1、第六章 可采储量与采收率标定与评价可采储量的研究是一个综合性强、牵涉面广、内容丰富而又复杂的课题，可采储量的大小反映了采收率的高低，它不仅是评价油田开发效果、衡量开发水平的标志，同时也是编制中长期规划、组织原油生产及调整挖潜的依据。目前标定的采收率只能反映现有井网、现有工艺水平条件下的采收率，而不是油田最终采收率。随着井网的完善和工艺水平的提高，采收率的值将是不断变化的，因此标定可采储量有着十分重要的意义，它能够体现目前的开发程度和工艺水平，为油田今后的规划、部署及调整挖潜提供依据。标定可采储量及采收率的方法有很多，根据油田的不同特点和开发阶段而有所区别，主要分两部分进行：一是针对开发初期油田
2、，利用油藏地质参数，采用经验公式和类比法等方法计算油田采收率，二是针对开发中后期油田，利用油田实际生产数据采用水驱曲线、产量递减、图版法等方法计算可采储量，求得采收率。宝北区块、焉 2 区块西北部和宝中区块均已开发到中后期，下面针对三个区块的实际生产数据介绍可采储量的几种方法，确定了符合宝浪油田低渗透油藏可采储量标定方法。第一节 水驱特征曲线法通过水驱曲线可以求出油田的水驱地质储量、含水上升速度、最终采收率等动态参数。因此，水驱曲线常常被用来预测油田的产量和含水变化，评价一些重大措施的效果，帮助动态分析人员及时掌握油田的动态，采取切实可行的措施，特别是在作阶段性开发动态分析时非常有用。一、曲线
3、筛选根据中华人民共和国石油天然气行业标准石油可采储量计算方法(SY/T5367-1998)标准规定，不同的区块应根据其原油粘度来选择不同的水驱曲线。行业标准中规定用来计算可采储量的六种水驱曲线，其适用的原油粘度范围如下：甲型(马克西莫夫-童宪章)和丙型(西帕切夫)水驱曲线：适用于中粘度的层状油藏，原油粘度在 330mPas；乙型(沙卓洛夫)水驱曲线：适用于高粘度的层状油藏，原油粘度大于30mPas； 丁型(纳扎洛夫)水驱曲线：适用于低粘度的层状油藏，原油粘度小于3mPas；俞启泰和张金庆水驱曲线：适用于任何粘度的层状水驱油藏，应用条件不受原油粘度的限制。宝北区块+油组与油组均属于低粘度(地下原
4、油粘度、 1 及 2 油组分别是：0.5874、0.5785、0.3616 及 0.3064)的层状水驱油藏，根据行业标准可以看出，适合于宝北区块原油粘度的水驱曲线为丁型、俞启泰和张金庆三种水驱曲线。焉 2 区块西北部(0.308MPa.s)和宝中区块(0.337MPa.s)也都属于低粘度油藏，在曲线的筛选上，也选用丁型、俞启泰和张金庆三种水驱曲线。二、应用结果一）丁型水驱特征曲线丁型水驱特征曲线又名纳扎洛夫水驱特征曲线，其表达式如下：(6.1)PPbWaNL/由上式可以推导出累积产油量与含水率关系如下：(6.2)1(1wPfb宝浪油田属于低渗透油藏，三个区块平均渗透率均较低，经济极限含水率难
5、以达到 98%，因此，取经济极限含水率为 fwL=95%，此时，可采储量为：(6.3)1(053.1abNR式中：L P累积产液量，10 4 t；NP累积产油量，10 4 t；Wp累积产水量，10 4 m3；NR可采储量，10 4 t。二）俞启泰水驱特征曲线俞启泰水驱特征曲线表达式如下：(6.4)lg(lgPPWLbaN累积产油量与含水率关系为：(6.5)bwwwwwaP ffbffbfN 24)1()1(210取经济极限含水率为 fwL=95%，此时，可采储量为：(6.6)baRb 228.3)95.1095.10（三）张金庆水驱特征曲线张金庆水驱特征曲线表达式如下：(6.7)2PPNWba
6、累积产油量与含水率关系为：(6.8)wPfafbN1取经济极限含水率为 fwL=95%，此时，可采储量为：(6.9)abR05.9.宝浪油田三个区块，均应用丁型、俞启泰和张金庆水驱特征曲线来计算可采储量与采收率，利用实际生产数据(开始生产数据至 2008 年 12 月)可拟合出直线段，得到三个区块的水驱特征曲线，如图 6-1图 6-12 所示。y = 0.0097x + 1.0331R2 = 0.999911.041.081.121.161.20 2 4 6 8 10 12 14 16 18WpLp/NppW5lg图 6-1 宝北区块+油组丁型水驱特征曲线y = -0.3962x + 2.25
7、25R2 = 0.992200.40.81.21.622.40.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2lg(Lp/Wp)lgNp图 6-2 宝北区块+油组俞启泰水驱特征曲线y = 114.3437 x - 0.0648R2 = 0.999000.040.080.120.160.20 0.001 0.002 0.003 0.004WP/NP2WP/NP图 6-3 宝北区块+油组张金庆水驱特征曲线y = 0.0157x + 1.0185R2 = 0.999911.051.11.151.21.250 2 4 6 8 10 12 14WpLp/Npp6lg图 6-4 宝北区块油组丁型水驱特
