郭麗娜，陳培元

（中海油國(guó)際能源有限公司，北京 100000）

油氣地質(zhì)儲(chǔ)量是油氣田開(kāi)發(fā)的基礎(chǔ)，合理的地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)估結(jié)果是保障油氣田開(kāi)發(fā)方案編制合理性及開(kāi)發(fā)決策準(zhǔn)確性的前提條件[1]。目前，采用的評(píng)估方法主要為容積法、概率法、類比法及動(dòng)態(tài)法等[2，3]。國(guó)內(nèi)學(xué)者對(duì)多種類型的油氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)估已開(kāi)展了大量研究。趙鵬飛通過(guò)對(duì)儲(chǔ)層空間展布特征、儲(chǔ)集類型和含油氣狀態(tài)的研究，確定計(jì)算單元?jiǎng)澐衷瓌t，并針對(duì)不同氣藏特征選取不同參數(shù)，開(kāi)展了復(fù)雜儲(chǔ)層凝析氣藏儲(chǔ)量評(píng)價(jià)[4]；王海更等通過(guò)對(duì)新近系河流相油氣藏沉積及儲(chǔ)層展布特征的研究，提出了渤海油田河流相油氣藏關(guān)鍵儲(chǔ)量參數(shù)確定方法[5]；袁麗采用單儲(chǔ)系數(shù)、橫截面面積與油層橫向分布長(zhǎng)度三者乘積的方式提出了地層不整合遮擋油氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算新方法[6]；張吉等基于構(gòu)型解剖建立的儲(chǔ)層地質(zhì)知識(shí)庫(kù)開(kāi)展了致密砂巖氣藏儲(chǔ)量評(píng)價(jià)[7]；張玲等探討了縫洞型碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)量估算方法并分析了靜態(tài)、動(dòng)態(tài)方法進(jìn)行儲(chǔ)量估算的條件及評(píng)價(jià)參數(shù)確定方法[8]；包興等基于實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)開(kāi)展了儲(chǔ)量評(píng)估參數(shù)不確定性分析，進(jìn)而得到頁(yè)巖氣概率儲(chǔ)量分布[9]?？傮w而言，將沉積旋回、物性變化規(guī)律以及地質(zhì)建模需求考慮到儲(chǔ)量評(píng)估過(guò)程中的厚層復(fù)雜碳酸鹽巖油藏油氣地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)估的研究涉及較少。本文以伊拉克B 油田MB 油藏為例，探索強(qiáng)非均質(zhì)性孔隙型礁灘相碳酸鹽巖油藏計(jì)算單元?jiǎng)澐旨霸u(píng)估參數(shù)確定方法。

1 油田特征

B 油田位于伊拉克東南部，與伊朗相接壤。構(gòu)造上位于扎格羅斯造山帶和阿拉伯臺(tái)地東部邊緣的過(guò)渡帶上，處于扎格羅斯構(gòu)造低角度褶皺帶。含油層系為白堊系上白堊統(tǒng)Mishrif 組，構(gòu)造上為北西-南東向長(zhǎng)軸背斜，不發(fā)育斷層。主力油藏為MB 油藏，縱向上劃分為8 個(gè)小層。其沉積演化主要受相對(duì)海平面升降和阿拉伯板塊隆升控制[10-12]，內(nèi)部發(fā)育三個(gè)向上變淺的短期旋回，每個(gè)旋回下部水體較深以發(fā)育灘間沉積為主，隨著水體變淺，生屑灘普遍發(fā)育（見(jiàn)圖1）。巖性以灰?guī)r為主，儲(chǔ)層厚度達(dá)80 m，夾層不發(fā)育，儲(chǔ)集類型以孔隙型為主，整體屬于中高孔、中低滲儲(chǔ)層，但三套灘相儲(chǔ)層物性明顯優(yōu)于非灘相儲(chǔ)層，表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性。油藏類型為邊水構(gòu)造油藏。

圖1 MB 油藏沉積相類型

2 儲(chǔ)量評(píng)價(jià)難點(diǎn)

2.1 計(jì)算單元?jiǎng)澐?/h3>

MB 油藏為一套巨厚碳酸鹽巖油藏，儲(chǔ)層厚度達(dá)80 m，基于儲(chǔ)層展布特征、流體分布特征、隨鉆測(cè)壓及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，MB 油藏整體上為一套流體系統(tǒng)，但縱向上發(fā)育三個(gè)短期旋回，儲(chǔ)層物性差別較大，采用容積法進(jìn)行評(píng)估時(shí)，如何將沉積特征及物性特征反映在儲(chǔ)量評(píng)估中，為后續(xù)油田地質(zhì)模型建立及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析提供更詳盡的基礎(chǔ)是此次儲(chǔ)量評(píng)估的難點(diǎn)。

