范光军（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院　吉林松原　138000）

动态法评估原油证实已开发储量的几点思考

范光军
（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院吉林松原138000）

摘要：本文对采用产量递减曲线法评估证实已开发储量时所遇到的递减类型和递减率的选取提出了两点见解，同时初步研究了3种水驱特征曲线评估证实已开发储量的边界条件。

关键词：证实已开发储量；动态法评估；产量递减法；水驱特征曲线法

油气储量是编制油田开发规划、计划的重要基础及依据。证实已开发储量（简称PD）是指通过现有井、采用现有设备和操作方法，预期可采出的储量，包括那些通过注水或其他提高采收率技术以补充天然能量和一次采油机理而预期能够获得的油气增加量。

动态法评估证实已开发储量主要是针对开发时间较长、有一定油水运动规律的油气藏进行评估。它利用矿场实际资料如油、气、水及压力等数据的变化规律进行分析，从而预测油藏未来的发展趋势，是证实已开发储量评估最常用的方法，也是储量评估中相对准确的方法。动态法评估的证实已开发储量具有时效性，一般有效时间为半年，最多为一年。

1 应用产量递减曲线法评估证实已开发储量的思考

产量递减曲线分析是预测证实已开发储量最可靠的方法之一，其可靠性随着油田开采成熟度和数据光滑性的提高而提高。在产量递减开始时，趋势并不明显，但在能够确切量化双曲线递减之前大部分技术人员会坚持指数递减趋势。

1.1双曲线递减法的应用时机

在原油证实已开发储量评估工作中，D&M公司每年采用指数递减评估的单元一般会超过90%。采用双曲线递减法评估证实已开发储量的单元存在以下两种情况。

1.1.1评估单元的产量变化趋势呈现双曲线递减趋势

以A1单元为例，2007-2009年该单元原油产量处于递减阶段的初期，产量变化趋势呈现指数递减类型。2010年，D&M公司采用指数递减评估该单元证实已开发储量。

2010-2011年该单元原油产量处于递减阶段的中后期，产量变化趋势呈现双曲递减类型。2012年，D&M公司采用双曲递减评估该单元证实已开发储量。

1.1.2评估单元的储量规模较小，初期递减较大，递减类型尚不明确

A2单元证实已开发储量小于10×104t，2008-2010年该单元原油产量处于递减阶段初期，递减率较大但递减类型并不明确，采用指数递减预测会减少较多的证实已开发储量。2010-2011年，该单元原油产量处于递减阶段中后期，产量递减趋势逐渐呈现指数递减类型，但因2011年评估时数据点不足24个月，所以D&M公司仍采用双曲递减，在2012年则改为指数递减法（图1）。

紫色点——平均单井月产液量（t）； 绿色点——评估单元月产油量（t）； 蓝色点——评估单元月产水量（t）；红色点——评估单元月产气量（m3）；　GOR——气油比（m3/t）；　黑色点——油井月开井数（口）

1.2递减率的确定方法

在本项原油证实已开发储量评估工作中，每年因递减率取值的不同造成储量评估结果存在较大差异的单元达到12%。在评估单元的产量递减类型确定后，递减率的确定方法存在以下3种情况。

1.2.1产量处于递减阶段的评估单元按目前的递减规律选取递减率

以A 3单元为例，2007年开始该单元进入产量递减阶段，递减规律清晰，平均单井月产油量的递减率在10%～11%之间，且后期递减率增大，说明后期加密调整井的平均单井产油量小于老井。加密调整井的投产增加了区块月产油量，导致区块月产油量递减率6.55%小于平均单井月产油量的递减率11.2%。评估该单元证实已开发储量时均应参考该单元当时所处递减阶段的递减率（图2）。

图2　A3单元原油证实已开发储量评估曲线

1.2.2进入递减期后，由于综合调整产量存在波动的评估单元，以调整前出现的稳定递减段预测递减率

以A4单元为例，1997-2004年该评估单元处于第一个递减阶段，油井开井数在300口左右，递减率在6.0%左右；2005-2008年油井数增加到4400口，该评估单元处于上产阶段；2009-2012年油井数陆续增加到4700口，但该评估单元处于第二个递减阶段的初期，月产油量存在波动，此阶段储量评估时应参考第一阶段的递减率。评估该单元证实已开发储量时均应参考该单元处于第一递减阶段时的递减率6.0%（图3）。

图3　A4单元原油证实已开发储量评估曲线

1.2.3处于上产或未出现递减规律的评估单元采用平均单井产量递减段预测递减率

以A5单元为例，2004年投产以来，该单元油井开井数不断增加（2012年达到1600口），月产油量处于上产阶段，单元产量没有出现递减规律。尽管平均单井月产油量波动较大，但该单元整体平均单井月产油量呈现递减趋势，递减率在9%左右。评估该单元证实已开发储量时均应参考平均单井月产油量递减率预测该单元的证实已开发储量（图4）。

图4　A5单元原油证实已开发储量评估曲线

2 应用水驱特征曲线法评估证实已开发储量的边界条件

在储量规模较大的评估单元评估时，除了常用的产量递减曲线法评估证实已开发储量外，还采用水驱特征曲线法预测证实已开发储量，综合对比分析储量评估结果的合理性。

水驱特征曲线是天然水驱和人工注水开发油田特有的实用方法，是研究油田含水规律、预测开采指标和标定可采储量的最基本的方法。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反映该系统水驱油规律。

2.13种水驱特征曲线计算公式

含水率与累产油关系：lgfw=a+bNp（1）

含油率与累产油关系：lgf0=a-bNp（2）

水油比与累产油关系：lgWOR=a+bNp（3）

式中：fw——含水率，%；

fO——含油率，%；

WORp——水油比，常数；

Np——累积产油量，104t；

a、b——水驱曲线直线的截距和斜率。

2.23种水驱特征曲线的应用边界条件

通过对储量规模大于20×104t、含水率大于40%且开发时间较长的17个评估单元，采用以上3种水驱特征曲线分别测算证实已开发储量，得到3种水驱特征曲线的特点和应用边界条件（表1）。

表1 不同评估单元证实已开发储量测算结果对比表

结果表明，在应用回归段时间相同的情况下，3个公式计算结果从大到小依次为含油率与累产油关系公式、水油比与累产油关系公式和含水率与累产油关系。

例如：B4单元含水率处于40%～70%之间，含水率与累积产量关系曲线为线性关系，用含水率曲线预测证实已开发储量，结果较产量递减曲线法略显保守；C1～C8单元含水在70%～90%之间，含水率与累积产量关系曲线变化较为平缓，3种曲线的证实已开发储量预测结果与产量递减曲线法的误差较大；D4评估单元含水大于90%，含水率与累产关系曲线再次出现线性关系，可用含油率（或水油比）与累产关系曲线预测证实已开发储量，但预测结果较产量递减曲线法的测算结果偏大（图5）

图5　D4单元原油证实已开发储量评估曲线

3 结论

（1）产量递减曲线法评估证实已开发储量时，产量随时间的变化直观、计算快捷方便，易于做产量剖面和价值评估，但存在如稳定性差、临时调整措施较大程度影响储量规模，凭经验、类比或采用平均单井递减率确定的缺点。

（2）水驱特征曲线法评估证实已开发储量时，稳定性好、客观性强，但它没有时间的概念，不能确定达到极限产量的时间，同时也无法直接做产量剖面及价值评估。

（3）证实已开发储量的测算方法受其评估的时效性限制，应主要以产量递减曲线法为主，其他方法的测算结果在储量评估过程中可以参考。