刘 根，肖亚昆，丁蓓蓓

（1.成都理工大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室，四川成都 610059；2.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；3.中国石化胜利油田分公司桩西采油厂，山东东营 257000；4.中国石化胜利油田分公司，山东东营 257000）

碳酸盐岩分布面积占全球沉积岩总面积的20 %，所蕴藏的油气储量占世界总储量的52 %[1]，缝洞型碳酸盐岩油藏作为碳酸盐岩油藏中一种重要类型，有关缝洞型碳酸盐岩油藏储量计算方法的研究对该类油藏的勘探及前期开发方案部署都具有重要的现实意义。

碳酸盐岩油气藏在成藏过程中往往受到多期次、多旋回的地质作用，在沉积、成岩、构造的复合作用下具有很强的非均质性[2-4]，研究困难要远高于普通砂岩油气藏，缝洞型碳酸盐岩油藏更是如此。相比其他类型油气藏，裂缝和溶洞在缝洞型油气藏的储集空间中占有更大比重，尤其是喀斯特缝洞型储层往往具有米级大洞穴发育，能够极大的提高油气储量，裂缝的发育在碳酸盐岩储层中主要起到运移通道的作用，能够极大的提高储层的渗透率。

由于碳酸盐岩储层的非均质性，针对碳酸盐岩油气藏的储量计算往往难以准确的反映油气藏储量，不同的储量计算方法结果也常有较大的出入。笔者在充分调研前人研究的基础上以塔河油田某区缝洞型碳酸盐岩油气藏为例，提出了改进容积法对油气藏储量进行估算，并针对几种主要的碳酸盐岩油气藏储量估算方法进行了应用对比，后通过精细地质建模中计算的储量对各种结果进行检验。

图1 奥陶系C 组顶面构造图

1 区域地质概况

研究区位于新疆塔河油田，主力层位为奥陶系C组，岩性为浅褐色、灰褐色亮晶砂屑灰岩、颗粒灰岩、灰色、深灰色厚层状泥粉晶灰岩，夹薄层、中层状生屑灰岩、砂屑灰岩。研究区整体为半背斜构造，呈南高北低走势，发育多条断层，其中三条大断层贯穿研究区将研究区肢解为四部分（见图1）。

2 静态容积法计算储量

静态容积法由于其方法简单理论成熟在各大现场中应用很广泛。在计算过程中需要先计算出油气藏含气面积等主要参数（见表1）。

表1 储量计算参数

采用容积法计算原油地质储量，地质储量计算公式为：

式中：N-原油地质储量，104t；A-含油面积，km2；h-评价（计算）单元有效厚度，m；φ-油层有效孔隙度，小数；Soi-原始地层含油饱和度，小数；Boi-原始原油体积系数，无因次；ρ-地面脱气原油密度，t/m3。

根据表1 可得原始原油体积系数1.545，地面脱气原油密度0.803 2 t/m3。

再将表1 的面积、有效厚度、饱和度、孔隙度的值代入公式（1），得区块原油地质储量：

其中溶解气储量：

式中：Gs-溶解气储量，108m3；Rsi-气油比，m3/m3；N-原油地质储量，104t；ρ-地面脱气原油密度，t/m3。

C2、C3段气油比分别是131.6 m3/m3和66.3 m3/m3，代入式（2），得：

总的溶解气地质储量：

综上，总的原油地质储量为931.14×104t，溶解气储量为19.356×104m3。

3 改进容积法计算储量

改进容积法是笔者在容积法的基础之上考虑到碳酸盐岩储层储集空间的多样性而提出来的，在计算过程中考虑到了孔、洞、缝不同储集空间对储量的影响。分别计算不同储集空间类型中的储量后求和得到的便是研究区总储量。

基质孔隙体积含油：

溶洞体积含油：

裂缝体积含油：

式中：N-地质储量，104t；ρo-地面原油密度，t/m3；Boi-原油体积系数；Vci-基质孔隙内含油体积，m3；Vhi-储层洞内含油体积，m3；Vfl-储层裂缝内含油体积，m3。

3.1 孔隙度的确定

C 组实测孔渗分析表明其平均孔隙度为2.14 %，因此可以将2.14 %作为基质孔隙度来计算。裂缝孔隙度值一般较小，其大小参考有关碳酸盐岩储层裂缝的孔隙度值，查阅资料分析后可将裂缝孔隙度的值确定为0.1 %。

