王少鵬 楊慶紅 郭鐵恩 許聘 穆朋飛 黃建庭

(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)

渤海海域新近系河流相油田儲量參數(shù)精度分析

王少鵬 楊慶紅 郭鐵恩 許聘 穆朋飛 黃建庭

(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)

針對渤海海域6個已投產(chǎn)的新近系河流相油田儲量復算前后的變化，開展了儲量參數(shù)精度分析，結(jié)果表明:含油面積是影響儲量評價質(zhì)量的最關(guān)鍵參數(shù)，其次為有效厚度，這2個關(guān)鍵參數(shù)變化引起的探明儲量變化百分比分別為80%和10%;含油面積變化原因主要為流體界面變化和儲層描述的精度，有效厚度變化主要取決于反演資料可靠程度及泥質(zhì)夾層發(fā)育模式。在明確了關(guān)鍵儲量參數(shù)及其精度影響因素的基礎(chǔ)上，提出了現(xiàn)階段提高參數(shù)取值精度的對策，有利于提高河流相油藏儲量評價質(zhì)量及開發(fā)效果。

渤海海域新近系河流相油藏儲量參數(shù)精度分析對策

渤海海域新近系河流相油藏儲量約占總探明儲量的60%，是勘探開發(fā)、增儲上產(chǎn)的重點層位。受區(qū)域地質(zhì)背景［1］、構(gòu)造作用、沉積環(huán)境以及成藏模式的影響，且經(jīng)開發(fā)生產(chǎn)實踐證實，河流相砂巖儲層橫向變化大，平面上多呈彎曲的帶狀、樹枝狀，縱向上砂巖百分含量低，油氣水間互，油藏類型以巖性、巖性-構(gòu)造油藏為主。另外，由于構(gòu)造破碎、斷塊面積小、砂體被斷層分隔復雜化，儲量豐度低，探井數(shù)量少且多數(shù)油藏未鉆遇流體界面，該類油藏儲量評價和開發(fā)難度較大。

通過10多年的不斷探索和實踐，已初步掌握了基于三維地震反演資料進行的單砂體儲層描述技術(shù)，該技術(shù)的應用提高了渤海海域新近系河流相油藏儲層描述的精度，與傳統(tǒng)的以油組為單元采用構(gòu)造油藏模式計算儲量的做法相比有了明顯的進步。從2000年起，渤海海域共有19個新近系河流相油田(區(qū)塊)運用儲層描述技術(shù)進行了儲量評價，截至目前多數(shù)油田已投產(chǎn)，其中有6個油田在掌握大量動靜態(tài)資料、對地質(zhì)油藏特征有深入研究的基礎(chǔ)上進行了儲量復算。本文通過對這6個油田復算前后儲量變化的綜合分析，開展了儲量參數(shù)精度研究，尋求影響儲量評價質(zhì)量的關(guān)鍵因素，并提出了現(xiàn)階段提高儲量參數(shù)取值精度的對策。

1關(guān)鍵參數(shù)的確定

渤海海域新近系河流相油藏原油儲量多采用容積法計算，涉及的參數(shù)包括含油面積、有效厚度、孔隙度、飽和度、體積系數(shù)。其中，孔隙度和飽和度均采用巖心資料標定后的測井解釋值，體積系數(shù)依據(jù)PVT值或根據(jù)流體性質(zhì)規(guī)律通過經(jīng)驗公式獲得;而含油面積和有效厚度依據(jù)三維地震反演資料得到的儲層描述結(jié)果確定。

為尋求影響儲量評價質(zhì)量的關(guān)鍵參數(shù)，對渤海6個已進行儲量復算的新近系河流相油田進行了綜合分析。為考察各參數(shù)在儲量變化中所起的作用，利用增量計算式求出各參數(shù)的改變所得到的儲量增量，使用儲量參數(shù)平均值及儲量參數(shù)改變引起的儲量增量可以更好地研究儲量變化的原因及各參數(shù)之間的關(guān)系［2］。

