塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油气藏储量计算方法

赵宽志，张丽娟，郑多明，孙崇浩，党青宁（中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院）

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油气藏储量计算方法

赵宽志，张丽娟，郑多明，孙崇浩，党青宁
（中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院）

摘要：为科学合理地开展储量评估以指导后期的勘探开发，避免储量评估出现较大偏差，以塔里木盆地哈拉哈塘油田某区块缝洞型碳酸盐岩油气藏为例，研究碳酸盐岩准层状油藏缝洞雕刻及储量计算方法。利用基于高精度三维地震的缝洞量化雕刻技术确定储量计算参数；利用地震反射特征的敏感属性及门槛值，结合高置信度的井震联合反演技术分别刻画洞穴型、孔洞型、裂缝型3类储集层的含油面积、有效厚度及有效孔隙度参数。依据容积法，求取不同储集层类型的储量，再由实钻井进行动态采收率的标定。该方法用于非均质性极强的缝洞型碳酸盐岩油气藏的储量计算及方案编制，可实现储量的有效动用。图10参12

关键词：塔里木盆地；缝洞型碳酸盐岩油气藏；储量计算；缝洞量化雕刻；动态采收率；储集层类型

0　引言

碳酸盐岩储集空间主要为洞穴、孔洞、裂缝，大小不均，分布复杂，储集层非均质性极强。储集类型为洞穴型、孔洞型、裂缝型。油气层普遍具准层状分布、大面积含油、局部富集的特征，不同于一般的碎屑岩油气藏[1-3]。实践表明，利用井控法计算的碳酸盐岩储量呈现出含油气面积大、地质储量大、可采储量低、动用程度低的特点，因此针对均质砂岩储集层的储量研究方法及思路不适用于非均质性极强的碳酸盐岩[4]。根据碳酸盐岩储集层及油藏的特殊性，本文在平面上根据出油井点和储集层预测确定含油气面积，纵向上根据录井、测井、测试及储集层预测资料综合确定油层厚度，利用缝洞雕刻等技术对储集层空间上的展布特征进行刻画，通过高置信度的井震联合反演对缝洞雕刻体积进行量化[5-6]，以避免储量计算结果出现较大偏差。通过对哈拉哈塘油田某区块探明储量的计算，初步形成了针对塔里木盆地碳酸盐岩准层状油藏的缝洞雕刻及储量计算新方法——缝洞雕刻容积法[7-11]。

1　缝洞雕刻容积法流程

塔里木盆地碳酸盐岩缝洞型储集层非均质性极强，通过地震储集层雕刻，可提高储集层预测与识别精度。雕刻方法包括：①地震属性体与地震反演体相结合的缝洞雕刻；②地质建模的地震缝洞雕刻。本文主要介绍第②种方法，该方法将地质建模思路引入到地震缝洞体储集层雕刻中，依据保真地震数据体，结合储集层井震标定识别出有效储集层的地震反射特征并进行分类；在地震敏感属性体优选与雕刻门槛值测试的基础上，雕刻出不同类型储集层地震相三维几何形态；通过建模技术得到雕刻区缝洞体三维几何结构模型，结合油藏地质认识划分缝洞带（或缝洞单元）；在单井测井建模与地震波阻抗约束建模基础上，结合缝洞体三维几何结构模型，得到缝洞体有效孔隙度地质模型；利用积分法计算储量单元的有效储集空间，同时编制出储量计算单元的不同储集层类型的面积、有效厚度及有效孔隙度平面图（见图1）。

图1　地震属性体与地震反演体相结合的储集层雕刻流程

2　缝洞雕刻容积法储量参数的确定

缝洞雕刻容积法是计算碳酸盐岩缝洞型油气藏储量的主要方法。该方法在碳酸盐岩缝洞体雕刻的基础上，结合储量级别要求确定储量计算单元：探明储量以缝洞系统为计算单元，控制储量以缝洞带为计算单元，预测储量以区块为计算单元，并按不同储集层类型分别计算。

区块指受勘探领域选择的主控因素控制，具有同一储盖组合、同一相带或者同一构造背景的碳酸盐岩区带，可作为预测储量计算的基本单元。缝洞带指受相似或同一岩溶背景（构造、断裂、地貌、水系、沉积相带）控制、具有较大延展规模的缝洞发育带，可作为控制储量计算的基本单元。缝洞系统指受同一岩溶发育背景控制，由相关联的孔洞、洞穴、裂缝所构成的空间缝洞集合体，可作为探明储量计算的基本单元。

2.1 含油气面积的确定

充分利用地震、钻井、测井和测试等资料，综合研究油、气、水分布规律和油气藏类型，依据三维缝洞体雕刻成果编制反映储集层特征的不同类型储集层分布平面图，在此基础上确定各类储集层含油气面积。

首先确定工区面积：采用缝洞雕刻技术预测工区面积边界，当边部有效出油井到预测含油气边界距离过大（≥3 km）时，以有效出油井外推1.5倍开发井距（开发井距1 km）划定工区面积边界。

