不同油藏类型地质储量动用程度的评价方法探讨

李 斌 刘 伟 毕永斌

1.中国石油冀东油田公司；2.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院

地质储量动用程度是油田开发的重要指标，也是油田开发管理中动态分析的主要内容之一。在《油田开发管理纲要》、《中国石油勘探开发百科全书（开发卷）》[1]、《石油技术辞典》[2]及《油气田开发常用名词解释》[3]等文献中，对地质储量动用程度都没有一个完整的概念和通用的计算方法，其中仅有人工水驱地质储量动用程度的表述，这是完全不够的，而且主要的计算方法也是以注水井的吸水剖面和采油井的产液剖面为依据的厚度计算法。这种两剖面厚度计算法与测试井的分布位置、油藏井网密度有关，同时还受储层物性、非均质性、原油物性等因素的影响，这就大大限制了使用范围。尤其是对于仅能进行注水井吸水剖面测试且储层非均质性严重的油藏，计算结果可能与实际差异大甚至误导。其他方法如生产测井法、密闭取心法、物理测井法等同样也受到井位、井数和测试条件的限制。近几年，有一些学者或技术人员对储量动用程度进行了研究[4-6]，但都存在一定的局限性。地质储量动用程度或称之为地质储量利用程度，作为常用指标，绝不仅用于人工水驱类型。尽管运用人工注入剂开发油田的比重较大，但其他驱动类型或油藏类型同样存在地质储量动用程度的问题。对于地质储量动用程度，相当多的人仅仅是拿来使用，并不太关注其内涵、外延及影响因素，更不会去深入研究探讨非人工水驱油藏关于地质储量动用程度的计算方法。本文试图对这些问题进行初步探讨与思考。

1 地质储量动用程度的复杂性

地质储量动用程度看似简单，实为复杂。一般概念是：地质储量动用程度是动用地质储量与已投入开发地质储量的比值；可采储量动用程度是动用可采储量与已投入开发的可采储量的比值，均以小数或百分数表示。问题在于如何获得动用的地质储量或可采储量。时至今日也没有一个计算公式，两剖面的厚度计算法也仅是天然水驱油藏动用程度计算。动用储量与地质储量、可采储量一样，其复杂性也体现在不确定性和影响因素的多样性上。

1.1 地质储量的不确定性

动用储量的不确定性，首先，反映在储量的不确定性。油田地质储量或可采储量的规模与品质是进行油田开发部署与决策的重要依据。计算方法有经验法、容积法、物质平衡法、动态法（水驱曲线法、递减曲线法等）、岩心分析法、统计模拟法、数值模拟法、数学公式法等。当计算方法、计算参数确定后，计算结果自然亦可确定。问题在于计算参数本身具有不确定性，因而计算结果则是数值的确定而实际的不确定性。现以容积法计算为例说明。

计算油田地质储量的容积法[7]为：

式中 N——石油地质储量，104t；

A——含油面积，km2；

h——有效厚度，m；

φ——有效孔隙度；

Soi——原始含油饱和度；

ρo——地面原油密度，t/m3；

Boi——地层原油体积系数。

虽然可反映油气藏储量的客观规模，但这些参数值来源于地震、钻井、地质、测井、试油、试采、测压、岩心分析、室内实验、化验分析、高压物性等资料。这些资料有的具有多解性，有的具有外推性及存在测量误差，均会带来对客观真值的不确定性，计算参数及储量计算单元的选择亦具有时空不确定性。参数取值仅是点或局部的表征，又被人为认定代表整个油气藏，且不同人可能有不同的取值观，这些均会影响计算结果的可靠程度。为了达到对计算结果的认可，往往采取多方法的相互验证、多学科的综合取值、多专家的共同探讨，尽可能减少各计算参数与计算单元选择的不确定性，但也只能是减少不能消除。

其次，除人工水驱外其他油藏类型的动用地质储量至今尚未见相关文献介绍可能测量或计量的方法，这是因为实际动用地质储量（Ns）是已投入开发储量减去平面上未动用地质储量（Npw）、纵向上未射开的地质储量（Nzw）和已射开但未产出的地质储量（Nysw），即Ns=N_(Npw+Nzw+Nysw)。实际动用地质储量是真正客观动用的地质储量, 但Npw、Nzw、Nysw等目前尚无较精确的计算公式或测量方法，难以获取。

