(南阳油田-NEW)非常规油气储量评估方法讨论-王庆如

1、非常规油气储量评估方法讨论- 页岩气储量评估- 致密气储量评估1第一页，共49页。非常规油气藏主要的非常规油气藏 非常规油气藏是大面积广泛分布的油气聚集体，通常不受水动力影响。这种油气藏需要特殊的提取技术。常规油气藏重油超-重油沥青致密气地层盆地中心气藏类 型非常规气成藏特征近源或源内成藏，多自生自储分布特征大面积分布，丰度低赋存方式渗流特征致密气以游离态为主、微米级及以下空间渗流，煤层气以吸附态为主、微米级及以下空间渗流，页岩气两种形态并存、纳米级空间渗流；储层物性复杂致密、 (超)低渗、 (超)低孔(隙)、低丰度,一般不具自然产能开采特征需采用专用的系列配套技术才能有效开采; 单井产量很低

2、,递减快,生产周期长经济效益成本高，回收期长，效益差煤层气页岩气页岩油碳氢水合物常 规非常规2第二页，共49页。找构造，圈闭容积法计算 地质储量标定采收率可采储量无构造，无圈闭立足于在产井，井控法产量递减分析典型井模型井距外扩局部高度富集大面积分布常规非常规非常规气可采储量计算非常规气的特点决定了其储量计算与常规存在不同！3第三页，共49页。页岩气: 储层超致密，孔隙度通常是46%，渗透率小于0.00110-3m2, 渗透率对裂缝具有很强的依赖性。引自Stephen AHolditch矿物组成裂缝发育程度页岩气产能一级标准- 单井估算最终可采量(EUR)的统计分布具有可重复性;- 用邻井推测未

3、钻井区域的生产特征不具有可靠性;- 存在区域性的连续油气系统;- 游离烃(非吸附态)不因流体动力学的作用而聚集成藏。二级标准- 要实现经济产量开采需要大规模的增产措施;- 很少产地层水(煤层气和致密油藏外);- 没有明显的盖层和圈闭;- 渗透率低(501305022%, Ro0.5%3.渗透率 K100nD1.厚度和含气量下限页岩气资源/储量计算与评价技术要求（试行 2012.7）由于页岩油气藏生产过程中很难获得准确的油气藏的压力，物质平衡方法很少用于页岩油气藏的储量预测。由于页岩油气藏非均质性强，岩性、物性、裂缝的发育程度、含气量在纳米级变化，开发技术的对产量、采收率影响很大，因此目前国外已

4、开发页岩油气藏数值模拟法应用效果并不理想。动态法物质平衡法和数值模拟法6第六页，共49页。容积法递减曲线法取芯分析数据生产数据刻度容积法参数调整开发方案容积法递减曲线分析法物质平衡法数值模拟法极低渗透率储层储层物性纳米级变化解吸气与游离气共存多级压裂开采相互刻度大量生产动态数据7第七页，共49页。证实页岩气和性质页岩气横向预测范围和地质编图证实良好的天然气含量证实油藏特征和矿物性质证实生产特征井描述和编图开发计划通过证实2P经济可采储量证实1P经济可采储量所有管理及内部程序通过天然气合同签订2D地震,一口直井,测井,全岩心,实验室地化分析没测试资料;地震预测泥岩横向分布范围,岩心分析泥岩地化指

5、标,测井解释泥岩厚度,孔隙度(3.5%)钻探有页岩气存在,但未测试,泥岩范围不确定.第二口直井钻探(距直井10KM)井壁取心,实验室吸附/解吸附测试,矿物分析石英含量70%粘土20%,没有膨胀泥岩解吸附测验气体含量在100%200scf/ton,在没有水力压裂下测试若干小时相对气流量少产能测试资料缺乏距先钻惊几公里钻第三口直井,进行3D地震采集第三口井进行水力压裂测试,一个月生产测试,第一周生产指数(IP)为750,30天为500Mcfpd,二个月后压降显示油藏略为超压.由于直井在本区内经济性差,水平井的产能要比直井高,在测试的直井附近布置水平井开发,可以使储量升级.2口水平井(各具10级水力

6、压裂).进行一个月生产测试,平均7天IP为13,30天的IP为10MMcfd.可行性研究证实项目有效益,在方案中水平井附近使储量进一步升级.区块内其它地方的储量仍定义为潜在或预测级,待下阶段区内的直井产能测试和水平井开发计划来升级.基于1P储量经济开发的基础上,提出AFE预算,油田部分设施建造,天然气合同签定第1年第2年第3年第4年第5年已存在的探井新钻的直井新钻的水平井未开发的水平井1 - 没测试的直井2 - 低产的直井3 - 压裂的直井4& 5 - 压裂的水平井预测资源预测资源潜在资源C2P储量1P储量500Km2工区,5口已钻老井,地震资料解释2500米处约50米厚的泥岩,泥岩是区域生油

