張 宇

(中國(guó)石油遼河油田分公司金馬油田開(kāi)發(fā)公司,遼寧盤錦124010)

黃沙坨油田儲(chǔ)量復(fù)算研究

張 宇

(中國(guó)石油遼河油田分公司金馬油田開(kāi)發(fā)公司,遼寧盤錦124010)

針對(duì)黃沙坨油田開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)與上報(bào)儲(chǔ)量不匹配的問(wèn)題,開(kāi)展了儲(chǔ)量復(fù)算必要性分析,并加強(qiáng)地質(zhì)和儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)研究,修正地質(zhì)認(rèn)識(shí)、找出影響儲(chǔ)量變化的主要參數(shù),從而對(duì)該區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量及可采儲(chǔ)量進(jìn)行復(fù)算。結(jié)果表明:該區(qū)火山巖儲(chǔ)層分布復(fù)雜,儲(chǔ)量上報(bào)時(shí)火山巖地質(zhì)認(rèn)識(shí)存在局限,后期鉆井揭示的儲(chǔ)層厚度和有效厚度與早期認(rèn)識(shí)差別較大,導(dǎo)致儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果存在偏差,有必要進(jìn)行復(fù)算。計(jì)算參數(shù)中有效孔隙度、含油飽和度、原油體積系數(shù)、原油密度都與上報(bào)儲(chǔ)量基本沒(méi)有差異,而含油面積和有效厚度變化較大,分別減少了30.5％和24.4％。復(fù)算后,地質(zhì)儲(chǔ)量由2171×104t減為1121.73×104t,預(yù)測(cè)可采儲(chǔ)量為147.97×104t,采收率為13.2％,地質(zhì)儲(chǔ)量減少導(dǎo)致可采儲(chǔ)量減少。研究成果對(duì)油田下步開(kāi)發(fā)策略制訂和同類油藏儲(chǔ)量復(fù)算具有一定指導(dǎo)意義。

黃沙坨油田;火山巖油藏;裂縫性;儲(chǔ)量復(fù)算

黃沙坨油田位于遼河坳陷東部凹陷中段黃沙坨構(gòu)造帶,開(kāi)發(fā)目的層為古近系沙三中下亞段火山粗面巖,為典型的裂縫—孔隙型儲(chǔ)層。油藏埋深為2650～3320m,油藏類型為塊狀邊底水裂縫型稀油油藏,地面原油密度為0.8399g/cm3,黏度為5.37mPa·s。2001年按照一套層系、300m井距正方形井網(wǎng)投入開(kāi)發(fā),2003年產(chǎn)量達(dá)到高峰值33.1 ×104t,隨即進(jìn)入遞減期,目前油田日產(chǎn)油30.3t,年產(chǎn)油1.1×104t,累計(jì)產(chǎn)油139.71×104t,綜合含水為90.2％,采油速度為0.05％,采出程度為6.4％。按照目前生產(chǎn)數(shù)據(jù)預(yù)測(cè),最終采收率僅為6.86％,與油藏實(shí)際地質(zhì)條件不符,也遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于國(guó)內(nèi)外同類油藏開(kāi)發(fā)水平。

已有研究表明[1-10],老油田開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)與上報(bào)儲(chǔ)量不匹配時(shí),開(kāi)展儲(chǔ)量復(fù)算非常必要,是將儲(chǔ)量和產(chǎn)量達(dá)到協(xié)調(diào)統(tǒng)一的有效手段。筆者通過(guò)加強(qiáng)黃沙坨油田地質(zhì)和儲(chǔ)量參數(shù)研究,對(duì)該區(qū)地質(zhì)規(guī)律認(rèn)識(shí)進(jìn)行修正,找出影響儲(chǔ)量變化的主要參數(shù),對(duì)該區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量及可采儲(chǔ)量進(jìn)行復(fù)算。