2.2 流體界面確定

MB 油藏雖為同一流體系統(tǒng)，碳酸鹽巖儲(chǔ)層受復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)影響，孔隙內(nèi)流體滲流特征存在差異，使得油水界面通常在不同位置存在一定差異，如何確定單元的流體界面亦是本次評(píng)估的難點(diǎn)。

3 地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)

原始地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)估方法有較多種，基于研究區(qū)以獲取三維地震資料、37 口已鉆井以及大量巖心分析資料等，依據(jù)《石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范》[13]，采用容積法進(jìn)行地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)估。

3.1 計(jì)算單元?jiǎng)澐?/h3>

儲(chǔ)量計(jì)算單元的劃分考慮了油氣藏構(gòu)造特征、壓力系統(tǒng)、流體分布、儲(chǔ)層分布及物性特征。構(gòu)造上，MB油藏呈現(xiàn)為北西-南東向背斜構(gòu)造，且無(wú)斷層發(fā)育；儲(chǔ)層及流體分布上，MB 油藏儲(chǔ)層平均厚度近80 m，夾層不發(fā)育，儲(chǔ)地比接近1，流體整體表現(xiàn)為構(gòu)造高部位含油，低部位含水的特征，為典型的構(gòu)造油藏；雖無(wú)原始地層壓力數(shù)據(jù)可用來(lái)判斷MB 油藏壓力系統(tǒng)，但基于新鉆井的隨鉆地層壓力測(cè)試資料亦可對(duì)其壓力系統(tǒng)進(jìn)行判斷。各井在MB 油藏射孔層段均為頂部10 m 左右（見(jiàn)圖2），新井隨鉆測(cè)壓資料顯示自MB 油藏頂部至底部均呈現(xiàn)壓力衰竭，且衰竭程度基本一致，表明儲(chǔ)層呈連通狀態(tài)。綜合上述分析結(jié)果，可判斷MB 油藏為同一壓力系統(tǒng)。根據(jù)《石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范》，可將MB劃分為1 個(gè)計(jì)算單元。

圖2 MB 油藏各井壓力分布圖

然而，采用容積法進(jìn)行儲(chǔ)量評(píng)估時(shí)，同一計(jì)算單元中各評(píng)價(jià)參數(shù)僅取一個(gè)數(shù)值，但對(duì)于非均質(zhì)性強(qiáng)的儲(chǔ)層無(wú)法詳細(xì)反映地下地質(zhì)儲(chǔ)量分布情況?？v向上，MB內(nèi)部生屑灘沉積背景的儲(chǔ)層物性明顯好于灘間沉積背景儲(chǔ)層物性（見(jiàn)圖1 和圖3），且相差較大，同時(shí)，從下到上，含油飽和度整體上明顯增加，若對(duì)MB 油藏籠統(tǒng)選取一個(gè)物性參數(shù)作為代表進(jìn)行評(píng)估，則無(wú)法反映儲(chǔ)層的變化，對(duì)后續(xù)地質(zhì)模型的建立及油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)跟蹤無(wú)法提供夯實(shí)基礎(chǔ)。對(duì)此，綜合考慮沉積背景、物性變化規(guī)律及含油性變化規(guī)律，將沉積背景、物性及含油性相似的層位劃分為1 個(gè)計(jì)算單元，MB 油藏縱向上劃分6 個(gè)計(jì)算單元（見(jiàn)圖4）。

圖3 MB 油藏各小層物性特征（上：平均值，下：交會(huì)圖）

圖4 MB 油藏計(jì)算單元?jiǎng)澐?/p>

3.2 關(guān)鍵參數(shù)確定方法

3.2.1 含油面積圈定 基于對(duì)MB 油藏構(gòu)造及儲(chǔ)層特征的認(rèn)識(shí)，按流體界面并在相應(yīng)的儲(chǔ)層頂面構(gòu)造圖上圈定油藏邊界，可有效保證含油面積的準(zhǔn)確性。

如上述分析，MB 油藏為同一流體系統(tǒng)，雖然基于對(duì)沉積背景、物性變化規(guī)律及含油性變化規(guī)律的考慮，將其劃分為6 個(gè)計(jì)算單元，但各計(jì)算單元應(yīng)選擇同一流體界面進(jìn)行儲(chǔ)量評(píng)估。

