渤海湾盆地济阳坳陷中深层低渗砂砾岩油藏控制储量升级标准

李 姝，黄学斌，肖玉茹，郑振恒，刘丽琼

(中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

砂砾岩体是陆相断陷盆地陡坡带广泛发育的一种典型的沉积体。砂砾岩体油气勘探在渤海湾盆地济阳坳陷、南襄盆地泌阳凹陷、准噶尔盆地玛湖凹陷[1]均获得了巨大突破。济阳坳陷砂砾岩体是今后勘探的重点方向之一，主要分布在东营、渤南和车镇等凹陷(洼陷)的北部陡坡带。勘探开发实践表明，受沉积作用、成岩作用的影响，砂砾岩储层横、纵向变化快，储集性能整体偏差，大多数属低孔低渗或特低渗储层，且非均质性极强，不同期次扇体之间界线不明显，含油性差异大[2]。

前人对济阳坳陷砂砾岩的研究主要集中在地震特征[3]、储层成因[4-5]、储层分类[6-9]等方面，同时对低渗透砂岩油藏控制储量升级的影响因素及评价参数也进行了分析，以储量规模、产能(单井产能、采油速度)和井网密度作为储量升级评价参数[10]。采用分级法或样本等区间劈分法建立了评价参数标准[10]。由于控制储量阶段取得的各类资料都相对较少，上述3个参数的确定存在着较大的不确定性。通过剖析济阳坳陷低渗透砂砾岩探明和保有控制储量特点，对影响控制储量升级的主控因素及评价标准进行了研究。明确了储层有效性、产能及经济性是影响控制储量升级的主要因素，并分别优选了表征关键参数。表征储层有效性的主要参数包括油层埋藏深度、有效厚度、有效孔隙度和含油饱和度；反映原油渗流能力的参数主要是油层渗透率和地层原油黏度；表征产能及经济性的主要参数包括合理的初期产量、递减律和单井最小经济可采储量。在勘探阶段主要是由试油结果反映产能，存在数据少、不确定性大的特点，而试油与试采产量之间存在正相关性。通过大量的统计分析和多元回归等方法，建立了控制储量升级的两级标准：一级为储层有效性下限标准；二级为单井产能和经济可采储量下限标准。

1 济阳坳陷砂砾岩保有控制储量特点

截至2019年底，济阳坳陷砂砾岩体保有低渗透控制储量占中国石化保有低渗控制储量的15%，主要分布在东营凹陷的滨县凸起南坡、盐家、胜坨油田和沾化凹陷的义东、埕东、渤南等多个油田，主要含油层系为沙三段和沙四段。

保有低渗透砂砾岩体控制储量区块28块，主要分布在中深层(2 100～4 100 m)；含油面积差异大，为0.5～26 km2，平均5.45 km2，其中5～10 km2的占比36%；储层有效厚度6.6～50 m，平均19.1 m，其中10～25 m的占比46%，厚度较大；有效孔隙度6%～20%，平均11.8%，其中10%～12%的占比39%；渗透率(0.8～50)×10-3μm2，平均15.5×10-3μm2；含油饱和度50%～66.2%，平均59%；多为常压油藏，少部分存在异常高压；区块单井平均试油初期产量4.1～43.5 t/d；可采储量丰度(4.76～29.96)×104m3/km2，平均14.07×104m3/km2，其中(10～16)×104m3/km2的占比36%，多为低丰度油藏(图1)。

图1 渤海湾盆地济阳坳陷低渗透砂砾岩体保有控制储量参数分布

2 影响控制储量升级的主控因素

控制地质储量与探明地质储量的主要差别在于地质认识程度和经济性的不同。参考国家标准《油气矿产资源储量分类：GB/T 19492—2020》，探明地质储量与控制地质储量相比，勘探工作量有所增加，查明了油气藏类型、储集类型、驱动类型、流体性质及分布、产能等，流体界面或油气层底界应是钻井、测井、测试或可靠压力资料证实的；勘探开发程度和地质认识程度有了较大的提高；经评价钻探证实油气藏可提供开采并能获得经济效益，具有经济性[11]。通过对比，控制地质储量升级为探明地质储量，首先需要进一步认识储量的落实程度，尤其是对油气藏非均质性的认识；其次主要是提高单井产能和有效控制成本，达到经济有效开发的探明储量申报条件。

