海上油田地质储量品质评价方法

王 晖, 胡晓庆, 肖大坤, 范廷恩, 刘振坤, 张宇焜

(中海油研究总院有限责任公司,北京100027)

0 引 言

海上油田地质储量品质代表了油田地质储量开发动用的难易程度,直接影响油气田的经济效益(胡光义等,2013;胡晓庆等,2018)。据统计,近年来海上油田新增地质储量品质下降,油藏具有储量单元数量多、规模小、含油井段长(甚至达数百米)的特征(龚再升等,2000;朱伟林等,2000;彭文绪等,2008;潘威等,2023),勘探开发难度大(夏庆龙,2016;杨勇等,2016;王改卫等,2017;王晖等,2018;刘振坤等,2021)。

海上油田探井、评价井和开发井数量较少(张雪芳等,2016;韩雪芳等,2017;李振鹏,2020),开发迥别于陆上油田,后者可以通过边评价边生产的方式进行开发。海上油田的滚动勘探开发能力受平台位置与工程设施的限制,一旦油田投产,再进行开发井调整的成本极高。地质资料特别是井资料的匮乏,必然导致对地质油藏认识的不足,影响油田开发方案编制。对地质储量品质的早期认识决定了后期的油田滚动开发能力,这就要求必须深入认知地质储量,尽可能梳理其品质及不确定性,落实优质储量,规避开发风险,使油田开发做到有的放矢。因此,正确评估地质储量品质是海上油田开发过程中合理动用地质储量、部署井网等的重要依据。

经过20多年约100个海上油田的方案编制和开发实践,国内已形成具有海洋特色的地质储量品质评价方法(胡光义等,2013;中国海洋石油总公司标准化委员会开发生产专业标准化技术委员会,2016;胡晓庆等,2018)。在前人研究工作的基础上,针对海上油田开发面临的诸多难点,提出地质储量品质评价“三步法”,分别对油田地质储量分布特征、探明地质储量品质和控制地质储量品质进行针对性评价,最终确定油田动用地质储量,提出地质储量的风险潜力。实际油田应用效果表明,“三步法”地质储量品质评价方法为开发方案中合理动用地质储量、应对储量风险潜力提供了有力的地质依据,有效提高了开发方案的合理性和灵活性。

1 地质储量品质评价流程

地质储量品质指油田地质储量开发动用的难易程度。海上油田地质储量评价流程(图1)主要分为下列3步。

图1 地质储量品质评价流程?

(1)根据储量计算相关资料,对整个油田地质储量分布特征进行分析,以便把握油田整体储量分布特征,通过地质储量规模结合物性、流体性质等油田地质参数筛选优质地质储量。

(2)对探明地质储量单元的储量品质进行分析,确定探明储量单元品质的级次,为探明动用地质储量提供依据。

(3)分析控制地质储量品质,根据控制储量单元与探明储量单元之间的相对位置关系、构造位置、测井解释结果和参数取值方法等对控制储量进行分类,按照控制储量单元地质认识程度和与评价井的距离,对控制储量可靠性进行排序,确定可供开发动用的控制储量。通过上述储量品质评价,确定开发动用地质储量,为油田开发方案制定提供地质依据。

2 地质储量品质评价方法

2.1 地质储量分布特征分析

2.1.1 平面分布特征 对比平面上不同区块或井区探明地质储量的规模、储量丰度、储量叠合度等参数。储量丰度指油(气)藏单位含油(气)面积范围内的地质储量,反映储量平面叠合程度,计算公式:

(1)

式(1)中:φ为储量丰度,(油:万t/km2,气:亿m3/km2);γ为探明的地质储量,万t;A为含油面积,km2。

储量叠合度指油田范围内叠合的储量单元面积与全部储量单元总面积的比值,可通过储量单元有效厚度叠合等值线图表示,也可采用公式计算:

(2)

式(2)中,S为储量叠合度,%;As为叠合含油面积,km2;At为总含油面积,km2。

结合储层物性和流体性质,基于储量丰度和储量叠合度分布特征,筛选优质储量平面集中区(中国海洋石油总公司标准化委员会开发生产专业标准化技术委员会,2016)。

2.1.2 纵向分布特征 对比纵向上不同层位或油组探明地质储量的规模,结合储层物性和流体性质,筛选优质储量纵向集中层(中国海洋石油总公司标准化委员会开发生产专业标准化技术委员会,2016)。

利用一系列地质储量评价指标,包括探明地质储量的规模、储层物性和流体性质,分析对比不同区块、不同油组探明地质储量的分布特征,从而筛选出优质储量平面和纵向分布区,为开发方案平台位置确定、层系划分及井网部署提供依据。根据储量规模的大小,可将石油探明储量分为4 类,即>200万、(100～200)万、(50～100)万、<50万m3(胡光义等,2013)。

