李 姝，黃學斌，肖玉茹，鄭振恒，劉麗瓊

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

砂礫巖體是陸相斷陷盆地陡坡帶廣泛發(fā)育的一種典型的沉積體。砂礫巖體油氣勘探在渤海灣盆地濟陽坳陷、南襄盆地泌陽凹陷、準噶爾盆地瑪湖凹陷[1]均獲得了巨大突破。濟陽坳陷砂礫巖體是今后勘探的重點方向之一，主要分布在東營、渤南和車鎮(zhèn)等凹陷(洼陷)的北部陡坡帶?？碧介_發(fā)實踐表明，受沉積作用、成巖作用的影響，砂礫巖儲層橫、縱向變化快，儲集性能整體偏差，大多數(shù)屬低孔低滲或特低滲儲層，且非均質(zhì)性極強，不同期次扇體之間界線不明顯，含油性差異大[2]。

前人對濟陽坳陷砂礫巖的研究主要集中在地震特征[3]、儲層成因[4-5]、儲層分類[6-9]等方面，同時對低滲透砂巖油藏控制儲量升級的影響因素及評價參數(shù)也進行了分析，以儲量規(guī)模、產(chǎn)能(單井產(chǎn)能、采油速度)和井網(wǎng)密度作為儲量升級評價參數(shù)[10]。采用分級法或樣本等區(qū)間劈分法建立了評價參數(shù)標準[10]。由于控制儲量階段取得的各類資料都相對較少，上述3個參數(shù)的確定存在著較大的不確定性。通過剖析濟陽坳陷低滲透砂礫巖探明和保有控制儲量特點，對影響控制儲量升級的主控因素及評價標準進行了研究。明確了儲層有效性、產(chǎn)能及經(jīng)濟性是影響控制儲量升級的主要因素，并分別優(yōu)選了表征關鍵參數(shù)。表征儲層有效性的主要參數(shù)包括油層埋藏深度、有效厚度、有效孔隙度和含油飽和度；反映原油滲流能力的參數(shù)主要是油層滲透率和地層原油黏度；表征產(chǎn)能及經(jīng)濟性的主要參數(shù)包括合理的初期產(chǎn)量、遞減律和單井最小經(jīng)濟可采儲量。在勘探階段主要是由試油結(jié)果反映產(chǎn)能，存在數(shù)據(jù)少、不確定性大的特點，而試油與試采產(chǎn)量之間存在正相關性。通過大量的統(tǒng)計分析和多元回歸等方法，建立了控制儲量升級的兩級標準：一級為儲層有效性下限標準；二級為單井產(chǎn)能和經(jīng)濟可采儲量下限標準。

1 濟陽坳陷砂礫巖保有控制儲量特點

截至2019年底，濟陽坳陷砂礫巖體保有低滲透控制儲量占中國石化保有低滲控制儲量的15%，主要分布在東營凹陷的濱縣凸起南坡、鹽家、勝坨油田和沾化凹陷的義東、埕東、渤南等多個油田，主要含油層系為沙三段和沙四段。

保有低滲透砂礫巖體控制儲量區(qū)塊28塊，主要分布在中深層(2 100～4 100 m)；含油面積差異大，為0.5～26 km2，平均5.45 km2，其中5～10 km2的占比36%；儲層有效厚度6.6～50 m，平均19.1 m，其中10～25 m的占比46%，厚度較大；有效孔隙度6%～20%，平均11.8%，其中10%～12%的占比39%；滲透率(0.8～50)×10-3μm2，平均15.5×10-3μm2；含油飽和度50%～66.2%，平均59%；多為常壓油藏，少部分存在異常高壓；區(qū)塊單井平均試油初期產(chǎn)量4.1～43.5 t/d；可采儲量豐度(4.76～29.96)×104m3/km2，平均14.07×104m3/km2，其中(10～16)×104m3/km2的占比36%，多為低豐度油藏(圖1)。

