CN101937108B - 低渗碎屑岩油气藏储量确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明是调查碎屑岩油(气)地质藏富集边界的低渗碎屑岩油气藏储量确定方法，把已有的试油、试气井日产油气、水数据与对应的油层物性、含油性、电性数据进行统计回归，确定工业油气流对应的油气层物性、含油性和电性下限值，根据有效厚度与试油产量、砂体厚度与试产关系，确定产量的砂体厚度最小值，用砂岩厚度等值线法和有效厚度等值线法，确定油气藏的面积边界，计算出低渗碎屑岩油(气)藏储量。本发明解决了现行低渗碎屑岩油(气)藏含油面积靠人为井点外推，便于在储量计算中运用，既能比较准确计算油(气)藏储量，又能最大限度的节约勘探发现工作量，降低吨储量发现的成本，从而提高油气勘探开发的经济效益。

Description

低渗碎屑岩油气藏储量确定方法

技术领域

本发明涉及地球物探和测井技术，是调查碎屑岩油(气)地质藏富集边界的低渗碎屑岩油气藏储量确定方法。

背景技术

石油天然气储量计算的方法有很多种，在诸多方法中，含油(气)面积边界的确定是很难的一件事，无论在理论认识或是从生产实践的角度看，建立合理的低渗碎屑岩油(气)藏储量计算方法都是十分必要的。

目前，低渗碎屑岩油(气)藏储量计算是依据企业标准“石油天然气储量计算规范”进行。其中，含油(气)面积边界是采用井点外推法确定：(1)油(气)藏储层岩性(或物性)遮挡边界，用有效厚度零线或渗透储层一定厚度线圈定含油(气)面积；(2)未查明边界时以开发井距的1～1.5倍外推划计算线。

石油天然气储量计算规范中对预测低渗碎屑岩主体砂带能延伸到缺少探井控制的地方，含油(气)面积仍然是采用人为规定井点外推法来确定的，这种人为规定主要目的是保证计算储量的准确度，但这种方法的缺点是确定的含油(气)面积不能客观反映实际情况，计算出来的储量有时误差比较大。

发明内容

本发明的目的是提供一种能准确计算油(气)藏储量，又能最大限度的节约勘探发现工作量，降低吨储量发现的成本的低渗碎屑岩油(气)藏储量确定方法。

本发明通过以下步骤实现：

1)采用已知的方法确定储量计算区的地层、沉积相、储层特征和油、气成藏规律；

步骤1)所述的地层特征是划分地质小层。

步骤1)所述的沉积相特征是确立沉积体系，划分沉积亚相，并确定沉积相演化特征和油气成藏亚相的时空展布。

步骤1)所述的储层特征是确定储层岩矿特征、孔隙类型和孔隙结构特征、储层宏观非均质性和低渗透油气藏成因。

步骤1)所述的油、气成藏规律是确定影响油气成藏的控制因素，油气的分布及类型。

2)采用已知的方法根据储量计算区的钻井、测井资料，结合地震砂层预测资料和步骤1)确定的特征、规律，绘制砂岩厚度等值线图；

步骤2)所述的钻井资料是钻井取得的岩心岩石类型、厚度等资料和粒度、渗透率、孔隙度、压汞、薄片资料。

步骤2)所述的测井资料是测井解释的岩石类型、含油气性、油气层电阻、孔隙度、渗透率、泥质含量。

步骤2)所述的地震砂层预测资料是指对高精度野外采集的地震数据进行精确成像，然后通过反演或属性提取与地下含油气砂体关联参数，得到预测砂层厚度、砂体展布和含油气性的资料。

3)根据钻井资料和测井资料把储量计算区块里已有的试油、试气井日产油气、水数据与对应的油层物性、含油性、电性数据进行统计回归，确定达到工业油气流标准所对应的油气层物性、含油性和电性下限值；

步骤3)所述的岩性为中砂岩、细砂岩、粉砂岩。

步骤3)所述的含油性为油浸、油斑、油迹。

步骤3)所述的工业油气流日产标准是能回收油气开发井投资及操作成本的单井下限日产量。

步骤3)确定物性下限是以低孔渗段累计储渗能力丢失占总累计的5-15％为界限，累计储产能力不超过总累计的10％为界限，作出孔渗关系图和孔隙度直方图、渗透率直方图得到。

