肇州油田葡萄花油层储量复算变化原因分析方法研究

李恒双.

(大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆　163712)

截至2016年底，大庆长垣外围地区的32个油田和3个气田油环探明石油地质储量近20×108t。生油层位分布在晚白垩世嫩江组三、四段黑帝庙油层，嫩江组一段、姚家组二段及三段的萨尔图油层，姚家组一段的葡萄花油层，青山口组二、三段的高台子油层，早白垩世泉头组三、四段的杨大城子、扶余油层。探明储量主要分布在葡萄花油层和扶杨油层，分别占探明储量的45.0%、47.1%。其中，葡萄花油层以油水复杂、特低丰度、低渗透储量为主，可通过优选进行经济有效开发；扶杨油层以低孔、特低渗透储层为主，难以建立有效的驱替体系。对于特低丰度、油水复杂的葡萄花油层，目前在增加工作量后需要对不靠实储量进行核减，以减轻储量带来的负担，夯实储量基础。

1　肇州油田地质特征再认识

1.1　肇州油田储量计算情况

肇州油田自1989—2005年分4次提交葡萄花油层新增石油探明地质储量3002.13×104t，含油面积339.51 km2。肇州油田探明储量已部分开发，根据实施方案对已开发与未开发储量进行重新界定，对地质储量进行重新计算。

1.2　构造断层复杂化

肇州鼻状构造上大的断裂条带平面分布特征大致可分为两组：州5—州701井以南近南北向延伸分布为主，州5—州701井以北以北北西方向延伸为主。这反映了肇州鼻状构造发育过程中至少经历了两次大的断裂活动，其一是早期与整个盆地凹陷发育一致的由东西向拉张应力形成的近南北向分布的正断层断裂体系，其二是由坳陷后期盆地内部局部扭转应力形成的平行于肇州鼻状构造轴向分布的正断层断裂体系。这两次断裂活动使得肇州油田在构造背景下的断层更加复杂。

1.3　小型河道砂体较为发育

应用新增近1000口开发井的资料，按小层重新编制肇州油田葡萄花油层沉积微相，再认识沉积微相的展布特征[1-2]。肇州油田葡葡花油层发育三角洲外前缘和滨湖亚相，按地层沉积顺序自下而上，湖岸线逐渐向西北方向移动，水体逐渐缩小，以水下分流河道席状砂微相为主力储层；河道多呈北西向展布，宽度一般在150～250 m，延伸长度在300～1600 m，属于小型河道砂体，呈条带状、断续条带状分布，分支较少；各小层的河道展布具有一定的继承性，同时发育席状砂和河间砂等微相。

图1　肇州油田葡萄花油层沉积微相Fig.1　Sedimentary microfacies of the grapevine oil layer in Zhaozhou oilfield

2　储量计算

2.1　储量计算方法

对原储量计算单元的开发状况进行全面彻底的梳理和分类，充分利用动静态资料开展地质再认识、精细构造解释和校正、密井网沉积微相及油水分布规律认识，在此基础上重新划分储量计算单元。对于含油面积、有效厚度等关键参数的确定，通过多信息融合、多种技术手段合理圈定含油面积[3]、有效油层厚度下限以及计算储量的各参数。按照《石油天然气储量计算规范》，对肇州油田储量采用容积法计算，其计算公式如下：

N=100A×h×Φ×S0×ρ0/B0i

(1)

式中N——石油地质储量，104t；

A——含油面积，km2；

h——平均有效厚度，m；

Ф——平均有效孔隙度，%；

S0——平均油层含油饱和度，%；

ρ0——平均地面原有密度，t/m3；

B0i——平均原始原油体积系数。

2.2　储量计算结果

根据上述确定的各项储量计算参数，用容积法对各个储量计算单元分别计算，平面上葡萄花油层划分为48个计算单元，分为探明已开发、探明未开发、控制、核销4个储量类别。复算后葡萄花油层石油探明地质储量2886.10×104t，核销地质储量62.98×104t。

3　储量变化原因分析

3.1　理论公式法分析储量复算变化原因

3.1.1理论公式法

从容积法计算储量的公式可以看出，影响储量计算的因素有含油面积、油层有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、地面原油密度、原油体积系数等[4-6]。当容积法中只考虑一种变量(如面积A)的变化，而其他参数均不变时，分析某项参数的变化对储量的影响程度，可将容积法公式做如下推导：