圖1 渤海灣盆地濟陽坳陷低滲透砂礫巖體保有控制儲量參數(shù)分布

2 影響控制儲量升級的主控因素

控制地質(zhì)儲量與探明地質(zhì)儲量的主要差別在于地質(zhì)認識程度和經(jīng)濟性的不同。參考國家標準《油氣礦產(chǎn)資源儲量分類：GB/T 19492—2020》，探明地質(zhì)儲量與控制地質(zhì)儲量相比，勘探工作量有所增加，查明了油氣藏類型、儲集類型、驅(qū)動類型、流體性質(zhì)及分布、產(chǎn)能等，流體界面或油氣層底界應是鉆井、測井、測試或可靠壓力資料證實的；勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認識程度有了較大的提高；經(jīng)評價鉆探證實油氣藏可提供開采并能獲得經(jīng)濟效益，具有經(jīng)濟性[11]。通過對比，控制地質(zhì)儲量升級為探明地質(zhì)儲量，首先需要進一步認識儲量的落實程度，尤其是對油氣藏非均質(zhì)性的認識；其次主要是提高單井產(chǎn)能和有效控制成本，達到經(jīng)濟有效開發(fā)的探明儲量申報條件。

濟陽坳陷砂礫巖體埋深大于2 200 m、滲透率小于50×10-3μm2的中深層低滲砂礫巖體主要油藏類型為扇根封堵的巖性油藏，具有油層厚度大、縱向疊合、平面連片、扇中富集、油水關系復雜的特征。低滲—致密儲層的滲流能力差，但儲層厚度大，自然產(chǎn)能低，均需壓裂投產(chǎn)。需要優(yōu)化壓裂改造技術(shù)，產(chǎn)生優(yōu)勢通道，提高產(chǎn)能。因構(gòu)造、儲層或含油性等方面的非均質(zhì)性嚴重，導致不同部位產(chǎn)能差異大。因此制約其控制儲量是否能夠升級的重要因素分為內(nèi)在因素和外在因素：內(nèi)在因素是指儲層本身的地質(zhì)因素，即儲層的有效性；外在因素是指現(xiàn)有工藝技術(shù)條件下的經(jīng)濟性。

3 關鍵參數(shù)及升級下限標準

濟陽坳陷中深層低滲透砂礫巖油藏控制儲量的升級受內(nèi)在與外在雙因素控制。通過相關性分析，選取決定兩因素的關鍵表征參數(shù)，并確定其升級下限標準。

3.1 儲層有效性參數(shù)及升級下限標準

3.1.1 儲層有效性參數(shù)

中深層低滲砂礫巖體儲層有效性與油藏類型、儲層物性、油藏埋藏深度、膠結(jié)物類型、原油性質(zhì)、地層壓力、儲量規(guī)模及可采儲量豐度等有密切關系[12-22]。研究發(fā)現(xiàn)，對于中深層低滲砂礫巖體油藏，在控制儲量升級為探明儲量后，埋藏深度、原油性質(zhì)、儲層物性、可采儲量豐度等幾個參數(shù)升級前后變化不大，而可采儲量豐度能夠從一定程度上反映儲層有效性。通過相關性分析，可采儲量豐度與埋藏深度、儲層有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度、儲層滲透率、地層原油黏度相關性好。優(yōu)選這6個參數(shù)，利用多元回歸的方法確定各地質(zhì)參數(shù)及對應的影響系數(shù)，獲得濟陽坳陷中深層低滲砂礫巖體油藏可采儲量豐度的計算模型，進而評價控制儲量區(qū)的儲層有效性。本次模擬未考慮生產(chǎn)壓差、壓裂級數(shù)對油層產(chǎn)油能力的影響，獲得的預測值與實際可采儲量豐度的相關系數(shù)(R)為0.898。

Y=-0.003 75H+17.378S1+0.043 8S2+8.162

R=0.898

S1=hΦSo

S2=K/μo

式中：Y為可采儲量豐度，104m3/km2；H為油藏埋藏深度，m；S1為油藏儲層質(zhì)量系數(shù)，f；S2為油層產(chǎn)油能力系數(shù)，f；h為油層有效厚度，m；Φ為油層有效孔隙度，f；So為油層含油飽和度，f；K為油層滲透率，10-3μm2；μo為油層地層原油黏度，mPa·s。

