郭鳴黎，陳 凌，汪桂敏，潛歡歡

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊830011）

按照美國證券交易委員會（U.S.Securities and Exchange Commission，以下簡稱SEC）的要求，在其資本市場上市的油氣公司必須披露其SEC標準下的證實儲量（已發(fā)現(xiàn)剩余經(jīng)濟可采儲量）。隨著油氣勘探開發(fā)不斷深入，縫洞型碳酸鹽巖油藏逐漸成為中國石化油氣公司重要的油氣資源，作為上市公司，其SEC 準則下的證實儲量尤其要嚴格符合其披露規(guī)則要求，但是由于油藏地質(zhì)特征的復(fù)雜性，難以采用常規(guī)的儲量計算和評估方法。自中國石油、中國石化和中國海油三大公司在美國上市以來，國內(nèi)從事儲量研究的技術(shù)人員在不斷學(xué)習(xí)和研究SEC準則和儲量分類與定義[1-2]，但針對具體的某一特定的油氣藏類型的評估方法很少有明確的成果介紹，而受勘探開發(fā)階段不同、油氣藏的復(fù)雜程度、經(jīng)濟條件和經(jīng)營環(huán)境的不同等諸多因素的影響，探索出針對縫洞型碳酸鹽巖油藏的儲量評估技術(shù)與方法是一直困擾儲量評估人員[3-5]的難題所在。

本文以順北油田某典型斷裂帶的SEC儲量評估為實例，運用該地區(qū)成熟的儲層預(yù)測技術(shù)，以振幅、能量體、相干體、反射特征等物探手段為主，結(jié)合地質(zhì)、油藏研究的綜合儲層預(yù)測，將該井區(qū)奧陶系油藏細分為三類儲集體，即洞穴、孔洞和裂縫儲集體，分別計算其原地量。在證實儲量評估時采用靜態(tài)法、類比法和動態(tài)法等多種評估方法相結(jié)合，保證對披露的證實儲量的合理性，探索性地形成了一套針對此類油藏SEC 儲量評估的技術(shù)和方法，對此類油藏SEC儲量評估具有一定的指導(dǎo)和借鑒意義。

1 SEC儲量評估過程及披露要求

SEC 標準儲量立足于從股民的利益出發(fā)，為確保投資者的風(fēng)險最小，強調(diào)的是合理確定性的商業(yè)價值，因此，它的主要特點表現(xiàn)在合理的確定性、經(jīng)濟性與動態(tài)性。

1.1 證實儲量的定義和分類

證實儲量指在現(xiàn)行的經(jīng)濟和生產(chǎn)條件（主要指現(xiàn)行價格和成本）下，地質(zhì)和工程資料合理可靠地證明未來可以從已知儲集層中采出的油氣估算量。根據(jù)開發(fā)狀態(tài)又分為證實已開發(fā)和證實未開發(fā)兩類：①證實已開發(fā)儲量（Proved Developed Reserves），是指通過現(xiàn)有井，采用現(xiàn)有設(shè)備和操作方法，預(yù)期可采出的儲量。②證實未開發(fā)儲量（Proved Undeveloped Reserves），是指在未鉆井部位將來通過鉆新井或從現(xiàn)有井中將來需要相對較大費用重新完井預(yù)期被采出的儲量。

1.2 證實儲量的評估方法和要求

基于對油氣藏勘探開發(fā)階段、資料掌握程度和認識程度的不同，采用的儲量評估方法也不盡相同?？碧诫A段、開發(fā)早期的油氣藏（田）儲量評估，常使用容積法和類比法；油氣田正式投產(chǎn)后，隨著生產(chǎn)動態(tài)資料（如產(chǎn)量和壓力等）的增加，可適時轉(zhuǎn)為動態(tài)法進行評估。

無論采用什么評估方法都應(yīng)形成對油氣藏的油氣原地量、技術(shù)可采量和未來產(chǎn)量預(yù)測剖面的結(jié)果，結(jié)合經(jīng)濟參數(shù)和礦權(quán)年限，應(yīng)用現(xiàn)金流法評估儲量及其價值。