1 原儲(chǔ)量上報(bào)簡(jiǎn)況

黃沙坨油田是國(guó)內(nèi)少見(jiàn)的火山粗面巖油藏, 1999年11月該區(qū)小22井在古近系沙三中下亞段火山巖鉆遇得到良好油氣顯示,在3200～3371.2m井段測(cè)井解釋油層51.3m/4層,低產(chǎn)油層30m/2層。試油射開(kāi)3240～3288.6m井段,共34.6m/3層,用7mm油嘴自噴,日產(chǎn)油62.5t,日產(chǎn)氣8169m3,獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流,標(biāo)志著黃沙坨火山粗面巖油藏的發(fā)現(xiàn)。該區(qū)于2000年和2002年分兩次上報(bào)4個(gè)儲(chǔ)量區(qū)塊,累計(jì)上報(bào)含油面積9.3km2,石油地質(zhì)儲(chǔ)量2171×104t(表1)。

表1 黃沙坨油田E2s3中儲(chǔ)量上報(bào)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表Table1 Reserves report statistics of Huangshatuo oilfield in E2s3中

2 儲(chǔ)量復(fù)算前后資料對(duì)比

本次儲(chǔ)量復(fù)算所用資料與原儲(chǔ)量上報(bào)時(shí)有了大量增加:重新采集處理了三維地震資料、鉆井增加69口、取心井增加5口、試油井增加4口、生產(chǎn)井增加71口、巖心分析化驗(yàn)資料增加66塊次、流體分析資料增加3井次(表2)。大量新資料的加入為儲(chǔ)量復(fù)算奠定了基礎(chǔ)。

表2 儲(chǔ)量復(fù)算前后資料變化對(duì)比表Table2 Comparison of data change before and after recalculation of reserves

3 儲(chǔ)量復(fù)算必要性

黃沙坨油田儲(chǔ)量上報(bào)時(shí)資料(特別是鉆井資料)較少,加上火山巖儲(chǔ)層在三維空間分布的復(fù)雜性,導(dǎo)致當(dāng)時(shí)地質(zhì)認(rèn)識(shí)存在一定局限。后期鉆井特別是區(qū)塊北部及邊部完鉆井揭露的粗面巖厚度和有效厚度與原認(rèn)識(shí)差別較大,導(dǎo)致儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果可能存在偏差。

同時(shí),黃沙坨油田開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)與儲(chǔ)量不匹配,可能原因是儲(chǔ)量計(jì)算存在一定偏差?；谝陨蟽牲c(diǎn),有必要進(jìn)行儲(chǔ)量復(fù)算。

4 儲(chǔ)量復(fù)算及儲(chǔ)量變化原因

為使儲(chǔ)量復(fù)算結(jié)果更符合油藏地質(zhì)條件和開(kāi)發(fā)實(shí)際,主要通過(guò)油藏精細(xì)刻畫(huà)和儲(chǔ)量參數(shù)校正兩項(xiàng)研究對(duì)地質(zhì)規(guī)律認(rèn)識(shí)進(jìn)行修正,找出影響儲(chǔ)量變化的主要參數(shù),進(jìn)行地質(zhì)儲(chǔ)量及可采儲(chǔ)量復(fù)算。

4.1 地質(zhì)研究

4.1.1 構(gòu)造特征

(1)資料情況:該區(qū)最新三維地震資料為2000—2001年采集,2005年經(jīng)過(guò)疊前時(shí)間偏移處理。地震資料主頻在18Hz左右,目的層時(shí)窗內(nèi)地震資料主頻為20Hz,頻帶范圍均為8～40Hz,分辨率較高。目前,共完鉆各類井82口,平均井距為300m。該區(qū)地震資料品質(zhì)較好,井控程度較高,能夠滿足構(gòu)造解釋的要求。

(2)解釋結(jié)果:結(jié)合鉆井資料制作10口標(biāo)準(zhǔn)井合成地震記錄,精確標(biāo)定粗面巖頂界面,開(kāi)展三維構(gòu)造主、側(cè)聯(lián)線閉合解釋,解釋精度為50m× 50m,并經(jīng)任意線閉合。井點(diǎn)位置用井深校正,編制的粗面巖頂面構(gòu)造與之前相比大格局沒(méi)有變化,只是解釋斷裂更多。

