塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井控储量计算

郑松青，刘　东，刘中春，康志江

（1.中国石化勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发部，新疆库尔勒841000）

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井控储量计算

郑松青1，刘东2，刘中春1，康志江1

（1.中国石化勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发部，新疆库尔勒841000）

从油水相对渗透率比与含水饱和度的关系出发，对丁型水驱特征曲线（纳扎洛夫水驱特征曲线）进行了推导，从理论上证明了丁型水驱特征曲线直线段斜率的倒数同地质储量呈线性关系。通过对塔河油田12个单元区块的统计，验证了这一结论，同时确定了缝洞型油藏的线性比例系数为6.4，建立了利用丁型水驱特征曲线计算地质储量的方法。利用这一方法，对塔河油田T7-607单元和T7-615单元的单井井控储量进行计算，计算结果同地质认识具有较好的一致性。说明利用该方法计算塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏单井井控储量是可行的。

塔里木盆地；塔河油田；缝洞型油藏；丁型水驱特征曲线；单井井控储量

单井井控储量是油田开发方案制定和调整的重要依据之一，其计算方法可以分为容积法、动态法和混合法3种[1-3]。容积法是在地质模型的基础上，采用权衡法确定单井控制含油面积，进而计算单井控制储量[4]；动态法是直接依据地质储量同动态数据的关系，利用动态数据反推地质储量[2-3，5-7]；混合法在本质上也是容积法，但其关键参数（如泄油面积）需要利用动态数据（如压力恢复资料）求取[1，8]。这3种方法各有优缺点，其计算精度主要依赖于储集层特征以及地质模型或动态数据的精度。

塔河油田奥陶系油藏是中国目前已发现的储量规模最大的碳酸盐岩缝洞型油藏，储集介质由溶洞、裂缝和溶孔组成，非均质性强，多种流动形式并存。储集体空间展布的不连续性导致容积法的应用受到限制[9]。本文在对丁型水驱特征曲线理论推导和塔河油田现场数据统计的基础上，建立了一种新的单井井控储量计算方法。

1　地质概况

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西部，是一个以奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏为主体的复式油气田，也是中国第一个亿吨级古生界海相大油田。截至2013年底，塔河油田探明石油地质储量已超过13×108t.

阿克库勒凸起是在元古宇变质岩基底上发育的、以寒武—奥陶系为主体的大型古凸起。先后经历了加里东、海西、印支—燕山及喜马拉雅多期构造运动。在震旦—奥陶纪为稳定地台沉积，西高东低。加里东运动中晚期，形成北东东向展布的古隆起。构造高部位遭剥蚀，艾丁区西北部，志留系直接覆盖在中下奥陶统之上。海西运动早期，阿克库勒凸起受区域性挤压抬升，形成向西南倾伏的大型鼻凸，凸起经历长期风化剥蚀，形成了大量的岩溶缝洞储集体。印支—燕山运动期，该地区构造运动相对较弱，主要表现为整体升降。喜马拉雅运动期，上泥盆统底不整合面及之上地层由整体南倾转变为向北下倾，阿克库勒凸起最终定型。多次构造运动中，对奥陶系碳酸盐岩岩溶作用影响最大的是海西早期运动和加里东中期运动。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏成藏始于加里东运动晚期，延续至喜马拉雅运动期，具有多期油气充注成藏、多期破坏和调整改造的特征[10-11]。加里东运动晚期—海西运动早期、海西运动晚期、喜马拉雅运动晚期是3个主要的成藏期。

多期次构造运动、岩溶叠加改造和油气充注成藏，导致奥陶系储集层非均质性强，油水关系复杂，不存在统一的油水界面。油气物性分布差异大，自南东到北西，凝析气、轻质油、正常油和重质油依次分布，呈现东气西油、南东轻北西重的特征[12]。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层埋深大，普遍大于5 500 m，埋深差异大，缝洞单元埋深差异达1 300 m.储集空间类型多，几何形态多样，大小悬殊，小到微米级的基质粒间溶孔、晶间孔，大到十数米，甚至数十米的大型溶洞，都有分布。有效储集空间是多次构造作用和古岩溶作用形成的构造缝、溶蚀缝、大型洞穴和小型溶蚀孔洞，基质低孔、低渗，基本不具备储渗能力[13]。其中溶洞是最重要的储集空间，通过对塔河油田4区单井生产动态资料统计，溶洞型储集层累计产油比例在90%以上。

塔河油田奥陶系油藏原始压力系数1.11，平均地温梯度2.18℃/hm，由于埋藏深，所以油藏温度高，多为120~140℃，压力大，可达60 MPa.该油藏主力区块原油密度在0.98 g/cm3以上，局部地区高达1.04 g/cm3；主力区块原油黏度（50℃）为1 000 mPa·s，局部地区高达1.3×106mPa·s；地层水矿化度为99 592~289385mg/L，其中62.82%的样品矿化度大于20×104mg/L；另外，由于碳酸盐岩软泥中缺少可与硫化氢和硫结合的铁元素，成岩阶段硫多与有机质组分结合，形成有机硫化物，提高了原油的含硫量。因此，塔河油田奥陶系油藏整体呈超深、超稠、高温、高压、高黏度、高矿化度和高含硫量的特点[14-15]。