2.2 探明储量单元品质分析

2.2.1 单因素分析 按照储量规模、参数取值方法、储层物性、油藏类型、流体性质等对探明储量单元进行分类,分别统计不同类型探明单元所占储量比例和规模。各因素分类要求:①储量规模分类根据油田特征确定区间范围;②储层物性、流体性质分类依据海上石油天然气储量计算规范(DZ/T 0252—2020);③油藏类型分类依据油藏分类标准(SY/T 6169—1995),重点考虑油气水的产状、圈闭类型、储集类型;④参数取值方法分类重点考虑流体界面取值、含油面积圈定(中国海洋石油总公司标准化委员会开发生产专业标准化技术委员会,2016)。

2.2.2 多因素分析 ①利用渗透率、原油黏度和储量规模进行交会分析,确定探明储量单元的类别;②按照储量规模、油藏类型和参数取值方法等,对探明储量单元品质进行细分,确定探明储量单元品质的级次(中国海洋石油总公司标准化委员会开发生产专业标准化技术委员会,2016)。

基于影响油田开发效果的关键油藏参数原油黏度和渗透率,并考虑储量规模等指标,对每个探明储量单元的储量品质进行交会分析(图2),确定探明储量单元的类别。统计分析100余个海上油藏(80多个位于渤海湾海域,其余位于南海海域)特点,根据探明储量单元的原油黏度和渗透率,将探明地质储量分为4类(表1)。

表1 探明地质储量分类

图2 探明储量单元分类交会图

为了说明每类地质储量的集中程度和储量规模,将每个探明单元的储量在原油黏度和渗透率交会图上投点,用圆环大小展示每个储量单元的储量规模。探明储量单元交会分类图(图2)可清楚展示油田每个探明储量单元的品质及整个油田储量的分布特征,为油田开发方案地质储量动用提供依据。

2.3 控制储量单元品质分析

2.3.1 控制储量单元分类 按照控制储量单元与探明储量单元之间的相对位置关系、构造位置、测井解释结果和参数取值方法等,对控制储量进行分类(图3),包括但不限于以下类型:①位于探明单元构造高部位、预测有效厚度大于井点钻遇值部分计算的控制单元(图3a);②从探明单元油底外推到某个深度作为流体界面计算的控制单元(图3b);③与探明单元同属一个构造,距控制井较远,采用计算线计算的控制单元(图3c);④与探明单元相邻未钻井的另一高点计算的控制单元(图3d);⑤与探明区块相邻未钻井的高断块计算的控制单元(图3e);⑥井点钻遇油层,但没有测试和取样资料计算的控制单元(图3f);⑦井点仅钻遇油水同层,构造高于井点深度部分计算的控制单元(图3g)(中国海洋石油总公司标准化委员会开发生产专业标准化技术委员会,2016)。

图3 控制储量分类图Fig. 3 Classification diagram of controlled reserves

2.3.2 控制储量单元地质可靠程度分析 按照控制储量单元地质认识程度和与评价井的距离,对控制储量可靠性序列进行分析(图4):①地质可靠程度较高类型,与已钻评价井的探明单元属于同一个油气藏,构造、储层和流体等地质认识存在一定的不确定性,包括a、b、c3类;②地质可靠程度较低类型,与已钻评价井的探明单元属于不同油气藏,资料有限,构造、储层和流体等地质认识存在较大不确定性,包括d、e、f、g4类(中国海洋石油总公司标准化委员会开发生产专业标准化技术委员会,2016)。

图4 控制储量可靠性分析图a-位于探明单元构造高部位、预测有效厚度大于井点钻遇值部分计算的控制单元;b-从探明单元油底外推到某个深度作为流体界面计算的控制单元;c-与探明单元同属一个构造、距控制井较远、采用计算线计算的控制单元;d-与探明单元相邻未钻井的另一高点计算的控制单元;e-与探明区块相邻未钻井的高断块计算的控制单元;f-井点钻遇油层,但没有测试、取样资料计算的控制单元;g-井点钻遇油水同层、构造高于井点深度部分计算的控制单元Fig. 4 Reliability analysis diagram of controlled reserves

3 应用实例

以渤海L油田为例,利用地质储量品质评价方法对探明地质储量和控制地质储量进行分析,提出油田开发动用地质储量。

3.1 储量分布及品质评价

3.1.1 探明储量规模与分布 探明石油储量单元共计19个。大于200 万m3的储量单元共7个,储量合计5 485 万m3,占探明储量的84%;(100～200) 万m3的储量单元共4个,储量合计585 万m3,占比8.9%。L油田具有储量单元规模大、储量集中的特征(图5)。

图5 L油田探明原油储量单元储量规模分布图Fig. 5 Reserve quantity distribution of proven crude oil reserve units in oil field L

