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地质学论文写作格式 背斜油藏容积法(国内、SEC)油气储量评估与应用解析

2018-11-16 14:29:53来源:组稿人论文网作者:婷婷

  摘要

  目前,SEC储量评估标准已成为国际上众多石油公司进行储量评估与管理工作的重要依据,而国内储量评估与SEC准则评估存在许多出入点,本文以容积法为基础指导,以背斜油藏作为切入点,采用循序渐进、一一阐明、实现国内储量评估与SEC准则二者差异对比的研究思路,在已有研究成果基础之上,体现容积法评估参数的确定,系统对比国内与SEC两者差异点,其中包括储量观念、思维方式、评估目的、勘探开发阶段与储量级别关系、有效厚度的差异、面积圈定方法的差异以及替代率,并引用具体实例进行体现。

  关键词:储量评估、国内储量评估、SEC准则、背斜油藏

  绪论

  1.1选题依据、目的及意义

  现在,国际上很多石油公司在进行储量评估与管理工作时,都应用到SEC评估准则,SEC准则逐渐成为重要评估依据,国内的储量管理工作与国际接轨面临严峻挑战,SEC准则对储量评估和经济评价产生了重要影响,鉴于国内储量评估与SEC准则有着较大区别。研究和掌握这些区别并依据SEC准则优化储量经济评价方法,并提出工作中应注意的实际问题,对进行储量经济评价工作具有一定借鉴意义。

  1.2国内外研究现状分析

  目前国内一些专家学者已对国内与SEC储量评估与应用方面做出过较为系统的阐述,以及对两者的差异点有较为明确的研究方向下,本文主要从背斜油气藏作为入手点,论述了容积法储量评估参数的确定以及国内与 SEC 规则下储量经济评估的区别点,实现二者的差异对比,为国内在进行储量评估工作时提供可行性参考,以便更好地掌握SEC储量评估准则 。

  1.3研究思路和方法

  本次论述研究主要采用循序渐进、一一阐明、实现二者差异对比的研究思路。

  根据现有资料阐述研究现况,分析背斜油气藏的特征;

  容积法储量评估参数的确定方法;

  国内评估方法与SEC准则的具体差异之处;

  相关应用解析;

  给出研究和掌握差异点并根据SEC准则优化储量评价方法,并提出实际工作中应注意的问题。

  容积法与背斜油气藏特征

  2.1容积法

  容积法是一种利用静态资料和参数,来计算储层油气量的方法,属于间接性评估方法的一种。在油气田勘探开发早期,最适当的方法就是应用容积法来进行储量评估工作。对于新发现、未开发和开发初期缺少生产动态资料的油气藏进行储量计算行之有效,容积法所适用的油藏类型广泛,对不圈闭类型、储集类型的油气藏都可以使用。

  计算地质储量的容积法通用公式为:

  地质储量=面积×有效厚度×孔隙度×饱和度/体积系数

  应用该方法计算储量的关键体现在油气藏边界和有效厚度的确定上,同时岩石及流体特征确定也显得十分重要。

  2.2背斜油气藏特征

  背斜油气藏是油气在背斜圈闭中聚集而形成。在各种地质作用下,若地层发生变形弯曲,构成向周围倾伏的背斜,就称之为背斜圈闭。它是由于地层顶面拱起,上部被非渗透性岩层所封闭,下方被非渗透性岩层或水体封闭。

  在背斜油气藏内部,由于重力分异,气体会在背斜的顶部位置,油在中间呈环带状分布,水在下部位置分布。在静水条件下,油气和油水界面是水平的,含气和含油边界都平行储集层顶面的构造等高线。油气藏内部有统一的压力系统,油气聚集由于受到背斜圈闭的控制作用,所以超出圈闭限度的就不含油气。一般而言,轴部含油气性相对于翼部较好。

  背斜油气藏的含油层系在油气藏范围内分布广泛,储集物性相对较好。如果各油气层间并未完全隔开,而是相互连通的,这种相互连通的多油层将构成统一的块状储集体,这常会是形成巨大油气藏的重要条件。背斜油气藏构造形态通常较为完整,虽然经常可能有断层存在,但断距较小,不起分割油气藏的作用。如果断层将背斜油气藏切割成多个各自具有不同压力系统和油水界面的独立单元时,且背斜对油气聚集仍然起主导作用,仍旧将它视为背斜油气藏。