步骤3)确定电性下限是以试油、试采资料和测井资料为依据，做参数交会图版确定。

4)按照下式确定区块储量起算标准：

$q=\frac{H\×C_d+I}{330\×T\×v\×[P-T_{\mathrm{ax}}-C]}$

式中：

q-储量起算标准，t/d；

H-井深，m；

Cd-综合钻井成本，元/m；

I-单井地面投资，元；

T-投资回收期，年；

v-原油商品率，％；

P-含税油价，元/t；

Tax-单位原油销售税金及附加，元/t；

n-年实际生产天数，天；

C-操作成本，元/t；

步骤4)所述的储量起算标准在油藏评价或开发初期是试油气产量。

5)根据有效厚度与试油产量、砂体厚度与试油产量关系，确定获得工业产量的的有效厚度为最小值，砂体厚度最小值，用砂岩厚度等值线法和有效厚度等值线法，确定油气藏的面积边界；

步骤5)所述的砂岩厚度等值线法是在砂体厚度等值线图上，采用确定的砂体厚度最小值所对应的砂体厚度等值线圈定含油面积边界。

步骤5)所述的有效厚度等值线法是在砂体有效厚度等值线图上，采用有效厚度最小值所对应的有效厚度等值线圈定含油面积边界。

步骤5)所述的砂岩厚度等值线法是在井控程度低、有地震侧线的地方使用；有效厚度等值线法是在井控程度高的地方使用。

6)用容积法储量计算公式，计算出低渗碎屑岩油(气)藏储量。

步骤6)所述的容积法储量计算公式：N＝100A_ohΦS_oi/B_oi

N_z＝Nρ_o

式中：N-原油地质储量(10⁴m³)

      N_z-原油地质储量(10⁴t)

      A_o-含油面积(km²)

      h-平均油层有效厚度(m)

      Φ-平均有效孔隙度(f)

      S_oi-平均油层原始含油饱和度(f)

      ρ_o-平均地面脱气原油密度(t/m³)

      B_oi-平均地面原油体积系数

溶解气储量计算公式：Gs＝10^-4NR_si

式中：Gs-溶解气的地质储量10⁸m³

      R_si-原始溶解气油比m³/m³

步骤6)公式中的含油面积是采用步骤5)确定的含油面积数据。

步骤6)所述的平均有效厚度值是在有效厚度等值线图上进行面积权衡得到的平均值。

步骤6)所述的平均有效孔隙度值是在有效孔隙度等值线图上进行面积权衡得到的平均值。

步骤6)所述的平均油层原始含油饱和度值是采用第三步得到的数据。(已知公开技术)

步骤6)所述的平均地面脱气原油密度值是单井地面原油样品密度分析数据的算数平均值。

步骤6)所述的平均地面原油体积系数值是油层高压物性样品原油体积系数分析数据的算数平均值。

本发明解决了现行低渗碎屑岩油(气)藏含油面积靠人为井点外推，便于在储量计算中运用，既能比较准确计算油(气)藏储量，又能最大限度的节约勘探发现工作量，降低吨储量发现的成本，从而提高油气勘探开发的经济效益。

附图说明

图1是本发明实例延长组长6、长7地层对比图；

图2是延长组长6砂岩分类三角图；

图3是长6储层渗透率分布直方图；

图4是长6储层孔隙度分布直方图；

图5是长6₃层孔隙度-渗透率关系图；

图6是长6₃层声波时差-电阻率关系图；

图7是长6储层有效厚度与试油成果关系图；

图8是长6储层砂层厚度与有效厚度关系图。

具体实施方式

下面结合实例对本发明作进一步说明：

低渗碎屑岩油(气)藏储量计算方法的具体实施的过程：

第一步，采用已知的方法确定储量计算区的地层、沉积相、储层特征和油、气成藏规律。就是研究油藏的区域石油地质特征，主要是沉积背景、储集层特征和油(气)成藏控制因素；

第二步，采用已知的方法根据储量计算区的钻井、测井资料，结合地震砂层预测资料和步骤1确定的特征、规律，绘制砂岩厚度等值线图；

第三步根据钻井资料和测井资料把储量计算区块里已有的试油、试气井日产油气、水数据与对应的油层物性、含油性、电性数据进行统计回归分析，确定达到工业油气流标准所对应的油气层物性、含油性和电性下限值；