2　理论基础

文献［16］指出，油水相对渗透率比值与含水饱和度存在5种关系。其中一种可表示为

在水驱的稳定流动条件下，水油产量比可表示为

联立（1）式和（2）式，产水量为

对产水量积分，可得累计产水量

根据物质平衡原理，累计产油量为

（5）式两边对时间求导,得

将（6）式代入（4）式，可得

对（7）式积分求解，得

根据物质平衡方程，平均含水饱和度为

将（9）式代入（8）式，有

当c=-2时，（10）式可化简为

（11）式可化简为

（15）式可进一步变形为

（17）式即为丁型水驱特征曲线。

如果动态数据满足丁型水驱特征曲线的形式，即A，B为常数，则根据（13）式，地质储量为

通过以上推导可看出，如果累计液油比同累计产水量呈直线关系（即满足丁型水驱特征曲线），则地质储量同直线斜率B的倒数呈线性关系，据此，可利用动态数据计算地质储量。

3　比例系数的求取

比例系数m同初始含水饱和度、初始含油饱和度和常数b有关，可以通过相渗曲线计算。先计算出实测油水相对渗透率的比值，再根据（1）式，通过拟合的方式确定b；将b、初始含油饱和度和初始含水饱和度代入（18）式，即可求得m.在没有相渗曲线，或者相渗曲线代表性不强的情况下，也可以根据已知区块地质储量同B的关系，通过统计的方法获取。本文采用后者。

为了验证方法的合理性，并进一步求取系数m，绘制了塔河油田4区、6区、7区主要缝洞单元以及3个区块的地质储量与斜率的倒数的关系图（图1）。

图1　地质储量与斜率倒数的关系

由图1可以发现，地质储量同1/B呈现明显的线性关系，比例系数为6.434 9，拟合相关系数R2=0.970 5，说明本文方法是合理的。对于缝洞型碳酸盐岩油藏，地质储量同斜率的倒数的比例系数在6.4左右。

4　单井井控储量计算

利用前面建立的方法，对塔河油田T7-615单元和T7-607单元共19口井的单井井控储量进行了计算（表1和表2）。

单井井控储量相加，可得T7-615单元和T7-607单元动态地质储量分别为226.49×104t和1 086.23× 104t，通过地质建模得到的地质储量分别为231×104t和1 260×104t，误差分别为1.95%和13.79%.

因此，利用丁型水驱特征曲线计算单井井控储量是可行的。

表1　T7-615单元单井井控储量计算

表2　T7-607单元单井井控储量计算

5　结论

如果累计液油比同累计产水量呈线性关系（即满足丁型水驱特征曲线），则地质储量同直线斜率的倒数呈线性关系，对于塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏，线性比例系数为6.4，据此，可计算单井井控储量。

符号注释

a，b，c，m——常数；

Bo——原油体积系数，m3/m3；

Bw——地层水的体积系数，m3/m3；

Krw——水的相对渗透率，无因次；

Kro——油的相对渗透率，无因次；

Lp——累计产液量，104t；

N——地质储量，104t；

Np——累计产油量，104t；

Qw——地面水产量，t/mon；

Qo——地面原油产量，t/mon；

Sw——平均含水饱和度，f；

Swi——初始含水饱和度，f；

Soi——初始含油饱和度，f；

Wp——累计产水量，104t；

μo——地层原油黏度，mPa·s；

μw——地层水黏度，mPa·s；

γo——地面原油的相对密度，f；

γw——地面水的相对密度，f.

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Well Controlled Reserve Calculation for Fractured⁃Vuggy Carbonate Reservoirs in Tahe Oilfield,Tarim Basin

ZHENG Songqing1,LIU Dong2,LIU Zhongchun1,KANG Zhijiang1

(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Sinopec,Beijing 100083,China;2.Department of Exploration and Development,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla,Xinjiang 841000,China)

Nazalov water flooding characteristic curve(Type⁃D curve for short)was derived from the relationship between oil⁃water relative permeability ratio and water saturation.It was proved that there was a good linear relation between the reciprocal of the slope of the linear part in Type⁃D curve and the original oil in⁃place(OOIP).This conclusion was verified through the statistics of 12 units in Tahe oilfield, and the proportional coefficient of 6.4 was determined for the fractured⁃vuggy reservoir.Using this method,the single well controlled re⁃serve was calculated for wells of T7⁃607 unit and T7⁃615 unit in Tahe oilfield.The results are consistent with the geological knowledge, which shows that the method proposed in this paper is feasible for calculation of such a carbonate reservoir’s well controlled reserves in Ta⁃he oilfield.

Tarim basin;Tahe oilfield;fractured⁃vuggy reservoir;Type⁃D curve;well controlled reserve

TE331;TE344

A

1001-3873（2015）01-0078-04DOI：10.7657/XJPG20150115

2014-02-20

2014-11-04

国家973项目（2011CB201006）

郑松青（1982-），男，山东寿光人，高级工程师，博士，油气田开发，（Tel）010-82311035（E-mail）521zhsq@163.com.