埋藏深度、有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度四參數(shù)評價儲層質(zhì)量；地下原油黏度和滲透率兩參數(shù)分析儲層滲流能力。

3.1.2 儲層有效性下限標準

根據(jù)滲透率與埋藏深度分為4類，即中淺層低滲、中深—深層低滲、特低滲和致密砂礫巖油藏。由于中淺層低滲砂礫巖油藏較少，主要以中深—深層低滲砂礫巖油藏為研究對象?；谝焉墐α康慕y(tǒng)計分析，建立了3種中深—深層低滲砂礫巖油藏升級的儲層有效性下限標準。

中深—深層低滲砂礫巖油藏儲層有效性下限標準：油藏埋深2 000～3 900 m；滲透率(10～50)×10-3μm2；有效厚度2.9～44 m，94%的油藏有效厚度不低于3.5 m，有效厚度下限標準定為3.5 m；有效孔隙度8.6%～25%，由于地層壓實作用，隨埋藏加深，有效孔隙度逐漸減小，因此其下限也隨埋藏加深而逐漸變小，97%的油藏有效孔隙度不低于11%；含油飽和度51%～70%，其下限標準定為50%；地下原油黏度0.4～38.45 mPa·s，95%的油藏其地下原油黏度不高于20 mPa·s，其下限標準為不高于20 mPa·s。綜合評判可采儲量豐度下限一般不低于4.4×104m3/km2。

中深層特低滲砂礫巖油藏儲層有效性下限標準：油藏埋深2 000～3 500 m；滲透率(3～10)×10-3μm2之間；有效厚度4.4～49.4 m，92%的油藏有效厚度不低于4.5 m，85%的油藏有效厚度大于8.5 m，有效厚度下限標準定為4.5 m；有效孔隙度9%～21%，其下限定為9%；含油飽和度58%～66%，其下限標準定為55%；地下原油黏度0.5～5.2 mPa·s，其下限標準定為不高于5 mPa·s。綜合評判可采儲量豐度下限一般不低于4.7×104m3/km2。

中深—深層致密砂礫巖油藏儲層有效性下限標準：油藏埋深2 800～3 900 m；滲透率(0.9～3)×10-3μm2；有效厚度6～41.4 m，83%的油藏有效厚度大于8.0 m，有效厚度下限標準定為6 m；有效孔隙度7.3%～16%，其下限標準定為7%；含油飽和度51%～62%，其下限標準定為50%；地下原油黏度0.3～3.9 mPa·s，其下限標準定為不高于4 mPa·s(表1，圖2)。綜合評判可采儲量豐度下限一般不低于4×104m3/km2。

表1 渤海灣盆地濟陽坳陷低滲透砂礫巖儲層有效性參數(shù)下限

圖2 渤海灣盆地濟陽坳陷低滲透砂礫巖油藏儲層有效性參數(shù)下限圖版

3.2 產(chǎn)能和經(jīng)濟性的確定及升級下限標準

外在因素是指開采油藏的工藝技術(shù)條件，從試油產(chǎn)量、初期試采產(chǎn)量、遞減率等參數(shù)出發(fā)，可評價常規(guī)或壓裂等開采技術(shù)下的產(chǎn)能及經(jīng)濟下限可采儲量。

在控制儲量階段，探井或評價井的試采時間較短，有些甚至未進行試采，只有試油相關數(shù)據(jù)資料。初期產(chǎn)能多用試油井的產(chǎn)量進行表征，直接采用測試產(chǎn)量來評價產(chǎn)能進而衡量是否具有商業(yè)價值極不合理。為合理評價其升級潛力，有必要通過試油產(chǎn)量合理確定初期產(chǎn)能，再進行經(jīng)濟性評價。

