周　錦，李勝利 ，楊　勇，朱義東， 王雪美

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院，廣東 廣州　510240；2.中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院　北京　100083)

?

LF-Y油田動態(tài)石油地質(zhì)儲量評價(jià)

周錦1，李勝利2，楊勇1，朱義東1， 王雪美1

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院，廣東 廣州510240；2.中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院北京100083)

LF-Y油田S區(qū)在ODP開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施中，鉆井表明構(gòu)造邊部變陡，含油面積變小，靜態(tài)方法重新計(jì)算地質(zhì)儲量為1 328.30×104m3，但該儲量規(guī)模與油田生產(chǎn)動態(tài)不相符。結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)法、儲量反算法及油藏?cái)?shù)值模擬法分析油田儲量規(guī)模及合理性，指出了S區(qū)存在儲量計(jì)算不足的問題并分析了原因，通過動態(tài)信息反算地質(zhì)儲量的方法,反算儲量規(guī)模在1 450.00×104～1 700.00×104之間，因此該油田西邊無井控區(qū)域儲量潛力可能性較大。結(jié)合重新開展的孔隙度反演、精細(xì)地質(zhì)模型、儲量計(jì)算及油藏?cái)?shù)值模擬等研究，再通過靜態(tài)方法最終計(jì)算S區(qū)的地質(zhì)儲量為1 566.03×104m3，儲量規(guī)模增加了237.73×104m3。以動態(tài)反算儲量，并反饋到靜態(tài)儲層評價(jià)與儲量計(jì)算之中，使兩者達(dá)到較為一致的結(jié)果。研究成果不但解決了S區(qū)儲量不足的矛盾，使模型更加合理，剩余油分布預(yù)測也更加可靠，為ODP調(diào)整方案成功實(shí)施提供了儲量基礎(chǔ)；而且驗(yàn)證了油藏動態(tài)方法對儲量問題研究的反證作用，從而實(shí)現(xiàn)了油藏動、靜態(tài)結(jié)合解決地質(zhì)難點(diǎn)問題。

地質(zhì)儲量；地質(zhì)模型；油藏?cái)?shù)值模擬；孔隙度反演；ODP

0　引　言

LF-Y油田位于中國南海珠江口盆地陸豐凹陷南部，屬于單個(gè)砂體反韻律沉積邊水油藏，被東西走向大斷層分為南北兩個(gè)區(qū)(S區(qū)和N區(qū))，油層厚度約35 m，具有一定非均質(zhì)性。油田于2005年投產(chǎn)，3口水平井已生產(chǎn)6年多，含水上升速度比較慢，產(chǎn)量遞減也較緩慢。2012年完成ODP(油田開發(fā)方案)調(diào)整方案實(shí)施，共完鉆2口領(lǐng)眼井和8口水平開發(fā)井(其中W8P2未測得中子孔隙度和密度)。在ODP調(diào)整方案實(shí)施中，構(gòu)造西邊領(lǐng)眼井W8P1處變深了21.8 m，重新解釋的構(gòu)造邊部整體變陡，含油面積變小，地質(zhì)人員重新計(jì)算的地質(zhì)儲量從1 730.53×104m3減小為1 328.30×104m3。但事實(shí)上油田生產(chǎn)動態(tài)很好，采出程度高，明顯與重新計(jì)算的地質(zhì)儲量規(guī)模不相符，顯然存在動態(tài)與靜態(tài)儲量認(rèn)識不同的矛盾。本文應(yīng)用一系列油藏動態(tài)方法[1]分析油田儲量規(guī)模及分布結(jié)構(gòu)合理性，針對計(jì)算儲量不足與生產(chǎn)狀況好之間的矛盾，采用生產(chǎn)動態(tài)法、儲量反算法和油藏?cái)?shù)值模擬法等油藏動態(tài)方法重新落實(shí)油藏實(shí)際儲量，進(jìn)而預(yù)測油田S區(qū)可能存在的儲量潛力區(qū)域，也使油藏認(rèn)識更加清楚，從而深化油田生產(chǎn)及精細(xì)地質(zhì)油藏研究。

