鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏效益开发地质评价参数的确定

何晨毓,刘丽琼,肖玉茹,黄学斌,李 姝

1.西南石油大学 经济管理学院,成都 610500;2.中国石化 石油勘探开发研究院,北京 100083

随着北美致密油大规模成功开采,致密油的勘探开发正逐渐被各大石油公司所重视。中国致密油资源非常丰富,分布范围广,主要分布在鄂尔多斯、松辽、准噶尔和渤海湾等盆地,总资源量128.07×108t,可采资源量19.4×108t,已成为原油产量的重要接替领域。

红河油田长8油藏位于鄂尔多斯盆地南部,目前累计新增致密油探明地质储量近2×108t。由于致密油藏储层致密、流动性极差,多采用水平井体积压裂技术进行天然能量开发。但致密油藏地层压力普遍偏低,天然能量不足,产量递减快,采出程度低,造成效益开发难度大。由于致密油藏储层、裂缝、含油性和储层压裂技术具有较强的非均质性和不确定性,常规油藏地质评价参数下限确定方法不适用于致密油藏,因此迫切需要研究致密油藏地质参数的下限确定方法[1-11]。本文从单井最小规模经济可采储量入手,建立了一套基于单井经济可采储量的致密油藏效益开发关键地质评价参数确定的流程和方法;并结合典型实例应用,证明了该方法的可行性。

1 研究背景

红河油田位于甘肃省东部镇原、崇信和泾川等三县交界处,构造上位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部,地层平缓西倾,构造比较简单;主要开发层系为三叠系延长组长8油层组,属于三角洲前缘水下分流河道沉积相。长8储层岩性为中—细粒岩屑长石砂岩,平均孔隙度10.8%,平均空气渗透率0.41×10-3μm2,为典型的致密油藏。红河油田长8油藏地质条件与北美及国内的长庆油田相比差异巨大,陆相和盆缘环境决定其存在储层质量、裂缝和含油性“三大强非均质性”,即沉积相变快,储层非均质性强;构造作用强、多尺度裂缝发育;含油饱和度低且非均质性强,“甜点”小且分散。

红河油田长8油藏2011年之后主要以水平井开发,投产时间主要在2012—2013年,采用水平井常规压裂天然能量开发,水平井初期日产量平均6.2 t;水平段长度326～1 656 m,平均886 m。

前人对致密油藏效益开发的地质评价参数确定方法研究较少,大多数学者主要对储层和有效厚度下限研究较多[12-18],主要是利用岩心、测井和试油等静态基础资料,通过经验统计法、含油产状法、物性试油等方法来进行有效储层的判别,并且针对同一类型储层确定一个统一的储层物性下限。然而,在致密油藏勘探开发实践中发现,其短期的试油、试采资料很难准确反映其产能和评价其经济有效性,同时,其产能与孔隙度、含油饱和度很难建立起良好的相关关系。

2 方法思路及步骤

2.1 方法思路

从影响致密油藏经济性的关键参数——单井经济可采储量入手,建立了一套基于单井经济可采储量的致密油藏效益开发的关键地质评价参数确定方法和流程。评价关键参数包括单井技术可采储量、最小规模经济可采储量和油藏关键地质参数等三类指标。单井技术可采储量估算主要采用产量递减法,通过建立不同投资、油价下的单井最小规模经济可采储量图版,确定致密油藏的单井经济界限。在已经确定的单井最小规模经济可采储量下限的基础上,通过建立一套单井技术可采储量与油藏关键地质参数的评价图版,从而确定不同技术经济条件下的油藏地质参数下限。

2.2 评价指标体系

为了更全面、客观地确定致密油藏地质关键参数,评价指标体系更注重经济性和可动用性,主要分为三类指标,即单井技术可采储量、最小规模经济可采储量和油藏地质关键参数,其适用于不同的勘探开发阶段和勘探开发程度。单井技术可采储量和最小规模经济可采储量是评价的核心指标,也是类比建立其他评价指标的基础,但在开发早期难以合理确定;油藏地质关键参数包括有效厚度、裂缝发育程度、有效孔隙度和含油饱和度等,地质参数是决定单井技术可采储量的物质基础,开发早期只有油藏地质参数资料,缺乏开发动态生产数据。

