渤海海域新近系河流相油田储量参数精度分析

王少鹏 杨庆红 郭铁恩 许聘 穆朋飞 黄建庭

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

渤海海域新近系河流相油田储量参数精度分析

王少鹏 杨庆红 郭铁恩 许聘 穆朋飞 黄建庭

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

针对渤海海域6个已投产的新近系河流相油田储量复算前后的变化，开展了储量参数精度分析，结果表明:含油面积是影响储量评价质量的最关键参数，其次为有效厚度，这2个关键参数变化引起的探明储量变化百分比分别为80%和10%;含油面积变化原因主要为流体界面变化和储层描述的精度，有效厚度变化主要取决于反演资料可靠程度及泥质夹层发育模式。在明确了关键储量参数及其精度影响因素的基础上，提出了现阶段提高参数取值精度的对策，有利于提高河流相油藏储量评价质量及开发效果。

渤海海域新近系河流相油藏储量参数精度分析对策

渤海海域新近系河流相油藏储量约占总探明储量的60%，是勘探开发、增储上产的重点层位。受区域地质背景［1］、构造作用、沉积环境以及成藏模式的影响，且经开发生产实践证实，河流相砂岩储层横向变化大，平面上多呈弯曲的带状、树枝状，纵向上砂岩百分含量低，油气水间互，油藏类型以岩性、岩性-构造油藏为主。另外，由于构造破碎、断块面积小、砂体被断层分隔复杂化，储量丰度低，探井数量少且多数油藏未钻遇流体界面，该类油藏储量评价和开发难度较大。

通过10多年的不断探索和实践，已初步掌握了基于三维地震反演资料进行的单砂体储层描述技术，该技术的应用提高了渤海海域新近系河流相油藏储层描述的精度，与传统的以油组为单元采用构造油藏模式计算储量的做法相比有了明显的进步。从2000年起，渤海海域共有19个新近系河流相油田(区块)运用储层描述技术进行了储量评价，截至目前多数油田已投产，其中有6个油田在掌握大量动静态资料、对地质油藏特征有深入研究的基础上进行了储量复算。本文通过对这6个油田复算前后储量变化的综合分析，开展了储量参数精度研究，寻求影响储量评价质量的关键因素，并提出了现阶段提高储量参数取值精度的对策。

1关键参数的确定

渤海海域新近系河流相油藏原油储量多采用容积法计算，涉及的参数包括含油面积、有效厚度、孔隙度、饱和度、体积系数。其中，孔隙度和饱和度均采用岩心资料标定后的测井解释值，体积系数依据PVT值或根据流体性质规律通过经验公式获得;而含油面积和有效厚度依据三维地震反演资料得到的储层描述结果确定。

为寻求影响储量评价质量的关键参数，对渤海6个已进行储量复算的新近系河流相油田进行了综合分析。为考察各参数在储量变化中所起的作用，利用增量计算式求出各参数的改变所得到的储量增量，使用储量参数平均值及储量参数改变引起的储量增量可以更好地研究储量变化的原因及各参数之间的关系［2］。

图1显示了渤海海域新近系河流相油田复算单元各储量参数平均值变化率，6个复算油田单元叠合含油面积变化率为－29%～32%，平均有效厚度变化率为－8%～30%，孔隙度、饱和度变化率为－6%～7%，体积系数变化率为－1%～2%，含油面积和平均有效厚度变化率较大。为表征各参数变化对探明储量变化影响大小，采用各参数变化引起储量变化量占储量总变化量的百分比来表示(图2)。图2数据表明，含油面积参数是渤海海域新近系河流相油藏储量评价的关键参数，其次为有效厚度参数，而孔隙度、饱和度及体积系数参数变化较小，引起的储量变化率也较小。为提高储量评价质量，有必要开展含油面积和有效厚度2个参数的精度研究。

2关键参数精度影响因素及提高对策

2.1 含油面积

2.1.1 影响因素

渤海海域新近系河流相油藏含油面积圈定方法分为2类:①地震资料品质好、储层与非储层的地球物理差异显著、能够进行储层描述的单元，探明含油面积是利用流体界面，结合断层边界、砂体边界在砂体顶面构造图上圈定;②由于地震资料、地质因素等原因不能进行储层描述的含油砂体，探明含油面积采用外推开发井井距、相邻井井距之半或在油组顶面构造图上利用流体界面，结合断层边界圈定。可见，含油面积确定一方面取决于流体界面，另一方面受控于储层描述的精度。