1　油藏動態(tài)法分析儲量問題

1.1生產(chǎn)動態(tài)分析儲量問題

1.1.1油田生產(chǎn)動態(tài)反應(yīng)儲量計(jì)算不足問題

ODP調(diào)整方案實(shí)施前，油田僅有3口水平井生產(chǎn)，投產(chǎn)后均自噴采油，單井無水期均達(dá)到1年多，自2007年底開始產(chǎn)量遞減，含水率上升緩慢。目前， 3口老井已生產(chǎn)6年多，單井日產(chǎn)油量約300.00 m3/d，含水率在45%～70%之間，油田綜合含水率52.0%，仍處于中低含水期，但累積產(chǎn)油量已達(dá)到625.00×104m3，按1 328.30×104m3地質(zhì)儲量計(jì)算采出程度接近50.0%?？梢姡吞锷a(chǎn)動態(tài)反映油藏儲量比預(yù)想的要充足，與當(dāng)時(shí)地質(zhì)儲量認(rèn)識存在矛盾，原來計(jì)算的地質(zhì)儲量偏小。

1.1.2生產(chǎn)動態(tài)分析儲量潛力

根據(jù)單井生產(chǎn)動態(tài)可以分析各井控區(qū)域儲量情況[2]，單井生產(chǎn)動態(tài)好的井一般位于構(gòu)造高部位或儲量充足的區(qū)域。從3口老井生產(chǎn)動態(tài)來看(圖1)，明顯反映了邊水油藏特征。其中：LF-Y-W2井(后續(xù)文中井名均省略LF-Y-字樣)生產(chǎn)動態(tài)最好，主要是因?yàn)樵摼挥跇?gòu)造高部位。而W1與W3井由于分別位于構(gòu)造東、西兩邊，井位所在構(gòu)造高度相近(井位在圖3中標(biāo)示)，且井尾段離原始油水邊界水平距離相近，但W3井生產(chǎn)動態(tài)明顯優(yōu)于W1井，說明W3井控區(qū)域儲量相對充足。

圖1　三口老井生產(chǎn)動態(tài)曲線圖Fig.1　Production performance plot of three wells in early production phase of the oilfield

圖2　8口開發(fā)調(diào)整井生產(chǎn)動態(tài)曲線圖　Fig.2　Production performance plot of 8 production wells in development adjustment phase of the oilfield

從新投產(chǎn)8口開發(fā)井生產(chǎn)動態(tài)來看(圖2)，各井生產(chǎn)動態(tài)差別較大：W4與W5井單井產(chǎn)量高、投產(chǎn)半年多仍處于無水期，主要由于井位處于高部位；W6、W10與W8生產(chǎn)動態(tài)較好，含水率上升較慢；W7、W9和W11井單井產(chǎn)量低、含水率上升速度快。因此，結(jié)合W4、W5、W6和W10井生產(chǎn)動態(tài)可知，油田S區(qū)構(gòu)造東南位置W4和W5井以南區(qū)域可能存在一定儲量潛力或發(fā)育隔層；綜合W3和W8井生產(chǎn)動態(tài)可知構(gòu)造西邊W8井控區(qū)域可能存在儲量潛力(圖3)。

綜上生產(chǎn)動態(tài)分析，發(fā)現(xiàn)油田S區(qū)存在儲量計(jì)算不足的問題，油田在W4和W5井以南區(qū)域和構(gòu)造西邊W8井控區(qū)域存在儲量潛力的可能性(圖3)。

1.2儲量反算法推算油田儲量

本文所說儲量反算法是指在利用相關(guān)資料確定油田相對合適的采收率基礎(chǔ)上，采用油藏動態(tài)方法預(yù)測油田可采儲量，從而反算油田已動用地質(zhì)儲量[3]。應(yīng)用該方法可以較準(zhǔn)確計(jì)算出油田地質(zhì)儲量合適范圍，并根據(jù)單井動態(tài)預(yù)測情況分析油田可能存在的儲量潛力區(qū)域。

1.2.1油田采收率確定

參考類比法和水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果確定LF-Y油田S區(qū)采收率值，將三種方法的平均采收率值作為油田較合適的采收率。

