黃沙坨油田儲量復(fù)算研究

張 宇

(中國石油遼河油田分公司金馬油田開發(fā)公司,遼寧盤錦124010)

黃沙坨油田儲量復(fù)算研究

張 宇

(中國石油遼河油田分公司金馬油田開發(fā)公司,遼寧盤錦124010)

針對黃沙坨油田開發(fā)數(shù)據(jù)與上報儲量不匹配的問題,開展了儲量復(fù)算必要性分析,并加強地質(zhì)和儲量計算參數(shù)研究,修正地質(zhì)認識、找出影響儲量變化的主要參數(shù),從而對該區(qū)地質(zhì)儲量及可采儲量進行復(fù)算。結(jié)果表明:該區(qū)火山巖儲層分布復(fù)雜,儲量上報時火山巖地質(zhì)認識存在局限,后期鉆井揭示的儲層厚度和有效厚度與早期認識差別較大,導(dǎo)致儲量計算結(jié)果存在偏差,有必要進行復(fù)算。計算參數(shù)中有效孔隙度、含油飽和度、原油體積系數(shù)、原油密度都與上報儲量基本沒有差異,而含油面積和有效厚度變化較大,分別減少了30.5％和24.4％。復(fù)算后,地質(zhì)儲量由2171×104t減為1121.73×104t,預(yù)測可采儲量為147.97×104t,采收率為13.2％,地質(zhì)儲量減少導(dǎo)致可采儲量減少。研究成果對油田下步開發(fā)策略制訂和同類油藏儲量復(fù)算具有一定指導(dǎo)意義。

黃沙坨油田;火山巖油藏;裂縫性;儲量復(fù)算

黃沙坨油田位于遼河坳陷東部凹陷中段黃沙坨構(gòu)造帶,開發(fā)目的層為古近系沙三中下亞段火山粗面巖,為典型的裂縫—孔隙型儲層。油藏埋深為2650～3320m,油藏類型為塊狀邊底水裂縫型稀油油藏,地面原油密度為0.8399g/cm3,黏度為5.37mPa·s。2001年按照一套層系、300m井距正方形井網(wǎng)投入開發(fā),2003年產(chǎn)量達到高峰值33.1 ×104t,隨即進入遞減期,目前油田日產(chǎn)油30.3t,年產(chǎn)油1.1×104t,累計產(chǎn)油139.71×104t,綜合含水為90.2％,采油速度為0.05％,采出程度為6.4％。按照目前生產(chǎn)數(shù)據(jù)預(yù)測,最終采收率僅為6.86％,與油藏實際地質(zhì)條件不符,也遠遠低于國內(nèi)外同類油藏開發(fā)水平。

已有研究表明[1-10],老油田開發(fā)數(shù)據(jù)與上報儲量不匹配時,開展儲量復(fù)算非常必要,是將儲量和產(chǎn)量達到協(xié)調(diào)統(tǒng)一的有效手段。筆者通過加強黃沙坨油田地質(zhì)和儲量參數(shù)研究,對該區(qū)地質(zhì)規(guī)律認識進行修正,找出影響儲量變化的主要參數(shù),對該區(qū)地質(zhì)儲量及可采儲量進行復(fù)算。

1 原儲量上報簡況

黃沙坨油田是國內(nèi)少見的火山粗面巖油藏, 1999年11月該區(qū)小22井在古近系沙三中下亞段火山巖鉆遇得到良好油氣顯示,在3200～3371.2m井段測井解釋油層51.3m/4層,低產(chǎn)油層30m/2層。試油射開3240～3288.6m井段,共34.6m/3層,用7mm油嘴自噴,日產(chǎn)油62.5t,日產(chǎn)氣8169m3,獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流,標志著黃沙坨火山粗面巖油藏的發(fā)現(xiàn)。該區(qū)于2000年和2002年分兩次上報4個儲量區(qū)塊,累計上報含油面積9.3km2,石油地質(zhì)儲量2171×104t(表1)。

表1 黃沙坨油田E2s3中儲量上報數(shù)據(jù)統(tǒng)計表Table1 Reserves report statistics of Huangshatuo oilfield in E2s3中