7、岩,地化指标TOC为3%5%.页岩气项目评价过程8第八页，共49页。页岩气评估流程 (Eagle Ford)9第九页，共49页。 由于页岩油气藏是一种连续性油气藏，但每个区域因地质条件的不同储量参数如页岩净厚度、油气层压力和温度、孔隙度等是变化的，根据掌握的资料不同，二种储量计算的方法。 其一是分区法：适用于只有少量的井点资料的地区 (1) 计算每个井点的单位原始地质储量， (2) 根据地质特征对整个矿区进行分区，分区单位原始地质储量乘以各分区面积得分区原始地质储量， (3) 各区原始地质储量相加即得到总原始地质储量。(并购时储量的计算就是按此法进行) 其二是等值线法：适用于井点资料丰富的地区

8、 (1) 计算每个井点的单位原始地质储量， (2) 勾绘单位原始地质储量平面分布等值线图，利用积分法，累加各等值线内地质储量即得到总原始地质储量。 原始油气地质储量OGIP为： 10第十页，共49页。 CHK公司的权益面积为500000英亩，其中油区面积为425000英亩，为664个Sections，气区为75000英亩，有117个Sections，（其中1Section=640英亩），估算的油区每个Section的OIP为50MMboe和气区每个Section的GIP为150Bcf。 Eagle Ford组页岩油的地质储量为33203 MMboe，页岩气的地质储量为17578 Bcf。 井点

9、地质储量计算方法11第十一页，共49页。 根据地质条件进行地质分区，针对不同分区，利用收集到的动、静态资料、钻完井资料和测试资料等，确定每个区块的产量剖面。 油藏专业评价的技术要点主要有以下两个： （1）确定总开发井数： 根据钻完井设计的水平井水平段长度及水力压裂的有效裂缝直径这两个关键参数，通过两个参数乘积计算每口井的井控面积，然后通过地质分区的有效含油气面积及单井控制有效面积确定开发井数。 （2）确定地质分区的type curve曲线及单井可采储量EUR： 根据钻井录取的静态资料、测试资料以及生产动态资料，利用动态分析方法或数值模型确定单井的Type Curve典型生产曲线，确定Type

10、Curve曲线的关键是分析生产井的初始产量、初始递减率、递减指数。 生产井的初始产量及初始递减率是根据生产井的生产动态得到，递减指数则通过试算法回归生产动态曲线得到，单井可采储量EUR可由Type Curve典型生产曲线求取。 根据钻井数量及钻井计划，由区块Type Curve典型生产曲线及EUR共同确定区块产量剖面。技术可采储量研究资料收集（基础资料、静态资料、钻完井资料、测试资料、动态资料等）水平井长度水力压裂缝评估静态资料测试试采资料生产资料 井 距 总开发井数钻井计划典型曲线单井可采储量产量剖面12第十二页，共49页。 Zone1整个区块面积14.6万英亩，目前有生产井1口，每个流动单

11、元按640英亩计算，可划分为228个单元，单井控制面积按120英亩/口计算，可钻开发井1215口，考虑面积利用率70%，预计钻开发井851口。每平方英里原始地质储量60MMboe/mile2。Zone1评价关键指标根据该区块生产井动态分析典型曲线的参数为： - 初始月产量431bbl/d， - 第一年递减率为81%， - 最终递减率为6%， - 递减指数为1.3， - 开发年限为28年， - 单井可采储量EUR为257Mboe， - 采收率为2.28%。13第十三页，共49页。区块未开发可采储量计算公式为： Gi = v f P i 式中： Gi - 可采储量， 108m3 V - 评价区块面

12、积，km2 f - 单位面积可钻井数，1/ km2 Pi - 区块对应概率为i的单井平均EUR值（最终可采储量），108m3 i - 90%，50%，10%，分别对应证实、概算和可能储量。 概率统计法（动态）: 计算评价连续型油气藏未开发可采储量的概率统计法。 计算单井最终采油气量EUR所有单井的指标作出概率分布曲线已生产井数据生产动态资料分析生产井单井储量的概率分布规律待钻井数X预测未开发可采储量不同概率下的未开发油气储量适用条件： 开发中后期有足够多油气生产资料的连续型油气藏。 优点： 计算结果比较准确、可信度高 。评价步骤： （1）：划分地质子集(计算单元)；（2）：对生产井数据进行统计