8、征曲线y = -0.2058x + 1.9272R2 = 0.990100.40.81.21.622.40.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2lg(Lp/Wp)lgNp图 6-5 宝北区块油组俞启泰水驱特征曲线y = 63.3229 x - 0.0197R2 = 0.999600.040.080.120.160.20.240 0.001 0.002 0.003 0.004WP/NP2WP/NP图 6-6 宝北区块油组张金庆水驱特征曲线y = 0.069x + 1.0236R2 = 111.11.21.31.40 1 2 3 4 5 6WpLp/Npp5.7lg图 6-7 焉 2
9、 区块西北部丁型水驱特征曲线y = -0.1324x + 1.2098R2 = 0.98220.20.40.60.81.01.21.40.1 0.3 0.5 0.7 0.9 1.1 1.3 1.5 1.7 1.9lg(Lp/Wp)lgNp图 6-8 焉 2 区块西北部俞启泰水驱特征曲线y = 14.61x - 0.0283R2 = 0.99990.00.10.10.20.20.30.30.40.40 0.01 0.02 0.03 0.04WP/NP2WP/NP图 6-9 焉 2 区块西北部张金庆水驱特征曲线y = 0.0179x + 1.1362R2 = 0.99861.001.051.101
10、.151.201.251.301.351.400 3 6 9 12 15WpLp/Np图 6-10 宝中区块丁型水驱特征曲线y = -0.9147x + 2.0676R2 = 0.9904-0.500.000.501.001.502.000.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50lg（ Lp/Wp）lgNp图 6-11 宝中区块俞启泰水驱特征曲线y = 88.026x - 0.5612R2 = 0.94840.000.050.100.150.200.250.300.350.400.00 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06Wp/Np2Wp/Np图 6-12
11、 宝中区块张金庆水驱特征曲线由上面水驱特征曲线可以看出，就宝浪油田目前水驱状况而言，丁型和张金庆水驱曲线应用效果较好，其相关系数均为 0.99 以上(宝中区块略低些，为0.9986)，且计算结果也很接近，因此丁型和张金庆水驱曲线较为符合宝浪油田目前的水驱状况。根据上面水驱特征曲线直线段的拟合表达式，可以应用公式(6.3)、公式(6.6)和公式(6.9)分别求出各个区块的可采储量与采收率，计算结果如下表(表 6-1)。表 6-1 宝浪油田各区块水驱特征曲线计算结果丁型曲线 俞启泰曲线 张金庆曲线区 块 可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%
12、)宝北 + 98.79 20.10 153.58 31.25 107.67 21.91宝北 62.46 15.82 75.98 19.24 61.71 15.62焉 2 西北部 14.17 8.33 14.89 8.78 14.04 8.25宝中区块 52.92 11.55 90.12 19.67 73.12 15.96第二节 图版分析法图版分析法主要是应用含水率与采出程度之间的图版，将实际数据绘制在图版上，找出与实际数据拟合最好的一条理论曲线，利用理论曲线计算出最终采出程度与可采储量。一、图版的选取目前关于含水率与采出程度的关系图版有很多，如童氏图版、改进的童氏图版等，在实际应用过程中发现，
13、这些图版并不适用于宝浪油田，在宝浪油田中应用效果不理想。这里应用油水粘度比确定油田的含水率与采出程度关系图版，其表达式如下：(6.10)exp()1(1 mmw RDaRDf 式中：f w含水率，小数；R采出程度，小数；Rm最终采出程度，小数；a、 D与油水粘度比相关的统计常数，其值可以引用表 6-2 中的计算表达式计算得到。表 6-2 统计参数 a、 D 计算表达式应用范围(油水粘度比) 计 算 公 式50 64l.0rl5应用表 6-2 中的计算表达式，可以算出宝浪油田三个区块的统计常数 a、 D的值，其计算参数与计算结果见表 6-3。计算出各个区块统计常数 a、 D 的值后，可以由公式(
