缝洞型油藏动态储量计算的一种新方法——以塔里木盆地哈拉哈塘油田为例

陈利新，王连山，高春海，孙银行，王　霞，张　茂（.中国石油塔里木油田分公司塔北勘探开发项目经理部，新疆库尔勒84000；.恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司，北京00084）

缝洞型油藏动态储量计算的一种新方法
——以塔里木盆地哈拉哈塘油田为例

陈利新1，王连山2，高春海1，孙银行2，王霞1，张茂2
（1.中国石油塔里木油田分公司塔北勘探开发项目经理部，新疆库尔勒841000；2.恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司，北京100084）

缝洞型碳酸盐岩油藏大部分油井的开发特点互不相同，用常规方法对其动态储量难以准确评价。物质平衡法计算动态储量时需要的计算参数较多，难以准确求取，导致计算结果存在一定的误差。当准确判断油藏所处的驱动阶段后，利用油藏弹性驱阶段两次测压井底原油密度的差值及其期间的累计产油量，可以较为准确地求取其动态储量。与物质平衡法及其他方法相比，井底原油密度差法的优点是规避了原油体积系数、原油压缩系数及岩石压缩系数对计算结果的影响，进一步提高了动态储量计算结果的准确性。

塔里木盆地；哈拉哈塘油田；缝洞型碳酸盐岩油藏；动态储量；物质平衡法；井底原油密度差

塔里木盆地哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏属于典型的缝洞型油藏，储集空间以裂缝和溶洞为主，具有非均质性强、流体性质多变、流体分布及油水关系复杂等特点。影响油藏开发特征的因素除了储集空间类型和结构特征、开发井网及技术政策之外，关键在于缝洞单元的规模，导致如何准确计算缝洞单元动态储量成为难题。本文结合压力测试数据和累计产油量，提出了计算缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量的一种新方法［1-4］。

1　油藏驱动阶段的识别

油藏处于弹性驱阶段时计算所得的动态储量才更为准确，因此，在计算油藏动态储量时，首要任务是准确地判断油藏所处的驱动阶段。

对于缝洞型碳酸盐岩油藏来说，大部分油井的开发特点互不相同，当油藏处于开发初期时，油井的静压测试资料往往较少，且不能借鉴邻井静压数据。在实际开发过程中发现，在静压数据较少时，对于自喷井，结合井口油压和井底流压数据进行分析，能够很好地判断油藏的驱动阶段。当油压降（即初始油压减去目前油压）与累计产液量呈线性关系时，为弹性驱阶段（图1）。所谓弹性驱阶段，是指开采原油的驱动能量全部来自于油藏自身的弹性膨胀能，油藏既不注水，也没有其他外来能量的参与。当油压降与累计产液量关系曲线偏离线性关系时，油藏的驱动类型存在4种可能:①原油在井筒中脱气，井筒内流体密度降低，油压递减减缓，此时油藏无外界能量补充，虽然油压降与累计产液量关系曲线偏离线性关系，但流压降与累计产液量关系曲线仍为线性关系，油藏仍处于弹性驱阶段（图2）；②开发过程中，如果地层压力低于油藏饱和压力，原油将在地层中脱气，油藏进入溶解气驱阶段；③开发过程中，油藏动用另外一个或多个含油储集体，油藏则仍处于弹性驱阶段，但是根据缝洞型碳酸盐岩油藏开发经验，此类型较少，站在防水和控水的角度，重点考虑动用水体；④地层压力降低，裂缝开启，边底水开始入侵，进入水驱阶段。根据油压降、流压降与累计产液量关系曲线，排除②和④两种情况，则判断为弹性驱阶段；如果②和④两种情况同时存在，则判断为混合驱（水驱+溶解气驱）阶段［5-7］。

图1　油压降与累计产液量关系曲线

图2　油压降和流压降与累计产液量关系曲线

2　井底原油密度差法计算动态储量

确定油藏驱动阶段后，结合H8井流压降与累计产液量关系曲线（图3），H8井初期流压降与累计产液量关系曲线呈线性关系，判断H8井初期为弹性驱阶段。弹性驱阶段的缝洞型碳酸盐岩油藏无外界能量补充，地下油藏体积不变或变化较小，可以忽略［8］。随着原油的产出，地下原油不断减少，在油藏体积不变或变化较小的情况下，井底原油密度不断降低［9-10］。

压力梯度由测点压力和测点深度求取，而井筒内流体密度可以由压力梯度计算求取。在流压测试数据中（表1），测试记录了一系列不同井深处的流压，测点C的压力梯度可由测点C和测点B的压力和深度差的比值求取，即

图3　 H8井流压降与累计产液量关系曲线

表1　 H8井流压测试数据

由（1）式求取C点的压力梯度，进而可以求取C点的井筒内流体密度

从而得到

对于弹性驱阶段未见水的油藏，井底流体为纯原油，利用井筒内最深测点的压力数据，由（3）式可以求取井底的原油密度。

利用油藏弹性驱阶段两次测压井底原油密度的差值及期间的累计产油量可以较为准确地求取动态储量。

设Vρ1为初始状态下的井底原油质量，Vρ2为开发一段时间后的井底剩余原油质量，NPBoρ2/ρ则为采出原油的井底质量。由井底原油质量守恒可得

其中

将（5）式代入（4）式，得

缝洞型碳酸盐岩油藏在开发初期，90%以上的油井具有“一井一藏”的开发特点，井间流体性质差异较大，导致井间原油体积系数差异较大，受开发成本的制约，不可能每口井都进行PVT取样分析。常规经验公式法求取原油体积系数通常存在较大误差，考虑到原油的体积系数在弹性驱阶段的变化较小，且为忽略体积系数求取时存在的误差对计算结果的影响，Bo/Boi可近似视为1，从而（6）式可简化为［11-12］

