中石化油田开发规划培训班 培训教材第七篇

第七篇

关于可采储量计算和五年标定

中应注意的几个问题

讲解人 唐 磊

中石化股份有限公司河南油田分公司

二00四年九月

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目 录

一、问题的提出 ............................................. 125 二、目前可采储量计算方法的分类及主要应用特点 ................ 125 三、运用水驱特征曲线法计算可采储量时应注意的问题 ............. 127 1、计算单元的合理确定 ................................. 127 2、计算方法的选取 ..................................... 129 3、回归直线段的选取 ................................... 130 4、年度计算结果与阶段标定结果合理误差分析 ............... 131 5、计算结果误差的判别与检验 ............................ 133 四、运用递减曲线计算可采储量时应注意的问题 .................. 134

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一、问题的提出 从近几年年度及阶段可采储量标定工作来看，存在以下主要问题：①水驱

特征曲线的合理应用。②年度标定与阶段标定合理误差。③递减曲线的合理应用。 为能更科学及时的评价油田可采储量，我们以石油天然气行业标准（石油可采储量计算方法---SY/T 5367—1998）、（稠油注蒸汽开发可采储量标定方法--- SY/T 6193—1996）为基础，借鉴兄弟油田研究成果，结合河南油田实践经验，就上述有关可采储量计算中应注意的几个主要问题进行探讨，以供各位专家借鉴。

二、目前可采储量计算方法的分类及主要应用特点 从研究机理、技术思路等方面可将目前常用的可采储量计算方法分成三类：

第一类方法：从水驱油机理角度出发，以注水波及体积系数、水驱油效率为研究对象的方法，如井网密度法、驱油效率—波及体积系数法等。

这一类方法具有以下特点：（1）理论基础扎实、可靠，表达式物理意义明确。（2）计算方法简便、易掌握、易操作。（3）虽然公式中所需求的计算参数少，但选准这些参数，能真实反映油田实际情况，并具有代表性，则难度较大。 此外，此类方法所需计算参数为一组静态参数，而没有涉及开发过程中的油藏动态调配、管理水平、油层动用程度的差异性。其计算结果只反映一定井网密度和注采关系下，具备达到某一水驱采收率的基础，能否实现尚取决于油藏动态管理和动态调配。

第二类方法：从数理统计角度出发，以统计量为研究对象的研究方法，如

水驱特征曲线、递减曲线、增长曲线、经验公式法等。

这一类方法的特点：以油藏工程基本理论为基础、以数理统计为手段，根据矿场资料建立起统计关系式，在假设条件成立下，进行外推，预测未来。

它们主要假设条件是：a：预测期间，油田开采方式、开采条件同前一样，

没有重大变化。同时也不考虑在以后开发过程中所采取大的增产措施，曲线过去的趋势将以不变方式控制着将来的趋势；b：外推方法是经验性的；c：曲线必须要有一个已知的终点。

第三类方法：从油藏工程理论角度出发，以信息体系为研究对象的研究方

法，如随机模型法、数值模拟法、流管法等。

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这一类方法的主要特点：理论基础扎实、可靠，表达式物理意义明确。但所需参数多、计算方法繁琐、不易掌握。

（石油可采储量计算方法---SY/T 5367—1998）行业标准中，将可采储量计算划分为开发前、开发初期、开发中后期三个阶段。

开发前及开发初期（Fw为40%左右）阶段，现场上一般常用的方法主要有

经验公式、类比、流管法、驱油效率—波及系数、数模等方法。该阶段可采储量计算的是否合理，将主要取决于与选取方法的适用范围是否一致、计算参数的选取是否具有代表性、计算方法是否与计算单元的油藏类型一致。

可 采 储 量 计 算 方 法 从水驱油机理角度出发，以注水波及体积及水驱油效率为研究对从数理统计角度出发，以统计量为研究对象 从油藏工程理论角度出发，以油田开发动态为研究对象 井网密度法 驱油效率---波及体积系数法 类比法 表格计算法 经验公式法 图版法 水驱特征曲线 递减曲线法 增长曲线法 随机模型法 流管法 数值模拟法 油藏工程法

图1 石油可采储量计算方法分类图

值得注意的是，由于经验公式是依据已开发油田地质与开发资料利用多元

统计而建立起来的数学关系式，已开发油田采收率多是在不断进行调整完善条件下的采收率。而油田开发初期其注采井网并不完善、水驱控制程度还较低、各种生产关系尚需进一步完善，用经验公式计算的可采储量可能偏高，不能完全真实的反映油田开发初期的水平。因此，在计算参数选取上应采取比较保守的态度。

