致密砂岩气藏上市储量评估递减率合理取值分析<br/>——以新场须家河组气藏为例

致密砂岩气藏上市储量评估递减率合理取值分析
——以新场须家河组气藏为例

2021-09-28江蓉蓉廖开贵

天然气勘探与开发 2021年3期

江蓉蓉刘韵廖开贵

中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

0 引言

美国证券交易委员会SEC规定，凡在美国上市的石油公司，必须按照规定的准则和要求进行储量评估[1]。中国石化作为在美国纽约证券交易上市石油公司，根据SEC准则进行油气储量评估已经成为储量管理的重要内容[2]。SEC储量评估方法中，产量递减曲线预测法是针对已开发正生产致密砂岩气藏的重要评估方法[3]，在递减初始产量、经济极限产量确定的情况下，运用该方法的关键是递减率的合理确定。按照中石化SEC储量评估规则：任何储层类型和驱动类型的油气田（藏），当其开发已进入递减阶段，并拥有至少有6个月的历史递减数据时，均可采用产量递减曲线预测法预测已开发正生产（PDP）油气藏未来的产量[4]。当个别评估单元存在大比例低产井、措施井、关停井等原因占比较大时会造成的产量变化，对部分井产量递减率影响较大，从而影响整个单元的递减率，此时的递减法预测SEC储量不能真实的反映单元实际开发生产现状[5]。因此如何消除这部分因素造成的影响，递减率的取值的合理性分析和取值是计算SEC储量准确与否的关键[6]。

1 递减曲线评估方法

1.1 递减类型

Arps于1944年建立了系统的阿普斯递减（Arps）分析理论与流程，用于常规气藏的储量评估[7]。目前，该方法仍是最常用的储量动态评估方法之一[8]，美国能源信息署（EIA）公布的页岩气储量计算主要借助于Arps递减方法[9]。Arps递减分析的通用模型为双曲递减模式：

当n=0时为指数递减，公式（1）简化为：

当n=1时为调和递减，公式（1）简化为：

式中q表示递减阶段中t时刻的产量，104m3/mon；qi表示递减阶段的初始产量，104m3；t表示递减阶段持续时间，month；Di表示递减阶段的月递减率；n表示递减指数（小数），变化范围0≤n≤1 。

产量与时间关系法分析产量随时间的变化关系是确定产量递减类型的关键[10]，但必须有充足的生产动态资料，只有当已开发油田进入开发中后期阶段，才出现明显的递减规律（图1）。

图1 不同递减类型产量与时间关系曲线示意图

1.2 递减模型优选及SEC储量与影响参数的关系

川西致密砂岩气藏大部分井呈现出生产初期双曲递减后期指数递减的生产曲线，60%以上的SEC储量评估单元（区块或气藏）生产规律符合指数递减规律。因此，笔者仅考虑符合产量指数递减规律的评估单元的储量变化。Arps递减曲线法给出了SEC储量的计算公式：

式中N表示SEC储量，104m3；n表示递减指数，n=1为调和递减、n=0～1为双曲递减、n=0为指数递减；q表示递减初始产量，104m3/mon；D表示产量月递减率，小数；qei表示经济极限产量，104m3/mon。

对于符合指数递减的评估，其SEC储量表达式为：

通过公式（5），得知评估单元的递减初始产量、递减率、经济极限都是影响SEC储量的主要因素。当递减初始产量越高、经济极限产量越低、递减率越低时，得到的SEC储量越大。但在实际储量评估过程中，递减初始产量、经济极限通常是确定的，此时递减率影响大。递减率越小，SEC储量越大，反之亦然(表1)。因此递减率取值合理与否显得尤其重要[11]。

表1 新场须二段气藏递减率对储量变化的影响展示表

2 SEC储量评估中单元递减率取值合理性分析

2.1 整体单元递减法求递减率

四川盆地老区的产量预测通常采用整体单元产量递减法预测。就是将整个评估单元的全部井作为一个整体，选取有规律的单元生产曲线递减段进行拟合，最终选择符合率高的递减模型进行拟合，计算单元递减率[12]。

目前，新场气田上三叠统须家河组气藏产量递减规律主要为指数递减、双曲线递减2种类型。不论选择哪种递减规律建立递减模型，宗旨都要与生产情况高度吻合，因此在实际建模过程中模型选择不是唯一的、对应的递减率不同，同一产量历史数据采取不同递减阶段曲线也有不同递减率[13]。通常评估人员选择不同的递减阶段得到的递减率存在差异，最终对SEC储量造成影响，且气藏产量基数越大，造成的SEC储量影响越大。此时，递减率的取值合理与否对SEC储量的计算至关重要。

2.2 产量构成定量法求递减率

当气田有稳定的产量递减趋势时，采用整体单元递减法进行预测较为准确[14]。但评估单元内如果有新井投产、关停井、修井、人为频繁调整工作制度等生产制度调整时，造成的产量变化对递减率的影响较大，如：新井的投入和提产会减缓整体递减率；关停井、修井会增大整体递减率。此时采用整体单元递减法预测无法真正体现评估单元内所有井的递减规律。