  (图1.引用自百度百科)

  储量评估参数的确定

  3.1含油面积

  在计算含油气面积时遵循两条原则:

  用已知最低含油或含气边界确定底部界限 , 用井控范围和规模来圈定面积。

  纯油层厚度:通过测井解释资料,作有效厚度等值线, 用面积加权法求取结果。

  3.2有效厚度

  在计算有效厚度时,主要采用岩心资料、测井资料、试油测试资料来综合确定。进行有效厚度确定时,第一步先建立孔隙度、含水饱和度、泥质含量等储集层物性影响因素的下限标准。对于非均质油气藏来说,如果不通过测井等手段来确定其中小层的性质,就无法确定油气是从哪个层段产出的,所以需要用参数下限标准来去除不产油气的层。

  ( 1) 最大含水饱和度:确定最大含水饱和度,目的是划分出低含水或无水产油气且有经济产量的储集层,它可以通过岩心测试资料、经验公式来进行确定,如通过孔隙度与含水饱和度关系图版,或者电阻率与孔隙度关系图版来确定最大含水饱和度。

  ( 2) 泥质含量:泥质含量越高,代表有效渗透率越低。

  ( 3)孔隙度下限:主要的确定方法有岩心孔隙度与渗透率关系图版、 含油产状法或与同一地层其他正生产井进行类比。

  但要注意的是:在计算单井有效厚度前,必须对地层倾角和井斜进行校正,得到井的真垂直厚度,扣除不符合标准的层段后,得到的值才为单井的有效厚度值。

  3.3有效孔隙度

  有效孔隙度既可以由岩心资料直接取得,也可以由测井数据计算得出。一般都使用测井资料解释来计算确定孔隙度,首先根据油藏地质、井筒条件、温度、压力等因素确定测井方式,大多数采用中子-密度测井,通过中子-密度测井,可以计算孔隙度,判定岩性及含油层段。当同时有岩心和测井孔隙度数据资料时,可做测井解释孔隙度与岩心分析孔隙度图版,利用相关公式确定有效孔隙度,此外要注意的是,通过测井手段计算得出的孔隙度是视孔隙度,必须经过校正,校正后的数值才用于计算。另外,通常孔隙度与渗透率有一个线性关系存在,如果有充分的岩心数据资料,可制作孔隙度与渗透率的关系图版,最小渗透率对应的孔隙度就视为最小孔隙度,但这种方式存在误差,一般情况下不使用该方法。

  3.4含水饱和度

  在计算含水饱和度时,常用的是阿尔奇公式:

  式中: Sw为含水饱和度;

  a 为与岩性有关的岩性系数;;

  b:与岩性有关的常数;

  Rw :地层水电阻率; 

  Φ:为孔隙度;

  m:胶结指数;

  Rt :地层电阻率;

  n :饱和度指数。

  3.5原始体积系数

  原始体积系数又称储层流体体积系数,为高压物性参数之一。储油层体积系数等于地层油体积Vf与其在标准状况下地面的体积Vs的比值,原始体积系数可以通过高压物性取样分析来获得,但对于当无法获取高压特性资料的地区而言,可以通过经验公式求取原始体积系数。但要注意的是,使用经验公式,估算的泡点压力一定不能大于实际油藏的压力,否则将会出现较大误差。

  第四章 国内与SEC油气储量评估的差异

  4.1 SEC储量与国内储量标准的差异

  4.1.1储量概念

  在国内,所说的储量概念通常指的是地质储量,所指的范围比较宽泛,根据勘探、开发各个阶段对油藏的认识程度,把地质储量划分为探明储量、 控制储量和预测储量。而SEC准则中所说的储量指的是剩余经济可采储量,它是依据可能性概率对储量进行分类,通常分为证实储量(Proved)、概算储量(Probable)和可能储量(Possible)三级,这三级储量不确定性程度依次增加。其中, 证实储量可进一步划分为证实已开发储量和证实未开发储量。

