渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷中深層低滲砂礫巖油藏控制儲(chǔ)量升級(jí)標(biāo)準(zhǔn)

李 姝，黃學(xué)斌，肖玉茹，鄭振恒，劉麗瓊

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

砂礫巖體是陸相斷陷盆地陡坡帶廣泛發(fā)育的一種典型的沉積體。砂礫巖體油氣勘探在渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷、南襄盆地泌陽凹陷、準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷[1]均獲得了巨大突破。濟(jì)陽坳陷砂礫巖體是今后勘探的重點(diǎn)方向之一，主要分布在東營、渤南和車鎮(zhèn)等凹陷(洼陷)的北部陡坡帶。勘探開發(fā)實(shí)踐表明，受沉積作用、成巖作用的影響，砂礫巖儲(chǔ)層橫、縱向變化快，儲(chǔ)集性能整體偏差，大多數(shù)屬低孔低滲或特低滲儲(chǔ)層，且非均質(zhì)性極強(qiáng)，不同期次扇體之間界線不明顯，含油性差異大[2]。

前人對(duì)濟(jì)陽坳陷砂礫巖的研究主要集中在地震特征[3]、儲(chǔ)層成因[4-5]、儲(chǔ)層分類[6-9]等方面，同時(shí)對(duì)低滲透砂巖油藏控制儲(chǔ)量升級(jí)的影響因素及評(píng)價(jià)參數(shù)也進(jìn)行了分析，以儲(chǔ)量規(guī)模、產(chǎn)能(單井產(chǎn)能、采油速度)和井網(wǎng)密度作為儲(chǔ)量升級(jí)評(píng)價(jià)參數(shù)[10]。采用分級(jí)法或樣本等區(qū)間劈分法建立了評(píng)價(jià)參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)[10]。由于控制儲(chǔ)量階段取得的各類資料都相對(duì)較少，上述3個(gè)參數(shù)的確定存在著較大的不確定性。通過剖析濟(jì)陽坳陷低滲透砂礫巖探明和保有控制儲(chǔ)量特點(diǎn)，對(duì)影響控制儲(chǔ)量升級(jí)的主控因素及評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了研究。明確了儲(chǔ)層有效性、產(chǎn)能及經(jīng)濟(jì)性是影響控制儲(chǔ)量升級(jí)的主要因素，并分別優(yōu)選了表征關(guān)鍵參數(shù)。表征儲(chǔ)層有效性的主要參數(shù)包括油層埋藏深度、有效厚度、有效孔隙度和含油飽和度；反映原油滲流能力的參數(shù)主要是油層滲透率和地層原油黏度；表征產(chǎn)能及經(jīng)濟(jì)性的主要參數(shù)包括合理的初期產(chǎn)量、遞減律和單井最小經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。在勘探階段主要是由試油結(jié)果反映產(chǎn)能，存在數(shù)據(jù)少、不確定性大的特點(diǎn)，而試油與試采產(chǎn)量之間存在正相關(guān)性。通過大量的統(tǒng)計(jì)分析和多元回歸等方法，建立了控制儲(chǔ)量升級(jí)的兩級(jí)標(biāo)準(zhǔn)：一級(jí)為儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)；二級(jí)為單井產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限標(biāo)準(zhǔn)。

1 濟(jì)陽坳陷砂礫巖保有控制儲(chǔ)量特點(diǎn)

截至2019年底，濟(jì)陽坳陷砂礫巖體保有低滲透控制儲(chǔ)量占中國石化保有低滲控制儲(chǔ)量的15%，主要分布在東營凹陷的濱縣凸起南坡、鹽家、勝坨油田和沾化凹陷的義東、埕東、渤南等多個(gè)油田，主要含油層系為沙三段和沙四段。

