袁自學，王靖云，李淑珣，任繼紅，周明慶

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司）

0 引言

2000年以來，低滲透砂巖油藏開發(fā)技術不斷改進，尤其是欠平衡鉆井、超前注水和大型壓裂技術得到成功運用，提高了單井產(chǎn)量和經(jīng)濟效益，使難動用的特低滲油藏地質(zhì)儲量得到動用，探明儲量大幅增長，低滲透油藏探明儲量占年度新增儲量的比例由 35%提高到 70%。中國現(xiàn)有的儲量規(guī)范標準中新增儲量采收率標定方法主要針對中高滲透砂巖油藏，缺乏低滲透油藏尤其是特低滲透油藏的采收率標定方法。基于此，本文針對開發(fā)程度高的特低滲透區(qū)塊進行統(tǒng)計研究，分析影響其采收率的因素，建立計算采收率的經(jīng)驗公式；同時研究了確定特低滲透油藏采收率的類比法，提出此類油藏類比關鍵參數(shù)和分析技巧。最后，基于特低滲透油藏特點，分析兩種方法的優(yōu)缺點及應用時應注意的關鍵問題。

1 特低滲砂巖油藏特點和采收率標定存在問題

1.1 油藏特點及分布

特低滲砂巖油藏指空氣滲透率主要為（1～10）×10?3μm2、自然條件下試油不出油、需要大型壓裂和注水投產(chǎn)的油藏，其儲集層滲流規(guī)律不服從達西定律，原油流動需要克服啟動壓力梯度。油藏類型大多為巖性油藏，埋深主要在2 000～3 000 m。儲集層物性差，壓裂后初產(chǎn)高、遞減快，后期產(chǎn)量低、遞減慢，一般投產(chǎn)1～6個月后產(chǎn)量基本穩(wěn)定在1～2 t/d。原油性質(zhì)較好，屬于中質(zhì)和輕質(zhì)原油，地面原油密度主要為0.845～0.871 g/cm3，地面原油黏度為 2.5～20.0 mPa·s。中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）特低滲砂巖油藏探明原油地質(zhì)儲量主要分布在松遼盆地大慶、吉林油區(qū)扶楊油層和鄂爾多斯盆地長慶油區(qū)三疊系長6、長8油層[1-2]。

1.2 儲量增長和動用狀況

20世紀 90年代后期以來，中國石油采用大型壓裂、超前注水等技術開發(fā)特低滲透油藏并取得成功，單井日產(chǎn)油量明顯提高，特低滲透油藏探明儲量大幅度增加，且每年新增探明儲量均有部分投入開發(fā)。2008年以來，每年新發(fā)現(xiàn)的低滲透（空氣滲透率小于50×10?3μm2）石油探明地質(zhì)儲量約占年度新增探明儲量的 70%。在低滲透儲量中，以超低滲（空氣滲透率小于 1×10?3μm2）儲量所占比例最大，其次為特低滲儲量[3]。

截至2012年底，中國石油特低滲砂巖油藏投入開發(fā)的探明儲量約占該類油藏儲量的 60%，采收率為5%～35%，主要為 15%～25%，平均 20.5%。2012年以來，長慶和吉林油田針對超低滲油藏（或稱致密油藏）開辟水平井開發(fā)試驗區(qū)，鉆井和壓裂工藝技術已取得較大進步，注水技術正在試驗攻關[4-5]。

1.3 現(xiàn)行采收率標定方法和存在問題

現(xiàn)行石油行業(yè)標準《石油可采儲量計算方法》（SY/T 5367-2010）[6]中，開發(fā)早期中高滲透水驅(qū)砂巖油藏可采儲量標定方法較全，但沒有適用于特低滲砂巖油藏的經(jīng)驗公式。該標準中水驅(qū)砂巖油藏采收率經(jīng)驗公式有3個[6]：

