郭鳴黎，陳 凌，汪桂敏，潛歡歡

（1.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083；2.中國(guó)石化西北油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆烏魯木齊830011）

按照美國(guó)證券交易委員會(huì)（U.S.Securities and Exchange Commission，以下簡(jiǎn)稱SEC）的要求，在其資本市場(chǎng)上市的油氣公司必須披露其SEC標(biāo)準(zhǔn)下的證實(shí)儲(chǔ)量（已發(fā)現(xiàn)剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量）。隨著油氣勘探開(kāi)發(fā)不斷深入，縫洞型碳酸鹽巖油藏逐漸成為中國(guó)石化油氣公司重要的油氣資源，作為上市公司，其SEC 準(zhǔn)則下的證實(shí)儲(chǔ)量尤其要嚴(yán)格符合其披露規(guī)則要求，但是由于油藏地質(zhì)特征的復(fù)雜性，難以采用常規(guī)的儲(chǔ)量計(jì)算和評(píng)估方法。自中國(guó)石油、中國(guó)石化和中國(guó)海油三大公司在美國(guó)上市以來(lái)，國(guó)內(nèi)從事儲(chǔ)量研究的技術(shù)人員在不斷學(xué)習(xí)和研究SEC準(zhǔn)則和儲(chǔ)量分類與定義[1-2]，但針對(duì)具體的某一特定的油氣藏類型的評(píng)估方法很少有明確的成果介紹，而受勘探開(kāi)發(fā)階段不同、油氣藏的復(fù)雜程度、經(jīng)濟(jì)條件和經(jīng)營(yíng)環(huán)境的不同等諸多因素的影響，探索出針對(duì)縫洞型碳酸鹽巖油藏的儲(chǔ)量評(píng)估技術(shù)與方法是一直困擾儲(chǔ)量評(píng)估人員[3-5]的難題所在。

本文以順北油田某典型斷裂帶的SEC儲(chǔ)量評(píng)估為實(shí)例，運(yùn)用該地區(qū)成熟的儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)，以振幅、能量體、相干體、反射特征等物探手段為主，結(jié)合地質(zhì)、油藏研究的綜合儲(chǔ)層預(yù)測(cè)，將該井區(qū)奧陶系油藏細(xì)分為三類儲(chǔ)集體，即洞穴、孔洞和裂縫儲(chǔ)集體，分別計(jì)算其原地量。在證實(shí)儲(chǔ)量評(píng)估時(shí)采用靜態(tài)法、類比法和動(dòng)態(tài)法等多種評(píng)估方法相結(jié)合，保證對(duì)披露的證實(shí)儲(chǔ)量的合理性，探索性地形成了一套針對(duì)此類油藏SEC 儲(chǔ)量評(píng)估的技術(shù)和方法，對(duì)此類油藏SEC儲(chǔ)量評(píng)估具有一定的指導(dǎo)和借鑒意義。

1 SEC儲(chǔ)量評(píng)估過(guò)程及披露要求

SEC 標(biāo)準(zhǔn)儲(chǔ)量立足于從股民的利益出發(fā)，為確保投資者的風(fēng)險(xiǎn)最小，強(qiáng)調(diào)的是合理確定性的商業(yè)價(jià)值，因此，它的主要特點(diǎn)表現(xiàn)在合理的確定性、經(jīng)濟(jì)性與動(dòng)態(tài)性。

1.1 證實(shí)儲(chǔ)量的定義和分類

證實(shí)儲(chǔ)量指在現(xiàn)行的經(jīng)濟(jì)和生產(chǎn)條件（主要指現(xiàn)行價(jià)格和成本）下，地質(zhì)和工程資料合理可靠地證明未來(lái)可以從已知儲(chǔ)集層中采出的油氣估算量。根據(jù)開(kāi)發(fā)狀態(tài)又分為證實(shí)已開(kāi)發(fā)和證實(shí)未開(kāi)發(fā)兩類：①證實(shí)已開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量（Proved Developed Reserves），是指通過(guò)現(xiàn)有井，采用現(xiàn)有設(shè)備和操作方法，預(yù)期可采出的儲(chǔ)量。②證實(shí)未開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量（Proved Undeveloped Reserves），是指在未鉆井部位將來(lái)通過(guò)鉆新井或從現(xiàn)有井中將來(lái)需要相對(duì)較大費(fèi)用重新完井預(yù)期被采出的儲(chǔ)量。