3.2.1 初期合理產(chǎn)能研究

分析濟陽坳陷低滲透油藏“十五”以來有試油、試采和生產(chǎn)的探井數(shù)據(jù)，選擇測試層位與生產(chǎn)層位一致、生產(chǎn)時間連續(xù)一年以上探井133井次進行分析。這些探井主要分布在東營凹陷和沾化凹陷，試油層位主要為沙三段和沙四段。不同的油層條件、試油措施(是否壓裂)、試油方式(自噴或泵抽)和開發(fā)方式(彈性開發(fā)或注水開發(fā))，其試采初期穩(wěn)定產(chǎn)量與試油產(chǎn)量均呈線性相關，但二者之間的折算系數(shù)范圍較大，在0.3～0.7之間，平均值0.46(圖3)。彈性開發(fā)方式的低滲透單元平均單井產(chǎn)能是試油產(chǎn)量的40%，而注水開發(fā)條件下平均單井產(chǎn)能是試油產(chǎn)量的57%。砂礫巖低滲儲層的試采產(chǎn)量與試油產(chǎn)量的折算系數(shù)平均為0.59。

圖3 渤海灣盆地濟陽坳陷低滲油藏試采初期產(chǎn)量與試油產(chǎn)量關系

3.2.2 遞減規(guī)律研究

根據(jù)2010年以來低滲油藏投產(chǎn)新井的情況統(tǒng)計，初期遞減率較大，在30%～46%之間，平均遞減率38.3%，2014—2016年投產(chǎn)的新井以斜井為主，占新投產(chǎn)井數(shù)的89%，初期平均遞減率32.3%；1年后產(chǎn)量遞減明顯減緩，平均遞減率14.3%(圖4)。

按滲透率分類，2014—2016年投產(chǎn)的新井中有83%屬于一般低滲，滲透率介于(10～50)×10-3μm2；特低滲透率的井(滲透率介于(3～10)×10-3μm2)占15%；在致密砂巖(滲透率小于3×10-3μm2)儲層投產(chǎn)的新井僅占2%。一般低滲的新井初期平均遞減率30.5%，1年后產(chǎn)量遞減明顯減緩，后期平均遞減率10.5%；特低滲的新井第一年的遞減率42.6%，前三年年平均遞減率30%，后期產(chǎn)量遞減相對較緩(圖4)。

圖4 渤海灣盆地濟陽坳陷低滲油藏新井日產(chǎn)油曲線

3.2.3 單井產(chǎn)能和經(jīng)濟可采儲量下限標準

滲透率大于30×10-3μm2的低滲砂礫巖油藏一般采用直井水驅(qū)開發(fā)；滲透率介于(10～30)×10-3μm2之間的低滲砂礫巖油藏一般采用直井小型壓裂水驅(qū)開發(fā)；特低滲砂礫巖油藏一般采用直井大型壓裂(仿水平井)水驅(qū)開發(fā)。中深層致密砂礫巖油藏一般采用直井CO2驅(qū)或水平井分段壓裂彈性開發(fā)，在70 $/bbl油價及當前技術(shù)條件下，實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)的難度較大。

采用上一年同類型開發(fā)區(qū)塊實際發(fā)生值選取投資參數(shù)(單井投資、單井固定操作成本、單位可變操作成本、管理費用等)，各種稅率依據(jù)實際發(fā)生值和相關規(guī)定取值。預測產(chǎn)能剖面時，初期遞減大，遞減率32.3%，1年后產(chǎn)量遞減明顯減緩，遞減率14.3%，評價期15年。

考慮油價、油藏類型、開發(fā)方式、投資規(guī)模、操作成本、初期產(chǎn)量和遞減規(guī)律等，應用現(xiàn)金流法計算凈現(xiàn)值為0時的單井最小經(jīng)濟可采儲量，從而迭代計算不同井深、不同油價下的單井經(jīng)濟極限初期產(chǎn)量(圖5)，從而反算控制儲量升級所需試油產(chǎn)量界限(表2)。埋深在3 500 m左右的低滲透砂礫巖體控制儲量升級的試油產(chǎn)量在油價40～80 $/bbl下的下限標準會從20.3 t/d下降到7.3 t/d。油價40～80 $/bbl下的單井最小經(jīng)濟可采儲量下限標準會從1.87×104t下降到0.67×104t。