通過幾種獨立的方法得出相同或相近的結(jié)果，儲量結(jié)果往往具有較高的可信度，同時可根據(jù)不同方法的計算結(jié)果及其差異劃分不同級別儲量（證實儲量、概算儲量和可能儲量）。

2 縫洞型碳酸鹽巖油藏的SEC 評估儲量存在的技術(shù)難點

依照SEC 準則，要保證對披露的縫洞型碳酸鹽巖油藏的證實儲量未來更多的可能是正修正，而不是負修正，從概率法的角度意味著未來的產(chǎn)量預(yù)測要有90%的可能性等于或超過目前的預(yù)測值。

2.1 地質(zhì)描述和量化難度大

與普通砂巖油藏相比，碳酸鹽巖巖溶-縫洞型油藏儲層發(fā)育受控因素復(fù)雜、非均質(zhì)性強、儲集巖類型多樣，既有裂縫-溶蝕孔隙型儲層,又有裂縫-溶洞型儲層，堪稱世界上最復(fù)雜的特殊油藏類型[6-10]。如中國石化塔河油田奧陶系油藏屬于巖溶-縫洞型塊狀油藏，基質(zhì)孔滲極低。據(jù)大量巖心統(tǒng)計結(jié)果，87%的樣品孔隙度小于1.0%，96%的樣品滲透率小于1.0×10-3μm2，基本不具備儲油能力。而裂縫和次生溶蝕孔、洞卻相當發(fā)育，為油藏主要儲集空間和滲流通道。塔河油田儲集空間包括溶蝕孔、洞、縫，主要儲層類型有裂縫型、裂縫-孔洞型、裂縫-溶洞型。但是裂縫和斷裂的發(fā)育程度較國內(nèi)外同類油田差，分布具有更強的非均質(zhì)性。

由于油藏特有的儲集類型，按儲量計算標準，整個油藏按統(tǒng)一的儲集單元選取一套參數(shù)體系計算顯然不能客觀地反映油藏的本來面目，需要細化儲層分類各自計算其原地量。如何采用容積法對方案部署井建立地質(zhì)模型，確定證實面積、證實有效厚度、孔隙度、含油（氣）飽和度、采收率等參數(shù)，估算原地量和技術(shù)可采量，確定證實開發(fā)鉆井數(shù)，計算出合理的經(jīng)濟可采儲量挑戰(zhàn)較大。

2.2 SEC準則下的已開發(fā)和未開發(fā)儲量評估難度大

一方面，對一個新發(fā)現(xiàn)縫洞型碳酸鹽巖油藏，其方案部署井的儲量一般采用容積法和類比法進行評估。目前業(yè)界普遍認為，縫洞型碳酸鹽巖油藏的采收率低且變化大，在20%～45%不等。影響其動用和采收率的地質(zhì)因素主要包括儲層類型、基質(zhì)滲透率、原油黏度、儲層潤濕程度和非均質(zhì)性等。由于縫洞型碳酸鹽巖油藏中不同孔隙和縫洞結(jié)構(gòu)差異極大，加上裂縫的影響，導(dǎo)致流體的滲流差性極大，最終動用和采收率很難判斷和取值。

另一方面，對正式投產(chǎn)后的油田，隨著生產(chǎn)動態(tài)資料（如產(chǎn)量和壓力等）的增加，可適時轉(zhuǎn)為動態(tài)法進行評估。針對已投產(chǎn)井所在不同的地質(zhì)體位置、不同生產(chǎn)時間的動態(tài)特點，綜合形成對技術(shù)可采的認識，合理預(yù)測未來產(chǎn)量的難度較大。