13、分析；（3）：确定钻井数量； （4）：进行蒙特卡罗模拟； （5）：计算证实、概算和可能储量。14第十四页，共49页。非常规油气储量评估方法讨论- 页岩气储量评估- 致密气储量评估15第十五页，共49页。 无统一的致密气标准和界限，根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策来制定其标准和界限，随着认识程度的提高，致密气的概念也在不断的更新。 “致密气藏是指需经大型水力压裂改造措施，或者是采用水平井、多分支井，才能产出工业气流的气藏。气体以游离态存在。 全球致密气藏的资源量保守估计超过15,000tcf。- 孔隙结构复杂- 渗透率一般0.1md- 异常压力- 气水关系复杂- 毛管压力较高何谓致

14、密气？16第十六页，共49页。致密气储量/资源量评价方法 指以高研究程度区（类比区）为依据，通过类比为中、低研究程度区（评价区）提供储量参数，从而进行储量计算的方法。类比法 - 粗略估算方法资源丰度类比（面积、厚度、生产等数据都没有）容积法储量计算参数；采收率类比典型曲线类比法（初产、递减率类比）常规油气容积法参数 容积法 - 参数不确定性的影响增大致密气藏容积法参数300 168017第十七页，共49页。 建议：致密气储量评价方法基本采用常规气藏的储量评价方法，但为了适应由于储层致密对常规方法带来的挑战，较为合适方法是将动态和静态方法结合来进行。致密气储量/资源量评价方法18第十八页，共49

15、页。 在评价致密气资产时基本都采用井控动态法，储量或者潜在资源量的的计算落实到单井，实际的在产井运用产量递减分析，新钻井采用典型井曲线来进行评估。致密气可采储量计算影响可采储量计算的2个重要参数：井距（单个Section上的布井数）EUR （单井最终累积可采储量）新部署井可采储量在产井可采储量部署井数单井EUR=x=19第十九页，共49页。致密气可采储量计算建立典型井模型部署井位20第二十页，共49页。典型的致密气井生产可以分成2个阶段：阶段1：符合双曲递减特征，初始递减率大，初始年递减率60-80%阶段2：符合指数递减特征，递减率较低，产量长期处于较低水平MM层2010年投产井双曲递减指数递

16、减致密气开发特征惊喜 惊怕 惊叹初期高产 快速递减 低产平稳21第二十一页，共49页。1、典型井模型建立致密气可采储量计算（4）验证 用实际井的单井EUR的概率分布的P50值来进行验证设定的典型井模型的合理性。（2）典型井递减规律的确定 非常规气井的生产符合早期双曲递减规律，后期进入末端 指数递减。通过对实际井的生产数据的拟合确定双曲递减指数n； 最后做出递减指数n的概率分布图（3）典型井EUR的确定 设定初始产量、递减规律、递减指数；然后确定经济极限产量，通过OFM软件模拟预测得到典型井的最终EUR。 （1）典型井初始产量的设定 考虑到非常规开发井的初始产量和完井技术密切相关，因此典型井初始

17、产量一般选用最近2-3年内的实际生产井的初始产量的平均值。归一化之后归一化之前22第二十二页，共49页。 （1）类比法类比其它开发程度较高地区的井距来类比确定 （2）根据井的泄气半径来确定非常规储层岩性致密，一般认为压裂裂缝能够延伸的范围即为井的泄气半径；需要根据微地震资料，确定真实有效的裂缝长度，进而计算单井的有效控制面积，从而确定合理的井距。（3）数值模拟法通过模拟动态拟合，论证平均每条裂缝控制面积。2、合理井距确定致密气可采储量计算2P 1C1 0.7C2 0.3在产水平井直井(生产测试)直井(未测试,有测井)3、井位部署 根据不同井型、测试结果的合理井距和类比分析的成功率经验在合同区域

18、内井位部署，达到最大的不同级别的储量控制面积。23第二十三页，共49页。实例介绍目标：计算ECA Montney层的可采储量将与该层相关的水平井和直井落在区块分布图上。致密气可采储量计算目标公司目标区块Montney层在产水平井Montney层测试直井Montney层未测试直井某公司区块某公司区块利用已钻井资料编制SW分布图，确定储量资源范围（研究CUTOFF）24第二十四页，共49页。实例介绍 根据Sw和OGIP Cutoff值剔除相应的Section致密气可采储量计算在区域研究的SW范围内，根据井型确定井控储量范围和储量级别有利储量范围区25第二十五页，共49页。实例介绍致密气可采储量计算

