3 240、3 700、4 170、4 630 元/t，计算得到不同井控储量下调整井单井所对应的内部收益率(表2)。

表2 不同井数对应的内部收益率

以内部收益率不小于12%为界限，得到不同油价下对应的井数，从而得到油田的极限井控储量和可加密调整井井数(表3)。

表3 不同油价下极限井控储量与可加密井数

由表3可知：①在目前井控储量条件下，式(13)预测的采收率为27.2%，与油田26.9%的采收率误差仅为1.1%；②随着油价的增加，极限井控储量逐渐降低，在油价为3 700 元/t时，极限井控储量为37.7×104m3，预测采收率为28.1%；③当油价为3 700 元/t时，根据剩余油分布情况，油田在剩余油富集区可增加1口调整井对油田进行挖潜，且当油价增加的情况下，可增加调整井数量。