類比法選擇南海東部與LF-Y油田儲層物性、原油性質(zhì)相似性強(qiáng)，生產(chǎn)年限長，采收率預(yù)測較可靠的砂巖油藏進(jìn)行類比，共篩選了5個(gè)油藏(表1)，其相似程度高，各油藏采收率在63.3%～69.1%之間，該方法推薦平均采收率值65.5%。

根據(jù)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表2)可見，5塊巖樣測得水驅(qū)油效率在60.5%～71.4%之間，因此LF-Y油田S區(qū)采收率在60.5%～71.4%之間，該方法推薦平均采收率值64.1%。

綜合以上兩種方法，得到的LF-Y油田采收率主要在60.0%～70.0%之間，兩種方法推薦采收率的平均值為64.8%。因此最終推薦64.8%為LF-Y油田較合適的采收率值，并將70.0%作為樂觀采收率值，60.0%作為悲觀采收率值。

表1　LF-Y油田S區(qū)采收率類比表

表2LF-Y油田S區(qū)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表

Table 2Results of water flooding experiment in the S block of LF-Y oilfield

樣品ID 深度/m滲透率/10-3μm2孔隙度/%水驅(qū)油效率/%102B2489.22388622.471.4118A2496.9887119.560.5124A2500.19363023.668.8132B2504.1846219.460.8201A2506.53123419.867.5平均值2499.42201720.965.8

1.2.2油田地質(zhì)儲量反算

確定油田較合適的采收率后，采用動態(tài)法預(yù)測油田可采儲量[4]，從而反算油田地質(zhì)儲量。根據(jù)LF-Y油田油藏特征及生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律，本文主要考慮了指數(shù)遞減法、雙曲遞減法和數(shù)值模擬預(yù)測油田可采儲量[5]。

表3動態(tài)法預(yù)測LF-Y油田S區(qū)可采儲量結(jié)果匯總表

Table 3Recoverable reserves calculated with different production performance methods in the study area

預(yù)測方法可采儲量/104m3指數(shù)遞減 按油田預(yù)測986.50按單井預(yù)測995.53雙曲遞減 按油田預(yù)測1025.92按單井預(yù)測1038.02數(shù)值模擬法2012年可采儲量調(diào)查結(jié)果1015.36平均值1012.27

從各種方法預(yù)測結(jié)果可見(表3)，預(yù)測S區(qū)可采儲量為986.50×104～1 038.02×104m3，平均值為1 012.27×104m3，因此推薦油田可采儲量為1 012.27×104m3，結(jié)合推薦采收率，根據(jù)推薦方案反算S區(qū)地質(zhì)儲量約1 562.15×104m3，根據(jù)樂觀方案、悲觀方案反算結(jié)果，LF-Y油田S區(qū)地質(zhì)儲量規(guī)模在1 450.00×104～1 700.00×104m3范圍之間(表4)。

表4LF-Y油田S區(qū)地質(zhì)儲量反算結(jié)果表

Table 4Geological OIP reserves invert-calculation results with different scenarios in the study area

分類采收率/%推薦可采儲量/104m3反算地質(zhì)儲量/104m3樂觀方案60.0推薦方案64.8悲觀方案70.01012.271687.121562.151446.10

根據(jù)以上儲量反算結(jié)果，通過構(gòu)造、地質(zhì)認(rèn)識計(jì)算油田S區(qū)地質(zhì)儲量結(jié)果為1 328.30×104m3，不在本文反算地質(zhì)儲量范圍1 450.00×104～1 700.00×104m3之內(nèi)，不但比本文推薦方案的反算地質(zhì)儲量(1 562.15×104m3)少233.85×104m3儲量，甚至比現(xiàn)在悲觀方案反算的地質(zhì)儲量(1 446.10×104m3)還要低121.70×104m3，這與動態(tài)生產(chǎn)明顯不匹配，顯然是不合理的。因此，總體上油田S區(qū)目前構(gòu)造、地質(zhì)認(rèn)識的儲量規(guī)模偏小，存在儲量不足問題；而重新通過動態(tài)方法反算得到的地質(zhì)儲量數(shù)據(jù)相對更為合理。

1.2.3單井動態(tài)預(yù)測分析儲量潛力

根據(jù)單井動態(tài)預(yù)測可以估算各井最終產(chǎn)量貢獻(xiàn)，并反映了各井控區(qū)域儲量情況。采用遞減法和數(shù)值模擬法進(jìn)行單井動態(tài)預(yù)測。

