郭鸣黎，陈 艳，郑振恒，李 军，喻 莲，刘丽琼

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石化 华北油气分公司 勘探开发研究院，郑州 450006)

随着油气勘探开发不断深入，找油难度越来越大，特低孔低渗致密油气藏一类的特殊油气藏逐步成为油气资源公司重要的油气资源/储量接替类型之一[1-6]，所占储量比例也越来越大。针对其特殊的地质和开发特点，如何科学合理地估算其可采储量，已成为储量管理和技术人员关注的焦点。由于这类油气藏储层孔隙度和渗透率较低，流体流动难度大，造成油井的天然产能低，补充能量困难，一般采用压裂后衰竭式开发；压裂后储层形成裂缝—基质双重介质类型，渗流形态较为复杂，表现在产量上呈现出“一井一藏”的特征[7-12]，在储量评估过程中，难以用常规的容积法、物质平衡法和递减法等来进行评估。

本文借鉴北美非常规页岩气单井概率法的研究思路，以红河油田长8致密特低渗油藏为研究对象，跟踪已有生产井在不同开发时间、不同井型、不同区块的单井产量递减特征，寻找可采储量与地质特征、含油性和初期生产动态之间的相关性，确定影响可采储量估算的关键因素；采用概率分析的方法，科学合理地描述可采储量的不确定性分布，利用数学手段表征致密油藏的储量及评估参数，通过关键因素和单井可采储量概率分布分析，实现区块可采储量的快速评估和评价。

1 选区油藏的概述

红河油田构造上位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部，呈西北向倾斜；主要含油层系为三叠系延长组(长6、长8小层)和侏罗系延安组(延9小层)，长6、长8、长9储层均为三角洲前缘水下分流河道沉积，延9储层为三角洲平原分流河道沉积。

长8储层岩性为中—细粒岩屑长石砂岩，长8小层孔隙度为4.4%～14%，平均孔隙度10.8%；渗透率为(0.10～0.58)×10-3μm2，平均渗透率0.4×10-3μm2，具有低孔致密特低渗的特点。孔隙类型主要为原生残余粒间孔隙和溶蚀型次生孔隙，孔隙为细、中孔、小—微细喉，分选差，连通性差，储层存在微裂缝发育特征。所产原油为低含硫、轻质的常规原油，密度为0.832～0.858 g/cm3，产出水型为CaCl2。

红河油田延长组于2009年投入开发，生产以长8油藏为主，占目前整个红河油田产量的69.5%。长8油藏初期采用直井及定向井开发，2009—2011年间投产直井及定向井77口，但产量较低且递减快，已有59口井废弃；2012年后开始进行大规模的水平井开发，三年间累计投入600余口。2015年开始，红河油田因经营的需要，在低油价背景下目前保持230多口井正常生产，其余采取战略性关井。目前长8油藏继续生产的井有156口，其中直井仅有16口，产量仅占2.92%。本文以长8油层水平井为研究对象，通过寻找单井产量的递减规律，进行单井和区块的可采储量估算。

1.1 开发动态和单井产量表现致密油藏的特殊性

(1)探井或评价井自然产能低，需采用压裂投产。红河致密油藏各区块在钻井或录井过程中，几乎口口都见油气显示，且级别较高，基本见油迹、油斑，但测试结果差强人意，存在口口“见油”、口口“不流”的普遍现象，自然投产产能低或者没有产能。如在红河105—红河37—红河103井区一线钻井中见长8油层井68口，试油34口，其中商业油流井27口，低产油流井7口。从这些油井试油资料统计来看，长8油层有效厚度在2～15 m之间，平均8.75 m，试油产量0.36～9.15 m3/d，平均2.32 m3/d，但投产后产液量逐渐降低，体现出供液不足的现象。

以上这些现象，反映作为典型的致密砂岩油藏，其储量呈现规模大、丰度低的特征，在缺乏有效断裂系统沟通的情况下，地层能量普遍不足，无法形成有效产能。

(2)水平井压裂开发方式实现有效开发。由于红河油田直井开发效果差，开始探索水平井开发方式。HH37P1井于2010年12月1日投产，初期稳定日产原油15.5 t，含水率5%； 2011年5月22日第二口水平井HH37P2投产，初期最高日产原油151.48 t，含水率5.8%。根据红河油田373井区水平井试验区的成功经验，由此拉开了水平井压裂开发特低渗油藏的序幕。之后红河油田所有开发井均采用水平井分段压裂投产，初期平均单井日产油6 t 以上，但因油层束缚水饱和度高，不存在无水采油期和低含水期，投产初期平均综合含水率在69%以上。