2 儲量復(fù)算前后資料對比

本次儲量復(fù)算所用資料與原儲量上報時有了大量增加:重新采集處理了三維地震資料、鉆井增加69口、取心井增加5口、試油井增加4口、生產(chǎn)井增加71口、巖心分析化驗資料增加66塊次、流體分析資料增加3井次(表2)。大量新資料的加入為儲量復(fù)算奠定了基礎(chǔ)。

表2 儲量復(fù)算前后資料變化對比表Table2 Comparison of data change before and after recalculation of reserves

3 儲量復(fù)算必要性

黃沙坨油田儲量上報時資料(特別是鉆井資料)較少,加上火山巖儲層在三維空間分布的復(fù)雜性,導(dǎo)致當時地質(zhì)認識存在一定局限。后期鉆井特別是區(qū)塊北部及邊部完鉆井揭露的粗面巖厚度和有效厚度與原認識差別較大,導(dǎo)致儲量計算結(jié)果可能存在偏差。

同時,黃沙坨油田開發(fā)數(shù)據(jù)與儲量不匹配,可能原因是儲量計算存在一定偏差?；谝陨蟽牲c,有必要進行儲量復(fù)算。

4 儲量復(fù)算及儲量變化原因

為使儲量復(fù)算結(jié)果更符合油藏地質(zhì)條件和開發(fā)實際,主要通過油藏精細刻畫和儲量參數(shù)校正兩項研究對地質(zhì)規(guī)律認識進行修正,找出影響儲量變化的主要參數(shù),進行地質(zhì)儲量及可采儲量復(fù)算。

4.1 地質(zhì)研究

4.1.1 構(gòu)造特征

(1)資料情況:該區(qū)最新三維地震資料為2000—2001年采集,2005年經(jīng)過疊前時間偏移處理。地震資料主頻在18Hz左右,目的層時窗內(nèi)地震資料主頻為20Hz,頻帶范圍均為8～40Hz,分辨率較高。目前,共完鉆各類井82口,平均井距為300m。該區(qū)地震資料品質(zhì)較好,井控程度較高,能夠滿足構(gòu)造解釋的要求。

(2)解釋結(jié)果:結(jié)合鉆井資料制作10口標準井合成地震記錄,精確標定粗面巖頂界面,開展三維構(gòu)造主、側(cè)聯(lián)線閉合解釋,解釋精度為50m× 50m,并經(jīng)任意線閉合。井點位置用井深校正,編制的粗面巖頂面構(gòu)造與之前相比大格局沒有變化,只是解釋斷裂更多。

4.1.2 儲層特征

(1)火山巖巖性識別:本區(qū)目的層為沙三中下亞段火山巖,巖性主要為粗面巖、玄武巖及粗安巖3類,巖心觀察和試油資料證實,粗面巖為儲集巖,其他為非儲集巖。

(2)火山巖分布:黃沙坨地區(qū)噴發(fā)作用較為強烈,推測發(fā)育2個噴發(fā)中心,分別位于小22-13 -10井及小22-16-37井附近。火山口附近粗面巖厚度較大(小22-16-37井粗面巖最厚達439m),向周邊逐漸減薄,粗面巖平均厚度為350m。

(3)孔隙類型及孔隙結(jié)構(gòu):根據(jù)巖心觀察、薄片鑒定、鑄體薄片、壓汞及常規(guī)物性分析,本區(qū)火山巖儲集空間具有縫洞—孔隙雙重介質(zhì),屬復(fù)合性儲層。壓汞曲線分為兩類:第Ⅰ類為較大孔喉型,孔隙度為10％～14％,最大進汞量在75％左右,主要孔喉半徑為0.025～1μm,為較好儲層;第Ⅱ類為微小孔喉型,孔隙度一般在10％以下,最大進汞量在50％左右,主要孔喉半徑為0.025～0.063μm?？傮w而言粗面巖儲層屬細喉道類型,孔喉分布不均勻,孔隙、裂縫分布具非均質(zhì)性。

儲層基質(zhì)孔隙度為2.3％～22.0％,主要分布在3％～15％之間,滲透率為0.03～63mD,主要分布在0.1～4mD之間。粗面巖儲層縫洞發(fā)育,最大寬度達2mm,一般宏觀縫洞孔隙度在1％左右。

