黃 陽 張 彩 楊家靜 楊 光 黃嘉鑫 曾云賢 楊 帆 程 鈺 李 舫

中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

0 引言

根據(jù)2016年12月20日七部委聯(lián)合發(fā)文（國土資發(fā)【2016】192號）《自然資源統(tǒng)一確權(quán)登記辦法（試行）》以及原國土資源部辦公廳關(guān)于印發(fā)《探明儲量的礦產(chǎn)資源納入自然資源統(tǒng)一確權(quán)登記試點工作方案》的函（國土資廳函[2017]409號）的有關(guān)要求，油氣探明儲量作為重要的礦產(chǎn)資源納入自然資源統(tǒng)一確權(quán)登記工作中。近10年來，高強(qiáng)度的礦產(chǎn)資源開發(fā)利用助力經(jīng)濟(jì)社會快速發(fā)展，生態(tài)文明建設(shè)要求也越來越高，我國礦產(chǎn)資源的數(shù)量、結(jié)構(gòu)、空間分布和開發(fā)利用環(huán)境等已發(fā)生重大變化，開展全面調(diào)查，掌握真實準(zhǔn)確的礦產(chǎn)資源基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，是加強(qiáng)宏觀調(diào)控、完善產(chǎn)業(yè)政策、合理配置礦產(chǎn)資源、推進(jìn)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、優(yōu)化生產(chǎn)力布局和推動區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重要基礎(chǔ)；是大幅提升資源精細(xì)化管理水平、促進(jìn)資源節(jié)約集約高效利用，統(tǒng)一行使全民所有自然資源資產(chǎn)所有權(quán)人職責(zé)和所有國土空間用途管制的重要支撐，是落實礦產(chǎn)資源保護(hù)監(jiān)督職能的重要抓手[1-5]。目前我國的礦產(chǎn)資源儲量管理面臨著嚴(yán)峻的考驗，存在著資源統(tǒng)計制度有漏洞；立法滯后，對礦產(chǎn)資源儲量管理的規(guī)定模糊、籠統(tǒng)，沒有明確的界限和準(zhǔn)則；管理核心目標(biāo)未充分實現(xiàn)等突出性的問題[6]。面對諸多的困難和不足，中國石油西南油氣田公司作為首批試點單位，攻堅克難，對探明儲量的礦產(chǎn)資源統(tǒng)一確權(quán)方法進(jìn)行了研究，通過對中國石油西南油氣田公司113個常規(guī)氣田、2個頁巖氣田，5個油田的探明儲量情況梳理，分析不同類型油氣藏含油氣面積的確定方法，解決了關(guān)鍵的技術(shù)點。特別是對采用動態(tài)法計算的探明儲量，通過調(diào)研與研究相結(jié)合的技術(shù)思路，結(jié)合西南油氣田實際情況，進(jìn)行確權(quán)方法研究。為形成一套針對四川盆地油氣探明儲量特點的確權(quán)登記方法奠定了基礎(chǔ)，且起到引領(lǐng)性的示范作用；同時為全國油氣探明儲量的礦產(chǎn)資源統(tǒng)一確權(quán)登記辦法的最終制定提供典型案例與強(qiáng)力技術(shù)支撐。

1 探明儲量特點分析

中國石油目前有完整儲量數(shù)據(jù)庫，可以滿足國土資源部登記統(tǒng)計和探明儲量數(shù)據(jù)管理要求。目前通過公司數(shù)據(jù)庫，可以直接生成上交原國土資源部兩類庫。一類是以油氣田為單元的登記統(tǒng)計庫（提交給原國土資源部信息中心），一類是以儲量計算最小單元明細(xì)管理的探明儲量數(shù)據(jù)庫（提交給原國土資源部油氣儲量評審辦公室）。

中國石油探明儲量數(shù)據(jù)庫按四級單元管理從1949至2018年以來的探明儲量數(shù)據(jù)及相關(guān)參數(shù)。內(nèi)容包括：儲量計算參數(shù)、儲層特征、油氣藏特征、流體性質(zhì)、油氣藏產(chǎn)能分析?；究梢詽M足原國土資源部目前探明儲量備案和登記統(tǒng)計要求。以上工作為本次油氣探明儲量的礦產(chǎn)資源確權(quán)打下了良好的基礎(chǔ)。

