袁自學(xué)，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(shù)不斷改進(jìn)，尤其是欠平衡鉆井、超前注水和大型壓裂技術(shù)得到成功運(yùn)用，提高了單井產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)效益，使難動(dòng)用的特低滲油藏地質(zhì)儲量得到動(dòng)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(biāo)準(zhǔn)中新增儲量采收率標(biāo)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(biāo)定方法?；诖耍疚尼槍﹂_發(fā)程度高的特低滲透區(qū)塊進(jìn)行統(tǒng)計(jì)研究，分析影響其采收率的因素，建立計(jì)算采收率的經(jīng)驗(yàn)公式；同時(shí)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(guān)鍵參數(shù)和分析技巧。最后，基于特低滲透油藏特點(diǎn)，分析兩種方法的優(yōu)缺點(diǎn)及應(yīng)用時(shí)應(yīng)注意的關(guān)鍵問題。

1 特低滲砂巖油藏特點(diǎn)和采收率標(biāo)定存在問題

1.1 油藏特點(diǎn)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(dá)西定律，原油流動(dòng)需要克服啟動(dòng)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(gè)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(dòng)用狀況

20世紀(jì) 90年代后期以來，中國石油采用大型壓裂、超前注水等技術(shù)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(yàn)區(qū)，鉆井和壓裂工藝技術(shù)已取得較大進(jìn)步，注水技術(shù)正在試驗(yàn)攻關(guān)[4-5]。

1.3 現(xiàn)行采收率標(biāo)定方法和存在問題

現(xiàn)行石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《石油可采儲量計(jì)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(biāo)定方法較全，但沒有適用于特低滲砂巖油藏的經(jīng)驗(yàn)公式。該標(biāo)準(zhǔn)中水驅(qū)砂巖油藏采收率經(jīng)驗(yàn)公式有3個(gè)[6]：

第3個(gè)經(jīng)驗(yàn)公式見表1。

表1 不同類型油藏井網(wǎng)密度與采收率關(guān)系表

（1）式為1996年俞啟泰等專家根據(jù)25個(gè)水驅(qū)砂巖油藏統(tǒng)計(jì)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(gè)水驅(qū)砂巖油藏統(tǒng)計(jì)建立的，適用空氣滲透率范圍（4.8～8 900.0）×10?3μm2；第 3 個(gè)經(jīng)驗(yàn)公式為 1989 年張素芳等專家根據(jù) 144個(gè)開發(fā)單元統(tǒng)計(jì)建立的。需說明的是，（2）式的基礎(chǔ)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)中，空氣滲透率小于10×10?3μm2的特低滲單元僅 1 個(gè)，滲透率（10～50）×10?3μm2的低滲單元 6 個(gè)，占總單元數(shù)的 4.7%[7]；（1）式基礎(chǔ)數(shù)據(jù)中低滲單元數(shù)分布不詳，第 3個(gè)經(jīng)驗(yàn)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(gè)經(jīng)驗(yàn)公式不適用于特低滲注水砂巖油藏采收率標(biāo)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?cái)?shù)量有限導(dǎo)致的特低滲油藏統(tǒng)計(jì)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(jī)理（前者服從達(dá)西定律，后者則否）和開發(fā)技術(shù)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(biāo)準(zhǔn)中的水驅(qū)砂巖經(jīng)驗(yàn)公式（2）為例，特低滲透單元計(jì)算的采收率比標(biāo)定采收率低5.1%～8.2%（見表2），而中滲單元大27區(qū)塊計(jì)算采收率與標(biāo)定采收率接近，說明現(xiàn)行的水驅(qū)砂巖采收率標(biāo)定經(jīng)驗(yàn)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(biāo)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(biāo)定的目標(biāo)油藏采收率精度較低。

2 影響采收率的關(guān)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(guān)鍵參數(shù)為滲透率和孔隙度；表征流體性質(zhì)的關(guān)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(dòng)性質(zhì)的關(guān)鍵參數(shù)為原油流度；表征注水開發(fā)效果的關(guān)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(gè)特低滲油藏統(tǒng)計(jì)，采收率與滲透率、流度相關(guān)性較好，與井網(wǎng)密度、孔隙度相關(guān)性次之，與地層原油黏度相關(guān)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(jì)算值與標(biāo)定值比較

