何晨毓,劉麗瓊,肖玉茹,黃學(xué)斌,李 姝

1.西南石油大學(xué) 經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院,成都 610500;2.中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083

隨著北美致密油大規(guī)模成功開采,致密油的勘探開發(fā)正逐漸被各大石油公司所重視。中國(guó)致密油資源非常豐富,分布范圍廣,主要分布在鄂爾多斯、松遼、準(zhǔn)噶爾和渤海灣等盆地,總資源量128.07×108t,可采資源量19.4×108t,已成為原油產(chǎn)量的重要接替領(lǐng)域。

紅河油田長(zhǎng)8油藏位于鄂爾多斯盆地南部,目前累計(jì)新增致密油探明地質(zhì)儲(chǔ)量近2×108t。由于致密油藏儲(chǔ)層致密、流動(dòng)性極差,多采用水平井體積壓裂技術(shù)進(jìn)行天然能量開發(fā)。但致密油藏地層壓力普遍偏低,天然能量不足,產(chǎn)量遞減快,采出程度低,造成效益開發(fā)難度大。由于致密油藏儲(chǔ)層、裂縫、含油性和儲(chǔ)層壓裂技術(shù)具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性和不確定性,常規(guī)油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)下限確定方法不適用于致密油藏,因此迫切需要研究致密油藏地質(zhì)參數(shù)的下限確定方法[1-11]。本文從單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量入手,建立了一套基于單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的致密油藏效益開發(fā)關(guān)鍵地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)確定的流程和方法;并結(jié)合典型實(shí)例應(yīng)用,證明了該方法的可行性。

1 研究背景

紅河油田位于甘肅省東部鎮(zhèn)原、崇信和涇川等三縣交界處,構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷南部,地層平緩西傾,構(gòu)造比較簡(jiǎn)單;主要開發(fā)層系為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組,屬于三角洲前緣水下分流河道沉積相。長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖性為中—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖,平均孔隙度10.8%,平均空氣滲透率0.41×10-3μm2,為典型的致密油藏。紅河油田長(zhǎng)8油藏地質(zhì)條件與北美及國(guó)內(nèi)的長(zhǎng)慶油田相比差異巨大,陸相和盆緣環(huán)境決定其存在儲(chǔ)層質(zhì)量、裂縫和含油性“三大強(qiáng)非均質(zhì)性”,即沉積相變快,儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng);構(gòu)造作用強(qiáng)、多尺度裂縫發(fā)育;含油飽和度低且非均質(zhì)性強(qiáng),“甜點(diǎn)”小且分散。

紅河油田長(zhǎng)8油藏2011年之后主要以水平井開發(fā),投產(chǎn)時(shí)間主要在2012—2013年,采用水平井常規(guī)壓裂天然能量開發(fā),水平井初期日產(chǎn)量平均6.2 t;水平段長(zhǎng)度326～1 656 m,平均886 m。

前人對(duì)致密油藏效益開發(fā)的地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)確定方法研究較少,大多數(shù)學(xué)者主要對(duì)儲(chǔ)層和有效厚度下限研究較多[12-18],主要是利用巖心、測(cè)井和試油等靜態(tài)基礎(chǔ)資料,通過經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法、含油產(chǎn)狀法、物性試油等方法來進(jìn)行有效儲(chǔ)層的判別,并且針對(duì)同一類型儲(chǔ)層確定一個(gè)統(tǒng)一的儲(chǔ)層物性下限。然而,在致密油藏勘探開發(fā)實(shí)踐中發(fā)現(xiàn),其短期的試油、試采資料很難準(zhǔn)確反映其產(chǎn)能和評(píng)價(jià)其經(jīng)濟(jì)有效性,同時(shí),其產(chǎn)能與孔隙度、含油飽和度很難建立起良好的相關(guān)關(guān)系。

2 方法思路及步驟

2.1 方法思路

從影響致密油藏經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵參數(shù)——單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量入手,建立了一套基于單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的致密油藏效益開發(fā)的關(guān)鍵地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)確定方法和流程。評(píng)價(jià)關(guān)鍵參數(shù)包括單井技術(shù)可采儲(chǔ)量、最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量和油藏關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)等三類指標(biāo)。單井技術(shù)可采儲(chǔ)量估算主要采用產(chǎn)量遞減法,通過建立不同投資、油價(jià)下的單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量圖版,確定致密油藏的單井經(jīng)濟(jì)界限。在已經(jīng)確定的單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限的基礎(chǔ)上,通過建立一套單井技術(shù)可采儲(chǔ)量與油藏關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)的評(píng)價(jià)圖版,從而確定不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下的油藏地質(zhì)參數(shù)下限。

