渤海油田河流相油氣藏關鍵儲量參數確定方法

王海更，田曉平，崔云江，郭鐵恩，王少鵬，黃建廷，孫風濤

［中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津300452］

渤海油田河流相油氣藏關鍵儲量參數確定方法

王海更，田曉平，崔云江，郭鐵恩，王少鵬，黃建廷，孫風濤

［中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津300452］

摘要：含油氣面積和有效厚度是渤海油田河流相油氣藏儲量計算的關鍵參數，利用海上油田高品質地震資料，應用測井約束反演技術開展砂體，尤其是含油氣砂體的空間展布研究，砂體分布范圍及厚度的預測準確率在80％以上，準確把握了砂體的含油氣范圍及油氣層厚度；采用油田豐富的壓力資料，預測河流相油氣藏的流體界面，在壓力資料品質及儲層條件較好的情況下，預測的流體界面十分接近實測的流體界面，有效提高了儲量計算過程中含油氣面積圈定的準確性；充分利用壁心、測壓資料開展有效厚度下限研究，采用自然電位異常幅度相對值與微側向電阻率相對值的比值（ΔSP/ΔRxo）來識別低阻油層，經測試及生產資料證實，識別低阻油層的準確率達100％，確保了儲量計算過程中有效厚度確定的準確性。

關鍵詞：含油氣面積；有效厚度；河流相油氣藏；海上油田

新近系河流相油氣藏是渤海油田重要的油氣儲量目標。河流相砂體橫向變化快，縱向上油、氣、水間互，儲層非均質性明顯［1－2］。而海上油田井控程度較低，測試及取心等資料相對較少，使得海上河流相油氣藏儲量評價面臨更多的困難。為了準確客觀的評價海上油田的儲量規(guī)模，筆者提出了海上油田河流相油氣藏關鍵儲量計算參數含油氣面積、有效厚度的確定方法。該方法充分考慮了河流相砂體的沉積特點及海上油田鉆井、測試、取心資料較少的現狀，發(fā)揮海上油田地震資料品質好，測壓資料豐富的優(yōu)勢，綜合運用鉆井資料、測井資料、地震及波阻抗反演數據體以及石油地質、地球物理等多學科理論及技術，有效地提高了含油氣面積及有效厚度參數求取的準確性，在渤海油田儲量評價中獲得了良好的應用效果。

1　關鍵儲量計算參數

容積法是目前我國油氣儲量評價最常用的方法，而含油氣面積、有效厚度是容積法評價儲量的主要技術參數［3］。近幾年，隨著渤海油田勘探開發(fā)工作的不斷深入，部分油田出現了儲量與產量不匹配的現象。通過對油田地質儲量復算結果統(tǒng)計，發(fā)現在總的儲量變化量中，由有效厚度、含油氣面積引起的儲量變化量占70％左右［4－6］，因此，提高含油氣面積、有效厚度計算的準確性，對儲量評價具有十分重要的意義。而對于鉆井、測試等資料相對有限的海上河流相油氣藏來說，提高含油氣面積、有效厚度參數計算的精度面臨更多的困難。

2　含油氣面積及有效厚度確定難點

2.1渤海河流相油田儲層復雜

河流相砂體在平面上多呈彎曲、寬窄相間的帶狀，在橫切河流的剖面上呈窄而厚的盆狀、寬而淺的盤狀或透鏡狀，在縱切河流的剖面上，一般呈上游厚下游薄的楔狀［7］。經鉆井證實，渤海河流相油田井間儲層橫向變化快，縱向上油、氣、水層間互，往往表現為“一砂一藏”。另外，海上油田探井井距大，井控程度低，因此，應用以油組為儲量計算單元的構造法計算河流相油氣藏儲量時，不能準確把握砂體的含油氣范圍及油氣層厚度。

2.2多數河流相砂體未鉆遇流體界面

在構造落實和儲層分布基本清楚的條件下，依據對油氣藏類型的正確認識，按流體界面水平外推并在相應的儲層頂面構造圖上圈定油氣藏邊界，能夠確保含油氣面積的準確性。用試油資料特別是單層試油資料確定流體界面是最直接和最可靠的方法，在沒有試油資料證實油水界面時，利用有限的油、氣、水層測試資料，通過綜合研究并利用測井資料解釋的流體界面也具有較高的可信度［8－9］。但是，海上油田儲量評價階段，探井多位于油氣藏高部位，多數河流相砂體未鉆遇流體界面。因此，流體界面的確定在充分利用現有試油、測井資料同時，必須結合海上油田的實際情況尋找其他的有效方法，以提高流體界面確定的可靠性。

