厚层礁滩相强非均质性碳酸盐岩油藏储量评估

郭丽娜，陈培元

（中海油国际能源有限公司，北京 100000）

油气地质储量是油气田开发的基础，合理的地质储量评估结果是保障油气田开发方案编制合理性及开发决策准确性的前提条件[1]。目前，采用的评估方法主要为容积法、概率法、类比法及动态法等[2，3]。国内学者对多种类型的油气藏地质储量评估已开展了大量研究。赵鹏飞通过对储层空间展布特征、储集类型和含油气状态的研究，确定计算单元划分原则，并针对不同气藏特征选取不同参数，开展了复杂储层凝析气藏储量评价[4]；王海更等通过对新近系河流相油气藏沉积及储层展布特征的研究，提出了渤海油田河流相油气藏关键储量参数确定方法[5]；袁丽采用单储系数、横截面面积与油层横向分布长度三者乘积的方式提出了地层不整合遮挡油气藏地质储量计算新方法[6]；张吉等基于构型解剖建立的储层地质知识库开展了致密砂岩气藏储量评价[7]；张玲等探讨了缝洞型碳酸盐岩油藏储量估算方法并分析了静态、动态方法进行储量估算的条件及评价参数确定方法[8]；包兴等基于实验设计开展了储量评估参数不确定性分析，进而得到页岩气概率储量分布[9]。总体而言，将沉积旋回、物性变化规律以及地质建模需求考虑到储量评估过程中的厚层复杂碳酸盐岩油藏油气地质储量评估的研究涉及较少。本文以伊拉克B 油田MB 油藏为例，探索强非均质性孔隙型礁滩相碳酸盐岩油藏计算单元划分及评估参数确定方法。

1 油田特征

B 油田位于伊拉克东南部，与伊朗相接壤。构造上位于扎格罗斯造山带和阿拉伯台地东部边缘的过渡带上，处于扎格罗斯构造低角度褶皱带。含油层系为白垩系上白垩统Mishrif 组，构造上为北西-南东向长轴背斜，不发育断层。主力油藏为MB 油藏，纵向上划分为8 个小层。其沉积演化主要受相对海平面升降和阿拉伯板块隆升控制[10-12]，内部发育三个向上变浅的短期旋回，每个旋回下部水体较深以发育滩间沉积为主，随着水体变浅，生屑滩普遍发育（见图1）。岩性以灰岩为主，储层厚度达80 m，夹层不发育，储集类型以孔隙型为主，整体属于中高孔、中低渗储层，但三套滩相储层物性明显优于非滩相储层，表现出较强的非均质性。油藏类型为边水构造油藏。

图1 MB 油藏沉积相类型

2 储量评价难点

2.1 计算单元划分

MB 油藏为一套巨厚碳酸盐岩油藏，储层厚度达80 m，基于储层展布特征、流体分布特征、随钻测压及生产动态等资料，MB 油藏整体上为一套流体系统，但纵向上发育三个短期旋回，储层物性差别较大，采用容积法进行评估时，如何将沉积特征及物性特征反映在储量评估中，为后续油田地质模型建立及生产动态分析提供更详尽的基础是此次储量评估的难点。

2.2 流体界面确定

MB 油藏虽为同一流体系统，碳酸盐岩储层受复杂孔隙结构影响，孔隙内流体渗流特征存在差异，使得油水界面通常在不同位置存在一定差异，如何确定单元的流体界面亦是本次评估的难点。

3 地质储量评价

原始地质储量评估方法有较多种，基于研究区以获取三维地震资料、37 口已钻井以及大量岩心分析资料等，依据《石油天然气储量计算规范》[13]，采用容积法进行地质储量评估。

3.1 计算单元划分

储量计算单元的划分考虑了油气藏构造特征、压力系统、流体分布、储层分布及物性特征。构造上，MB油藏呈现为北西-南东向背斜构造，且无断层发育；储层及流体分布上，MB 油藏储层平均厚度近80 m，夹层不发育，储地比接近1，流体整体表现为构造高部位含油，低部位含水的特征，为典型的构造油藏；虽无原始地层压力数据可用来判断MB 油藏压力系统，但基于新钻井的随钻地层压力测试资料亦可对其压力系统进行判断。各井在MB 油藏射孔层段均为顶部10 m 左右（见图2），新井随钻测压资料显示自MB 油藏顶部至底部均呈现压力衰竭，且衰竭程度基本一致，表明储层呈连通状态。综合上述分析结果，可判断MB 油藏为同一压力系统。根据《石油天然气储量计算规范》，可将MB划分为1 个计算单元。