N=100A×h×Φ×S0×ρ0/B0i

(2)

A1Q2(A2+A1)=A2Q1(A2+A1)

(3)

式中ΔQ——储量复算前后储量的变化量，104t；

ΔA——储量复算前后面积的变化量，km2；

Q2——储量复算后的地质储量，104t；

Q1——储量复算前的地质储量，104t；

A1——储量复算前的面积，km2；

A2——储量复算后的面积，km2。

3.1.2应用分析

应用上述方法对肇州油田葡萄花油层储量变化的原因进行分析[7-11]。由图2、表1可知，葡萄花油层储量变化的主要原因有两点：一是含油面积的变化导致储量减少，占总储量增减量的53.39%；二是有效厚度的变化导致储量增加，占总储量增减量的42.91%。由此可见，含油面积和有效厚度的变化是导致储量变化的主要原因。

图2　储量复算后各项参数影响比例Fig.2　Proportion of various parameters after recovery of reserves

项目储量状态含油面积/km2有效厚度/m孔隙度/%含油饱和度%原油密度/(t·m-3)体积系数/%地质储量/(104t)复算前已开发90.162.30.1980.6390.8641.0691112.36未开发249.351.70.1940.6230.8631.0691889.77小计339.511.80.1970.6380.8641.0693002.13复算后已开发223.692.20.1960.6420.8631.0692389.13未开发56.481.70.1950.6380.8641.069496.77小计280.172.10.1950.640.8631.0692886.10参数变化—-59.340.3-0.0020.002———储量增减/(104t)—-1079.37983.09-44.9219.14——-110.00影响程度/%—-53.3942.91-2.830.87———

(1)面积核销，储量减少。

图3　州1井区葡萄花油层核销面积图Fig.3　Acreage map of grapevine oil layer in well Zhou-1

图4　州1井区葡萄花油层有效厚度等值图Fig.4　Effective thickness contour map of grape flower oil layer in well Zhou-1

井号试油或措施日期(年/月/日)日产量油/t气/m3水/m3综合含水/%试油结论井3试油1999/12/23—1999/12//26009.09100水层井3试油1999/12/23—1999/12/26009.09100水层井2MFE(II)+抽汲2010/6/1—2010/6/120.444—20.4916.5低产油水层井6MFE(II)+抽汲2010/5/1—2010/5/20油花—11.4—水层

州1井区面积为4.6 km2，处于鼻状构造边部的地堑块中，砂体主要以河间砂为主。井区面积内有6口评价井，有效厚度均小于含油面积圈定的下限厚度，单井井控程度(0.77 km2/口)较高。从连井剖面上可以看出，区内井以水层或干层为主，油层发育较差或不发育，面积予以核销，导致探明地质储量减少。

(2)降级控制，储量减少。

图6　州2井区控制储量含油面积图Fig.6　Oil area map of controlled reserves in well Zhou-2

图7　州2井区控制储量有效厚度等值图Fig.7　Effective thickness contour map of controlledreserves in well Zhou-2

井号层位射孔井段/m试油或措施日期(年/月/日)工作制度日产量方式抽深或冲程油/t气/m3水/m3试油结论井10P1-21378.4～382.6试油1994/6/17—1994/6/22MFE————工业油流井13P1-5、P1-61317.2～319.8试油1994/8/31—1994/9/11压抽—3.614——工业油流

州2井区含油面积为10.54 km2，处于开发区的边部，断层较为发育。区内5口探评井的有效厚度小于圈定含油面积的下限厚度，井控制程度(2.1 km2/口)较低，试油产量均在1.0 t以上。目前技术条件下开发较为困难，需要进一步加深油藏认识，降级为控制储量面积，使得复算后的储量减少。

(3)厚度增加，储量增加。

表4　肇州油田葡萄花油层未开发单元转为已开发单元对应关系Table 4　The undeveloped unit of the grape flower oil layer in Zhaozhou oilfield is convertedto the corresponding relation table of the development unit

图8　州14井区复算前后有效厚度等值图Fig.8　Effective thickness contour map before and after recalculation in well Zhou-14

通过新完钻开发井进一步落实未开发区储层有效厚度，复算后未开发储量单元升级为已开发储量单元，有效厚度增加0.4 m，使得储量增加。

3.2　批分面积法计算复算前后储量变化

复算后计算单元与复算前计算单元有变化时，将复算前计算单元批分[12-13]，从而计算复算后单元储量与复算前单元储量的变化量：

(4)