MB 油藏屬于典型的低阻油藏，由于碳酸鹽巖儲(chǔ)層受復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)影響，孔隙內(nèi)流體滲流特征存在差異，使得油水界面通常在不同位置存在一定差異，基于毛管壓力及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，MB 油藏具有較大油水過(guò)渡帶。因此，在單元流體界面確定上綜合考慮了錄井氣測(cè)及含油性數(shù)據(jù)、巖心含油級(jí)別、測(cè)井流體解釋及測(cè)試數(shù)據(jù)。

錄井氣測(cè)及含油性數(shù)據(jù)：鉆井過(guò)程中氣測(cè)數(shù)據(jù)及含油性是對(duì)流體性質(zhì)進(jìn)行判斷的重要依據(jù)之一。以B-27 井為例，總烴含量及含油級(jí)別出現(xiàn)明顯下降的深度為-X885 m，根據(jù)該井信息，可初步判斷-X885 m以上為油層。

巖心含油性：巖心含油性是對(duì)目前地下流體分布最直接的反映手段之一。從B-22 井巖心上可明顯看到-X896 m 上下出現(xiàn)含油性明顯變化，據(jù)此可判斷-X896 m 以上為油層（見(jiàn)圖5）。

圖5 B-22 井巖心含油性特征

測(cè)試數(shù)據(jù)：油、氣、水層的測(cè)試數(shù)據(jù)可作為判斷流體界面的重要依據(jù)[5，14，15]。B-4 井測(cè)試資料顯示，在深度-X887 m 以上，產(chǎn)出液不含水，在-X887 m 深度以下，產(chǎn)出液含水6%，表明在該深度下流體可能為油水同層。

測(cè)井流體解釋：在無(wú)試油資料確定可靠流體界面的情況下，利用測(cè)井資料解釋的流體界面也具有較高的可信度。針對(duì)油田范圍內(nèi)37 口井開(kāi)展測(cè)井解釋，確定的最低油底深度為-X896.9 m（B-35 井），最高含油水層頂深度為-X874.4 m（B-38 井），MB 存在20～30 m 過(guò)渡帶（見(jiàn)圖6）。

圖6 MB 油藏各井測(cè)井流體解釋

依據(jù)上述分析結(jié)果，綜合選取-X885 m 為MB 油藏單元流體界面，并在相應(yīng)的儲(chǔ)層頂面構(gòu)造圖上圈定油藏邊界。

3.2.2 孔隙度及含水飽和度確定 MB 亞油組儲(chǔ)集空間以基質(zhì)孔隙為主，主要采用中子-密度交會(huì)法計(jì)算孔隙度，當(dāng)由于井壁不穩(wěn)定造成密度曲線失真時(shí)，采用中子-聲波交會(huì)法計(jì)算孔隙度，解釋孔隙度與巖心孔隙度誤差小于8%；含水飽和度計(jì)算采用阿爾奇方程計(jì)算。

3.2.3 有效厚度下限值確定 有效厚度下限值的確定直接影響油層厚度及孔隙度和飽和度結(jié)果，因此，有效厚度確定對(duì)于儲(chǔ)量評(píng)估至關(guān)重要。充分利用巖心數(shù)據(jù)（見(jiàn)圖7）、測(cè)試數(shù)據(jù)（見(jiàn)圖8）及相滲數(shù)據(jù)（見(jiàn)表1）確定MB 油藏油水層劃分標(biāo)準(zhǔn)，選取孔隙度≥9%，含油飽和度≥45%為油層劃分標(biāo)準(zhǔn)。

表1 相滲資料確定含水飽和度

圖7 巖心孔隙度與含油性關(guān)系

圖8 測(cè)試資料確定含水飽和度

4 結(jié)論

（1）針對(duì)厚層礁灘相強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖油藏，以沉積旋回、物性變化規(guī)律及含油性變化規(guī)律作為計(jì)算單元?jiǎng)澐衷瓌t，可更加客觀反映石油在不同沉積環(huán)境、不同儲(chǔ)層特征的分布情況，為后續(xù)地質(zhì)模型建立及分析油田開(kāi)發(fā)面臨的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)問(wèn)題提供夯實(shí)基礎(chǔ)。

（2）針對(duì)復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)層復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)的特點(diǎn)，采用錄井資料、巖心資料、測(cè)井流體解釋及測(cè)試資料多參數(shù)融合分析方法可較為準(zhǔn)確的選定流體界面，進(jìn)而確定油藏邊界。

（3）隨著油田開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，近兩年油田鉆探了多口新井，應(yīng)用上述評(píng)估方法進(jìn)行儲(chǔ)量核算，儲(chǔ)量變化僅為4.3%，表明該方法評(píng)估的地質(zhì)儲(chǔ)量較為落實(shí)，方法得到了較好的應(yīng)用。