由（7）式可以看出，求取缝洞型碳酸盐岩油藏的动态储量，只需要3个计算参数，即弹性驱阶段的第1次测压井底原油密度、第2次测压井底原油密度和两次测压之间累计产油量。

3　实例计算

H8井所取PVT资料与实际生产情况十分吻合，为H8井准确地提供了物质平衡法计算动态储量的一系列参数（表2），因此，H8井利用物质平衡法计算所得动态储量较为准确。H8井利用物质平衡法计算动态储量为23.8×104t（表2），井底原油密度差法计算动态储量为24.3×104t（表3），绝对误差仅有0.5×104t.由此可见，井底原油密度差法计算动态储量较为可信。井底原油密度差法计算动态储量不需要PVT测试数据，从而可以应用到未进行PVT取样分析的油藏。

表2　利用物质平衡法计算H8井动态储量

表3　利用井底原油密度差法计算H8井动态储量

利用井底原油密度差法对哈拉哈塘油田20口测压较多的油井进行了动态储量计算（表4），计算结果同物质平衡法相比，绝对误差为0×104t～3.7×104t.对两种计算方法进行对比分析，发现物质平衡法的优点是，原油体积系数和原油压缩系数可以利用经验公式求取，具有一定的普遍性；缺点是未测PVT资料的油井，原油体积系数和原油压缩系数是利用生产气油比拟合经验公式求取，而采油现场生产气油比的计量存在较大误差（主要是计量仪器不准确及人工操作偏差导致），求取的原油体积系数、原油压缩系数往往存在较大的误差，致使计算结果不准确。井底原油密度差法的优点是，3个计算参数均可以通过采油现场准确求取，避免了未测PVT井的不确定参数、原油体积系数、原油压缩系数对计算结果的影响。因此，井底原油密度差法比物质平衡法计算动态储量准确性更高。

表4　哈拉哈塘油田20口油井动态储量计算结果

4　结论

（1）井底原油密度差法计算动态储量所需计算参数较少，且参数取值均为采油现场计量所得，客观准确，计算结果更加可信。

（2）井底原油密度差法回避了缝洞型碳酸盐岩油藏的特殊性、复杂性，为缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量的计算提供了一种新方法，更为准确地评价了油藏规模，为油田的合理高效开发奠定了基础。

符号注释

Bo——目前原油体积系数；

Boi——初始原油体积系数；

DC——测点C处的深度，m；

DB——测点B处的深度，m；

GpC——测点C处的压力梯度，MPa/hm；

g——重力加速度，9.8 m/s2；

h——井深，m；

N——地质储量，104t；

NP——两次测压之间累计产油量，104t；

pC——测点C处的压力，MPa；

pB——测点B处的压力，MPa；

V——地下油藏体积，104m3；

ρ——地面原油密度，g/cm3；

ρC——测点C处井筒内流体密度，g/cm3；

ρ1——第1次测压井底原油密度，g/cm3；

ρ2——第2次测压井底原油密度，g/cm3.

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（编辑曹元婷）

A New Method to Calculate Dynam ic Reserves in Fractured-Vuggy Reservoirs:A Case from Halahatang Oilfield，Tarim Basin

CHEN Lixin1，WANG Lianshan2，GAO Chunhai1，SUN Yinhang2，WANG Xia1，ZHANG Mao2
（1.Tabei Project Department of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China；2.LandOcean Energy Services Co.，Ltd，Beijing 100084，China）

It is difficult for conventional methods to evaluate dynamic reserves in fractured-vuggy carbonate reservoirs due to great differences in well performances.Accurate results cann't be obtained with material balance method because more parameters are needed for calculation，which tends to bring some errors of them.After the driving stage is defined for reservoirs，the difference value of bottom-hole crude oil density obtained from two pressure tests and the cumulative production during the stage can be used to calculate the dynamic reserves more accurately.Compared with material balance equation and other methods，the method of bottom-hole crude oil density difference can avoid impacts of crude oil volume factor，crude oil compressibility coefficient and rock compressibility coefficient on calculation results，and the accuracy of calculated dynamic reserves can be further improved.

Tarim basin；Halahatang oilfield；fractured-vuggy carbonate reservoir；dynamic reserve；material balance equation；bottom-hole crude oildensity difference

TE133；TE313.8；TE344

A

1001-3873（2016）03-0356-04

10.7657/XJPG20160322

2015-04-10

2016-02-26

国家科技重大专项（2011ZX05004-004）

陈利新（1978-），男，满族，辽宁开原人，高级工程师，硕士，油气田开发，（Tel）13579032279（E-mail）chenlx-tlm@petrochina.com.cn