圖1 采收率與影響參數(shù)關(guān)系

由圖 1可見，采收率與地層原油黏度的相關(guān)性比采收率與滲透率之間的相關(guān)性要差，與通常認(rèn)為的采收率與地層原油黏度相關(guān)性強(qiáng)的觀點(diǎn)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(guān)性。統(tǒng)計(jì)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(guān)，但二者與采收率的理論關(guān)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(rèn)為，隨著黏度的增大，采收率應(yīng)降低，但由于滲透率的提高，導(dǎo)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(fù)相關(guān)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(qiáng)；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(yuǎn)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?dú)w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(shí)，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(huì)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(dòng)用效果差，采收率（約15%）低，而西峰油田開發(fā)動(dòng)用效果好，采收率約20%。

圖2 滲透率與地層原油黏度的關(guān)系

3 經(jīng)驗(yàn)公式法

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)篩選

建立經(jīng)驗(yàn)公式的油藏基礎(chǔ)數(shù)據(jù)主要源于大慶、長慶和吉林3個(gè)油區(qū)。以油田開發(fā)單元為數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)單元，針對特低滲透注水砂巖油藏的特點(diǎn)，開發(fā)單元選擇遵循直井注水開發(fā)時(shí)間長、動(dòng)用程度高、復(fù)算或套改后地質(zhì)儲量可靠、可采儲量用動(dòng)態(tài)法計(jì)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(dú)立完整；③油藏已進(jìn)入遞減階段，表現(xiàn)為開發(fā)時(shí)間長、采出程度較高；④技術(shù)可采儲量采用水驅(qū)曲線法或產(chǎn)量遞減法等動(dòng)態(tài)法計(jì)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(yàn)要匹配，如用動(dòng)用面積和總井?dāng)?shù)計(jì)算的井網(wǎng)密度與用開發(fā)井距計(jì)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(gè)（大慶20個(gè)，吉林13個(gè)，長慶4個(gè)），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(yàn)公式模型

美國學(xué)者提出的水驅(qū)砂巖油藏和溶解氣驅(qū)油藏采收率計(jì)算經(jīng)驗(yàn)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(guān)系，4個(gè)組合參數(shù)項(xiàng)分別表征影響采收率的四大能力，即儲集能力、流動(dòng)能力、含油能力和驅(qū)動(dòng)能力。前蘇聯(lián)學(xué)者提出的經(jīng)驗(yàn)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(guān)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(qiáng)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(biāo)準(zhǔn)[6]（SY/T 5367-2010）中的經(jīng)驗(yàn)公式形成于20世紀(jì)90年代中期，3個(gè)水驅(qū)砂巖油藏采收率經(jīng)驗(yàn)公式借鑒前蘇聯(lián)模型，底水碳酸鹽巖油藏采收率經(jīng)驗(yàn)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(yàn)公式。

本次研究建立的經(jīng)驗(yàn)公式仍以中國石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)模型為基礎(chǔ)，并參考目前在可采儲量標(biāo)定中廣泛采用的其他模型。模型設(shè)立考慮了統(tǒng)計(jì)特點(diǎn)，設(shè)定截距為零和不為零2種情況，共建立了19個(gè)不同函數(shù)形式的模型（見表4）。

3.3 模型選擇

統(tǒng)計(jì)19個(gè)模型回歸37個(gè)特低滲樣本油藏?cái)?shù)據(jù)的相關(guān)系數(shù)、標(biāo)準(zhǔn)誤差、F值、截距和系數(shù)的t值等指標(biāo)（見表 4）。模型選擇時(shí)，首先剔除相關(guān)系數(shù)較小和標(biāo)準(zhǔn)誤差較大的模型，然后剔除自變量t值較小和自變量標(biāo)準(zhǔn)誤差較大的模型。初步選擇4個(gè)模型：1、13、15、19，其數(shù)學(xué)表達(dá)式如下。

模型1：

模型13：

模型15：

模型19：

與標(biāo)定采收率相比，4個(gè)模型計(jì)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(gè)，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(gè)，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(gè)，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(gè)，占總數(shù)97.3%。4個(gè)模型計(jì)算采收率的相關(guān)系數(shù)及標(biāo)準(zhǔn)誤差見表4。

3.4 模型驗(yàn)證

2008—2010年進(jìn)行可采儲量標(biāo)定且參數(shù)齊全的特低滲透油藏有 218個(gè)，利用模型 1、13、15、19計(jì)算采收率，與標(biāo)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(gè)模型均可用（見表5）。

4個(gè)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(guān)系，因而模型15最符合科學(xué)規(guī)律，計(jì)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(yīng)用較為局限，在井