第四步，确定区块储量起算标准；

第五步，用砂岩厚度等值线法和有效厚度等值线法，确定油气藏的面积边界；

第六步，确定储量计算参数，用容积法计算低渗碎屑岩油(气)藏储量。

本发明具体应用实例如下：

第一步，采用已知的方法确定储量计算区的地层、沉积相、储层特征和油、气成藏规律。就是研究油藏的区域石油地质特征，主要是沉积背景、储集层特征和油(气)成藏控制因素；

某区域石油地质特征构造稳定、多旋回演化、多沉积类型的大型沉积盆地，区域构造位于伊陕斜坡中段，局部构造为西倾单斜，坡度较缓，一般(0.5～1.0)度左右，局部可达1.5度。在西倾单斜上因差异压实作用在局部形成一些鼻状构造，但对低渗透岩性油气藏的成藏没有控制作用。地区长6₃油藏主要为岩性圈闭，油气主要受物性和岩性所控制，属典型的岩性圈闭油藏。

据延长组地层对比，区域上十个标志层，在该区只有K1、K5、K9发育，其中，K1标志层最为明显，分布范围广。位于延长组中部和上部的K5、K9标志层厚度稳定，特征比较明显，具有低电位、高自然伽玛、高电阻、高时差、低密度特点。据此，结合沉积旋回、岩性组合，实际对该区的延长组地层进行划分。具体依据地层区域划分原则，相应划分为10个油层组(长1～长10)，油层组沉积厚度、岩性特征(附图1)。延长组长6期位于湖盆中部，长6₃期沉积时该区处于深一半深湖环境，沉积物砂岩以深灰色为主，泥岩均为灰黑色，砂泥岩突变接触；中南部发育滑塌变形、重荷模等构造；植物化石很少，存在自生黄铁矿。北部为浅湖区的三角洲前缘沉积相，南部为深湖区的水下浊积相(附图3)。三角洲前缘主要发育席状砂、河口坝、水下分流河道、和水下间湾沉积微相；浊积相发育分支水道、水道间漫溢和无水道前缘席状砂沉积微相，其中三角洲前缘水下分流河道以及浊积相分支水道沉积是本区骨架沉积体，为主要的储集层。

根据本区长6₃岩矿资料分析，地区延长组长6₃砂岩主要以粉细～细粒岩屑长石砂岩为主，占30％，其次为粉细～细粒长石砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩和含泥粉细～细粒岩屑长石砂岩，分别占20％、15％、10％和8％。砂岩中长石含量占41.7％、石英占27.5％。填隙物含量15.7％，成份以伊利石、绿泥石为主(附图2)。

砂岩颗粒磨圆度以次棱角状为主，分选好～中，接触关系以线状为主。胶结类型以孔隙～薄膜型、加大～孔隙型和薄膜型为主。

延长组长6₃储层孔隙类型以粒间孔为主(2.13％)，占总孔隙的70.53％；长石溶孔次之(0.72％)，占总孔隙的23.84％；岩屑溶孔，微裂隙、晶间孔少见，仅占总孔隙的5.63％。延长组长6平均面孔率为3.02％。

根据地区长6₃储层压汞资料统计分析，长6₃具有排驱压力较高、分选较好，中值压力较高，中值半径较小的特点，以细、微细喉道为主。排驱压力范围为0.29～7.34MPa(平均为2.18MPa)，中值压力高3.49～97.3MPa(平均为11.59MPa)，中值半径小0.04～0.42μm(平均为0.16μm)，最大进汞饱和度92.53％，退汞效率为17.80％，属小孔细、微细喉型孔隙组合结构。

储层厚度为10m～40m，据岩芯资料分析，地区刘209-河70井延长组长6₃储层平均孔隙度为11.9％，平均渗透率为0.60mD，属于低孔、特低渗储层，非均质性强。从孔隙度、渗透率等值线图上可见沿砂体主带上物性较好，储层物性变化不大，油层主要分布于相对较高孔渗范围。

综合研究应用单层厚度、岩性、沉积微相、储层物性、压汞及面孔率等参数，将地区中生界储集层依次划分为四类，其中I、II、III类为有效储层，IV类为非有效储层。

地区长6₃储集层主要为三角洲前缘水下分流河道和浊积辫状分支水道砂体，纵向剖面具有下粗上细或下细上粗的多期砂体叠加的旋回特点，砂层厚度较大，最厚达39.5m。

地区长6₃平面上砂体分布范围广，覆盖面积达全区80％以上，砂体宽度在5～8km，砂带的主体部位为含油富集区。长6₃砂层等厚图显示，长6₃砂体厚10m～40m，砂体大面积连片分布，主砂体呈北东-南西向展布，沿走向厚度变化不大，向侧翼砂层减薄，泥质含量增加。刘209-河70井区长6₃油藏均处于辫状分支水道或分流河道的主体部位，储层主要为I类和II类，为较好储层。