(3)水平井单井产能及递减率差异大。红河长8致密油藏累积开发投产井数近300口，经过压裂改造后，生产井初始产量较高。前3个月平均日产油大于10 t的井56口，占比21%；6～10 t的井35口，占比13%；小于5 t的井173口，占比66%，单井差异较大。根据典型井曲线产量递减规律分析(图1)，受自身储层性质影响所致，油井初期产量多数小于5 t/d，基本呈现双曲或两段式指数递减特征，初期递减率为48%～75%，不同井差异较大；平均单井前半年累产63.37～1 422.04 t，前半年平均含水率61.25%～96.55%。

图1 红河油田某井区归一化典型水平井产量递减特征

1.2 常用的储量估算方法凸显不足

概率法和确定法是目前常规油气藏常用的储量估算方法。概率法主要应用于勘探阶段或者开发早期资料较少、不确定性较大的资源量计算中；进入开发阶段，主要采用确定法评估油气储量。确定法主要有类比法、容积法、物质平衡法、产量递减法、流动测试法和数值模拟法。储量评估方法的选择主要根据不同的开发阶段，由于获取资料的程度不一样，适宜的储量评估方法也不同[13-16]。基于红河长8致密油藏生产井的情况，采用动态法研究Arps递减规律进行储量估算。

由于致密特低渗油气藏储层特殊的地质特性，储层孔隙度和渗透率较低，流体流动难度大，造成油井的天然产能低，补充能量困难，压裂后储层形成裂缝—基质双重介质类型，渗流形态较为复杂。前期主要是裂缝和与裂缝直接沟通的基质孔隙系统供液，后期逐渐表现为基质供液，表现为初期产量高、递减率大，中后期产量低、递减率减缓的“两段式”生产特征。

在储量评估过程中，常规以油藏整体为研究对象的容积法、物质平衡法和递减法应用十分困难。Arps递减由于没有考虑基质与裂缝的差异性，递减曲线与生产动态数据吻合度相对较低。因此，在生产早期阶段，常规产量递减曲线法评估可采储量具有较大不确定性。

2 致密特低渗油藏储量估算和评估方法

2.1 油藏水平井单井可采储量(EUR)研究

红河致密油藏储层物性较差，石油富集程度较差，开发往往伴随着压裂等储层改造技术。单井压裂后水平井生产初期可以获得一定高产，具有一定的稳产时期，但伴随开采，天然能量降低，产量出现递减，不同的初产规模表现的递减规律不尽相同，单井可采储量差异很大(表1)。

表1 红河油田长8油藏不同初产规模的产量递减参数

(1)高产井(即初期产量大于10 t/d的井)。此类单井52口，占比20%，表现为初期产油量高，含水率低。前6个月平均单井累产量2 584.50 t，平均含水率64.16%。前18个月含水率上升速度快，产液量下降快，产油量递减下降速度快，递减率为71.81%；18个月后含水率上升速度及产液量下降速度减缓，产油量递减率变小，为48.76%；平均单井技术可采储量7 189 t(图2a)。

(2)中产井(即初期产量为5～10 t/d的井)。此类单井44口，占比17%，表现为初期产油量较高，含水率较低。前6个月平均单井累产量1 226.60 t，平均含水率73.02%；前31个月含水率上升速度快，产液量下降快，产油量递减下降速度快，递减率为73.96%；31个月后含水率及产液量趋于平稳，下降速度较缓，产油量递减率变小为39.29%；平均单井技术可采储量3 646 t(图2b)。

(3)低产井(即初期产量小于5 t/d的井)。此类单井168口，占比64%，表现为初期产油量低，含水率高。前6个月平均单井累产量311.39 t，平均含水率87.53%；递减规律符合分段指数递减类型，初期递减率较大，为47.85%，目前递减率19.64%，绝大部分井处于关停或报废状态，平均单井技术可采储量2 021 t(图2c)。

图2 红河油田长8油藏单井产量不同递减规律特征

2.2 单井可采储量和关键影响因素的关系

从红河油田单井可采储量与静态地质参数的统计结果(图3)可见，单井可采储量与孔隙度、渗透率、含油饱和度、水平段有效储层长度等单一因素相关性较弱。由此可见，由于致密油藏储层物性差、存在天然微裂缝，加上后期压裂储层改造，导致渗流特征复杂，开采规律难以把握，仅靠单一的地质因素来寻找“甜点”区域(EUR高的区域)变得非常困难。

图3 红河油田长8油藏单井可采储量与静态参数的相关性

由红河长8油藏单井可采储量与动态试油、试采参数的相关性(图4)可见，单井的初始稳定产量、初期含水率与单井可采储量具有较好的相关性。

图4 红河油田长8油藏单井可采储量与动态参数的相关性

2.3 油藏可采储量概率分布

2.3.1 概率法研究的引入

红河油田单井之间的开发动态和产量递减规律呈现较大的差异性，因此采用确定性方法或单一值预测其单井可采储量会出现较大的不确定性和认识上的偏差，这对于采用确定法估算该类致密油藏的储量带来了巨大的挑战[17-22]。