表4 特低滲水驅(qū)砂巖油藏采收率計(jì)算模型

圖3 模型1、13、15、19計(jì)算采收率與標(biāo)定采收率關(guān)系

表5 2008年—2010年特低滲油藏計(jì)算采收率絕對誤差分布

注：t值為學(xué)生t分布，是概率和自由度的函數(shù)，用于檢驗(yàn)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(shí)，隨井網(wǎng)密度增加，采收率合理提高，當(dāng)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(gè)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(guān)系數(shù)、標(biāo)準(zhǔn)誤差、函數(shù)形式、參數(shù)個(gè)數(shù)及錄取難易、應(yīng)用習(xí)慣等因素，建議4個(gè)模型使用順序?yàn)椋耗Ｐ?優(yōu)先，模型15次之，模型19再次，最后為模型13。

3.5 經(jīng)驗(yàn)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(jìn)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(shù)背景下，整個(gè)油田由于受滾動(dòng)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(dòng)態(tài)法標(biāo)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(dòng)態(tài)法計(jì)算儲量和采收率。本文建立經(jīng)驗(yàn)公式時(shí)使用的樣本區(qū)塊均為用動(dòng)態(tài)法標(biāo)定可采儲量的老區(qū)塊，降低了計(jì)算采收率的不確定性，提高了經(jīng)驗(yàn)公式的可靠程度。

經(jīng)驗(yàn)公式還存在下列不確定性：①隨油田開發(fā)技術(shù)進(jìn)步，可能因提高注水波及體積而提高采收率，或因鉆井技術(shù)和壓裂技術(shù)進(jìn)步而使原來無法動(dòng)用的低滲層得到動(dòng)用而提高采收率，或因技術(shù)進(jìn)步導(dǎo)致油藏開發(fā)成本降低（如經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度加大）、經(jīng)濟(jì)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(yàn)公式的使用范圍，所以儲量評估時(shí)需注意開發(fā)技術(shù)變化造成的采收率不確定性，若技術(shù)進(jìn)步明顯，應(yīng)用本文經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算采收率可能偏低。該經(jīng)驗(yàn)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(yàn)公式計(jì)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(yàn)公式是否適用還有待驗(yàn)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(jì)算單元含油面積較大，隨著開發(fā)區(qū)的逐漸滾動(dòng)擴(kuò)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(shí)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(shù)對其產(chǎn)量影響大，如壓裂技術(shù)、井距和注水等因素的影響，導(dǎo)致類比油藏建立困難。

4.1 類比油藏（或單元）選擇

20世紀(jì)90年代后期以來，針對特低滲油藏開展了大量開發(fā)試驗(yàn)工作，開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)及其后大規(guī)模投產(chǎn)的油藏積累了豐富的動(dòng)靜態(tài)資料，是采收率標(biāo)定重點(diǎn)跟蹤的對象，具備開發(fā)時(shí)間長、采出程度高、地質(zhì)儲量較落實(shí)、可采儲量用動(dòng)態(tài)法不斷核實(shí)、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(shù)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(biāo)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(gè)成功采用超前注水開發(fā)技術(shù)的油藏，同時(shí)還采用欠平衡鉆井和直井大型壓裂技術(shù)[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(biāo)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(shí)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(biāo)桿類比區(qū)塊（該區(qū)塊地質(zhì)儲量采出程度達(dá)到13.4%），標(biāo)定A3區(qū)塊采收率。采出程度最高的A1區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)量超出可采儲量，儲量需要重新落實(shí)，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(guān)鍵參數(shù)

2007年SPE、AAPG、WPC、SPEE等4家機(jī)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(huì)（簡稱 SEC）對證實(shí)儲量類比條件進(jìn)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(shí)儲量時(shí)，必須與目標(biāo)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(dòng)類型，類比油藏的油藏性質(zhì)整體上比目標(biāo)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(biāo)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(biāo)桿類比區(qū)塊油藏性質(zhì)總體優(yōu)于目標(biāo)區(qū)塊。中國石油近年來主要根據(jù)這一原則，選擇標(biāo)桿性的類比油藏，同時(shí)征求國內(nèi)外評估專家意見，類比參數(shù)達(dá)到30多個(gè)，覆蓋多數(shù)油氣藏類型[20]。不同類型油藏類比的關(guān)鍵參數(shù)不同，對特低滲注水砂巖油藏，類比油藏的關(guān)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(gè)參數(shù)。當(dāng)流度較低造成原油流動(dòng)能力差時(shí)，若氣油比高、油層厚度大，則可彌補(bǔ)這一缺陷，得到較高產(chǎn)量和采收率。亦即采收率評估時(shí)，應(yīng)注意各因素之間的關(guān)聯(lián)性和互補(bǔ)性。