下面重点描述三类指标的取值原则和确定方法。

2.2.1 单井技术可采储量

与常规油藏不同,致密油井产量受储层质量、裂缝和大型压裂工程技术等因素影响,压裂工程强度越大,致密油层的产量越高;相同压裂工程技术条件下致密油层品质越好,产油量越大。致密油单井可采储量评价方法比较多,分为确定性方法和不确定性方法。确定性方法包括产量递减分析法、物质平衡法、解析和数值模拟法等;单井可采储量估算方法以产量递减法为主,水驱曲线法、含油率法等方法为辅[19-30],多种方法相互印证。

2.2.2 最小规模经济可采储量

最小规模可采储量是指在目前的投资和经济环境下,考虑油(气)价格、税收、贴现率、油气生产条件、油气田所在地理环境条件和交通条件等因素,测算出油气生产成本并将其扣除后得到的最低回报率的油气田规模(即当净现值等于零时的储量)。如果某油田勘探获得的地质储量大于最小经济规模,说明该油田具有开采价值;如果小于最小经济规模,说明该油田达不到基准收益率,没有必要立即进行开采。采用现金流量法,计算出在当前水平井单井投资和油价的经济条件下单井最小经济规模可采储量。

2.2.3 油藏地质评价参数

油藏地质评价参数主要包括有效厚度、裂缝发育程度、有效孔隙度和含油饱和度。水平井有效厚度可根据直井和导眼井的有效厚度分布图确定;有效孔隙度和含油饱和度等静态参数根据测井解释成果确定。

根据确定的最小规模经济可采储量,通过建立单井可采储量与油藏地质评价关键参数的评价图版,确定致密油油藏地质评价参数下限。

2.3 评价步骤

基于上述研究思路,建立基于单井经济可采储量的致密油藏地质参数下限确定方法,具体步骤如下(图1):

图1 致密油藏效益开发地质评价参数确定流程

第一步,统计分析已开发致密油藏区块的地质、开发和经济资料,确定致密油藏成藏富集的主控因素;开展致密油藏开发生产动态分析,优选评价指标体系,采用产量递减法估算致密油藏的单井技术可采储量。

第二步,基于单井技术可采储量评估结果,结合研究区地质情况,分析影响单井技术可采储量的主控因素,如储层质量、裂缝发育程度和含油性等。

第三步,建立不同投资、油价下的单井最小规模经济可采储量图版,确定经济界限。由于不同的经济条件下,单井最小规模经济可采储量下限也不同,从而确定不同的油藏地质参数下限。

第四步,开展单井技术可采储量与油藏地质关键参数相关性研究,建立一套水平井单井技术可采储量与地质关键参数的评价图版,进一步确定不同油价、不同技术条件下的油藏地质参数下限。

2.4 单井技术可采储量估算和分布规律

截至2021年9月,红河油田长8油藏279口水平井累计产油76.5×104t,平均单井累产油2 742 t,平均单井技术可采储量3 805 t。从单井技术可采储量分布图(图2)看,小于3 000 t的井占63%,大于10 000 t的高产井仅占7%。

图2 鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏 单井技术可采储量分布

平面上红河油田6个区块平均单井技术可采储量差异大,数值为2 167～4 072 t,平均为3 805 t。其中,A区和B区平均单井技术可采储量相对较高,为4 000 t左右;D区和E区较低,为2 000多t。从水平段长度归一化后的单井技术可采储量来看,A、B和F区平均为4 542～4 843 t/km;C区和D区最低,分别为2 456 t/km和2 596 t/km。

