水驱曲线法在SEC上市储量评估中的应用分析

2013-04-29刘宗宾刘英宪

中国海上油气 2013年3期

刘宗宾刘英宪张鑫傅英

（中海石油（中国）有限公司天津分公司）

按照美国证券交易委员会（SEC）的要求，目前我国三大石油公司（中国石油、中国石化、中国海油）每年都需要对本公司油田的剩余可采储量进行评价，其评估方法主要分为静态法和动态法［1-5］。对已开发较长时间的油田而言，SEC储量评估主要是运用动态法，包括递减法和水驱曲线法。国内有诸多文献对SEC规则下储量评估的概念、评估方法及影响因素进行了分析［6-8］，但就动态评估方法而言，大多数文献着重分析的是递减法的应用及相关问题［9-10］，涉及水驱曲线法评估方法的并不多。笔者根据多年来对渤海S油田运用动态法评估SEC标准下剩余可采储量的经验，结合实例分析了水驱曲线法在SEC油气储量评估中的应用，以期为国内更好地开展SEC上市储量评估工作提供借鉴。

1 SEC标准下的水驱曲线法评估方法

1.1 基本原理

美国学者蒂麦尔曼统计了美国一些水驱油田的实际资料，指出水油比WOR与累积产油量Np在半对数坐标系中呈直线关系，其表达式为

从渤海S油田近些年的上市储量评估过程来看，第三方评估公司采用的是式（1）所代表的水驱曲线对注水开发历史较长的油田进行动态法评估，并以其他方法作为参考来确定合理的评估结果。

由式（1）可知，对于具有一定水驱规律的油藏，只要给定任一含水率或水油比，就可以获得该油田在某含水阶段的预测可采储量。但对上市储量评估而言，要求获得的数据必须是以年度产量形式来供经济专业进行评价，因此，水驱曲线法必须与其他约束条件进行联解才能应用于上市储量评估［11-12］。

油田进入稳定水驱后，如果没有进行大规模调整，则油井液量变化将形成较为稳定的变化规律，这一变化规律常采用线性方程来描述，即

式（3）中：n为生产井数；Qo为当年年产油量，104m3；Np为上年度累积产油量，104m3；a、b为水驱曲线常数。

对于预测的某一年而言，式（3）中仅有Qo为未知量，利用曲线相交法求解式（3）即可获得用于SEC标准下上市储量评估的年度产量。

1.2 评估要点

1.2.1 水驱直线段的选择

在运用水驱曲线确定可采储量方面，国内有诸

式（2）中：Lwell为油井液量，m3／a；t为时间，a；A为常数，当A＞0时，油井液量随生产时间增加而逐渐上升。

将式（1）与式（2）联立可得多文献曾讨论过确定其直线段的方法［13-14］，但在上市储量评估过程中，评估公司除了要考虑水驱直线段选择的合理性之外，更加强调所选择水驱直线段的可靠性和确定性，这符合SEC对上市储量管理的原则，即从商业角度出发，参数选值和储量计算采用风险较小的保守值。

图1所示渤海S油田A区的水驱曲线，明显呈现2个直线段，第2直线段所代表的水驱效果明显好于第1直线段。但从可靠性出发，评估公司历年的上市储量评估中均选择了第1直线段对其水驱开发效果进行评估。以2011年评估结果为例，与选择第2直线段相比，选择第1直线段所评估的可采储量减少了12.3×104m3。

图1 渤海S油田A区水驱直线段选择示意图

1.2.2 合理液量的确定

随着生产井含水率的上升，生产井液量必然上升，因此，在上市储量评估过程中需要考虑合理的液量上升对可采储量的影响。但是，为了保证评估结果的合理可靠，液量连续上升年限仅考虑为3～5年，且上升幅度不超过最近时间内油田平均单井液量上升幅度。同时，由于上市公司基本上每年都要进行储量评估，仅考虑液量连续上升年限为3～5年也有利于保证油田上市储量评估结果的正增长。