延长组长6₃油层在平面上呈条带状，并分布于砂体主带上，油层厚度大，连续性好，与相邻砂带之间存在泥质遮挡，属一个整体连通油层，所以平面上划分为一个油藏；纵向上延长组长6₃发育沉积了多期油砂体，但这些多期油砂体间偶见薄层的泥岩或致密砂岩夹隔层，对油水分布阻隔影响不大，总体上油层纵横向上连通较好。加之，长6₃地层厚度小于50m，因此作为一个油层组。根据沉积相、储层展布、含油性综合分析，井区延长组长6₃油藏属于典型的大型岩性油藏，属溶解气弹性驱动类型。

结合刘216井、刘178井高压物性分析结果表明，本区延长组长6₃油层原始地层压力为12.83MPa，压力系数为0.8，油层温度为67.7℃，地温梯度2.4℃/100，饱和压力为9.8MPa，地饱压差3.03MPa，属未饱和油藏。

延长组长6₃油藏地面原油性质具有低密度、低粘度、低凝固点以及不含硫的特征。原油密度变化范围为0.834～0.883g/cm³，平均0.850g/cm³。地面原油粘度为3.48～12.09mPa.s，平均5.98mPa.s，凝固点为11.0～28.0℃。

高压物性资料表明，延长组长6₃地层原油粘度为0.98mPa.s，地层原油密度为0.721g/cm³，体积系数为1.321，溶解气油比为112m³/t(95m³/m³)。

从地层水分析结果来看，总矿化度为53.43g/l，以CaCl₂水型为主，说明该油藏封闭性好，有利于油气的聚集和保存。

地区从开始围绕刘209、刘216井进行滚动开发，累计建产32.7×10⁴t，采油井267口，注水井95口，累计产油20.12×10⁴t。

依据井区长6₃油藏内探井、评价井试油资料统计，共计试油26口，平均单井日产油16.7t，千米井深日产油7.44t。

井区长6₃油藏进行重点探井、评价井试采井7口，初期平均单井产油1.87t/d，平均含水41.39％，目前平均单井产油1.19t/d，平均含水25.99％。

第二步，采用已知的方法根据储量计算区的钻井、测井资料，结合地震砂层预测资料和步骤1确定的特征、规律，绘制砂岩厚度等值线图；

根据地区延长组长6₃沉积特征，根据钻井得到的延长组长6₃地层厚度和砂层厚度，应用地震储层横向预测为描述砂体展布特征提供依据。从砂体图上可见本区由西向东发育多条北东～南西向砂体，砂体宽度在5～8km，砂带的主体部位为含油富集区，白255井区位于主砂带上，砂体延伸远，厚度大，物性相对较好。

通过对地区地震资料的分析，经过多次试验，结合相邻区块地震资料处理经验和不同处理软件的优势，最终确定了一套适合于地区的以“三高”为核心的高分辨率处理流程，重点精细做好静校正、去噪、振幅恢复、速度分析及剩余静校正等关键处理工作。

通过井的人工合成地震记录，并结合测井资料和钻井资料对该区井旁地震剖面进行了综合标定。人工合成地震记录采用的地震子波是从实际地震资料中提取的。因此，合成地震记录与地震记录得到了最佳匹配，地震地质层位标定更为准确。

T_T4+5(波峰)：相当于三叠系延长组长4+5底部附近的反射，中～弱振幅，较连续反射。

T_T6(波峰)：相当于三叠系延长组长6底部附近的反射，中～弱振幅，较连续反射。

T_T7(波峰)：相当于三叠系延长组长7₂底部(K₁)附近的反射，强振幅连续反射。

针对地区延长组长6₃砂体储层主要采用定量地震预测技术即测井约束反演技术(Strata)。

测井约束反演是一种基于模型的波组抗反演技术。其思路是以测井资料为约束，以地震解释层位为控制，从井出发，通过内插、外推建立初始波阻抗模型，通过合成地震记录与实际地震资料的误差分析，采用共轭梯度法，对初始波阻抗模型不断修改，直至模型的合成记录与实际地震记录更加逼近，此时的波阻抗模型便是反演的结果。