2.5 单井最小规模经济可采储量及经济界限

红河油田长8致密油藏1 000 m水平段常规压裂的单井投资从早期的2 100万元降至目前的1 300万元左右。本次研究经济参数取值为:投资700～2 100万元,油价40～110美元/桶,操作费采用红河油田上年实际值,内部收益率采用公司统一的8%。单井投资由2100万元降至700万元(降幅为67%)、油价由40美元/桶升至110美元/桶时,单井最小规模经济可采储量从41 900 t大幅降至2 740 t。在目前水平井单井投资1 300万元和油价80美元/桶情景下,单井最小规模经济可采储量为7 000 t ;在水平井单井投资700万元和油价100美元/桶情景下,单井最小规模经济可采储量可降至3 000 t(图3)。今后通过工程技术进步和管理的优化等措施进一步降低投资,可以实现红河油田致密油藏效益开发。

图3 鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏 不同投资、油价下最小规模经济可采储量图版

2.6 油藏地质评价参数下限

与以往研究不同,本文考虑致密油藏的特殊性,油藏地质评价参数确定增加了裂缝发育程度,选取单井技术可采储量、有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度和裂缝发育程度5个参数进行分类,细分为6种类型。通过统计分析红河油田长8油藏203口水平井的储层质量、裂缝发育程度、油藏地质参数等,编制单井技术可采储量与有效厚度交会图,对照2种情景下的经济下限和油藏地质评价参数,综合确定油藏地质评价参数下限。

情景Ⅰ:在单井水平井投资1 300万元和油价80美元/桶情景下,单井最小规模经济可采储量下限7 000 t,确定的油藏地质参数下限分别为有效厚度8 m、平均有效孔隙度9%、平均含油饱和度45%。从红河油田长8油藏水平井地质参数下限图版(图4a)来看,203口井中满足油藏地质参数下限的井有51口,即图4a中第6类(高于有效孔隙度和含油饱和度下限及裂缝比较发育);满足经济下限的井有30口,同时满足经济下限和地质下限的井有28口(2口井含油饱和度低于下限),符合率达到93%。

图4 鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏地质参数下限图版

情景Ⅱ:在单井水平井投资700万元和油价上涨至100美元/桶情景下,单井最小规模经济可采储量为3 000 t,确定的油藏地质参数下限分别为有效厚度7 m、平均有效孔隙度8%、平均含油饱和度40%。由于经济下限的降低,油藏地质评价参数下限也随之下降。从红河油田长8油藏水平井地质参数下限图版(图4b)来看,203口井中满足油藏地质参数下限的井有68口,即图4b中的第6类;满足经济下限的井有71口,同时满足经济下限和地质下限的井有68口(3口含油饱和度低于下限),符合率达到96%。

以上研究表明,在中小尺度控油裂缝带和优质储层叠合发育区(较高的孔隙度、较高的含油饱和度及较大的有效厚度),具有较高的单井经济可采储量分布,可以实现致密油藏效益开发。油藏参数地质下限确定新方法,为不同条件下甜点区的筛选和不同技术经济条件下致密油藏勘探开发部署提供了科学依据。

3 结论

(1)针对红河油田长8致密油藏的特殊性,本次油藏地质参数下限研究中增加了裂缝发育程度,选取单井技术可采储量、有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度和裂缝发育程度5个参数进行分类,细分为6种类型。确定的红河油田长8油藏地质评价参数下限不是一个固定值,其随油藏经济下限的降低而降低。

(2)与常规油藏评价方法相比,基于单井经济可采储量的致密油藏地质参数下限确定方法突出单井信息,更适应致密油藏储层非均质性强、高产主控因素复杂和经济有效动用难等问题。在实际应用中,致密油藏的上述问题越突出,新方法的优势越明显。

(3)致密油藏富集高产主控因素的复杂性表明,需要找准主控因素和细化储层分类,并针对不同类型储层分类施策以提高开发效益。今后在低油价、高投资情形下致密油藏实现经济有效动用,需要在深化油藏地质认识和提高工程工艺技术的适应性上下功夫。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’ Contributions

肖玉茹和黄学斌参与实验设计;何晨毓、刘丽琼、李姝完成实验操作;何晨毓、刘丽琼、肖玉茹、黄学斌参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed by XIAO Yuru and HUANG Xuebin.The experimental operation was completed by HE Chenyu, LIU Liqiong and LI Shu.The manuscript was drafted and revised by HE Chenyu, LIU Liqiong, XIAO Yuru and HUANG Xuebin. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.