表2 渤海灣盆地濟陽坳陷低滲砂礫巖控制儲量升級下限標準

圖5 渤海灣盆地濟陽坳陷低滲透油藏不同井深、不同油價下的經(jīng)濟極限初產(chǎn)示意

如果采用市場機制和工程公司合作等方式降低開發(fā)成本，濟陽坳陷低滲油藏控制儲量的升級下限標準可能會下降。在目前低油價情況下，致密—特低滲儲量升級的可能性較小。不同的開發(fā)方式，在初產(chǎn)、遞減率發(fā)生變化時，控制儲量升級下限標準應進行適當調(diào)整。

4 實例應用和方法驗證

4.1 升級性評價

首先根據(jù)油藏埋深、儲層有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度、滲透率和地層原油黏度6個關鍵參數(shù)，利用研究所得的模型計算表征儲層有效性的參數(shù)——油藏儲層質(zhì)量系數(shù)(S1)、油層產(chǎn)油能力系數(shù)(S2)和可采儲量豐度；其次對照儲層有效性下限標準篩選不同埋深、不同滲透率的升級潛力區(qū)塊；最后對照單井產(chǎn)能和經(jīng)濟性下限標準篩選出不同井深、不同油價下的升級潛力區(qū)塊，從而形成不同油價下的控制儲量升級序列。

將濟陽坳陷中深層低滲透砂礫巖控制儲量28塊根據(jù)滲透性分為3類，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏14塊、中深層特低滲砂礫巖油藏8塊和中深—深層致密砂礫巖油藏6塊，其油藏埋深、儲層有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度、滲透率、地層原油黏度、試油產(chǎn)量及油藏儲層質(zhì)量系數(shù)、油層產(chǎn)油能力系數(shù)和可采儲量豐度計算結(jié)果詳見表3。

根據(jù)建立的不同埋深、不同滲透率的儲層有效性下限標準，篩選出符合標準的升級潛力區(qū)塊16塊，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏9塊、中深層特低滲砂礫巖油藏4塊和中深—深層致密砂礫巖油藏3塊；再次根據(jù)建立的不同井深、不同油價下的單井產(chǎn)能和經(jīng)濟可采儲量下限標準，篩選出符合標準的升級潛力區(qū)塊14塊，油價60 $/bbl以下可升級的區(qū)塊8塊，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏7塊和中深層特低滲砂礫巖油藏1塊；油價60～70 $/bbl之間可升級的區(qū)塊3塊，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏1塊和中深層特低滲砂礫巖油藏2塊；油價70～80 $/bbl之間可升級的區(qū)塊2塊，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏1塊和中深層特低滲砂礫巖油藏1塊；油價80 $/bbl以上可升級的中深層—深層特低滲透砂礫巖油藏1塊(表3)。

在油價70 $/bbl以下有升級潛力的11個區(qū)塊，多為中深層低滲砂礫巖體油藏，儲層質(zhì)量系數(shù)和油層產(chǎn)油能力系數(shù)高，產(chǎn)能好，其中3塊在2013—2019年間實現(xiàn)了升級。從評價結(jié)果看，埋藏淺、儲層質(zhì)量系數(shù)和油層產(chǎn)油能力系數(shù)高、產(chǎn)能好的控制儲量區(qū)塊升級性高，基本符合油田開發(fā)實際。B4區(qū)塊為中深層特低滲砂礫巖油藏，雖然其儲層有效性稍差，但它與A3、A4區(qū)塊同屬于一個砂礫巖扇體，與A3、A4區(qū)塊一起進行經(jīng)濟評價是經(jīng)濟的，在2019年3塊一起升級探明地質(zhì)儲量500多萬噸。

