竇之林

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

1 油藏概況

從1997年至今，塔河油田奧陶系油藏劃分為3個(gè)階段:1997—2001 年勘探階段[1］，2002—2005年開發(fā)早期階段，2006年至今為開發(fā)早期—開發(fā)階段。其中前兩個(gè)階段建立了儲(chǔ)集體概念模型和框架模型，對(duì)儲(chǔ)集體復(fù)雜性有了初步認(rèn)識(shí);初步形成了縫洞型儲(chǔ)集體預(yù)測(cè)方法，包括地震反射特征分析、振幅變化率、相干體分析、三維地震可視化、地震測(cè)井聯(lián)合約束反演技術(shù);并通過FMI成像測(cè)井和群井干擾試井初步判別儲(chǔ)集體的連通性。前兩階段認(rèn)識(shí)到塔河油田奧陶系油藏以縫洞系統(tǒng)形式分布，油藏主要受多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、巖溶作用和油氣充注調(diào)整控制，但無法確定其地質(zhì)邊界和油水界面，開發(fā)井的建產(chǎn)率較低(70% ～75%)。另外一直沿用的砂巖油藏靜態(tài)容積法儲(chǔ)量計(jì)算，用于塔河油田縫洞型油藏開發(fā)階段不適應(yīng)性更加突出，而壓力、水侵量等動(dòng)態(tài)法儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)在縫洞型油藏的監(jiān)測(cè)和求取困難。因此有必要在資料日益豐富的開發(fā)階段，加大縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育特征的研究力度，尋找更加適合于縫洞型油藏描述技術(shù)和儲(chǔ)量計(jì)算的方法，來提高描述精度，改善油田開發(fā)效果。

2 縫洞單元的描述

2.1 縫洞系統(tǒng)和縫洞單元的概念模型

自“九五”以來，針對(duì)塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏分隔嚴(yán)重，呈現(xiàn)出多縫洞系統(tǒng)、多壓力體系、多個(gè)流動(dòng)單元的開發(fā)特征[2－3］，以儲(chǔ)集體成因相關(guān)性和儲(chǔ)集體連通性為基礎(chǔ)，以系統(tǒng)層次性為原則(復(fù)雜的事物是由比它相對(duì)簡單的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)組成的)，以開發(fā)為目標(biāo)，提出了縫洞系統(tǒng)和縫洞單元兩個(gè)基本理論概念(相對(duì)碎屑巖油藏中的砂體和流動(dòng)單元概念)，構(gòu)筑了系統(tǒng)和單元兩個(gè)級(jí)次的縫洞體系分類，并形成相應(yīng)的研究思路和配套技術(shù)。

第一層次:縫洞系統(tǒng)。是指同一巖溶背景(古地貌)條件下，受斷裂和古水系控制，由孔、縫、洞構(gòu)成的縫洞帶(體)，表現(xiàn)形式為樹枝狀古暗河、或呈片狀以及網(wǎng)絡(luò)狀縫洞體等復(fù)雜結(jié)構(gòu)?？p洞系統(tǒng)是對(duì)縫洞儲(chǔ)集體的宏觀表述，重點(diǎn)描述繼承性發(fā)育古溶洞的最終規(guī)模、空間展布形態(tài)及空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜性，并不強(qiáng)調(diào)在時(shí)間或空間上與巖溶作用活動(dòng)聯(lián)系的縫洞成因研究[4－7］。

圖1 塔河油田縫洞單元研究技術(shù)流程Fig.1 Research method and technical processes on fracture － vug units in Tahe Oil Field

第二層次:縫洞單元。是指在碳酸鹽巖縫洞型油藏內(nèi)，周圍被相對(duì)致密或滲透性較差的溶蝕界面或封閉斷裂分隔，由溶洞、斷裂和裂縫網(wǎng)絡(luò)連通，由溶蝕孔、縫、洞溝通而成的流體連通體?？p洞單元強(qiáng)調(diào)了流體連通性及滲流差異，是具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)和油水關(guān)系的獨(dú)立油藏。縫洞單元是對(duì)縫洞系統(tǒng)內(nèi)幕結(jié)構(gòu)的進(jìn)一步細(xì)化，是縫洞型油藏描述和儲(chǔ)量計(jì)算的基本研究單元，反映了不同尺度的儲(chǔ)集體非均質(zhì)性。不同階段縫洞單元的研究內(nèi)容和方法各有側(cè)重，現(xiàn)已廣泛運(yùn)用至塔里木盆地的碳酸鹽巖縫洞型油氣藏的開發(fā)中。