14、6.10)做出各个区块对应的含水率与采出程度的关系图版，从而计算最终采出程度。表 6-3 宝浪油田各区块 a、 D 计算结果区块 o w r a D宝北 + 0.583 0.39 1.495 -23.297 22.948宝北 0.362 0.39 0.928 -32.427 31.745焉 2 西北部 0.308 0.39 0.790 -35.523 34.727宝中区块 0.337 0.38 0.887 -33.301 32.586二、应用结果应用表 6-3 中各区块 a、 D 的值可以做出各个区块含水率与采出程度的关系图版，根据各区块的关系图版，通过实际生产数据与图版的拟合，实现对采收率的
15、预测，宝北区块、焉 2 区块西北部与宝中区块的关系图版和实际生产数据如图 6-13图 6-16 所示。00.20.40.60.810 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25采 出 程 度 , 小 数含水率,小数Er=0.15Er=0.17Er=0.19Er=0.21Er=0.23Er=0.25实 际 值图 6-13 宝北+油组含水率与采出程度关系00.20.40.60.810 0.04 0.08 0.12 0.16 0.2 0.24采 出 程 度 ,小 数含水率,小数Rm=0.135Rm=0.155Rm=0.175Rm=0.195Rm=0.215实 际 值图 6-14 宝北油组含水率与采
16、出程度关系0.00.20.40.60.81.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14采 出 程 度 /小 数含水率/小数Er=0.04Er=0.06Er=0.08Er=0.10Er=0.12实 际 值图 6-15 焉 2 西北部含水率与采出程度关系0.00.20.40.60.81.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12采 出 程 度 /小 数含水率/小数Er=0.042Er=0.062Er=0.082Er=0.102Er=0.122实 际 值图 6-16 宝中区块含水率与采出程度关系从图 6-13图 6-16 可以看出：宝北 +油组实际含
17、水率与理论图版中的Rm=0.19 那条曲线拟合最好，利用 Rm=0.19 那条理论曲线可以计算出最终采出程度(取极限含水率为 95%)为 19.09%；宝北油组与实际数据拟合效果最好的是Rm=0.155 那条曲线，其最终采出程度计算结果为 15.57%；焉 2 区块西北部拟合效果最好的是 Rm=0.08 那条曲线，最终采出程度计算结果为 8.04%；宝中区块计算的最终采出程度为 8.24%。三个区块计算结果见表 6-4。表 6-4 宝浪油田三个区块最终采出程度图版法计算结果区 块 地质储量 (104t) 拟合最好的 曲线 极限含水率(%) 最终采出 程度(%) 可采储量 (104t)宝北 +
18、491.43 Rm=0.190 95 19.09 93.81宝北 394.99 Rm=0.155 95 15.57 61.50焉 2 西北部 170.18 Rm=0.080 95 8.04 13.68宝中区块 458.22 Rm=0.082 95 8.24 37.76第三节 产量预测模型法一、广义翁氏法预测模型我国著名的已故中科院院士翁文波先生在其专著预测论基础中提出了泊松旋回模型(也称之为翁氏旋回模型)，可以说是为我国首次建立了预测油气田产量的模型，在理论上和实际上都具有重要意义。陈元千给出了理论推导，并进一步完善了原模型，称之为广义翁氏模型。一）理论公式广义翁氏模型预测油气田产量的关系式为
19、：(6.11)CtbeaQ油气田的累积产量表示为：(6.12)01tiiPQdN由广义翁氏模型(6.11)式可以看出：该模型是一个具有三个常数(a ， b， C)的非线性模型。对于这样的模型，采用一般的试差拟合方法求解，不仅难以奏效，而且相当繁琐。为了更易于推广使用广义翁氏模型，进行油气田开发的有效预测，这里采用线性试差法求解。由(6.11)式变形整理可得到下式：(6.13)tCatQb30.21lg若设：A=lga、B=1/2.303C，则式(6.13)可变形为：(6.14)BtAtbl若给定不同的 b 值，利用(6.14)式进行线性试差法求解，对于能够得到相关系数最高的直线的 b 值，即为
20、欲求的正确 b 值。此时，当由线性回归求得直线的截距 A 和斜率 B 的数值之后，由 A 和 B 的表达式得到的下式分别确定模型常数 a 和 C 的数值：C=1/2.303B (6.15)a0二）应用结果若给定不同的 b 值，在宝浪油田三个区块中，应用(6.14)式采用线性试差法可以求出合适的 b 值，从而确定直线的截距 A 和斜率 B 的数值，进而可以利用公式(6.11)实现为可采储量和采收率预测，各个区块实际月产量数据与理论预测值拟合曲线及其月产量预测曲线，分别见图 6-17图 6-24 所示。00.20.40.60.80 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55时
