鄂尔多斯盆地低渗透油田可采储量的评价方法研究

刘致秀

（庆阳职业技术学院，甘肃庆阳 745000）

20 世纪， 我国在境内发现了大量的石油资源，并开始研究石油资源的开采，将其应用于我国各个行业之中，促进了我国工业的发展[1]。 我国油田主要包括大庆油田、长庆油田、辽河油田、克拉玛依油田、四川油田、华北油田、大港油田、中原油田[2]等，其主要分布在沉积盆地之中[3]。

鄂尔多斯盆地属于新生沉积盆地，是我国第二大沉积盆地，属于多旋回叠含油气盆地[4]。 现阶段该盆地的油气资源已经进入开发的中期阶段，低渗透油田资源较为丰富，其中的可采储量就是油藏中的石油总含量，即地质储量，储量计算是开发阶段的长期工作，要根据地质变化进行反复的计算[5]。 此类低渗透油田开发难度较大，地质是必不可少的考虑因素，因此在可采储量评价方法方面与普通平原油田略有差异[6]。 鄂尔多斯盆地低渗透油田会逐渐转为注水开发， 可采储量的评价方法也要随之革新， 现阶段对于油田的可采储量的评价方法一直较为固定，评价机制也需要改变[7]。此次以传统的评价方法为研究的前提，设计更适合鄂尔多斯地势的评价方法，以便更准确的计算和预测盆地地势下的低渗透油田可采储量。

1 鄂尔多斯盆地低渗透油田可采储量的评价方法

1.1 提取鄂尔多斯盆地地质特征

鄂尔多斯盆地属于西缘扇三角洲和东北部三角洲形成的沉积体系，在晚三叠世时期作用下形成， 沉积盆地的地形有利于页岩等物质的生成， 在板块变化中给有机质的形成提供条件，也就会形成不同于其他地形的低渗透油田[8,9]。

低渗透油田容易出现渗透率较低，单井产能相对较低等问题，在开采后期会出现原油和含水量的比例变化，可采储量也会随之变[10]。 相较于其他类型油田， 该类型可采储量都集中在前中期，鄂尔多斯盆地油田目前就属于开发的中期阶段，在油田的大部分地区含油层均在长6 和长7 地层，而长6 地层就是典型的特低孔超低渗透储层，是现阶段的油气勘探的重点目标[11,12]。虽然油田该阶段储备的规模还相对较大，但是复杂的岩石构成也会带来低压、低渗、低丰度的特点，导致油田的开采难度提高，开采率也会逐步降低。 地势的变化是开采率变化的条件之一，在后面的计算环节中都尽可能选择更贴近实际情况的长6 地层来进行计算，能更好的预判开采率涨幅程度。 开采率和开发时间都与油田的地形和地质有密切关系，对于不同的地质计算可采储量的方式和可选择的评价方法也不相同。 针对鄂尔多斯盆地属于开采的中期， 有一定的数据作为支撑的情况，可以选择较为准确的方法来进行计算。

1.2 计算低渗透油田可采储量

鄂尔多斯盆地油田的可采储量标定主要参照行业标准的（SY/T5367-1998）提供的方法进行前中后期的计算，并依据盆地相应的地质特征尽可能采用概算法进行计算， 准确度相对较高，设地质储量为V;Vs； 即是可采储量； Rs（%）是采收率；由此可得关系式为：

其中采收率Rs（%）是计算该地质可采储量的重要数据， 采收率的数据越贴近真实采收情况，计算出来的数据越准确，也可以对未来的可采储量进行预判，所以采收率可以根据地质变化的不同，选择不同的计算公式，其本身受经验统计的影响数据会具有一定的局限性[13,14]。可以根据油田取得的储层物性、流性体质等方面来确定参数的经验关系式并预测采收率（SY/T5367-1998 的5.1.1），设井网密度以S（hm2/well）代为表示；油藏平均有效厚度设hμ（m）；F 为平均空气渗透率；R为油层平均温度（℃）；Es为渗透率变异系数；αR为油层条件下油水粘度比，由此可得：