2.2 縫洞單元研究方法

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏主要采用動(dòng)態(tài)法和靜態(tài)法相結(jié)合進(jìn)行縫洞單元研究[8－9］，其中動(dòng)態(tài)方法著重于單元內(nèi)部連通性的確定，靜態(tài)方法重點(diǎn)確定單元邊界和刻畫內(nèi)部結(jié)構(gòu)(圖1)。

隨著縫洞型油藏動(dòng)、靜態(tài)資料的不斷豐富和技術(shù)方法進(jìn)步，對(duì)縫洞儲(chǔ)集體的分隔性認(rèn)識(shí)更加深化，縫洞單元的研究劃分精度也不斷提升。截至2011年塔河油田奧陶系油藏主體區(qū)塊(2、3、4、6、7、8區(qū))已研究劃分了138個(gè)縫洞單元(圖2)，其中單井控制的單井縫洞單元95個(gè)，2口或2口以上井控制的多井縫洞單元43個(gè)。在此基礎(chǔ)上，對(duì)各單元的儲(chǔ)量規(guī)模、油藏能量大小及開發(fā)效果好壞進(jìn)行評(píng)價(jià)，綜合劃分為四類:Ⅰ、Ⅱ類單元的儲(chǔ)集體連通性好—較好，地層壓力穩(wěn)定，能量充足—較充足，產(chǎn)量穩(wěn)定，開發(fā)效果好—較好，該兩類單元共49個(gè);Ⅲ、Ⅳ類單元的天然能量一般—不足，儲(chǔ)集體連通性一般—較差，產(chǎn)量下降較快，開發(fā)效果一般—較差，該兩類單元共89個(gè)。針對(duì)四類單元，塔河油田奧陶系油藏形成了差異性開發(fā)對(duì)策，即對(duì)能量充足或中低含水的多井單元實(shí)施井網(wǎng)加密，對(duì)能量不足或高含水的多井單元實(shí)施注水開發(fā)，對(duì)能量不足的單井單元實(shí)施注水替油，并對(duì)注水替油失效的單井單元實(shí)施側(cè)鉆挖潛。這些做法取得了較好的開發(fā)效果，2012年塔河油田的年產(chǎn)油已達(dá)735×104t。

在年齡方面，18～25歲以下33人，占總體的27.3%；26～30歲26人，占總體的21.5%；31～40歲的受訪者最多，共計(jì)44人，占總體的36.4%；41～50歲13人，占總體的10.7%；51歲以上有5人，占總體的4.1%。

圖2 塔河油田4區(qū)縫洞單元綜合分類Fig.2 Comprehensive classification of fracture － vug units in block 4 of Tahe Oil Field

2.3 縫洞單元油水界面的確定

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏縫洞體內(nèi)部結(jié)構(gòu)極其復(fù)雜，整體無統(tǒng)一油水界面，但同一縫洞單元具相對(duì)統(tǒng)一的油水界面[10－12］。單元內(nèi)單井的原始和某采出程度下的油水界面主要采用完井資料確定，包括測(cè)井解釋、酸壓結(jié)論、生產(chǎn)測(cè)井、常規(guī)完井測(cè)試、油井地層壓力估算等方法[13］。單元的原始油水界面采用單元內(nèi)各井見水時(shí)間—產(chǎn)液深度交會(huì)法確定，即簡化油藏的油水關(guān)系模式，忽略同一縫洞單元內(nèi)儲(chǔ)集體的非均質(zhì)性和開發(fā)生產(chǎn)產(chǎn)量的不穩(wěn)定性。假設(shè)縫洞單元內(nèi)儲(chǔ)集體性質(zhì)在三維空間分布均勻，在穩(wěn)定的低于臨界水錐采液速度下，則縫洞單元內(nèi)各單井的油水界面上升與采出程度(生產(chǎn)時(shí)間)存在線性關(guān)系，利用縫洞單元各單井的油水界面深度隨生產(chǎn)時(shí)間的變化趨勢(shì)線與初始投產(chǎn)交會(huì)就可以估算出該縫洞單元的原始油水界面;在此基礎(chǔ)上，計(jì)算單元此時(shí)相應(yīng)的采出程度，建立采出程度—油水界面深度的關(guān)系，估算出該單元的初始油水界面深度，最后利用該函數(shù)關(guān)系估算該縫洞單元不同采出程度的油水界面。