(1)流体界面

新近系河流相油田多为复杂断块型油藏，预探井、评价井井数较少，各断块往往只有1口探井，且探井多部署在构造高部位，造成多数含油砂体未钻遇油水界面，在储量评价阶段只能用油底确定探明含油面积。在储量复算阶段，随着开发井井数的增加，多数砂体油水界面被钻探证实。据统计，6个复算油田在新增储量评价阶段共有49%的储量单元是用油底圈定探明含油面积，其中41%的储量单元流体界面在开发井钻后有所加深，流体界面由油底到油水界面的取值变化致使含油面积有较大变化。

(2)储层描述精度

通过复算前后储层描述技术应用效果对比和分析研究认为，目前钻前所描述砂体开发井钻遇成功率100%，在地震资料可分辨范围内砂体厚度钻后误差小于3 m，钻遇砂层顶、底深度误差多小于4 m。但通过复算前后含油面积变化分析认为，砂体构造形态变化和储层内部非均质性差异造成了含油面积的变化。

新近系河流相油田多为低幅度油藏，开发井钻后砂体顶面构造变化会造成含油面积较大变化。例如，CFD11-1油田L m1014、L m1026及N gⅢ等油藏开发井钻后构造形态变缓，在流体界面不变的情况下，含油面积变化率为22%～53%，对储量有较大影响。据统计，6个复算油田共有22个单元开发井钻后构造形态发生变化，导致含油面积变化。河流相砂岩横向变化快，河道砂体迁移频繁，往往会出现砂体叠置但不连通的现象，由于受资料品质及地质因素的影响，对于叠置砂体往往只能刻画包络面，不能识别单个连通砂体，但开发井钻后往往会出现“同砂不同藏”的情况，砂体内部非均质性差异导致含油面积变化。例如，BZ19-4油田1254砂体钻前描述为一个砂体，钻后开发井在该砂体揭示了不同的流体界面，证实砂体内部不连通，由钻前认识的一个油藏变为多个油藏，含油面积从2.62 km2减小为0.95 km2，变化率达－64%，含油面积减小导致探明储量减小164万m3。

另外，新近系河流相油田还存在部分地震资料、客观地质条件不满足储层描述要求的砂体，无法定量描绘砂体分布，该类型油藏在开发井钻后含油面积也有较大变化。例如，CFD11-6油田8个砂体在新增储量评价阶段无法定量描述，以300 m半径圈定含油面积，但开发井钻后砂体范围增大，8个砂体累计增加探明储量近800万m3。同样，对于砂泥岩互层型含油砂体，认为砂体平面、纵向叠置连片，以构造油藏模式确定含油面积，后经开发井钻井证实该类型油藏平面分布范围多数会变小。例如，BZ19-4油田7个砂体开发井钻后含油面积变化率为－20%～－72%，叠合面积从7.77 km2减小到5.52 km2，探明储量减小650万m3。

2.1.2提高参数精度的对策

含油面积参数精度提高，归根结底取决于流体界面的合理确定及储层描述精度的提高。

(1)流体界面的合理确定

为合理确定探井未钻遇的油水界面，也采用了其他手段和方法，主要有压力资料、试井分析、地震资料、成藏充满度类比等。其中，利用电缆地层测试压力资料确定流体界面是较为有效且广泛认可的手段。由于渤海海域油田非常重视测压资料的获取，每口探井多数储层段都进行了系统的测压，为利用压力资料分析流体界面奠定了基础。例如，BZ28-2S油田1167砂体在新增储量评价阶段利用压力资料预测的流体界面(图3)为－1 215.5 m，比油底－1 163 m深52.5m，后经开发井钻探证实目前最低含油底界为－1 212 m，与压力资料预测的流体界面基本一致。