1.2 證實(shí)儲(chǔ)量的評(píng)估方法和要求

基于對(duì)油氣藏勘探開(kāi)發(fā)階段、資料掌握程度和認(rèn)識(shí)程度的不同，采用的儲(chǔ)量評(píng)估方法也不盡相同?？碧诫A段、開(kāi)發(fā)早期的油氣藏（田）儲(chǔ)量評(píng)估，常使用容積法和類比法；油氣田正式投產(chǎn)后，隨著生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料（如產(chǎn)量和壓力等）的增加，可適時(shí)轉(zhuǎn)為動(dòng)態(tài)法進(jìn)行評(píng)估。

無(wú)論采用什么評(píng)估方法都應(yīng)形成對(duì)油氣藏的油氣原地量、技術(shù)可采量和未來(lái)產(chǎn)量預(yù)測(cè)剖面的結(jié)果，結(jié)合經(jīng)濟(jì)參數(shù)和礦權(quán)年限，應(yīng)用現(xiàn)金流法評(píng)估儲(chǔ)量及其價(jià)值。

通過(guò)幾種獨(dú)立的方法得出相同或相近的結(jié)果，儲(chǔ)量結(jié)果往往具有較高的可信度，同時(shí)可根據(jù)不同方法的計(jì)算結(jié)果及其差異劃分不同級(jí)別儲(chǔ)量（證實(shí)儲(chǔ)量、概算儲(chǔ)量和可能儲(chǔ)量）。

2 縫洞型碳酸鹽巖油藏的SEC 評(píng)估儲(chǔ)量存在的技術(shù)難點(diǎn)

依照SEC 準(zhǔn)則，要保證對(duì)披露的縫洞型碳酸鹽巖油藏的證實(shí)儲(chǔ)量未來(lái)更多的可能是正修正，而不是負(fù)修正，從概率法的角度意味著未來(lái)的產(chǎn)量預(yù)測(cè)要有90%的可能性等于或超過(guò)目前的預(yù)測(cè)值。

2.1 地質(zhì)描述和量化難度大

與普通砂巖油藏相比，碳酸鹽巖巖溶-縫洞型油藏儲(chǔ)層發(fā)育受控因素復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)、儲(chǔ)集巖類型多樣，既有裂縫-溶蝕孔隙型儲(chǔ)層,又有裂縫-溶洞型儲(chǔ)層，堪稱世界上最復(fù)雜的特殊油藏類型[6-10]。如中國(guó)石化塔河油田奧陶系油藏屬于巖溶-縫洞型塊狀油藏，基質(zhì)孔滲極低。據(jù)大量巖心統(tǒng)計(jì)結(jié)果，87%的樣品孔隙度小于1.0%，96%的樣品滲透率小于1.0×10-3μm2，基本不具備儲(chǔ)油能力。而裂縫和次生溶蝕孔、洞卻相當(dāng)發(fā)育，為油藏主要儲(chǔ)集空間和滲流通道。塔河油田儲(chǔ)集空間包括溶蝕孔、洞、縫，主要儲(chǔ)層類型有裂縫型、裂縫-孔洞型、裂縫-溶洞型。但是裂縫和斷裂的發(fā)育程度較國(guó)內(nèi)外同類油田差，分布具有更強(qiáng)的非均質(zhì)性。

由于油藏特有的儲(chǔ)集類型，按儲(chǔ)量計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)，整個(gè)油藏按統(tǒng)一的儲(chǔ)集單元選取一套參數(shù)體系計(jì)算顯然不能客觀地反映油藏的本來(lái)面目，需要細(xì)化儲(chǔ)層分類各自計(jì)算其原地量。如何采用容積法對(duì)方案部署井建立地質(zhì)模型，確定證實(shí)面積、證實(shí)有效厚度、孔隙度、含油（氣）飽和度、采收率等參數(shù)，估算原地量和技術(shù)可采量，確定證實(shí)開(kāi)發(fā)鉆井?dāng)?shù)，計(jì)算出合理的經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量挑戰(zhàn)較大。