根据约束反演井的曲线特征和深度位置，标定砂岩在反演剖面上的位置。

根据反演剖面标定的结果及测井统计资料确定反演剖面上砂体的色标。.在标定砂岩的波阻抗范围内，由井旁道出发，向两侧外推砂岩的展布范围，标定的砂岩厚度应与钻井统计值相符。

拾取解释砂体的时差乘以砂岩速度，即可得砂岩厚度，为井区测井约束反演剖面。

通过地震储层预测为勘探和评价项目提供井位24口，完钻21口，砂体预测符合率为71.4％。

第三步根据钻井资料和测井资料把储量计算区块里已有的试油、试气井日产油气、水数据与对应的油层物性、含油性、电性数据进行统计回归分析，确定达到工业油气流标准所对应的油气层物性、含油性和电性下限值；

地区延长组长6₃油层有效厚度研究以最新的地质认识和当前工艺下的试油结果为依据，立足地区全区，充分利用取芯、录井和各类化验分析资料，采用“岩芯刻度测井”方法，建立测井参数解释模型和储层评价标准。

完钻的部分井采用了Maxis-500或Eclips-5700成像测井。基本的测井项目包括三孔隙度(补偿声波、补偿密度、补偿中子)、三电阻率(双感应-八侧向)、自然电位、自然伽玛、井径、微电极、4m梯度电阻率；成像测井加测了核磁共振、地层微电阻率扫描、自然伽玛能谱等项目。测井系列比较齐全，资料品质较好。

为了使参数解释模型能有较好的适用性，利用岩心资料刻度测井资料。岩电归位后，采用分析孔隙度、渗透率与电性参数作回归，建立孔隙度、渗透率模型。孔隙度模型采用21口井76个层(附图6、7)。

Φ＝0.257Δt-46.985    R＝0.875

Logk＝0.028Δt-6.932    R＝0.833

其中：Δt-声波时差；(μs/m²)；

      Φ-孔隙度；(％)；

      K-渗透率；(mD)。

长6₃层利用21口井56个层点岩心分析数据对测井计算孔隙度进行检验，孔隙度平均绝对误差0.89％，相对误差7.56％，达到储量计算精度要求。

地区的长6储层，电阻率和含油饱和度有一致对应关系。含油饱和度的计算采用阿尔公式：

$\mathrm{So}=1-\sqrt[n]{\frac{\mathrm{abRw}}{{\mathrm{\φ}}^m\mathrm{Rt}}}$

式中：So-含油饱和度，小数；

      Rw-地层水电阻率，Ω.m；

      m-孔隙度指数；

      n-饱和度指数；

      a、b-岩性系数；

      φ-孔隙度，％；

      Rt-地层电阻率，Ω.m；

      Rw-地层水电阻率，Ω.m。

参数a、b、m、n由岩电试验获得，Rw由水分析资料得到。

根据水分析资料，长6₃地层水矿化度分别为65.75g/l，水型为CaCl₂型，油层温度取68.8C，换算地层水电阻率为0.06Ω.m。计算含油饱和度均值为72.04％。

根据岩芯观察、物性分析与试油结果的对比，延长组长6₃油层岩性在细砂岩以上，试油产量一般达到工业油流下限以上。试油为油层的井段含油显示绝大部分在油斑级以上。据此确定华庆地区长6₃有效储层岩性、含油性下限为细砂岩以上和油斑级以上。

利用岩心分析孔隙度、分析渗透率作交会图和频率分布图(附图3、4)。当渗透率的下限取0.08mD时，在渗透率频率分布图上查得累积产能丢失为0.5％，厚度丢失为5％；渗透率0.08mD对应的孔隙度为8％(附图5)，相应储能丢失7.3％，储能、产能丢失都不大，符合该区长6₃油藏的地质特点，因此确定长6₃储层孔隙度下限为8％，渗透率下限为0.08mD。