3.1.2 探明储量品质评价 综合原油性质、储层物性、储量规模,对探明储量品质开展分类评价。

(1)根据渤海常规稠油及特殊稠油的划分标准(地层原油黏度350 mPa·s)(吴婷婷等,2019)、中渗及低渗碎屑岩储层物性标准(渗透率10 mD),将探明储量划分为4类(表2)。

表2 探明储量分类

(2)根据稠油与常规原油的划分标准(地层原油黏度50 mPa·s)、中渗及高渗碎屑岩储层物性标准(渗透率50 mD),对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类品质进行细分(表3)。其中,L油田东块馆陶组及西块东营组探明储量属于Ⅰ-2类品质,西块馆陶组探明储量属于Ⅱ-1类品质,西块沙河街组探明储量属于Ⅰ-3类和Ⅲ-1类品质(图6)。

表3 L油田探明原油储量单元储量分类

图6 L油田探明储量单元分类图 西块馆陶组 东块馆陶组 东营组 沙河街组 10 万m3 1 000 万m3Fig. 6 Crossplot of proved reserves unit classification in oil field L

在上述储量品质分类的基础上,结合各单元的具体储量规模特征及开发方式,对L油田探明储量进行品质综合排序,共建立3级品质序列,特征如下。

一级储量:属于普Ⅰ-2A类稠油(地层原油黏度309 mPa·s),储层物性中高孔渗。储量共计2 910.70 万m3,分布于东块馆陶组、西块东营组,储量规模大,中高丰度,可进行常规开发。

二级储量:属于普Ⅰ-2C类稠油(地层原油黏度2 908 mPa·s),储层物性高孔高渗。储量共计3 285.96 万m3,分布于西块馆陶组,储量规模大,中等丰度,需热采开发。

三级储量:属于常规油(地层原油黏度3.3～3.6 mPa·s),储层物性中低孔渗,测试产能低且个别单元呈现薄互层特征。储量共计397.86 万m3,分布于西块沙河街组,储量规模较大,丰度低。

3.1.3 控制储量品质评价 L油田控制储量4个。其中,3个为e类,属地质可靠程度较低的类型;1个为b类,属地质可靠程度较高的类型。对于e类的3个控制储量单元,在构造、储层认识方面均存在不确定性,开发方案中暂不考虑动用,建议根据后期评价结果确定是否动用;1个b类控制储量为4井区馆陶Ⅳ油组油底下推控制储量,下推至-1 971 m作为油水界面,油藏幅度接近130 m,类比周边同类型油藏,油藏幅度均<90 m,因此若全部动用该控制储量风险较大,建议根据周边类似区块油藏幅度认识,仅动用油底下推6 m的控制储量,此时油藏幅度为85 m,储量较为落实。

3.2 储量动用

3.2.1 储量动用原则 (1)根据储量品质分析结果,确定探明储量动用原则:①优先动用品质最好、常规开发(规模大、物性好、普I-2A)的一级储量,并立足主力区东块馆陶组带动西块东一段储量的动用;②其次动用品质中等、热采开发(规模大、物性好、普I-2C)的二级储量,即西块馆陶组储量;③暂不动用物性差、测试产能低的三级储量。根据上述动用原则,推荐动用一级、二级的探明单元共11个。

(2)控制储量动用原则:①根据控制储量落实程度推荐动用单元;②结合油藏特征及储量品质分析,确定动用单元的地质储量。根据上述动用原则,共推荐动用控制单元1个,即4井区馆陶Ⅳ油组油底下推控制储量。在构造细化解释成果基础上,通过对比油田范围内其他单元的油藏幅度,推荐动用计算线东侧油底下推6 m的部分作为动用储量,共计179.69 万m3,占比约20%。

3.2.2 储量动用结果 L油田共计推荐动用探明石油地质储量2 835.82 万m3,推荐动用的探明储量比例为85%;推荐动用控制石油地质储量179.69 万m3,推荐动用的控制储量比例为20%。地质储量品质评价认识为油田确定立足东块优质地质储量带动西块开发的原则提供了地质依据,同时为工程方案中心处理平台位置的确定提供了地质支撑。

4 结 论

(1)针对油田开发方案编制阶段油田地质储量认识局限性和不确定性问题,总结了100多个海上油田的地质储量相关研究工作,建立了地质储量品质评价“三步法”。

(2)“三步法”步骤如下:①以地质储量规模、流体性质和储层物性为主要评价参数,分析油田地质储量分布特征;②应用单因素与多因素相结合的分析方法对探明地质储量进行综合储量品质分类,筛选优质探明地质储量;③按计算方法对控制地质储量进行分类,综合控制地质储量的认识程度以及与评价井的距离,分析控制地质储量的可靠性,量化可供开发动用的控制地质储量。

(3)储量品质评价方法在实际油田的应用效果显著,为海上油田开发动用储量的确定提供了科学合理的依据,有效提高了开发方案规避风险和落实潜力的能力。