在工区面积确定的基础上，依据缝洞雕刻及井震标定成果，扣除工区面积内的不利区（水井、干井），分别刻画出洞穴型、孔洞型、裂缝型（储量计算通常分这3种储集层类型计算，由于裂缝和孔洞伴生，测井很难区分，所以常简化为洞穴型和裂缝-孔洞型2类）储集层的含油气面积。

2.1.1 缝洞体地震反射特征识别

当碳酸盐岩储集体发育达到一定规模时，在地震叠后数据体上常表现为由波谷—波峰组成的低频率、较强振幅反射，即串珠状反射。该反射反映大型洞穴、缝洞集合体、裂缝密集带的整体地震特征，可利用敏感属性振幅梯度进行识别与刻画。当碳酸盐岩储集体平面分布远大于纵向时，在地震叠后数据体上常表现为低频率、强波谷/峰反射，即片状强反射，可利用敏感属性振幅能量进行识别与刻画。当碳酸盐岩储集体规模较小时，在地震叠后数据体上表现为杂乱反射特征，可利用反映地震反射振幅变化的地震不规则结构属性（反射紊乱系数）及相干属性识别与刻画。裂缝可利用敏感属性曲率和相干属性识别与刻画。

2.1.2 缝洞体几何结构建模

在地震几何属性和地震相分析的基础上，分别获得反映不同地震反射特征的地震敏感属性及门槛值，建立由缝洞连通体和杂乱相组成的岩溶缝洞系统几何结构模型。根据同一网格串珠相优先，片状相其次，杂乱相和裂缝相最后的原则，将串珠、片状、杂乱相和裂缝通道相合并成为岩溶缝洞体几何结构地质模型（见图2）。在该地质模型的基础上根据网格是否相连进行搜索，求得缝洞连通体（见图3）。

2.1.3 储集层地质模型及孔隙度模型

图2　哈拉哈塘油田某区块奥陶系岩溶缝洞几何结构地质模型

统计单井储集层类型与波阻抗的关系，在地震波阻抗属性体的约束下，采用协同克里金模拟方法建立储集层类型地质模型，通过三维几何结构地质模型的约束，得到缝洞体储集层地质模型（见图4）。储集层地质模型建立后，利用测井解释孔隙度数据，分析每一种类型储集层的孔隙度分布情况，建立各类储集层的孔隙度-波阻抗交会关系。将波阻抗属性体和储集层类型模型作为空间约束，采用协同克里金模拟方法建立各类储集层的孔隙度模型，最终结合缝洞连通体结构模型得到缝洞连通体的孔隙度模型（见图5）。

2.1.4 储集层类型界线确定及划分

图3　哈拉哈塘油田某区块奥陶系岩溶缝洞几何结构连通体模型（同一颜色代表同一连通体[12]）

图4　哈拉哈塘油田某区块奥陶系岩溶缝洞体储集层地质模型

图5　哈拉哈塘油田某区块奥陶系岩溶缝洞连通体孔隙度模型

由于洞穴型储集层与裂缝-孔洞型储集层具有不同的储集、渗流和产能特征，因此本次研究根据钻井资料、测井评价结果、反演成果、地震相和试油结论，综合确定洞穴型储集层与裂缝-孔洞型储集层之间的划分界限。在实际研究中采用测井统计、反演法和地震相3种方法分别研究，互相验证。

由哈拉哈塘油田某区洞穴型储集层与裂缝-孔洞型储集层最大孔隙度和平均孔隙度交会图（见图6）可知，就平均孔隙度而言，92%的洞穴型储集层井点处孔隙度大于5.2%，87%的裂缝-孔洞型储集层井点处孔隙度小于5.2%；就最大孔隙度而言，92%的洞穴型储集层井点处孔隙度大于7.6%，75%的裂缝-孔洞型储集层井点处孔隙度小于7.6%。综合考虑以平均孔隙度5.2%为二者界限。

2.1.5 探明含油面积、有效厚度及有效孔隙度的确定

图6　哈拉哈塘油田洞穴型储集层与裂缝-孔洞型储集层平均孔隙度与最大孔隙度交会图

在工区面积确定的基础上，探明储量计算单元（缝洞系统）主要依据储集层集中发育区进行划分，哈拉哈塘油田某区共划分为8个缝洞系统（见图7）。

结合勘探实践，串珠或片状反射部位钻井大部分发生钻井液漏失及放空，认为孔隙度大于等于5.2%的串珠和片状反射为洞穴型储集层，孔隙度为1.8%～5.2%的串珠、片状、杂乱反射为孔洞型储集层。将孔隙度地质模型平面投影即得到洞穴型储集层（见图7）和孔洞型储集层（见图7）的平面分布范围。参考洞穴型、孔洞型储集层的分布范围，依据相干加强裂缝预测结果圈出裂缝集中发育区为裂缝型储集层（见图7）的平面分布范围。除去水井及干井所在缝洞体面积即得到含油面积。