3 應(yīng)用實例

以順北油氣田1號斷裂帶井區(qū)儲量評估為例，初步探索一套此類油藏SEC儲量評估的技術(shù)和方法。

3.1 勘探開發(fā)及探明儲量申報簡況

順北油氣田斷裂整體格局為斜坡上的斷裂系統(tǒng)，區(qū)域上可劃分為順南、順北兩大斷裂帶。2013年順北1 井奧陶系中統(tǒng)一間房組見到良好油氣顯示，2016年順北1-1H井奧陶系中統(tǒng)一間房組獲得高產(chǎn)，實現(xiàn)了順北地區(qū)奧陶系油氣突破，揭示了該地區(qū)奧陶系油氣藏具較好的勘探開發(fā)前景。通過區(qū)域地質(zhì)條件分析，儲集體平面沿主斷裂呈帶狀分布，剖面呈串珠狀及雜亂反射，之后為了整體控制北東向主干斷裂，分別部署順北1-2H井、順北1-3井評價南部強擠壓段、北部拉分段儲層發(fā)育及含油氣性。在南北控制的基礎(chǔ)上，在中部分段滾動開發(fā)井評價儲集體規(guī)模及產(chǎn)能。

通過多井測試分析順北1 主干斷裂帶鉆井均發(fā)生漏失，主斷裂以洞穴型儲集體為主，屬于常溫常壓超深斷控裂縫-洞穴型油藏。

2016年順北1 井區(qū)奧陶系中統(tǒng)一間房組（O2yj）上報國家探明原油地質(zhì)儲量1 386.36×104t，技術(shù)可采儲量180.23×104t。

3.2 方案部署及提交上市情況

在前期評價的基礎(chǔ)上，根據(jù)順北1井區(qū)奧陶系儲層發(fā)育特征、油氣富集規(guī)律、油水分布關(guān)系，在開發(fā)井位部署中充分考慮地質(zhì)背景、地球物理特征屬性與產(chǎn)能關(guān)系，論證各井區(qū)的儲層發(fā)育和油氣富集有利模式，按照有利井區(qū)、有利模式部署井位。在有利儲集體較發(fā)育的區(qū)域采用不規(guī)則井網(wǎng)，部署7 口水平井，5 口直井。根據(jù)7 口老井的試采情況，預(yù)測順北1 井區(qū)奧陶系油藏產(chǎn)能建設(shè)方案累計動用地質(zhì)儲量1 386×104t，末期累產(chǎn)油156.96×104t，采出程度11.3%，含水率94%。基于SEC 準則要求全部提交上市進行評估披露。

3.3 SEC儲量評估過程和方法

3.3.1 應(yīng)用測井、地震等可靠儲層預(yù)測技術(shù)識別確定原地量

由于油藏特有的儲集類型，按儲量計算標準，整個油藏按統(tǒng)一的儲集單元選取一套參數(shù)體系計算顯然不能客觀地反映油藏的本來面目。根據(jù)順北1 井區(qū)的構(gòu)造特征，油水分布關(guān)系，油氣藏類型特征，縫洞儲層局部呈帶狀發(fā)育，非均質(zhì)性非常強的特點，平面上把順北1 井區(qū)的奧陶系油藏劃分為一個計算單元進行計算，縱向上將順北1井區(qū)奧陶系油藏的計算單元內(nèi)又分為三類儲集體，即洞穴、孔洞和裂縫儲集體，分別計算其原地量。這種方法在塔河油田相同類型碳酸鹽油藏也得以使用[11-14]，具有一定的探索性，其中關(guān)鍵參數(shù)為含油面積、有效孔隙度、有效厚度和含油飽和度。

1）含油面積的圈定

邊部油（氣）井到含油（氣）邊界的距離過大時，可按照油（氣）藏開發(fā)井距的1～1.5倍外推確定計算線，由此確定順北1井區(qū)的計算范圍。

碳酸鹽巖洞穴型、孔洞型、裂縫型儲層具有不同的儲集、滲流和產(chǎn)能特點，根據(jù)實際鉆井資料、測井評價、地震資料和試油結(jié)論，綜合確定出洞穴型、裂縫-孔洞型、裂縫型儲層的地震屬性振幅變化率的下限，主要采用振幅變化率地震屬性門檻值的方法分別圈定洞穴、孔洞、裂縫三類儲集體的含油面積。