保有低滲透砂礫巖體控制儲(chǔ)量區(qū)塊28塊，主要分布在中深層(2 100～4 100 m)；含油面積差異大，為0.5～26 km2，平均5.45 km2，其中5～10 km2的占比36%；儲(chǔ)層有效厚度6.6～50 m，平均19.1 m，其中10～25 m的占比46%，厚度較大；有效孔隙度6%～20%，平均11.8%，其中10%～12%的占比39%；滲透率(0.8～50)×10-3μm2，平均15.5×10-3μm2；含油飽和度50%～66.2%，平均59%；多為常壓油藏，少部分存在異常高壓；區(qū)塊單井平均試油初期產(chǎn)量4.1～43.5 t/d；可采儲(chǔ)量豐度(4.76～29.96)×104m3/km2，平均14.07×104m3/km2，其中(10～16)×104m3/km2的占比36%，多為低豐度油藏(圖1)。

圖1 渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷低滲透砂礫巖體保有控制儲(chǔ)量參數(shù)分布

2 影響控制儲(chǔ)量升級(jí)的主控因素

控制地質(zhì)儲(chǔ)量與探明地質(zhì)儲(chǔ)量的主要差別在于地質(zhì)認(rèn)識(shí)程度和經(jīng)濟(jì)性的不同。參考國家標(biāo)準(zhǔn)《油氣礦產(chǎn)資源儲(chǔ)量分類：GB/T 19492—2020》，探明地質(zhì)儲(chǔ)量與控制地質(zhì)儲(chǔ)量相比，勘探工作量有所增加，查明了油氣藏類型、儲(chǔ)集類型、驅(qū)動(dòng)類型、流體性質(zhì)及分布、產(chǎn)能等，流體界面或油氣層底界應(yīng)是鉆井、測井、測試或可靠壓力資料證實(shí)的；勘探開發(fā)程度和地質(zhì)認(rèn)識(shí)程度有了較大的提高；經(jīng)評(píng)價(jià)鉆探證實(shí)油氣藏可提供開采并能獲得經(jīng)濟(jì)效益，具有經(jīng)濟(jì)性[11]。通過對(duì)比，控制地質(zhì)儲(chǔ)量升級(jí)為探明地質(zhì)儲(chǔ)量，首先需要進(jìn)一步認(rèn)識(shí)儲(chǔ)量的落實(shí)程度，尤其是對(duì)油氣藏非均質(zhì)性的認(rèn)識(shí)；其次主要是提高單井產(chǎn)能和有效控制成本，達(dá)到經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的探明儲(chǔ)量申報(bào)條件。

濟(jì)陽坳陷砂礫巖體埋深大于2 200 m、滲透率小于50×10-3μm2的中深層低滲砂礫巖體主要油藏類型為扇根封堵的巖性油藏，具有油層厚度大、縱向疊合、平面連片、扇中富集、油水關(guān)系復(fù)雜的特征。低滲—致密儲(chǔ)層的滲流能力差，但儲(chǔ)層厚度大，自然產(chǎn)能低，均需壓裂投產(chǎn)。需要優(yōu)化壓裂改造技術(shù)，產(chǎn)生優(yōu)勢通道，提高產(chǎn)能。因構(gòu)造、儲(chǔ)層或含油性等方面的非均質(zhì)性嚴(yán)重，導(dǎo)致不同部位產(chǎn)能差異大。因此制約其控制儲(chǔ)量是否能夠升級(jí)的重要因素分為內(nèi)在因素和外在因素：內(nèi)在因素是指儲(chǔ)層本身的地質(zhì)因素，即儲(chǔ)層的有效性；外在因素是指現(xiàn)有工藝技術(shù)條件下的經(jīng)濟(jì)性。

3 關(guān)鍵參數(shù)及升級(jí)下限標(biāo)準(zhǔn)

濟(jì)陽坳陷中深層低滲透砂礫巖油藏控制儲(chǔ)量的升級(jí)受內(nèi)在與外在雙因素控制。通過相關(guān)性分析，選取決定兩因素的關(guān)鍵表征參數(shù)，并確定其升級(jí)下限標(biāo)準(zhǔn)。

