探明未开发储量可动潜力评价新方法及应用——以Y油藏为例

苏映宏

中国石化 石油勘探开发研究院，北京 102206

近年来，国内上游新发现油气资源品位日趋下降，优质资源接替不足，原油产能建设需求日趋紧迫，探明未开发储量的潜力评价越来越受重视。目前的探明未开发储量大多是多年筛选剩下的低品位储量，在现有的经济和技术条件下整体有效动用难度大，导致前期投入的大量勘探资金和发现的油气资产都沉淀在地下。如何在这些低品位储量里差中选优，合理评价不同条件下探明未开发储量动用潜力是盘活这些储量资产的关键。

目前国内关于探明未开发储量的动用潜力评价方法较多，牛彦良等[1]提出了在基本评价单元划分的基础上进行分类评价、优选排队、风险分析、经济评价等一整套未动用储量评价。韩福成[2]应用聚类分析法优选评价参数，并基于层次分析建立了综合分类评价指标。刘斌等[3]提出在现有技术水平、财务政策、开发方式、经营管理体制条件下，按照未开发储量投入开发后预期的内部收益率，从经济评价角度评价探明未开发储量动用潜力。张为民等[4]提出探明未开发储量的灰色评价方法，并将灰色系统关联度理论与探明未开发储量的特点相结合，提出了灰色多层次综合评估法，以区块为单元评价未开发储量的价值优劣。潘虹等[5]通过对已开发区块开发参数与开发效果专家评分进行多元线性回归，建立开发潜力综合评价模型，以此为基础筛选中期开发目标和近期开发目标，为开发决策提供了依据。

由以上分析可知，采用目前已有的方法去评价未开发储量潜力时，单个评价区块的油藏地质参数一般采用确定值，即油藏假设为均质油藏；开发技术参数一般是根据均质油藏参数、开发技术限制条件等确定，经济参数一般是根据当前经济条件确定。因此，在评价动用潜力上，只能是单个评价区块整体“能动”或“不能动”；无法根据油藏参数空间分布的非均质性、开发技术的可选择性和经济参数的不确定性，实现差中选优，合理评价不同条件下探明未开发储量动用潜力。

1 不确定性评价方法

相对于不确定性评价方法，探明未开发储量动用潜力确定性评价方法是根据已知的油藏参数、技术参数和经济参数得出一个最佳的储量估算值，这种方法称为确定评价方法。它是基于投入产出平衡的方案评价法，把评价对象当作均质体，评价参数是确定的，评价结论为整体有效或无效，其计算公式为：

(1)

式中：qi为区块的初期产能，t/d；D为产能递减率，小数；t为生产天数，d；Po为油价，$/BBL(1BBL≈0.137 t)；Tax为桶油税收，$/BBL；Capex为区块产能建设投资，$；Opex为生产期间的操作成本，$。

其关键参数产能是由一定的油藏参数在一定的开发技术下决定的，如下式:

(2)

式中:K为渗透率，10-3μm2；h为油层厚度，m；B为体积系数，小数；μ为原油黏度，mPa·s；ΔP为生产压差，MPa；Re，rw分别为供给边缘半径和井筒半径，m。

现存的未开发储量以低品位储量为主，根据已有的参数进行评价，一般整个区块是无法经济有效动用的。

在开发实践中，因为单井控制可采储量是新井价值的直接体现，只要单井控制的可采储量价值能够满足单井投资和相应的成本及利润，这口井就具有经济价值，对应的地质储量就具有开发潜力。开发实践者往往针对油藏的非均质性[6]，选择适合的高效开发技术[7-8]，在一定经济条件下，优选“甜点”储量优先动用。

因此，未开发储量动用潜力不确定评价方法，主要源于油藏参数的非均质性、开发技术的可选择性和经济参数的不确定性。其中，油藏参数的不确定性指由于沉积环境变化导致的油藏参数随空间位置的变化而变化，主要表现为油藏的非均质性，包括垂向非均质性和平面非均质性。不同油藏特性对应的开发效果不同。开发技术的可选择性是指同一油藏采用不同开发技术得到不同开发效果；经济参数的不确定性是指不同管理水平的投资、成本参数不同，不同经济参数对应的开发效果也不同。