表2 溶洞体积含油计算

3.2 溶洞体积的确定

较大型溶洞在钻井过程中往往发生井漏及放空，根据录井漏失数据可以表征研究区溶洞体积的大小，通过计算单位面积单位厚度内溶洞体积所占的比例来反算整个A 区的溶洞体积的大小，具体过程（见表2）。

单井控制面积的选取是在考虑渗透率较小的情况下，以50 m 为半径求取的圆形面积。

通过对测井解释饱和度求取平均值得到裂缝和孔隙的含油饱和度，这里考虑到裂缝孔隙度较低对储量的影响结果不大，可以用同一个饱和度进行计算。溶洞内可以认为原油完全充填，其饱和度值取1。溶洞体积含油计算（见表2）。

溶洞体积占储层体积的0.513 3 %，所以将基质体积近似按照地层体积计算，而裂缝本身对储量影响不大，并且裂缝孔隙度近似为0.001，所以忽略裂缝储量。最后计算的C 组储层储量约为1 243×104t（见表3）。

表3 改进容积法储量计算结果

4 溶洞孔隙体积比法计算储量

刘学利等[5]在分析缝洞型碳酸盐岩油气藏连续特征尺度时提出了改进容积体积比的概念，通过引入连续性特征尺度和溶洞孔隙体积比来计算缝洞型碳酸盐岩油气藏的储量[6]。这是一种以测井资料为基础通过多元回归分析方法针对缝洞型油藏而提出的储量计算法。

计算步骤：

第一步：根据研究区的实际情况，以钻时（T）、自然伽马（GR）和声波时差（AC）资料为基础通过多元线性回归的方法找到溶洞孔隙体积比与钻测参数的多元回归关系式。

第二步：通过公式计算得到储量。

储量计算公式：

式中：A1-缝洞带面积，km2；h1-缝洞带厚度，m；Boi-原油体积系数。

对于溶洞孔隙体积比，刘学利等[5]针对塔河油田提出了下面的回归公式：

此公式相关系数0.985 04，剩余标准差0.034 5，显著水平为0.001，与测井曲线具有很好的相关性。

缝洞孔隙体积比的确定，主要是对钻时（T）、自然伽马（GR）和声波时差（AC）的值进行确定。此方法计算出的储量为303×104t（见表4）。

表4 缝洞孔隙体积比法储量计算结果

5 结果对比

为验证各种储量计算方法的准确性，笔者以地震、测井等资料为基础对研究区进行了相控精细建模（见图2），储量计算结果（见表5）。计算结果对比（见表6）可以发现改进容积法与地质模型计算的结果最为接近，溶洞孔隙体积比法计算的结果偏差最大。值得一提的是还有很多针对油气藏储量计算的动态计算方法[7-9]，但是在油气田勘探开发初期可用生产数据较少，并且在井点较少井控范围较小时，不管是生产数据还是前期试井等测试数据都难以准确反映油气藏地质储量，本文也就不再例举。所以在油气藏勘探开发初期进行储量估算评价时，推荐使用文中提到的静态改进容积法，能够很好地满足勘探部署及开发方案的设计[10-12]。

表5 储量计算结果

图2 奥陶系C 组模型

表6 计算结果对比

6 认识及结论

（1）首先对于传统静态容积法难以反映油气藏准确的构造形态，尤其是对于油气藏中多种储集空间的几何形态难以准确表征。在参数选取时主要通过等效平均的方法，也存在一定误差。可以发现越是非均质性强的油气藏在计算时存在的误差也就越大。但是这种方法也有操作简便的优点，因此在构造相对简单非均质性较弱的储层，且对储量计算结果精度要求不高的定性计算时可以用这类方法进行近似计算。

（2）相对于其他方法改进容积法计算的结果与地质模型中的储量结果最为接近，主要是由于这种方法充分考虑到了不同储集空间对储量的贡献。但是在计算过程中用钻遇溶洞发育频率来表征研究区整体溶洞发育情况的方法具有一定随机性，在充分认识研究区地质情况的前提下能够更好地把控计算结果的准确性。总体来说这种方法具有传统容积法的简便性，在准确性上也具有一定把握。

（3）对比发现溶洞孔隙体积比法在计算时存在较大的误差，主要问题在测井数据的选取时存在较大随机性，不同数据对计算结果影响较大。并且这类方法针对不同研究区都要拟合出不同的回归公式，操作较为复杂，推广性较差。