油藏评价阶段造成探明储量计算偏差的主要因素分析.pdf

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1、 第 17卷 第 6期 油 气 地 质 与 采 收 率 Vo.l 17,No.6 2010年 11月 Petroleum Geology and Recovery Efficiency Nov.2010 油藏评价阶段造成探明储量计算偏差的主要因素分析鲁国明(中国石化股份胜利油田分公司,山东 东营 257000)摘要:针对胜利油区油藏评价阶段探明储量计算出现偏差的区块(单元),对比储量复算前后各项储量参数的变化,分析各项储量参数变化对储量变化影响的大小,确定造成储量偏差的首要参数,进一步分析造成该参数发生偏差的主要影响因素,确定了造成油藏评价阶段探明储量计算偏差的 4项主要因素,即油藏认识、地震

2、资料、井控程度和试油(采)资料。选取 4个典型油藏,对造成油藏评价阶段探明储量计算偏差的主要因素分别进行了进一步的解剖分析,对今后探明储量计算中避免类似问题的发生具有很好的借鉴意义。关键词:探明地质储量;偏差因素;油藏认识;井控程度;地震资料;试油(采)资料中图分类号:TE112.31文献标识码:A文章编号:1009-9603(2010)06-0030-05 油藏评价阶段探明储量计算既是对前期勘探发现储量的综合评价,又是下步开发方案编制和实施的基础,对油藏从前期的勘探发现到进一步的开发建产起到了承上启下的作用。但是,受该阶段资料录取程度、各种原始资料分析和认识程度的限制,油藏评价阶段对油藏的认

3、识还不够全面,计算的探明储量不可避免地会存在偏差,分析产生偏差的主要因素对于在勘探阶段明确工作的重点、最大限度地减少工作量投入和提高储量计算的精度具有十分重要的意义。1 主要偏差因素通过对 2004年底以前上报的济阳坳陷胜利油区 67个油田 839个区块(单元)探明储量上报后的开发井钻探情况和油藏储采关系的分析,选择其中32个油田的 73个油藏评价阶段计算原始地质储量可能存在偏差的区块(单元)进行了地质储量重新计算,对比重新计算前后含油面积、有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度等各项储量参数变化,分析每项储量参数变化对储量变化产生的影响,按照造成储量偏差大小排队后,确定了每个单元造成储量偏差的首要

4、储量参数 1-3。深入分析造成该参数发生偏差的主要因素,按核减储量和增加储量分别统计各主要影响因素引起的储量变化占总储量变化的比例,大体归纳为油藏认识、地震资料、井控程度和试油(采)资料 4个方面,其他因素如有效孔隙度、含油饱和度解释和参数取值方法等造成储量计算偏差的情况不太明显,不是主要因素(表 1)。表 1 储量变化影响因素 变化原因影响储量百分比,%核减储量增加储量油藏认识20.430 地震资料15.400 井控程度16.8612.03试油(采)资料未试油15.5157.07试油不够26.495.23其他5.3125.672 典型油藏解剖2.1 油藏认识因素油藏特征认识偏差引起储量计算失

5、误是评价阶段比较容易发生的一种问题。比较常见的是由于对储层的沉积特征和油藏的控制因素认识出现偏差,将零散分布、具有各自独立油水系统的岩性油藏误判为具有统一油水界面的构造油藏,储量计算时容易误认为油层大面积连续分布,按最低部位油层井收稿日期:2010-09-13;改回日期:2010-10-19。作者简介:鲁国明,男,高级工程师,博士,从事储量综合研究和管理工作。联系电话:(0546)8557333,E-mai:l dzclgm slo.f com。第 17卷 第 6期鲁国明:油藏评价阶段造成探明储量计算偏差的主要因素分析落实的边界圈定含油面积,造成储量计算结果偏大。五号桩油田渤 97块位于济阳坳

6、陷沾化凹陷东北部的孤北洼陷带东部,主要目的层沙二段为一套湖泊相的滩坝砂岩沉积,1982年在二维地震资料的基础上,利用 7口井资料,按构造油藏认识,上报探明含油面积为 9.1k m2(图 1),探明未开发石油地质储量为 252 104t。截至 2004年 12月底,该块共完钻井 31口,获工业油流井 23口,取心井 9口。原含油面积内有部分新完钻开发井落空,综合各方面的资料,在新的地质研究成果的基础上,重新计算沙二段探明含油面积为 2.3km2(图 1),石油地质储量为50 104t。石油地质储量减小 80.2%。图 1 五号桩油田渤 97块复算前后探明含油面积对比 分析发现,引起储量计算结果发