遞減法和數(shù)值模擬法預(yù)測單井累積產(chǎn)油量比率圖，可見兩種方法預(yù)測各井最終累積產(chǎn)油量所占比率相近(圖4)，說明通過動態(tài)方法反算并預(yù)測的地質(zhì)儲量結(jié)果相對可靠。調(diào)整方案實(shí)施前，3口老井單井累積產(chǎn)油量高，以構(gòu)造高部位W2井產(chǎn)量貢獻(xiàn)比率最大，位于構(gòu)造東、西兩邊W1與W3井產(chǎn)量貢獻(xiàn)比率略低，但W3井明顯大于W1井，反映W3井控區(qū)域儲量比W1井控區(qū)域充足。調(diào)整方案實(shí)施后，8口開發(fā)井單井累積產(chǎn)油量相對3口老井偏低，8口開發(fā)井中， W4與W5井產(chǎn)量貢獻(xiàn)比率較大，主要因?yàn)榫惶幱跇?gòu)造高部位，其它井中以W6、W10與W8產(chǎn)量貢獻(xiàn)比率較大，反映井控區(qū)域儲量較充足。動態(tài)預(yù)測單井累計(jì)產(chǎn)量貢獻(xiàn)與前文生產(chǎn)動態(tài)分析結(jié)果相符，認(rèn)為油田構(gòu)造東南位置W4和W5井以南區(qū)域和構(gòu)造西邊W8井控區(qū)域存在儲量潛力的可能性(圖3)，單井動態(tài)預(yù)測可以為油田儲量評估提供定性及模糊定量參考。

1.3采用油藏?cái)?shù)值模擬法分析

圖4　遞減法及數(shù)值模擬法預(yù)測單井累積產(chǎn)油比例圖Fig.4　Correlation plot between decline rate and simulation methods on single well cumulative production forecast

圖5　LF-Y油田數(shù)值模型初始化后(未擬合)與實(shí)際生產(chǎn)曲線對比圖(1psi=6.895 kPa)Fig.5　Contrast plots of actual production curve vs.simulation initial(without history match) in LF-Y oilfield

油藏?cái)?shù)值模擬方法研究既能較準(zhǔn)確地刻畫油田儲層物性和油藏特征，又能通過生產(chǎn)歷史擬合重現(xiàn)實(shí)際油藏生產(chǎn)動態(tài)，從而實(shí)現(xiàn)油田生產(chǎn)預(yù)測[6]。在油藏?cái)?shù)值模型建立及生產(chǎn)歷史擬合中同時(shí)也可以檢驗(yàn)?zāi)Ｐ蛢游镄缘暮侠硇?，不斷?yōu)化模型[7]。本文通過精細(xì)油藏?cái)?shù)值模型建立及生產(chǎn)歷史擬合中敏感區(qū)域研究，驗(yàn)證了LF-Y油田S區(qū)目前儲量計(jì)算不足的問題，并通過分析找到可能的儲量潛力區(qū)域。同時(shí)數(shù)值模擬可以得到量化的地質(zhì)儲量預(yù)測。

1.3.1油藏?cái)?shù)值模型初始化分析

在精細(xì)地質(zhì)油藏描述基礎(chǔ)上建立地質(zhì)模型，得到的油藏?cái)?shù)值模型經(jīng)過初始化后，已基本能反映地質(zhì)模型研究中對儲層物性認(rèn)識[8]。此時(shí)對比模型與歷史生產(chǎn)曲線，可驗(yàn)證地質(zhì)模型的合理性。對比LF-Y油田S區(qū)及單井DST擬合后模型與歷史生產(chǎn)曲線(圖5)可知：對比含水率曲線，模型計(jì)算的油田及單井含水率均高于實(shí)際含水率，尤其是W3井，模型含水率遠(yuǎn)高于實(shí)際，且無水期遠(yuǎn)遠(yuǎn)短于實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，含水率也遠(yuǎn)高于實(shí)際含水率，其原因可能是模型儲層物性差別大或模型儲量不足，其次W2井生產(chǎn)2年后也存在類似情況；對比壓力曲線，模型各井井底流壓與實(shí)際流壓數(shù)據(jù)較吻合，說明模型物性相對合理。因此，綜合分析認(rèn)為LF-Y油田S區(qū)整體反映儲量計(jì)算不足問題，尤其是W3井最明顯，其次W2井。