再次，不同油藏类型、驱动类型、构造形态、构造规模、井网类型、储层均质程度、储层微观特性、油气水分布、开采方式(如自喷、机采、定向井或水平井等)、开发阶段、人为干预（如钻井污染、修井污染、油水井事故）等都会造成动用地质储量的差异，很难用统一的公式计算。

1.2 影响动用地质储量的因素

影响动用地质储量的因素与影响采收率的因素相似，可分地质因素、油藏工程因素、工程技术因素、管理因素与经济因素等。地质因素诸如油气藏地质构造形态、天然驱动能量、储层物性、岩性与孔隙结构特征、储层分布特征和非均质性、地下流体特性与分布、岩石润湿性及水油黏度比等；油藏工程因素如油气藏开发层系的划分、开发方式与注采系统、井网密度、布井方式、采油速度、地层压力保持程度等；工程技术因素为油水井类别（直井、定向井、水平井）、完井方法、油层钻开程序与油井投产顺序、采油方式、有利于提高采收率的主体作业措施与措施效果等；管理因素如生产压差、开井数或油井利用率、综合时率、油藏管理方式等；经济因素如含水率、极限含水率的确定、采油生产成本、地理环境、原油价格等[8，9]。文献[8]中推导出主要影响采收率ER因素的表达式，也是储量动用程度的影响因素。

影响地质储量动用程度的因素还有影响驱油效率ED因素，其中有岩石润湿性、流体黏度、孔隙结构及其特性、渗透率分布、含油分布状态、毛细管力、重力等[10]。

从以上所述不难看出，确定动用地质储量是十分复杂的。为了解决这个问题，笔者针对复杂断块油藏断块小、地层能量低、难以测两个剖面等特点，曾于20世纪80年代末在一次油田动态分析会上，提出了用当期油气生产数据来计算可采储量，进而计算当期的地质储量动用程度方法，但与会专家对此是否可行，有的认为可行，有的存在疑问。弹指一挥间，时间已过去近30年，仍未见到有对不同油藏类型地质储量动用程度通用计算方法，此时再次提出愿与业内同行讨论。

2 地质储量动用程度的定性分析与理论 依据

2.1 地质储量动用程度的定性分析

不同油藏类型都存在地质储量动用程度的问题，非人工水驱油藏类型如何计算地质储量动用程度长期以来没有相应的计算方法。某时期的油藏油、气、水产出量是油藏多因素影响的最终表征反映，而由某时期的油藏油、气、水产出量生产资料计算的可采储量反映了该时期地下流体被波及体积，或者说可能即将流动的体积，即已被动用但又未被完全产出（含已产出部分）的体积。此处所指的波及体积不同于注入流体所触及的孔隙体积，而是指当油、气、水采出后引起地下压力场、流场、阻力场等的变化所波及的时空范围。那么，地下流体波及体积是否与动用体积等同？答案是相当。因为，地下流体波及体积尤其是油的波及体积是已采出流体的物质基础。油、气、水产出量高低不仅与地下的压头能、膨胀能、弹性能、势能和地层物性、流体物性有关，而且与地下流体的分布与波及体积的大小有关。因此，用某时期的油藏油、气、水产出量生产资料计算的可采储量的波及体积与已投入开发的地质储量计算该时期的动用程度应是可行的。

2.2 地质储量动用程度的理论依据

水驱油田的采收率可由下式表示：

油藏工程学者一般认为式（2）适应于水驱或压头驱动，其他驱动类型是否适用尚未见有类似表述。但波及系数及驱油效率的定义为：驱油效率是指被驱出油的体积除以驱替剂接触到油的总体积；波及系数是指驱替剂接触到油的总体积除以地层原有油的总体积[10-12]。油藏的驱动类型有水压驱动（天然水驱和人工水驱）、气压驱动（气顶驱和注气驱）、溶解气驱、弹性驱、重力驱和混合驱。这些驱动类型以某种能量形态作用于油体，必然会存在被驱出油的体积、“驱替介质”接触到油的总体积和地层原有油的总体积，因此，按定义也存在波及系数及驱油效率。只是各种驱动的作用其复杂程度不同，计算方法也存在差异。故，笔者认为公式（2）的表示形态同样适应非压头驱动类型。