3.1 儲(chǔ)層有效性參數(shù)及升級(jí)下限標(biāo)準(zhǔn)

3.1.1 儲(chǔ)層有效性參數(shù)

中深層低滲砂礫巖體儲(chǔ)層有效性與油藏類型、儲(chǔ)層物性、油藏埋藏深度、膠結(jié)物類型、原油性質(zhì)、地層壓力、儲(chǔ)量規(guī)模及可采儲(chǔ)量豐度等有密切關(guān)系[12-22]。研究發(fā)現(xiàn)，對(duì)于中深層低滲砂礫巖體油藏，在控制儲(chǔ)量升級(jí)為探明儲(chǔ)量后，埋藏深度、原油性質(zhì)、儲(chǔ)層物性、可采儲(chǔ)量豐度等幾個(gè)參數(shù)升級(jí)前后變化不大，而可采儲(chǔ)量豐度能夠從一定程度上反映儲(chǔ)層有效性。通過相關(guān)性分析，可采儲(chǔ)量豐度與埋藏深度、儲(chǔ)層有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度、儲(chǔ)層滲透率、地層原油黏度相關(guān)性好。優(yōu)選這6個(gè)參數(shù)，利用多元回歸的方法確定各地質(zhì)參數(shù)及對(duì)應(yīng)的影響系數(shù)，獲得濟(jì)陽坳陷中深層低滲砂礫巖體油藏可采儲(chǔ)量豐度的計(jì)算模型，進(jìn)而評(píng)價(jià)控制儲(chǔ)量區(qū)的儲(chǔ)層有效性。本次模擬未考慮生產(chǎn)壓差、壓裂級(jí)數(shù)對(duì)油層產(chǎn)油能力的影響，獲得的預(yù)測值與實(shí)際可采儲(chǔ)量豐度的相關(guān)系數(shù)(R)為0.898。

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

R=0.898

S1=hΦSo

S2=K/μo

式中：Y為可采儲(chǔ)量豐度，104m3/km2；H為油藏埋藏深度，m；S1為油藏儲(chǔ)層質(zhì)量系數(shù)，f；S2為油層產(chǎn)油能力系數(shù)，f；h為油層有效厚度，m；Φ為油層有效孔隙度，f；So為油層含油飽和度，f；K為油層滲透率，10-3μm2；μo為油層地層原油黏度，mPa·s。

埋藏深度、有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度四參數(shù)評(píng)價(jià)儲(chǔ)層質(zhì)量；地下原油黏度和滲透率兩參數(shù)分析儲(chǔ)層滲流能力。

3.1.2 儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)滲透率與埋藏深度分為4類，即中淺層低滲、中深—深層低滲、特低滲和致密砂礫巖油藏。由于中淺層低滲砂礫巖油藏較少，主要以中深—深層低滲砂礫巖油藏為研究對(duì)象。基于已升級(jí)儲(chǔ)量的統(tǒng)計(jì)分析，建立了3種中深—深層低滲砂礫巖油藏升級(jí)的儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)。

中深—深層低滲砂礫巖油藏儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)：油藏埋深2 000～3 900 m；滲透率(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，有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)定為3.5 m；有效孔隙度8.6%～25%，由于地層壓實(shí)作用，隨埋藏加深，有效孔隙度逐漸減小，因此其下限也隨埋藏加深而逐漸變小，97%的油藏有效孔隙度不低于11%；含油飽和度51%～70%，其下限標(biāo)準(zhǔn)定為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，其下限標(biāo)準(zhǔn)為不高于20 mPa·s。綜合評(píng)判可采儲(chǔ)量豐度下限一般不低于4.4×104m3/km2。

中深層特低滲砂礫巖油藏儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)：油藏埋深2 000～3 500 m；滲透率(3～10)×10-3μm2之間；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，有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)定為4.5 m；有效孔隙度9%～21%，其下限定為9%；含油飽和度58%～66%，其下限標(biāo)準(zhǔn)定為55%；地下原油黏度0.5～5.2 mPa·s，其下限標(biāo)準(zhǔn)定為不高于5 mPa·s。綜合評(píng)判可采儲(chǔ)量豐度下限一般不低于4.7×104m3/km2。