开发中、后期阶段，（含水

40%以后），生产中积累了大量的动态数据，计

算主要采用以统计量（油田动态资料）为研究对象的方法进行可采储量计算，如

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水驱曲线、递减曲线法等。

三、运用水驱特征曲线法计算可采储量时应注意的问题 水驱特征曲线法是水驱开发油田进入中、高含水期后进行年度及阶段可采储量标定和开发指标预测的主要方法之一。从现场实践经验来看在应用中应注意以下问题：

1、计算单元的合理确定 在对于某油田可采储量计算时我们常遇到的问题是：以油田为一计算单元直接测算可采储量还是以各开发层系或独立断块分别计算后的和做为油田可采储量，这两种计算结果那个更合理更有科学。从实际应用中知这两种计算结果有的误差比较大、有的比较小、也有巧合相同的。但从机理及现场实践上讲，应该是当两单元油藏类型、开采方式及含水相当时可以笼统计算，但差异大时应分开计算比较合适。

从陈元千教授等专家研究成果知，水驱特征曲线的理论基础是油水二相渗流理论，它反映了在一个独立的水动学系统内累计产油量与累计产水（液）量之间的变化关系。因此，从理论上就要求计算单元必须是具有独立的水动力学系统或注采系统、开发历史数据独立与其它开发单元互不交叉干扰、计算数据要匹配合理能够反映该系统水驱油规律。

大庆油田隋新光同志就童氏水驱特征曲线的叠加性进行理论推证后得出：水驱特征曲线只有在以生产水油比或综合含水率为基准的迭加（相同水油比或综合含水率下的累计产油、产水或产液相加得到的水驱特征曲线）才具有明确的物理意义，由此笼统测算的可采储量与分单元测算可采储量之和相同。众所周知，一个由多个相互独立开发单元组成的油田，在油藏生产管理上及开发指标计算上是分开进行的，同一时间内各开发单元开采程度及综合含水差异较大，不可能在全油田达到综合经济极限含水时同时关井停产，而是逐井逐单元开采到经济极限含水后分别停产，这样各单元可采储量之和就是油田实际的可采储量。而现场生产管理中，油田生产数据是按生产时间为基准统计得到的，此时各单元生产水油比不可能都相同。因此，测算出的可采储量并不一定等于各单元可采储量之和。

从表1可知，含水率差异比较大的计算单元，其分别计算之和与合并后笼统计算结果相对误差比较大、含水率差异小的单元分别计算之和与合并后笼统计算

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5、计算结果误差的判别与检验 油藏工程理论及现场实践表明：油田技术可采储量采出程度与综合含水率呈一定规律性变化，并且曲线终集点为含水98%时可采储量采出程度为100%（见图4）。对于一个油田，尽管其可采储量与含水在不断变化，但是总能够有一条合适的含水率-可采储量采出程度曲线来反映其变化规律，换句话说，就是不管油田如何调整，其可采储量储量采出程度与含水率的关系应符合一定的水驱开发规律，依据此理论基础，只要我们确定出油田的可采储量储量采出程度与含水率关系曲线，就能够对年度可采储量的计算结果进行检验和判别。

图4

图5 双河油田Ⅶ4-18含水与可采储量采出程度关系曲线100908070 可采储量 增加20%

可采储量减少15% 可采储量 标定值含水率（%）60504030201000102030405060708090100可采储量采出程度（%）拟合曲线实际值

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为评价可采储量计算结果的可靠性，我们在今年“九五”期间可采储量阶段标定中，分油田分别用“六五”“七五”“八五”各阶段末标定可采储量所计算的各阶段末可采储量采出程度随含水变化关系，并由此拟合出理论关系曲线。通过分析所计算的99年底可采储量采出程度与综合含水的关系与原拟合出理论变化规律来评价可采储量计算结果的科学性和可靠性。从双河、下二门等油田本次标定可采储量下所计算的可采储量采出程度随综合含水的变化关系与拟合出理论规律来看，吻合程度比较高（图5）

另外从开发指标与剩余可采储量匹配关系上也可判断可采储量标定的合理性。

如下二门油田H2Ⅴ油组，98年底标定可采储量79.5万吨，而至99年底累积产油75.6万吨，年产油2.4万吨，剩余可采储量采油速度高达61.5%，而综合含水却只有89.5%，由于标定结果偏低，造成指标之间明显不匹配，因此在99年重新标定可采储量85万吨，剩余可采储量9.4万吨，从各项指标上看，标定结果较为合适。

再如双河油田437块Ⅱ1+2油组，到99年底，综合含水95.7%，年产油1.26万吨，按照国外Ryderscotte公司对该单元评价结果，剩余可采储量22.2万吨，如照目前采油速度该单元可开采18年，显然不符合实际，计算结果偏高。