19、分区带、分储量级别布井位计算可采储量（类比、递减和数模）26第二十六页，共49页。结 论非常规天然气主要包括致密气、页岩气和煤层气，其油气藏特征以及开发生产特征与常规存在不同，这也决定了其储量计算方法的不同。目前不存在非常规储量计算统一标准，可采储量的计算主要采用井控动态法，运用产量递减分析、井距外扩以及典型井模型作为主要手段。准确预测典型井模型的EUR是非常规可采储量计算的关键。由于生产井的生产时间较短，预测方法主要还是基于ARPS递减分析，预测结果的可靠性还有待时间的检验。27第二十七页，共49页。- 储量向产量转化的开发研究- 建议和要求油气田开发过程中的储量研究28第二十八页，共49页

20、。 油田生产 投资决策 前期设计 开发方案 评价与 探 井 地质研究 评 价 发 现 测试远景资源量3C储量2C储量2P储量1P储量勘探开发一体化勘 探开 发评 价- 勘探目标评价考虑经济评价结果- 勘探必须以油气发现为目标- 勘探发现后由开发团队进行资产评价- 开发评价由勘探、开发团队联合完成- 开发储量评价和计算注重经济可采储量- 资产价值由合同内经济可采储量决定提前介入勘探评价后延介入开发生产勘探发现和评价开发方案实施生产储量管理29第二十九页，共49页。乌石凹陷处在勘探早期阶段，应力求突破；渤海、涠西南等成熟区仍处于储量高峰阶段前期，是勘探投资最佳流向；番禺4洼处于高峰阶段后期，宜保证

21、适量的勘探投资，加强研究和技术研发，同时适当增加老油田周边滚动勘探勘探阶段与投资策略 中海油勘探管理的发展历程 早期阶段 高峰阶段 萎缩阶段 储量发现阶段划分示意图15%20%1%35%40%12%55%60%1%涠西南30%番禺4洼59%乌石11%渤海27% 根据公司发展目标，结合各盆地（凹陷）的勘探阶段，制定不同的勘探策略，合理配比各盆地（凹陷）工作量和费用。集束和价值勘探阶段勘探风险与投资组合管理阶段地质研究主导的勘探阶段高低风险的组合近、中、远期目标相结合不同勘探程度领域组合30第三十页，共49页。成熟区 / 黄金勘探领域新区 / 新领域滚动勘探领域区成熟区 / 问题勘探领域战略实现领

22、域低风险,高吸引力目标风险较低,规模较大储量增长的实现区战略突破领域高风险,高吸引力寻找新的储量增长点战略滚动领域低风险,低吸引力油气规模小,回报低利用已有设施,增加可动用储量战略展开领域高风险,低吸引力目标或风险较高,或规模不大以新思路、新技术打开新局面高高低低勘探风险战略吸引力投资领域和目标的判断：三大类四个象限区优选储备战略吸引力： 资源潜力、经济价值、战略意义 勘探投资组合应贯彻四个勘探战略层次，综合考虑三类勘探领域目标及其规模与经济性等因素。31第三十一页，共49页。油气田所属阶段储量前期研究阶段工程建设阶段生产阶段勘探阶段预可行性研究可行性研究ODP研究和编制储量报告可研审查ODP

23、审查投产准备地质储量技术可采储量储量 早中期侧重地质模式、储量分布及储量品质分析。 后期侧重储量动用情况分析，方案指标研究以及剩余油分布规律研究。32第三十二页，共49页。第一次申报探明储量总计248720.31万吨，2010年底探明储量336769.04万吨，变化率35.4%。南海东部渤海南海西部第一次申报三级地质储量总计348511.84万吨，2010年底三级储量455053.85万吨，变化率30.57%。申报探明和三级储量与2010年底的储量对比 对比基础可能不一,但说明一点有潜力,储量总体正向增加,大型油气田变化大.南海东部渤海南海西部33第三十三页，共49页。0%32.69%45.1

24、3%44.24%120.88%78.34%23.80%32.35%0%16.82%112.66%43.9%12.4%13个油田总计增加探明储量20120万方，其中新块3620万方、扩边-1625万方，新层18124万方，新层占总增加储量的90%。总探明储量复算前后分别为54280和74400万方，增加20120万方，变化率37.07%。XX%为复算后新层探明储量占原探明储量的百分比。天津分公司复算油田储量变化原因分析34第三十四页，共49页。储量变化的主要原因35主要随资料增加而变化主要随认识提高而变化主要随市场形势而变化35第三十五页，共49页。挖掘潜力作贡献规避风险保产量开发过程中加强随钻