1.3.2油藏?cái)?shù)值模型儲量擬合分析

在油藏?cái)?shù)值模型歷史擬合時(shí)，發(fā)現(xiàn)僅修改物性參數(shù)難以實(shí)現(xiàn)擬合，因此在修改模型物性使其倍數(shù)偏大卻依然無法達(dá)到擬合效果時(shí)，應(yīng)考慮修改儲量進(jìn)行歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合。按此方法通過大量物性參數(shù)及區(qū)域敏感性分析，達(dá)到較高程度的擬合，LF-Y油田S區(qū)模型擬合儲量為1 676.85×104m3，比原地質(zhì)模型增加348.50×104m3儲量。模型中主要儲量敏感區(qū)域?yàn)椋篧2西北方向接近南北連接處區(qū)域，儲量增加150.00×104m3；W3井控區(qū)域，儲量增加100.00×104m3；W4和W5井以南區(qū)域，儲量也增加98.50×104m3。

1.3.3油藏?cái)?shù)值模型邊水驅(qū)替方向擬合分析

根據(jù)鉆井及測井資料顯示：油田生產(chǎn)2年時(shí)LF-Y-W3井點(diǎn)處動油水界面相對原始油水界面上升3 m；油田生產(chǎn)6年多時(shí)，W8P2井點(diǎn)處動油水界面上升8 m，W10井尾處動油水界面上升10 m，W11井尾處動油水界面上升22 m。結(jié)合鉆井、測井及生產(chǎn)動態(tài)資料，對該油藏水驅(qū)油機(jī)理及水驅(qū)油方向分析，認(rèn)為主要沿構(gòu)造變化劇烈、距井頭近的區(qū)域水侵速度快(圖6)。油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果與該理論研究較吻合，唯獨(dú)W3井西南方向，其構(gòu)造變化劇烈，但含水率上升敏感性不強(qiáng)，反映該區(qū)域儲層認(rèn)識仍然存在一些不確定性。

總結(jié)油藏?cái)?shù)值模擬分析，對比DST校正后油藏?cái)?shù)值模型與歷史生產(chǎn)曲線，認(rèn)為LF-Y油田S區(qū)整體反映儲量計(jì)算不足問題，尤其是W3井與W2井。通過生產(chǎn)歷史擬合，模型儲量可達(dá)到1 676.85×104m3，儲量擬合敏感區(qū)域主要為：W2井西北方向接近南北連接處區(qū)域、構(gòu)造西邊區(qū)域、W4和W5井以南區(qū)域。需要再結(jié)合邊水驅(qū)替方向分析，認(rèn)為構(gòu)造西邊區(qū)域儲量計(jì)算不足問題明顯，這也可能是導(dǎo)致W2井西北方向(接近南北連接處)區(qū)域與W4和W5井以南區(qū)域在生產(chǎn)歷史擬合時(shí)需要增加儲量的原因。

1.4結(jié)合儲層物性分析

根據(jù)目前地質(zhì)認(rèn)識，油藏屬于中孔隙度、中高滲透率砂巖油藏，存在一定的非均質(zhì)性。根據(jù)早期地震資料,認(rèn)為油藏西邊無井控區(qū)域存在物性偏低的可能性，地質(zhì)模型孔隙度場西邊反映孔隙度偏低特征(圖7)，但從單井動態(tài)認(rèn)識及新鉆水平井測井解釋結(jié)果來看，油藏孔隙度向構(gòu)造西邊逐漸變差的規(guī)律性并不明顯，因此認(rèn)為油藏西邊的確可能存在儲量潛力；而W4和W5井以南區(qū)域也存在儲量潛力的可能性。

綜上所述，構(gòu)造西邊無井控區(qū)域存在儲量潛力的可能性較大；而W4和W5井以南區(qū)域也存在儲量潛力的可能性，但同時(shí)也存在夾層發(fā)育較多的影響，從而減小儲量的可能性。