2.2 SEC準(zhǔn)則下的已開(kāi)發(fā)和未開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量評(píng)估難度大

一方面，對(duì)一個(gè)新發(fā)現(xiàn)縫洞型碳酸鹽巖油藏，其方案部署井的儲(chǔ)量一般采用容積法和類比法進(jìn)行評(píng)估。目前業(yè)界普遍認(rèn)為，縫洞型碳酸鹽巖油藏的采收率低且變化大，在20%～45%不等。影響其動(dòng)用和采收率的地質(zhì)因素主要包括儲(chǔ)層類型、基質(zhì)滲透率、原油黏度、儲(chǔ)層潤(rùn)濕程度和非均質(zhì)性等。由于縫洞型碳酸鹽巖油藏中不同孔隙和縫洞結(jié)構(gòu)差異極大，加上裂縫的影響，導(dǎo)致流體的滲流差性極大，最終動(dòng)用和采收率很難判斷和取值。

另一方面，對(duì)正式投產(chǎn)后的油田，隨著生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料（如產(chǎn)量和壓力等）的增加，可適時(shí)轉(zhuǎn)為動(dòng)態(tài)法進(jìn)行評(píng)估。針對(duì)已投產(chǎn)井所在不同的地質(zhì)體位置、不同生產(chǎn)時(shí)間的動(dòng)態(tài)特點(diǎn)，綜合形成對(duì)技術(shù)可采的認(rèn)識(shí)，合理預(yù)測(cè)未來(lái)產(chǎn)量的難度較大。

3 應(yīng)用實(shí)例

以順北油氣田1號(hào)斷裂帶井區(qū)儲(chǔ)量評(píng)估為例，初步探索一套此類油藏SEC儲(chǔ)量評(píng)估的技術(shù)和方法。

3.1 勘探開(kāi)發(fā)及探明儲(chǔ)量申報(bào)簡(jiǎn)況

順北油氣田斷裂整體格局為斜坡上的斷裂系統(tǒng)，區(qū)域上可劃分為順南、順北兩大斷裂帶。2013年順北1 井奧陶系中統(tǒng)一間房組見(jiàn)到良好油氣顯示，2016年順北1-1H井奧陶系中統(tǒng)一間房組獲得高產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)了順北地區(qū)奧陶系油氣突破，揭示了該地區(qū)奧陶系油氣藏具較好的勘探開(kāi)發(fā)前景。通過(guò)區(qū)域地質(zhì)條件分析，儲(chǔ)集體平面沿主斷裂呈帶狀分布，剖面呈串珠狀及雜亂反射，之后為了整體控制北東向主干斷裂，分別部署順北1-2H井、順北1-3井評(píng)價(jià)南部強(qiáng)擠壓段、北部拉分段儲(chǔ)層發(fā)育及含油氣性。在南北控制的基礎(chǔ)上，在中部分段滾動(dòng)開(kāi)發(fā)井評(píng)價(jià)儲(chǔ)集體規(guī)模及產(chǎn)能。

通過(guò)多井測(cè)試分析順北1 主干斷裂帶鉆井均發(fā)生漏失，主斷裂以洞穴型儲(chǔ)集體為主，屬于常溫常壓超深斷控裂縫-洞穴型油藏。

2016年順北1 井區(qū)奧陶系中統(tǒng)一間房組（O2yj）上報(bào)國(guó)家探明原油地質(zhì)儲(chǔ)量1 386.36×104t，技術(shù)可采儲(chǔ)量180.23×104t。

3.2 方案部署及提交上市情況

在前期評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，根據(jù)順北1井區(qū)奧陶系儲(chǔ)層發(fā)育特征、油氣富集規(guī)律、油水分布關(guān)系，在開(kāi)發(fā)井位部署中充分考慮地質(zhì)背景、地球物理特征屬性與產(chǎn)能關(guān)系，論證各井區(qū)的儲(chǔ)層發(fā)育和油氣富集有利模式，按照有利井區(qū)、有利模式部署井位。在有利儲(chǔ)集體較發(fā)育的區(qū)域采用不規(guī)則井網(wǎng)，部署7 口水平井，5 口直井。根據(jù)7 口老井的試采情況，預(yù)測(cè)順北1 井區(qū)奧陶系油藏產(chǎn)能建設(shè)方案累計(jì)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量1 386×104t，末期累產(chǎn)油156.96×104t，采出程度11.3%，含水率94%。基于SEC 準(zhǔn)則要求全部提交上市進(jìn)行評(píng)估披露。