2.2 評(píng)價(jià)指標(biāo)體系

為了更全面、客觀地確定致密油藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù),評(píng)價(jià)指標(biāo)體系更注重經(jīng)濟(jì)性和可動(dòng)用性,主要分為三類指標(biāo),即單井技術(shù)可采儲(chǔ)量、最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量和油藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù),其適用于不同的勘探開發(fā)階段和勘探開發(fā)程度。單井技術(shù)可采儲(chǔ)量和最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量是評(píng)價(jià)的核心指標(biāo),也是類比建立其他評(píng)價(jià)指標(biāo)的基礎(chǔ),但在開發(fā)早期難以合理確定;油藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)包括有效厚度、裂縫發(fā)育程度、有效孔隙度和含油飽和度等,地質(zhì)參數(shù)是決定單井技術(shù)可采儲(chǔ)量的物質(zhì)基礎(chǔ),開發(fā)早期只有油藏地質(zhì)參數(shù)資料,缺乏開發(fā)動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

下面重點(diǎn)描述三類指標(biāo)的取值原則和確定方法。

2.2.1 單井技術(shù)可采儲(chǔ)量

與常規(guī)油藏不同,致密油井產(chǎn)量受儲(chǔ)層質(zhì)量、裂縫和大型壓裂工程技術(shù)等因素影響,壓裂工程強(qiáng)度越大,致密油層的產(chǎn)量越高;相同壓裂工程技術(shù)條件下致密油層品質(zhì)越好,產(chǎn)油量越大。致密油單井可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)方法比較多,分為確定性方法和不確定性方法。確定性方法包括產(chǎn)量遞減分析法、物質(zhì)平衡法、解析和數(shù)值模擬法等;單井可采儲(chǔ)量估算方法以產(chǎn)量遞減法為主,水驅(qū)曲線法、含油率法等方法為輔[19-30],多種方法相互印證。

2.2.2 最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量

最小規(guī)模可采儲(chǔ)量是指在目前的投資和經(jīng)濟(jì)環(huán)境下,考慮油(氣)價(jià)格、稅收、貼現(xiàn)率、油氣生產(chǎn)條件、油氣田所在地理環(huán)境條件和交通條件等因素,測(cè)算出油氣生產(chǎn)成本并將其扣除后得到的最低回報(bào)率的油氣田規(guī)模(即當(dāng)凈現(xiàn)值等于零時(shí)的儲(chǔ)量)。如果某油田勘探獲得的地質(zhì)儲(chǔ)量大于最小經(jīng)濟(jì)規(guī)模,說明該油田具有開采價(jià)值;如果小于最小經(jīng)濟(jì)規(guī)模,說明該油田達(dá)不到基準(zhǔn)收益率,沒有必要立即進(jìn)行開采。采用現(xiàn)金流量法,計(jì)算出在當(dāng)前水平井單井投資和油價(jià)的經(jīng)濟(jì)條件下單井最小經(jīng)濟(jì)規(guī)?？刹蓛?chǔ)量。

2.2.3 油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)

油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)主要包括有效厚度、裂縫發(fā)育程度、有效孔隙度和含油飽和度。水平井有效厚度可根據(jù)直井和導(dǎo)眼井的有效厚度分布圖確定;有效孔隙度和含油飽和度等靜態(tài)參數(shù)根據(jù)測(cè)井解釋成果確定。

根據(jù)確定的最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量,通過建立單井可采儲(chǔ)量與油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)關(guān)鍵參數(shù)的評(píng)價(jià)圖版,確定致密油油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)下限。

2.3 評(píng)價(jià)步驟

基于上述研究思路,建立基于單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的致密油藏地質(zhì)參數(shù)下限確定方法,具體步驟如下(圖1):

