常宝华，李世银，曹 雯，刘志良，路琳琳

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；(2.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

0 引 言

碳酸盐岩储层作为油气勘探开发的重要领域，蕴含着丰富的油气资源，其储量约占全球油气总储量的40%，产量约占60%，剩余可采储量约占47%[1-4]。中国四川、塔里木、鄂尔多斯及渤海湾等盆地广泛分布着碳酸盐岩油气藏，蕴含油气资源当量超过60×108t[5-7]。其中，塔里木盆地的缝洞型油气藏具有特殊性，主要表现在储集空间多样、流体分布复杂、储层非均质性极强等方面，以塔河、哈拉哈塘等油田及塔中I号、轮古东等气田最为典型[8-9]。此类油气藏在物探、钻井、储层改造、油气藏工程及提高采收率等方面均无可借鉴的经验，加之储层洞、孔、缝分布非常复杂，导致开发难度极大。经过数十年的开发与探索，已形成了基于高精度三维地震数据体的缝洞体立体雕刻技术、地质工程一体化的高效井位部署技术以及多元化提高采收率等系列特色开发技术[10-11]，但在可动用储量、可采储量与采收率等关键开发指标预测方面还缺乏相应的方法。为此，结合缝洞体雕刻结果、动态储量评价、物质平衡分析及油气相态特征等内容，建立了该类型油气藏的可采储量、采收率、区块可动用储量、气举措施增产油气量等关键开发指标的预测分析方法。

1 油气藏特征与开发面临问题

1.1 缝洞型油气藏基本特征

中国缝洞型碳酸盐岩油气藏普遍具有储集空间多样、储层非均质强、流体分布复杂等特点。以塔里木盆地缝洞型油气藏为例，埋深超过4 500 m，岩心CT扫描结果显示裂缝发育且部分充填，基质孔渗低、物性差，其岩心测试孔隙度普遍低于1%、渗透率一般低于0.1 mD。储集空间介质主要包括大型洞穴、大尺度裂缝、溶蚀孔洞、裂缝/微裂缝及孔隙等，不同尺度的洞、孔、缝无序组合构成空间分布复杂的油气储集体。这些油气储集体可以由多个相对孤立的大型洞穴及裂缝联合构成，也可能是局部溶蚀孔洞、裂缝及微裂缝发育形成，每个油气储集体具有相对统一的油水界面和压力系统，均为相对独立的油气藏，进而形成“一井一藏或多井一藏”的独特模式。此类油气储集体在地震剖面上多呈现出“串珠”状特点，当油气井钻遇储集体时，钻完井资料多表现出钻具放空、泥浆漏失等工程异常现象。

1.2 开发面临问题

缝洞型油气藏的储集介质尺度变化大且在空间上的连续性较差是造成储层复杂的本质因素，油水、气水分布复杂，且部分油气藏存在相态变化是导致流体复杂的重要因素，储层及流体的复杂性是引起油气井生产复杂的关键因素。虽然随着技术进步，缝洞型油气藏开发过程中的一些问题已经逐渐解决，但仍面临3个方面的问题：①随着开发程度的不断深入，新井位优化部署的难度逐渐增大；②对开发指标预测与评价精度的要求在不断提高；③老区块开发效益的下降，对提高采收率技术的需求更加迫切。为此，如何更加准确地预测及评价开发指标是制订、调整技术对策的关键，也是增产措施潜力评价及筛选的重要依据。

2 关键开发指标预测方法

2.1 油气藏动态指标预测

缝洞型油气藏内部沟通好、压力传播快，相对低渗透油气藏，利用物质平衡方程分析动态储量、可采储量等开发指标更加适用。对于油藏，以停喷时刻的井底压力为废止压力，代入物质平衡方程可以分析递减阶段的可采储量，如式(1)、(2)所示[12]。

未饱和定容油藏物质平衡方程可表示为：

(1)

未饱和水驱油藏物质平衡方程可表示为：

(2)

