厚層礁灘相強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖油藏儲量評估

郭麗娜，陳培元

（中海油國際能源有限公司，北京 100000）

油氣地質(zhì)儲量是油氣田開發(fā)的基礎(chǔ)，合理的地質(zhì)儲量評估結(jié)果是保障油氣田開發(fā)方案編制合理性及開發(fā)決策準(zhǔn)確性的前提條件[1]。目前，采用的評估方法主要為容積法、概率法、類比法及動態(tài)法等[2，3]。國內(nèi)學(xué)者對多種類型的油氣藏地質(zhì)儲量評估已開展了大量研究。趙鵬飛通過對儲層空間展布特征、儲集類型和含油氣狀態(tài)的研究，確定計算單元劃分原則，并針對不同氣藏特征選取不同參數(shù)，開展了復(fù)雜儲層凝析氣藏儲量評價[4]；王海更等通過對新近系河流相油氣藏沉積及儲層展布特征的研究，提出了渤海油田河流相油氣藏關(guān)鍵儲量參數(shù)確定方法[5]；袁麗采用單儲系數(shù)、橫截面面積與油層橫向分布長度三者乘積的方式提出了地層不整合遮擋油氣藏地質(zhì)儲量計算新方法[6]；張吉等基于構(gòu)型解剖建立的儲層地質(zhì)知識庫開展了致密砂巖氣藏儲量評價[7]；張玲等探討了縫洞型碳酸鹽巖油藏儲量估算方法并分析了靜態(tài)、動態(tài)方法進(jìn)行儲量估算的條件及評價參數(shù)確定方法[8]；包興等基于實(shí)驗(yàn)設(shè)計開展了儲量評估參數(shù)不確定性分析，進(jìn)而得到頁巖氣概率儲量分布[9]。總體而言，將沉積旋回、物性變化規(guī)律以及地質(zhì)建模需求考慮到儲量評估過程中的厚層復(fù)雜碳酸鹽巖油藏油氣地質(zhì)儲量評估的研究涉及較少。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算單元劃分及評估參數(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地東部邊緣的過渡帶上，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 個小層。其沉積演化主要受相對海平面升降和阿拉伯板塊隆升控制[10-12]，內(nèi)部發(fā)育三個向上變淺的短期旋回，每個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（見圖1）。巖性以灰?guī)r為主，儲層厚度達(dá)80 m，夾層不發(fā)育，儲集類型以孔隙型為主，整體屬于中高孔、中低滲儲層，但三套灘相儲層物性明顯優(yōu)于非灘相儲層，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 儲量評價難點(diǎn)

2.1 計算單元劃分

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

3 地質(zhì)儲量評價

原始地質(zhì)儲量評估方法有較多種，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)《石油天然氣儲量計算規(guī)范》[13]，采用容積法進(jìn)行地質(zhì)儲量評估。

3.1 計算單元劃分

儲量計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，且無斷層發(fā)育；儲層及流體分布上，MB 油藏儲層平均厚度近80 m，夾層不發(fā)育，儲地比接近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；雖無原始地層壓力數(shù)據(jù)可用來判斷MB 油藏壓力系統(tǒng)，但基于新鉆井的隨鉆地層壓力測試資料亦可對其壓力系統(tǒng)進(jìn)行判斷。各井在MB 油藏射孔層段均為頂部10 m 左右（見圖2），新井隨鉆測壓資料顯示自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)《石油天然氣儲量計算規(guī)范》，可將MB劃分為1 個計算單元。

圖2 MB 油藏各井壓力分布圖

然而，采用容積法進(jìn)行儲量評估時，同一計算單元中各評價參數(shù)僅取一個數(shù)值，但對于非均質(zhì)性強(qiáng)的儲層無法詳細(xì)反映地下地質(zhì)儲量分布情況?？v向上，MB內(nèi)部生屑灘沉積背景的儲層物性明顯好于灘間沉積背景儲層物性（見圖1 和圖3），且相差較大，同時，從下到上，含油飽和度整體上明顯增加，若對MB 油藏籠統(tǒng)選取一個物性參數(shù)作為代表進(jìn)行評估，則無法反映儲層的變化，對后續(xù)地質(zhì)模型的建立及油田生產(chǎn)動態(tài)跟蹤無法提供夯實(shí)基礎(chǔ)。對此，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 個計算單元，MB 油藏縱向上劃分6 個計算單元（見圖4）。

圖3 MB 油藏各小層物性特征（上：平均值，下：交會圖）

圖4 MB 油藏計算單元劃分

3.2 關(guān)鍵參數(shù)確定方法

3.2.1 含油面積圈定 基于對MB 油藏構(gòu)造及儲層特征的認(rèn)識，按流體界面并在相應(yīng)的儲層頂面構(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 個計算單元，但各計算單元應(yīng)選擇同一流體界面進(jìn)行儲量評估。

MB 油藏屬于典型的低阻油藏，由于碳酸鹽巖儲層受復(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)動態(tài)分析，MB 油藏具有較大油水過渡帶。因此，在單元流體界面確定上綜合考慮了錄井氣測及含油性數(shù)據(jù)、巖心含油級別、測井流體解釋及測試數(shù)據(jù)。

錄井氣測及含油性數(shù)據(jù)：鉆井過程中氣測數(shù)據(jù)及含油性是對流體性質(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（見圖5）。

圖5 B-22 井巖心含油性特征

測試數(shù)據(jù)：油、氣、水層的測試數(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。

測井流體解釋：在無試油資料確定可靠流體界面的情況下，利用測井資料解釋的流體界面也具有較高的可信度。針對油田范圍內(nèi)37 口井開展測井解釋，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 過渡帶（見圖6）。

圖6 MB 油藏各井測井流體解釋

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

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，有效厚度確定對于儲量評估至關(guān)重要。充分利用巖心數(shù)據(jù)（見圖7）、測試數(shù)據(jù)（見圖8）及相滲數(shù)據(jù)（見表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 測試資料確定含水飽和度

4 結(jié)論

（1）針對厚層礁灘相強(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)律作為計算單元劃分原則，可更加客觀反映石油在不同沉積環(huán)境、不同儲層特征的分布情況，為后續(xù)地質(zhì)模型建立及分析油田開發(fā)面臨的生產(chǎn)動態(tài)問題提供夯實(shí)基礎(chǔ)。

（2）針對復(fù)雜碳酸鹽巖儲層復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)的特點(diǎn)，采用錄井資料、巖心資料、測井流體解釋及測試資料多參數(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）隨著油田開發(fā)的進(jìn)行，近兩年油田鉆探了多口新井，應(yīng)用上述評估方法進(jìn)行儲量核算，儲量變化僅為4.3%，表明該方法評估的地質(zhì)儲量較為落實(shí)，方法得到了較好的應(yīng)用。