长6₃油层一般为细粒砂岩，含油级别显示为油斑～油浸级。图版制作采用测井声波时差与深感应电阻率交会，得到油层、油水层的电性下限标准。

长6₃层采用41口井128个试油层点制作，其中误入误出点3个，图版符合率为97.66％(附图6)。

油层：当217μs/m≤Δt≤248μs/m，要求Rt≥-0.54Δt+154.58；

当Δt＞248μs/m，要求Rt≥20Ω.m。

油水层：当217μs/m≤Δt≤239μs/m，要求Rt ≥-0.50Δt+135.74；

当Δt＞239μs/m，要求Rt≥16Ω.m。

根据现有测井资料的分辨能力，有效厚度的起算厚度0.4m，致密夹层的起扣厚度均取0.2m。单井有效厚度划分以测试资料为基础，以岩石物性下限及测井参数下限为主要依据，结合录井资料共同确定。同时可参考常规取芯分析的残余水饱和度值划分有效厚度。对于个别岩电关系有矛盾层段，应根据具体情况具体分析，一般以物性分析资料为主划分储层。

根据以上确定的标准，对井区长6₃新增石油预测储量区块有效厚度进行了解释，共解释油层253.5m，油水层172.6m。

第四步，确定区块储量起算标准；

依据储量规范规定，储量起算标准为回收开发井投资及操作成本的单井下限日产量。区岩性油藏储量起算标准计算公式如下：

$q=\frac{H\×C_d+I}{330\×T\×v\×[P-T_{\mathrm{ax}}-C]}$

式中：

q-储量起算标准，t/d；

H-井深，m；

C_d-综合钻井成本，元/m；

I-单井地面投资，元；

T-投资回收期，年；

v-原油商品率，％；

P-含税油价，元/t；

T_ax-单位原油销售税金及附加，元/t；

n-年实际生产天数，天；

C-操作成本，元/t。

由于在实际操作中各区块实际情况差别较大，有很多不确定因素，因此为了研究影响储量起算标准的敏感因素，依据以上计算公式对原油销售价格、钻井成本、完钻井深、操作成本四个不确定因素进行对比，界定储量起算标准的影响程度。

储量起算标准对销售价格的变动最为敏感，其次是完钻井深和钻井成本。操作成本在正负20％以内变动对储量起算标准的影响都没有超过0.1t/d，因此它的的敏感性不强。

在目前钻井成本变动不大的情况下，影响储量起算标准的主要因素是销售油价和完钻井深，不同销售油价和井深条件下的储量起算标准，具体取值计算。

第五步，用砂岩厚度等值线法和有效厚度等值线法，确定油气藏的面积边界；

长6油藏油层深度1950～2200，平均埋深2100m，当国际油价是40$/b时，对应储量起算标准确定为4.4t/d。根据有效厚度与试油产量、砂体厚度与试油产量关系，确定获得工业产量的的有效厚度为最小值3.8m，砂体厚度最小值为9m。

在砂体厚度等值线图上，根据确定的砂体厚度最小值所对应的砂体厚度等值线圈定含油面积边界；或在有效厚度等值线图上，根据确定的有效厚度最小值所对应的有效厚度等值线圈定含油面积边界。

对于砂体延伸方向以及油藏未勘探到边界的地方，还经常采用外推计算线作为岩性边界，具体又分以下三种情况：

(1)对于油藏未勘探到边界的地方，采用由工业油流井外推的办法，即根据油层厚度、含油显示、试油、测井等资料综合预测油层平面的展布情况，采用外推1km～1.5km距离确定油藏计算线，并依此作为含油面积的岩性边界。其中，外推距离是以前面井控条件分析得出的结论为依据。

(2)对于油层存在，但未试油的井或试油未出工业油流的井，采用与相邻工业油井的1/2井距予以扣除。但该井附近有开发井或评价井试油出工业油流者例外，不予扣除。

(3)对于油层存在，录井取芯及电测含油情况好，但由于种种原因，未产工业油流的井，采用与相邻工业油井1/3井距扣除(表1)。

表1  油藏边界类型汇总表

第六步，确定储量计算参数，用容积法计算低渗碎屑岩油(气)藏储量。

井区长6₃油藏属于典型的岩性油藏，油藏受岩性、物性双重控制。根据长6₃油层孔隙度与渗透率、电阻率与声波时差的关系、有效厚度、砂层厚度与试油产量统计结果，当砂层厚度大于10m，孔隙度大于8％，渗透率大于0.1mD、电阻率大于16Ω.m、声波时差218μs/m、油层厚度大于4m时，一般试油产量大于等于4t/d(附图7、附图8)。因此，根据砂层厚度、油层厚度与试油产量的关系，确定地区长6₃油藏含油面积圈定原则：