又知：

由式（4）知：

将式（5）代入式（3），则时间t的体积波及系数Ev(t)计算公式为：

式中 ER(t)——时间t的采收率；

Ev(t)——时间t的体积波及系数；

ED(t)——时间t的驱油效率；

ND(t)——时间t的动用储量，104t；

NR(t)——用截至时间t的生产数据计算的可采储量，104t；

N——已投入开发的地质储量，104t。

3 地质储量动用程度的内涵与外延

所谓储量动用程度的内涵是指反映它本质属性的总和。其一，这里的储量是指已投入开发的地质储量，称之为名义动用地质储量(N)。动用储量与储量动用程度是两个相联系又相区别的概念。其二，储量动用程度反映动用储量对于油田或油藏产出液贡献率的大小、高低。其三，储量动用程度从本质上讲，体现了已投入开发储量的可波及量或理论可采出量（注意：不是已采出量而是可采出量，即储层油的可动部分），是时间的函数。其实质就是理论可采出程度。其四，在计算方法上仅以吸水剖面和产液剖面为依据的厚度计算法计算储量动用程度是不完全的，有可能产生较大误差。

储量动用程度并非仅用于人工水驱，其他驱动类型或其他油藏类型都存在储量动用程度的问题。换句话说，储量动用程度的适用范围是各种类型油气藏，这就是它的外延。由此可推论：

（1）不同历史时期的生产数据计算的可采储量，反映相应时期的开采水平，也反映当期的储量波及情况或动用情况。

（2）不同历史时期的储量动用程度与不同历史时期的地质特征、开采特点、管理水平有关。

（3）动用储量若指可采储量，则所选储量即平面上未动用储量、纵向上未射开的储量和已射开但未产出的储量均为可采储量，其计算公式不变。

故，名义储量动用程度的基本概念应为某时间生产数据计算的可采储量的波及体积与名义动用储量的比值，即：

实际储量动用程度应为某时间生产数据计算的可采储量的波及体积与实际动用储量的比值。即：

显然， ηs(t) ＞ηM(t)

式中 ηM(t)——时间t的已投入开发地质储量的动用程度；

NM——名义动用地质储量，104t；

NS——实际动用地质储量，104t；

ηs(t)——时间t的实际地质储量动用程度。

因实际动用储量难以获得，故式（8）仅具有象征意义。

综上所述，即：

式中 η(t)——时间t的地质储量动用程度。

式（9）即为不同油藏类型地质储量动用程度计算公式。

4 储量动用程度的计算方法

储量动用程度的计算应结合具体油田或油藏的开发特征、开发阶段，有针对性地选择相应的方法。其步骤为：

（1）计算当期可采储量。使用截至时间t的生产数据，进行技术可采储量NR(t)的计算。因为计算时采用不同时期的生产数据，故一般采用动态法和数值模拟法。动态法常用的方法为水驱特征曲线法和递减曲线法。动态法主要是根据油藏的开采历史动态资料及其变化规律，预测未来开发动态趋势和计算可采储量。数值模拟法基本适用于任何类型、任何开发方式及任何开发阶段的油藏可采储量计算。

在使用上述方法时，要注意它们的使用条件：所用历史开采动态资料要齐全准确，若有异常点，要分析其原因；各计算期的开采条件相对稳定；运用水驱曲线，综合含水不小于50%；运用递减曲线，要进入递减期；计算期若以月为时间单位，应有12mon左右的数据点等。

数值模拟法也是一种常用预测方法。其步骤为搜集信息、建立模型、历史拟合、进行预测、分析应用等。关键是建立符合实际的地质模型，并切实做好开发动态的历史拟合，同时要注意不同开发期地质特征与开发特点的变化。

