SEC准则下缝洞型碳酸盐岩油藏储量评估及应用实例探究

2020-05-06郭鸣黎汪桂敏潜欢欢

油气藏评价与开发 2020年2期

郭鸣黎，陈凌，汪桂敏，潜欢欢

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011）

按照美国证券交易委员会（U.S.Securities and Exchange Commission，以下简称SEC）的要求，在其资本市场上市的油气公司必须披露其SEC标准下的证实储量（已发现剩余经济可采储量）。随着油气勘探开发不断深入，缝洞型碳酸盐岩油藏逐渐成为中国石化油气公司重要的油气资源，作为上市公司，其SEC 准则下的证实储量尤其要严格符合其披露规则要求，但是由于油藏地质特征的复杂性，难以采用常规的储量计算和评估方法。自中国石油、中国石化和中国海油三大公司在美国上市以来，国内从事储量研究的技术人员在不断学习和研究SEC准则和储量分类与定义[1-2]，但针对具体的某一特定的油气藏类型的评估方法很少有明确的成果介绍，而受勘探开发阶段不同、油气藏的复杂程度、经济条件和经营环境的不同等诸多因素的影响，探索出针对缝洞型碳酸盐岩油藏的储量评估技术与方法是一直困扰储量评估人员[3-5]的难题所在。

本文以顺北油田某典型断裂带的SEC储量评估为实例，运用该地区成熟的储层预测技术，以振幅、能量体、相干体、反射特征等物探手段为主，结合地质、油藏研究的综合储层预测，将该井区奥陶系油藏细分为三类储集体，即洞穴、孔洞和裂缝储集体，分别计算其原地量。在证实储量评估时采用静态法、类比法和动态法等多种评估方法相结合，保证对披露的证实储量的合理性，探索性地形成了一套针对此类油藏SEC 储量评估的技术和方法，对此类油藏SEC储量评估具有一定的指导和借鉴意义。

1 SEC储量评估过程及披露要求

SEC 标准储量立足于从股民的利益出发，为确保投资者的风险最小，强调的是合理确定性的商业价值，因此，它的主要特点表现在合理的确定性、经济性与动态性。

1.1 证实储量的定义和分类

证实储量指在现行的经济和生产条件（主要指现行价格和成本）下，地质和工程资料合理可靠地证明未来可以从已知储集层中采出的油气估算量。根据开发状态又分为证实已开发和证实未开发两类：①证实已开发储量（Proved Developed Reserves），是指通过现有井，采用现有设备和操作方法，预期可采出的储量。②证实未开发储量（Proved Undeveloped Reserves），是指在未钻井部位将来通过钻新井或从现有井中将来需要相对较大费用重新完井预期被采出的储量。

1.2 证实储量的评估方法和要求

基于对油气藏勘探开发阶段、资料掌握程度和认识程度的不同，采用的储量评估方法也不尽相同。勘探阶段、开发早期的油气藏（田）储量评估，常使用容积法和类比法；油气田正式投产后，随着生产动态资料（如产量和压力等）的增加，可适时转为动态法进行评估。

无论采用什么评估方法都应形成对油气藏的油气原地量、技术可采量和未来产量预测剖面的结果，结合经济参数和矿权年限，应用现金流法评估储量及其价值。

通过几种独立的方法得出相同或相近的结果，储量结果往往具有较高的可信度，同时可根据不同方法的计算结果及其差异划分不同级别储量（证实储量、概算储量和可能储量）。

2 缝洞型碳酸盐岩油藏的SEC 评估储量存在的技术难点

依照SEC 准则，要保证对披露的缝洞型碳酸盐岩油藏的证实储量未来更多的可能是正修正，而不是负修正，从概率法的角度意味着未来的产量预测要有90%的可能性等于或超过目前的预测值。

2.1 地质描述和量化难度大

与普通砂岩油藏相比，碳酸盐岩岩溶-缝洞型油藏储层发育受控因素复杂、非均质性强、储集岩类型多样，既有裂缝-溶蚀孔隙型储层,又有裂缝-溶洞型储层，堪称世界上最复杂的特殊油藏类型[6-10]。如中国石化塔河油田奥陶系油藏属于岩溶-缝洞型块状油藏，基质孔渗极低。据大量岩心统计结果，87%的样品孔隙度小于1.0%，96%的样品渗透率小于1.0×10-3μm2，基本不具备储油能力。而裂缝和次生溶蚀孔、洞却相当发育，为油藏主要储集空间和渗流通道。塔河油田储集空间包括溶蚀孔、洞、缝，主要储层类型有裂缝型、裂缝-孔洞型、裂缝-溶洞型。但是裂缝和断裂的发育程度较国内外同类油田差，分布具有更强的非均质性。