第3個經(jīng)驗公式見表1。

表1 不同類型油藏井網(wǎng)密度與采收率關系表

（1）式為1996年俞啟泰等專家根據(jù)25個水驅(qū)砂巖油藏統(tǒng)計建立的，適用空氣滲透率范圍（69～3 000）×10?3μm2；（2）式為 1994 年劉雨芬等專家根據(jù)150個水驅(qū)砂巖油藏統(tǒng)計建立的，適用空氣滲透率范圍（4.8～8 900.0）×10?3μm2；第 3 個經(jīng)驗公式為 1989 年張素芳等專家根據(jù) 144個開發(fā)單元統(tǒng)計建立的。需說明的是，（2）式的基礎統(tǒng)計數(shù)據(jù)中，空氣滲透率小于10×10?3μm2的特低滲單元僅 1 個，滲透率（10～50）×10?3μm2的低滲單元 6 個，占總單元數(shù)的 4.7%[7]；（1）式基礎數(shù)據(jù)中低滲單元數(shù)分布不詳，第 3個經(jīng)驗公式根據(jù)流度區(qū)間建立，特低滲開發(fā)單元數(shù)及分布也不詳。理論上講，上述 3個經(jīng)驗公式不適用于特低滲注水砂巖油藏采收率標定，其主要原因不僅在于2000年前特低滲注水砂巖油藏壓裂規(guī)模小、開發(fā)油藏數(shù)量有限導致的特低滲油藏統(tǒng)計樣本數(shù)據(jù)少，更重要的是中高滲砂巖油藏與特低滲油藏滲流機理（前者服從達西定律，后者則否）和開發(fā)技術不同（前者基本不需壓裂，后者需要大規(guī)模壓裂）[8]。以石油行業(yè)標準中的水驅(qū)砂巖經(jīng)驗公式（2）為例，特低滲透單元計算的采收率比標定采收率低5.1%～8.2%（見表2），而中滲單元大27區(qū)塊計算采收率與標定采收率接近，說明現(xiàn)行的水驅(qū)砂巖采收率標定經(jīng)驗公式更適用于中高滲透水驅(qū)砂巖油藏。

對于成熟油田中的新油藏或鄰近成熟油田的類似新油田，可采用類比法標定采收率和可采儲量。特低滲砂巖油藏由于儲集層物性差、產(chǎn)量低，采油速度較低（一般在0.3%～0.6%），目前采出程度低，多在10%以下，造成部分地區(qū)缺乏采收率較可靠的類比油藏，標定的目標油藏采收率精度較低。

2 影響采收率的關鍵參數(shù)

影響油藏采收率的因素主要有儲集層物性、流體性質(zhì)及開發(fā)方式等。對于特低滲注水砂巖油藏，表征儲集層物性的關鍵參數(shù)為滲透率和孔隙度；表征流體性質(zhì)的關鍵參數(shù)為原始地層原油黏度（以下簡稱地層原油黏度），其綜合反映了溫度、氣油比和地面原油密度等原油性質(zhì)；表征流體在多孔介質(zhì)中流動性質(zhì)的關鍵參數(shù)為原油流度；表征注水開發(fā)效果的關鍵參數(shù)為井網(wǎng)密度，較小的注采井距（或較高的井網(wǎng)密度）可以提高驅(qū)油效率和波及體積系數(shù)，從而提高產(chǎn)量和采收率。根據(jù)37個特低滲油藏統(tǒng)計，采收率與滲透率、流度相關性較好，與井網(wǎng)密度、孔隙度相關性次之，與地層原油黏度相關性較差（見圖1）。