在砂体主体带两侧，沿10m砂体线，也就是油层厚度4m线作为含油边界。

根据地质综合分析在砂体延伸方向未探到含油边界，以油层井或工业油流井外推半个评价井距作为面积计算线。

井区延长组长6₃油藏含油面积内控制井数30口(探井16口，评价井14口)，油层厚4.9m～21.4m。油层平均孔隙度11.9％，渗透率0.60mD。面积内完试的26口油井，25口获工业油流。含油面积在砂岩主体带的两侧，沿10m砂层等厚线，即4m油层有效厚度等值线作为含油岩性边界；油藏沿砂体展布方向的北部，分别以刘126井、刘209井外推半个探井井距2.0km作为含油面积计算边界；油藏沿砂体展布方向的东南部，以2001年上报的城88井区长6₃油藏面积为边界；西南方向则取刘180与河37井距之半作含油面积计算边界；油藏砂体西北方向的油层与元284井块长6₃油藏的油层相连接，考虑油藏的完整性(油藏分布在一个砂带上)，故过两个砂带的中部刘248井作为含油面积计算边界。据此圈定含油面积259.4km²。

储量计算单元平均有效厚度采用三种方法求取，包括算术平均法、几何平均法和等值线面积权衡法，经综合考虑面积内井点分布以及有效厚度的分布范围等情况，采用等值线面积权衡法有效厚度取值10.5m。

单井平均有效孔隙度采用厚度权衡值计算，计算单元平均有效孔隙度采用面积内单井有效孔隙度算术平均值。因有效孔隙度是岩心地面分析值，故将地面岩心分析值换算到地层条件下得出储量计算取值。依据对地区延长组长6孔隙压缩校正结果，一般长石岩屑砂岩在深度大于1500m时，地面与地下孔隙度相差0.4％左右，因此，将延长组长6₃地面岩心分析孔隙度扣除0.4％换算到地层条件下即可得出计算单元平均孔隙度值。

根据测井解释、压汞、密闭取心三种方法求取结果，结果该区储层特征、孔隙发育程度、含油情况等，经综合分析取长6油藏原始含油饱和度为63％参加储量计算。

延长组长6₃油层获得两口高压物性分析资料，根据地层原油分析结果，地区延长组长6₃油藏地层原油体积系数为1.321。

地区长6₃油藏，原始气油比为112t/m³(95m³/m³)，溶解气地质储量计算气油比采用地层原油分析值。

地面原油密度依据该区实际原油样品分析结果，取算术平均值参加储量计算。

原油地质储量计算公式为：

N＝100A_ohφS_oi/B_oi    ..............................(1)

式中：N-石油地质储量(10⁴m³)；

A_o-含油面积km²；

h-平均有效厚度m；

φ-平均有效孔隙度(f)；

S_oi-平均油层原始含油饱和度(f)；

B_oi-平均原始原油体积系数。

溶解气地质储量计算公式为：

G_s＝10^-4NR_si    ..........................................(2)

式中：G_s-溶解气地质储量10⁸m³；

R_si-原始溶解气油比m³/m³

若用质量单位表示原油地质储量时：

N_z＝Nρ_o    ................................................(3)

式中：ρ_o-平均地面原油密度(t/m³)；

由以上所确定的各项参数，用(1)式计算XX井区延长组长6₃油藏新增控制石油地质储量为13249×10⁴t(15588×10⁴m³)，用(2)式计算XX井区延长组长6₃油藏新增溶解气地质储量为148.39×10⁸m。

Claims (14)

1.一种低渗碎屑岩油(气)藏储量确定方法，其特征是通过以下步骤实现：

1)采用已知的方法确定储量计算区的地层、沉积相、储层特征和油、气成藏规律；

2)采用已知的方法根据储量计算区的钻井、测井资料，结合地震砂层预测资料和步骤1)确定的特征、规律，绘制砂岩厚度等值线图；

3)根据钻井资料和测井资料把储量计算区块里已有的试油、试气井日产油气、水数据与对应的油层物性、含油性、电性数据进行统计回归，确定达到工业油气流标准所对应的油气层物性、含油性和电性下限值；