济阳坳陷砂砾岩体埋深大于2 200 m、渗透率小于50×10-3μm2的中深层低渗砂砾岩体主要油藏类型为扇根封堵的岩性油藏，具有油层厚度大、纵向叠合、平面连片、扇中富集、油水关系复杂的特征。低渗—致密储层的渗流能力差，但储层厚度大，自然产能低，均需压裂投产。需要优化压裂改造技术，产生优势通道，提高产能。因构造、储层或含油性等方面的非均质性严重，导致不同部位产能差异大。因此制约其控制储量是否能够升级的重要因素分为内在因素和外在因素：内在因素是指储层本身的地质因素，即储层的有效性；外在因素是指现有工艺技术条件下的经济性。

3 关键参数及升级下限标准

济阳坳陷中深层低渗透砂砾岩油藏控制储量的升级受内在与外在双因素控制。通过相关性分析，选取决定两因素的关键表征参数，并确定其升级下限标准。

3.1 储层有效性参数及升级下限标准

3.1.1 储层有效性参数

中深层低渗砂砾岩体储层有效性与油藏类型、储层物性、油藏埋藏深度、胶结物类型、原油性质、地层压力、储量规模及可采储量丰度等有密切关系[12-22]。研究发现，对于中深层低渗砂砾岩体油藏，在控制储量升级为探明储量后，埋藏深度、原油性质、储层物性、可采储量丰度等几个参数升级前后变化不大，而可采储量丰度能够从一定程度上反映储层有效性。通过相关性分析，可采储量丰度与埋藏深度、储层有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、储层渗透率、地层原油黏度相关性好。优选这6个参数，利用多元回归的方法确定各地质参数及对应的影响系数，获得济阳坳陷中深层低渗砂砾岩体油藏可采储量丰度的计算模型，进而评价控制储量区的储层有效性。本次模拟未考虑生产压差、压裂级数对油层产油能力的影响，获得的预测值与实际可采储量丰度的相关系数(R)为0.898。

Y=-0.003 75H+17.378S1+0.043 8S2+8.162

R=0.898

S1=hΦSo

S2=K/μo

式中：Y为可采储量丰度，104m3/km2；H为油藏埋藏深度，m；S1为油藏储层质量系数，f；S2为油层产油能力系数，f；h为油层有效厚度，m；Φ为油层有效孔隙度，f；So为油层含油饱和度，f；K为油层渗透率，10-3μm2；μo为油层地层原油黏度，mPa·s。

埋藏深度、有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度四参数评价储层质量；地下原油黏度和渗透率两参数分析储层渗流能力。

3.1.2 储层有效性下限标准

根据渗透率与埋藏深度分为4类，即中浅层低渗、中深—深层低渗、特低渗和致密砂砾岩油藏。由于中浅层低渗砂砾岩油藏较少，主要以中深—深层低渗砂砾岩油藏为研究对象。基于已升级储量的统计分析，建立了3种中深—深层低渗砂砾岩油藏升级的储层有效性下限标准。

中深—深层低渗砂砾岩油藏储层有效性下限标准：油藏埋深2 000～3 900 m；渗透率(10～50)×10-3μm2；有效厚度2.9～44 m，94%的油藏有效厚度不低于3.5 m，有效厚度下限标准定为3.5 m；有效孔隙度8.6%～25%，由于地层压实作用，随埋藏加深，有效孔隙度逐渐减小，因此其下限也随埋藏加深而逐渐变小，97%的油藏有效孔隙度不低于11%；含油饱和度51%～70%，其下限标准定为50%；地下原油黏度0.4～38.45 mPa·s，95%的油藏其地下原油黏度不高于20 mPa·s，其下限标准为不高于20 mPa·s。综合评判可采储量丰度下限一般不低于4.4×104m3/km2。