2　儲量問題解決思路及結(jié)果驗(yàn)證

2.1靜態(tài)儲量計(jì)算不足的原因與解決思路

確定LF-Y油田S區(qū)儲量計(jì)算不足的問題及存在儲量潛力可能性區(qū)域后，與地質(zhì)人員溝通，討論認(rèn)為模型原始油水界面及含油面積解釋可靠，含油飽和度屬性場能反映油藏真實(shí)情況，有效厚度門限值確定合理，僅孔隙度場分布規(guī)律可能存在問題，油藏西邊無井控區(qū)域孔隙度偏低，可能是導(dǎo)致儲量不足問題的主要矛盾。但這僅是從油藏動態(tài)出發(fā)分析得出，而且構(gòu)造西邊無井控，該問題尚需從構(gòu)造、地質(zhì)及油藏各方面出發(fā)給予驗(yàn)證。因此，本文提出重新進(jìn)行孔隙度反演研究，在此基礎(chǔ)上充分利用老井及新鉆井相關(guān)資料進(jìn)行模型精細(xì)化研究，同時(shí)進(jìn)行儲量復(fù)算，再根據(jù)新的油藏?cái)?shù)值模型驗(yàn)證儲量問題。

2.2地震反演重新研究

圖6　LF-Y油田S區(qū)邊水驅(qū)替方向理論研究及數(shù)值模擬擬合效果對比圖Fig.6　Theoretical edge water drive depletion direction vs.numerical simulation result in the S block of LF-Y oilfield

圖7　LF-Y油田S區(qū)初始地質(zhì)模型孔隙度場分布圖Fig.7　Porosity map of initial geologic model in the S block of LF-Y oilfield

圖8　LF-Y油田S區(qū)新地質(zhì)模型孔隙度場分布圖(結(jié)合新地震反演結(jié)果建立的孔隙度屬性場)Fig.8　New static porosity model (integrated with new seismic inversion cube) in the S block of LF-Y oilfield

圖9　LF-Y油田新數(shù)值模型初始化后(未擬合)與實(shí)際生產(chǎn)曲線對比圖Fig.9　Actual production curve vs.new simulation initial (without history match) in LF-Y oilfield

地球物理工程師重新進(jìn)行了LF-Y油田孔隙度反演研究[9]，并在此基礎(chǔ)上，增加了新井鉆井資料，對局部孔隙度體進(jìn)行了調(diào)整。反演結(jié)果經(jīng)過2口評價(jià)井、2口領(lǐng)眼井及11口水平井檢驗(yàn)，基本與井點(diǎn)處孔隙度值相吻合。新的孔隙度體在構(gòu)造西邊無井控區(qū)域有所增大，平面上孔隙度變化規(guī)律體更加合理，垂向上反韻律沉積特征更為明顯，且隔夾層刻畫更加精細(xì)，使孔隙度屬性模型更加可靠(圖8)，同時(shí)也說明構(gòu)造西邊無井控區(qū)域確實(shí)存在儲量潛力。

2.3儲量計(jì)算對比

ODP開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施完后，計(jì)算LF-Y油田S區(qū)地質(zhì)儲量為1 328.30×104m3(老方案)。在孔隙度反演研究后再次進(jìn)行了儲量計(jì)算研究，根據(jù)相關(guān)要求采用容積法計(jì)算[10-11]，有效厚度下限值保持φ≥10%、Sw<80%、Vsh<30%不變，含油面積仍然基于ODP開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施完后構(gòu)造解釋計(jì)算，平均有效厚度值與平均含油飽和度值采用面積權(quán)衡法計(jì)算，其結(jié)果變化不大，平均孔隙度值利用孔隙度反演體進(jìn)行體積權(quán)衡法得到，計(jì)算平均有效孔隙度為21.1%，與原平均孔隙度20.5%差別不大。最終計(jì)算LF-Y油田S區(qū)地質(zhì)儲量為1 566.03×104m3(新方案)，增加了237.73×104m3，其中構(gòu)造西邊無井控區(qū)域儲量增加約150.00×104m3。