圖1 致密油藏效益開發(fā)地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)確定流程

第一步,統(tǒng)計(jì)分析已開發(fā)致密油藏區(qū)塊的地質(zhì)、開發(fā)和經(jīng)濟(jì)資料,確定致密油藏成藏富集的主控因素;開展致密油藏開發(fā)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析,優(yōu)選評(píng)價(jià)指標(biāo)體系,采用產(chǎn)量遞減法估算致密油藏的單井技術(shù)可采儲(chǔ)量。

第二步,基于單井技術(shù)可采儲(chǔ)量評(píng)估結(jié)果,結(jié)合研究區(qū)地質(zhì)情況,分析影響單井技術(shù)可采儲(chǔ)量的主控因素,如儲(chǔ)層質(zhì)量、裂縫發(fā)育程度和含油性等。

第三步,建立不同投資、油價(jià)下的單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量圖版,確定經(jīng)濟(jì)界限。由于不同的經(jīng)濟(jì)條件下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限也不同,從而確定不同的油藏地質(zhì)參數(shù)下限。

第四步,開展單井技術(shù)可采儲(chǔ)量與油藏地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)相關(guān)性研究,建立一套水平井單井技術(shù)可采儲(chǔ)量與地質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)的評(píng)價(jià)圖版,進(jìn)一步確定不同油價(jià)、不同技術(shù)條件下的油藏地質(zhì)參數(shù)下限。

2.4 單井技術(shù)可采儲(chǔ)量估算和分布規(guī)律

截至2021年9月,紅河油田長(zhǎng)8油藏279口水平井累計(jì)產(chǎn)油76.5×104t,平均單井累產(chǎn)油2 742 t,平均單井技術(shù)可采儲(chǔ)量3 805 t。從單井技術(shù)可采儲(chǔ)量分布圖(圖2)看,小于3 000 t的井占63%,大于10 000 t的高產(chǎn)井僅占7%。

圖2 鄂爾多斯盆地紅河油田長(zhǎng)8油藏 單井技術(shù)可采儲(chǔ)量分布

平面上紅河油田6個(gè)區(qū)塊平均單井技術(shù)可采儲(chǔ)量差異大,數(shù)值為2 167～4 072 t,平均為3 805 t。其中,A區(qū)和B區(qū)平均單井技術(shù)可采儲(chǔ)量相對(duì)較高,為4 000 t左右;D區(qū)和E區(qū)較低,為2 000多t。從水平段長(zhǎng)度歸一化后的單井技術(shù)可采儲(chǔ)量來看,A、B和F區(qū)平均為4 542～4 843 t/km;C區(qū)和D區(qū)最低,分別為2 456 t/km和2 596 t/km。

2.5 單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量及經(jīng)濟(jì)界限

紅河油田長(zhǎng)8致密油藏1 000 m水平段常規(guī)壓裂的單井投資從早期的2 100萬元降至目前的1 300萬元左右。本次研究經(jīng)濟(jì)參數(shù)取值為:投資700～2 100萬元,油價(jià)40～110美元/桶,操作費(fèi)采用紅河油田上年實(shí)際值,內(nèi)部收益率采用公司統(tǒng)一的8%。單井投資由2100萬元降至700萬元(降幅為67%)、油價(jià)由40美元/桶升至110美元/桶時(shí),單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量從41 900 t大幅降至2 740 t。在目前水平井單井投資1 300萬元和油價(jià)80美元/桶情景下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量為7 000 t ;在水平井單井投資700萬元和油價(jià)100美元/桶情景下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量可降至3 000 t(圖3)。今后通過工程技術(shù)進(jìn)步和管理的優(yōu)化等措施進(jìn)一步降低投資,可以實(shí)現(xiàn)紅河油田致密油藏效益開發(fā)。

圖3 鄂爾多斯盆地紅河油田長(zhǎng)8油藏 不同投資、油價(jià)下最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量圖版

2.6 油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)下限

與以往研究不同,本文考慮致密油藏的特殊性,油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)確定增加了裂縫發(fā)育程度,選取單井技術(shù)可采儲(chǔ)量、有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度和裂縫發(fā)育程度5個(gè)參數(shù)進(jìn)行分類,細(xì)分為6種類型。通過統(tǒng)計(jì)分析紅河油田長(zhǎng)8油藏203口水平井的儲(chǔ)層質(zhì)量、裂縫發(fā)育程度、油藏地質(zhì)參數(shù)等,編制單井技術(shù)可采儲(chǔ)量與有效厚度交會(huì)圖,對(duì)照2種情景下的經(jīng)濟(jì)下限和油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù),綜合確定油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)下限。