对于气藏，可将废弃压力代入相应的物质平衡方程以分析气藏可采储量，如式(3)～(5)所示[12]。

常规定容气藏物质平衡方程可表示为：

(3)

水驱气藏物质平衡方程可表示为：

(4)

凝析气藏物质平衡方程可表示为：

(5)

2.2 区块可动用储量评价

由于缝洞型油气藏储层具有极强的非均质性，常规气藏评价方法很难准确评价区块可动用储量规模，这为开发方案编制及技术政策制订带来很大困难。为此，建立了适用于该类油气藏的可动用储量评价方法，该方法基于区块内已投产储集体的雕刻体积与动态储量参数，建立回归关系模型，然后将剩余未投产储集体的雕刻体积代入该模型，进而预测区块整体可动用储量的规模。

缝洞型油气藏储集体发育模式大致可以分为3类，分别为定容模式、含水模式及供给模式。①定容模式一般表现出地震反射类型为“串珠”，存在明显钻具放空或泥浆漏失等工程异常现象，试采过程中累计产气量与压降呈线性关系；②含水模式与定容模式的明显区别是前者地层能量相对充足、油气井产水；③供给模式一般表现出地震反射类型为“串珠”组合，存在钻具放空或泥浆漏失，试采过程中累计产气量与压降呈非直线关系，产量非单调递减。

雕刻体积是在地震数据几何属性和能量信息分析基础上，计算出的有效储集空间体积，与原始缝洞型气藏储集空间体积一致，动态储量为目前储集体实际动用储量。由此，基于物质平衡原理，针对3种储集体模式，建立雕刻体积与动态储量的关系模型，如式(6)～(8)所示。

定容模式储集体雕刻体积与动态储量关系可表示为：

(6)

含水模式储集体雕刻体积与动态储量关系可表示为：

(7)

供给模式储集体雕刻体积与动态储量关系可表示为：

(8)

式中：Njd为定容模式储集体的动态储量，m3；Njh为含水模式储集体的动态储量，m3；Njg为供给模式储集体的动态储量，m3；j为o时表示油藏，j为g时表示气藏；VD为雕刻体积，m3；Bji为油藏或气藏的原始流体体积系数；n为水体(孔隙体积)倍数；m为供给(孔隙体积)倍数。

雕刻体积与动态储量存在特定相关关系(图1)，当散点分布在左上方区域时，主要表征供给模式影响；当两者散点分布在右下方区域时，主要表征含水模式影响；当两者散点分布在对角线区域时，主要表征定容模式影响。利用数值模拟方法分析不同水体规模、供给体积及无水体时油藏雕刻体积与动态储量的关系(图2)，当存在2～10倍供给体积时，散点主要分布在左上方区域，当存在2～10倍水体时，散点主要分布在右下方区域，不同储集体模式的雕刻体积与动态储量存在特定相关关系，与模型分析结果一致。

图1 雕刻体积与动态储量关系示意图Fig.1 The schematic diagram of the relationship betweencarving volume and dynamic reserves

图2 模拟计算雕刻体积与动态储量关系曲线Fig.2 The relationship curve between simulated andcalculated carving volumes and dynamic reserves

2.3 气举措施增产潜力评价

当生产井停喷后，除了利用注入介质补充地层能量外，采用气举措施也可以最大限度增产油气，而且经济性好、实用性强。以油藏为例，假设油藏恒温，流体、岩石性质不变，压力在储集体内部能较快传递，油井停喷时井内液面在井口位置。则油井停喷后下入气举管柱或气举阀，当井筒液面低于气举最大气举深度时，油井不能继续生产，此时可以计算气举措施最大增产油量。

设定气举措施深度为h，则可通过垂直管流计算深度h内的压降：

Δp=ρogh

(9)

结合物质平衡方程，可得到该压降下增产油量：

Qo=NCtΔp=NCtρogh

(10)