  1.国内储量:

  依据《石油天然气资源/储量分类》:

  (1)原地量:是指地壳中由地质作用形成的油气自然聚集量,即在原始地层条件下,油气储集层中储藏的石油和天然气及其伴生有用物质,换算到地面标准条件(20℃,101KPa)下的数量。在未发现的情况下,称为原地资源量;在已发现的情况下,称为原地储量,特称地质储量。

  (2)储量是地质储量和可采储量的统称。可采储量又可以分为技术可采储量和经济可采储量。

  技术可采储量:是指在目前的经济技术条件下,经理论计算或类比估算出的最终可以采出的油气资源量.

  ‚经济可采储量:指在现有技术条件下,按当前的经济条件估算出的、可经济开采的油气数量。

  (3)不可采量:是原地量减去可采储量得到不可采量。

  (国内储量划分示意图)

  2.SEC储量:

  1P证实储量:是在当前经济技术条件下,经过已有资料分析,能以合理的确定性估算的,并在某一时候,可以从己知油气藏中采出的商业性油气数量。证实储量可分为证实已开发的和证实未开发的。用概率法表示就是,实际最大采出量大于或等于估算值的可能性至少达到90%。

  油气藏的证实面积包括:(1) 由钻井和流体界面确定的面积;(2) 油气藏的未钻井部分面积,根据拥有的地质和工程资料能合理判断其商业生产能力。

  2P概算储量是指通过已有地质数据可以分析得出的那部分附加储量,它的概率介于证实储量的开采可能性概率与可能储量开采的确定性概率之间。用概率表示就是至少有50%的可能性表示证实与概算储量之和的实际可采量等于或大于其估计值。

  一般,概算储量可以包括:

  ①在地下控制程度不高于定为证实的地方靠打扩边井预期可证实的储量。

  ②根据测井特征表明是产层,但缺乏岩心资料或准确的测试资料,而且与该区的正生产或已证实的油气藏不相似的储集层中的那部分储量。

  ③储层在相同区块的储量,地质解释表明:储层与证实区块以断层相隔,构造上高于证实区域。

  ④靠打加密井增加的储量,本应划在证实之列,但在储量评估时,因减小规定井距,所以通常归类在概算储量里面。

  ⑤利用提高采收率的方法增加的储量,当一个方案或先导试验己经规划但尚未实施,但岩性、流体、和油藏特征显示有利于商业利用时的储量。

  ⑥经进一步采取措施或改进装备获得增加的储量。

  3P可能储量:是与证实储量和概算储量相比,采出的确定性最低的储量级别。当用确定性方法表示就是,最终采出的油气量大于或者等于证实、概算和可能储量之和的可能性至于为10%。

  (1)可能储量可能存在于邻近概算储量附近的油气藏区域,这类油气藏区域的数据控制和可用数据的解释更加不确定。

  (2)可能储量也包括与概算储量估计的采储量相比,地质储量采收率提高幅度更大是的增量。

  (SEC储量分类示意图)

  4.1.2思维方式

  国内的油气储量划分是以油气产生聚集作为起点,从资源量→地质储量→可采储量的正向思路来进行的. 储量分类建立在静态的地质储量基础之上。但是SEC准则就不同,它是从商业价值→资产经营→市场化可行性→可采储量→地质储量的思维来创建的,以经济利益作为根本点, 立足在动态的剩余的经济可采储量之上。也就是说,他们的立足点有着本质的区别。

  国内在进行储量计算时,认为储量只能有唯一的一个确定的值,一切做法都是为了计算出这个唯一确定的值,而很可能会忽视现有资料的不完整性对储量计算的影响。而SEC储量评估的做法则是认为不确定性必然存在,在录井时所得到的资料不可能做到完全完整,因而注重不确定性程度对储量级别和大小的影响,力求把不确定性的程度降到最低,从而给出一个储量的范围值,然后根据可靠程度给出不同级别的储量。

  (国内) (SEC)

