四川盆地裂缝型油气藏确权含油气面积的确定

黄 阳 张 彩 杨家静 杨 光 黄嘉鑫 曾云贤 杨 帆 程 钰 李 舫

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

根据2016年12月20日七部委联合发文（国土资发【2016】192号）《自然资源统一确权登记办法（试行）》以及原国土资源部办公厅关于印发《探明储量的矿产资源纳入自然资源统一确权登记试点工作方案》的函（国土资厅函[2017]409号）的有关要求，油气探明储量作为重要的矿产资源纳入自然资源统一确权登记工作中。近10年来，高强度的矿产资源开发利用助力经济社会快速发展，生态文明建设要求也越来越高，我国矿产资源的数量、结构、空间分布和开发利用环境等已发生重大变化，开展全面调查，掌握真实准确的矿产资源基础数据，是加强宏观调控、完善产业政策、合理配置矿产资源、推进产业结构调整、优化生产力布局和推动区域经济发展的重要基础；是大幅提升资源精细化管理水平、促进资源节约集约高效利用，统一行使全民所有自然资源资产所有权人职责和所有国土空间用途管制的重要支撑，是落实矿产资源保护监督职能的重要抓手[1-5]。目前我国的矿产资源储量管理面临着严峻的考验，存在着资源统计制度有漏洞；立法滞后，对矿产资源储量管理的规定模糊、笼统，没有明确的界限和准则；管理核心目标未充分实现等突出性的问题[6]。面对诸多的困难和不足，中国石油西南油气田公司作为首批试点单位，攻坚克难，对探明储量的矿产资源统一确权方法进行了研究，通过对中国石油西南油气田公司113个常规气田、2个页岩气田，5个油田的探明储量情况梳理，分析不同类型油气藏含油气面积的确定方法，解决了关键的技术点。特别是对采用动态法计算的探明储量，通过调研与研究相结合的技术思路，结合西南油气田实际情况，进行确权方法研究。为形成一套针对四川盆地油气探明储量特点的确权登记方法奠定了基础，且起到引领性的示范作用；同时为全国油气探明储量的矿产资源统一确权登记办法的最终制定提供典型案例与强力技术支撑。

1 探明储量特点分析

中国石油目前有完整储量数据库，可以满足国土资源部登记统计和探明储量数据管理要求。目前通过公司数据库，可以直接生成上交原国土资源部两类库。一类是以油气田为单元的登记统计库（提交给原国土资源部信息中心），一类是以储量计算最小单元明细管理的探明储量数据库（提交给原国土资源部油气储量评审办公室）。

中国石油探明储量数据库按四级单元管理从1949至2018年以来的探明储量数据及相关参数。内容包括：储量计算参数、储层特征、油气藏特征、流体性质、油气藏产能分析。基本可以满足原国土资源部目前探明储量备案和登记统计要求。以上工作为本次油气探明储量的矿产资源确权打下了良好的基础。

截至2018年底，西南油气田公司需要确权的油气田有120个（含页岩气田，不含合川气田），其中气田115个，油田5个。纵向上层系多，油气产层多达27个，震旦系—侏罗系均有分布。油气田探明储量计算单元个数多，其中，天然气探明储量计算单元696个（常规气田探明储量计算单元692个，页岩气田探明储量计算单元4个）。油田计算单元6个。众多的油气田及计算单元，使得油气矿产资源确权登记数量多、工作量大。

西南油气田公司探明天然气田具有构造圈闭和裂缝圈闭数量多、复合圈闭和岩性圈闭储量规模大的特点。对于整装构造型、岩性油气藏储层预测清晰，边界可以圈定，采用容积法计算探明地质储量[7]；而裂缝型气藏数量多，是西南油气田的特点，在全国具有一定的代表性。裂缝型油气藏，储层预测困难，空间展布不清楚，采用油气藏压力、产量资料，用动态法计算探明地质储量[8-14]。

西南油气田分公司目前有油气计算单元共702个，其中5个油田共6个计算单元、2个页岩气田共4个计算单元、30个气田127个计算单元采用容积法申报储量，这部分计算单元含油气范围明确，申报储量的同时已申报含油气面积；85个气田565个计算单元采用动态法计算探明储量，没有申报含油气面积，这部分储量占分公司总储量的10%左右。

2 含油气面积确定方法

为了确保在矿产资源统一确权登记中实现油气探明储量的产权清晰、边界确定，需要对各油气田的每一个计算单元含油气面积进行确定，进而开展立体空间图的绘制。针对没有申报含油气面积的计算单元，提出以下2类情形的含油气面积确定方法。

2.1 申报采用容积法，其后动态法复算的气藏

首次申报时按容积法申报，有确定的含气面积，在复算时，采用动态法计算储量；没有申报含油气面积，按照容积法申报时的含油气面积予以确权。

以大池干井气田万顺场区块石炭系气藏为例：该气藏于1986年采用容积法申报探明储量，2017年复算时，同时采用容积法和动态法进行复算，其中容积法含气面积25.81 km2，由于该气藏已进入开发后期，气藏自1987年投产以来，已生产近30年，开采时间长，采出程度高，动态法储量更可靠。所以上报动态法储量，没有上报复算后的面积（表1）。这种情况将申报探明储量报告中的面积作为确权面积。