中深—深層致密砂礫巖油藏儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)：油藏埋深2 800～3 900 m；滲透率(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，有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)定為6 m；有效孔隙度7.3%～16%，其下限標(biāo)準(zhǔn)定為7%；含油飽和度51%～62%，其下限標(biāo)準(zhǔn)定為50%；地下原油黏度0.3～3.9 mPa·s，其下限標(biāo)準(zhǔn)定為不高于4 mPa·s(表1，圖2)。綜合評(píng)判可采儲(chǔ)量豐度下限一般不低于4×104m3/km2。

表1 渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷低滲透砂礫巖儲(chǔ)層有效性參數(shù)下限

圖2 渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷低滲透砂礫巖油藏儲(chǔ)層有效性參數(shù)下限圖版

3.2 產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)性的確定及升級(jí)下限標(biāo)準(zhǔn)

外在因素是指開采油藏的工藝技術(shù)條件，從試油產(chǎn)量、初期試采產(chǎn)量、遞減率等參數(shù)出發(fā)，可評(píng)價(jià)常規(guī)或壓裂等開采技術(shù)下的產(chǎn)能及經(jīng)濟(jì)下限可采儲(chǔ)量。

在控制儲(chǔ)量階段，探井或評(píng)價(jià)井的試采時(shí)間較短，有些甚至未進(jìn)行試采，只有試油相關(guān)數(shù)據(jù)資料。初期產(chǎn)能多用試油井的產(chǎn)量進(jìn)行表征，直接采用測試產(chǎn)量來評(píng)價(jià)產(chǎn)能進(jìn)而衡量是否具有商業(yè)價(jià)值極不合理。為合理評(píng)價(jià)其升級(jí)潛力，有必要通過試油產(chǎn)量合理確定初期產(chǎn)能，再進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)。

3.2.1 初期合理產(chǎn)能研究

分析濟(jì)陽坳陷低滲透油藏“十五”以來有試油、試采和生產(chǎn)的探井?dāng)?shù)據(jù)，選擇測試層位與生產(chǎn)層位一致、生產(chǎn)時(shí)間連續(xù)一年以上探井133井次進(jìn)行分析。這些探井主要分布在東營凹陷和沾化凹陷，試油層位主要為沙三段和沙四段。不同的油層條件、試油措施(是否壓裂)、試油方式(自噴或泵抽)和開發(fā)方式(彈性開發(fā)或注水開發(fā))，其試采初期穩(wěn)定產(chǎn)量與試油產(chǎn)量均呈線性相關(guān)，但二者之間的折算系數(shù)范圍較大，在0.3～0.7之間，平均值0.46(圖3)。彈性開發(fā)方式的低滲透單元平均單井產(chǎn)能是試油產(chǎn)量的40%，而注水開發(fā)條件下平均單井產(chǎn)能是試油產(chǎn)量的57%。砂礫巖低滲儲(chǔ)層的試采產(chǎn)量與試油產(chǎn)量的折算系數(shù)平均為0.59。

圖3 渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷低滲油藏試采初期產(chǎn)量與試油產(chǎn)量關(guān)系

3.2.2 遞減規(guī)律研究

根據(jù)2010年以來低滲油藏投產(chǎn)新井的情況統(tǒng)計(jì)，初期遞減率較大，在30%～46%之間，平均遞減率38.3%，2014—2016年投產(chǎn)的新井以斜井為主，占新投產(chǎn)井?dāng)?shù)的89%，初期平均遞減率32.3%；1年后產(chǎn)量遞減明顯減緩，平均遞減率14.3%(圖4)。