2.3低電阻率與正常電阻率油層并存

河流相儲層巖性、物性變化快，非均質性明顯，地層水礦化度低且縱、橫向上均存在變化。研究發(fā)現，渤海油田河流相油氣藏具有低電阻率油層與正常電阻率油層并存的特點，其中相當一部分低電阻率油、氣層經測試證實具有很好的產能。如何彌補海上油田取心、試油資料相對較少的不足，判別和評價低電阻率油、氣層并確定有效厚度下限，是有效厚度確定的基礎和難點。

由于渤海河流相油田儲層復雜，鉆井及試油等資料有限，使得含油氣面積及有效厚度等關鍵儲量參數計算精度低，計算的油田儲量要么偏保守，要么過于樂觀，在很大程度上影響了油田的開發(fā)效果。

3　儲量參數確定方法

為降低儲量計算風險，提高含油氣面積及有效厚度等儲量參數的計算精度，在充分利用海上油田高品質地震資料、豐富的壓力及壁心資料的基礎上，渤海油田相關研究人員開展了一系列的關鍵儲量參數確定方法研究。

3.1儲層精細描述技術

根據地震資料和少量探井預測儲層橫向變化是油氣勘探的重要課題，特別是在儲層橫向變化大的地區(qū)尤為重要［10］。測井約束反演是基于模型的反演技術，能較好的預測儲層的橫向變化，是開展儲層精細描述的核心技術［11］。海上油田采集的地震資料品質好，尤其在新近系明化鎮(zhèn)組，地震資料主頻基本在40 Hz以上。另外，渤海海域淺層泥巖發(fā)育，儲層和非儲層有明顯的波阻抗差異。因此，海上油田河流相油氣藏的儲量評價把縱向分辨率高的測井資料和橫向覆蓋廣的地震資料相結合，應用測井約束反演技術開展了河流相砂體的空間展布研究。

在應用該技術過程中，逐漸形成了適合海上油田的幾個關鍵環(huán)節(jié)的處理方法。

1）儲層與非儲層的地球物理響應識別

首先利用與巖性有關的測井曲線和測井解釋成果確定巖性區(qū)分曲線，在此基礎上，采用交會圖法總結儲層和非儲層的地球物理特征的規(guī)律性。通過自然伽馬與密度、自然電位與聲波時差交會圖的對比發(fā)現，渤海大部分新近系河流相油田，聲波曲線一般不能很好的區(qū)分砂、泥巖，密度曲線則能顯著區(qū)分儲層和非儲層，因此，渤海油田的波阻抗反演工作基于密度曲線開展。

2）層位標定

利用測井資料和從井旁地震剖面中提取的綜合子波制作合成地震記錄，然后通過與井旁地震剖面開展相關對比，最終確定合成地震記錄，獲得精確的時深關系，正確建立地震和測井的關系。

3）反演子波估算

層位標定完成之后，重新提取合理的子波，對各個子波的相位、頻率、振幅特征對比分析，確保子波空間變化的合理性。

4）波阻抗反演

以測井資料和地震層位信息為基礎建立初始地質模型，采用模型優(yōu)選迭代擾動算法，通過不斷修改更新地質模型，使模型正演合成地震資料與實際地震數據最佳吻合，從而得到反演結果。

5）色標選取

開展砂體追蹤前，色標的選擇一方面要能分辨薄層砂體，同時也應與井實鉆的砂體厚度相吻合。利用測井約束反演技術得到代表儲層（砂體）的地震屬性數據體之后，通過追蹤砂體的頂、底面反射，編制砂體的頂底面構造圖、砂體厚度圖及有效厚度圖，從而為儲量計算提供重要基礎［12－14］。

從圖1和圖2可以看出，XX－1油田開發(fā)井鉆后落實的砂體分布范圍、砂層厚度與儲量評價階段對砂體的認識基本相當，說明儲層精細描述技術能有效解決河流相砂體的空間展布研究的難題，目前這種技術在渤海油田的應用日趨成熟。

3.2壓力預測流體界面技術

利用測壓數據建立各個儲層段地層深度與壓力的關系式，因地層所含流體的密度不同，導致其斜率不同，利用油線、氣線及水線的交點可以預測流體界面［15］。當采用該技術利用多井的壓力資料進行流體界面預測時，應確保這些井的壓力資料點屬于同一油藏，海上油田淺層地震資料品質好，構造及斷裂系統(tǒng)相對落實，儲層精細描述等技術的應用都確保了對河流相油氣藏的認識，具備利用壓力資料預測流體界面的有利條件。另外，海上油田探井具有豐富的FMT/MDT測壓資料，為這種方法的應用提供了物質基礎。