圖1顯示了渤海海域新近系河流相油田復算單元各儲量參數(shù)平均值變化率，6個復算油田單元疊合含油面積變化率為－29%～32%，平均有效厚度變化率為－8%～30%，孔隙度、飽和度變化率為－6%～7%，體積系數(shù)變化率為－1%～2%，含油面積和平均有效厚度變化率較大。為表征各參數(shù)變化對探明儲量變化影響大小，采用各參數(shù)變化引起儲量變化量占儲量總變化量的百分比來表示(圖2)。圖2數(shù)據(jù)表明，含油面積參數(shù)是渤海海域新近系河流相油藏儲量評價的關(guān)鍵參數(shù)，其次為有效厚度參數(shù)，而孔隙度、飽和度及體積系數(shù)參數(shù)變化較小，引起的儲量變化率也較小。為提高儲量評價質(zhì)量，有必要開展含油面積和有效厚度2個參數(shù)的精度研究。

2關(guān)鍵參數(shù)精度影響因素及提高對策

2.1 含油面積

2.1.1 影響因素

渤海海域新近系河流相油藏含油面積圈定方法分為2類:①地震資料品質(zhì)好、儲層與非儲層的地球物理差異顯著、能夠進行儲層描述的單元，探明含油面積是利用流體界面，結(jié)合斷層邊界、砂體邊界在砂體頂面構(gòu)造圖上圈定;②由于地震資料、地質(zhì)因素等原因不能進行儲層描述的含油砂體，探明含油面積采用外推開發(fā)井井距、相鄰井井距之半或在油組頂面構(gòu)造圖上利用流體界面，結(jié)合斷層邊界圈定?？梢?，含油面積確定一方面取決于流體界面，另一方面受控于儲層描述的精度。

(1)流體界面

新近系河流相油田多為復雜斷塊型油藏，預探井、評價井井數(shù)較少，各斷塊往往只有1口探井，且探井多部署在構(gòu)造高部位，造成多數(shù)含油砂體未鉆遇油水界面，在儲量評價階段只能用油底確定探明含油面積。在儲量復算階段，隨著開發(fā)井井數(shù)的增加，多數(shù)砂體油水界面被鉆探證實。據(jù)統(tǒng)計，6個復算油田在新增儲量評價階段共有49%的儲量單元是用油底圈定探明含油面積，其中41%的儲量單元流體界面在開發(fā)井鉆后有所加深，流體界面由油底到油水界面的取值變化致使含油面積有較大變化。

(2)儲層描述精度

通過復算前后儲層描述技術(shù)應用效果對比和分析研究認為，目前鉆前所描述砂體開發(fā)井鉆遇成功率100%，在地震資料可分辨范圍內(nèi)砂體厚度鉆后誤差小于3 m，鉆遇砂層頂、底深度誤差多小于4 m。但通過復算前后含油面積變化分析認為，砂體構(gòu)造形態(tài)變化和儲層內(nèi)部非均質(zhì)性差異造成了含油面積的變化。

新近系河流相油田多為低幅度油藏，開發(fā)井鉆后砂體頂面構(gòu)造變化會造成含油面積較大變化。例如，CFD11-1油田L m1014、L m1026及N gⅢ等油藏開發(fā)井鉆后構(gòu)造形態(tài)變緩，在流體界面不變的情況下，含油面積變化率為22%～53%，對儲量有較大影響。據(jù)統(tǒng)計，6個復算油田共有22個單元開發(fā)井鉆后構(gòu)造形態(tài)發(fā)生變化，導致含油面積變化。河流相砂巖橫向變化快，河道砂體遷移頻繁，往往會出現(xiàn)砂體疊置但不連通的現(xiàn)象，由于受資料品質(zhì)及地質(zhì)因素的影響，對于疊置砂體往往只能刻畫包絡(luò)面，不能識別單個連通砂體，但開發(fā)井鉆后往往會出現(xiàn)“同砂不同藏”的情況，砂體內(nèi)部非均質(zhì)性差異導致含油面積變化。例如，BZ19-4油田1254砂體鉆前描述為一個砂體，鉆后開發(fā)井在該砂體揭示了不同的流體界面，證實砂體內(nèi)部不連通，由鉆前認識的一個油藏變?yōu)槎鄠€油藏，含油面積從2.62 km2減小為0.95 km2，變化率達－64%，含油面積減小導致探明儲量減小164萬m3。