式中ΔQ——储量复算前后储量的变化量，104t；

Q2——储量复算前的地质储量，104t；

Q1——储量复算后的地质储量，104t；

S11、S22、S33、S44、S55——批分储量复算前面积占原计算单元面积，km2；

S1、S2、S3、S4、S5——储量复算前面积，km2；

S——储量复算后面积，km2。

从表5可以清晰地看出，批分面积法计算储量复算前后单元的对应关系，以及储量的变化情况。复算后探明地质储量的减小，主要部分是面积核销储量和降级控制储量，其中面积核销的储量主要是由原探明未开发单元内单井有效厚度小于下限厚度，报废井、产量低的井所致。原探明未开发单元通过新完钻井对储层特征再认识，升级为已开发单元后，虽然储量参数都有所变化，但有效厚度的变化

是导致储量变化的主要因素[14-17]。

图9　复算后含油面积批分复算前含油面积示意Fig.9　A schematic diagram of oil area before reiteration of oil area after reiteration

复算后复算前计算单元储量状态含油面积/km2有效厚度/m有效孔隙度/%含油饱和度/%地质储量/(104t)计算单元储量状态含油面积/km2有效厚度/m有效孔隙度/%含油饱和度/%地质储量/(104t)储量变化量/(104t)A已开发12.471.70.1940.644213.82A未开发12.431.30.2000.600196.5517.27B已开发1.242.60.2030.59231.28B已开发1.232.90.2000.60033.18-1.90C已开发4.032.50.1960.658104.90C未开发4.032.10.2000.60097.697.21D已开发2.492.00.1940.66952.18D已开发2.492.20.2000.65057.52-5.34E未开发0.171.20.1850.6832.08E未开发0.172.20.1900.6503.73-1.65F未开发0.290.20.2100.6870.67F未开发0.291.40.1900.6504.05-3.38G未开发2.361.20.1990.60927.71G未开发2.361.40.1900.65032.94-5.23H未开发0.291.20.1990.6093.40H未开发0.291.90.1900.6505.49-2.09I未开发1.190.60.2090.7138.59I未开发1.191.80.2000.65022.49-13.90J控制1.771.90.2000.67136.44J未开发1.771.40.1900.65024.7111.73K核销0.97———15.84K未开发0.97———15.84-15.84L核销3.68———68.43L未开发3.68———68.43-68.43︙︙︙︙︙︙︙︙︙︙︙︙︙︙︙合计已开发223.692.20.1960.6424639.33未开发56.481.70.1950.638496.77小计280.172.10.1950.6405136.10控制38.311.30.1970.63653.05核销24.18———62.98合计已开发83.372.30.1980.6391612.363026.97未开发256.141.70.1940.6233639.77-3143.00小计339.511.80.1970.6385252.13-116.03控制—————-53.05核销—————-62.98

4　结论

从应用批分面积法计算肇州油田葡萄花油层储量结果可以看出，理论公式法计算储量复算前后变化量结果较为合理可靠，并能够准确地分析出影响储量变化的主要影响因素及各项储量参数变化导致储量的变化量。复算后，导致储量变化的主要因素有以下几点：

(1)探明未开发区席状砂体厚度较薄，探评井钻遇砂体有效厚度小(如肇577-212有效厚度0 m)、试油产量达不到工业级(芳652-19井试油0.5 t，产水16.68 m3)，面积予以核销，使得探明地质储量减小。

(2)井区内储层砂体不连片或断续条带状分布，单井砂体有效厚度大于含油面积圈定的下限厚度，使得探明未开发单元井控程度不够，不能满足编制方案的需求，需要进一步加深油藏认识，降级控制储量，使得复算后储量减小。

(3)以主体薄层席状砂为主的原探明未开发区，通过新完钻开发井进一步落实储层物性特征，重新计算未开发单元的有效厚度小于含有面积圈定的下限厚度，试油产量大于1 t，储量面积降级为控制储量。

(4)尚可开发的井区，完钻开发井后重新落实储层有效厚度，原探明未开发储量计算单元升级为已开发单元，有效厚度增加导致储量增加。

(5)通过对探明已开发储量单元地质特征的再认识，根据新增钻井资料，已开发单元有效厚度减小，导致储量减少。

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