  4.1.3评估目的

  国内储量评估是制定勘探开发规划或方案的依据,强调地质认识程度和油藏整体评价。其本质是对已发现的油气储量的一种评估理解方式。

  SEC准则评估的储量可以理解为是资产,是商品, 是可以进行买卖交易的。SEC储量评估以经济利益作为出发点,确保经济风险达到最小程度,着重强调商业价值。本质上是对油气储量未来采出的可能性程度的一种评估预测。

  4.1.4勘探开发阶段与储量级别关系和研究方法的差异

  我国目前以勘探、开发和评价阶段作为储量评估体系划分的重要依据,SEC储量评估以可采储量的可靠性程度进行划分,认为进入开发阶段后会一直存在证实、概算和可能储量的可能性,而且这种可能性的概率会随着不同阶段性出现变化,所以在储量评估过程时,评估公司只提供剩余经济可采储量,对未开发储量也计算地质储量和可采储量(即我国的技术可采储量), 但其重中之重是得出剩余经济可采储量。

  表1.勘探阶段、开发初期储量评估方法差异

  表2.开发中后期储量评估方法差异

  4.2 有效厚度的差异

  4.2.1定义区别

  国内:将油层有效厚度定义为在现有经济技术条件下,储层中具有工业产油能力的厚度,即就是计算对整个井达到工业油井标准具有贡献的那部分储层的厚度。

  SEC准则:SEC准则下的有效厚度是指在开发方案确定后,具有经济产能并且对油藏产量有重要贡献的储层,还是着重强调其经济效益性。此外,SEC准则还将开发方式以及储层的产油能力考虑在内,从而进行不同级别的储量划分。

  4.2.2取值差异

  在国内,对于单井有效厚度选取,首先利用试油资料进行有效厚度物性以及电性的相关测试研究,以试油和有效厚度标准作为依据参照,在测井资料中来确定单井有效厚度。在国内,允许根据地质特征以及地震资料结果进行合理的推测,问题在于通过该标准计算出来的单井有效厚度,有时候会大于井所钻遇的实际有效厚度,导致出现评估结果差异。

  SEC准则:SEC准则更加强调实际钻井和测试资料的重要性,对于没有足够确定性的含油气层必须进行试油验证,对于低含油饱和度的不确定性储层,如果没有测试资料证实该层产油,就认定该层为非有效厚度层。此外,SEC准则不应用地质推测法,所以其可靠性较高。

  4.2.3计算方法

  国内在计算有效厚度时,主要运用井点平均法、井点面积权衡法、等值线面积权衡法这三种。

  (1)井点平均法:

  公式中:

  H—平均有效厚度,单位:m;

  hn—第n口井的有效厚度,单位:km2;

  n—井的数量。

  井点平均法的算法简单,通常适用于开发地区井网分布均匀,油层厚度变化不大的地区。

  井点面积权衡法

  计算公式如下:

  式中:

  H—纯含油区平均有效厚度,单位:m;

  Si—各井点的单井控制面积,单位:km2;

  hi—单井油层组有效厚度,单位:m;

  n—井的数量。

  作法是:将最临近的井点顺次连接成三角网,取中垂线划分出单井控制面积,1若中垂线的交点落在三角形以外,则以三角形的中点连线,划分单井控制面积;2如果处于油水过渡带处,则取邻井有效厚度的一半。该方法下的单井控制面积为该井至邻井间隔的一半范围的面积,各井所能控制的面积大小跟着井距变化。

  井点面积权衡法认为井间未钻井地层变化的概率是相等的,这与实际情况必定存在不同,所以计算出的有效厚度一般情况下存在的误差较大。

  3.等值线面积权衡法

  等值线面积权衡法是按照井点厚度所控制的面积范围来进行计算,它适用于厚度变化较大的油田地区。

  其公式如下:

  式中:

  hi—第i条有效厚度等值线值,单位:m;