圖1　XX－1油田s1砂體開發(fā)前、后分布范圍對比

圖2　XX－1油田主力砂體鉆前、鉆后厚度對比

通過對渤海地區(qū)多個油田應用實例研究，認為測試點質量、測壓點數量、測壓點之間距離、儲層、地下流體性質以及區(qū)域水線確定是影響預測流體界面精度的關鍵因素［16］。

1）測試時測試儀器穩(wěn)定性好，壓力計精度高，現場測壓點壓力恢復達到穩(wěn)定，增壓點和低壓點則不能采用。

2）油、氣層至少要有3個以上有效測壓點，測壓點距離越大（大于6m），預測的流體界面誤差越小。

3）儲層應具備較好的巖性、物性條件，并且分布穩(wěn)定，儲層厚度越大（大于5m），預測的流體界面誤差越小，如果油、氣層存在薄互層，壓力點的代表性就差。

4）當地下原油密度小于0.910 g/cm3、粘度小于100mPa·s時，壓力回歸的地下原油密度與實測密度接近，預測的流體界面可靠［17］。

5）選擇與油氣層深度相近的水層測壓點，在單井回歸水線的基礎上，對油田內相當深度的水層測壓點進行分析，盡量應用多個水層測壓點進行水線回歸，確定區(qū)域水線［18］。

渤海XX－2油田7－1砂體是油田主力含油砂體，在儲量評價階段，鉆遇該砂體的探井處于油藏高部位，未鉆遇油水界面，揭示的油層底海拔為－1518.1m，通過對砂體的儲層性質及壓力資料分析，認為砂體具備利用壓力資料開展流體界面預測的條件。利用壓力資料回歸得到地層原油密度0.790 g/cm3，地層水密度為0.970 g/cm3，壓力資料預測油水界面海拔為－1542.3m。油田開發(fā)階段，在砂體低部位鉆探開發(fā)井3井，揭示油水界面海拔為－1542m，與預測結果一致（圖3，圖4）。利用壓力資料預測界面技術被廣泛應用于河流相油氣藏儲量評價，獲得了良好的應用效果，逐漸成為海上油田儲量評價階段確定流體界面的一種重要手段。

3.3有效厚度下限研究

有效厚度下限的確定對有效厚度參數確定具有重要的意義。巖性、物性、含油性通常是以巖心資料為基礎，以試油、試采為依據確定的。海上油田DST測試及鉆井取心成本高，為提高效率，很少進行界限層的測試。渤海油田探井中基本都進行系統(tǒng)的測壓及井壁取心，實踐證明，壓力測試資料能夠很好的反映儲層的滲透性（圖5），系統(tǒng)的井壁取心也為巖性、物性、含油性關系研究提供了豐富的資料（圖6）。因此渤海油田河流相油氣藏有效厚度下限研究中充分利用了測壓及壁心資料。電性標準是實際劃分有效厚度的操作標準，即測井資料與取心、試油、壁心、測壓資料相結合建立的油、氣、水、干層標準［19－21］。

圖3　XX－2油田7－1砂體壓力剖面

圖4　XX－2油田7－1砂體對比

目前，以電阻率－孔隙度系列為基礎的常規(guī)測井技術仍是渤海油田測井評價的主要手段，常規(guī)測井技術可以有效識別正常電阻率油氣層。由于渤海河流相砂巖油氣藏低電阻率油層與正常電阻率油層并存，開展低電阻率油層識別是有效厚度下限研究的重要內容。研究發(fā)現，渤海油田已發(fā)現的絕大部分低電阻率油層在鹽水泥漿鉆井條件下與水層相比具有自然電位低、沖洗帶電阻率高的測井響應特征，基于這種認識，采用自然電位異常幅度相對值與微側向電阻率相對值的比值（ΔSP/ΔRxo）來識別低阻油層。

圖5　XX－3油田明化鎮(zhèn)組測井解釋物性

圖6　XX－4油田壁心巖性與物性關系

圖7　XX－4油田ΔSP/ΔRxo值與地層深側向電阻率關系

該方法在渤海油田獲得了很好的應用效果，目前被廣泛應用于渤海油田低電阻率油層的識別。圖7為XX－4油田ΔSP/ΔRxo與地層深側向電阻率關系圖版，低阻油層段ΔSP/ΔRxo值明顯低于水層段，可有效判別低電阻率油層。

參考文獻

［1］趙澄林，朱筱敏.沉積巖石學［M］.第三版.北京：石油工業(yè)出版社，2001：252.