另外，新近系河流相油田還存在部分地震資料、客觀地質(zhì)條件不滿足儲層描述要求的砂體，無法定量描繪砂體分布，該類型油藏在開發(fā)井鉆后含油面積也有較大變化。例如，CFD11-6油田8個砂體在新增儲量評價階段無法定量描述，以300 m半徑圈定含油面積，但開發(fā)井鉆后砂體范圍增大，8個砂體累計增加探明儲量近800萬m3。同樣，對于砂泥巖互層型含油砂體，認為砂體平面、縱向疊置連片，以構(gòu)造油藏模式確定含油面積，后經(jīng)開發(fā)井鉆井證實該類型油藏平面分布范圍多數(shù)會變小。例如，BZ19-4油田7個砂體開發(fā)井鉆后含油面積變化率為－20%～－72%，疊合面積從7.77 km2減小到5.52 km2，探明儲量減小650萬m3。

2.1.2提高參數(shù)精度的對策

含油面積參數(shù)精度提高，歸根結(jié)底取決于流體界面的合理確定及儲層描述精度的提高。

(1)流體界面的合理確定

為合理確定探井未鉆遇的油水界面，也采用了其他手段和方法，主要有壓力資料、試井分析、地震資料、成藏充滿度類比等。其中，利用電纜地層測試壓力資料確定流體界面是較為有效且廣泛認可的手段。由于渤海海域油田非常重視測壓資料的獲取，每口探井多數(shù)儲層段都進行了系統(tǒng)的測壓，為利用壓力資料分析流體界面奠定了基礎(chǔ)。例如，BZ28-2S油田1167砂體在新增儲量評價階段利用壓力資料預測的流體界面(圖3)為－1 215.5 m，比油底－1 163 m深52.5m，后經(jīng)開發(fā)井鉆探證實目前最低含油底界為－1 212 m，與壓力資料預測的流體界面基本一致。

圖3 BZ28-2S油田1167砂體壓力分析圖

當然，在利用電纜地層測試壓力資料確定流體界面時也存在預測流體界面與實鉆證實的流體界面相差較大的情況。為合理把握流體界面預測的可靠性，開展了壓力資料適用性分析研究［3-7］。通過總結(jié)壓力資料的應用實踐，認為測壓點質(zhì)量、數(shù)量、儲層性質(zhì)、流體性質(zhì)以及水線確定是影響流體界面預測精度的關(guān)鍵因素，利用壓力測試資料來預測油水界面必須滿足以下條件:測試時測試儀器穩(wěn)定性好，壓力計精度高，現(xiàn)場測壓點壓力恢復達到穩(wěn)定，異常點(增壓點、致密點、未座封點等)不能使用;單個含油砂體至少有合格測壓點3個以上;物性較好(孔隙度＞15%、滲透率＞10 mD)、有一定厚度(＞3 m)、分布穩(wěn)定的儲層測試成功率較高，巖性組合為砂泥巖薄互層的壓力點的可靠性較差;當?shù)叵略兔芏刃∮?.91 g/cm3、粘度小于100 mPa·s且地層測試壓力回歸的地下原油密度與實測的PVT密度相近時，壓力資料回歸的流體界面可靠;利用同一油藏、同一斷塊的水線確定的油水界面精度最高，利用油田同油組相鄰區(qū)塊水線確定的油水界面精度次之，而利用區(qū)域水線確定的油水界面精度最低。

(2)儲層描述精度的提高

儲層描述精度的提高主要包括以下幾個方面的措施:

①開展三維地震資料重采集、重處理工作。由于某些地區(qū)地震資料已是10年前甚至更早時間采集和處理的，其品質(zhì)已不能滿足儲層描述的精度要求，為提高地震資料品質(zhì)，應結(jié)合油田地質(zhì)特點，以地震資料突出問題為突破方向，開展采集、處理、解釋一體化地震資料目標處理。