中深层特低渗砂砾岩油藏储层有效性下限标准：油藏埋深2 000～3 500 m；渗透率(3～10)×10-3μm2之间；有效厚度4.4～49.4 m，92%的油藏有效厚度不低于4.5 m，85%的油藏有效厚度大于8.5 m，有效厚度下限标准定为4.5 m；有效孔隙度9%～21%，其下限定为9%；含油饱和度58%～66%，其下限标准定为55%；地下原油黏度0.5～5.2 mPa·s，其下限标准定为不高于5 mPa·s。综合评判可采储量丰度下限一般不低于4.7×104m3/km2。

中深—深层致密砂砾岩油藏储层有效性下限标准：油藏埋深2 800～3 900 m；渗透率(0.9～3)×10-3μm2；有效厚度6～41.4 m，83%的油藏有效厚度大于8.0 m，有效厚度下限标准定为6 m；有效孔隙度7.3%～16%，其下限标准定为7%；含油饱和度51%～62%，其下限标准定为50%；地下原油黏度0.3～3.9 mPa·s，其下限标准定为不高于4 mPa·s(表1，图2)。综合评判可采储量丰度下限一般不低于4×104m3/km2。

表1 渤海湾盆地济阳坳陷低渗透砂砾岩储层有效性参数下限

图2 渤海湾盆地济阳坳陷低渗透砂砾岩油藏储层有效性参数下限图版

3.2 产能和经济性的确定及升级下限标准

外在因素是指开采油藏的工艺技术条件，从试油产量、初期试采产量、递减率等参数出发，可评价常规或压裂等开采技术下的产能及经济下限可采储量。

在控制储量阶段，探井或评价井的试采时间较短，有些甚至未进行试采，只有试油相关数据资料。初期产能多用试油井的产量进行表征，直接采用测试产量来评价产能进而衡量是否具有商业价值极不合理。为合理评价其升级潜力，有必要通过试油产量合理确定初期产能，再进行经济性评价。

3.2.1 初期合理产能研究

分析济阳坳陷低渗透油藏“十五”以来有试油、试采和生产的探井数据，选择测试层位与生产层位一致、生产时间连续一年以上探井133井次进行分析。这些探井主要分布在东营凹陷和沾化凹陷，试油层位主要为沙三段和沙四段。不同的油层条件、试油措施(是否压裂)、试油方式(自喷或泵抽)和开发方式(弹性开发或注水开发)，其试采初期稳定产量与试油产量均呈线性相关，但二者之间的折算系数范围较大，在0.3～0.7之间，平均值0.46(图3)。弹性开发方式的低渗透单元平均单井产能是试油产量的40%，而注水开发条件下平均单井产能是试油产量的57%。砂砾岩低渗储层的试采产量与试油产量的折算系数平均为0.59。

图3 渤海湾盆地济阳坳陷低渗油藏试采初期产量与试油产量关系

3.2.2 递减规律研究

根据2010年以来低渗油藏投产新井的情况统计，初期递减率较大，在30%～46%之间，平均递减率38.3%，2014—2016年投产的新井以斜井为主，占新投产井数的89%，初期平均递减率32.3%；1年后产量递减明显减缓，平均递减率14.3%(图4)。

按渗透率分类，2014—2016年投产的新井中有83%属于一般低渗，渗透率介于(10～50)×10-3μm2；特低渗透率的井(渗透率介于(3～10)×10-3μm2)占15%；在致密砂岩(渗透率小于3×10-3μm2)储层投产的新井仅占2%。一般低渗的新井初期平均递减率30.5%，1年后产量递减明显减缓，后期平均递减率10.5%；特低渗的新井第一年的递减率42.6%，前三年年平均递减率30%，后期产量递减相对较缓(图4)。