表1 四川盆地大池干井构造复算前后对比表

2.2 动态法计算探明储量气田的含气面积确定方法

2.2.1 多井裂缝型气藏

西南油气田的气藏类型多样，其中裂缝型气藏数量多。主要分布于二叠系茅口组、三叠系长兴组、嘉陵江组以及安岳、充西的须家河组。具有多井的裂缝型气田，由于裂缝在地下的发育程度和范围在现有技术条件下不能准确确定，裂缝型气藏所处层系构造图，基本圈住了裂缝系统的所有钻井，按共圈构造线面积确定油气田的确权面积（图1）。以黄家场气田为例，该气田嘉陵江组、二叠系长兴组、茅口组、栖霞组气藏储集层为碳酸盐岩，非均质性极强，为多井裂缝系统气藏。气田采取滚动勘探开发，即钻获一个裂缝系统，投产一个裂缝系统，然后计算一个裂缝系统的储量。目前，黄家场气田的储量经多次申报、多次核算，累计上报10个储量计算单元，天然气地质储量75.18h108m3，技术可采储量60.77h108m3，经济可采储量60.77h108m3。以嘉陵江组构造图为背景，将黄家场气田各层系的井投到嘉陵江组顶界构造图上，根据黄家场气田的井位部署以及构造线的展布，通过共圈构造线圈定含气面积50.64 km2（图1）。

图1 四川盆地黄家场构造嘉陵江组气藏裂缝系统确权面积图

2.2.2 单井裂缝型气藏及无法共圈的多井裂缝型气藏

西南油气田的裂缝型气藏数量多，其中位于川南地区和川西南区的裂缝型气藏尤为突出，在全国具有代表性。为确保产权归属清晰，需要有清晰边界，自然资源部明确要求在“自然资源登记簿”中填写含油气面积。针对单井裂缝型气藏及无法共圈的多井裂缝型气藏，采用了“井点外推法”进行研究（图2）。

图2 阳高寺气田含气面积图

借鉴探明储量申报中，在无法确定含气边界时，采用边部井外推1.0～1.5倍开发井距的原则，结合西南油气田公司碎屑岩气藏平均开发井距1.0 km（表2）和碳酸盐岩气藏平均开发井距1.5 km（表3）的实际情况，推算本次确权登记中裂缝系统的单井控制面积为9 km2。

气藏成熟开发期的井距对于含气面积的划定具有重要意义，通过对四川盆地主力产层典型气藏开发中后期实际井距以及部分气藏早—中期井网相对完善区域实际开发井距进行统计，得到各个层系开发成熟期的平均井距，并以此作为确定目标气藏含气面积的参考值。

经过统计分析，四川盆地典型碎屑岩气藏开发成熟期平均井距1.0 km（表2），典型碳酸盐岩气藏开发成熟期平均井距1.5 km（表3）。

3 结论

1)对于首次采用容积法申报探明储量时有确定的含油气面积，在复算时，考虑到气藏投产时间长，认为动态法更可靠，所以上报动态法探明储量，但没有申报油气藏的面积。从国家管理的角度出发，申报油气探明储量时，是经国家储量评审办公室审查认可的含气面积，在没有做进一步的相关申报工作时，油气探明储量矿产资源确权登记应该继续沿用自然资源部审查备案的数据，在国家的监管下完成油气田含油气面积的确权工作[15]。所以，申报采用容积法，其后采用动态法复算的油气藏含油气面积确定，将申报探明储量报告中的面积作为确权面积。

表2 四川盆地典型碎屑岩气藏开发成熟期平均井距表

表3 四川盆地典型碳酸盐岩气藏开发成熟期平均井距表

2)针对多井裂缝型气藏利用动态法申报探明储量的油气田，以黄家场气田为例，在黄家场气田北部和东部井控范围不够的情况下，不能用共圈构造线笼统的圈定含气面积；其二，没有足够的资料证明井之间的连通性；其三，一个气田的某一个层系构造图不能代表其他层系的构造描述，否则对含气面积的确定是不严谨和不规范的。由此可见，共圈构造线是不能真实反映油气田的含油气面积。

3)针对裂缝型气藏，采用井点外推法，虽然不能真实反映地下裂缝延伸情况，但考虑到了裂缝型气藏特点，与气田开发实践吻合，同时含气面积的合理化确定，可保护企业权益。所以，裂缝型气藏采用井点外推法确定含气面积是合理的。

综上所述，油气田含油气面积的确定：①针对容积法申报探明储量的油气田，采用探明报告中的含气面积作为确权面积；②针对动态法申报探明储量的油气田，采用井点外推法确定的含油气面积作为确权面积。