按滲透率分類，2014—2016年投產(chǎn)的新井中有83%屬于一般低滲，滲透率介于(10～50)×10-3μm2；特低滲透率的井(滲透率介于(3～10)×10-3μm2)占15%；在致密砂巖(滲透率小于3×10-3μm2)儲(chǔ)層投產(chǎn)的新井僅占2%。一般低滲的新井初期平均遞減率30.5%，1年后產(chǎn)量遞減明顯減緩，后期平均遞減率10.5%；特低滲的新井第一年的遞減率42.6%，前三年年平均遞減率30%，后期產(chǎn)量遞減相對(duì)較緩(圖4)。

圖4 渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷低滲油藏新井日產(chǎn)油曲線

3.2.3 單井產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限標(biāo)準(zhǔn)

滲透率大于30×10-3μm2的低滲砂礫巖油藏一般采用直井水驅(qū)開發(fā)；滲透率介于(10～30)×10-3μm2之間的低滲砂礫巖油藏一般采用直井小型壓裂水驅(qū)開發(fā)；特低滲砂礫巖油藏一般采用直井大型壓裂(仿水平井)水驅(qū)開發(fā)。中深層致密砂礫巖油藏一般采用直井CO2驅(qū)或水平井分段壓裂彈性開發(fā)，在70 $/bbl油價(jià)及當(dāng)前技術(shù)條件下，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的難度較大。

采用上一年同類型開發(fā)區(qū)塊實(shí)際發(fā)生值選取投資參數(shù)(單井投資、單井固定操作成本、單位可變操作成本、管理費(fèi)用等)，各種稅率依據(jù)實(shí)際發(fā)生值和相關(guān)規(guī)定取值。預(yù)測產(chǎn)能剖面時(shí)，初期遞減大，遞減率32.3%，1年后產(chǎn)量遞減明顯減緩，遞減率14.3%，評(píng)價(jià)期15年。

考慮油價(jià)、油藏類型、開發(fā)方式、投資規(guī)模、操作成本、初期產(chǎn)量和遞減規(guī)律等，應(yīng)用現(xiàn)金流法計(jì)算凈現(xiàn)值為0時(shí)的單井最小經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量，從而迭代計(jì)算不同井深、不同油價(jià)下的單井經(jīng)濟(jì)極限初期產(chǎn)量(圖5)，從而反算控制儲(chǔ)量升級(jí)所需試油產(chǎn)量界限(表2)。埋深在3 500 m左右的低滲透砂礫巖體控制儲(chǔ)量升級(jí)的試油產(chǎn)量在油價(jià)40～80 $/bbl下的下限標(biāo)準(zhǔn)會(huì)從20.3 t/d下降到7.3 t/d。油價(jià)40～80 $/bbl下的單井最小經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限標(biāo)準(zhǔn)會(huì)從1.87×104t下降到0.67×104t。

表2 渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷低滲砂礫巖控制儲(chǔ)量升級(jí)下限標(biāo)準(zhǔn)

圖5 渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷低滲透油藏不同井深、不同油價(jià)下的經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)示意

如果采用市場機(jī)制和工程公司合作等方式降低開發(fā)成本，濟(jì)陽坳陷低滲油藏控制儲(chǔ)量的升級(jí)下限標(biāo)準(zhǔn)可能會(huì)下降。在目前低油價(jià)情況下，致密—特低滲儲(chǔ)量升級(jí)的可能性較小。不同的開發(fā)方式，在初產(chǎn)、遞減率發(fā)生變化時(shí)，控制儲(chǔ)量升級(jí)下限標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。

4 實(shí)例應(yīng)用和方法驗(yàn)證

4.1 升級(jí)性評(píng)價(jià)

首先根據(jù)油藏埋深、儲(chǔ)層有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度、滲透率和地層原油黏度6個(gè)關(guān)鍵參數(shù)，利用研究所得的模型計(jì)算表征儲(chǔ)層有效性的參數(shù)——油藏儲(chǔ)層質(zhì)量系數(shù)(S1)、油層產(chǎn)油能力系數(shù)(S2)和可采儲(chǔ)量豐度；其次對(duì)照儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)篩選不同埋深、不同滲透率的升級(jí)潛力區(qū)塊；最后對(duì)照單井產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)性下限標(biāo)準(zhǔn)篩選出不同井深、不同油價(jià)下的升級(jí)潛力區(qū)塊，從而形成不同油價(jià)下的控制儲(chǔ)量升級(jí)序列。