②加強時深關(guān)系研究。對于平面速度變化不大的區(qū)域，通常做法是利用多口井時深關(guān)系數(shù)據(jù)擬合建立區(qū)域平均時深關(guān)系，但該方法忽視了速度關(guān)系縱向變化。為盡可能消除縱向時深關(guān)系變化造成的構(gòu)造形態(tài)變化，應分段建立時深關(guān)系曲線。圖4為PL19-3油田時深關(guān)系分段擬合圖，該油田實鉆開發(fā)井井點證實使用分段建立時深關(guān)系的方法可使流體界面深度誤差平均減小26%。對于平面速度有變化的區(qū)域，應引入地質(zhì)模型(地震反射層、斷層面)來約束井點速度外推，充分利用井點時深關(guān)系、構(gòu)造解釋成果來構(gòu)建高精度的三維速度模型，提高砂體頂面構(gòu)造形態(tài)的精度［8-9］。

圖4 PL19-3油田時深關(guān)系分段擬合圖

③提高地震反演資料精度。根據(jù)不同區(qū)塊、不同地質(zhì)目標，充分利用地質(zhì)、測井等資料進行綜合分析與評價，開展多井標定、儲層反射特征精細研究，優(yōu)選儲層反演方法和參數(shù)，利用分頻、高頻拓展處理［10-11］等先進技術(shù)提高地震資料的分辨能力，加強薄互層砂體儲層識別和描述;對于縱向儲層特征、地球物理特征變化較大的地區(qū)，應分段采用不同的反演參數(shù)，最后利用嚴格的模型約束建立高精度反演數(shù)據(jù)體［12-15］。

④建立相控砂體描述工作思路和流程。在儲層定量描述過程中，利用多屬性切片、河流相砂體沉積模式、層序地層學等方法，結(jié)合巖心、測井資料開展儲層展布規(guī)律、沉積韻律及對應地球物理響應特征研究，落實井點鉆遇砂體沉積微相、相鄰微相砂體展布，利用儲層描述與沉積模式相結(jié)合刻畫砂體平面、縱向疊置關(guān)系，提高儲層定量描述精度。

⑤開展儲層物性定量描述。在儲層描述基礎(chǔ)上，深入開展砂體內(nèi)部物性定量研究，確定砂體內(nèi)部連通性，有效解決“同砂不同藏”的問題，其技術(shù)思路為:針對測井資料解釋的不同儲層段物性參數(shù)，從眾多地震屬性中優(yōu)選出關(guān)系最密切、反映最敏感的少數(shù)屬性，應用井點數(shù)據(jù)擬合建立優(yōu)選屬性與儲層參數(shù)的關(guān)系式，通過地震屬性約束和井點校正預測儲層參數(shù)的平面分布，刻畫河流相儲層物性平面變化。

2.2 有效厚度

有效厚度確定主要依據(jù)砂體的頂面構(gòu)造圖、底面構(gòu)造圖及砂體厚度，結(jié)合凈毛比及流體界面編制有效厚度等值線圖，通過面積權(quán)衡方法求取。據(jù)統(tǒng)計，6個復算油田的平均有效厚度變化率為－8%～30%，分析認為單元平均有效厚度變化的根本原因取決于地震資料可分辨程度和泥質(zhì)夾層發(fā)育模式。

理論模型研究認為，儲層厚度的準確刻畫要遵循“四分之一視波長”準則，只有當砂體厚度在地震資料可分辨范圍內(nèi)，所確定的厚度才是真實可靠的，因此開展油田儲層厚度描述必須要建立準確的砂體厚度與反演資料反射特征的對應關(guān)系。分析認為，厚度介于4～20 m的砂體，實鉆時與反演結(jié)果有較好的一致性，吻合率大于90%。例如BZ34-1N油田1244砂體，在新增儲量評價階段只有3D井鉆遇油層厚度4.3 m，但從儲層反演剖面(圖5)可以看到，儲層頂、底面與反演剖面吻合程度好，3D井周邊開發(fā)井鉆后油層厚度必然加厚，在之后鉆探的C8、C9開發(fā)井鉆遇油層厚度分別為13.8 m和13.4 m，與鉆前預測基本一致。可見，在地震資料可分辨范圍內(nèi)，依據(jù)反演資料確定的油層厚度為儲量評價提供了準確的有效厚度參數(shù)。