3.3 SEC儲(chǔ)量評(píng)估過(guò)程和方法

3.3.1 應(yīng)用測(cè)井、地震等可靠?jī)?chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)識(shí)別確定原地量

由于油藏特有的儲(chǔ)集類型，按儲(chǔ)量計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)，整個(gè)油藏按統(tǒng)一的儲(chǔ)集單元選取一套參數(shù)體系計(jì)算顯然不能客觀地反映油藏的本來(lái)面目。根據(jù)順北1 井區(qū)的構(gòu)造特征，油水分布關(guān)系，油氣藏類型特征，縫洞儲(chǔ)層局部呈帶狀發(fā)育，非均質(zhì)性非常強(qiáng)的特點(diǎn)，平面上把順北1 井區(qū)的奧陶系油藏劃分為一個(gè)計(jì)算單元進(jìn)行計(jì)算，縱向上將順北1井區(qū)奧陶系油藏的計(jì)算單元內(nèi)又分為三類儲(chǔ)集體，即洞穴、孔洞和裂縫儲(chǔ)集體，分別計(jì)算其原地量。這種方法在塔河油田相同類型碳酸鹽油藏也得以使用[11-14]，具有一定的探索性，其中關(guān)鍵參數(shù)為含油面積、有效孔隙度、有效厚度和含油飽和度。

1）含油面積的圈定

邊部油（氣）井到含油（氣）邊界的距離過(guò)大時(shí)，可按照油（氣）藏開(kāi)發(fā)井距的1～1.5倍外推確定計(jì)算線，由此確定順北1井區(qū)的計(jì)算范圍。

碳酸鹽巖洞穴型、孔洞型、裂縫型儲(chǔ)層具有不同的儲(chǔ)集、滲流和產(chǎn)能特點(diǎn)，根據(jù)實(shí)際鉆井資料、測(cè)井評(píng)價(jià)、地震資料和試油結(jié)論，綜合確定出洞穴型、裂縫-孔洞型、裂縫型儲(chǔ)層的地震屬性振幅變化率的下限，主要采用振幅變化率地震屬性門(mén)檻值的方法分別圈定洞穴、孔洞、裂縫三類儲(chǔ)集體的含油面積。

通過(guò)鉆井統(tǒng)計(jì)順北油氣田順北1 井區(qū)所有完鉆井（9口井）的不同儲(chǔ)層振幅變化率值，做出與產(chǎn)能之間的相關(guān)關(guān)系圖（圖1），由圖1可看出，9口井中屬于洞穴型儲(chǔ)層的有5口井，振幅變化率值大于20，初期產(chǎn)能大于140 m3/d；孔洞型儲(chǔ)層有2口井，振幅變化率值小于20大于15，初期產(chǎn)能大于80 m3/d；裂縫型儲(chǔ)層有2口井，振幅變化率值均大于15，2口井初期產(chǎn)能都小于80 m3/d。綜上所述，裂縫門(mén)檻值定為15，洞穴門(mén)檻值定為20，孔洞型儲(chǔ)層大多數(shù)與裂縫儲(chǔ)層重疊。

圖1 順北1井區(qū)振幅變化率-產(chǎn)能關(guān)系Fig.1 Relation between amplitude change rate and productivity of well area-1 in Shunbei oil-gas field

2）有效厚度的圈定

本次奧陶系油藏儲(chǔ)層厚度是以T74為頂，以計(jì)算底界為底（96.69 m），對(duì)研究區(qū)含油面積內(nèi)的測(cè)井資料進(jìn)行了處理，求取計(jì)算底界以上、T74面以下各單井地層的洞穴型、孔洞型、裂縫型儲(chǔ)層有效厚度。

洞穴型有效厚度確定方法：對(duì)于發(fā)育有溶洞進(jìn)行了測(cè)井并取得了數(shù)據(jù)的井，用測(cè)井解釋的厚度作為單井單個(gè)洞穴的有效厚度，結(jié)合鉆時(shí)曲線確定單井有效洞穴高度。