  Si—相邻2条等厚线间第i块的面积,单位:km2;

  n—等厚线的间隔数。

  等值线面积权衡法把井之间的油层厚度当作是线性变化看待的,但是不同油藏类型的有效厚度变化趋势不尽相同,同时油水过渡带的有效厚度变化趋势也不一样。因此,应用该方法求得的结果存在误差,等值线面积权衡法一方面取决于有效厚度等值线图的精确程度,另一方面也依赖对地区沉积构造特征以及油藏地质特征的认知程度。在进行绘图时,要考虑到储层的非均质性:①如果有效厚度在储层中均匀分布,则通常采用内插法使等值线均匀分布;②如果有效厚度相对集中或者分散,相应等值线的疏密程度也需要做调整;在绘制效厚度等值线图时也要结合测井曲线,以便更好地认识有效厚度的分布情况。由于其余两种方法都存在较大的误差可能性,导致计算结果偏差太大,SEC均不予承认。

  综上所述,在我国储量评估过程中,通常会综合应用井点平均法、井点面积权衡法和等值线面积权衡法进行对比分析再取值;SEC则仅采用等值线面积权衡法。

  4.3 面积圈定方法的差异

  1.国内与SEC在含油气面积划分方法上有着较大的区别,国内在计算地质储量时,通常是以含油气藏的边界来圈定含油气面积,如油气遮挡边界,包括断层、岩性、地层等,还有流体界面(油气界面、油水界面、气水界面),也就是油气水三相的界面。在没有探明油气藏边界的情况下,也通过井控外推计算来圈定含油气面积,并且允许在一定地质条件下,对油气藏边界进行外推,承认地震资料的可行性。

  2.对于油水 同层的处理与国内储量计算原则不一致:

  对于油水同层 ,国内储量计算规范规定 ,油水同层的试油稳定产量达到工业油流标准者才可以将其划为有效厚度并进行储量计算。SEC准则认为 ,油水同层的生产井含水率低于50%时可以计算证实储量 ,含水率高于50%时,一般作为概算储量。在实际操作时要考虑许多方面 ,对于油水同出的单井控制含油断块 ,其产量达到工业油流标准时 ,原则上可以圈定含油面积 ,但是否划为证实储量还要看该井在较长时间内是否有稳定的产量。如果为测试或试油初期产量,要结合测试层段所处的油水过渡带位置 ,考虑未来可能的含水变化。当产油量远大于产水量时,测试层段可能位于过渡带中上部,结果可能是经济的当产油量接近或小于产水量时,测试层段可能位于过渡带 中下部 ,含水上升很快 ,产油时间可能会较短,产油量较少,不经济。当产水量远大于产油量时,由于可确定的证实面积非常小及较高的不确定性 ,一般不作为证实储量。

  4.4替代率的差异

  由于在储量定义上的差异,导致替代率也随之有所不同,国内储量替代率是以技术可采储量为基础进行计算,SEC储量替代率是以剩余经济可采储量为基础做计算,以下具体阐述:

  国内储量替代率:

  储量替代率是年度增加技术可采储量与年产油气量的比值。

  公式:

  探明储量替代率=[(当年新增探明技术可采储量+老区新增技术可采储量)/年产量]*100%;

  动用储量替代率=[(新区动用技术可采储量+老区新增技术可采储量)/年产量]*100%;

  新区动用技术可采储量 = 动用当年新增探明技术可采储量+动用未开发技术可采储量。

  SEC储量替代率:

  SEC储量替代率是年度剩余经济可采储量变化值与年产油气量的比值。

  SEC储量替代率等于本年底剩余经济储量减去上年底剩余经济储量加上本年度产量再与本年度产量的比值。

  第五章 应用解析

  在本章中,引用元坝地区背斜气藏评估,就国内评估与SEC准则在容积法评估中的差异进行对比分析。元坝油气田位于四川盆地北部地区,横跨九龙山背斜的西南倾覆端与中部低缓构造。

  以下通过对容积法储量评估所涉及到的参数进行差异分析,得出储量评估的不同结果。

  含气面积确定

  (1)国内:元坝103H井区长二段油气藏探明储量含气面积在确定时,依据:(1)以元坝103H井钻遇气水界面,沿着-6304m顶面等深线为含油气边界;(2)地震预测的有效厚度零线为含气边界;(3)距元坝103H井点4.5公里内,且高于-6304米构造线的有效厚度零线为含气边界。元坝103H 井区长二段油气藏探明储量含气面积,北东方向由-6304 m 构造等深线和有效厚度零线构成,南西方向以-6304 m 等深线为边界,北西、南东方向以有效厚度零线为含气边界。