通過鉆井統(tǒng)計順北油氣田順北1 井區(qū)所有完鉆井（9口井）的不同儲層振幅變化率值，做出與產(chǎn)能之間的相關(guān)關(guān)系圖（圖1），由圖1可看出，9口井中屬于洞穴型儲層的有5口井，振幅變化率值大于20，初期產(chǎn)能大于140 m3/d；孔洞型儲層有2口井，振幅變化率值小于20大于15，初期產(chǎn)能大于80 m3/d；裂縫型儲層有2口井，振幅變化率值均大于15，2口井初期產(chǎn)能都小于80 m3/d。綜上所述，裂縫門檻值定為15，洞穴門檻值定為20，孔洞型儲層大多數(shù)與裂縫儲層重疊。

圖1 順北1井區(qū)振幅變化率-產(chǎn)能關(guān)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

本次奧陶系油藏儲層厚度是以T74為頂，以計算底界為底（96.69 m），對研究區(qū)含油面積內(nèi)的測井資料進行了處理，求取計算底界以上、T74面以下各單井地層的洞穴型、孔洞型、裂縫型儲層有效厚度。

洞穴型有效厚度確定方法：對于發(fā)育有溶洞進行了測井并取得了數(shù)據(jù)的井，用測井解釋的厚度作為單井單個洞穴的有效厚度，結(jié)合鉆時曲線確定單井有效洞穴高度。

孔洞型、裂縫型有效厚度采用測井解釋的孔洞和裂縫儲層有效厚度。

根據(jù)上述方法確定單井鉆遇洞穴厚度總和，除以各井鉆井的地層厚度總和，得到洞穴的鉆遇率，平均鉆遇率（0.170 3）乘以計算底界（96.69 m）得到洞穴儲層的平均有效厚度16.1 m?？锥础⒘芽p儲層的有效厚度，采用凈毛比的方法計算得到，分別為19.7 m、60.2 m（表1、表2）。

3）有效孔隙度的圈定

對順北1井區(qū)在鉆井過程中發(fā)生放空、漏失以及鉆遇有大型洞穴的井，分別求出計算底界以上各口井洞穴的有效孔隙度，將各單井洞穴有效孔隙度與對應(yīng)的有效厚度進行加權(quán)平均，得到單井油層平均有效孔隙度，再將各單井的平均有效孔隙度用其有效厚度進行加權(quán)平均，最終得到順北1井區(qū)洞穴儲層平均有效孔隙度。

表1 順北1井區(qū)奧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 順北1井區(qū)奧陶系氣藏孔洞、裂縫有效厚度Table 2 Effective thickness of holes and fracturesin Ordovician gas reservoirs of well area-1 in Shunbei oil-gas field

孔洞型、裂縫型儲層有效孔隙度分別采用基塊孔隙度、溶洞孔隙度、裂縫孔隙度來描述?；|(zhì)孔隙度采用泥質(zhì)校正的懷利公式：

式中：ΦB為基質(zhì)孔隙度；AC為聲波時差，μs/m；TM、TF、TSH分別為巖石骨架、孔隙流體和泥質(zhì)的聲波時差，μs/m；CP為壓實校正系數(shù)，取值為1；SH為泥質(zhì)含量。

裂縫孔隙度公式：

式中：ΦF為裂縫孔隙度；A1、A2、A3為常數(shù)，其取值依裂縫狀態(tài)不同而不同；RS為淺側(cè)向測井值，Ω·m；RD為深側(cè)向測井值，Ω·m；RMF為泥漿濾液電阻率，Ω·m。