孔洞型、裂縫型有效厚度采用測(cè)井解釋的孔洞和裂縫儲(chǔ)層有效厚度。

根據(jù)上述方法確定單井鉆遇洞穴厚度總和，除以各井鉆井的地層厚度總和，得到洞穴的鉆遇率，平均鉆遇率（0.170 3）乘以計(jì)算底界（96.69 m）得到洞穴儲(chǔ)層的平均有效厚度16.1 m?？锥础⒘芽p儲(chǔ)層的有效厚度，采用凈毛比的方法計(jì)算得到，分別為19.7 m、60.2 m（表1、表2）。

3）有效孔隙度的圈定

對(duì)順北1井區(qū)在鉆井過(guò)程中發(fā)生放空、漏失以及鉆遇有大型洞穴的井，分別求出計(jì)算底界以上各口井洞穴的有效孔隙度，將各單井洞穴有效孔隙度與對(duì)應(yīng)的有效厚度進(jìn)行加權(quán)平均，得到單井油層平均有效孔隙度，再將各單井的平均有效孔隙度用其有效厚度進(jìn)行加權(quán)平均，最終得到順北1井區(qū)洞穴儲(chǔ)層平均有效孔隙度。

表1 順北1井區(qū)奧陶系油藏洞穴有效厚度Table 1 Effective thickness of Ordovician reservoir of well area-1 in Shunbei oil-gas field

表2 順北1井區(qū)奧陶系氣藏孔洞、裂縫有效厚度Table 2 Effective thickness of holes and fracturesin Ordovician gas reservoirs of well area-1 in Shunbei oil-gas field

孔洞型、裂縫型儲(chǔ)層有效孔隙度分別采用基塊孔隙度、溶洞孔隙度、裂縫孔隙度來(lái)描述?；|(zhì)孔隙度采用泥質(zhì)校正的懷利公式：

式中：ΦB為基質(zhì)孔隙度；AC為聲波時(shí)差，μs/m；TM、TF、TSH分別為巖石骨架、孔隙流體和泥質(zhì)的聲波時(shí)差，μs/m；CP為壓實(shí)校正系數(shù)，取值為1；SH為泥質(zhì)含量。

裂縫孔隙度公式：

式中：ΦF為裂縫孔隙度；A1、A2、A3為常數(shù)，其取值依裂縫狀態(tài)不同而不同；RS為淺側(cè)向測(cè)井值，Ω·m；RD為深側(cè)向測(cè)井值，Ω·m；RMF為泥漿濾液電阻率，Ω·m。

總孔隙度采用中子、密度測(cè)井資料求得：

式中：ΦT、ΦD、ΦN分別為總、密度和中子孔隙度。

由于總孔隙度是由基質(zhì)、裂縫與溶蝕洞穴孔隙度共同組成，因而在確定了基質(zhì)、裂縫和總孔隙度后，即可求出溶洞孔隙度：

式中：ΦH為溶洞孔隙度。

基質(zhì)孔隙度和溶洞孔隙度組成孔洞孔隙度ΦBH：

式中：ΦBH為孔洞孔隙度。

4）含油飽和度的圈定

碳酸鹽巖縫洞型儲(chǔ)集體由于孔隙結(jié)構(gòu)的差別，孔隙度變化大，在確定含油飽和度時(shí)，按大型洞穴、溶蝕孔洞、裂縫儲(chǔ)集體類型分別計(jì)算。洞穴含油飽和度主要依據(jù)測(cè)井資料、試油測(cè)試、生產(chǎn)資料賦值法確定；孔洞型儲(chǔ)層的飽和度主要依據(jù)測(cè)井解釋模型來(lái)確定；裂縫型儲(chǔ)層含油飽和度參考國(guó)內(nèi)外其它油田的取值經(jīng)驗(yàn)值來(lái)確定。