7、生重大偏差的主要因素是油藏认识的变化。1982年,由于资料较少以及对该类滩坝砂岩储层沉积规律认识不足,对储层平面分布的不稳定性认识不够,认为油层平面分布稳定,油藏主要受东、南 2条边界断层控制,油藏类型为构造油藏。但是通过对该区新的三维地震资料解释成果、开发井钻探、开发生产动态等资料的综合研究后发现,该区湖泊相滩坝砂岩储层平面不连续、变化较大,造成局部砂体分布,同时区内发育多条原二维地震资料未解释出的小断层,使该块形成了 5个局部含油区域。油气成藏受岩性边界和断层双重因素控制,主控因素为岩性边界,结合近年济阳坳陷其他地区湖泊相滩坝砂岩油藏的研究成果 4-5,确定油藏类型为岩性油藏。这种认识上的

8、变化造成含油面积圈定原则、方法和结果发生了较大变化。油藏储量计算偏差分析表明,油藏评价阶段,油气成藏控制因素和油藏类型的认识成为影响储量计算精度的一项重要因素。对于油藏控藏因素可能存在不确定性的部分油藏,必须充分结合本地区类似油藏的研究成果,通过加强沉积相、地震精细构造解释、储层预测以及钻井资料、测试资料的综合研究,进一步落实储层的沉积特征、油层的连通性和成藏主控因素,合理确定油藏的类型,有效地避免储量计算的偏差。2.2 地震资料因素地震资料解释不当引起储量计算偏差主要体现在地震资料构造解释和储层描述出现偏差。昌 4断块位于昌潍坳陷灶户断鼻构造的西南翼,目的层为孔一段。1994年在完钻 6口井

9、的情况下,利用二维地震资料解释该块为南侧受昌 4断层、东侧受昌 27断层控制的简单断块构造,按最低部位的昌 4井解释油层底界圈定含油面积为 2.50k m2,计算探明石油地质储量为 282.00 104t。1997年投入开发后,增加新井 9口,原含油面积内新完钻的昌 4-斜 6、昌 4-斜 8钻遇水层,昌 4-斜 5井钻遇断层,认识发生重大变化。结合钻井资料,利用三维地震资料重新落实构造。与 1994年计算储量时相比,构造有很大的变化(图 2),不但边界断层昌 4北断层和昌 27东断层发生了变化,而且断块内部增加了一条东南倾、落差超过 40m 的断层和多条小的分割断层,将昌 4块分割成多个小断

10、块,使得构造进一步复杂化,断块类型由简单断块变成了复杂断块。按照新的认识,重新计算含油面积为 0.97km2,石油地质储量为 68.45 104t。含油面积减少 1.83k m2,石油地质储量减少 75.7%。引起该块储量计算结果发生重大偏差的主要原因是地震资料构造解释特别是关键的控制性断层的解释出现了偏差。统计结果也表明,对于类似的断块油藏的储量计算,构造解释偏差特别是内部有分#31#油 气 地 质 与 采 收 率2010年 11月 图 2 潍北油田昌 4断块复算前后探明面积对比隔作用的断层的解释偏差是储量计算出现偏差的主要原因。因此,结合井与井之间油水关系、生产状况、压力变化等进行的精细构

11、造解释是避免这类油藏储量计算出现重大偏差的关键。对于岩性油藏,由于地震资料解释失误引起储量计算偏差主要表现在储层描述方面,即将颁布的 5海上石油天然气储量计算规范 6在其附录中对地震资料储层描述进行了特别的限制要求,严格执行该附录的要求和采用符合目标油藏地质、地震资料特点的有效描述方法 6-7,可以大大减少地震资料储层描述失误给储量计算造成的偏差。2.3 井控程度因素井控程度是评价油气藏储量计算结果可靠程度的重要标志之一。多个油藏的研究实例分析表明,井控程度不够引起储量计算偏差主要表现在已完钻井对油层变化控制不够和对构造油藏的精细构造变化落实不够 2个方面。桩 241块位于济阳坳陷沾化凹陷东北

12、部的孤北洼陷带东部,主要目的层系为沙三段下亚段二砂组。1999年按构造-岩性油藏认识,认为该块为一个单一油砂体,面积内没有发现统一油水界面,满砂体含油,南、北以断层为界,东部为砂体尖灭线,西部为砂体有效厚度零线,上报探明含油面积为 2.7k m2,石油地质储量为 149 104t。储量上报时,原含油面积内仅钻井 2口(图 3)。截至 2005年底新增钻井 8口,其中桩 241-1井外扩的滚动开发井桩 241-2、图 3 五号桩油田桩 241块复算前后探明面积对比桩 241-斜 2b、桩 241-斜 3井均落空未钻遇油层,其他井钻遇的油层厚度也变化很大。结合新钻井资料重新落实区块内构造后,发现微