本文引入北美对非常规页岩油气藏储量的评估方法，采用已开发井确定单井的储量，然后用已开发井储量的概率分布特征来表征该区块或者油气藏的储量。可以采用概率分析的方法，选定初期产量、半年平均含水率和半年稳产量作为影响可采储量的关键参数，确定其概率统计分布特征，利用数学手段表征致密油藏来表征和描述致密油可采储量的不确定性分布。SPEE专著三[22]指出，从概率学统计上看，概率是在最低0.01和最高99.99之间变化，是小于等于约定(LE)，在概率值前加P，是大于等于约定(GE)，一般全球PRMS资源分类系统认可这个约定，如P90、P50和P10。P90表示等于或大于一个较小数值的置信度较高，大于或等于该值的概率有90%；P10表示一个被超过的可能性较低的较大值，大于或等于该值的概率有10%；中值等同于P50。在PRMS资源分类系统的储量评估领域，也用P90、P50和P10表示不同级别的储量，对应着1P、2P和3P储量。

2.3.2 方法的置信度判断

由P10和P90的定义可知，P10代表研究区内所有单井可采储量数据中较大的值，P90表示较小的值，用P10/P90可以得到研究区内单井可采储量的离散程度，该值越大，代表研究区内非均质性强，包括地质特征及工程技术上的差异。根据SPEE专著三对研究区最小样本点的推荐，使用概率法研究推荐P10/P90比值通常在3～8，获得90%的置信度所需最小的样本量(表2)。如果P10/P90比值超过10，表示研究区内部的非均质特征(地质特征及工程技术上的差异)造成的数据点差异太大，需要更多的样本点或重新分组研究。

表2 SPEE专著三推荐的最小样本量

2.3.3 方法应用

(1)按照整个油藏研究。将长8油藏的所有单井动态资料作为一个划分区域，做出单井可采储量、初始产量、半年累产、半年含水率的概率统计计算结果(表3)。从业内普遍认可的P10/P90来判断数据的不确定性，单井可采储量、初始产量、半年累产量的P10/P90值都大于10，说明整个长8油藏具有地质、工程改造的复杂性和不同区块的差异性。诸如初始产量、半年累产量等特征参数存在非对数正态分布的现象，采用概率分析方法需要更多的样本点研究或更合理的分组进行统计分析。

表3 红河油田长8油藏单井可采储量及关键影响因素概率统计

(2)按照不同区块研究。目前红河油田长8油藏动用的区块包括HH12、HH36、HH37、HH73、HH73等，按照不同区块进行分组研究。以某区块为例，60多口井的样本点显示，致密油气藏的可采储量、初始产量、半年累产概率特征符合对数正态分布(图5)。

图5 红河油田某区块长8油藏单井可采储量、初始产量、半年累产量和半年含水率概率分布

从表4可见，如果按照算术平均统计，长8油藏某区块单井可采储量平均值为6 301.2 t，初始产量平均9.6 t/d,半年累产量1 643.3 t，半年平均含水率43.2%；如果按照概率统计法平均统计，P50的可采储量平均值为5 624.9 t，初始产量平均8.3 t/d,半年累产量1 187.3 t，半年平均含水率39.8%。采用概率分布模型的P50来代表致密油气储层、开发动态及储量的平均值，比直接算数平均法更具备理论和统计学基础，结果也更为合理、可信。

表4 红河油田某区块长8油藏单井可采储量(EUR)及关键影响因素概率统计

3 结论

(1)以红河油田为代表的致密低渗油藏，其单井可采储量的影响因素较多，除多种地质、工程静态参数共同作用外，同时叠加了后期工程改造及开发方式的影响。单井可采储量与孔隙度、渗透率、含油饱和度、有效储层水平段长度等单一因素相关性较弱，难以寻找影响单井可采储量的地质主控因素，或者对主控因素的描述不准确，因此有必要建立多因素的相关模型。

(2)致密油藏单井的初产和递减率变化大，不同的初产规模表现的递减规律不尽相同，采用确定性的方法或单一值预测其单井可采储量会出现较大的不确定性。可以采用概率分析的方法，选定初期产量、半年平均含水率和半年稳产量作为影响可采储量的关键参数，确定其概率统计分布特征，利用数学手段表征致密油藏来表征和描述致密油可采储量的不确定性分布。

(3)以单井储量为基础，建立初始产量、半年稳定产量和含水率等关键参数和单井可采储量的概率分布，如果P10/P90大于10，必须考虑分组，通过类比实现快速估算组内或相似动用区块的可采储量，这对辅助判定此类致密油藏的开发动用潜力有较强的指导作用。