未开发储量动用潜力不确定评价方法的基本思路：首先根据油藏储层特点，建立不同开发技术对应的油藏模型，应用油藏数值模拟手段建立不同技术条件下单井控制可采储量与油藏参数之间的关系[9]，基于油藏参数概率分布，建立不同开发技术下单井控制可采储量概率分布；其次应用盈亏平衡原理，计算在一定开发技术、单井投资、操作成本、油价、内部收益率等不同技术经济条件下单井控制可采储量经济界限；最后根据不同开发技术下单井控制可采储量概率分布，结合不同技术经济条件下单井控制可采储量经济界限，得出不同技术、不同经济条件下地质储量可动概率，进而得到不同技术不同经济条件下未开发储量中可动用潜力储量，为未开发储量有效动用提供决策依据。

2 评价方法及运用

以Y油藏为例，其包括沙四上亚段3、4砂组，2012年上报新增石油探明含油面积48.90km2，石油地质储量3 012.14×104t。沙四上亚段3砂组单层厚度1～7 m，4砂组单层厚度1～5 m。2套含油层系在断阶带内稳定分布，横向上叠置连片，连续性较好，油层中部深度为3 714.1 m，原始地层压力为52.59 MPa，压力系数为1.42，平均有效厚度为23.5 m，地层原油黏度为0.76 mPa·s，原油的体积系数为1.331，压缩系数为1.89 × 10-3MPa-1，饱和压力为15.98 MPa。

根据取心井的岩心常规分析，储层岩性以细砂岩、粉细砂岩为主，孔隙度主要分布在7%～15%之间，平均孔隙度11.84%；渗透率分布在(0.03～49.7)×10-3μm2之间，平均水平渗透率4.93×10-3μm2，属于低孔特低渗储层。南北向受断层封堵控制；东西向砂体向东有减薄趋势，储层物性变差，形成物性封堵，西部的构造低部位不含油。综合地质分析、电测解释成果、试油结果及钻井显示情况看，Y区块油藏分布主要受构造、岩性双重因素控制，油藏类型为构造岩性油藏。

油藏钻至目的层段的14口探井中，电测解释油层井14口，经试油或中途测试获工业油流井8口。各井受油藏物性参数、开发技术的影响，产能差异大，无法评价不同条件下储量有效动用的规模，储量探明后一直没有得到有效开发。

2.1 不同开发技术下单井控制可采储量预测模型

根据Y油藏参数特点(单砂体薄、呈砂泥岩互层状)，纵向上模型设置为9个薄层，建立直井常规压裂油藏数值模拟模型，通过历史拟合确定启动压力梯度及压敏效应表征公式中的系数；在此基础上，分析不同油藏参数和开发参数对直井常规压裂下单井控制可采储量的影响，确定单井控制可采储量的主控因素依次为：压力系数、渗透率、含油饱和度、有效厚度、孔隙度、压裂缝长、集中度和黏度。通过多元回归的方式建立了直井常规压裂下单井控制可采储量与主控因素之间的计算公式(3)，经与实际生产井数据对比，相对误差为4.58%，说明公式具有较高的精度，能够满足矿场要求。

(3)

式中：N1为直井常规压裂下单井控制可采储量，104t；So为原始含油饱和度，小数；φ为孔隙度，小数；g为油层集中度，小数；Pi为压力系数，常数；T为半缝长，m。

在相同油藏条件下，随着压裂工程强度增大，单井总加砂量越大、缝网体积越大，缝孔融合程度越好，产油量就越高。基于上述油藏直井常规压裂下单井控制可采储量的研究方法和所建油藏数值模拟模型，分别建立了直井大型压裂、水平井常规压裂、水平井体积压裂三种压裂方式下单井控制可采储量多元回归模型。其中，直井大型压裂下单井控制可采储量多元回归方程为：

(4)

式中：N2为直井大型压裂下单井控制可采储量，104t。

水平井常规压裂下单井控制可采储量多元回归方程为：

(5)

式中：N3为水平井常规压裂下单井控制可采储量，104t；H为水平井水平井筒长度，m。

水平井体积压裂下单井控制可采储量多元回归方程为:

(6)

式中：N4为水平井体积压裂下开发单井控制可采储量，104t。

2.2 不同技术经济条件下单井控制可采储量经济界限

单井控制可采储量经济界限主要是依据盈亏平衡原理和现金流法[10-11]，确定在一定的技术经济条件下，油井达到废弃产量之前，在经济有效期内能够回收单井建设投资、弃置费用、生产经营成本和相关税费,并满足一定商业基准收益率(折现率)条件的单井累计产量，其计算表达式如下：

(7)