截至2018年底，西南油氣田公司需要確權(quán)的油氣田有120個（含頁巖氣田，不含合川氣田），其中氣田115個，油田5個。縱向上層系多，油氣產(chǎn)層多達(dá)27個，震旦系—侏羅系均有分布。油氣田探明儲量計算單元個數(shù)多，其中，天然氣探明儲量計算單元696個（常規(guī)氣田探明儲量計算單元692個，頁巖氣田探明儲量計算單元4個）。油田計算單元6個。眾多的油氣田及計算單元，使得油氣礦產(chǎn)資源確權(quán)登記數(shù)量多、工作量大。

西南油氣田公司探明天然氣田具有構(gòu)造圈閉和裂縫圈閉數(shù)量多、復(fù)合圈閉和巖性圈閉儲量規(guī)模大的特點。對于整裝構(gòu)造型、巖性油氣藏儲層預(yù)測清晰，邊界可以圈定，采用容積法計算探明地質(zhì)儲量[7]；而裂縫型氣藏數(shù)量多，是西南油氣田的特點，在全國具有一定的代表性。裂縫型油氣藏，儲層預(yù)測困難，空間展布不清楚，采用油氣藏壓力、產(chǎn)量資料，用動態(tài)法計算探明地質(zhì)儲量[8-14]。

西南油氣田分公司目前有油氣計算單元共702個，其中5個油田共6個計算單元、2個頁巖氣田共4個計算單元、30個氣田127個計算單元采用容積法申報儲量，這部分計算單元含油氣范圍明確，申報儲量的同時已申報含油氣面積；85個氣田565個計算單元采用動態(tài)法計算探明儲量，沒有申報含油氣面積，這部分儲量占分公司總儲量的10%左右。

2 含油氣面積確定方法

為了確保在礦產(chǎn)資源統(tǒng)一確權(quán)登記中實現(xiàn)油氣探明儲量的產(chǎn)權(quán)清晰、邊界確定，需要對各油氣田的每一個計算單元含油氣面積進(jìn)行確定，進(jìn)而開展立體空間圖的繪制。針對沒有申報含油氣面積的計算單元，提出以下2類情形的含油氣面積確定方法。

2.1 申報采用容積法，其后動態(tài)法復(fù)算的氣藏

首次申報時按容積法申報，有確定的含氣面積，在復(fù)算時，采用動態(tài)法計算儲量；沒有申報含油氣面積，按照容積法申報時的含油氣面積予以確權(quán)。

以大池干井氣田萬順場區(qū)塊石炭系氣藏為例：該氣藏于1986年采用容積法申報探明儲量，2017年復(fù)算時，同時采用容積法和動態(tài)法進(jìn)行復(fù)算，其中容積法含氣面積25.81 km2，由于該氣藏已進(jìn)入開發(fā)后期，氣藏自1987年投產(chǎn)以來，已生產(chǎn)近30年，開采時間長，采出程度高，動態(tài)法儲量更可靠。所以上報動態(tài)法儲量，沒有上報復(fù)算后的面積（表1）。這種情況將申報探明儲量報告中的面積作為確權(quán)面積。

表1 四川盆地大池干井構(gòu)造復(fù)算前后對比表

2.2 動態(tài)法計算探明儲量氣田的含氣面積確定方法

2.2.1 多井裂縫型氣藏

西南油氣田的氣藏類型多樣，其中裂縫型氣藏數(shù)量多。主要分布于二疊系茅口組、三疊系長興組、嘉陵江組以及安岳、充西的須家河組。具有多井的裂縫型氣田，由于裂縫在地下的發(fā)育程度和范圍在現(xiàn)有技術(shù)條件下不能準(zhǔn)確確定，裂縫型氣藏所處層系構(gòu)造圖，基本圈住了裂縫系統(tǒng)的所有鉆井，按共圈構(gòu)造線面積確定油氣田的確權(quán)面積（圖1）。以黃家場氣田為例，該氣田嘉陵江組、二疊系長興組、茅口組、棲霞組氣藏儲集層為碳酸鹽巖，非均質(zhì)性極強(qiáng)，為多井裂縫系統(tǒng)氣藏。氣田采取滾動勘探開發(fā)，即鉆獲一個裂縫系統(tǒng)，投產(chǎn)一個裂縫系統(tǒng)，然后計算一個裂縫系統(tǒng)的儲量。目前，黃家場氣田的儲量經(jīng)多次申報、多次核算，累計上報10個儲量計算單元，天然氣地質(zhì)儲量75.18h108m3，技術(shù)可采儲量60.77h108m3，經(jīng)濟(jì)可采儲量60.77h108m3。以嘉陵江組構(gòu)造圖為背景，將黃家場氣田各層系的井投到嘉陵江組頂界構(gòu)造圖上，根據(jù)黃家場氣田的井位部署以及構(gòu)造線的展布，通過共圈構(gòu)造線圈定含氣面積50.64 km2（圖1）。