對比前文儲量問題研究結(jié)果，該儲量計(jì)算的結(jié)果(新方案)在前文動態(tài)法反算儲量規(guī)模的范圍(1 450.00×104～1 700.00×104m3)之內(nèi)，說明前文所采用的LF-Y油田S區(qū)動態(tài)法反算地質(zhì)儲量較準(zhǔn)確，也驗(yàn)證構(gòu)造西邊無井控區(qū)域存在儲量潛力。但新方案比油藏?cái)?shù)值模型擬合儲量1 676.8×104m3，仍少110.77×104m3，說明構(gòu)造西邊儲量計(jì)算不足是導(dǎo)致W2井西北方向接近南北連接處區(qū)域與W4和W5井以南區(qū)域在生產(chǎn)歷史擬合時(shí)也需要增加儲量的原因。

2.4油藏?cái)?shù)值模擬重研究

在新的儲層反演地質(zhì)體及精細(xì)地質(zhì)模型研究的基礎(chǔ)上，重新建立油藏?cái)?shù)值模型，并進(jìn)行生產(chǎn)歷史擬合研究[12]。對比新模型LF-Y油田S區(qū)及單井DST擬合后模型與歷史生產(chǎn)曲線(圖9)可知：未進(jìn)行生產(chǎn)歷史擬合前，油田及各井模型計(jì)算的含水率及井底流壓已經(jīng)與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)趨勢接近，而且減少了生產(chǎn)歷史擬合工作量、提高最終擬合效果，同時(shí)說明新模型物性更加合理，儲量規(guī)模及結(jié)構(gòu)更加可靠，也再次驗(yàn)證原模型構(gòu)造西邊存在儲量潛力。

綜上所述，基于油藏動態(tài)對儲量分析結(jié)果，對LF-Y油田S區(qū)重新進(jìn)行地震反演、地質(zhì)模型精細(xì)研究、儲量計(jì)算及油藏?cái)?shù)值模型重建與生產(chǎn)歷史擬合研究，各方面研究結(jié)果均驗(yàn)證LF-Y油田S區(qū)原模型存在儲量計(jì)算不足問題，儲量重算的結(jié)果為1 566.03×104m3，增加了237.73×104m3，其中構(gòu)造西邊存在150.00×104m3左右儲量潛力。

3　結(jié)　論

(1)本文從油藏動態(tài)出發(fā)，在ODP實(shí)施中落實(shí)構(gòu)造發(fā)生較大變化、儲量較大幅度變小情況下，采用生產(chǎn)動態(tài)法、儲量反算法及油藏?cái)?shù)值模擬法分析油田儲量規(guī)模及合理性，提出油田存在儲量計(jì)算不足問題并分析相應(yīng)的原因，對LF-Y油田S區(qū)地質(zhì)儲量規(guī)模進(jìn)行了定性及模糊定量研究，反算儲量規(guī)模在1 450.00×104～1 700.00×104m3之間，并認(rèn)為油田西邊無井控區(qū)域?yàn)橛吞镙^大可能的儲量潛力區(qū)域。

(2)根據(jù)油藏動態(tài)對儲量問題分析結(jié)果，大膽提出重新進(jìn)行孔隙度反演、精細(xì)地質(zhì)模型、儲量計(jì)算及油藏?cái)?shù)值模擬等系列研究，最終得到LF-Y油田S區(qū)地質(zhì)儲量為1 566.03×104m3，儲量規(guī)模增加了237.73×104m3，其中構(gòu)造西邊無井控區(qū)域增加150.00×104m3左右儲量，解決了S區(qū)儲量不足矛盾，使模型更加合理，剩余油分布預(yù)測更加可靠，為ODP開發(fā)調(diào)整方案后期開發(fā)井實(shí)施提供儲量基礎(chǔ)，同時(shí)驗(yàn)證了油藏動態(tài)方法對儲量問題研究結(jié)果。

(3)本文通過油藏動態(tài)分析，發(fā)現(xiàn)儲量問題、分析儲量問題并解決了儲量問題，實(shí)現(xiàn)了從油藏動態(tài)出發(fā)，動靜結(jié)合落實(shí)地質(zhì)模型的準(zhǔn)確性，提高了儲量計(jì)算的可靠性。

[1]切爾西.油氣藏工程原理[M].竇之林，王贇，譯.北京： 科學(xué)出版社，2009：20-70.

