凡玉梅
中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083
“十一五”以来，保有探明未开发储量规模大[1]，其中探明5年以上仍未动用储量占到90%以上。制约未开发储量动用的主要因素为开发技术不配套[2-3]，占比近30%，这部分储量具有深层、低渗、层薄等特点；
应用确定性的唯一参数，采用传统潜力筛选方法评价，属于开发技术不配套储量，整块无法有效动用[4-6]。实际上，由于储层非均质性特点，地质参数不是唯一确定值[7-8]，存在局部非均质“甜点”，确定性参数评价方法可能会忽略这种类型的潜力[9]。本文针对这部分整块开发技术不配套、但存在局部“甜点”潜力的储量，研究提出了一种不确定性潜力评价方法，并应用于中国石化探明未开发储量评价筛选中，取得了一定的效果。
1.1 技术思路
油藏非均质性局部“甜点”必须满足目前开发技术适应性，同时满足经济性，才能有效动用[10-11]。单井控制经济可采储量是评价油藏能否经济有效开发的重要指标，因此围绕这个指标，从3个方面优化了不确定性潜力评价方法：一是采用概率分布表达地质参数的非均质性，代替了传统的确定性参数评价；
二是通过数值模拟建立目标油藏单井控制可采储量和油藏参数的模型，计算单井控制可采储量逆累积概率曲线，并结合应用经济界限法计算可采储量的“甜点”值；
三是应用可动用概率反映储量动用的难易程度和规模大小，定量化描述风险和动用规模。
1.2 技术流程
根据不确定性评价方法技术思路，以油藏数值模拟和蒙特卡洛模拟为手段，辅以正交设计试验优化，计算不同条件下未开发储量可动用概率。潜力评价技术流程如下(图1)：
图1 未开发储量不确定性潜力评价方法技术流程
(1)构建目标区油藏参数合理的概率分布模型：应用统计法、类比法等，构建目标油藏参数概率分布，根据其在空间分布的非均质性，由高到低选取10%档位的高估值，90%档位的低估值，基于对数正态概率分布模型建立。
(2)建立不同技术条件下目标油藏单控可采与油藏参数的表征模型：应用油藏数值模拟方法，建立与目标油藏特征一致的具有一定代表性的概念模型，计算给定压力以及极限日产油量下的累积产油量，即弹性开发的单井控制可采储量，改变开发方式、开发技术，得到不同开发方式、技术条件下的单井控制可采储量和油藏参数的多元回归表征模型。
(3)建立目标油藏有效动用判别指标的概率分布模型：基于步骤(2)建立的单井控制可采储量和油藏参数的表征模型，使用步骤(1)油藏参数的概率分布，采用蒙特卡洛方法计算目标油藏单井控制可采储量的累积概率分布模型。
(4)计算目标油藏不同技术条件、经济可行的 “甜点”界限：根据目标油藏对应的投资、成本等经济数据，应用盈亏平衡方法，计算单井控制可采储量的经济界限。
(5)计算目标油藏不同政策界限下未开发储量的可动用比例：读取不同技术条件、不同油价下单井控制可采储量界限值对应的累积概率值，作为目标油藏不同技术经济政策界限下未开发储量的可动用比例。
(6)计算目标油藏可动用潜力规模：地质储量乘以可动用比例，得到目标油藏不同政策界限下可动用储量的概率分布。利用该概率分布的P10值、P50值和P90值作为目标油藏在此种政策界限下动用潜力的高估值、最可能估值和低估值规模；
同时可计算该概率分布的P10/P90值，该数值越大，说明得到的潜力规模不确定越大，风险越高。
2.1 区块概况
某区块Y为深层、低丰度、特低渗透油藏，2012年上报探明储量3 000×104t。该区块平均油藏埋深3 500 m，平均渗透率4×10-3μm2，平均有效厚度9 m，压力系数1.42，储量丰度40×104t/km2，平均单井产能只有2.8 t/d。由于物性差、产能低，整体动用没有经济效益。但该区块储层非均质性严重，变异系数达到0.75，局部仍然存在可动用“甜点”储量。
2.2 模型建立和关键参数确定