图4 渤海湾盆地济阳坳陷低渗油藏新井日产油曲线

3.2.3 单井产能和经济可采储量下限标准

渗透率大于30×10-3μm2的低渗砂砾岩油藏一般采用直井水驱开发；渗透率介于(10～30)×10-3μm2之间的低渗砂砾岩油藏一般采用直井小型压裂水驱开发；特低渗砂砾岩油藏一般采用直井大型压裂(仿水平井)水驱开发。中深层致密砂砾岩油藏一般采用直井CO2驱或水平井分段压裂弹性开发，在70 $/bbl油价及当前技术条件下，实现经济有效开发的难度较大。

采用上一年同类型开发区块实际发生值选取投资参数(单井投资、单井固定操作成本、单位可变操作成本、管理费用等)，各种税率依据实际发生值和相关规定取值。预测产能剖面时，初期递减大，递减率32.3%，1年后产量递减明显减缓，递减率14.3%，评价期15年。

考虑油价、油藏类型、开发方式、投资规模、操作成本、初期产量和递减规律等，应用现金流法计算净现值为0时的单井最小经济可采储量，从而迭代计算不同井深、不同油价下的单井经济极限初期产量(图5)，从而反算控制储量升级所需试油产量界限(表2)。埋深在3 500 m左右的低渗透砂砾岩体控制储量升级的试油产量在油价40～80 $/bbl下的下限标准会从20.3 t/d下降到7.3 t/d。油价40～80 $/bbl下的单井最小经济可采储量下限标准会从1.87×104t下降到0.67×104t。

表2 渤海湾盆地济阳坳陷低渗砂砾岩控制储量升级下限标准

图5 渤海湾盆地济阳坳陷低渗透油藏不同井深、不同油价下的经济极限初产示意

如果采用市场机制和工程公司合作等方式降低开发成本，济阳坳陷低渗油藏控制储量的升级下限标准可能会下降。在目前低油价情况下，致密—特低渗储量升级的可能性较小。不同的开发方式，在初产、递减率发生变化时，控制储量升级下限标准应进行适当调整。

4 实例应用和方法验证

4.1 升级性评价

首先根据油藏埋深、储层有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、渗透率和地层原油黏度6个关键参数，利用研究所得的模型计算表征储层有效性的参数——油藏储层质量系数(S1)、油层产油能力系数(S2)和可采储量丰度；其次对照储层有效性下限标准筛选不同埋深、不同渗透率的升级潜力区块；最后对照单井产能和经济性下限标准筛选出不同井深、不同油价下的升级潜力区块，从而形成不同油价下的控制储量升级序列。

将济阳坳陷中深层低渗透砂砾岩控制储量28块根据渗透性分为3类，其中中深—深层低渗透砂砾岩油藏14块、中深层特低渗砂砾岩油藏8块和中深—深层致密砂砾岩油藏6块，其油藏埋深、储层有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、渗透率、地层原油黏度、试油产量及油藏储层质量系数、油层产油能力系数和可采储量丰度计算结果详见表3。

根据建立的不同埋深、不同渗透率的储层有效性下限标准，筛选出符合标准的升级潜力区块16块，其中中深—深层低渗透砂砾岩油藏9块、中深层特低渗砂砾岩油藏4块和中深—深层致密砂砾岩油藏3块；再次根据建立的不同井深、不同油价下的单井产能和经济可采储量下限标准，筛选出符合标准的升级潜力区块14块，油价60 $/bbl以下可升级的区块8块，其中中深—深层低渗透砂砾岩油藏7块和中深层特低渗砂砾岩油藏1块；油价60～70 $/bbl之间可升级的区块3块，其中中深—深层低渗透砂砾岩油藏1块和中深层特低渗砂砾岩油藏2块；油价70～80 $/bbl之间可升级的区块2块，其中中深—深层低渗透砂砾岩油藏1块和中深层特低渗砂砾岩油藏1块；油价80 $/bbl以上可升级的中深层—深层特低渗透砂砾岩油藏1块(表3)。