表2 由（2）式得到的水驅(qū)砂巖油藏采收率計算值與標定值比較

圖1 采收率與影響參數(shù)關系

由圖 1可見，采收率與地層原油黏度的相關性比采收率與滲透率之間的相關性要差，與通常認為的采收率與地層原油黏度相關性強的觀點相矛盾，分析發(fā)現(xiàn)其主要原因在于兩方面：①地層原油黏度與滲透率之間具有相關性。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)（見圖2），大多數(shù)油藏具有如下規(guī)律：地層原油黏度越低，滲透率也越低，反之，地層原油黏度越高，滲透率越高且分布范圍變寬，即滲透率與黏度正相關，但二者與采收率的理論關系與此正相反，即采收率隨滲透率的增大而提高，隨黏度的增大而降低。分析認為，隨著黏度的增大，采收率應降低，但由于滲透率的提高，導致采收率上升，抵消了黏度增大對采收率的影響，使得黏度與采收率的負相關性不再明顯（見圖1c）。②儲集層物性和原油性質(zhì)分布規(guī)律不同。中國砂巖油藏多屬陸相沉積，空氣滲透率分布范圍寬，非均質(zhì)性較強；與滲透率分布相比，原油性質(zhì)變化不大，地層原油黏度分布范圍窄。如大慶長垣中高滲油藏空氣滲透率為（50～800）×10?3μm2，地層原油黏度為3～12 mPa·s；大慶長垣外圍低滲扶楊油藏空氣滲透率為（0.4～36.7）×10?3μm2，地層原油黏度為4～10 mPa·s。鄂爾多斯盆地三疊系延長組長8油層向上到侏羅系延安組油層，空氣滲透率為（0.1～500.0）×10?3μm2，地層原油黏度為 0.93～11.91 mPa·s。對同一油田/油藏，滲透率分布范圍遠比地層原油黏度寬。如大慶榆樹林油田東 162區(qū)塊油層滲透率為（0.1～36.7）×10?3μm2，地層原油黏度為 3.9 mPa·s，基本無變化[9]。長慶西峰油田白馬區(qū)塊延長組長 8 油層滲透率為（0.1～56.9）×10?3μm2，地層原油黏度為1.33～1.67 mPa·s[10]。因而，同一油田不同區(qū)塊采收率的差別主要歸因于滲透率的不同，原油黏度對采收率影響較為有限。但不同油田對比時，原油黏度對采收率的影響有所增加，在相同滲透率情況下原油黏度會成為影響采收率的主要因素。如大慶頭臺油田扶楊油層[11]與長慶西峰油田長8油層[10]相比，空氣滲透率差別不大，分別為 1.19×10?3μm2、1.02×10?3μm2，而地層原油黏度分別為 4.2 mPa·s、1.5 mPa·s，扶楊油層黏度較高，開發(fā)動用效果差，采收率（約15%）低，而西峰油田開發(fā)動用效果好，采收率約20%。

圖2 滲透率與地層原油黏度的關系

3 經(jīng)驗公式法

3.1 基礎數(shù)據(jù)篩選

建立經(jīng)驗公式的油藏基礎數(shù)據(jù)主要源于大慶、長慶和吉林3個油區(qū)。以油田開發(fā)單元為數(shù)據(jù)統(tǒng)計單元，針對特低滲透注水砂巖油藏的特點，開發(fā)單元選擇遵循直井注水開發(fā)時間長、動用程度高、復算或套改后地質(zhì)儲量可靠、可采儲量用動態(tài)法計算、參數(shù)可靠齊全的原則，具體條件為：①空氣滲透率多數(shù)小于10×10?3μm2的注水開發(fā)砂巖油藏；②開發(fā)單元較獨立完整；③油藏已進入遞減階段，表現(xiàn)為開發(fā)時間長、采出程度較高；④技術可采儲量采用水驅(qū)曲線法或產(chǎn)量遞減法等動態(tài)法計算；⑤油藏靜態(tài)地質(zhì)數(shù)據(jù)尤其是空氣滲透率、孔隙度和地層原油黏度數(shù)據(jù)可靠、齊全；⑥數(shù)據(jù)相互檢驗要匹配，如用動用面積和總井數(shù)計算的井網(wǎng)密度與用開發(fā)井距計算的井網(wǎng)密度要基本一致。經(jīng)過篩選，最終選擇特低滲樣本油藏37個（大慶20個，吉林13個，長慶4個），主要參數(shù)分布范圍見表3。

表3 特低滲樣本油藏主要參數(shù)分布范圍

3.2 經(jīng)驗公式模型

美國學者提出的水驅(qū)砂巖油藏和溶解氣驅(qū)油藏采收率計算經(jīng)驗公式中[12-13]，以冪指數(shù)函數(shù)描述采收率與各影響因素的關系，4個組合參數(shù)項分別表征影響采收率的四大能力，即儲集能力、流動能力、含油能力和驅(qū)動能力。前蘇聯(lián)學者提出的經(jīng)驗公式表述形式與美國不同：以對數(shù)和線性函數(shù)描述采收率與各單因素關系，如滲透率、孔隙度、黏度、有效厚度、砂巖系數(shù)和分層系數(shù)等，強調(diào)儲集層非均質(zhì)性和井網(wǎng)密度對采收率的影響[14]。

在中國，石油行業(yè)標準[6]（SY/T 5367-2010）中的經(jīng)驗公式形成于20世紀90年代中期，3個水驅(qū)砂巖油藏采收率經(jīng)驗公式借鑒前蘇聯(lián)模型，底水碳酸鹽巖油藏采收率經(jīng)驗公式[15]借鑒美國模型，天然能量溶解氣驅(qū)油藏采收率采用美國經(jīng)驗公式。