21、间 (月 )月产油量(万吨 )实 际 值预 测 值图 6-17 宝北+油组实际月产量与理论值拟合曲线00.20.40.61 51 101 151 201 251 301预 测 时 间 （ 月 ）月产油量(万吨 )图 6-18 宝北+油组月产量预测曲线00.20.40.60.80 10 20 30 40 50 60 70 80 90时 间 (月 )月产油量(万吨 )实 际 值预 测 值图 6-19 宝北油组实际月产量与理论值拟合曲线00.10.20.30.40.50.61 26 51 76 101 126 151 176 201预 测 时 间 (月 )月产油(万吨 )图 6-20 宝北油组月产量
22、预测曲线00.050.10.150.20.250 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55时 间 (月 )月产油量(万吨 )实 际 值预 测 值图 6-21 焉 2 区块西北部实际月产量与理论值拟合曲线00.020.040.060.080.10.120.140.160.181 26 51 76 101 126 151 176 201 226 251预 测 时 间 （ 月 ）月产油（万吨）图 6-22 焉 2 区块西北部月产量预测曲线00.050.10.150.20.250 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55时 间 (月 )月产油量(万吨 )实
23、际 值预 测 值图 6-23 宝中区块实际月产量与理论值拟合曲线00.020.040.060.080.10.120.140.160.181 26 51 76 101 126 151 176 201 226 251预 测 时 间 （ 月 ）月产油（万吨）图 6-24 宝中区块月产量预测曲线由上面月产量与时间的预测曲线，广义翁氏预测模型对三个区块可采储量预测结果为，宝北+油组可采储量为 95.49104t，计算采收率为 19.43%；宝北油组可采储量为 61.83104t，采收率为 15.69%；焉 2 西北部广义翁氏模型计算可采储量为 13.71104t，采收率为 8.06%；宝中区块预测结果为
24、可采储量为46.11104t，采收率为 10.06%。其预测模型的系数及预测结果见表 6-5。表 6-5 宝浪油田三个区块广义翁氏模型预测结果区块 a b C 可采储量 (104t) 采收率 (%)宝北+ 0.467 0.190 38.769 95.49 19.43宝北 0.321 0.400 22.041 61.83 15.69焉 2 西北部 0.0995 0.430 20.103 13.71 8.06宝中区块 0.257 0.200 53.617 46.11 10.06二、衰减曲线法预测模型油气田衰减曲线是油气藏工程常用的预测方法，它在油气田产量预测中已得到相当广泛的应用，并已成为标定油气
25、田可采储量的方法之一。自 1970 首次提出了衰减曲线以来，一直得到油气田的广泛应用。一）理论公式于 1970 年根据矿场实际资料的分析研究提出的衰减曲线为：(6.16)tbaNP国内众多的研究者为了提高其预测精度，对上式进行了修正，得到了如下修正的衰减曲线方程：(6.17)ctbaP(6.17)式为三参数方程，无法直接应用最小二乘法确定其参数。因此，众多的研究者提出了各种方法，在众多的方法中，线性分析法具有较高的预测精度。首先建立 t/Np 与 t 的线性方程：(6.18)BtAtP由上式可以拟合出 A 与 B 的值，公式(6.17)中的三个参数可以分别表示为：， ， (6.19)a12bB
26、c二）应用结果在宝浪油田三个区块中，应用(6.18)式拟合出 A 与 B 的值，利用(6.19)式求出 a、b 和 c 的值，进而可以利用公式(6.17)实现为可采储量和采收率的预测，三个区块实际累积产量与理论预测值拟合曲线及其累积产量预测曲线，分别见图 6-25图 6-32 所示。05101520250 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55时 间 (月 )累计产量(万吨 )实 际 值预 测 值图 6-25 宝北+油组累积产量与理论值拟合曲线01020304050601 51 101 151 201 251 301 351预 测 时 间 （ 月 ）累计产量(万吨 )图