最后得到順北1 井區(qū)奧陶系油藏三類儲(chǔ)集體的原地儲(chǔ)量數(shù)據(jù)（表3）。

3.3.2 尋找多種類比油藏，合理確定采收率

順北1井區(qū)是一個(gè)新發(fā)現(xiàn)的油藏，生產(chǎn)時(shí)間不長(zhǎng)，屬于開(kāi)發(fā)早期階段，基于該區(qū)處于的勘探開(kāi)發(fā)階段特點(diǎn)，主要采用公式法和類比法進(jìn)行采收率的求取。

對(duì)順北1 井區(qū)目前主要是彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)的情況下，采收率范圍介于5%～25%，變化范圍加大，需要類比法進(jìn)行確定。

通過(guò)臨近的托甫臺(tái)TP12 斷裂帶進(jìn)行對(duì)比，符合以下幾個(gè)方面的可類比性：

1）地質(zhì)背景對(duì)比

順北F1斷裂與托甫臺(tái)TP12CX 斷裂均為斷溶體油藏，受走滑過(guò)程中不同部位構(gòu)造破裂差異控制，TP12CX斷裂與順北1區(qū)塊F1斷裂表現(xiàn)為相似的分段溶蝕特征。埋深均超過(guò)6 000 m，TP12斷裂帶T74埋深在6 100～6 900 m，順北1井區(qū)埋深在7 250～7 550 m。有利反射特征對(duì)比：順北與托甫臺(tái)特征相似。

儲(chǔ)集體規(guī)模對(duì)比：順北1 井區(qū)斷裂與托甫臺(tái)TP12CX 斷裂破碎帶寬度和深度接近；順北1 井區(qū)油井溶洞鉆遇率遠(yuǎn)高于TP12CX 斷裂，油柱高度接近，順北1井區(qū)儲(chǔ)集體更為發(fā)育。

2）流體性質(zhì)對(duì)比

順北1 井區(qū)為揮發(fā)性油藏，TP12CX 斷裂帶為輕—中質(zhì)常規(guī)原油油藏，順北1 井區(qū)油品性質(zhì)好于TP12CX斷裂帶。

3）天然能量對(duì)比

順北1 井區(qū)與TP12CX 斷裂帶相似，底水較發(fā)育；順北1 井區(qū)單位壓降采油量高于TP12CX 斷裂帶，天然能量強(qiáng)于TP12CX斷裂帶。

4）產(chǎn)能對(duì)比

順北1 井區(qū)4 口井完成系統(tǒng)試井結(jié)果及生產(chǎn)測(cè)試情況確定合理產(chǎn)能平均為78.5 t/d，TP12CX斷裂帶投產(chǎn)初期穩(wěn)定產(chǎn)能平均為70 t/d。

5）井網(wǎng)和開(kāi)發(fā)方式

順北1 井區(qū)和TP12CX 斷裂帶均采用不規(guī)則井網(wǎng)，開(kāi)發(fā)方式相同。綜合認(rèn)為順北1 井區(qū)和TP12CX斷裂帶有一定的可類比性。選取相鄰統(tǒng)一構(gòu)造背景下躍參井區(qū)，可以看出從油藏的成因、類型、油水關(guān)系、巖性、油藏埋深、流體性質(zhì)等都有很強(qiáng)的可比性，有所不同的是順北地區(qū)埋深更深，油質(zhì)更好。順北1井區(qū)處于開(kāi)發(fā)早期，建產(chǎn)井初始產(chǎn)量較高，實(shí)際產(chǎn)量雖高于托甫臺(tái)和躍參主體區(qū)，但因其位于主干斷裂帶且目前僅順北1-1H 井與順北1-6H 井投產(chǎn)試采，其余井尚未試采，總體情況尚不明朗，綜合考慮確定研究區(qū)技術(shù)采收率為13.0%比較合理。

3.3.3 采用動(dòng)態(tài)法和類比法評(píng)估已開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量和未開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量

SEC 儲(chǔ)量評(píng)估需要在國(guó)內(nèi)的開(kāi)發(fā)方案基礎(chǔ)上確定已開(kāi)發(fā)和未開(kāi)發(fā)井的證實(shí)儲(chǔ)量[15-19]。