本次研究建立的經(jīng)驗公式仍以中國石油行業(yè)標準模型為基礎，并參考目前在可采儲量標定中廣泛采用的其他模型。模型設立考慮了統(tǒng)計特點，設定截距為零和不為零2種情況，共建立了19個不同函數(shù)形式的模型（見表4）。

3.3 模型選擇

統(tǒng)計19個模型回歸37個特低滲樣本油藏數(shù)據(jù)的相關系數(shù)、標準誤差、F值、截距和系數(shù)的t值等指標（見表 4）。模型選擇時，首先剔除相關系數(shù)較小和標準誤差較大的模型，然后剔除自變量t值較小和自變量標準誤差較大的模型。初步選擇4個模型：1、13、15、19，其數(shù)學表達式如下。

模型1：

模型13：

模型15：

模型19：

與標定采收率相比，4個模型計算結(jié)果的絕對誤差較小，符合率高（見圖3）。模型 1絕對誤差在?5%～5%內(nèi)的樣品數(shù)為35個，占總數(shù)94.6%。模型13絕對誤差在?5%～5%內(nèi)的樣品數(shù)為36個，占總數(shù)97.3%。模型15絕對誤差在?5%～5%內(nèi)的樣品數(shù)為33個，占總數(shù)89.2%。模型19絕對誤差在?5%～5%內(nèi)的樣品數(shù)為36個，占總數(shù)97.3%。4個模型計算采收率的相關系數(shù)及標準誤差見表4。

3.4 模型驗證

2008—2010年進行可采儲量標定且參數(shù)齊全的特低滲透油藏有 218個，利用模型 1、13、15、19計算采收率，與標定采收率相比，絕對誤差主要集中在?5%～5%，大于5%和小于?5%的油藏單元較少，說明4個模型均可用（見表5）。

4個模型中，模型1采用了常用的線性函數(shù)形式。模型 13考慮了單儲系數(shù)（φSoi/Boi），函數(shù)形式類似模型1。采收率與單儲系數(shù)、流度、井網(wǎng)密度呈冪指數(shù)關系，因而模型15最符合科學規(guī)律，計算的采收率隨井網(wǎng)密度增加而合理增大，適用于開發(fā)早期、初期和中期；其他函數(shù)形式如線性模型等應用較為局限，在井

表4 特低滲水驅(qū)砂巖油藏采收率計算模型

圖3 模型1、13、15、19計算采收率與標定采收率關系

表5 2008年—2010年特低滲油藏計算采收率絕對誤差分布

注：t值為學生t分布，是概率和自由度的函數(shù)，用于檢驗回歸方程變量的顯著性。若變量t值大于t臨界值，表明該變量在回歸方程中顯著。否則，表明該變量在回歸方程中不顯著，表中t值表示各變量對采收率影響程度網(wǎng)密度小于50口/km2時，隨井網(wǎng)密度增加，采收率合理提高，當井網(wǎng)密度大于50口/km2后，隨井網(wǎng)密度增加，采收率仍然大幅提高，甚至超出驅(qū)油效率，不合常理，因而僅適用于開發(fā)早期和初期。模型19未考慮滲透率和黏度這 2個重要參數(shù)，理論依據(jù)不足，但對于缺少取心和高壓物性資料的特低滲油藏，該公式具有明顯優(yōu)勢。綜合考慮各模型相關系數(shù)、標準誤差、函數(shù)形式、參數(shù)個數(shù)及錄取難易、應用習慣等因素，建議4個模型使用順序為：模型1優(yōu)先，模型15次之，模型19再次，最后為模型13。

3.5 經(jīng)驗公式不確定性分析

特低滲透油藏基本沒有穩(wěn)產(chǎn)期，在半年至 1年的快速遞減后，進入長期的低產(chǎn)緩慢遞減階段，含水上升也比較緩慢。在現(xiàn)行的開發(fā)技術背景下，整個油田由于受滾動開發(fā)策略影響，新投產(chǎn)區(qū)塊不斷加入，使以油田為單位的年產(chǎn)量不遞減，含水不上升或上升緩慢，不具備動態(tài)法標定條件；但對于投產(chǎn)3～4 a的老區(qū)塊，產(chǎn)量遞減已形成規(guī)律，則可用動態(tài)法計算儲量和采收率。本文建立經(jīng)驗公式時使用的樣本區(qū)塊均為用動態(tài)法標定可采儲量的老區(qū)塊，降低了計算采收率的不確定性，提高了經(jīng)驗公式的可靠程度。