图2 MB 油藏各井压力分布图

然而，采用容积法进行储量评估时，同一计算单元中各评价参数仅取一个数值，但对于非均质性强的储层无法详细反映地下地质储量分布情况。纵向上，MB内部生屑滩沉积背景的储层物性明显好于滩间沉积背景储层物性（见图1 和图3），且相差较大，同时，从下到上，含油饱和度整体上明显增加，若对MB 油藏笼统选取一个物性参数作为代表进行评估，则无法反映储层的变化，对后续地质模型的建立及油田生产动态跟踪无法提供夯实基础。对此，综合考虑沉积背景、物性变化规律及含油性变化规律，将沉积背景、物性及含油性相似的层位划分为1 个计算单元，MB 油藏纵向上划分6 个计算单元（见图4）。

图3 MB 油藏各小层物性特征（上：平均值，下：交会图）

图4 MB 油藏计算单元划分

3.2 关键参数确定方法

3.2.1 含油面积圈定 基于对MB 油藏构造及储层特征的认识，按流体界面并在相应的储层顶面构造图上圈定油藏边界，可有效保证含油面积的准确性。

如上述分析，MB 油藏为同一流体系统，虽然基于对沉积背景、物性变化规律及含油性变化规律的考虑，将其划分为6 个计算单元，但各计算单元应选择同一流体界面进行储量评估。

MB 油藏属于典型的低阻油藏，由于碳酸盐岩储层受复杂孔隙结构影响，孔隙内流体渗流特征存在差异，使得油水界面通常在不同位置存在一定差异，基于毛管压力及生产动态分析，MB 油藏具有较大油水过渡带。因此，在单元流体界面确定上综合考虑了录井气测及含油性数据、岩心含油级别、测井流体解释及测试数据。

录井气测及含油性数据：钻井过程中气测数据及含油性是对流体性质进行判断的重要依据之一。以B-27 井为例，总烃含量及含油级别出现明显下降的深度为-X885 m，根据该井信息，可初步判断-X885 m以上为油层。

岩心含油性：岩心含油性是对目前地下流体分布最直接的反映手段之一。从B-22 井岩心上可明显看到-X896 m 上下出现含油性明显变化，据此可判断-X896 m 以上为油层（见图5）。

图5 B-22 井岩心含油性特征

测试数据：油、气、水层的测试数据可作为判断流体界面的重要依据[5，14，15]。B-4 井测试资料显示，在深度-X887 m 以上，产出液不含水，在-X887 m 深度以下，产出液含水6%，表明在该深度下流体可能为油水同层。

测井流体解释：在无试油资料确定可靠流体界面的情况下，利用测井资料解释的流体界面也具有较高的可信度。针对油田范围内37 口井开展测井解释，确定的最低油底深度为-X896.9 m（B-35 井），最高含油水层顶深度为-X874.4 m（B-38 井），MB 存在20～30 m 过渡带（见图6）。

图6 MB 油藏各井测井流体解释

依据上述分析结果，综合选取-X885 m 为MB 油藏单元流体界面，并在相应的储层顶面构造图上圈定油藏边界。

3.2.2 孔隙度及含水饱和度确定 MB 亚油组储集空间以基质孔隙为主，主要采用中子-密度交会法计算孔隙度，当由于井壁不稳定造成密度曲线失真时，采用中子-声波交会法计算孔隙度，解释孔隙度与岩心孔隙度误差小于8%；含水饱和度计算采用阿尔奇方程计算。

3.2.3 有效厚度下限值确定 有效厚度下限值的确定直接影响油层厚度及孔隙度和饱和度结果，因此，有效厚度确定对于储量评估至关重要。充分利用岩心数据（见图7）、测试数据（见图8）及相渗数据（见表1）确定MB 油藏油水层划分标准，选取孔隙度≥9%，含油饱和度≥45%为油层划分标准。

表1 相渗资料确定含水饱和度

图7 岩心孔隙度与含油性关系

图8 测试资料确定含水饱和度

4 结论

（1）针对厚层礁滩相强非均质性碳酸盐岩油藏，以沉积旋回、物性变化规律及含油性变化规律作为计算单元划分原则，可更加客观反映石油在不同沉积环境、不同储层特征的分布情况，为后续地质模型建立及分析油田开发面临的生产动态问题提供夯实基础。

（2）针对复杂碳酸盐岩储层复杂孔隙结构的特点，采用录井资料、岩心资料、测井流体解释及测试资料多参数融合分析方法可较为准确的选定流体界面，进而确定油藏边界。

（3）随着油田开发的进行，近两年油田钻探了多口新井，应用上述评估方法进行储量核算，储量变化仅为4.3%，表明该方法评估的地质储量较为落实，方法得到了较好的应用。