由于油藏特有的储集类型，按储量计算标准，整个油藏按统一的储集单元选取一套参数体系计算显然不能客观地反映油藏的本来面目，需要细化储层分类各自计算其原地量。如何采用容积法对方案部署井建立地质模型，确定证实面积、证实有效厚度、孔隙度、含油（气）饱和度、采收率等参数，估算原地量和技术可采量，确定证实开发钻井数，计算出合理的经济可采储量挑战较大。

2.2 SEC准则下的已开发和未开发储量评估难度大

一方面，对一个新发现缝洞型碳酸盐岩油藏，其方案部署井的储量一般采用容积法和类比法进行评估。目前业界普遍认为，缝洞型碳酸盐岩油藏的采收率低且变化大，在20%～45%不等。影响其动用和采收率的地质因素主要包括储层类型、基质渗透率、原油黏度、储层润湿程度和非均质性等。由于缝洞型碳酸盐岩油藏中不同孔隙和缝洞结构差异极大，加上裂缝的影响，导致流体的渗流差性极大，最终动用和采收率很难判断和取值。

另一方面，对正式投产后的油田，随着生产动态资料（如产量和压力等）的增加，可适时转为动态法进行评估。针对已投产井所在不同的地质体位置、不同生产时间的动态特点，综合形成对技术可采的认识，合理预测未来产量的难度较大。

3 应用实例

以顺北油气田1号断裂带井区储量评估为例，初步探索一套此类油藏SEC储量评估的技术和方法。

3.1 勘探开发及探明储量申报简况

顺北油气田断裂整体格局为斜坡上的断裂系统，区域上可划分为顺南、顺北两大断裂带。2013年顺北1 井奥陶系中统一间房组见到良好油气显示，2016年顺北1-1H井奥陶系中统一间房组获得高产，实现了顺北地区奥陶系油气突破，揭示了该地区奥陶系油气藏具较好的勘探开发前景。通过区域地质条件分析，储集体平面沿主断裂呈带状分布，剖面呈串珠状及杂乱反射，之后为了整体控制北东向主干断裂，分别部署顺北1-2H井、顺北1-3井评价南部强挤压段、北部拉分段储层发育及含油气性。在南北控制的基础上，在中部分段滚动开发井评价储集体规模及产能。

通过多井测试分析顺北1 主干断裂带钻井均发生漏失，主断裂以洞穴型储集体为主，属于常温常压超深断控裂缝-洞穴型油藏。

2016年顺北1 井区奥陶系中统一间房组（O2yj）上报国家探明原油地质储量1 386.36×104t，技术可采储量180.23×104t。

3.2 方案部署及提交上市情况

在前期评价的基础上，根据顺北1井区奥陶系储层发育特征、油气富集规律、油水分布关系，在开发井位部署中充分考虑地质背景、地球物理特征属性与产能关系，论证各井区的储层发育和油气富集有利模式，按照有利井区、有利模式部署井位。在有利储集体较发育的区域采用不规则井网，部署7 口水平井，5 口直井。根据7 口老井的试采情况，预测顺北1 井区奥陶系油藏产能建设方案累计动用地质储量1 386×104t，末期累产油156.96×104t，采出程度11.3%，含水率94%。基于SEC 准则要求全部提交上市进行评估披露。

3.3 SEC储量评估过程和方法

3.3.1 应用测井、地震等可靠储层预测技术识别确定原地量

由于油藏特有的储集类型，按储量计算标准，整个油藏按统一的储集单元选取一套参数体系计算显然不能客观地反映油藏的本来面目。根据顺北1 井区的构造特征，油水分布关系，油气藏类型特征，缝洞储层局部呈带状发育，非均质性非常强的特点，平面上把顺北1 井区的奥陶系油藏划分为一个计算单元进行计算，纵向上将顺北1井区奥陶系油藏的计算单元内又分为三类储集体，即洞穴、孔洞和裂缝储集体，分别计算其原地量。这种方法在塔河油田相同类型碳酸盐油藏也得以使用[11-14]，具有一定的探索性，其中关键参数为含油面积、有效孔隙度、有效厚度和含油饱和度。