在油价70 $/bbl以下有升级潜力的11个区块，多为中深层低渗砂砾岩体油藏，储层质量系数和油层产油能力系数高，产能好，其中3块在2013—2019年间实现了升级。从评价结果看，埋藏浅、储层质量系数和油层产油能力系数高、产能好的控制储量区块升级性高，基本符合油田开发实际。B4区块为中深层特低渗砂砾岩油藏，虽然其储层有效性稍差，但它与A3、A4区块同属于一个砂砾岩扇体，与A3、A4区块一起进行经济评价是经济的，在2019年3块一起升级探明地质储量500多万吨。

当然，对于油田勘探的热点地区，尽管综合评价较低，由于储量规模大，也能升级。对于埋藏深度大，储层有效性和产油能力稍差的油藏，需要攻关“甜点”预测技术和有效的开发技术，提高产能，从而实现储量升级。

4.2 实例解剖

A4块2016年上报E2s4控制含油面积1.43 km2，地质储量63.02×104t，技术可采储量9.45×104t。油藏中部埋深2 980 m，沉积类型为近岸水下扇沉积，有效厚度9.0 m，有效孔隙度10.2%，含油饱和度66.2%，渗透率18.1×10-3μm2，地层原油黏度5.12 mPa·s，可采储量丰度7.74×104m3/km2，压裂后试油日产油9.0 t，油藏类型为构造—岩性油藏。

对照一级标准——中深—深层低渗砂砾岩油藏储层有效性下限标准：油藏埋深2 000～3 900 m；渗透率(10～50)×10-3μm2；有效厚度下限标准3.5 m；有效孔隙度不低于11%；含油饱和度不低于50%；地下原油黏度不高于20 mPa·s；可采储量丰度下限不低于4.4×104m3/km2。A4块各项关键参数均超过中深—深层低渗砂砾岩油藏储层有效性下限标准。根据试油产量，对照二级标准——单井产能和经济可采储量下限标准，A4块在油价60 $/bbl左右可升级。

上报控制储量后2017—2018年新钻5口开发井，压裂求产，初期日产油1.1～17.0 t，单井初期平均日产油10.7 t，根据砂体描述，结合SMI波形反演剖面和地球物理属性，预测描述砂砾岩扇体。油藏受岩性控制，高部位一般储层物性好，多为油层，低部位一般为干层。油藏认识基本清楚，各项地质参数及产能均超过储量升级的下限标准，并经开发方案经济评价，平衡油价为54 $/bbl，2019年升级为探明储量57.95×104t。

5 结论与认识

(1)基于影响控制储量升级的主控因素及开发生产规律研究，建立了不同地质条件、不同油价下的低渗砂砾岩油藏控制储量升级为探明储量的两级标准：一级为不同埋深、不同渗透率的储层有效性下限标准(包括地下原油黏度、有效厚度、有效孔隙度和含油饱和度等参数)；二级为不同井深、不同油价下的单井产能和经济可采储量下限标准。通过未升级控制储量区块的实例分析，筛选出的升级潜力区块与区块后续的升级效果基本吻合，验证了上述升级标准的可靠性与合理性。

(2)济阳坳陷中深—深层低渗透砂砾岩28块控制储量，根据建立的不同埋深、不同渗透率的储层有效性下限标准，筛选出符合标准的升级潜力区块16块；根据建立的不同井深、不同油价下的单井产能和经济可采储量下限标准，筛选出符合标准的升级潜力区块14块，油价60 $/bbl以下可升级的区块8块，油价60～70 $/bbl之间可升级的区块3块，油价70～80 $/bbl之间可升级的区块2块，油价80 $/bbl以上可升级的区块1块，形成了济阳坳陷中深层低渗透砂砾岩油藏在不同油价下的升级序列。

(3) 若技术经济条件发生变化，如技术进步、投资成本水平下降等，低渗砂砾岩油藏控制储量升级探明储量的下限标准应进行调整。