区块Y现有9口钻井数据，基于对数正态概率分布模型，建立各油藏参数概率分布[12](图2)；
应用数值模拟技术构建Y区块油藏模型，根据区块地质参数特点，匹配了4种压裂方法[13-14]；
通过单因素及多因素分析，明确了影响单井控制可采储量的10个关键参数，并确定了参数对储量的影响程度；
应用正交试验设计[15]，回归建立了不同井型、不同压裂方式、不同开发方式下单井控制储量的9种典型表征模型[下文列出了5种，见公式(1)～(5)]，并应用实际资料进行合理化验证。在天然能量开发方式下，压力系数、含油饱和度、渗透率、孔隙度、有效厚度等是影响单控储量的主要因素；
在注水开发方式下，注采压差是最主要的影响因素，其次为半缝长等，集中度影响程度更大(表1)。
图2 Y区块油藏参数概率分布
表1 Y区块油藏单控储量与各参数的影响权重
典型的单井控制储量表征模型如下：
直井不压裂弹性开发:
(1)
直井常规压裂弹性开发:
(2)
直井体积压裂弹性开发：
(3)
水平井多段压裂弹性开发：
(4)
水平井体积压裂弹性开发：
(5)
式中：N为单井控制储量，104t；
K为渗透率，10-3μm2；
h为油层厚度，m；
So为含油饱和度，%；
Φ为孔隙度，%；
Pi为压力系数；
μ为原油黏度，mPa·s；
F为集中度(主力层厚度占总有效厚度比例)，%；
R为压裂半缝长，m；
H为水平井水平段长度，m。
2.3 建立关键指标累积概率分布模型
通过表征模型和油藏参数的概率分布，建立Y区块油藏有效动用判别指标的概率分布模型[16-17]，在直井不压裂情形下，单井控制可采储量为1.25×104t时，累积概率为10%(图3)。
图3 Y区块油藏单井控制可采储量累积概率曲线
2.4 可动用概率确定
应用盈亏平衡原理计算单井经济可采储量的“甜点”界限值[18]，在油价50$/bbl条件下，单井投资人民币1 154×104元，折现率8%，操作成本人民币875元/t，采用水平井体积压裂，计算单井控制经济可采储量的界限值为1.71×104t(图4a)。读取50$/bbl单井控制经济可采储量界限值对应的累积概率值41%，即为该条件下Y区块未开发储量的可动用比例(图4b)。
图4 不同油价下Y区块单井控制极限可采储量(a)和储量动用率(b)
2018—2020年Y区块经过评价筛选，分三期滚动实施，截至2020年底已规划动用储量1 155×104t，平均单井产能提高到7.8 t/d，平衡油价下降到40$/bbl。区块储量动用率38.5%，与不确定性方法评价计算的储量可动用率基本一致。
应用不确定性评价方法[19]筛选中国石化探明未开发储量，新增可动用潜力13个，在油价40$/bbl条件下，降低投资30%，增加可动用储量4 300×104t；
在油价70 $/bbl条件下，降低投资30%，增加可动用储量5 900×104t(图5)。潜力区块可动用概率分布在9%～43.5%，平均23.4%，反映了未开发储量的动用难度较大。
图5 中国石化探明未开发储量在不同油价条件下可动用储量
(1)针对油藏非均质“甜点”潜力，以单井控制经济可采储量为重要衡量指标，构建了未开发储量不确定性潜力评价方法，采用可动用概率值，定量描述储量可动用风险和规模。
(2)经过评价中国石化探明未开发储量，在油价40～70 $/bbl条件下，降本30%，增加可动用潜力储量(4 300～5 900)×104t。
(3)不确定性潜力评价方法认识到不同条件下的局部潜力，包括地质非均质性潜力、不同技术条件潜力以及降本增效的潜力，为提高中国石化未开发储量动用率，盘活存量资产，对于推动油公司难动用储量高质量发展具有重要意义。
致谢：中国石化集团公司高级专家凡哲元在本文成文过程中给予了很多的指导，石油勘探开发研究院苏映宏、李军等给本研究提供了很大帮助，特此致谢！
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