非常规油气SEC 储量评估方法的研究与应用<br/>——以临兴致密气田为例

非常规油气SEC 储量评估方法的研究与应用
——以临兴致密气田为例

2022-01-18蒋曙鸿刘彦成康丽侠

石油化工应用 2021年12期

蒋曙鸿，刘彦成，王朋，康丽侠，刘峰

（1.中海油研究总院，北京 100028；2.中联煤层气有限责任公司，北京 100022；3.中国石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏银川 750006；4.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

目前，我国能源产量远赶不上消费需求量，导致一次能源中石油和天然气对外依存度不断攀升，成为制约我国能源安全和战略安全的重要瓶颈。加之，近10年来，在常规大油气田发现规模和个数持续下降、勘探开发关键技术不断突破的大背景下，非常规油气的勘探开发和生产实践得以快速推进，非常规油气资源也逐步成为我国油气生产的重要组成部分。致密气是当今石油工业的一个新领域，据中国石油2012 年估计，中国致密气总资源量约为16×1012m3，是接替常规油气能源的重要力量，是实现中国能源革命的突破点。特别是，鄂尔多斯盆地勘探开发潜力巨大[1-3]，致密气总资源量约为10.37×1012m3，可采资源量约为4×1012m3。为此，对于上市油田公司来说，加强对这部分油气储量的客观评价显得十分重要。

油气储量既是上市公司的重要战略资源，也是制定油田公司未来发展规划和勘探部署的重要参考指标[4]。SEC 准则评估的证实储量是指基于评估基准日之后和目前技术手段可以采出的剩余经济可采储量。证实储量包括证实已开发储量（PDP）和证实未开发储量（PUD）两部分，其中证实已开发储量又包括证实已开发在生产储量（PD）和证实已开发未生产储量（包括关停井（SI）和管外储量（BP）两部分）。其中在生产储量（PD）是指评估基准日之前已经投入正式开发的储量；证实已开发未生产储量（关停井（SI）和管外储量（BP））一般指评估基准日之前已经完钻、但尚未投入生产的储量或者由于机械原因关停待维修的储量；其中关键在于这部分储量大部分投资费用已经发生，后续投入开发只需少量的完井、补孔、维修或增产措施费用。相反，证实未开发储量一般需要较大的投资费用并且与现有生产层存在连续性的地质条件，才可以纳入证实储量；之所以是未开发，是相对于评估基准日来说的，即评估基准日前尚未完钻，目前这部分的储量评估方法主要有类比法、概率法、容积法和动态法[5，6]。

临兴气田是典型的致密砂岩气藏，采取整体部署、分批实施、先期试验和深化认识的开发理念，于2016年试验性投入开发，2019 年正式开始SEC 储量评估，目前投产井达300 多口，随着开发井的快速见产，目前临兴致密气田的上市储量评估主要采用确定法和概率法相结合，即对于递减规律明显的证实已开发在生产储量（PD）采用确定法（动态递减法）预测、对于未投产的关停井（SI）、管外（BP）和未开发储量（UD）则立足于油田已投产井的EUR 为样本点的概率法预测。因此科学、合理、准确地建立投产井的递减模型和剖析递减参数是SEC 储量评估的关键。

1 临兴致密气储量评估方法

临兴气田位于鄂尔多斯盆地东缘，是典型的致密砂岩气藏，该区块目前尚处于大规模开发的早期，产量仍然处于上产阶段，对致密气的渗流规律认知程度不够，尚无一种方法可全程拟合投产井的单井动态变化趋势。

1.1 确定法（动态）评估SEC 储量

整体来看，影响SEC 确定法（动态递减法）储量评估的因素很多，包括开发方式、生产井型、排采制度、压裂效果、关停时间和开发阶段的差异等等，最终影响到评价单元/单井的初始产量和递减率的选取[4，5]。为了客观科学地评估SEC 动态储量，本文针对致密气井渗流机理、递减类型和递减模型等三方面难题展开系统研究，建立确定法中的动态递减评估模型，进行SEC 储量预测。

1.1.1 致密气渗流机理致密气的开发一般都需要对储层进行压裂，首先采出的均为裂缝系统内的流体，因此，投产初期时，致密气井早期产气量较高，但裂缝系统的储集能力是有限的，随着开发时间的推移和裂缝系统内致密气体的快速采出，裂缝系统的主导作用逐步下降，基质与裂缝的双重主导作用凸显，具体体现是气井产量迅速递减；随着气井产气量的下降，基质与裂缝的供给能力逐渐趋于平衡。根据致密气井的渗流理论特征[7]，致密气井的生产流动阶段可以划分为两个阶段：即早期裂缝内线性流动和中后期裂缝与基质耦合流动阶段。从流动阶段识别图版（见图1）中可以看出不同渗流阶段的递减规律。