[2]童憲章.油井產(chǎn)狀和油藏動態(tài)分析[M].北京：石油工業(yè)出版社，1981：10-80.

[3]許克明.塔河油田單元儲量動態(tài)計(jì)算方法與評價(jià)[J].油氣田地面工程，2011，30(6)：23-41.

[4]SY/T 5367—1998，石油可采儲量計(jì)算方法[S].

[5]陳超,孔令福, 黃祥光，等.興隆臺潛山帶變質(zhì)巖油藏采收率計(jì)算方法[J]. 油氣地質(zhì)與采收率，2011，18(5)：46-47.

[6]陳月明.油藏?cái)?shù)值模擬基礎(chǔ)[M].東營：中國石油大學(xué)出版社，1989：5-90.

[7]于金彪，楊耀忠，戴濤，等.油藏地質(zhì)建模與數(shù)值模擬一體化應(yīng)用技術(shù)[J].油氣地質(zhì)與采收率，2009，16(5)：72-75.

[8]李福塏.黑油和組分模型的應(yīng)用[M].北京：科學(xué)出版社，1996：310.

[9]金龍，陳小宏，姜香云.利用地震資料定量反演孔隙度和飽和度的新方法[J].石油學(xué)報(bào)，2006，27(4)：63-66.

[10]DZ/T0217—2005，石油天然氣儲量計(jì)算規(guī)范[S].

[11]王英，劉洛夫，張枝煥，等.鄂爾多斯盆地與國外相似盆地對比及其中生界石油儲量預(yù)測[J].現(xiàn)代地質(zhì)，2013，27(5)：1245-1250.

[12]張會勇，吳小軍，阿布都熱西提·吐爾遜.油藏描述與數(shù)值模擬一體化技術(shù)的實(shí)現(xiàn)[J].新疆石油地質(zhì)，2004,25(2)：196-198.

Petroleum Reserve Research of LF-Y Oilfield Through Reservoir Dynamic Analysis

ZHOU Jin1, LI Shengli2, YANG Yong1, ZHU Yidong1, WANG Xuemei1

(1.ResearchInstituteofShenzhenBranch,CNOOCLtd.,Guangzhou,Guangdong510240,China;2.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083，China)

After the adjustive development plan implemented in the S Region of LF-Y oilfield, some drilling data have displayed that the structural west frank became deeper and the oil-bearing area became smaller. The static OIP recalculated in the S Region was 1,328.30 ×104m3, which did not match with field production performance. Some methods were used to analysis OIP and its rationality, which included the dynamic method of production, inversion calculation methods, and numerical reservoir simulation method. Then a question that the geologic OIP displayed insufficient was brought forward, after detailed analysis. The OIP by inversion calculation was in the range of 1,450.00×104m3to 1,700.00×104m3, and unidentified remaining likely potential for reserves is in west frank. Some studies were put forward, which contained porosity inversion, detailed geological modeling, reserve calculation, and numerical reservoir simulation, and the result of geologic reserve was 1,566.03×104m3in the S Region, increased by 237.73 ×104m3. So the contradiction of reserve insufficient in S region was solved by static and dynamic analyses. The problem that reserve displayed insufficient in the S region was resolved and the updated geologic simulation model was more harmoniously interactive. The prediction of remaining oil distribution is more reliable and it provides also geologic reserve evidences to guarantee the successful adjustive oilfield development plan (ODP). Meanwhile, it verified the function of oilfield production performance feeding back into the hydrocarbon reserves and it also provided a method to resolve difficult geologic problem by integrated dynamic and static data.

geologic OIP; geological model; numerical reservoir simulation; porosity inversion; oilfield development plan

2015-03-17；改回日期：2015-07-20；責(zé)任編輯：孫義梅。

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(42172132，41572080)。

周錦，男，碩士，1973年出生，石油地質(zhì)學(xué)專業(yè)，主要從事油田開發(fā)地質(zhì)研究。Email: cnoocrc@gmail.com。

李勝利，男，博士，副教授，1971年出生，礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，主要從事油氣儲層地質(zhì)研究。

Email: slli@cugb.edu.cn。

TE155

A

1000-8527(2016)02-0373-09