本发明涉及一种大西洋两岸油气田开发指标区域类比方法，属于海外油气田开发领域。
背景技术
大西洋两岸油气田是全球各大石油公司争相关注的热点油气资产。在此类油气田并购评价项目中，快评项目的难点在于区块多、资料少、时间紧、语种多，详评项目的难点在于外方研究资料数量庞大且真伪难辨。给定目标待评价油气田，需要快速、准确地给出p10(10％概率)、p50(50％概率)、p90(90％概率)开发指标(单井初期产能、采收率等)，以便明确价值、规避风险，但此前未发现相关研究报道。
技术实现要素：
本发明的目的是提供一种大西洋两岸油气田开发指标区域类比方法。
本发明提供的一种大西洋两岸油气田开发指标区域类比方法，包括以下步骤：(1)搜集大西洋两岸油气田实际数据；
所述实际数据包括油气田的分布地点、数量和基础数据；
所述基础数据数包括油气田渗透率、储层有效厚度、地层流体粘度、单井高峰日产能、油气田产量剖面、油气田采收率、平均单井累计产量和水井平均单井日注水量；
(2)根据步骤(1)中单个所述油气田产量剖面，对步骤(1)中所述基础数据进行补充单井产能数据；
(3)根据所述大西洋两岸油气田种类，将步骤(2)中补充后的所述基础数据分组；
(4)基于步骤(3)中分组的基础数据，经数据拟合比选，获取可快速预测大西洋两岸目标油气田开发指标的区域类比图版；根据所述区域类比图版读出开发指标的数据，即能进行大西洋两岸油气田开发指标区域类比。
上述的方法中，所述油气田的分布地点包括大洲和国家，所述油气田的开发模式呈现明显的区域性，故采用同区域类比的原则，及大西洋两岸的目标油气田，尽量与大西洋两岸的在开发油气田进行类比；
所述大洲包括北美洲、拉丁美洲和非洲中的至少一个；
所述国家包括阿尔及利亚、安哥拉、阿根廷、玻利维亚、巴西、加拿大、美国、哥伦比亚、刚果、厄瓜多尔、埃及、赤道几内亚、加蓬、危地马拉、象牙海岸、利比亚、马达加斯加、毛里塔尼亚、墨西哥、尼日利亚、秘鲁、南非、南苏丹、苏里南、坦桑尼亚、特立尼达和多巴哥、突尼斯、乌干达和委内瑞拉中的至少一个；
所述油气田的数量为现有能收集到的油气田总数，具体可为659个。
上述的方法中，所述单井产能数据包括599个油气田和生产井平均单井的第一年平均日产量；所述599个油气田是现有能收集到的数量，可根据现有的油气田数量增加而增加；所述单井产能数据根据单个所述油气田产量剖面计算得到；
所述大西洋两岸油气田种类为砂岩油田、碳酸盐岩油田和气田；
所述基础数据分组为3组。
本发明中，所述生产井平均单井的第一年平均日产量指的是生产第一年的数统计据。
上述的方法中，所述拟合比选的步骤如下：采用枚举法建立所述开发指标与所述基础数据的关系，经过比选得出拟合效果最好的关系版图；
所述开发指标包括油气田单井初期产能、气田单井无阻流量、平均单井累计产量、注水井井均注水能力和油气田采收率；
所述关系包括本领域常见的数学关系，具体为线性关系、单对数关系和双对数关系。
本发明中，通过给定的目标油气田的所述基础数据，根据所述区域类比图版可读出目标油气田的单井产能、采收率等开发指标，即能快速进行大西洋两岸油气田开发指标区域类比；
所述基础数据的收集按照本领域常规的方法收集，具体可为基于5年收集的数据。
上述的方法中，所述区域类比图版包括如下1)-9)中的至少一种：1)大西洋两岸砂岩油田单井初期产能预测区域类比图版；2)大西洋两岸砂岩油田采收率预测区域类比图版；3)大西洋两岸碳酸盐岩油田单井初期产能预测区域类比图版；4)大西洋两岸碳酸盐岩油田采收率预测区域类比图版；5)大西洋两岸气田单井无阻流量预测区域类比图版；6)大西洋两岸气田单井初期产能预测区域类比图版；7)大西洋两岸油田平均单井累产区域类比图版；8)大西洋两岸气田平均单井累产区域类比图版；9)大西洋两岸油田注水井井均注水能力区域类比图版。