13、构造发生变化,中间存在的微构造鞍部更加明显,将桩 241、桩 241-1这 2个井区分成各自具有独立油水界面的南、北 2块,据此圈定含油面积为 0.91km2,面积减小 1.79km2。同时,新钻井资料显示单井有效厚度也有所减少。原储量计算时面积内桩 241、桩 241-1井有效厚度分别为 21.9,11.3m,平均有效厚度为 16.6m,面积权衡后有效厚度为 9.1m;新井钻遇有效厚度为 1.912.0m,面积内 6口井平均有效厚度为 9.4m,面积权衡区块有效厚度为 5.85m,减小 3.25m。计算石油地质储量为 32.26 104,t 比原上报储量减少了 116.74 104,t 减少

14、 78.3%。#32#第 17卷 第 6期鲁国明:油藏评价阶段造成探明储量计算偏差的主要因素分析从该块前后 2次研究结果的对比分析可以看出,1999年上报储量时的井控程度不足以控制区内油层变化和微幅度构造变化,是造成该油藏储量计算出现偏差的主要原因。由于不同类型的油气藏复杂程度差别很大,因此,为了确保探明储量计算结果的精度需要钻探控制井的要求也不一样 7,明确说明每个油藏最低井控程度要求是一件困难的事,必须结合油藏的沉积特点和主要成藏控制因素来研究。但是,构造油藏用于落实构造形态、流体边界、控制平面油层厚度变化的关键井,岩性油藏用于落实岩性边界、储层厚度平面变化的关键井,应该是探明储量计算原则

15、上必须要完成的最低要求井。2.4 试油(采)资料因素试油试采资料不够引起储量计算偏差最直接的表现就是造成油层判识失误。虽然油层判识可以通过钻井取心、测井、生产测试等多种方法实现 1,但生产测试应该是最直接和最有说服力的方法 8-10。研究表明,储量计算过程中造成油层判识失误和储量计算偏差的主要原因有 2大类:早期在试油(采)资料缺失的情况下,仅凭借录井或钻井取心的油气显示和测井分析解释油气层、计算储量;关键层(界限层)试油(采)资料缺失,油层判识标准不准确,造成油层判识失误和出现储量计算偏差。渤南油田的义 61块沙三段 4砂组油藏,1984年计算探明石油地质储量时,面积内的义 66、义 77等

16、井的目的层段在没有获得试油资料的情况下,虽然电性相对较低,但考虑到钻井均有油斑以上显示,参考该油田其他区块制定的电性标准解释为油层或油水同层,据此计算沙三段 4砂组含油面积为 8.6km2,平均有效厚度 13.7m,探明石油地质储量为962 104t。投入开发后新完钻的义6-4-12、义6-4-8、义 6-6-8井的构造位置均比义 77井高,试采均为水层,利用新的试油(试采)资料对该块的电性标准进行修订后,油层和油水同层电阻率标准提高,义66、义 77等井均重新解释为水层。根据新的电性标准,对全区 45口井进行重新认识,重新圈定含油面积为 3.83km2(图 4),平均有效厚度为 8.5m,计

17、算石油地质储量为 266.56 104t。图 4 渤南油田义 61块复算前后探明面积对比 分析认为关键层(界限层)试油(采)资料缺失,借用的油层判识标准偏低,是造成该块储量计算偏差的主要原因。相反的情况也多次出现过,由于关键层(界限层)试油试采缺失,油层判识标准确定偏高,油层大量漏失,造成储量计算严重偏低。因此,取得主要目的层有代表性的稳定产能资料和界限层可靠的单层试油资料是确保探明石油地质储量计算可靠性的又一个主要的前提条件。在实际操作过程中,当未取得主要目的层有代表性的稳定产能资料和界限层可靠的单层试油资料时,应该谨慎对待开展的储量计算及取得的结果。3 结束语在油藏评价阶段,由于资料录取和

18、认识方面的原因,储量计算结果不可避免地会存在一定的偏差,研究结果表明,油藏类型认识偏差、井控程度不够、关键层的试油(采)资料缺失、低精度地震资料及其#33#油 气 地 质 与 采 收 率2010年 11月 产生的构造解释和储层预测失误是造成储量偏差的4个主要因素。因此,在油藏评价阶段的探明储量计算中必须深刻理解储量规范对油藏认识、合理井控、地震资料应用、关键层的测试等方面的要求,深入研究目标油藏的沉积、成藏特点和地球物理特性,针对影响储量精度的上述主要因素开展工作,在满足探明储量计算对油藏认识要求的情况下,用最低的评价工作量,确保储量计算的精度,最终实现评价阶段投入、产出效益最大化的目标。参考

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