4)按照下式确定区块储量起算标准：

$q=\frac{H\×C_d+I}{330\×T\×v\×[P-T_{\mathrm{ax}}-C]}$

式中：

q-储量起算标准，t/d；

H-井深，m；

Cd-综合钻井成本，元/m；

I-单井地面投资，元；

T-投资回收期，年；

v-原油商品率，％；

P-含税油价，元/t；

Tax-单位原油销售税金及附加，元/t；

n-年实际生产天数，天；

C-操作成本，元/t；

5)根据有效厚度与试油产量、砂体厚度与试油产量关系，确定获得工业产量的的有效厚度为最小值，砂体厚度最小值，用砂岩厚度等值线法和有效厚度等值线法，确定油气藏的面积边界；

6)用容积法储量计算公式，计算出低渗碎屑岩油(气)藏储量。

2.根据权利要求1的方法，其特征是步骤1)所述的地层特征是划分地质小层，所述的沉积相特征是确立沉积体系，划分沉积亚相，并确定沉积相演化特征和油气成藏亚相的时空展布。

3.根据权利要求1的方法，其特征是步骤1)所述的储层特征是确定储层岩矿特征、孔隙类型和孔隙结构特征、储层宏观非均质性和低渗透油气藏成因，所述的油、气成藏规律是确定影响油气成藏的控制因素，油气的分布及类型。

4.根据权利要求1的方法，其特征是步骤2)所述的钻井资料是钻井取得的岩心岩石类型、厚度等资料和粒度、渗透率、孔隙度、压汞、薄片资料；所述的测井资料是测井解释的岩石类型、含油气性、油气层电阻、孔隙度、渗透率、泥质含量。

5.根据权利要求1的方法，其特征是步骤2)所述的地震砂层预测资料是指对高精度野外采集的地震数据进行精确成像，然后通过反演或属性提取与地下含油气砂体关联参数，得到预测砂层厚度、砂体展布和含油气性的资料。

6.根据权利要求1的方法，其特征是步骤3)所述的岩性为中砂岩、细砂岩、粉砂岩；所述的含油性为油浸、油斑、油迹。

7.根据权利要求1的方法，其特征是步骤3)所述的工业油气流日产标准是能回收油气开发井投资及操作成本的单井下限日产量。

8.根据权利要求1的方法，其特征是步骤3)确定物性下限是以低孔渗段累计储渗能力丢失占总累计的5-15％为界限，累计储产能力不超过总累计的10％为界限，作出孔渗关系图和孔隙度直方图、渗透率直方图得到；确定电性下限是以试油、试采资料和测井参数为依据，做参数交会图确定。

9.根据权利要求1的方法，其特征是步骤4)所述的储量起算标准在油藏评价或开发初期是试油气产量。

10.根据权利要求1的方法，其特征是步骤5)所述的砂岩厚度等值线法是在砂体厚度等值线图上，采用确定的砂体厚度最小值所对应的砂体厚度等值线圈定含油面积边界；所述的有效厚度等值线法是在砂体有效厚度等值线图上，采用有效厚度最小值所对应的有效厚度等值线圈定含油面积边界；所述的砂岩厚度等值线法是在井控程度低、有地震侧线的地方使用；有效厚度等值线法是在井控程度高的地方使用。

11.根据权利要求1的方法，其特征是步骤6)所述的容积法储量计算公式：N＝100A_ohΦS_oi/B_oi

N_z＝Nρ_o

式中：N-原油地质储量(10⁴m³)

N_z-原油地质储量(10⁴t)

A_o-含油面积(km²)

h-平均油层有效厚度(m)

Φ-平均有效孔隙度(f)

S_oi-平均油层原始含油饱和度(f)

ρ_o-平均地面脱气原油密度(t/m³)

B_oi-平均地面原油体积系数

溶解气储量计算公式：Gs＝10^-4NR_si

式中：Gs-溶解气的地质储量10⁸m³

R_si-原始溶解气油比m³/m³

12.根据权利要求1的方法，其特征是步骤6)公式中的含油面积是采用步骤5)确定的含油面积数据。

13.根据权利要求1的方法，其特征是步骤6)所述的平均有效厚度值是在有效厚度等值线图上进行面积权衡得到的平均值；所述的平均有效孔隙度值是在有效孔隙度等值线图上进行面积权衡得到的平均值；所述的平均油层原始含油饱和度值是采用第三步得到的数据。

14.根据权利要求1的方法，其特征是步骤6)所述的平均地面脱气原油密度值是单井地面原油样品密度分析数据的算数平均值；所述的平均地面原油体积系数值是油层高压物性样品原油体积系数分析数据的算数平均值。

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