經(jīng)驗公式還存在下列不確定性：①隨油田開發(fā)技術進步，可能因提高注水波及體積而提高采收率，或因鉆井技術和壓裂技術進步而使原來無法動用的低滲層得到動用而提高采收率，或因技術進步導致油藏開發(fā)成本降低（如經(jīng)濟井網(wǎng)密度加大）、經(jīng)濟極限產(chǎn)量和廢棄壓力降低而提高采收率。這 3種情況都超出經(jīng)驗公式的使用范圍，所以儲量評估時需注意開發(fā)技術變化造成的采收率不確定性，若技術進步明顯，應用本文經(jīng)驗公式計算采收率可能偏低。該經(jīng)驗公式適用于直井壓裂注水開發(fā)的特低滲砂巖油藏。②對于滲透率低于 1×10?3μm2或流度低于 0.5×10?3μm2/(mPa·s)的油藏，使用本文經(jīng)驗公式計算的采收率偏高。③全部采用水平井開發(fā)的特低滲油藏極少，本文經(jīng)驗公式是否適用還有待驗證。

4 類比法

特低滲透砂巖油藏主要為大面積巖性油藏，一般計算單元含油面積較大，隨著開發(fā)區(qū)的逐漸滾動擴大，新增開發(fā)面積不斷加入老開發(fā)單元，使得開發(fā)單元的穩(wěn)定性變差，類比油藏的代表性變差。同時已開發(fā)油藏目前多數(shù)采出程度較低，采收率可靠程度也低，加之油藏的特殊性，開發(fā)技術對其產(chǎn)量影響大，如壓裂技術、井距和注水等因素的影響，導致類比油藏建立困難。

4.1 類比油藏（或單元）選擇

20世紀90年代后期以來，針對特低滲油藏開展了大量開發(fā)試驗工作，開發(fā)先導試驗區(qū)及其后大規(guī)模投產(chǎn)的油藏積累了豐富的動靜態(tài)資料，是采收率標定重點跟蹤的對象，具備開發(fā)時間長、采出程度高、地質(zhì)儲量較落實、可采儲量用動態(tài)法不斷核實、采收率精度高的特征，為建立類比油藏創(chuàng)造了條件。目前特低滲油藏由于受開采程度的限制，與中高滲油藏成熟開發(fā)技術和高采出程度相比，建立全序列類比油藏條件并不成熟，因此先建立標桿性的類比油藏。以FX油田三疊系長8特低滲油藏為例加以說明。

長8特低滲砂巖油藏是FX油田的主力開發(fā)層系，也是該區(qū)首個成功采用超前注水開發(fā)技術的油藏，同時還采用欠平衡鉆井和直井大型壓裂技術[16]。長 8儲集層物性差，孔隙度主要為 10%～12%，空氣滲透率主要為（0.4～1.4）×10?3μm2，屬于特低孔特低滲—超低滲儲集層。2003年油藏采用超前注水開發(fā)，2012年底標定平均采收率20.8%。經(jīng)過10 a開發(fā)，地質(zhì)儲量采出程度平均6.8%，采出程度較低。由于長8特低滲油藏分布面積大，以區(qū)塊劃分開發(fā)單元，不同開發(fā)區(qū)塊采出程度差異大（見表 6），其原因除了各開發(fā)區(qū)塊開發(fā)時間不同外，各區(qū)塊之間儲集層物性和流體性質(zhì)也有差別。根據(jù)前述類比油藏選擇條件，選擇投產(chǎn)最早、采出程度較高且開發(fā)效果最好的A2區(qū)塊作為標桿類比區(qū)塊（該區(qū)塊地質(zhì)儲量采出程度達到13.4%），標定A3區(qū)塊采收率。采出程度最高的A1區(qū)塊累計產(chǎn)量超出可采儲量，儲量需要重新落實，暫不能作為類比區(qū)塊。

表6 截至2012年FX油田各開發(fā)單元生產(chǎn)狀況

4.2 類比條件和類比油藏關鍵參數(shù)