Zhao Chenglin，Zhu Xiaomin.Sedimentary petrology［M］.Bei-Jing：Petroleum Industry Press，2001：252.

［2］劉小平，周心懷，呂修祥，等.海域油氣分布特征及主控因素［J］.石油與天然氣地質，2009，30（4）：497－509.

Liu Xiaoping，Zhou Xinhuai，Lv Xiuxiang，et al.Hydrocarbon distribution features andmain controlling factors in the Bohai Seawaters［J］.Oil＆Gas Geology，2009，30（4）：497－509.

［3］DZ/T 0217—2005，石油天然氣儲量計算規(guī)范［S］.北京：中國標準出版社，2005.

Petroleum and natural gas reserves standards.Beijing：China Standards Press，DZ/T0217－2005.2005.

Guan Tao，Tang Wei，Li Shuxun.Probabilistic analysis of geological reserves calculation in petroleum from Liunan region［J］.Oil＆Gas Geology，2000，21（4）：327－329.

［5］蕭德銘，畢海濱.利用油基泥漿取心資料確定砂巖油藏原始含油飽和度若干問題探討［J］.中國海上油氣，2003，17 （4）：252－255.

Xiao Deming，BiHaibin.Determining the oil saturation of sandstone reservoir using oil-base core data［J］.China Offshore Oil and Gas，2003，17（4）：252－255.

［6］翟中喜，白振瑞.渤海灣盆地石油儲量增長規(guī)律及潛力分析［J］.石油與天然氣地質，2008，29（1）：88－94.

Zhai Zhongxi，Bai Zhenrui.Pattern and potential of petroleum reserves growth in the Bohai Bay Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2008，29（1）：88－94.

［7］劉波，趙翰卿，王良書，等.古河流廢棄河道微相的精細描述［J］.沉積學報，2001，19（3）：394－398.

Liu Bo，Zhao Hanqing，Wang Liangshu，et al.The detailed description of ancient fluvial abandoned channelmicrofacies［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2001，19（3）：394－398.

［8］楊通佑，范尚炯，陳元千，等.石油及天然氣儲量計算方法［M］.北京：石油工業(yè)出版，1990：1－50.

Yang Tongyou，Fan Shangjiong，Chen Yuanqian，et al.Reserve calculation of oil and gas［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1990：1－50.

［9］趙文智，畢海濱.儲量研究中油藏邊界的確定方法［J］.中國海上油氣，2005，17（6）：379－383.

Zhao Wenzhi，Bi Haibin.Themethods to determine reservoir boundary for reserves researches［J］.China Offshore Oil and Gas，2005，17（6）：379－383.

［10］王宏亮.紅柳油田河流相砂體儲層預測技術［J］.內江科技，2008，29（4）：109.

Wang Hongliang，Reservoir predictionmethods for fluvial sand bodies in Liuhe oilfield［J］.Neijiang Science＆Technology，2008，29（4）：109.

［11］單敬福，王峰，孫海雷，等.基于地震波阻抗反演的小層砂體預測技術——在大慶油田州57水平井區(qū)塊的應用［J］.石油與天然氣地質，2010，31（2）：212－215.

Shan Jinfu，Wang Feng，Sun Hailei，et al.Prediction of sublayer sandstones based on wave impedance-inversion in the wellblock of the horizontalwell Zhou-57［J］.Oil＆Gas Geology，2010，31（2）：212－215.

［12］許輝群，桂志先.利用測井約束地震反演預測砂體展布——以YX地區(qū)砂四段三砂組砂體為例［J］.天然氣地球科學，2006，17（4）：547－551.

Xu Huiqun，Gui Zhixian.Application of Jason inversion to prediction of sandstone［J］.Natural Gas Geoscience，2006，17 （4）：547－551.

［13］崔永謙，秦鳳啟，盧永和，等.河流相沉積儲層地震精細預測方法研究與應用——以渤海灣盆地冀中坳陷古近系河道砂為例［J］.石油與天然氣地質，2009，30（5）：668－672.

Cui Yongqian，Qin Fengqi，Lu Yonghe，etal.Research and application of detailed seismic prediction in fluvial reservoirs—an example from the palaeogene channel sand in the Jizhong Depression，the Bohai Bay Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2009，30 （5）：668－672.