由公式（2）可以根据数值的变化计算出相对准确的采收率数值，要注意相应的计算数值要计算其平均值的范围，如油层温度（℃）等。 有些新开发的区层相较于开发较久的区层来看数据不是很完整，这类情况可以采用类比法的方式，新开发的区层地质如果与已开发的地质相近，可以进行参数类比，得到采收率。

1.3 曲线法评价低渗透油田可采储量

针对鄂尔多斯盆地低渗透油田被发现后开采至今已经进入中期阶段，可采储量可以直接依据积累的生产数据进行计算， 由此采取曲线法来评价中后期的可采储量较为合适， 计算的数值会更贴近实际数值， 可以对其发展走势进行预测[15～17]。 运用递减曲线法来评价鄂尔多斯盆地低渗透油田可采储量，根据递减函数构建曲线法选择双曲递减模型来完成，在油田发展的中后期阶段，开采会形成较为稳定的规律数值，产量和生产时间接近同步变化的条件下，即可预测阶段的开采率， 设E 为年递减率（%）；Ql为年产量（104m3)；Ql1为递减后期初始年产量（104m3)；m 为递减指数；t 为时间，得到递减函数的计算公式：

计算可采储量的关键在于取得阶段性较为确切的开采率，按照区层的实际情况选择适合的曲线法即可取得开采率，再结合计算公式（1）进行可采储量的计算。 得到该地区可采储总量后，根据RTA 法，对区域对油量产出历史数据进行统计分析（流压与单位时间有效产量）。 在整个统计分析过程中， 应遵循能量守恒定量的基本要求，全面考虑产出行为发生时能量存在的损失。 在确保产量波动幅度在一个相对稳定状态下时，根据现已知的参数与产出历史数据，建立一个针对产出量的分析模型，将储蓄层渗流作为评价可采储量的指标。设置整个匹配评价过程中的边界条件与指标，假定产出端压力与地层压力之间的变化特征存在相同趋势，此时，可直接拟定渗流的标准状态，在无需其他资料作为辅助条件的情况下，使用NPI 工程法，修正现有的储层模型计算参数，将采储过程中影响产量行为的因素与模型进行对接。 与此同时，将模型中数据与生产历史数据进行拟合，输出一个可用于描述采储量的线性表达公式，分析此时拟合曲线的变化趋势。 针对拟合结果进行讨论：当拟合后结果显示结果匹配，或拟合后曲线变化呈相对一致条件时，按照公式（3）的计算，对当前状态下的可采储量进行计算，分析计算结果与预测阶段的采储量之间的关系（在分析其关系前，应明确此方法的应用条件需满足：动态生产要求产出量达到一定气量），当前者>后者时，认为此地区的油田可采储量较高，反之，当前者<后者时，说明区域采储能力相对较低。上述方式便是对相对适合低渗透量油田可采储量的评价方法。

2 应用分析

应用分析准备阶段可将本次提出的评价方法作为一个实验组，选择一种传统的评价方法作对照组，比较两组方法评价鄂尔多斯盆地低渗透油田可采储量时的差异性。 设置实验测试方案：在两组评价方法下预测年限内单元可存储量情况是否更接近实际数据。 由于鄂尔多斯盆地低渗透油田属中期开采阶段，选择长6 地层作为应用分析的数据样本。 通过对两组计算，并与实际数据进行对比得到的结果，图1、图2 所示。

图1 实验组预测单元可存储量测试

图2 对照组预测单元可存储量测试

根据图1、图2 显示的情况可知：需要结合实际地势分析，鄂尔多斯属于盆地油田，长6 层地层属于特低孔超低渗透储层。 在开发中期的年限里，实际数据的峰值应该大于800。 按照文章提出的评价方法，用公式（3）进行年限内开采率计算，得出的样本测试结果与对照组进行对比。 对照组在地势结构上缺少判断，数值相对片面，文章提出的实验组更接近实际数值走向。

总之，文章对鄂尔多斯盆地低渗透油田可采储量进行评价方法研究， 与常规的评价法对比，增加了根据油田地势优先判断环节，加入根据计算数值构建曲线图的方法，可以更明确的计算出可采储量的走向，更贴近实际数值变化。 由于地势多变，同一地区的开采时间不同，所以在计算数值的反馈上还是具有一定的阶段性，今后的研究方向可以拓展到阶段性的数值归纳等方面，不断优化评价方法。