(4)儲層分布規(guī)律:粗面巖儲層從上至下均有分布。區(qū)塊南部粗面巖地層電阻率在100Ω·m左右,向北逐漸增大,北部粗面巖地層電阻率可達2000Ω·m,且高電阻率地層較厚(100～120m),表明儲層由南至北逐漸致密,形成有效儲層的能力變差。

4.1.3 油藏特征研究

(1)油藏類型:平面上油層分布受儲層發(fā)育及構(gòu)造(邊界斷層)控制,具有統(tǒng)一的油水界面,縱向上埋深為2550～3315m,南部油層主要發(fā)育在粗面巖頂面向下250m層段,北部油層發(fā)育在粗面巖頂面向下150m范圍內(nèi),總體屬塊狀邊底水巖性—構(gòu)造油藏。

(2)油水界面分析:前期儲量計算將南塊(小23塊和小25塊)油水界面確定為-3335m;北塊(小22塊)油水界面確定為-3380m。本次計算根據(jù)油藏特征及新增試油試采資料,認為統(tǒng)一的油水界面為-3315m。

4.2 儲量計算參數(shù)研究

本次儲量復(fù)算仍采用容積法,在精細地質(zhì)研究基礎(chǔ)上,對儲量計算的各項參數(shù)逐一進行分析,找出影響儲量變化的主要參數(shù)。

4.2.1 含油面積

(1)含油面積圈定原則:①受斷層遮擋的以斷層為界;②構(gòu)造低部位以油水界面圈定含油邊界;③油水界面以上井控程度不夠的,外推1倍開發(fā)井井距劃定含油邊界。

(2)含油面積圈定結(jié)果:前述分析表明,該區(qū)斷層、油水界面等都發(fā)生了變化。按照圈定原則重新圈定含油面積6.46km2,與原含油面積(9.3km2)相比,減少2.84km2。

(3)含油面積減少原因:①構(gòu)造發(fā)生變化;②新規(guī)范要求,按計算線圈定,造成含油面積減少;③原上報儲量含油面積內(nèi)新完鉆井無產(chǎn)能;④油水界面變化(由-3380m提高為-3315m)。

4.2.2 有效厚度

(1)有效厚度解釋標準驗證:本次利用新增加的37口井45個層的投產(chǎn)資料,驗證了原有效厚度解釋標準準確可行。

(2)單井有效厚度及全區(qū)平均厚度:應(yīng)用有效厚度解釋標準對單井有效厚度進行統(tǒng)計,在此基礎(chǔ)上應(yīng)用等值線面積權(quán)衡法計算全區(qū)平均有效厚度為63.9m,與原平均有效厚度(84.5m)相比,減少20.6m。主要原因是區(qū)塊北部鉆井、投產(chǎn)效果不理想,致使儲層有效厚度降低。

4.2.3 有效孔隙度

沿用原解釋模型進行解釋,基質(zhì)孔隙度采用聲波時差解釋模型,宏觀裂縫孔隙度采用深淺雙側(cè)向法計算,有效孔隙度=宏觀裂縫孔隙度+基質(zhì)孔隙度。

對該區(qū)70口井進行有效孔隙度解釋,單井有效孔隙度取值采用厚度權(quán)衡值,計算單元取值采用井點算術(shù)平均值。區(qū)塊最終有效孔隙度為10.8％(基質(zhì)孔隙度為10％,宏觀裂縫孔隙度為0.8％),與之前儲量上報結(jié)果(10.9％)基本一致。

4.2.4 含油飽和度

(1)解釋模型:沿用原解釋方法進行解釋,基質(zhì)含油飽和度應(yīng)用壓汞資料法進行計算,分別求取不同類型儲層對應(yīng)油藏中深(2933m)的含油飽和度,取值采用孔隙體積權(quán)衡法,最終取值為41.0％。裂縫含油飽和度根據(jù)巖心觀察及經(jīng)驗取值為95％。

(2)解釋結(jié)果:全區(qū)原始含油飽和度等于裂縫含油飽和度與基質(zhì)含油飽和度的孔隙度加權(quán)平均,公式為:

式中 Soi——原始含油飽和度;

?f——宏觀裂縫孔隙度;

Sof——裂縫含油飽和度;

?b——基質(zhì)孔隙度;