为了解决评估单元中新井投入、市场销售或管线原因限产、部分井短期措施，个别井开发状况差异大等因素造成产量的波动，掩盖了气藏真实递减规律以及不同评估尺度影响递减率的取值。针对这一问题提出产量构成法，即分析产量构成，细分评估单元，精细求取每个单元递减率，计算相应的SEC储量[15]。

其做法是以递减趋势预测为基础，对评估单元内不同情况的生产井进行区分，将开发井按投产时间和井型划分单元，包括按稳产井、不稳定老井和新井，对几类井分别进行产量预测，之后对各类井SEC储量求和得到整个单元的SEC储量。若阶段新老井中同时存在水平井和直井，则在分阶段新老井的基础上分井型进行评估[16]。这样做可以消除因新井、关停井、短期措施井等不稳定因素造成的影响，得到的递减率更加合理，从而使SEC储量评估结果更能及时反映单元实际开发生产情况。这种分类预测再叠加构成整体的方法称为产量构成法[17]。

其中生产趋势稳定的井，指保持连续开井，规律生产段时间至少2年以上，能够反映气藏目前阶段递减规律的井[18]。对这部分井使用递减法，优选递减类型确定评估SEC储量[19]；生产趋势波动的井是指措施或不定时开关井等因素影响较大的井，其采气曲线波动较大，没有明显的递减规律。对这部分井采用类比法，参考气藏地质条件相当的老井稳定生产井的生产规律确定其SEC储量。对于开采时间短的井，则借鉴历史上投入新井的单井SEC储量变化趋势进行分析，新建产能区块无规律借鉴时，类比相同气藏类型、相同层位、井型的稳定生产老井，将其归一化生产曲线作为阶段新井递减率取值依据，以确保单井增加SEC储量的合理性[20]。

3 实例分析

笔者以新场气田须二段气藏单元为例，分别用两种方法求得的递减率评估SEC储量，对比其差异。新场须二段气藏目前处于试采阶段。新场须二段气藏地区发育多方向断层，断距小，深部多断达中三叠统雷口坡组上部，储集层发育较多辫状三角洲平原的分流河道微相砂体、河口沙坝微相砂体等有利微相砂体，但是储层物性差，孔隙度小于10%、渗透率一般在0.1 mD以下、地层水分布广泛且矿化度值较高，属于典型的特低孔隙度、特低渗透率、致密储层。新场须二段气藏2 000年建产，目前共有试采井共14口，开井生产10口，其中水平井1口，直井13口。

3.1 按照整体单元法计算SEC储量

选取整个递减阶段的曲线进行拟合，递减类型为指数递减。选取刚开始递减时的生产阶段拟合，递减率为9.46%，SEC储量38.5×108m3(图2)，此时用的递减率沿用之前一段产量递减率，这一时期整体曲线下降趋势比较缓慢。实际有部分井还处于稳产阶段，因此递减缓慢，用这一段拟合得到的递减率低，SEC储量偏大。

图2 新场须二段气藏产量预测曲线图（高值）

选取生产时间最近的一段递减阶段进行拟合，递减率为42.7%，对应的单元SEC储量为29.23×108m3，这一时期全部老井基本都进入了递减阶段、部分井关井，递减率大，对应的SEC储量偏小（图3）。

图3 新场二段气藏产量预测曲线图（低值）

由此可见，选取不同阶段的递减阶段拟合得到的递减率不同，对单元SEC储量影响较大。采用整体单元法计算储量时，递减率的选取合理性尤其重要，同时也存在一定的主观因素（表2）。

表2 不同生产阶段递减率对应SEC储量展示表

3.2 产量构成法计算SEC储量

为消除开井数的波动及措施井对递减率的影响从而导致SEC储量的评估结果不可靠，按照产量构成法将新场须二段气藏10口生产老井进行归类，划分为水平井、稳定生产井、低产井、措施井、关停井5类，分别计算其递减率（图4）。

图4 水平井、稳定生产井、低产井、措施井、关停井预测曲线图

将评估单元划分为5小类的产量构成，分别拟合每一类型产量递减规律（表3）。评估出单元的SEC 储量为 39.82×108m3（表 3）。

表3 产量构成法计算的SEC储量表

通过研究，发现须二段气藏由于多数井处于构造大断裂附近，裂缝系统排水量大，排水实施情况将直接影响气藏的开发效果。实际上须二段气藏对SEC储量的贡献的井主要只有4口。由此可以得知该气藏4口重点井的递减率控制对本区块的SEC储量至关重要。采用该方法可以得知某气藏主要贡献SEC储量的重点井。

3.3 两种方法计算结果对比

外方评估新场须二段气藏SEC储量为38.5×108m3，采用了整体单元法递减率9.46%的取值；若采用后几个月的数据进行拟合情况下，整体单元法递减率为42.72%，SEC储量为29.23×108m3；产量构成法进行评估该气藏SEC储量为39.82×108m3。由此可以看出，产量构成法评估的储量最大，外方评估结果介于整体单元法2和产量构成法之间（表 4）。