［14］朱偉，馬朋善，譚承軍，等.渤東凹陷蓬二號構造地震資料測井約束反演［J］.石油與天然氣地質，2005，26（1）：120－124.

Zhu Wei，Ma Pengshan，Tan Chengjun，etal.Logging constrained inversion of seismic data in Peng No.2 structure in Bodong sag［J］.Oil＆Gas Geology，2005，26（1）：120－124.

［15］劉德華，劉志森.油藏工程基礎［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007，21－23.

Liu Dehua，Liu Zhisen.Basisof reservoir engineering［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2007，21－23.

［16］趙春明，王少鵬，劉維永，等.FMT壓力分析在渤海J25－1油田儲量評價中的應用［J］.斷塊油氣田，2009，16（6）：85－87.

Zhao Chunming，Wang Shaopeng，Liu Weiyong，et al.Application of FMT pressure analysis in reserves estimate of Bohai J25－1Oilfield［J］.Fault-Block Oil＆Gas Field，2009，16 （6）：85－87.

［17］徐錦繡，呂洪志，崔云江.渤海地區(qū)電纜地層測試應用效果分析［J］.中國海上油氣，2008，20（2）：106－110.

Xu Jinxiu，Lv Hongzhi，Cui Yunjiang.An application analysisof wireline formation test in Bohai region［J］.China Offshore Oil and Gas，2008，20（2）：106－110.

［18］孫風濤，田曉平，張越.壓力資料預測油水界面精度分析［J］.石油地質與工程，2010，20（2）：106－110.

Sun Fengtao，Tian Xiaoping，Zhang Yue.Accuracy analysis of using pressure data to predict oil-water contact［J］.Petroleum Geology and Engineering，2010，20（2）：106－110.

［19］盛湘，何發(fā)岐，云露.塔河地區(qū)卡拉沙依組小層劃分、連通性及油藏類型［J］.石油與天然氣地質，2009，30（2）：143－148.

Sheng Xiang，He Faqi，Yun Lu.Subzone division，connectivity and pool types of the Carboniferous Kalashayi Formation in the Tahe area［J］.Oil＆Gas Geology，2009，30（2）：143－148.

［20］柳錦云.低滲透油藏有效厚度下限標準研究［J］.海洋石油，2008，28（3）：70－73.

Liu Jinyun.Research on theminimum net pay thickness in low permeability reservoirs［J］.Offshore Oil，2008，28（3）：70－73.

［21］焦翠華，夏冬冬，王軍，等.特低滲砂巖儲層物性下限確定方法——以永進油田西山窯組儲集層為例［J］.石油與天然氣地質，2009，30（3）：379－383.

Jiao Cuihua，Xia Dongdong，Wang Jun，etal.Methods for determining the petrophysical property cutoffs of extra-low porosity and permeability sandstone reservoirs—an example from the Xishanyao Formation reservoirs in Yongjin oilfield［J］.Oil＆Gas Geology，2009，30（3）：379－383.

（編輯高巖）

中圖分類號：TE155

文獻標識碼：A

文章編號：0253－9985（2011）02－0287－06

收稿日期：2010－06－08；

修訂日期：2011－03－04。

第一作者簡介：王海更（1980—），男，工程師，開發(fā)地質。

Calculation of key reserve parameters of fluvial reservoirs in Bohai oilfiled

Wang Haigeng，Tian Xiaoping，Cui Yunjiang，Guo Tieen，Wang Shaopeng，Huang Jianting，Sun Fengtao
（Exploration and Production Research Institute of BohaiOilfield，CNOOC Tianjin Company，Tianjin 300452，China）

Abstract：Oil/gas-bearing area and net pay thickness are the two key parameters for reserve calculation of fluvial sandstone reservoirs in Bohai oilfield.Quality seismic data and log-constrained seismic inversion technology were used to predict the area and thickness of oil/gas-bearing sandbodies with accuracy over 80％.The abundant formation pressure data available were used to predict oil/gas-water contacts.The prediction results coincide well with themeasured data，effectively enhance the accuracy of oil/gas-bearing area for reserve calculation.Sidewall core data and formation pressure datawere used to determine the lower limitof net pay thickness.TheΔSP/ΔRxowas used to identify low resistivity oil layers and the accuracy is up to 100％.

Key words：hydrocarbon-bearing area，net pay thickness，fluvial reservoir，offshore oilfield