1.2.3 生产井数的确定

油田液量的计算采用的是单井合计的方法，因此，需要确定合理的生产井数。由于油田在生产过程中难免出现增加新井、转注或关停井，为使预测结果更加合理可信，在对未来生产进行预测时，若油田新增或减少生产井数，可按照生产时间修改公式（3）中的生产井数。除此之外，考虑到随着生产的不断进行，老井必然会出现关停现象，按照第三方公司的评估原则，除了增加新井或转注井外，对原老井井数按照每年递减1%进行估算。

综合考虑单井液量变化模式以及生产井数的变化后，就可以获得油田整体液量随时间的变化规律，以此作为水驱曲线法的主要约束条件，就可以获得水驱曲线法的年产油量曲线以及相应的其他开发指标。

1.2.4 水驱后期的处理方式

按照上述评估方法计算得到的年产油量结果表明，当油田生产接近水驱阶段后期时，年产油递减率会越来越低，但从可靠性出发，评估公司在对油田采用水驱曲线法进行评估过程中会采用强制最小递减率法对联解法的递减结果进行约束，即当联解法的计算结果递减率小于强制递减率时，按照强制年产油递减率对计算结果进行修正。

2 评估实例

渤海S油田采用注水开发，从含水率超过50%以来采用水驱曲线法进行上市储量评估，第三方公司在对该油田进行评估时以平台为评估单元。本文以该油田H区为例，对水驱曲线法评估结果进行分析。

S油田H区于2001年投入开发，设计井数为32口，生产数据见表1。利用2001—2010年底的开发数据（月数据）进行回归分析，可以获得较为明显的直线段进行未来开发生产预测，预测时单井液量上升幅度选取2008—2010年的平均值，同时，第三方公司对年预测数据采用12%的强制递减率进行约束。参考以上因素后，对H区将来的水驱曲线进行了预测，预测结果见图2和表2。

表1 渤海S油田H区生产数据

从图2、表2可以看出，预测结果与水驱直线段的选择密切相关，预测的水驱曲线斜率与选取的水驱直线段的斜率完全一致；运用已有的水驱规律对开发指标进行预测时，年产油递减率大小不一，整体上表现为越到开发后期递减率越低的趋势，递减率最小可达5.03%。对于水驱开发油田而言，如此小的递减率不进行大量的措施和调整将是很难达到的，而这些措施的工作量在目前看来将是无法预计的。因此，为了确保储量评估结果符合SEC储量评估的确定性原则，需要对该区的最低递减率进行强制赋值。从图2可以看出，采用强制递减率约束后，预测曲线在后期发生上翘，评估结果较无强制递减率约束时偏低。

图2 渤海S油田H区水驱预测曲线

表2 渤海S油田H区未来开发生产预测结果

3 水驱曲线法与递减法的对比分析

递减法也是上市储量分析中最为常用的方法，本文仍以渤海S油田H区2011年底预测为例，对比分析水驱曲线法与递减法之间的关系。

S油田H区自投产以来2002—2007年生产数据具有很好的递减趋势，根据SEC规则，可采用此递减段获得的递减率对未来生产动态进行预测，年递减率为15.67%（指数递减），如图3所示。

图3 渤海S油田H区年产油数据递减段回归曲线

以2011年底数据为预测起点，分别采用递减法和水驱曲线法进行预测，预测结果如表3所示。从表3可以看出，水驱曲线法预测结果明显高于递减法预测结果，这是由于该区自全面投产以来2002—2007年生产数据回归递减率达15.67%，而水驱曲线上具有良好直线段的时间范围是2005—2007年，在该时间范围内的递减率仅为13.6%，即水驱曲线直线段所反映的水驱递减率低于递减法所回归的递减率值，而且由于2002—2007年该区呈现连续递减趋势，若仅选取2005—2007年数据进行回归递减率势必缺少依据。同时水驱曲线法预测初期考虑油田液量适当上升也能进一步降低水驱曲线法预测结果的递减率，这也是预测早期2种方法预测结果差异较大的另外一个原因。