圖5 BZ34-1N油田1244砂體反演剖面及對比圖

另外，河流相砂體在沉積過程中因河道側(cè)積、遷移造成隔夾層發(fā)育，如何確定砂體不同位置凈毛比、精細刻畫夾層展布成為儲量評價及高效開發(fā)的關(guān)鍵。在新增儲量評價階段，1個砂體往往只有1口井鉆遇，在編制油層有效厚度等值線過程中采用的凈毛比通常是鉆遇井的單井數(shù)據(jù)，而沒有考慮凈毛比的平面變化，造成儲層有效厚度不確定性加大。例如，BZ28-2S油田1195砂體，在新增儲量評價階段3口井井點鉆遇凈毛比為0.8～1.0，開發(fā)井鉆后證實探井井點之外泥質(zhì)夾層發(fā)育，平均凈毛比只有0.7，復算后儲層平均厚度減小2.9 m，有效厚度減小導致儲量減小425萬m3。

為合理確定單元有效厚度，就必須先明確砂體平面凈毛比變化，即進行泥質(zhì)夾層發(fā)育模式研究。結(jié)合油田開發(fā)中后期階段開展的泥質(zhì)夾層定量描述技術(shù)，提出了如下研究思路:①依據(jù)鉆井資料、測井資料明確泥質(zhì)夾層發(fā)育類型，研究夾層在地震反演剖面上的響應特征;②通過類比同一區(qū)域資料優(yōu)選出對夾層反映敏感的地震屬性，分析地震屬性與凈毛比的相關(guān)度，應用井點數(shù)據(jù)建立地震屬性值與砂體凈毛比的關(guān)系式;③通過地震屬性約束和井點校正預測出凈毛比的平面分布，實現(xiàn)砂體凈毛比的定量描述。上述研究思路已應用于BZ34-2/4油田3D井區(qū)儲量評價中，所預測的砂體有效厚度與評價井鉆探結(jié)果基本一致，但還需要針對不同類型、不同區(qū)域的河流相油藏開展進一步的研究和實踐。

3結(jié)論

(1)通過對渤海海域6個已進行儲量復算的新近系河流相油田儲量變化綜合分析認為，容積法儲量計算中含油面積和有效厚度是引起儲量變化的關(guān)鍵儲量參數(shù);含油面積參數(shù)取值精度主要取決于流體界面的合理確定和儲層定量描述精度，有效厚度參數(shù)精度取決于地震資料可分辨程度和泥質(zhì)夾層發(fā)育模式。

(2)在合理評估測壓資料適用性的前提下，壓力資料的應用可以有效解決探井未鉆遇流體界面的問題;針對目的層段不同構(gòu)造、儲層特征進行高分辨率地震資料采集、處理和反演是提高儲層描述精度的關(guān)鍵，在儲層描述過程中開展相控砂體描述及儲層內(nèi)部物性定量描述有利于提高含油面積參數(shù)取值精度。

(3)開展油田儲層厚度描述必須要建立準確的砂體厚度與反演資料反射特征對應關(guān)系，泥質(zhì)夾層和凈毛比的定量研究有利于提高有效厚度參數(shù)的取值精度。

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(編輯:楊濱)

An analysis of the reserves parameter accuracy in Neogene fluvial oilfields，Bohaiwater

Wang Shaopeng Yang Qinghong Guo Tie’en Xu Pin Mu Pengfei Huang Jianting
(Bohai Oilfield Exploration and Development Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

In terms of the reserves variations after revisios in six developed Neogene fluvial oilfields，Bohai water，the accuracy of reserves parameters was analized for these oilfields．The results have indicated that oil-bearing area and net pay thickness are the key parameters to affect reserves estimates，with their caused variations of reserves up to 80%and 10%respectively．The variation of oil-bearing area is caused mainly by the fluid contact changes and the reservoir description accuracy，and the net pay thickness may change because of the reliability of seismic inversion data and the feature of argillaceous interlayers．Based on identifying the key reserve parameters and their accuracy impacts，a strategy to increase the accuracy of reserve parameters in the current period is presented，which may be favourable to improving reserves estimate and development efficieny．

Bohai water;Neogene;fluvial oilfield;reserves parameter;accuracy analysis;strategy

王少鵬，男，工程師，主要從事開發(fā)地質(zhì)和儲量評價研究工作。地址:天津市塘沽區(qū)609信箱(郵編:300452)。E-mail:wangshp4@cnooc．com．cn。

2012-07-17