图3 BZ28-2S油田1167砂体压力分析图

当然，在利用电缆地层测试压力资料确定流体界面时也存在预测流体界面与实钻证实的流体界面相差较大的情况。为合理把握流体界面预测的可靠性，开展了压力资料适用性分析研究［3-7］。通过总结压力资料的应用实践，认为测压点质量、数量、储层性质、流体性质以及水线确定是影响流体界面预测精度的关键因素，利用压力测试资料来预测油水界面必须满足以下条件:测试时测试仪器稳定性好，压力计精度高，现场测压点压力恢复达到稳定，异常点(增压点、致密点、未座封点等)不能使用;单个含油砂体至少有合格测压点3个以上;物性较好(孔隙度＞15%、渗透率＞10 mD)、有一定厚度(＞3 m)、分布稳定的储层测试成功率较高，岩性组合为砂泥岩薄互层的压力点的可靠性较差;当地下原油密度小于0.91 g/cm3、粘度小于100 mPa·s且地层测试压力回归的地下原油密度与实测的PVT密度相近时，压力资料回归的流体界面可靠;利用同一油藏、同一断块的水线确定的油水界面精度最高，利用油田同油组相邻区块水线确定的油水界面精度次之，而利用区域水线确定的油水界面精度最低。

(2)储层描述精度的提高

储层描述精度的提高主要包括以下几个方面的措施:

①开展三维地震资料重采集、重处理工作。由于某些地区地震资料已是10年前甚至更早时间采集和处理的，其品质已不能满足储层描述的精度要求，为提高地震资料品质，应结合油田地质特点，以地震资料突出问题为突破方向，开展采集、处理、解释一体化地震资料目标处理。

②加强时深关系研究。对于平面速度变化不大的区域，通常做法是利用多口井时深关系数据拟合建立区域平均时深关系，但该方法忽视了速度关系纵向变化。为尽可能消除纵向时深关系变化造成的构造形态变化，应分段建立时深关系曲线。图4为PL19-3油田时深关系分段拟合图，该油田实钻开发井井点证实使用分段建立时深关系的方法可使流体界面深度误差平均减小26%。对于平面速度有变化的区域，应引入地质模型(地震反射层、断层面)来约束井点速度外推，充分利用井点时深关系、构造解释成果来构建高精度的三维速度模型，提高砂体顶面构造形态的精度［8-9］。

图4 PL19-3油田时深关系分段拟合图

③提高地震反演资料精度。根据不同区块、不同地质目标，充分利用地质、测井等资料进行综合分析与评价，开展多井标定、储层反射特征精细研究，优选储层反演方法和参数，利用分频、高频拓展处理［10-11］等先进技术提高地震资料的分辨能力，加强薄互层砂体储层识别和描述;对于纵向储层特征、地球物理特征变化较大的地区，应分段采用不同的反演参数，最后利用严格的模型约束建立高精度反演数据体［12-15］。

④建立相控砂体描述工作思路和流程。在储层定量描述过程中，利用多属性切片、河流相砂体沉积模式、层序地层学等方法，结合岩心、测井资料开展储层展布规律、沉积韵律及对应地球物理响应特征研究，落实井点钻遇砂体沉积微相、相邻微相砂体展布，利用储层描述与沉积模式相结合刻画砂体平面、纵向叠置关系，提高储层定量描述精度。

⑤开展储层物性定量描述。在储层描述基础上，深入开展砂体内部物性定量研究，确定砂体内部连通性，有效解决“同砂不同藏”的问题，其技术思路为:针对测井资料解释的不同储层段物性参数，从众多地震属性中优选出关系最密切、反映最敏感的少数属性，应用井点数据拟合建立优选属性与储层参数的关系式，通过地震属性约束和井点校正预测储层参数的平面分布，刻画河流相储层物性平面变化。

2.2 有效厚度

有效厚度确定主要依据砂体的顶面构造图、底面构造图及砂体厚度，结合净毛比及流体界面编制有效厚度等值线图，通过面积权衡方法求取。据统计，6个复算油田的平均有效厚度变化率为－8%～30%，分析认为单元平均有效厚度变化的根本原因取决于地震资料可分辨程度和泥质夹层发育模式。

理论模型研究认为，储层厚度的准确刻画要遵循“四分之一视波长”准则，只有当砂体厚度在地震资料可分辨范围内，所确定的厚度才是真实可靠的，因此开展油田储层厚度描述必须要建立准确的砂体厚度与反演资料反射特征的对应关系。分析认为，厚度介于4～20 m的砂体，实钻时与反演结果有较好的一致性，吻合率大于90%。例如BZ34-1N油田1244砂体，在新增储量评价阶段只有3D井钻遇油层厚度4.3 m，但从储层反演剖面(图5)可以看到，储层顶、底面与反演剖面吻合程度好，3D井周边开发井钻后油层厚度必然加厚，在之后钻探的C8、C9开发井钻遇油层厚度分别为13.8 m和13.4 m，与钻前预测基本一致。可见，在地震资料可分辨范围内，依据反演资料确定的油层厚度为储量评价提供了准确的有效厚度参数。