2007年SPE、AAPG、WPC、SPEE等4家機構(gòu)聯(lián)合發(fā)布了石油資源管理系統(tǒng)（簡稱PRMS），其中首次提出了類比油藏的定義[17]。其后2008年美國證券交易會（簡稱 SEC）對證實儲量類比條件進行討論，在其規(guī)定中明確了可操作的限定條件。2010年1月1日生效的SEC新規(guī)則要求，類比油藏用于證實儲量時，必須與目標油藏具有相同層位、相同沉積環(huán)境、相似構(gòu)造和相同驅(qū)動類型，類比油藏的油藏性質(zhì)整體上比目標油藏差[18-19]。SEC的這一條件較為苛刻，多數(shù)情況下，將要投入開發(fā)的目標油藏整體上都比已開發(fā)的類比油藏差。原因在于：①早期開發(fā)的區(qū)塊或油藏的資源品質(zhì)一般要好于后期開發(fā)的區(qū)塊或油藏；②早期開發(fā)重視單井資料的錄取和研究分析工作，而后期開發(fā)工作大規(guī)模展開，資料錄取數(shù)量減少，在油藏參數(shù)可靠性、產(chǎn)量規(guī)律性、采收率和儲量確定性方面，早期開發(fā)的區(qū)塊或油藏都好于后期。鑒于此，本文選擇的標桿類比區(qū)塊油藏性質(zhì)總體優(yōu)于目標區(qū)塊。中國石油近年來主要根據(jù)這一原則，選擇標桿性的類比油藏，同時征求國內(nèi)外評估專家意見，類比參數(shù)達到30多個，覆蓋多數(shù)油氣藏類型[20]。不同類型油藏類比的關鍵參數(shù)不同，對特低滲注水砂巖油藏，類比油藏的關鍵參數(shù)除了前面述及的空氣滲透率、地層原油黏度、流度、孔隙度、井網(wǎng)密度外，還有平均單井穩(wěn)定產(chǎn)量、有效厚度、凈毛比、非均質(zhì)性和氣油比等 5個參數(shù)。當流度較低造成原油流動能力差時，若氣油比高、油層厚度大，則可彌補這一缺陷，得到較高產(chǎn)量和采收率。亦即采收率評估時，應注意各因素之間的關聯(lián)性和互補性。

4.3 采收率選值

確定類比關鍵參數(shù)后，應分析影響采收率的有利條件和不利因素。單從流度來看，類比區(qū) A2區(qū)塊為1.46，而目標區(qū)A3區(qū)塊為0.28，A2區(qū)塊比A3區(qū)塊原油流動能力好得多；同時A2區(qū)塊氣油比較高，井網(wǎng)密度大，產(chǎn)量高，而A3區(qū)塊有利條件僅有有效厚度較大一項（見表 7）。由經(jīng)驗公式計算得到 A2區(qū)塊采收率為20.4%，A3區(qū)塊采收率為16.4%。2008年底A2區(qū)塊開發(fā)井網(wǎng)已基本完善，井網(wǎng)密度為9.3口/km2，2012年底井網(wǎng)密度達到16.9口/km2，井網(wǎng)密度增加80%，而動態(tài)法標定采收率沒有變化，說明開發(fā)初期確定的采收率（21%）偏高，按井數(shù)比例反推，當時采收率為12%，若考慮早期動用儲量較好而后期動用儲量稍差，開發(fā)初期標定采收率可取15%。綜合這些信息，A3區(qū)塊開發(fā)初期標定采收率應低于 15%，合理取值為10%～12%[16]。

對上市評估證實儲量，按SEC規(guī)則，一般情況下目標油藏的采收率按類比油藏的采收率取值（或低于類比油藏）。國內(nèi)上報探明儲量時，由于石油行業(yè)標準中沒有詳細規(guī)定，建議選擇多個類比油藏確定采收率范圍，合理選擇最可能采收率值。國內(nèi)計算控制和預測儲量時，可跨越SEC規(guī)定條件，選擇多個類比油氣藏，合理選擇采收率值。