當然，對于油田勘探的熱點地區(qū)，盡管綜合評價較低，由于儲量規(guī)模大，也能升級。對于埋藏深度大，儲層有效性和產(chǎn)油能力稍差的油藏，需要攻關“甜點”預測技術(shù)和有效的開發(fā)技術(shù)，提高產(chǎn)能，從而實現(xiàn)儲量升級。

4.2 實例解剖

A4塊2016年上報E2s4控制含油面積1.43 km2，地質(zhì)儲量63.02×104t，技術(shù)可采儲量9.45×104t。油藏中部埋深2 980 m，沉積類型為近岸水下扇沉積，有效厚度9.0 m，有效孔隙度10.2%，含油飽和度66.2%，滲透率18.1×10-3μm2，地層原油黏度5.12 mPa·s，可采儲量豐度7.74×104m3/km2，壓裂后試油日產(chǎn)油9.0 t，油藏類型為構(gòu)造—巖性油藏。

對照一級標準——中深—深層低滲砂礫巖油藏儲層有效性下限標準：油藏埋深2 000～3 900 m；滲透率(10～50)×10-3μm2；有效厚度下限標準3.5 m；有效孔隙度不低于11%；含油飽和度不低于50%；地下原油黏度不高于20 mPa·s；可采儲量豐度下限不低于4.4×104m3/km2。A4塊各項關鍵參數(shù)均超過中深—深層低滲砂礫巖油藏儲層有效性下限標準。根據(jù)試油產(chǎn)量，對照二級標準——單井產(chǎn)能和經(jīng)濟可采儲量下限標準，A4塊在油價60 $/bbl左右可升級。

上報控制儲量后2017—2018年新鉆5口開發(fā)井，壓裂求產(chǎn)，初期日產(chǎn)油1.1～17.0 t，單井初期平均日產(chǎn)油10.7 t，根據(jù)砂體描述，結(jié)合SMI波形反演剖面和地球物理屬性，預測描述砂礫巖扇體。油藏受巖性控制，高部位一般儲層物性好，多為油層，低部位一般為干層。油藏認識基本清楚，各項地質(zhì)參數(shù)及產(chǎn)能均超過儲量升級的下限標準，并經(jīng)開發(fā)方案經(jīng)濟評價，平衡油價為54 $/bbl，2019年升級為探明儲量57.95×104t。

5 結(jié)論與認識

(1)基于影響控制儲量升級的主控因素及開發(fā)生產(chǎn)規(guī)律研究，建立了不同地質(zhì)條件、不同油價下的低滲砂礫巖油藏控制儲量升級為探明儲量的兩級標準：一級為不同埋深、不同滲透率的儲層有效性下限標準(包括地下原油黏度、有效厚度、有效孔隙度和含油飽和度等參數(shù))；二級為不同井深、不同油價下的單井產(chǎn)能和經(jīng)濟可采儲量下限標準。通過未升級控制儲量區(qū)塊的實例分析，篩選出的升級潛力區(qū)塊與區(qū)塊后續(xù)的升級效果基本吻合，驗證了上述升級標準的可靠性與合理性。

(2)濟陽坳陷中深—深層低滲透砂礫巖28塊控制儲量，根據(jù)建立的不同埋深、不同滲透率的儲層有效性下限標準，篩選出符合標準的升級潛力區(qū)塊16塊；根據(jù)建立的不同井深、不同油價下的單井產(chǎn)能和經(jīng)濟可采儲量下限標準，篩選出符合標準的升級潛力區(qū)塊14塊，油價60 $/bbl以下可升級的區(qū)塊8塊，油價60～70 $/bbl之間可升級的區(qū)塊3塊，油價70～80 $/bbl之間可升級的區(qū)塊2塊，油價80 $/bbl以上可升級的區(qū)塊1塊，形成了濟陽坳陷中深層低滲透砂礫巖油藏在不同油價下的升級序列。

(3) 若技術(shù)經(jīng)濟條件發(fā)生變化，如技術(shù)進步、投資成本水平下降等，低滲砂礫巖油藏控制儲量升級探明儲量的下限標準應進行調(diào)整。