1）含油面积的圈定

边部油（气）井到含油（气）边界的距离过大时，可按照油（气）藏开发井距的1～1.5倍外推确定计算线，由此确定顺北1井区的计算范围。

碳酸盐岩洞穴型、孔洞型、裂缝型储层具有不同的储集、渗流和产能特点，根据实际钻井资料、测井评价、地震资料和试油结论，综合确定出洞穴型、裂缝-孔洞型、裂缝型储层的地震属性振幅变化率的下限，主要采用振幅变化率地震属性门槛值的方法分别圈定洞穴、孔洞、裂缝三类储集体的含油面积。

通过钻井统计顺北油气田顺北1 井区所有完钻井（9口井）的不同储层振幅变化率值，做出与产能之间的相关关系图（图1），由图1可看出，9口井中属于洞穴型储层的有5口井，振幅变化率值大于20，初期产能大于140 m3/d；孔洞型储层有2口井，振幅变化率值小于20大于15，初期产能大于80 m3/d；裂缝型储层有2口井，振幅变化率值均大于15，2口井初期产能都小于80 m3/d。综上所述，裂缝门槛值定为15，洞穴门槛值定为20，孔洞型储层大多数与裂缝储层重叠。

图1 顺北1井区振幅变化率-产能关系Fig.1 Relation between amplitude change rate and productivity of well area-1 in Shunbei oil-gas field

2）有效厚度的圈定

本次奥陶系油藏储层厚度是以T74为顶，以计算底界为底（96.69 m），对研究区含油面积内的测井资料进行了处理，求取计算底界以上、T74面以下各单井地层的洞穴型、孔洞型、裂缝型储层有效厚度。

洞穴型有效厚度确定方法：对于发育有溶洞进行了测井并取得了数据的井，用测井解释的厚度作为单井单个洞穴的有效厚度，结合钻时曲线确定单井有效洞穴高度。

孔洞型、裂缝型有效厚度采用测井解释的孔洞和裂缝储层有效厚度。

根据上述方法确定单井钻遇洞穴厚度总和，除以各井钻井的地层厚度总和，得到洞穴的钻遇率，平均钻遇率（0.170 3）乘以计算底界（96.69 m）得到洞穴储层的平均有效厚度16.1 m。孔洞、裂缝储层的有效厚度，采用净毛比的方法计算得到，分别为19.7 m、60.2 m（表1、表2）。

3）有效孔隙度的圈定

对顺北1井区在钻井过程中发生放空、漏失以及钻遇有大型洞穴的井，分别求出计算底界以上各口井洞穴的有效孔隙度，将各单井洞穴有效孔隙度与对应的有效厚度进行加权平均，得到单井油层平均有效孔隙度，再将各单井的平均有效孔隙度用其有效厚度进行加权平均，最终得到顺北1井区洞穴储层平均有效孔隙度。

表1 顺北1井区奥陶系油藏洞穴有效厚度Table 1 Effective thickness of Ordovician reservoir of well area-1 in Shunbei oil-gas field

表2 顺北1井区奥陶系气藏孔洞、裂缝有效厚度Table 2 Effective thickness of holes and fracturesin Ordovician gas reservoirs of well area-1 in Shunbei oil-gas field

孔洞型、裂缝型储层有效孔隙度分别采用基块孔隙度、溶洞孔隙度、裂缝孔隙度来描述。基质孔隙度采用泥质校正的怀利公式：

式中：ΦB为基质孔隙度；AC为声波时差，μs/m；TM、TF、TSH分别为岩石骨架、孔隙流体和泥质的声波时差，μs/m；CP为压实校正系数，取值为1；SH为泥质含量。

裂缝孔隙度公式：

式中：ΦF为裂缝孔隙度；A1、A2、A3为常数，其取值依裂缝状态不同而不同；RS为浅侧向测井值，Ω·m；RD为深侧向测井值，Ω·m；RMF为泥浆滤液电阻率，Ω·m。

总孔隙度采用中子、密度测井资料求得：

式中：ΦT、ΦD、ΦN分别为总、密度和中子孔隙度。

由于总孔隙度是由基质、裂缝与溶蚀洞穴孔隙度共同组成，因而在确定了基质、裂缝和总孔隙度后，即可求出溶洞孔隙度：

式中：ΦH为溶洞孔隙度。

基质孔隙度和溶洞孔隙度组成孔洞孔隙度ΦBH：

式中：ΦBH为孔洞孔隙度。

4）含油饱和度的圈定

碳酸盐岩缝洞型储集体由于孔隙结构的差别，孔隙度变化大，在确定含油饱和度时，按大型洞穴、溶蚀孔洞、裂缝储集体类型分别计算。洞穴含油饱和度主要依据测井资料、试油测试、生产资料赋值法确定；孔洞型储层的饱和度主要依据测井解释模型来确定；裂缝型储层含油饱和度参考国内外其它油田的取值经验值来确定。