將濟(jì)陽坳陷中深層低滲透砂礫巖控制儲(chǔ)量28塊根據(jù)滲透性分為3類，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏14塊、中深層特低滲砂礫巖油藏8塊和中深—深層致密砂礫巖油藏6塊，其油藏埋深、儲(chǔ)層有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度、滲透率、地層原油黏度、試油產(chǎn)量及油藏儲(chǔ)層質(zhì)量系數(shù)、油層產(chǎn)油能力系數(shù)和可采儲(chǔ)量豐度計(jì)算結(jié)果詳見表3。

根據(jù)建立的不同埋深、不同滲透率的儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)，篩選出符合標(biāo)準(zhǔn)的升級(jí)潛力區(qū)塊16塊，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏9塊、中深層特低滲砂礫巖油藏4塊和中深—深層致密砂礫巖油藏3塊；再次根據(jù)建立的不同井深、不同油價(jià)下的單井產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限標(biāo)準(zhǔn)，篩選出符合標(biāo)準(zhǔn)的升級(jí)潛力區(qū)塊14塊，油價(jià)60 $/bbl以下可升級(jí)的區(qū)塊8塊，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏7塊和中深層特低滲砂礫巖油藏1塊；油價(jià)60～70 $/bbl之間可升級(jí)的區(qū)塊3塊，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏1塊和中深層特低滲砂礫巖油藏2塊；油價(jià)70～80 $/bbl之間可升級(jí)的區(qū)塊2塊，其中中深—深層低滲透砂礫巖油藏1塊和中深層特低滲砂礫巖油藏1塊；油價(jià)80 $/bbl以上可升級(jí)的中深層—深層特低滲透砂礫巖油藏1塊(表3)。

在油價(jià)70 $/bbl以下有升級(jí)潛力的11個(gè)區(qū)塊，多為中深層低滲砂礫巖體油藏，儲(chǔ)層質(zhì)量系數(shù)和油層產(chǎn)油能力系數(shù)高，產(chǎn)能好，其中3塊在2013—2019年間實(shí)現(xiàn)了升級(jí)。從評(píng)價(jià)結(jié)果看，埋藏淺、儲(chǔ)層質(zhì)量系數(shù)和油層產(chǎn)油能力系數(shù)高、產(chǎn)能好的控制儲(chǔ)量區(qū)塊升級(jí)性高，基本符合油田開發(fā)實(shí)際。B4區(qū)塊為中深層特低滲砂礫巖油藏，雖然其儲(chǔ)層有效性稍差，但它與A3、A4區(qū)塊同屬于一個(gè)砂礫巖扇體，與A3、A4區(qū)塊一起進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)是經(jīng)濟(jì)的，在2019年3塊一起升級(jí)探明地質(zhì)儲(chǔ)量500多萬噸。

當(dāng)然，對(duì)于油田勘探的熱點(diǎn)地區(qū)，盡管綜合評(píng)價(jià)較低，由于儲(chǔ)量規(guī)模大，也能升級(jí)。對(duì)于埋藏深度大，儲(chǔ)層有效性和產(chǎn)油能力稍差的油藏，需要攻關(guān)“甜點(diǎn)”預(yù)測技術(shù)和有效的開發(fā)技術(shù)，提高產(chǎn)能，從而實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量升級(jí)。

4.2 實(shí)例解剖

A4塊2016年上報(bào)E2s4控制含油面積1.43 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量63.02×104t，技術(shù)可采儲(chǔ)量9.45×104t。油藏中部埋深2 980 m，沉積類型為近岸水下扇沉積，有效厚度9.0 m，有效孔隙度10.2%，含油飽和度66.2%，滲透率18.1×10-3μm2，地層原油黏度5.12 mPa·s，可采儲(chǔ)量豐度7.74×104m3/km2，壓裂后試油日產(chǎn)油9.0 t，油藏類型為構(gòu)造—巖性油藏。