按此方法，選擇塔河4區(qū)單元面積較大且資料豐富的S48縫洞單元進(jìn)行油水界面分析，結(jié)合鉆井、生產(chǎn)測(cè)井以及單井生產(chǎn)情況，進(jìn)行單元內(nèi)油井不同時(shí)間見水深度統(tǒng)計(jì)(表1)，利用單井見水深度與時(shí)間交會(huì)圖(圖3)，擬合出S48縫洞單元油水界面約為－4 730 m，埋深5 680 m。

表1 塔河油田4區(qū)S48單元單井不同時(shí)間見水深度統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of water breakthrough depth at different times in single well，unit S48 in block 4 of Tahe Oil Field

圖3 塔河油田4區(qū)S48單元油井見水深度與時(shí)間變化Fig.3 Water breakthrough depth and time of unit S48 in block 4 of Tahe Oil Field

3 儲(chǔ)量計(jì)算和分類評(píng)價(jià)

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏與碎屑巖油藏差別較大，主要表現(xiàn)在:①儲(chǔ)集空間不同。碎屑巖儲(chǔ)層發(fā)育相對(duì)均勻的孔隙、縫隙，而碳酸鹽巖儲(chǔ)集體為非連續(xù)分布的溶洞、裂縫孔洞和裂縫的復(fù)雜組合。②儲(chǔ)集體類型不同。碎屑巖油藏為孔隙型，而碳酸鹽巖縫洞型油藏主要為裂縫—溶洞型、裂縫—孔洞型和裂縫型，極少孔隙型，各類劃分標(biāo)準(zhǔn)不同。③孔隙度、含油飽和度不同。碎屑巖油藏粒間、晶間孔隙具有明顯的毛管力作用，孔隙度、含油飽和度規(guī)律性強(qiáng)，通過常規(guī)測(cè)井資料可準(zhǔn)確求得;而溶洞型儲(chǔ)集體忽略毛細(xì)管力和束縛水飽和度的影響等，不能利用測(cè)井資料準(zhǔn)確求取溶洞儲(chǔ)集體的孔隙度、含油飽和度。④碎屑巖油藏儲(chǔ)量計(jì)算主要是圈定含油面積，確定油層厚度;碳酸鹽巖縫洞型油藏主要確定縫洞儲(chǔ)集體體積。⑤碳酸鹽巖縫洞型油藏?zé)o成熟的儲(chǔ)量方法可借鑒，在勘探階段和開發(fā)早期階段借鑒碎屑巖，以井控法確定含油面積，在一個(gè)塊或?qū)佣蝺?nèi)按均質(zhì)體描述基礎(chǔ)上，采用靜態(tài)容積法計(jì)算儲(chǔ)量。由于縫洞儲(chǔ)集體的空間形態(tài)極不規(guī)則，該類方法的含油面積和油層厚度取值較樂觀，導(dǎo)致計(jì)算儲(chǔ)量往往偏大。隨塔河油田由主體的阿克庫勒凸起軸部向斜坡區(qū)的擴(kuò)大開發(fā)，縫洞儲(chǔ)集體沿?cái)嗔殉蕳l帶狀分布，而斷裂帶間儲(chǔ)集體發(fā)育程度低，平面上儲(chǔ)量豐度差異較大，因此需在油藏精細(xì)描述基礎(chǔ)上，進(jìn)一步探索適合縫洞型油藏的儲(chǔ)量計(jì)算方法。

3.1 體積法儲(chǔ)量計(jì)算

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏從2011年開始，在縫洞儲(chǔ)集體特征、油水關(guān)系精細(xì)研究的基礎(chǔ)上，對(duì)容積法儲(chǔ)量計(jì)算中的一些方法進(jìn)行了改進(jìn)，主要有以下幾方面:

(1)初步形成“平面分單元、分儲(chǔ)集類型，縱向分段”的縫洞型油藏體積法儲(chǔ)量計(jì)算。

在勘探和開發(fā)早期階段，塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏利用容積法儲(chǔ)量計(jì)算，其含油面積主要通過井控法確定，油水界面為區(qū)域內(nèi)鉆井揭示的最深油底計(jì)算，并按統(tǒng)一油水界面處理，突出了復(fù)雜問題簡單化，但儲(chǔ)量的計(jì)算精度低(圖4)。

圖4 塔河油田6區(qū)井控法含油面積分布Fig.4 Oil-bearing area distribution of well-control method in block 6 of Tahe Oil Field

圖5 塔河油田6區(qū)縫洞單元含油面積分布Fig.5 Oil-bearing area distribution of fracture－ vug units in block 6 of Tahe Oil Field

圖6 塔河油田6區(qū)分段體積法儲(chǔ)量計(jì)算示意Fig.6 Reserve calculation with layering volumetric method in block 6 of Tahe Oil Field

開發(fā)階段油藏的油水分布和剩余儲(chǔ)量分布更加復(fù)雜，考慮到碳酸鹽巖縫洞儲(chǔ)集體和流體的空間分隔性，提出了縫洞型油藏的體積法儲(chǔ)量計(jì)算。該方法以縫洞單元做為儲(chǔ)量計(jì)算的基礎(chǔ)單元(圖5)，以縫洞單元內(nèi)縱向上儲(chǔ)集體不發(fā)育或相對(duì)致密段為分隔的儲(chǔ)集體分段，分段計(jì)算含油體積(圖6);同時(shí)以單元內(nèi)各油井見水時(shí)間—產(chǎn)液深度交會(huì)法確定單元的原始油水界面;然后在單元內(nèi)分溶洞、裂縫孔洞和裂縫三類儲(chǔ)集體計(jì)算，即“平面分單元、分儲(chǔ)集類型、縱向分段”，逐步提高縫洞型油藏儲(chǔ)量的計(jì)算精度。

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏體積法儲(chǔ)量計(jì)算公式見文獻(xiàn)[10］。

(2)突出了將溶洞鉆遇井也考慮儲(chǔ)量計(jì)算。

由于勘探和早期開發(fā)階段鉆井較少，大多鉆遇放空漏失的油井無法測(cè)井，孔隙度、含油飽和度等參數(shù)不易求取，容積法儲(chǔ)量計(jì)算中未考慮。開發(fā)階段鉆井資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料越來越豐富，部分放空漏失量小的井已能夠測(cè)井，該階段將溶洞段作為具有最大儲(chǔ)集空間的儲(chǔ)集體，以實(shí)鉆溶洞井的測(cè)井解釋、鉆時(shí)和累油量，賦予放空漏失井段相應(yīng)的儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)，并對(duì)溶洞儲(chǔ)集體提出了洞隙率和含油百分?jǐn)?shù)的表征參數(shù)，以突出溶洞型儲(chǔ)集體儲(chǔ)量的比重。

(3)井震結(jié)合，優(yōu)選地震屬性門檻值確定縫洞單元邊界。

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏的灰?guī)r巖性較純，不同地震采集區(qū)和巖溶區(qū)各縫洞單元巖溶縫洞體邊界的地震振幅、頻率等屬性是變化的，其中縫洞體對(duì)地震振幅、頻率和波形較敏感。通過對(duì)塔河油田1 600余口井的井震標(biāo)定，奧陶系主體區(qū)縫洞單元邊界的地震振幅變化率相對(duì)值范圍為40～60，波形相對(duì)系數(shù)為－20～－44，地震振幅變化率小于40的區(qū)域縫洞儲(chǔ)集體不發(fā)育或發(fā)育程度差，為單元外部，大于60的區(qū)域?yàn)閱卧獌?nèi)部，縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育;將振幅變化率40～60作為縫洞單元?jiǎng)澐值倪吔玳T限值，在不同區(qū)塊，邊界門限值有所不同(表2)。

3.2 儲(chǔ)量分類評(píng)價(jià)