4.3 采收率選值

確定類比關(guān)鍵參數(shù)后，應(yīng)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(biāo)區(qū)A3區(qū)塊為0.28，A2區(qū)塊比A3區(qū)塊原油流動(dòng)能力好得多；同時(shí)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(xiàng)（見表 7）。由經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)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(dá)到16.9口/km2，井網(wǎng)密度增加80%，而動(dòng)態(tài)法標(biāo)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?dāng)?shù)比例反推，當(dāng)時(shí)采收率為12%，若考慮早期動(dòng)用儲量較好而后期動(dòng)用儲量稍差，開發(fā)初期標(biāo)定采收率可取15%。綜合這些信息，A3區(qū)塊開發(fā)初期標(biāo)定采收率應(yīng)低于 15%，合理取值為10%～12%[16]。

對上市評估證實(shí)儲量，按SEC規(guī)則，一般情況下目標(biāo)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(bào)探明儲量時(shí)，由于石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中沒有詳細(xì)規(guī)定，建議選擇多個(gè)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(jì)算控制和預(yù)測儲量時(shí)，可跨越SEC規(guī)定條件，選擇多個(gè)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(biāo)區(qū)油藏參數(shù)表

5 經(jīng)驗(yàn)公式法和類比法比較

在靜態(tài)法評估中，經(jīng)驗(yàn)公式法和類比法各有優(yōu)缺點(diǎn)。經(jīng)驗(yàn)公式法標(biāo)定采收率的優(yōu)點(diǎn)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(jì)算結(jié)果單一。缺點(diǎn)在于：①少量參數(shù)有時(shí)難以代表油氣藏的實(shí)際情況；②不同油公司開發(fā)技術(shù)水平不同，開發(fā)效果不同；③地面因素、經(jīng)濟(jì)因素及其他難以量化的因素如儲集類型、構(gòu)造復(fù)雜程度等在公式中無法反映；④不同來源的多個(gè)經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算結(jié)果差異大。

類比法標(biāo)定采收率的優(yōu)點(diǎn)是更直觀、具體、可信度高。缺點(diǎn)是需要富有經(jīng)驗(yàn)并熟悉開發(fā)專業(yè)的人員分析篩選影響采收率的關(guān)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(shí)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(biāo)油藏可能采用更新的開發(fā)技術(shù)；取全取準(zhǔn)可類比的參數(shù)比較困難。

除 2種方法本身優(yōu)缺點(diǎn)之外，評估人員在探明儲量評估時(shí)應(yīng)注意以下 2點(diǎn)，做到合理選值：①無論是經(jīng)驗(yàn)公式法還是類比法，都應(yīng)檢查動(dòng)靜態(tài)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)可靠性。②運(yùn)用經(jīng)驗(yàn)公式法時(shí)應(yīng)注意地質(zhì)和技術(shù)條件及各種參數(shù)的適用范圍；運(yùn)用類比法時(shí)則應(yīng)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(rèn)識

根據(jù)吉林、大慶和長慶等地區(qū)37個(gè)油藏?cái)?shù)據(jù)，建立了特低滲注水砂巖油藏采收率經(jīng)驗(yàn)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(shí)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(dòng)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(shù)。影響采收率的關(guān)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(dòng)態(tài)生產(chǎn)資料少，儲量評估方法應(yīng)以靜態(tài)法為主，同時(shí)考慮動(dòng)態(tài)法。靜態(tài)法中的經(jīng)驗(yàn)公式法和類比法各有優(yōu)缺點(diǎn)，對具體油田探明儲量采收率的評估，應(yīng)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(shí)儲量的合理確定性要求，為克服這一缺陷，應(yīng)選擇多個(gè)類比油藏，同時(shí)應(yīng)隨著類比油藏動(dòng)靜態(tài)資料的增加，不斷復(fù)核地質(zhì)儲量、可采儲量，更新類比油藏采收率，并及時(shí)更新目標(biāo)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(shù)影響大，應(yīng)結(jié)合動(dòng)靜資料合理確定采收率，重視分析開發(fā)早期少量的動(dòng)態(tài)資料，對動(dòng)態(tài)法與靜態(tài)法可采儲量評估結(jié)果進(jìn)行比較，若差別較大，證實(shí)或探明儲量以動(dòng)態(tài)法為準(zhǔn)，以反映后期井網(wǎng)加密和細(xì)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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