縫洞型油藏動態儲量計算的一種新方法
——以塔里木盆地哈拉哈塘油田為例

陳利新，王連山，高春海，孫銀行，王　霞，張　茂（.中國石油塔里木油田分公司塔北勘探開發項目經理部，新疆庫爾勒84000；.恒泰艾普石油天然氣技術服務股份有限公司，北京00084）

縫洞型油藏動態儲量計算的一種新方法
——以塔里木盆地哈拉哈塘油田為例

陳利新1，王連山2，高春海1，孫銀行2，王霞1，張茂2
（1.中國石油塔里木油田分公司塔北勘探開發項目經理部，新疆庫爾勒841000；2.恒泰艾普石油天然氣技術服務股份有限公司，北京100084）

縫洞型碳酸鹽巖油藏大部分油井的開發特點互不相同，用常規方法對其動態儲量難以準確評價。物質平衡法計算動態儲量時需要的計算參數較多，難以準確求取，導致計算結果存在一定的誤差。當準確判斷油藏所處的驅動階段后，利用油藏彈性驅階段兩次測壓井底原油密度的差值及其期間的累計產油量，可以較為準確地求取其動態儲量。與物質平衡法及其他方法相比，井底原油密度差法的優點是規避了原油體積系數、原油壓縮系數及巖石壓縮系數對計算結果的影響，進一步提高了動態儲量計算結果的準確性。

塔里木盆地；哈拉哈塘油田；縫洞型碳酸鹽巖油藏；動態儲量；物質平衡法；井底原油密度差

塔里木盆地哈拉哈塘油田奧陶系碳酸鹽巖油藏屬于典型的縫洞型油藏，儲集空間以裂縫和溶洞為主，具有非均質性強、流體性質多變、流體分布及油水關系復雜等特點。影響油藏開發特征的因素除了儲集空間類型和結構特征、開發井網及技術政策之外，關鍵在于縫洞單元的規模，導致如何準確計算縫洞單元動態儲量成為難題。本文結合壓力測試數據和累計產油量，提出了計算縫洞型碳酸鹽巖油藏縫洞單元動態儲量的一種新方法［1-4］。

1　油藏驅動階段的識別

油藏處于彈性驅階段時計算所得的動態儲量才更為準確，因此，在計算油藏動態儲量時，首要任務是準確地判斷油藏所處的驅動階段。

對于縫洞型碳酸鹽巖油藏來說，大部分油井的開發特點互不相同，當油藏處于開發初期時，油井的靜壓測試資料往往較少，且不能借鑒鄰井靜壓數據。在實際開發過程中發現，在靜壓數據較少時，對于自噴井，結合井口油壓和井底流壓數據進行分析，能夠很好地判斷油藏的驅動階段。當油壓降（即初始油壓減去目前油壓）與累計產液量呈線性關系時，為彈性驅階段（圖1）。所謂彈性驅階段，是指開采原油的驅動能量全部來自于油藏自身的彈性膨脹能，油藏既不注水，也沒有其他外來能量的參與。當油壓降與累計產液量關系曲線偏離線性關系時，油藏的驅動類型存在4種可能:①原油在井筒中脫氣，井筒內流體密度降低，油壓遞減減緩，此時油藏無外界能量補充，雖然油壓降與累計產液量關系曲線偏離線性關系，但流壓降與累計產液量關系曲線仍為線性關系，油藏仍處于彈性驅階段（圖2）；②開發過程中，如果地層壓力低于油藏飽和壓力，原油將在地層中脫氣，油藏進入溶解氣驅階段；③開發過程中，油藏動用另外一個或多個含油儲集體，油藏則仍處于彈性驅階段，但是根據縫洞型碳酸鹽巖油藏開發經驗，此類型較少，站在防水和控水的角度，重點考慮動用水體；④地層壓力降低，裂縫開啟，邊底水開始入侵，進入水驅階段。根據油壓降、流壓降與累計產液量關系曲線，排除②和④兩種情況，則判斷為彈性驅階段；如果②和④兩種情況同時存在，則判斷為混合驅（水驅+溶解氣驅）階段［5-7］。

圖1　油壓降與累計產液量關系曲線

圖2　油壓降和流壓降與累計產液量關系曲線

2　井底原油密度差法計算動態儲量

確定油藏驅動階段后，結合H8井流壓降與累計產液量關系曲線（圖3），H8井初期流壓降與累計產液量關系曲線呈線性關系，判斷H8井初期為彈性驅階段。彈性驅階段的縫洞型碳酸鹽巖油藏無外界能量補充，地下油藏體積不變或變化較小，可以忽略［8］。隨著原油的產出，地下原油不斷減少，在油藏體積不變或變化較小的情況下，井底原油密度不斷降低［9-10］。

壓力梯度由測點壓力和測點深度求取，而井筒內流體密度可以由壓力梯度計算求取。在流壓測試數據中（表1），測試記錄了一系列不同井深處的流壓，測點C的壓力梯度可由測點C和測點B的壓力和深度差的比值求取，即