25、研究的优化调整 升级扩边BZ28-2S 通过对20个油气田随钻调整工作，深圳、湛江实现了ODP预测指标，天津分公司自营新油田的初期平均产能超过ODP设计的水平。36第三十六页，共49页。基础产量1128万方，占44%调整井产量900万方，占37%提液增产量371万方，占15%整体调整、常规措施、三采：172万方，占7%规划递减率：17%实际递减率：6%开发调整的贡献 工作量决定工作成绩，调整井和探井同等重要，创新型开发存在不确定的分险，但对储量贡献不可估量，勘探开发一体化，效益和风险共存。 重视调整井的钻后分析，特别是失利井的解释，储量状态转化分析，公司财务资本化要求。 37第三十七页，共49

26、页。单位:MMBOE2010年上市储量(替代率)当年新增(勘探)贡献50%左右;滚动勘探(开发)贡献约占30%;扩边储量(开发)的作用越来越大;从上市储量分析看开发对储量的重要性38第三十八页，共49页。2011年中海油上市储量替代率和储采比分析对比（年）1016-1892-87639第三十九页，共49页。- 储量向产量转化的开发研究- 建议和要求油气田开发过程中的储量研究40第四十页，共49页。勘探上建议： 足够的评价资料使更多的P1（或探明储量）落实； RESERVE向OOIP逼进时评价井的要求（I）井、DST、CORE（II）LOG（III）SEISMIC）； 测试工艺重要； 勘探应是S

27、PE三级地质储量，不是SEC剩余经济可采储量，也不是资源远景数。开发上建议： 开发方案齐全，使PUD或P2上表，促进储量升级； P2的基础，提出资料要求； 尽量多的类比，成熟技术应用（技术4个定义）； RESERVE增减要区分地质、经济和收购之分，C级储量的特别注意政策性。勘探的地质储量(OOIP)和开发储量(RESERVE)的关系 OOIP： 以地质判断为主，具有勘探风险，储量分类，是ODP研究的基础；RESERVE： 以经济可采，强调资料有效性，储量分级，应强调PUD和P2 。满足SEC对储量要求41第四十一页，共49页。Y2000Y2005Y2007RE16.80Y2010PY4-2-A

28、03PHPY4-2-A17PHPY4-2-A19PHPY4-2-A18PHPY4-2-2PY4-2-1PY4-2-A03PHPY4-2-A17PHPY4-2-A19PHPY4-2-A18PHPY4-2-2PY4-2-1PY4-2-A01PHPY4-2-A18PH1PY4-2-A20PH番禺4-2油田OOIP174.2OOIP314.6OOIP345.2OOIP401.9储量认识是随着的时段和资料增加而提高42第四十二页，共49页。 勘探和开发对地质储量和储量是相互紧密推动的，进一步提高勘探成功率、开发提高采收率和提高难动用储量动用程度是对储量替代率和储采比两方面综合考虑； 同时要求合理（符合S

29、EC规范）和扩大储量和储量升级，这就要求有理有据地对SEC新规则下的P2储量计算； 应用成熟可靠技术，研究P2储量上表可行性，同时勘探新发现储量不断增加并合规上表，使公司的储量替代率和储采比保持在一个可持续性发展的要求范围内，为公司储量资产优化和增值提供必要的保证。油气田开发过程中的储量研究 开发过程中的新增、扩展和升级储量讨论：升级：应在储量申报范围内 （P2升级、PUD转化和难动用储量利用）；扩展：是申报范围外面积范围 （滚动评价扩边、表外储量动用和含油气小构造联合开发等）；新增：是申报范围外新层系 （上下层系新发现、邻近含油气构造滚动发现）。43第四十三页，共49页。44第四十四页，共4

30、9页。 RS 公司储量 （初稿）公司储量（终稿）储量（P1）（百万桶）PD703772771PUD141173开发DD&A(亿）63.6262.4160.64桶油开发DD&A（美元/桶）12.1111.8811.54PL19-3:PD(百万桶）86.1488.7584.54PL19-3：PUD(百万桶）24.8114.6528.43开发DDA18.7219.5517.74桶油开发DDA22.8323.8521.642011年6月底综合调整/三低/稠油带来了PUD的变化，导致公共费用剔除比例的增加，降低了DD&A在生产P1=887.8、P2=189.69、P3=90.83 (在生产536.25, 关井81.16, 管外19, PUD251.39) 在生产油田中P1占储量总额的76%,PUD占P1储量的28%（1）DD&A对储量有着非常高的敏感度，财务核算采用上市储量数据，RS评估对井控要求程度报 高，建议应用公司内部储量评价，客观看待储采比及DD&A上涨，同时积极推动滚动开发，