四、运用递减曲线计算可采储量时应注意的问题 递减曲线法系列是油田开发进入中后期预测产量、可采储量的主要方法之一，也是国际上流行的计算可采储量的主要方法，随着集团公司上市，与外部市场接轨，递减曲线法必然将逐渐成为测算可采储量的主要方法。

J.J.Arps提出了三种基本递减规律，加上衰竭递减和直线递减，共五种递减规律，其有关公式见下表8：

在实际使用过程中，应注意以下几点：

1、递减曲线法主要应用在没有进行大幅度井网综合调整、单元生产动态比较稳定、曲线线性关系较好的开发单元。而对于井网调整频繁，生产动态不稳定，递减曲线呈台阶状的开发单元，应用递减曲线法测算可采储量其误差比较大，如魏岗油田（见下表9）。

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常规产量递减规律表 表8

递减类型 递减指数 指数递减 双曲线递减 调和递减 衰减递减 直线递减 n=0 0＜n＜1 ?q?a?ai??q???i? nn=1 n=0.5 n=-1 0.5递减率 a?常数 a?aiqqi ?1na?a?qqi? a??q?qi?1?it?2???2a?aiqiq q?qi?1?ait? qi?1??1?ait?q qNp?i2ai??q?2??1???q????i????? 产量与时间关系 q?qie?ait q?qi?1?nait? ?qi??q?????1?nait? ????n?1q?qi?1?ait? ?1 atlgq?lgqi?i2.303 q?qNp?iai nqi?1?aitq qqNp?ilniaiq lgq?lgqi?aiNp2.303qi ?qi??q?????0.5?1?ait2 产量与累积产量关系 ??qqiNp??1??iai?1?n???q?????? ?2qi??qNp?1??ai???qi??1??2??????? q?qi?aiNp 无线性关系 无线性关系 注：表中符号意义 n—递减指数，无因次；ai—初始递减率，mon或a； Np—从人为选定的t=0时算起的累积产量，油为10t ，气为10m或10m；

qi—在递减期选定t=0时对应的初始产量，油为t／mon或10t／a（气为10m／mon或10m／a ）；a—产量递减率，mon或a；

q—产油（气）量，油为t／mon或10t／a（气为10m／mon或10m／a ）；t—递减阶段与q相应的生产时间，mon或a。

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魏岗油田递减法测算可采储量与实际可采储量对比表 表9

99年底累积99年标定可递减曲线测算油田及区块 产油 （万采储量 （万可采储量 （万误差（%） 吨） 吨） 吨） 魏岗一二区 102.4 145.7 278.2 90.9 魏岗三区 56.2 71.3 88.8 24.5 魏岗四区Ⅳ 15.1 30.3 43.5 43.6 魏岗四区Ⅴ 91.0 113 265.1 135 2、递减曲线虽然使用了瞬时量进行回归，克服了水驱曲线使用累积量造成效果滞后的缺点，但同时也使其回归线段不够稳定，为准确选取回归段带来一定难度；因此，必须在油藏稳定递减三年以上方可使用。

3、从理论上讲，递减曲线法计算可采储量其计算单元必须是具有独立的水动力学系统或注采系统，开发数据独立与其它开发单元互不交叉干扰。

4、含水阶段越高，其测算结果越精确、可靠（见表10）。

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不同含水阶段递减曲线计算结果对比表 表10

油田 中原 区块 濮S3下 地下原油 粘度 mPa.s 1.3 累积产油 万吨 目前 含水 % 98.0 含水 阶段 % 33.1-75.8 83.5-97.6 31.8-58.7 江汉 南断块 3.6 73.33 96.7 55.9-85.4 55.9-96.7 胜利 坨二区S21-2 可采储量 万吨 782.5 567.8 101.2 81.5 74.0 1256.5 1421.6 136.8 38.9 42.2 1237.5 1304.6 475.0 550.2 425.5 505.3 57.8 53.9 52.7 误差 % 27.20 0.33 27.54 10.03 0.91 12.33 0.72 69.14 8.53 0.05 4.53 0.84 14.46 1.18 17.50 1.06 8.92 2.33 0.10 吻合 569.69 √ √ √ √ √ √ √ √ 19.3 1411.41 96.3 85.4-93.8 95.5-96.3 51.9-61.4 江汉 习一区 23.0 42.22 98.0 61.6-87.6 85.3-98.0 埕东埕4Ng上 4133.0 1293.59 97.1 85.6-91.5 95.6-97.1 27.9-87.9 90.4-96.9 68.8-87.2 91.6-97.7 46.6-89.1 胜利 孤东七西Ng5-6 80.0 543.68 97.0 孤东七西Ng6 3-480.0 499.96 97.7 江汉

王30井区 99.4 52.65 96.9 80.8-96.9 90.2-96.8

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