總孔隙度采用中子、密度測井資料求得：

式中：ΦT、ΦD、ΦN分別為總、密度和中子孔隙度。

由于總孔隙度是由基質(zhì)、裂縫與溶蝕洞穴孔隙度共同組成，因而在確定了基質(zhì)、裂縫和總孔隙度后，即可求出溶洞孔隙度：

式中：ΦH為溶洞孔隙度。

基質(zhì)孔隙度和溶洞孔隙度組成孔洞孔隙度ΦBH：

式中：ΦBH為孔洞孔隙度。

4）含油飽和度的圈定

碳酸鹽巖縫洞型儲集體由于孔隙結(jié)構(gòu)的差別，孔隙度變化大，在確定含油飽和度時，按大型洞穴、溶蝕孔洞、裂縫儲集體類型分別計算。洞穴含油飽和度主要依據(jù)測井資料、試油測試、生產(chǎn)資料賦值法確定；孔洞型儲層的飽和度主要依據(jù)測井解釋模型來確定；裂縫型儲層含油飽和度參考國內(nèi)外其它油田的取值經(jīng)驗值來確定。

最后得到順北1 井區(qū)奧陶系油藏三類儲集體的原地儲量數(shù)據(jù)（表3）。

3.3.2 尋找多種類比油藏，合理確定采收率

順北1井區(qū)是一個新發(fā)現(xiàn)的油藏，生產(chǎn)時間不長，屬于開發(fā)早期階段，基于該區(qū)處于的勘探開發(fā)階段特點，主要采用公式法和類比法進行采收率的求取。

對順北1 井區(qū)目前主要是彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)的情況下，采收率范圍介于5%～25%，變化范圍加大，需要類比法進行確定。

通過臨近的托甫臺TP12 斷裂帶進行對比，符合以下幾個方面的可類比性：

1）地質(zhì)背景對比

順北F1斷裂與托甫臺TP12CX 斷裂均為斷溶體油藏，受走滑過程中不同部位構(gòu)造破裂差異控制，TP12CX斷裂與順北1區(qū)塊F1斷裂表現(xiàn)為相似的分段溶蝕特征。埋深均超過6 000 m，TP12斷裂帶T74埋深在6 100～6 900 m，順北1井區(qū)埋深在7 250～7 550 m。有利反射特征對比：順北與托甫臺特征相似。

儲集體規(guī)模對比：順北1 井區(qū)斷裂與托甫臺TP12CX 斷裂破碎帶寬度和深度接近；順北1 井區(qū)油井溶洞鉆遇率遠高于TP12CX 斷裂，油柱高度接近，順北1井區(qū)儲集體更為發(fā)育。

2）流體性質(zhì)對比

順北1 井區(qū)為揮發(fā)性油藏，TP12CX 斷裂帶為輕—中質(zhì)常規(guī)原油油藏，順北1 井區(qū)油品性質(zhì)好于TP12CX斷裂帶。

3）天然能量對比

順北1 井區(qū)與TP12CX 斷裂帶相似，底水較發(fā)育；順北1 井區(qū)單位壓降采油量高于TP12CX 斷裂帶，天然能量強于TP12CX斷裂帶。

4）產(chǎn)能對比

順北1 井區(qū)4 口井完成系統(tǒng)試井結(jié)果及生產(chǎn)測試情況確定合理產(chǎn)能平均為78.5 t/d，TP12CX斷裂帶投產(chǎn)初期穩(wěn)定產(chǎn)能平均為70 t/d。

5）井網(wǎng)和開發(fā)方式

順北1 井區(qū)和TP12CX 斷裂帶均采用不規(guī)則井網(wǎng)，開發(fā)方式相同。綜合認為順北1 井區(qū)和TP12CX斷裂帶有一定的可類比性。選取相鄰統(tǒng)一構(gòu)造背景下躍參井區(qū)，可以看出從油藏的成因、類型、油水關(guān)系、巖性、油藏埋深、流體性質(zhì)等都有很強的可比性，有所不同的是順北地區(qū)埋深更深，油質(zhì)更好。順北1井區(qū)處于開發(fā)早期，建產(chǎn)井初始產(chǎn)量較高，實際產(chǎn)量雖高于托甫臺和躍參主體區(qū)，但因其位于主干斷裂帶且目前僅順北1-1H 井與順北1-6H 井投產(chǎn)試采，其余井尚未試采，總體情況尚不明朗，綜合考慮確定研究區(qū)技術(shù)采收率為13.0%比較合理。