4.1.2 儲(chǔ)層特征

(1)火山巖巖性識(shí)別:本區(qū)目的層為沙三中下亞段火山巖,巖性主要為粗面巖、玄武巖及粗安巖3類,巖心觀察和試油資料證實(shí),粗面巖為儲(chǔ)集巖,其他為非儲(chǔ)集巖。

(2)火山巖分布:黃沙坨地區(qū)噴發(fā)作用較為強(qiáng)烈,推測(cè)發(fā)育2個(gè)噴發(fā)中心,分別位于小22-13 -10井及小22-16-37井附近?；鹕娇诟浇置鎺r厚度較大(小22-16-37井粗面巖最厚達(dá)439m),向周邊逐漸減薄,粗面巖平均厚度為350m。

(3)孔隙類型及孔隙結(jié)構(gòu):根據(jù)巖心觀察、薄片鑒定、鑄體薄片、壓汞及常規(guī)物性分析,本區(qū)火山巖儲(chǔ)集空間具有縫洞—孔隙雙重介質(zhì),屬?gòu)?fù)合性儲(chǔ)層。壓汞曲線分為兩類:第Ⅰ類為較大孔喉型,孔隙度為10％～14％,最大進(jìn)汞量在75％左右,主要孔喉半徑為0.025～1μm,為較好儲(chǔ)層;第Ⅱ類為微小孔喉型,孔隙度一般在10％以下,最大進(jìn)汞量在50％左右,主要孔喉半徑為0.025～0.063μm?？傮w而言粗面巖儲(chǔ)層屬細(xì)喉道類型,孔喉分布不均勻,孔隙、裂縫分布具非均質(zhì)性。

儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙度為2.3％～22.0％,主要分布在3％～15％之間,滲透率為0.03～63mD,主要分布在0.1～4mD之間。粗面巖儲(chǔ)層縫洞發(fā)育,最大寬度達(dá)2mm,一般宏觀縫洞孔隙度在1％左右。

(4)儲(chǔ)層分布規(guī)律:粗面巖儲(chǔ)層從上至下均有分布。區(qū)塊南部粗面巖地層電阻率在100Ω·m左右,向北逐漸增大,北部粗面巖地層電阻率可達(dá)2000Ω·m,且高電阻率地層較厚(100～120m),表明儲(chǔ)層由南至北逐漸致密,形成有效儲(chǔ)層的能力變差。

4.1.3 油藏特征研究

(1)油藏類型:平面上油層分布受儲(chǔ)層發(fā)育及構(gòu)造(邊界斷層)控制,具有統(tǒng)一的油水界面,縱向上埋深為2550～3315m,南部油層主要發(fā)育在粗面巖頂面向下250m層段,北部油層發(fā)育在粗面巖頂面向下150m范圍內(nèi),總體屬塊狀邊底水巖性—構(gòu)造油藏。

(2)油水界面分析:前期儲(chǔ)量計(jì)算將南塊(小23塊和小25塊)油水界面確定為-3335m;北塊(小22塊)油水界面確定為-3380m。本次計(jì)算根據(jù)油藏特征及新增試油試采資料,認(rèn)為統(tǒng)一的油水界面為-3315m。

4.2 儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)研究

本次儲(chǔ)量復(fù)算仍采用容積法,在精細(xì)地質(zhì)研究基礎(chǔ)上,對(duì)儲(chǔ)量計(jì)算的各項(xiàng)參數(shù)逐一進(jìn)行分析,找出影響儲(chǔ)量變化的主要參數(shù)。

4.2.1 含油面積

(1)含油面積圈定原則:①受斷層遮擋的以斷層為界;②構(gòu)造低部位以油水界面圈定含油邊界;③油水界面以上井控程度不夠的,外推1倍開(kāi)發(fā)井井距劃定含油邊界。