图1 致密气井流动阶段识别图版

1.1.2 致密气井递减类型递减类型的研究，首先要立足于评估单元的划分，而评估单元的划分不仅是以地质条件为基础，同时还要兼顾生产动态、开发模式和开发阶段。合理的评估单元能够较为清晰的反映出递减规律，否则很难做出客观准确的递减模型，进而影响产量预测和动态储量评估的准确性[6]。临兴区于2016年试验性开发，早期投产的井目前已进入递减阶段，而近年新部署的开发井则处于上产和稳产阶段，这些井混在一起时容易掩盖气田递减规律，使递减规律的研究变得十分复杂。因此，在致密气井递减类型的研究时，首先要进行单元划分，同时考虑投产时间（压裂批次）、开发阶段（上产、稳产、递减）和生产井型的区别来建立单元将会更有利于认识气田递减类型（见图2）。从图2 可以看出如果新、老井混合递减规律波动较大。

图2 临兴新井、老井混合递减规律

基于上述认识，将投产时间和投产井型细分，一方面，便于认识气田递减规律。另一方面，也可以降低不同储量的评估风险（见图3）。从图3 可以看出，同一井型前6 个月的递减规律和6 个月后的递减规律不同，不同井型的定向井和水平井递减趋势不同。如果开发早期把新、老井放在一起评估，新井较多时采用新井的递减率必然会悲观评估老井的储量；如果开发中后期把新、老井放一起评估时，老井较多采用老井的递减率必然高估新井的储量，从而造成评估结果的不准确；同理，不同井型初值的差异也会造成评估结果的差异，所以，动态法递减法评估SEC 储量的关键在于评估单元的划分。

图3 致密气井细分后的递减规律

1.1.3 致密气井递减模型目前，油气田产量递减规律主要有指数递减、双曲线递减、调和递减和线性递减4 种类型。不论选择哪种递减规律建立递减模型，关键在于递减规律要与生产动态高度吻合，因此在实际建模过程中模型选择不是唯一的，同一条递减曲线、不同递减阶段也可以采取分段式递减。根据临兴致密气田目前的生产特点和流动阶段划分，选择3 段式递减规律，即早期的指数递减（见图4），中后期的双曲递减和晚期的指数递减（见图5）（5%的临界值，即双曲递减率低于5%时不再是双曲递减规律，而是变为指数递减规律）。

图4 致密气井初期指数递减规律

图5 致密气井中后期双曲递减规律

根据以上递减规律建立临兴致密气田3 段式递减模型，计算的定向井单井平均可采储量为0.15×108m3，计算的水平井单井平均可采储量为0.24×108m3。

1.2 概率法（统计）评估SEC 储量

概率法是一种风险分析方法，对于新钻井较少的油气藏储量评估是一种较好的方法，在西方使用十分普遍，但一般不能单独使用，常与确定法相结合使用。在国内概率法的应用相对较少，主要在估算地质资源量时使用。近年来，随着非常规油气储量的开发，国外在上市储量评估中经常用到概率法。

特别是，在石油评估工程师协会SPE 专论3：非常规油气区带未开发最终可采量评估指南中指出非常规区带的4 个特征：（1）单井估算最终可采量（EUR）的统计分布具有可重复性；（2）用邻井推测未钻井区域的生产特征不具有可靠性；（3）存在区域性的连续油气系统；（4）游离烃不因流体动力学的作用而聚集成藏。

1.2.1 概率法模型的建立鄂尔多斯临兴致密气区多年的开发实践证明该区域的致密气具备上述四大特点，这也为该区域未开发的储量利用概率法评估奠定了基础，概率法是一种纯统计方法，使用时需要满足以下假设：（1）确定法计算的EUR 具有代表性，可以作为概率法计算的样本点。这主要是致密气投产后的生产动态表现为明显的三段式，即初期递减快、中期减缓的递减规律，可以利用超双曲递减规律预测单井EUR。（2）研究区域内储层特征相近，且各井的压裂方式相似。（3）EUR 的概率分布在类比井组中可重复。

SPEE 在其专论3[8]推荐的最小样本量依据生产井的EUR 或峰值产量的概率分析结果来确定。P10/P90常用来反映储层的非均质性系数和评估单元的不确定性。可变性系数低的项目P10/P90 介于2～5，高风险项目的P10/P90 可能会超过25。P10/P90 越高，项目开发存在的不确定性越大。

1.2.2 概率法评估未开发井储量根据临兴区的统计学特征，投产的90 口生产井有18 口在高产区，属于甜点区，且压裂效果较好，12 口属于中产区，压裂效果一般，另外18 口在投产初期产能较低，压裂效果较差，属于低产区。将上述井分成3 组分别对其EUR 进行概率统计分析。同时，结合这些井投产初期的概率分布规律相近，因此推断按照目前的压裂水平和开发技术，未来在该区域新部署井的EUR 概率分布也与前期投产井的EUR 概率分布相似。基于上述分析，在Crystal.Ball统计分析软件中建立统计分布模型，预测未来开发方案中部署井的EUR 概率分布图，然后每口井同时进行20 000 次蒙特卡洛模拟，就可得到区块内未开发单井的EUR 上市储量评估结果。

根据蒙特卡洛模拟建立临兴致密气田概率模型，计算P90 的定向井单井平均可采储量为0.13×108m3，计算P50 的定向井单井平均可采储量为0.16×108m3，计算P10 的定向井单井平均可采储量为0.18×108m3；计算P90 的水平井单井平均可采储量为0.22×108m3，计算P50 的水平井单井平均可采储量为0.25×108m3，计算P10 的水平井单井平均可采储量为0.30×108m3。