對(duì)照一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)——中深—深層低滲砂礫巖油藏儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)：油藏埋深2 000～3 900 m；滲透率(10～50)×10-3μm2；有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)3.5 m；有效孔隙度不低于11%；含油飽和度不低于50%；地下原油黏度不高于20 mPa·s；可采儲(chǔ)量豐度下限不低于4.4×104m3/km2。A4塊各項(xiàng)關(guān)鍵參數(shù)均超過中深—深層低滲砂礫巖油藏儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)試油產(chǎn)量，對(duì)照二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)——單井產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限標(biāo)準(zhǔn)，A4塊在油價(jià)60 $/bbl左右可升級(jí)。

上報(bào)控制儲(chǔ)量后2017—2018年新鉆5口開發(fā)井，壓裂求產(chǎn)，初期日產(chǎn)油1.1～17.0 t，單井初期平均日產(chǎn)油10.7 t，根據(jù)砂體描述，結(jié)合SMI波形反演剖面和地球物理屬性，預(yù)測描述砂礫巖扇體。油藏受巖性控制，高部位一般儲(chǔ)層物性好，多為油層，低部位一般為干層。油藏認(rèn)識(shí)基本清楚，各項(xiàng)地質(zhì)參數(shù)及產(chǎn)能均超過儲(chǔ)量升級(jí)的下限標(biāo)準(zhǔn)，并經(jīng)開發(fā)方案經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，平衡油價(jià)為54 $/bbl，2019年升級(jí)為探明儲(chǔ)量57.95×104t。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)基于影響控制儲(chǔ)量升級(jí)的主控因素及開發(fā)生產(chǎn)規(guī)律研究，建立了不同地質(zhì)條件、不同油價(jià)下的低滲砂礫巖油藏控制儲(chǔ)量升級(jí)為探明儲(chǔ)量的兩級(jí)標(biāo)準(zhǔn)：一級(jí)為不同埋深、不同滲透率的儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)(包括地下原油黏度、有效厚度、有效孔隙度和含油飽和度等參數(shù))；二級(jí)為不同井深、不同油價(jià)下的單井產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限標(biāo)準(zhǔn)。通過未升級(jí)控制儲(chǔ)量區(qū)塊的實(shí)例分析，篩選出的升級(jí)潛力區(qū)塊與區(qū)塊后續(xù)的升級(jí)效果基本吻合，驗(yàn)證了上述升級(jí)標(biāo)準(zhǔn)的可靠性與合理性。

(2)濟(jì)陽坳陷中深—深層低滲透砂礫巖28塊控制儲(chǔ)量，根據(jù)建立的不同埋深、不同滲透率的儲(chǔ)層有效性下限標(biāo)準(zhǔn)，篩選出符合標(biāo)準(zhǔn)的升級(jí)潛力區(qū)塊16塊；根據(jù)建立的不同井深、不同油價(jià)下的單井產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量下限標(biāo)準(zhǔn)，篩選出符合標(biāo)準(zhǔn)的升級(jí)潛力區(qū)塊14塊，油價(jià)60 $/bbl以下可升級(jí)的區(qū)塊8塊，油價(jià)60～70 $/bbl之間可升級(jí)的區(qū)塊3塊，油價(jià)70～80 $/bbl之間可升級(jí)的區(qū)塊2塊，油價(jià)80 $/bbl以上可升級(jí)的區(qū)塊1塊，形成了濟(jì)陽坳陷中深層低滲透砂礫巖油藏在不同油價(jià)下的升級(jí)序列。

(3) 若技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件發(fā)生變化，如技術(shù)進(jìn)步、投資成本水平下降等，低滲砂礫巖油藏控制儲(chǔ)量升級(jí)探明儲(chǔ)量的下限標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)進(jìn)行調(diào)整。