(2)含油面積圈定結(jié)果:前述分析表明,該區(qū)斷層、油水界面等都發(fā)生了變化。按照圈定原則重新圈定含油面積6.46km2,與原含油面積(9.3km2)相比,減少2.84km2。

(3)含油面積減少原因:①構(gòu)造發(fā)生變化;②新規(guī)范要求,按計(jì)算線圈定,造成含油面積減少;③原上報(bào)儲(chǔ)量含油面積內(nèi)新完鉆井無(wú)產(chǎn)能;④油水界面變化(由-3380m提高為-3315m)。

4.2.2 有效厚度

(1)有效厚度解釋標(biāo)準(zhǔn)驗(yàn)證:本次利用新增加的37口井45個(gè)層的投產(chǎn)資料,驗(yàn)證了原有效厚度解釋標(biāo)準(zhǔn)準(zhǔn)確可行。

(2)單井有效厚度及全區(qū)平均厚度:應(yīng)用有效厚度解釋標(biāo)準(zhǔn)對(duì)單井有效厚度進(jìn)行統(tǒng)計(jì),在此基礎(chǔ)上應(yīng)用等值線面積權(quán)衡法計(jì)算全區(qū)平均有效厚度為63.9m,與原平均有效厚度(84.5m)相比,減少20.6m。主要原因是區(qū)塊北部鉆井、投產(chǎn)效果不理想,致使儲(chǔ)層有效厚度降低。

4.2.3 有效孔隙度

沿用原解釋模型進(jìn)行解釋,基質(zhì)孔隙度采用聲波時(shí)差解釋模型,宏觀裂縫孔隙度采用深淺雙側(cè)向法計(jì)算,有效孔隙度=宏觀裂縫孔隙度+基質(zhì)孔隙度。

對(duì)該區(qū)70口井進(jìn)行有效孔隙度解釋,單井有效孔隙度取值采用厚度權(quán)衡值,計(jì)算單元取值采用井點(diǎn)算術(shù)平均值。區(qū)塊最終有效孔隙度為10.8％(基質(zhì)孔隙度為10％,宏觀裂縫孔隙度為0.8％),與之前儲(chǔ)量上報(bào)結(jié)果(10.9％)基本一致。

4.2.4 含油飽和度

(1)解釋模型:沿用原解釋方法進(jìn)行解釋,基質(zhì)含油飽和度應(yīng)用壓汞資料法進(jìn)行計(jì)算,分別求取不同類型儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)油藏中深(2933m)的含油飽和度,取值采用孔隙體積權(quán)衡法,最終取值為41.0％。裂縫含油飽和度根據(jù)巖心觀察及經(jīng)驗(yàn)取值為95％。

(2)解釋結(jié)果:全區(qū)原始含油飽和度等于裂縫含油飽和度與基質(zhì)含油飽和度的孔隙度加權(quán)平均,公式為:

式中 Soi——原始含油飽和度;

?f——宏觀裂縫孔隙度;

Sof——裂縫含油飽和度;

?b——基質(zhì)孔隙度;

Sob——基質(zhì)含油飽和度。

全區(qū)原始含油飽和度最終取值為45.0％,與之前儲(chǔ)量上報(bào)結(jié)果(45.1％)基本一致。

4.2.5 原油密度與原油體積系數(shù)

該區(qū)原油密度縱向及平面上變化不大,依據(jù)實(shí)測(cè)取值為0.832g/cm3,與之前儲(chǔ)量上報(bào)相比(0.838 g/cm3)略有降低,原因是流體分析資料有所增加。

本次儲(chǔ)量復(fù)算原油體積系數(shù)根據(jù)小22井、小23井實(shí)際高壓物性分析數(shù)據(jù)取值為1.488,與儲(chǔ)量上報(bào)值相比沒(méi)有變化。