表7 FX油田類比區(qū)和目標區(qū)油藏參數(shù)表

5 經(jīng)驗公式法和類比法比較

在靜態(tài)法評估中，經(jīng)驗公式法和類比法各有優(yōu)缺點。經(jīng)驗公式法標定采收率的優(yōu)點是算法簡單、參數(shù)少、考慮因素少，不需要專業(yè)人員參與，計算結(jié)果單一。缺點在于：①少量參數(shù)有時難以代表油氣藏的實際情況；②不同油公司開發(fā)技術水平不同，開發(fā)效果不同；③地面因素、經(jīng)濟因素及其他難以量化的因素如儲集類型、構(gòu)造復雜程度等在公式中無法反映；④不同來源的多個經(jīng)驗公式計算結(jié)果差異大。

類比法標定采收率的優(yōu)點是更直觀、具體、可信度高。缺點是需要富有經(jīng)驗并熟悉開發(fā)專業(yè)的人員分析篩選影響采收率的關鍵參數(shù)，才能對類比油藏優(yōu)劣做出評估，最終選取合理的采收率。同時一些客觀因素也造成類比法選值困難，如新發(fā)現(xiàn)的儲量品位比老區(qū)差；目標油藏可能采用更新的開發(fā)技術；取全取準可類比的參數(shù)比較困難。

除 2種方法本身優(yōu)缺點之外，評估人員在探明儲量評估時應注意以下 2點，做到合理選值：①無論是經(jīng)驗公式法還是類比法，都應檢查動靜態(tài)基礎數(shù)據(jù)可靠性。②運用經(jīng)驗公式法時應注意地質(zhì)和技術條件及各種參數(shù)的適用范圍；運用類比法時則應注意判斷類比油藏所處開發(fā)階段和采收率的可靠性。

6 結(jié)論和認識

根據(jù)吉林、大慶和長慶等地區(qū)37個油藏數(shù)據(jù)，建立了特低滲注水砂巖油藏采收率經(jīng)驗公式，公式適用于直井壓裂注水開發(fā)的稀油油藏。

對探明儲量或證實儲量，在相同層位、相同沉積環(huán)境、相似構(gòu)造和相同驅(qū)動類型條件下，影響特低滲注水砂巖油藏采收率的主要因素是儲集層物性、流體性質(zhì)和開發(fā)技術。影響采收率的關鍵參數(shù)首先是空氣滲透率、孔隙度、地層原油黏度、流度和井網(wǎng)密度，其次為平均單井初始穩(wěn)定產(chǎn)量、氣油比、凈毛比、非均質(zhì)性和有效厚度等。

對新增探明未開發(fā)儲量，由于動態(tài)生產(chǎn)資料少，儲量評估方法應以靜態(tài)法為主，同時考慮動態(tài)法。靜態(tài)法中的經(jīng)驗公式法和類比法各有優(yōu)缺點，對具體油田探明儲量采收率的評估，應該具體分析兩種方法在該評估單元存在的適用性和局限性。目前評估中過分重視類比法，選擇油藏單一，類比結(jié)果可能不確定性大，不符合探明儲量或證實儲量的合理確定性要求，為克服這一缺陷，應選擇多個類比油藏，同時應隨著類比油藏動靜態(tài)資料的增加，不斷復核地質(zhì)儲量、可采儲量，更新類比油藏采收率，并及時更新目標油藏的采收率。

對特低滲砂巖油藏，由于產(chǎn)量受開發(fā)技術影響大，應結(jié)合動靜資料合理確定采收率，重視分析開發(fā)早期少量的動態(tài)資料，對動態(tài)法與靜態(tài)法可采儲量評估結(jié)果進行比較，若差別較大，證實或探明儲量以動態(tài)法為準，以反映后期井網(wǎng)加密和細分層系等調(diào)整措施增加的可采儲量。

致謝：本文研究過程中得到了大慶油田王天智、吉林油田江海英和長慶油田郭玉宏等專家的大力協(xié)助，在此一并表示感謝！

符號注釋：

ER——采收率，f；μR——油水黏度比，f；K——空氣滲透率，10?3μm2；h——有效厚度，m；Sf——井控面積，km2/口；Vk——滲透率變異系數(shù)，f；TR——油層溫度，℃；μoi——原始地層原油黏度，mPa·s；f——井網(wǎng)密度，口/km2；b0，b1，b2，b3——系數(shù)，f；φ——有效孔隙度，f；Boi——原油體積系數(shù)，無因次；Soi——含油飽和度，f；m1，m2，m3，n——指數(shù)。

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