  (2)SEC:根据元坝103H 井区长二段气藏数值模拟计算的气井波及范围,储层平均井控半径 1 km 左右。元坝103H井区长二段气藏的含气面积的圈定以平均井控半径1km为依据,以规划方案井设计的水平段长度再外推1公里作为证实储量的计算边界线。如果边界线距离有效厚度零线小于1公里的,就以有效厚度零线作为证实储量的计算边界线,如果 2 口设计井边界线之间的距离小于1公里的,那么2口井之间的面积也可归为证实储量的范围之内。元坝103H井区长二段气藏证实储量含气面积,北东、南西方向由有效厚度零线为计算边界线,北西、南东方向以实际井控外推1公里为含气边界。

  有效储层下限的确定

  (1)国内:元坝103H井区长二段油气藏储层采用目前四川盆地储层分类方法,对测井解释的有效储层进行分类,划分为3类有效储层:

  Ⅰ类储层: Φ ≥10% ; Ⅱ类储层: 5% ≤ Φ <10% ; Ⅲ类储层: 2% ≤Φ < 5% 。结合对元坝地区长兴组储层“四性”关系研究资料,确定元坝地区长兴组油气藏物性下限标准是Φ≥2%,再根据国内储量规范去除夹层厚度0.2m,求出元坝地区长兴组储层单井有效厚度值。再在单井有效厚度基础上,选取有效厚度等值线面积权衡法进行计算。

  (2)SEC:根据元坝地区建立的长兴组储层测井解释模型,以目前国内有效储层下限的确定标准和夹层扣除标准为基础,根据测试资料,在Ⅲ类储层中,测试没有达到方案设计产能的井,按照SEC标准,确定Ⅲ类储层不作为有效储层。有效储层下限标准为Φ≥5% ,夹层扣除厚度为0.2m,选用有效厚度等值线面积权衡法进行计算得出结果。

  有效孔隙度、含气饱和度、原始体积系数和采收率的确定

  国内:有效孔隙度: 由于元坝103H井区含气面积内仅有1口井,与储层类型相似的元坝27井区、元坝29井区和元坝101井区长二段比较,元坝103H井区有效孔隙度偏大。因此元坝 103H井区长二段油气藏的有效孔隙度是选取本区和邻近的元坝27、29井区和元坝101井区长二段孔隙度的平均值作为最终计算结果。

  含气饱和度: 选取孔隙体积权衡法计算。

  原始体积系数: 根据高压物性分析数据确定油气藏原始体积系数。

  采收率: 结合该区总体特征,采用物质平衡法、类比法、经验取值法等多种方法相互比较,最终确定元坝103H井区采收率为50%。

  SEC:

  有效孔隙度: 采用有效厚层度段体积权衡法计算单元孔隙度。

  含气饱和度: 采用有效厚度层段孔隙体积权衡法计算单元含气饱和度。

  原始体积系数: 根据高压物性分析数据和气藏中部的地层压力和温度来确定气藏天然气原始体积系数。

  国内储量评估结果

  根据国内储量计算规范,按照以上参数确定方法,2011年元坝103H井区长二段提交含气面积 10.49 km2,探明地质储量 61.06×108m3,探明技术可采储量 30.54 × 108m3。

  SEC准则评估结果:根据 SEC 准则,元坝103H 井区长二段容积法评估圈定含气面积8.32 km2,证实地质储量 37.93×108m3,技术可采储量 26.56×108m3。

  第六章 结论

  由于国内外储量评估的出发点和侧重点不同,导致储量评估结果出现差别。

  国内储量评估与SEC准则差异点表现在储量概念、评估目的、思维方式、勘探开发阶段与储量级别关系、有效厚度、面积圈定方法以及替代率方面,通过对比这些差异点以及引用实例分析,得出通常SEC计算出地质储量一般比国内储量评估结果要小,只有了解认识这些具体差异,才能够正确理解国内外储量评估结果出现差异的根本原因,进而为优化储量管理模式,实现国内储量评估与SEC 储量评估真正接轨提供具体思路。

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