（2）选定驱油效率。驱油效率ED一般由实验室测定与计算。若无实验室相关数据，可采用类比法借用，但可能影响计算精度。

（3）计算地质储量动用程度。将计算的当期可采储量NR(t)和选定驱油效率ED，代入式（9）计算地质储量动用程度 。

由某时期的油藏油、气、水产出量生产资料计算的动用程度，只反映该时期的储量动用情况，但有时后期由于开发效果变差，计算的可采储量偏低，那么计算的动用程度亦变低了，是否真实动用程度也变低了？不是！因为开发历史上已动用的储量就实际存在了，只是没有完全采出而已，此时应用该油藏某历史时期的油、气、水产出量生产资料计算最高的可采储量计算动用程度，表示后期的储量动用情况。需要注意的是，计算中储量单位最好统一用地下单位。

5 算例

5.1 南堡3-2浅层开发调整前后的储量动用程度 计算

南堡3-2浅层为边底水层状构造油藏，断块较复杂，河流相中高孔渗储层，埋深2300～2700m，1套含油层系，18个含油小层，天然能量充足，采用天然水驱开发，驱油效率为50.0%。

虽然油藏开发时间较短，但是仍面临一系列问题：油藏含油高度小、底水能量强，初期由于高强度开采，含水上升快，平面、纵向储量动用不均，剩余油分布复杂。因此，为改善南堡3-2浅层的开发效果，在综合分析开发状况、剩余油分布状况的基础上，系统评价调整潜力，并实施了调整挖潜。现分别用调整前、后的生产数据进行水驱曲线计算可采储量，按照本文中的算法，调整前的动用程度为25.0%，调整后的动用程度为51.7%，提高了26.7个百分点。

5.2 高5断块二次开发前后的储量动用程度计算

高5断块为人工水驱油藏，断块内部无断层，构造相对整装，主力含油层系为古近系沙三2+3亚段，属于未饱和层状断块油藏，具有埋藏深、含油井段长、油层层数多、厚度大、油水关系复杂的特点，驱油效率为50.0%。

经过20多年的开发，油田面临一系列问题：油藏合注合采、层间矛盾突出；井网不完善、水驱储量控制程度和动用程度较低（分别为55.4%、33.1%）,含水上升快，标定采收率低（24%）。因此，为改善高尚堡油田深层的开发效果，综合分析开发状况与评价开发潜力，进行整体部署，于2009年实施了二次开发。现分别用调整前、后的生产数据进行水驱曲线计算可采储量，二次开发前的动用程度为48.0%，二次开发后的动用程度为60.01%，提高了12个百分点。调整前用剖面厚度方法计算的水驱储量动用程度50.5%。

部分不同类型油藏储量动用程度计算结果如表1所示。

6 讨论

（1）本文推荐的地质储量动用程度计算方法既简单方便又适合于各种驱动类型油藏或各种油藏类型方法，但对已射开未产出储量的估算，仍需采用生产测井（含两剖面测试）、密闭取心、物理测井等方法获得的资料进行计算。

（2）不同开发期的可采储量涉及当期地质特征、开发特点、开采工艺、管理水平等诸多方面，是当期开发水平的体现，反映出所波及（或所动用）的储量。因此，用不同开发期的可采储量与驱油效率计算当期的地质储量动用程度，理论上是可行的。

（3）在未投入新的地质储量的前提下，当后一期比前一期的开发水平下降时，其可采储量可能降低，计算的地质储量动用程度也可能降低，此时已不能反映该油藏地质储量动用程度。若要计算该期地质储量动用程度，可采用前期的可采储量加上当期的累计产油量与真动用储量进行计算。储量动用程度的变化亦是油田动态分析的内容之一。

（4）人工水驱实例中，应用本方法与其他方法（主要是剖面法）计算的储量动用程度存在差异，剖面法计算精度受井数和井位分布的限制，储层物性、非均质性、原油性质等因素也可能使剖面法计算的储量动用程度与实际储量动用程度产生较大差异，这些均会影响其可信性和可靠性。因此，本方法的计算结果应更可靠可信。

表1 通用方法计算储量动用程度

（5）通过实例说明本方法对各种类型油藏计算储量动用程度方法是可行、实用的，本文是对各种油气藏的地质储量动用程度计算方法的探讨，具有原创性，是否可行需经实践再检验，也需同行商榷、修正、完善、提高，以便探寻出计算水驱和非水驱油藏地质储量动用程度的有效方法。

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