本发明中，所述的油田单井初期产能或所述的气田单井初期产能一般均指的是生产第一年的产能。
本发明还提供了上述的方法得到的大西洋两岸目标油气田开发指标的区域类比图版。
本发明中，上述的区域类比图版具体可包括如下1)-9)中的至少一种：1)大西洋两岸砂岩油田单井初期产能预测区域类比图版；2)大西洋两岸砂岩油田采收率预测区域类比图版；3)大西洋两岸碳酸盐岩油田单井初期产能预测区域类比图版；4)大西洋两岸碳酸盐岩油田采收率预测区域类比图版；5)大西洋两岸气田单井无阻流量预测区域类比图版；6)大西洋两岸气田单井初期产能预测区域类比图版；7)大西洋两岸油田平均单井累产区域类比图版；8)大西洋两岸气田平均单井累产区域类比图版；9)大西洋两岸油田注水井井均注水能力区域类比图版。
本发明所述大西洋两岸目标油气田开发指标的区域类比图版应用于指导大西洋两岸油气田评价项目中的类比研究和/或可快速预测目标油气田开发指标进行快速判断其开发指标的合理性中。
上述的应用中，当给定大西洋两岸目标油气田，根据其目标油气田储层、流体物性参数，所述的区域类比图版中1)～6)在快速预测目标油气田p10、p50、p90单井初期产能和采收率中的应用；所述的区域类比图版中7)～8)在快速对目标油气田开发方案中的生产井平均单井累产进行质控性判断中的应用；所述的区域类比图版中9)在快速确定油田注水井的井均注水能力中的应用。
本发明中，如已根据上述的方法得到的所述的区域类比图版，进行开发指标的进行快速判断，可直接将开发指标的数据带入所述的区域类比图版，即能快速判断开发指标的合理性。
本发明具有以下优点：
本发明区域类比图版均基于区域实际数据，对开发指标(单井产能、采收率等)的区域性规律进行了总结，因此可用于指导大西洋两岸油气田评价项目中的类比研究。通过使用区域类比图版，可快速预测目标油气田开发指标，或对外方开发指标进行快速判断。若给定大西洋两岸目标油气田，根据目标油气田储层、流体物性参数，可使用图版进行快速预测目标油气田p10、p50、p90单井初期产能和采收率；或者可使用图版快速确定油田注水井的井均注水能力；或者可使用图版进行快速对目标油气田开发方案中的生产井平均单井累产进行质控性判断。
附图说明
图1为大西洋两岸砂岩油田单井初期(第一年)产能预测区域类比图版。
图2为大西洋两岸砂岩油田采收率预测区域类比图版。
图3为大西洋两岸碳酸盐岩油田单井初期(第一年)产能预测区域类比图版。
图4为大西洋两岸碳酸盐岩油田采收率预测区域类比图版。
图5为大西洋两岸气田单井无阻流量预测区域类比图版。
图6为大西洋两岸气田单井初期(第一年)产能预测区域类比图版。
图7为大西洋两岸油田单井累产区域类比图版。
图8为大西洋两岸气田单井累产区域类比图版。
图9为大西洋两岸油田注水井井均注水能力区域类比图版。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
本发明一种大西洋两岸油气田开发指标区域类比方法，包括以下步骤：
1)基于近5年工作积累，搜集大西洋两岸油气田实际数据，信息如下：(1)包括3个大洲：北美洲、拉丁美洲、非洲；(2)包括29个国家：阿尔及利亚、安哥拉、阿根廷、玻利维亚、巴西、加拿大、美国、哥伦比亚、刚果、厄瓜多尔、埃及、赤道几内亚、加蓬、危地马拉、象牙海岸、利比亚、马达加斯加、毛里塔尼亚、墨西哥、尼日利亚、秘鲁、南非、南苏丹、苏里南、坦桑尼亚、特立尼达和多巴哥、突尼斯、乌干达、委内瑞拉；(3)包括659个油气田；(4)包括8项基础参数：油气田渗透率、储层有效厚度、地层流体粘度、单井高峰日产能、油气田产量剖面、油气田采收率、平均单井累计产量、水井平均单井日注水量。