1）已開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量評(píng)估

采用遞減法預(yù)測(cè)現(xiàn)有7口井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，按照目前井的實(shí)際生產(chǎn)能力和穩(wěn)產(chǎn)或遞減趨勢(shì)進(jìn)行取值。①初始產(chǎn)量：以評(píng)估年底的穩(wěn)定生產(chǎn)作為預(yù)測(cè)起始點(diǎn)，在473～496 t 左右，取值69 t/d；②遞減率：類比TP12CX斷裂帶擬合遞減率取13.9%（圖2）。

2）未開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量評(píng)估

根據(jù)順北1 井區(qū)奧陶系油藏開(kāi)發(fā)概念設(shè)計(jì)總井?dāng)?shù)19口，目前已完鉆7口井，方案計(jì)劃部署新井12口。需要根據(jù)SEC對(duì)證實(shí)面積的要求落實(shí)每口部署井的位置是否可以評(píng)為證實(shí)儲(chǔ)量[20-25]。

表3 順北1井區(qū)奧陶系油藏原地儲(chǔ)量數(shù)據(jù)Table 3 OOIP data in Ordovician gas reservoirs of No.1 well area in Shunbei Oilfield

圖2 順北1井區(qū)已開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量評(píng)估曲線Fig.2 Decline curve of proved developed reserves of No.1 well area in Shunbei Oilfield

斷裂貫穿斷溶體內(nèi)部，連續(xù)展布，為斷溶體內(nèi)部連通的主要通道。裂縫型儲(chǔ)集體沿主干斷裂連續(xù)分布，在斷溶體內(nèi)部具有儲(chǔ)存油氣和溝通溶洞型儲(chǔ)集體作用。依據(jù)斷裂發(fā)育深度層位、斷裂性質(zhì)、斷裂分段特征及相應(yīng)的地震反射類型，存在規(guī)?？p洞體優(yōu)選垂向深斷裂+串珠（雜亂反射）模式。排查潛力點(diǎn)12個(gè)，平均井距在0.7～1.2 km，方案依次進(jìn)行井位部署。因此，已投產(chǎn)井和潛力井點(diǎn)均位于斷溶體核心區(qū)域，為證實(shí)儲(chǔ)量（圖3）。

圖3 順北1井區(qū)斷溶體概念模式Fig.3 Conceptual geology model of No.1 well area in Shunbei Oilfield

評(píng)估未開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量新鉆井12 口，預(yù)測(cè)參數(shù)取值跟已開(kāi)發(fā)正生產(chǎn)儲(chǔ)量評(píng)估參數(shù)一致。①初始產(chǎn)量：取值69 t/d；②遞減率：取13.9%。

從該斷裂帶單井目前遞減率跟蹤看初期7.3%左右，小于初期評(píng)估遞減率13.9%，開(kāi)發(fā)效果高于預(yù)期，反映了評(píng)估結(jié)果較為合理。

4 結(jié)論

1）應(yīng)用地震多參數(shù)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)成果，結(jié)合鉆井、測(cè)井、測(cè)試、試采和綜合地質(zhì)研究成果，細(xì)化對(duì)縫洞型碳酸鹽巖油藏三種不同地質(zhì)體表述，證實(shí)了研究成果的可信度和可重復(fù)性，符合SEC 準(zhǔn)則提倡的屬于“可靠技術(shù)”的需要。

2）根據(jù)SEC對(duì)證實(shí)儲(chǔ)量的定義和披露要求，對(duì)于開(kāi)發(fā)早期的油氣藏，類比法和容積法的綜合應(yīng)用顯得尤為重要，隨開(kāi)發(fā)程度不斷推進(jìn)，生產(chǎn)井遞減規(guī)律的確定性方能逐漸增加。

3）通過(guò)對(duì)未開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量的評(píng)估結(jié)果要進(jìn)行轉(zhuǎn)已開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量效果跟蹤，如果證實(shí)儲(chǔ)量出現(xiàn)核減，需要重新對(duì)地質(zhì)體的描述和類比法的參數(shù)進(jìn)行認(rèn)識(shí)，通過(guò)對(duì)近幾年順北地區(qū)未開(kāi)發(fā)井的跟蹤發(fā)現(xiàn)，沒(méi)有出現(xiàn)儲(chǔ)量核減的跡象，驗(yàn)證了其儲(chǔ)量評(píng)估技術(shù)方法的可靠性和推廣借鑒意義。