圖3　 H8井流壓降與累計產液量關系曲線

表1　 H8井流壓測試數據

由（1）式求取C點的壓力梯度，進而可以求取C點的井筒內流體密度

從而得到

對于彈性驅階段未見水的油藏，井底流體為純原油，利用井筒內最深測點的壓力數據，由（3）式可以求取井底的原油密度。

利用油藏彈性驅階段兩次測壓井底原油密度的差值及期間的累計產油量可以較為準確地求取動態儲量。

設Vρ1為初始狀態下的井底原油質量，Vρ2為開發一段時間后的井底剩余原油質量，NPBoρ2/ρ則為采出原油的井底質量。由井底原油質量守恒可得

其中

將（5）式代入（4）式，得

縫洞型碳酸鹽巖油藏在開發初期，90%以上的油井具有“一井一藏”的開發特點，井間流體性質差異較大，導致井間原油體積系數差異較大，受開發成本的制約，不可能每口井都進行PVT取樣分析。常規經驗公式法求取原油體積系數通常存在較大誤差，考慮到原油的體積系數在彈性驅階段的變化較小，且為忽略體積系數求取時存在的誤差對計算結果的影響，Bo/Boi可近似視為1，從而（6）式可簡化為［11-12］

由（7）式可以看出，求取縫洞型碳酸鹽巖油藏的動態儲量，只需要3個計算參數，即彈性驅階段的第1次測壓井底原油密度、第2次測壓井底原油密度和兩次測壓之間累計產油量。

3　實例計算

H8井所取PVT資料與實際生產情況十分吻合，為H8井準確地提供了物質平衡法計算動態儲量的一系列參數（表2），因此，H8井利用物質平衡法計算所得動態儲量較為準確。H8井利用物質平衡法計算動態儲量為23.8×104t（表2），井底原油密度差法計算動態儲量為24.3×104t（表3），絕對誤差僅有0.5×104t.由此可見，井底原油密度差法計算動態儲量較為可信。井底原油密度差法計算動態儲量不需要PVT測試數據，從而可以應用到未進行PVT取樣分析的油藏。

表2　利用物質平衡法計算H8井動態儲量

表3　利用井底原油密度差法計算H8井動態儲量

利用井底原油密度差法對哈拉哈塘油田20口測壓較多的油井進行了動態儲量計算（表4），計算結果同物質平衡法相比，絕對誤差為0×104t～3.7×104t.對兩種計算方法進行對比分析，發現物質平衡法的優點是，原油體積系數和原油壓縮系數可以利用經驗公式求取，具有一定的普遍性；缺點是未測PVT資料的油井，原油體積系數和原油壓縮系數是利用生產氣油比擬合經驗公式求取，而采油現場生產氣油比的計量存在較大誤差（主要是計量儀器不準確及人工操作偏差導致），求取的原油體積系數、原油壓縮系數往往存在較大的誤差，致使計算結果不準確。井底原油密度差法的優點是，3個計算參數均可以通過采油現場準確求取，避免了未測PVT井的不確定參數、原油體積系數、原油壓縮系數對計算結果的影響。因此，井底原油密度差法比物質平衡法計算動態儲量準確性更高。

表4　哈拉哈塘油田20口油井動態儲量計算結果

4　結論

（1）井底原油密度差法計算動態儲量所需計算參數較少，且參數取值均為采油現場計量所得，客觀準確，計算結果更加可信。

（2）井底原油密度差法回避了縫洞型碳酸鹽巖油藏的特殊性、復雜性，為縫洞型碳酸鹽巖油藏動態儲量的計算提供了一種新方法，更為準確地評價了油藏規模，為油田的合理高效開發奠定了基礎。

符號注釋

Bo——目前原油體積系數；

Boi——初始原油體積系數；

DC——測點C處的深度，m；

DB——測點B處的深度，m；

GpC——測點C處的壓力梯度，MPa/hm；

g——重力加速度，9.8 m/s2；

h——井深，m；

N——地質儲量，104t；

NP——兩次測壓之間累計產油量，104t；

pC——測點C處的壓力，MPa；

pB——測點B處的壓力，MPa；

V——地下油藏體積，104m3；

ρ——地面原油密度，g/cm3；

ρC——測點C處井筒內流體密度，g/cm3；

ρ1——第1次測壓井底原油密度，g/cm3；

ρ2——第2次測壓井底原油密度，g/cm3.

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（編輯曹元婷）

A New Method to Calculate Dynam ic Reserves in Fractured-Vuggy Reservoirs:A Case from Halahatang Oilfield，Tarim Basin

CHEN Lixin1，WANG Lianshan2，GAO Chunhai1，SUN Yinhang2，WANG Xia1，ZHANG Mao2
（1.Tabei Project Department of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China；2.LandOcean Energy Services Co.，Ltd，Beijing 100084，China）

It is difficult for conventional methods to evaluate dynamic reserves in fractured-vuggy carbonate reservoirs due to great differences in well performances.Accurate results cann't be obtained with material balance method because more parameters are needed for calculation，which tends to bring some errors of them.After the driving stage is defined for reservoirs，the difference value of bottom-hole crude oil density obtained from two pressure tests and the cumulative production during the stage can be used to calculate the dynamic reserves more accurately.Compared with material balance equation and other methods，the method of bottom-hole crude oil density difference can avoid impacts of crude oil volume factor，crude oil compressibility coefficient and rock compressibility coefficient on calculation results，and the accuracy of calculated dynamic reserves can be further improved.

Tarim basin；Halahatang oilfield；fractured-vuggy carbonate reservoir；dynamic reserve；material balance equation；bottom-hole crude oildensity difference

TE133；TE313.8；TE344

A

1001-3873（2016）03-0356-04

10.7657/XJPG20160322

2015-04-10

2016-02-26

國家科技重大專項（2011ZX05004-004）

陳利新（1978-），男，滿族，遼寧開原人，高級工程師，碩士，油氣田開發，（Tel）13579032279（E-mail）chenlx-tlm@petrochina.com.cn