圖1 四川盆地黃家場構(gòu)造嘉陵江組氣藏裂縫系統(tǒng)確權(quán)面積圖

2.2.2 單井裂縫型氣藏及無法共圈的多井裂縫型氣藏

西南油氣田的裂縫型氣藏數(shù)量多，其中位于川南地區(qū)和川西南區(qū)的裂縫型氣藏尤為突出，在全國具有代表性。為確保產(chǎn)權(quán)歸屬清晰，需要有清晰邊界，自然資源部明確要求在“自然資源登記簿”中填寫含油氣面積。針對單井裂縫型氣藏及無法共圈的多井裂縫型氣藏，采用了“井點外推法”進(jìn)行研究（圖2）。

圖2 陽高寺氣田含氣面積圖

借鑒探明儲量申報中，在無法確定含氣邊界時，采用邊部井外推1.0～1.5倍開發(fā)井距的原則，結(jié)合西南油氣田公司碎屑巖氣藏平均開發(fā)井距1.0 km（表2）和碳酸鹽巖氣藏平均開發(fā)井距1.5 km（表3）的實際情況，推算本次確權(quán)登記中裂縫系統(tǒng)的單井控制面積為9 km2。

氣藏成熟開發(fā)期的井距對于含氣面積的劃定具有重要意義，通過對四川盆地主力產(chǎn)層典型氣藏開發(fā)中后期實際井距以及部分氣藏早—中期井網(wǎng)相對完善區(qū)域?qū)嶋H開發(fā)井距進(jìn)行統(tǒng)計，得到各個層系開發(fā)成熟期的平均井距，并以此作為確定目標(biāo)氣藏含氣面積的參考值。

經(jīng)過統(tǒng)計分析，四川盆地典型碎屑巖氣藏開發(fā)成熟期平均井距1.0 km（表2），典型碳酸鹽巖氣藏開發(fā)成熟期平均井距1.5 km（表3）。

3 結(jié)論

1)對于首次采用容積法申報探明儲量時有確定的含油氣面積，在復(fù)算時，考慮到氣藏投產(chǎn)時間長，認(rèn)為動態(tài)法更可靠，所以上報動態(tài)法探明儲量，但沒有申報油氣藏的面積。從國家管理的角度出發(fā)，申報油氣探明儲量時，是經(jīng)國家儲量評審辦公室審查認(rèn)可的含氣面積，在沒有做進(jìn)一步的相關(guān)申報工作時，油氣探明儲量礦產(chǎn)資源確權(quán)登記應(yīng)該繼續(xù)沿用自然資源部審查備案的數(shù)據(jù)，在國家的監(jiān)管下完成油氣田含油氣面積的確權(quán)工作[15]。所以，申報采用容積法，其后采用動態(tài)法復(fù)算的油氣藏含油氣面積確定，將申報探明儲量報告中的面積作為確權(quán)面積。

表2 四川盆地典型碎屑巖氣藏開發(fā)成熟期平均井距表

表3 四川盆地典型碳酸鹽巖氣藏開發(fā)成熟期平均井距表

2)針對多井裂縫型氣藏利用動態(tài)法申報探明儲量的油氣田，以黃家場氣田為例，在黃家場氣田北部和東部井控范圍不夠的情況下，不能用共圈構(gòu)造線籠統(tǒng)的圈定含氣面積；其二，沒有足夠的資料證明井之間的連通性；其三，一個氣田的某一個層系構(gòu)造圖不能代表其他層系的構(gòu)造描述，否則對含氣面積的確定是不嚴(yán)謹(jǐn)和不規(guī)范的。由此可見，共圈構(gòu)造線是不能真實反映油氣田的含油氣面積。

3)針對裂縫型氣藏，采用井點外推法，雖然不能真實反映地下裂縫延伸情況，但考慮到了裂縫型氣藏特點，與氣田開發(fā)實踐吻合，同時含氣面積的合理化確定，可保護(hù)企業(yè)權(quán)益。所以，裂縫型氣藏采用井點外推法確定含氣面積是合理的。

綜上所述，油氣田含油氣面積的確定：①針對容積法申報探明儲量的油氣田，采用探明報告中的含氣面積作為確權(quán)面積；②針對動態(tài)法申報探明儲量的油氣田，采用井點外推法確定的含油氣面積作為確權(quán)面積。