在體積法儲(chǔ)量計(jì)算基礎(chǔ)上，按縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育、油氣富集程度、儲(chǔ)集體預(yù)測(cè)特征、油藏能量、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和開發(fā)動(dòng)用的難易，將碳酸鹽巖縫洞型油藏儲(chǔ)量劃分為三大類[10］:可開發(fā)儲(chǔ)量、待評(píng)價(jià)儲(chǔ)量、待核銷儲(chǔ)量;五小類:落實(shí)已開發(fā)儲(chǔ)量、落實(shí)待開發(fā)儲(chǔ)量、待評(píng)價(jià)Ⅰ類、Ⅱ類儲(chǔ)量和待核銷儲(chǔ)量。

3.2.1 可開發(fā)儲(chǔ)量

可以直接部署開發(fā)井的縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育范圍內(nèi)的儲(chǔ)量。該類儲(chǔ)量區(qū)域處于構(gòu)造、斷裂發(fā)育的有利部位，構(gòu)造、巖溶作用較強(qiáng)，具有明顯的“串珠狀、雜亂強(qiáng)”地震反射結(jié)構(gòu)、較強(qiáng)的振幅變化率;Ⅰ類溶洞型儲(chǔ)集體發(fā)育，油氣富集程度高，具有一定天然能量;油井的日產(chǎn)油能力大于等于20 t，且能夠穩(wěn)定生產(chǎn);單井的累產(chǎn)油大于等于1 000 t，可整體開發(fā)。該類又可進(jìn)一步劃分為已開發(fā)儲(chǔ)量、落實(shí)待開發(fā)儲(chǔ)量。

表2 塔河油田以地震屬性門檻值標(biāo)定縫洞單元邊界統(tǒng)計(jì)Table 2 Calibrated threshold value of seismic attributes for fracture－vug unit border in Tahe Oil Field

(1)已開發(fā)儲(chǔ)量:在可開發(fā)儲(chǔ)量范圍內(nèi)，已投產(chǎn)油井控制的縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育范圍內(nèi)的儲(chǔ)量。即在該區(qū)域內(nèi)重新確定儲(chǔ)集體有效厚度、有效孔隙度(洞隙率)、含油飽和度(含油百分?jǐn)?shù))等參數(shù)基礎(chǔ)上進(jìn)行體積法儲(chǔ)量計(jì)算。

(2)落實(shí)待開發(fā)儲(chǔ)量:在可開發(fā)儲(chǔ)量范圍內(nèi)，沒有投產(chǎn)井控制的縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育范圍內(nèi)的儲(chǔ)量。即具明顯的“串珠狀、雜亂強(qiáng)”地震反射特征及地震屬性異常，其邊界鉆井建產(chǎn)可能性大，儲(chǔ)量落實(shí)可靠度較高，以已開發(fā)儲(chǔ)量的平均豐度與落實(shí)未開發(fā)儲(chǔ)量面積相乘得到落實(shí)未開發(fā)儲(chǔ)量。

3.2.2 待評(píng)價(jià)儲(chǔ)量

部署開發(fā)井風(fēng)險(xiǎn)較大，需要進(jìn)一步評(píng)價(jià)縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育范圍內(nèi)的儲(chǔ)量。該類儲(chǔ)量區(qū)域巖溶作用較弱，Ⅱ類裂縫型儲(chǔ)集體發(fā)育，Ⅰ類溶洞型儲(chǔ)集體程度相對(duì)較差、平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，油水關(guān)系復(fù)雜;油井的日產(chǎn)油能力小于20 t，且單井的累產(chǎn)油小于1 000 t，可滾動(dòng)評(píng)價(jià)開發(fā)。

(1)待評(píng)價(jià)Ⅰ類儲(chǔ)量:在待評(píng)價(jià)儲(chǔ)量范圍內(nèi)，振幅變化率較弱，地震反射特征不十分明顯的縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育范圍內(nèi)的儲(chǔ)量。采取儲(chǔ)量豐度類比法確定待評(píng)價(jià)Ⅰ類儲(chǔ)量區(qū)的儲(chǔ)量。待評(píng)價(jià)Ⅰ類儲(chǔ)量區(qū)的豐度=(待評(píng)價(jià)Ⅰ類儲(chǔ)量區(qū)的振幅變化率值/可開發(fā)儲(chǔ)量區(qū)振幅變化率值)×可開發(fā)儲(chǔ)量區(qū)的豐度，豐度與面積的乘積即為待評(píng)價(jià)Ⅰ類儲(chǔ)量區(qū)儲(chǔ)量。