3.3.3 采用動態(tài)法和類比法評估已開發(fā)儲量和未開發(fā)儲量

SEC 儲量評估需要在國內(nèi)的開發(fā)方案基礎(chǔ)上確定已開發(fā)和未開發(fā)井的證實儲量[15-19]。

1）已開發(fā)儲量評估

采用遞減法預(yù)測現(xiàn)有7口井的生產(chǎn)動態(tài)，按照目前井的實際生產(chǎn)能力和穩(wěn)產(chǎn)或遞減趨勢進行取值。①初始產(chǎn)量：以評估年底的穩(wěn)定生產(chǎn)作為預(yù)測起始點，在473～496 t 左右，取值69 t/d；②遞減率：類比TP12CX斷裂帶擬合遞減率取13.9%（圖2）。

2）未開發(fā)儲量評估

根據(jù)順北1 井區(qū)奧陶系油藏開發(fā)概念設(shè)計總井數(shù)19口，目前已完鉆7口井，方案計劃部署新井12口。需要根據(jù)SEC對證實面積的要求落實每口部署井的位置是否可以評為證實儲量[20-25]。

表3 順北1井區(qū)奧陶系油藏原地儲量數(shù)據(jù)Table 3 OOIP data in Ordovician gas reservoirs of No.1 well area in Shunbei Oilfield

圖2 順北1井區(qū)已開發(fā)儲量評估曲線Fig.2 Decline curve of proved developed reserves of No.1 well area in Shunbei Oilfield

斷裂貫穿斷溶體內(nèi)部，連續(xù)展布，為斷溶體內(nèi)部連通的主要通道。裂縫型儲集體沿主干斷裂連續(xù)分布，在斷溶體內(nèi)部具有儲存油氣和溝通溶洞型儲集體作用。依據(jù)斷裂發(fā)育深度層位、斷裂性質(zhì)、斷裂分段特征及相應(yīng)的地震反射類型，存在規(guī)?？p洞體優(yōu)選垂向深斷裂+串珠（雜亂反射）模式。排查潛力點12個，平均井距在0.7～1.2 km，方案依次進行井位部署。因此，已投產(chǎn)井和潛力井點均位于斷溶體核心區(qū)域，為證實儲量（圖3）。

圖3 順北1井區(qū)斷溶體概念模式Fig.3 Conceptual geology model of No.1 well area in Shunbei Oilfield

評估未開發(fā)儲量新鉆井12 口，預(yù)測參數(shù)取值跟已開發(fā)正生產(chǎn)儲量評估參數(shù)一致。①初始產(chǎn)量：取值69 t/d；②遞減率：取13.9%。

從該斷裂帶單井目前遞減率跟蹤看初期7.3%左右，小于初期評估遞減率13.9%，開發(fā)效果高于預(yù)期，反映了評估結(jié)果較為合理。

4 結(jié)論

1）應(yīng)用地震多參數(shù)儲層預(yù)測成果，結(jié)合鉆井、測井、測試、試采和綜合地質(zhì)研究成果，細化對縫洞型碳酸鹽巖油藏三種不同地質(zhì)體表述，證實了研究成果的可信度和可重復(fù)性，符合SEC 準則提倡的屬于“可靠技術(shù)”的需要。

2）根據(jù)SEC對證實儲量的定義和披露要求，對于開發(fā)早期的油氣藏，類比法和容積法的綜合應(yīng)用顯得尤為重要，隨開發(fā)程度不斷推進，生產(chǎn)井遞減規(guī)律的確定性方能逐漸增加。

3）通過對未開發(fā)儲量的評估結(jié)果要進行轉(zhuǎn)已開發(fā)儲量效果跟蹤，如果證實儲量出現(xiàn)核減，需要重新對地質(zhì)體的描述和類比法的參數(shù)進行認識，通過對近幾年順北地區(qū)未開發(fā)井的跟蹤發(fā)現(xiàn)，沒有出現(xiàn)儲量核減的跡象，驗證了其儲量評估技術(shù)方法的可靠性和推廣借鑒意義。