Sob——基質(zhì)含油飽和度。

全區(qū)原始含油飽和度最終取值為45.0％,與之前儲量上報結(jié)果(45.1％)基本一致。

4.2.5 原油密度與原油體積系數(shù)

該區(qū)原油密度縱向及平面上變化不大,依據(jù)實測取值為0.832g/cm3,與之前儲量上報相比(0.838 g/cm3)略有降低,原因是流體分析資料有所增加。

本次儲量復(fù)算原油體積系數(shù)根據(jù)小22井、小23井實際高壓物性分析數(shù)據(jù)取值為1.488,與儲量上報值相比沒有變化。

4.3 儲量復(fù)算結(jié)果及變化原因分析

4.3.1 地質(zhì)儲量變化

根據(jù)儲量計算參數(shù),應(yīng)用容積法對區(qū)塊地質(zhì)儲量重新計算,并與之前上報地質(zhì)儲量進行對比(表3)。

從表中可以看出,復(fù)算后地質(zhì)儲量減少1049.27×104t,影響地質(zhì)儲量變化的主要參數(shù)是含油面積和有效厚度,影響百分比分別為54.9％和42.3％,含油面積和有效厚度大幅減少導(dǎo)致地質(zhì)儲量大幅度核減。

4.3.2 可采儲量變化

按開發(fā)狀態(tài)界定原則,黃沙坨油田各斷塊全部已開發(fā)。采用動態(tài)法對可采儲量進行復(fù)核,考慮方法的延續(xù)性,取遞減曲線法(Q=2.108125-0.014247Np,其中,Q為產(chǎn)油量,Np為累計產(chǎn)油量。)計算結(jié)果,確定可采儲量為147.97×104t,采收率為13.2％。儲量上報時預(yù)測可采儲量為288.7×104t,采收率為13.3％。前后兩次計算采收率基本一致,可采儲量減少的原因是地質(zhì)儲量減少。

5 結(jié) 論

(1)通過精細地質(zhì)研究和儲量參數(shù)研究,對原地質(zhì)認識進行修正。

(2)地質(zhì)儲量計算參數(shù)分析結(jié)果表明,含油面積和有效厚度是地質(zhì)儲量變化的主要影響參數(shù),其大幅度減少使復(fù)算后地質(zhì)儲量減少48.3％。

(3)按復(fù)算儲量評價該區(qū)目前開發(fā)效果,采油速度為0.1％,階段采出程度為12.39％,最終采收率為13.2％,剩余可采儲量為8.26×104t。符合油藏地質(zhì)條件及開發(fā)現(xiàn)狀。

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Research on the Reserves Recalculation of Huangshatuo Oilfield

Zhang Yu
(Jinma Oilfield Development Company,PetroChina Liaohe Oilfield Company,Panjin,Liaoning 124010,China)

Due to the development data of Huangshatuo oilfield was not matched with that of reported reserves,the necessity analysis of reserve recalculation has been carried out,and found out the main parameters affecting the change of reserves,by means of strengthening the research of geological body and the parameter of reserve,and revising the understanding of geological regularity,so as to calculate the geological reserves and technical recoverable reserves of the area again.Results showed that the distribution of volcanic reservoir was complex in this area,there was limitation in the understanding of volcanic rock geological bodies when reporting the reserves at early stage,and existed great difference between original knowledge and that of proven reservoir thickness and effective thickness by drilling in later stage,which may lead to the calculating errors of reserves,so it is necessary to calculate the reserves again.Calculation parameters as effective porosity,oil saturation,volume factor,crude oil density and reported reserves are basically no difference,but the oil area and the effective thickness have great change,i.e.they are reduced by 30.5％and 24.4％respectively,which lead to the recalculated geological reserve reduced from 2171×104t to 1121.73×104t.The technical recoverable reserves and recovery rate are predicted as 147.97×104t and 13.2％respectively,the main reason for the decrease of recoverable reserves is attributed to the decrease of geological reserves.The research results are significant for making development strategy and recalculating the reserves in similar oil reservoir in the future.

Huangshatuo oilfield;volcanic reservoir;fracture property;reserve recalculation

TE122

:A

張宇(1981年生),男,工程師,現(xiàn)從事油田開發(fā)地質(zhì)研究工作。郵箱:xiaoyu863b@126.com。