情景Ⅰ:在單井水平井投資1 300萬元和油價(jià)80美元/桶情景下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限7 000 t,確定的油藏地質(zhì)參數(shù)下限分別為有效厚度8 m、平均有效孔隙度9%、平均含油飽和度45%。從紅河油田長(zhǎng)8油藏水平井地質(zhì)參數(shù)下限圖版(圖4a)來看,203口井中滿足油藏地質(zhì)參數(shù)下限的井有51口,即圖4a中第6類(高于有效孔隙度和含油飽和度下限及裂縫比較發(fā)育);滿足經(jīng)濟(jì)下限的井有30口,同時(shí)滿足經(jīng)濟(jì)下限和地質(zhì)下限的井有28口(2口井含油飽和度低于下限),符合率達(dá)到93%。

圖4 鄂爾多斯盆地紅河油田長(zhǎng)8油藏地質(zhì)參數(shù)下限圖版

情景Ⅱ:在單井水平井投資700萬元和油價(jià)上漲至100美元/桶情景下,單井最小規(guī)模經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量為3 000 t,確定的油藏地質(zhì)參數(shù)下限分別為有效厚度7 m、平均有效孔隙度8%、平均含油飽和度40%。由于經(jīng)濟(jì)下限的降低,油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)下限也隨之下降。從紅河油田長(zhǎng)8油藏水平井地質(zhì)參數(shù)下限圖版(圖4b)來看,203口井中滿足油藏地質(zhì)參數(shù)下限的井有68口,即圖4b中的第6類;滿足經(jīng)濟(jì)下限的井有71口,同時(shí)滿足經(jīng)濟(jì)下限和地質(zhì)下限的井有68口(3口含油飽和度低于下限),符合率達(dá)到96%。

以上研究表明,在中小尺度控油裂縫帶和優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層疊合發(fā)育區(qū)(較高的孔隙度、較高的含油飽和度及較大的有效厚度),具有較高的單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量分布,可以實(shí)現(xiàn)致密油藏效益開發(fā)。油藏參數(shù)地質(zhì)下限確定新方法,為不同條件下甜點(diǎn)區(qū)的篩選和不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下致密油藏勘探開發(fā)部署提供了科學(xué)依據(jù)。

3 結(jié)論

(1)針對(duì)紅河油田長(zhǎng)8致密油藏的特殊性,本次油藏地質(zhì)參數(shù)下限研究中增加了裂縫發(fā)育程度,選取單井技術(shù)可采儲(chǔ)量、有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度和裂縫發(fā)育程度5個(gè)參數(shù)進(jìn)行分類,細(xì)分為6種類型。確定的紅河油田長(zhǎng)8油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)下限不是一個(gè)固定值,其隨油藏經(jīng)濟(jì)下限的降低而降低。

(2)與常規(guī)油藏評(píng)價(jià)方法相比,基于單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的致密油藏地質(zhì)參數(shù)下限確定方法突出單井信息,更適應(yīng)致密油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、高產(chǎn)主控因素復(fù)雜和經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用難等問題。在實(shí)際應(yīng)用中,致密油藏的上述問題越突出,新方法的優(yōu)勢(shì)越明顯。

(3)致密油藏富集高產(chǎn)主控因素的復(fù)雜性表明,需要找準(zhǔn)主控因素和細(xì)化儲(chǔ)層分類,并針對(duì)不同類型儲(chǔ)層分類施策以提高開發(fā)效益。今后在低油價(jià)、高投資情形下致密油藏實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用,需要在深化油藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)和提高工程工藝技術(shù)的適應(yīng)性上下功夫。

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻(xiàn)/Authors’ Contributions

肖玉茹和黃學(xué)斌參與實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì);何晨毓、劉麗瓊、李姝完成實(shí)驗(yàn)操作;何晨毓、劉麗瓊、肖玉茹、黃學(xué)斌參與論文寫作和修改。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

The study was designed by XIAO Yuru and HUANG Xuebin.The experimental operation was completed by HE Chenyu, LIU Liqiong and LI Shu.The manuscript was drafted and revised by HE Chenyu, LIU Liqiong, XIAO Yuru and HUANG Xuebin. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.