(2)待評(píng)價(jià)Ⅱ類儲(chǔ)量:在待評(píng)價(jià)儲(chǔ)量范圍內(nèi)，在現(xiàn)有技術(shù)條件下無明顯地震反射特征、不能識(shí)別地震屬性異常、不能判斷油氣是否富集的縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育范圍內(nèi)的儲(chǔ)量。可將待評(píng)價(jià)Ⅱ類儲(chǔ)量進(jìn)一步劃分兩個(gè)亞類:待評(píng)價(jià)Ⅱ－1類(為發(fā)育殘丘和斷裂的縫洞體控制區(qū)的儲(chǔ)量)采取實(shí)鉆低產(chǎn)井豐度類比法確定其儲(chǔ)量，即待評(píng)價(jià)Ⅱ－1類儲(chǔ)量=待評(píng)價(jià)Ⅱ－1類儲(chǔ)量區(qū)面積×低產(chǎn)井豐度。待評(píng)價(jià)Ⅱ－2類儲(chǔ)量(無殘丘和斷裂的縫洞體控制區(qū)的儲(chǔ)量)=探明儲(chǔ)量－(已開發(fā)儲(chǔ)量+落實(shí)未開發(fā)儲(chǔ)量+待評(píng)價(jià)Ⅰ類儲(chǔ)量+待評(píng)價(jià)Ⅱ－1類儲(chǔ)量+待核銷儲(chǔ)量)。

3.2.3 待核銷儲(chǔ)量

在探明儲(chǔ)量區(qū)內(nèi)，鉆遇水井及干井控制面積范圍內(nèi)的儲(chǔ)量。待核銷儲(chǔ)量計(jì)算方法與待評(píng)價(jià)儲(chǔ)量計(jì)算方法一致，只是面積不同。

根據(jù)開發(fā)階段儲(chǔ)量的計(jì)算方法和分類評(píng)價(jià)，塔河油田碳酸鹽巖油藏2011—2012年提高儲(chǔ)量動(dòng)用約1.8×108t，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度20%;階段累計(jì)生產(chǎn)原油1 235×104t，提高采出程度7%。

4 結(jié)論

(1)對(duì)于儲(chǔ)集體內(nèi)部結(jié)構(gòu)和油水關(guān)系特殊的非常規(guī)碳酸鹽巖縫洞型油藏，采用從復(fù)雜整體到相對(duì)簡單部分的系統(tǒng)層次化研究思路。即將整個(gè)塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏分成若干縫洞系統(tǒng)，每個(gè)系統(tǒng)又細(xì)分成若干縫洞單元，即著眼于縫洞成因的相似和縫洞間流體的連通。以縫洞單元作為相對(duì)獨(dú)立的油藏進(jìn)行描述和儲(chǔ)量計(jì)算，并按難易程度分類開發(fā)動(dòng)用，實(shí)踐表明是可行的，目前已擴(kuò)大應(yīng)用到整個(gè)塔里木盆地的碳酸鹽巖開發(fā)中。

(2)在碎屑巖容積法儲(chǔ)量方法上初步形成的碳酸鹽巖縫洞型油藏體積法儲(chǔ)量計(jì)算，其精度雖有所提高，但因地震屬性的多解性和溶洞鉆遇井多數(shù)無法測(cè)井，使儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)具一定的不確定性。下步仍需要依托高精度三維地震和大量的鉆井資料，通過井震精細(xì)標(biāo)定和地震三維可視化，精細(xì)雕刻縫洞異常體，求準(zhǔn)縫洞體的體積，不斷提高體積法儲(chǔ)量計(jì)算精度。另外，在開發(fā)的中、后期，隨生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料的不斷豐富，利用物質(zhì)平衡法、水驅(qū)法[14］等動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量方法也可進(jìn)一步提高儲(chǔ)量的計(jì)算精度。

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