式中：EURmin为单井控制经济极限可采储量，104t；T为经济有效期，年；Qt为单井产量，t/d。

根据盈亏平衡原理，可得单井废弃产量：

(8)

式中：Qa为单井废弃产量，t/d；Cf为单井固定成本，元/井；Ca为吨油可变成本，元/t。

在达到废弃产量之前，单井生命周期内的收益是原油价格扣除税金及附加带来收益，结合产量计算得到现值总收入，其计算公式见下式。

(9)

式中:VI为单井生命周期内现值总收入，元；i为基准折现率，%。

在达到废弃产量之前，单井生命周期内的支出主要包括资本性支出和费用性支出，其中资本性支出主要为建设投资，包括钻井投资、压裂投资及地面投资，同时考虑到评价期末弃置费用。费用性支出主要为操作成本,分为固定成本和可变成本，考虑到资金时间价值,得到现金流出的现值，计算公式如下：

(10)

式中:Vo为单井生命周期内现值总支出，元；I为单井钻完井及地面投资，元；Cab为单井弃置费，元。

当投入与产值相等，通过迭代求解可以得出经济极限初产，进一步得到单井控制可采储量经济界限值。

根据不同开发技术对应的建设投资不同，可以计算不同开发技术不同经济条件下对应的单井控制可采储量经济界限值图版。从图版可知，开发技术越先进，相应的投资越高，相同油价下对应的单井控制可采储量界限值越高(图1)。在同一开发技术下，投资下降幅度越大，相同油价下对应的单井控制可采储量界限值越低(图2)。

图1 不同开发技术下单井控制可采储量政策界限

图2 不同投资成本水平条件下直井常规压裂技术下单井控制可采储量政策界限

2.3 不同技术经济条件下地质储量可动潜力

根据不同开发技术下单井控制可采储量预测模型，结合单井控制可采储量主控因素的概率分布特征，可以得到不同开发技术下单井控制可采储量概率分布。利用Y油田已钻井的实测资料，构建该油田单井控制可采储量主控因素概率分布[12-14]。根据不同开发技术下单井控制可采储量计算公式以及各因素概率分布，可以进一步得到不同开发技术下单井控制可采储量概率密度图以及累积概率分布图。从图中可以看出，直井常规压裂在单井控制可采储量较低的区域分布较高(图3)；随着开发技术进步，相同可采储量条件下，技术越先进，达到该可采储量的概率越高(图4)。

图3 不同开发技术下单控可采储量概率分布

图4 不同开发技术下单控可采储量累积概率分布

结合不同开发技术下单井控制可采储量经济界限图版，可以计算大于单井控制可采储量界限值的未开发储量可动概率，进一步得到可动潜力储量(表1)。

表1 Y区块不同开发技术下可动用潜力储量统计

2.4 评价方法的矿场运用

近年来，在Y油藏通过开展地质工程一体化设计，一是从区块试油试采特征入手，结合油藏地质特征，分析产量控制因素；二是在工程技术上结合开发技术进展，并行开展钻井、完井工程、储层改造研究，明确工程工艺技术进步蕴含的增产空间。

以此为基础，优选地质、工程甜点，明确部署方向，设计合理的井型、井网、井距，实现油藏地质研究及设计贯穿井位部署、钻井完井及投产整个流程，并根据工程、工艺反馈动态迭代优化，最终评价经济效益，满足经济效益要求则立即动用。通过以上工作，应用体积压裂开发技术，在油价40 $/BBL，投资下降20%的条件下，优选可动用储量1 075×104t，新钻井65口，建产能14.8×104t，实际储量动用率35.7%，与应用本文方法计算的处理动用潜力34.7%基本一致，符合率达到97.2%。

3 结论

(1)根据油藏参数空间分布的非均质性、开发技术的可选择性和经济参数的不确定性特点，基于油藏数值模拟技术获得了不同开发技术下单井控制可采储量概率分布，并结合不同经济条件下单井控制可采储量经济政策界限，形成了不同技术经济条件下探明未开发储量可动潜力评价方法。

(2)以Y区块为典型实例，应用不确定性未开发储量可动潜力评价方法，评价在应用体积压裂技术、投资下降20%和油价40 $/BBL条件下，探明储量的动用率为34.7%，矿场实际储量动用率为35.7%，与计算结果基本一致，验证本文提出的方法可靠。

致谢：本文在撰写过程中得到中国石化石油勘探开发研究院李军、魏绍蕾、卢泉杰的帮助，审稿专家和编辑部老师对本文提出了建设性意见，在此致以衷心感谢！