27、 6-26 宝北+油组累积产量预测曲线05101520250 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55时 间 (月 )累计产量(万吨 )实 际 值预 测 值图 6-27 宝北油组累积产量与理论值拟合曲线0510152025301 51 101 151 201 251 301 351预 测 时 间 (月 )累计产油量(万吨 )图 6-28 宝北油组累积产量预测曲线0123456724 29 34 39 44 49 54时 间 (月 )累计产油量（万吨）实 际 值预 测 值图 6-29 焉 2 区块西北部累积产量与理论值拟合曲线01234567891 51 101 151 2
28、01 251 301 351预 测 时 间 （ 月 ）累计产油量（万吨）图 6-30 焉 2 区块西北部累积产量预测曲线051015200 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70时 间 （ 月 ）累积产油量（万吨）实 际 值预 测 值图 6-31 宝中区块累积产量与理论值拟合曲线05101520253035401 51 101 151 201 251 301 351预 测 时 间 （ 月 ）累积产油量（万吨）图 6-32 宝中区块累积产量预测曲线由上面累积产量与时间的预测曲线，对三个区块可采储量预测结果为，宝北+ 油组可采储量为 115.605104t
29、，计算采收率为 23.524%；宝北油组可采储量为 65.668104t，采收率为 16.627%。焉 2 区块西北部计算的可采储量为14.380104t，采收率为 8.45%；宝中区块可采储量为 52.212104t，计算采收率为 11.396%。其预测模型的系数及预测结果见表 6-6。表 6-6 宝浪油田三个区块衰减曲线法预测结果区块 a b C 可采储量 (104t) 采收率 (%)宝北 + 67.114 6937.976 103.376 115.605 23.524宝北 29.940 1107.695 36.997 65.668 16.627焉 2 西北部 8.636 234.958
30、27.208 14.380 8.450宝中区块 44.44 4674.370 105.17 52.212 11.396第四节 可采储量与采收率综合标定上述介绍了几种预测可采储量和采收率的方法，这几种方法的计算的可采储量和采收率见表 6-7。表 6-7 宝浪油田三个区块可采储量和采收率计算结果产量预测模型水驱曲线(丁型) 图版法 广义翁氏法 衰减曲线法方法区块目前采出程度%可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%)宝北 + 17.43 98.79 20.10 93.81 19.09 95.49 19.43 11
31、5.61 23.52宝北 14.81 62.46 15.82 61.50 15.57 61.83 15.69 65.67 16.63焉 2 西北部 7.99 14.17 8.33 13.68 8.04 13.71 8.06 14.38 8.45宝中区块 7.72 52.92 11.55 37.76 8.24 46.11 10.06 52.21 11.40从表 6-7 可以看出，宝北区块+油组几种方法的计算结果中，丁型水驱曲线，图版法和广义翁氏法的结果较为接近，采收率计算的最大结果(20.10%)与最小结果(19.09%)相差只有 1.01%，衰减曲线法预测结果较其它方法偏高，且偏高较多(与图版
32、法结果相差 4.43%)。可以认为，丁型水驱曲线、图版法和广义翁氏法在宝北宝北区块+油组中是适用的，预测结果可取。宝北区块油组上述四种方法，计算的可采储量和采收率结果均很接近，采收率的最大误差为 1.06%，可采储量的最大误差为 4.17104t，因此，可以认为丁型水驱曲线、图版法和两种预测模型都适用于宝北区块油组，应用的结果都是可取的。和宝北区块油组类似，焉 2 区块西北部上述四种方法的计算结果也很接近，相互间误差很小，采收率的最大误差为 0.41%，可采储量的最大误差为0.7104t，丁型水驱曲线、图版法和两种预测模型在焉 2 区块西北部，应用的结果也是可取的。在宝中区块，从四种方法应用的
33、结果，很明显看出，图版法应用的结果要小于其它方法，与丁型水驱特征曲线比较，采收率相差 3.31%，可采储量相差了 15.16104t，但其它三种方法之间的误差却不大。因此，只有丁型水驱曲线和两种预测模型适合宝中区块，其应用结果可取。从三个区块四种方法的应用效果来看，在采收率计算上，建议宝北+油组、油组和焉 2 区块都采用丁型水驱曲线，宝中区块采用衰减曲线法预测模型。从三个区块整体开发效果来看，就目前的水驱状况，三个区块水驱开发效果均不理想，宝北+油组开发效果相对较好，其最终采收率可达 20.1%；焉2 区块西北部开发效果最差，其最终采收率为 8.33%；宝北油组和宝中区块开发效果较差，其最终采收率分别为 15.82%和 11.40%。