图5 BZ34-1N油田1244砂体反演剖面及对比图

另外，河流相砂体在沉积过程中因河道侧积、迁移造成隔夹层发育，如何确定砂体不同位置净毛比、精细刻画夹层展布成为储量评价及高效开发的关键。在新增储量评价阶段，1个砂体往往只有1口井钻遇，在编制油层有效厚度等值线过程中采用的净毛比通常是钻遇井的单井数据，而没有考虑净毛比的平面变化，造成储层有效厚度不确定性加大。例如，BZ28-2S油田1195砂体，在新增储量评价阶段3口井井点钻遇净毛比为0.8～1.0，开发井钻后证实探井井点之外泥质夹层发育，平均净毛比只有0.7，复算后储层平均厚度减小2.9 m，有效厚度减小导致储量减小425万m3。

为合理确定单元有效厚度，就必须先明确砂体平面净毛比变化，即进行泥质夹层发育模式研究。结合油田开发中后期阶段开展的泥质夹层定量描述技术，提出了如下研究思路:①依据钻井资料、测井资料明确泥质夹层发育类型，研究夹层在地震反演剖面上的响应特征;②通过类比同一区域资料优选出对夹层反映敏感的地震属性，分析地震属性与净毛比的相关度，应用井点数据建立地震属性值与砂体净毛比的关系式;③通过地震属性约束和井点校正预测出净毛比的平面分布，实现砂体净毛比的定量描述。上述研究思路已应用于BZ34-2/4油田3D井区储量评价中，所预测的砂体有效厚度与评价井钻探结果基本一致，但还需要针对不同类型、不同区域的河流相油藏开展进一步的研究和实践。

3结论

(1)通过对渤海海域6个已进行储量复算的新近系河流相油田储量变化综合分析认为，容积法储量计算中含油面积和有效厚度是引起储量变化的关键储量参数;含油面积参数取值精度主要取决于流体界面的合理确定和储层定量描述精度，有效厚度参数精度取决于地震资料可分辨程度和泥质夹层发育模式。

(2)在合理评估测压资料适用性的前提下，压力资料的应用可以有效解决探井未钻遇流体界面的问题;针对目的层段不同构造、储层特征进行高分辨率地震资料采集、处理和反演是提高储层描述精度的关键，在储层描述过程中开展相控砂体描述及储层内部物性定量描述有利于提高含油面积参数取值精度。

(3)开展油田储层厚度描述必须要建立准确的砂体厚度与反演资料反射特征对应关系，泥质夹层和净毛比的定量研究有利于提高有效厚度参数的取值精度。

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(编辑:杨滨)

An analysis of the reserves parameter accuracy in Neogene fluvial oilfields，Bohaiwater

Wang Shaopeng Yang Qinghong Guo Tie’en Xu Pin Mu Pengfei Huang Jianting
(Bohai Oilfield Exploration and Development Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

In terms of the reserves variations after revisios in six developed Neogene fluvial oilfields，Bohai water，the accuracy of reserves parameters was analized for these oilfields．The results have indicated that oil-bearing area and net pay thickness are the key parameters to affect reserves estimates，with their caused variations of reserves up to 80%and 10%respectively．The variation of oil-bearing area is caused mainly by the fluid contact changes and the reservoir description accuracy，and the net pay thickness may change because of the reliability of seismic inversion data and the feature of argillaceous interlayers．Based on identifying the key reserve parameters and their accuracy impacts，a strategy to increase the accuracy of reserve parameters in the current period is presented，which may be favourable to improving reserves estimate and development efficieny．

Bohai water;Neogene;fluvial oilfield;reserves parameter;accuracy analysis;strategy

王少鹏，男，工程师，主要从事开发地质和储量评价研究工作。地址:天津市塘沽区609信箱(邮编:300452)。E-mail:wangshp4@cnooc．com．cn。

2012-07-17