最后得到顺北1 井区奥陶系油藏三类储集体的原地储量数据（表3）。

3.3.2 寻找多种类比油藏，合理确定采收率

顺北1井区是一个新发现的油藏，生产时间不长，属于开发早期阶段，基于该区处于的勘探开发阶段特点，主要采用公式法和类比法进行采收率的求取。

对顺北1 井区目前主要是弹性驱和溶解气驱的情况下，采收率范围介于5%～25%，变化范围加大，需要类比法进行确定。

通过临近的托甫台TP12 断裂带进行对比，符合以下几个方面的可类比性：

1）地质背景对比

顺北F1断裂与托甫台TP12CX 断裂均为断溶体油藏，受走滑过程中不同部位构造破裂差异控制，TP12CX断裂与顺北1区块F1断裂表现为相似的分段溶蚀特征。埋深均超过6 000 m，TP12断裂带T74埋深在6 100～6 900 m，顺北1井区埋深在7 250～7 550 m。有利反射特征对比：顺北与托甫台特征相似。

储集体规模对比：顺北1 井区断裂与托甫台TP12CX 断裂破碎带宽度和深度接近；顺北1 井区油井溶洞钻遇率远高于TP12CX 断裂，油柱高度接近，顺北1井区储集体更为发育。

2）流体性质对比

顺北1 井区为挥发性油藏，TP12CX 断裂带为轻—中质常规原油油藏，顺北1 井区油品性质好于TP12CX断裂带。

3）天然能量对比

顺北1 井区与TP12CX 断裂带相似，底水较发育；顺北1 井区单位压降采油量高于TP12CX 断裂带，天然能量强于TP12CX断裂带。

4）产能对比

顺北1 井区4 口井完成系统试井结果及生产测试情况确定合理产能平均为78.5 t/d，TP12CX断裂带投产初期稳定产能平均为70 t/d。

5）井网和开发方式

顺北1 井区和TP12CX 断裂带均采用不规则井网，开发方式相同。综合认为顺北1 井区和TP12CX断裂带有一定的可类比性。选取相邻统一构造背景下跃参井区，可以看出从油藏的成因、类型、油水关系、岩性、油藏埋深、流体性质等都有很强的可比性，有所不同的是顺北地区埋深更深，油质更好。顺北1井区处于开发早期，建产井初始产量较高，实际产量虽高于托甫台和跃参主体区，但因其位于主干断裂带且目前仅顺北1-1H 井与顺北1-6H 井投产试采，其余井尚未试采，总体情况尚不明朗，综合考虑确定研究区技术采收率为13.0%比较合理。

3.3.3 采用动态法和类比法评估已开发储量和未开发储量

SEC 储量评估需要在国内的开发方案基础上确定已开发和未开发井的证实储量[15-19]。

1）已开发储量评估

采用递减法预测现有7口井的生产动态，按照目前井的实际生产能力和稳产或递减趋势进行取值。①初始产量：以评估年底的稳定生产作为预测起始点，在473～496 t 左右，取值69 t/d；②递减率：类比TP12CX断裂带拟合递减率取13.9%（图2）。

2）未开发储量评估

根据顺北1 井区奥陶系油藏开发概念设计总井数19口，目前已完钻7口井，方案计划部署新井12口。需要根据SEC对证实面积的要求落实每口部署井的位置是否可以评为证实储量[20-25]。

表3 顺北1井区奥陶系油藏原地储量数据Table 3 OOIP data in Ordovician gas reservoirs of No.1 well area in Shunbei Oilfield

图2 顺北1井区已开发储量评估曲线Fig.2 Decline curve of proved developed reserves of No.1 well area in Shunbei Oilfield

断裂贯穿断溶体内部，连续展布，为断溶体内部连通的主要通道。裂缝型储集体沿主干断裂连续分布，在断溶体内部具有储存油气和沟通溶洞型储集体作用。依据断裂发育深度层位、断裂性质、断裂分段特征及相应的地震反射类型，存在规模缝洞体优选垂向深断裂+串珠（杂乱反射）模式。排查潜力点12个，平均井距在0.7～1.2 km，方案依次进行井位部署。因此，已投产井和潜力井点均位于断溶体核心区域，为证实储量（图3）。