4.3 儲(chǔ)量復(fù)算結(jié)果及變化原因分析

4.3.1 地質(zhì)儲(chǔ)量變化

根據(jù)儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù),應(yīng)用容積法對(duì)區(qū)塊地質(zhì)儲(chǔ)量重新計(jì)算,并與之前上報(bào)地質(zhì)儲(chǔ)量進(jìn)行對(duì)比(表3)。

從表中可以看出,復(fù)算后地質(zhì)儲(chǔ)量減少1049.27×104t,影響地質(zhì)儲(chǔ)量變化的主要參數(shù)是含油面積和有效厚度,影響百分比分別為54.9％和42.3％,含油面積和有效厚度大幅減少導(dǎo)致地質(zhì)儲(chǔ)量大幅度核減。

4.3.2 可采儲(chǔ)量變化

按開(kāi)發(fā)狀態(tài)界定原則,黃沙坨油田各斷塊全部已開(kāi)發(fā)。采用動(dòng)態(tài)法對(duì)可采儲(chǔ)量進(jìn)行復(fù)核,考慮方法的延續(xù)性,取遞減曲線法(Q=2.108125-0.014247Np,其中,Q為產(chǎn)油量,Np為累計(jì)產(chǎn)油量。)計(jì)算結(jié)果,確定可采儲(chǔ)量為147.97×104t,采收率為13.2％。儲(chǔ)量上報(bào)時(shí)預(yù)測(cè)可采儲(chǔ)量為288.7×104t,采收率為13.3％。前后兩次計(jì)算采收率基本一致,可采儲(chǔ)量減少的原因是地質(zhì)儲(chǔ)量減少。

5 結(jié) 論

(1)通過(guò)精細(xì)地質(zhì)研究和儲(chǔ)量參數(shù)研究,對(duì)原地質(zhì)認(rèn)識(shí)進(jìn)行修正。

(2)地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)分析結(jié)果表明,含油面積和有效厚度是地質(zhì)儲(chǔ)量變化的主要影響參數(shù),其大幅度減少使復(fù)算后地質(zhì)儲(chǔ)量減少48.3％。

(3)按復(fù)算儲(chǔ)量評(píng)價(jià)該區(qū)目前開(kāi)發(fā)效果,采油速度為0.1％,階段采出程度為12.39％,最終采收率為13.2％,剩余可采儲(chǔ)量為8.26×104t。符合油藏地質(zhì)條件及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀。

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Research on the Reserves Recalculation of Huangshatuo Oilfield

Zhang Yu
(Jinma Oilfield Development Company,PetroChina Liaohe Oilfield Company,Panjin,Liaoning 124010,China)

Due to the development data of Huangshatuo oilfield was not matched with that of reported reserves,the necessity analysis of reserve recalculation has been carried out,and found out the main parameters affecting the change of reserves,by means of strengthening the research of geological body and the parameter of reserve,and revising the understanding of geological regularity,so as to calculate the geological reserves and technical recoverable reserves of the area again.Results showed that the distribution of volcanic reservoir was complex in this area,there was limitation in the understanding of volcanic rock geological bodies when reporting the reserves at early stage,and existed great difference between original knowledge and that of proven reservoir thickness and effective thickness by drilling in later stage,which may lead to the calculating errors of reserves,so it is necessary to calculate the reserves again.Calculation parameters as effective porosity,oil saturation,volume factor,crude oil density and reported reserves are basically no difference,but the oil area and the effective thickness have great change,i.e.they are reduced by 30.5％and 24.4％respectively,which lead to the recalculated geological reserve reduced from 2171×104t to 1121.73×104t.The technical recoverable reserves and recovery rate are predicted as 147.97×104t and 13.2％respectively,the main reason for the decrease of recoverable reserves is attributed to the decrease of geological reserves.The research results are significant for making development strategy and recalculating the reserves in similar oil reservoir in the future.

Huangshatuo oilfield;volcanic reservoir;fracture property;reserve recalculation

TE122

:A

張宇(1981年生),男,工程師,現(xiàn)從事油田開(kāi)發(fā)地質(zhì)研究工作。郵箱:xiaoyu863b@126.com。