2)根据步骤1)中单个油气田产量剖面，对步骤1)中基础数据进行单井产能数据的二次补充：(1)包括599个油气田；(2)补充生产井平均单井的第一年平均日产量。
3)根据大西洋两岸油气田类型(具体为砂岩油田、碳酸盐岩油田、气田)，将步骤2)中基础数据分为3组：(1)砂岩油田基础数据；(2)碳酸盐岩油田基础数据；(3)气田基础数据。
4)基于步骤3)中基础数据，经数据拟合比选，获取可快速预测大西洋两岸目标油气田开发指标的9个区域类比图版：(1)大西洋两岸砂岩油田单井初期(第一年)产能预测区域类比图版，(2)大西洋两岸砂岩油田采收率预测区域类比图版，(3)大西洋两岸碳酸盐岩油田单井初期(第一年)产能预测区域类比图版，(4)大西洋两岸碳酸盐岩油田采收率预测区域类比图版，(5)大西洋两岸气田单井无阻流量预测区域类比图版，(6)大西洋两岸气田单井初期(第一年)产能预测区域类比图版，(7)大西洋两岸油田平均单井累产区域类比图版，(8)大西洋两岸气田平均单井累产区域类比图版，(9)大西洋两岸油田注水井井均注水能力区域类比图版，具体如图1-9所示。
区域类比图版(1)～(9)，均基于区域实际数据，对开发指标(单井产能、采收率等)的区域性规律进行了总结，因此可用于指导大西洋两岸油气田评价项目中的类比研究。通过使用区域类比图版，可快速预测目标油气田开发指标，或对外方开发指标进行快速判断。
若给定大西洋两岸目标油气田(如非洲西部海上砂岩油田目标a，渗透率100md，有效厚度100m，地层油粘度1cp；巴西海上碳酸盐岩油田目标b，渗透率100md，有效厚度100m，地层油粘度1cp；非洲北部海上气田目标c，渗透率100md，有效厚度100m)，根据目标油气田储层、流体物性参数，可使用图版(1)～(6)，快速预测目标油气田p10、p50、p90单井初期产能和采收率，如图1-6所示，a油田p10单井产能686方/天，p50单井产能189方/天，p90单井产能53方/天；a油田p10采收率55％，p50采收率42％，p90采收率28％；b油田p10单井产能1555方/天，p50单井产能1081方/天，p90单井产能141方/天；b油田p10采收率42％，p50采收率33％，p90采收率26％；c气田p10单井无阻流量337万方/天，p50单井无阻流量161万方/天，p90单井无阻流量57万方/天；c气田p10单井初期产能123万方/天，p50单井初期产能24万方/天，p90单井初期产能4万方/天；可使用图版(7)～(8)，快速对目标油气田开发方案中的生产井平均单井累产进行质控性判断，结果如图7-8所示，由图7可知，海上砂岩油田平均单井累产油71-1145万方，海上碳酸盐岩油田平均单井累产油17-636万方，以此初步判断a油田、b油田开发方案中单井累产油的合理性；由图8可知，海上气田平均单井累产气0.5-22万方，以此初步判断c气田开发方案中单井累产气的合理性；可使用图版(9)，快速确定油田注水井的井均注水能力，结果如图9所示，大西洋两岸注水开发的海上油田，单井日注水量基本大于30000桶/天(此数值与储层渗透率、有效厚度无关，受本地工程设施限制)，最高可达70000桶/天，以此初步指导a油田、b油田开发方案中单井注水量的设计。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中方法的实施步骤都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换或改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。