利用缝洞连通体孔隙度模型，积分可求取洞穴型储集层的有效厚度及有效孔隙度（见图8、图9）。孔

图7　哈拉哈塘油田某区块奥陶系探明储量含油面积图

图8　哈拉哈塘油田某区块奥陶系洞穴型储集层有效厚度平面图

洞型储集层有效厚度及有效孔隙度求取方法同上。裂缝型储集层的有效厚度及有效孔隙度利用井点测井值采用龟背法加权求取。

2.2 储量计算中油层底界的确定

碳酸盐岩准层状油气藏地质储量计算需要确定油层厚度。依据钻录井、测井、测试资料，基于区域油气产层段厚度变化规律综合确定油气层底界。

图9　哈拉哈塘油田某区块奥陶系洞穴型储集层有效孔隙度平面图

对于探明含油气面积，要求有1/3预探及评价井钻穿有效厚度，平面分布较均匀，能控制油气水界面；对于控制含油气面积，要求本区及邻区有1/3预探及评价井钻穿计算油层底界，基本控制油气水界面；对于预测含油气面积，如果本区钻井未钻穿计算油层底界，可参考邻区资料。

哈拉哈塘油田某区块以储集层顶面作为油层顶面，以油气层集中发育段作为垂向计算单元。井区储集层集中分布于储集层顶面以下100 m左右范围内；录井表明储集层顶面以下70 m附近油气显示活跃；测井解释的油层底界主要集中在油层顶面以下70 m之内，且有7口井的测井解释油层底界远大于70 m；测试资料表明，测试底界在70 m范围内的井均获得工业油气流，且有测试底界远大于70 m的3口井测试获得工业油气流；参考邻区塔河油田的油层厚度变化趋势，综合分析，油层底界确定为70 m（见图10）。

由于本地区油藏类型为受岩溶储集层控制的准层状油藏，取统一的油层底界进行计算。实际研究过程中，也可按不同缝洞带、缝洞系统自身的油层底界分别进行计算。

图10　哈拉哈塘油田某区块奥陶系油藏钻揭油层底界综合对比图

2.3 其他储量参数的确定

饱和度、地面原油密度、原油体积系数等参数在区块、缝洞带及缝洞系统划分的基础上按平均值法、龟背法、等值线面积权衡方法求取。

2.4 采收率确定

采收率采用动态标定法确定。哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性极强，不同储集层类型水体发育都具差异性，导致试采特征差异较大。优选试采时间较长且具有代表性的井，根据动静态特征综合判断单井储集层类型，利用缝洞雕刻容积法计算单井地质储量，再利用产量递减法计算单井最终可采储量，最后根据可采储量占地质储量的百分比，计算不同类型储集层的平均采收率。

3　结语

通过缝洞几何轮廓的雕刻及区块、缝洞带、缝洞系统的划分，明确了缝洞体的空间分布特征；利用实钻井的纵向油气分布规律确定油层底界，在油气分布规律认识基础上利用储集层量化雕刻技术更加准确地划定含油气面积并确定有效厚度及有效孔隙度等储量参数；利用实钻井进行动态采收率的标定，将地质认识指导下的勘探评价与储量研究衔接起来，是目前科学合理开展缝洞型碳酸盐岩油气藏储量评估，以更好地指导后期的方案编制及勘探开发，实现储量的有效动用，避免出现较大偏差行之有效的方法。

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（编辑 郭海莉）

A reserve calculation method for fracture-cavity carbonate reservoirs in Tarim Basin, NW China

Zhao Kuanzhi, Zhang Lijuan, Zheng Duoming, Sun Chonghao, Dang Qingning
(Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China)

Abstract:To avoid big deviation in reserve estimation and make scientific and reasonable reserves to guide the exploration and development of fracture-cavity carbonate reservoirs, a new three-dimensional reservoir space description and reserve calculation method for layered, fracture-cavity carbonate reservoirs is used to calculate the reserves of X block in the Halahatang oilfield in the Tarim Basin. In the method, the reserve calculation parameters are worked out by quantitative spatial delineation based on high precision three-dimensional seismic data; the high confidence well-seismic inversion and sensitive attributes and threshold value are used jointly to delineate the oil-bearing area, effective thickness and effective porosity of the cavity, vug and fracture reservoirs. The reserves are calculated with the volumetric method, and the dynamic recovery of different types of reservoirs is calibrated by actual drilling data. This method is suitable for reserve estimation and development program making of fracture-cavity carbonate reservoirs with strong heterogeneity.

Key words:Tarim Basin; fracture-cavity carbonate reservoir; reserve calculation; quantitative space delineation; dynamic recovery; reservoir type

收稿日期：2014-08-25 修回日期：2015-02-09

作者简介：第一赵宽志（1979-），男，黑龙江安达人，中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院高级工程师，主要从事碳酸盐岩油气藏勘探开发工作。地址：新疆库尔勒，中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院碳酸盐岩中心，邮政编码：841000。E-mail: z223319@sohu.com

DOI:10.11698/PED.2015.02.17

文章编号：1000-0747(2015)02-0251-06

文献标识码：A

中图分类号：TE344