对于凝析气藏，当地层压力高于露点压力时，储集体内没有凝析油析出，则下式成立：

(11)

当地层压力低于露点压力时，储集体内凝析油析出，考虑流体相态变化，则下式成立：

(12)

Vo=GBgF(p)

(13)

式中：h为气举措施深度，m；Δp为气举深度内井筒压降，MPa；ρo为气举深度内流体密度，kg/m3；g为重力系数，N/kg；Qo为气举深度h对应的增产油量，t；Qg为气举深度h对应凝析气藏的增产气量，104m3；Cg为气相压缩系数，MPa-1；Cf为岩石压缩系数，MPa-1；Bg为目前压力下天然气体积系数；ρs为气举深度内流体混合密度，kg/m3；Vo为储层条件下凝析油体积，m3；F(p)为反凝析液量函数，可由PVT实验的反凝析液量测试数据得到。

当油井或凝析气井产水时，密度取混合密度，根据含水率劈分可得到增产油量、增产气量。该方法可以简易、准确地计算出油气储集体气举措施的增产油、气量，进而进行气举措施筛选，以确保措施能够获得较好的经济效益。

3 中古I区块开发指标预测

3.1 中古I区块概况

中古I区块位于塔里木盆地中央隆起带塔中隆起北斜坡中部位置，整体为一个北东向倾没的斜坡，呈现南陡北缓、西陡东缓的构造特点。区块主要目的层为奥陶系鹰山组岩溶储层，岩石类型以砂屑灰岩为主，占比达70%以上；泥晶灰岩和白云岩次之，占比分别为20%、10%。岩心测试基质孔隙度大多小于1.8%，占70.1%；孔隙度为1.8%～4.5%的占25%，大于4.5%的占4.9%。区块地震反射类型主要有“串珠状”反射和“片状”反射两大类，具有“串珠状”反射特征的洞穴型储层平面上呈孤立星点状分布，基本呈现出“一井一藏”特征。该区块以凝析气藏为主，平均原始地层压力为68 MPa，原始体积系数为0.003 31，地面凝析油平均密度为0.794 3 g/cm3，凝析油含量范围为66.9～748.1 g/m3，地层压力与露点压力的差值为1.6～21.5 MPa，井间流体性质差异较大，整体为高含凝析油凝析气藏。

3.2 关键开发指标预测分析

该区块自2009 年投产以来，已陆续投产47口井，计算井控动态储量39口。中古I-1井为一口凝析气井，已生产2 000 d，累计产气量为1.61×108m3，累计产油量为7.81×104m3，评价井控动态储量天然气为3.06×108m3，凝析油为21.51×104m3。按照凝析气藏动态指标预测方法，将废止压力13.6 MPa代入式(5)，结合高压物性参数，计算中古I-1井(递减)天然气、凝析油可采储量分别为1.77×108、8.10×104m3，油、气采收率分别为37.7%、57.7%(图3)。预测中古I区块天然气(递减)可采储量为26.6×108m3，凝析油(递减)可采储量为85.8×104m3，结合井控动态储量评价结果，预测区块油、气平均(递减)采收率分别为27.8%、59.2%(图4)。

图3 中古I-1井生产动态预测曲线Fig.3 The curve of dynamic productionprediction of Well Zhonggu I-1

图4 中古I区块(递减)采收率预测曲线Fig.4 The curve of recovery rate (decreasing)prediction of Zhonggu I Block

目前，该区块已开发储集体雕刻体积为1 415×104m3，对应39口井井控动态储量为47.7×108m3，分类回归分析雕刻体积与动态储量关系(图5)，3类模式线性关系明显，因此，得到供给模式、定容模式及含水模式的回归方程分别为：

图5 中古I区块雕刻体积与动态储量关系Fig.5 The relationship between carving volumeand dynamic reserves of Zhonggu I Block

Ggg=0.095VD+0.063

(14)

Ggd=0.0306VD+0.1497

(15)

Ggh=0.0185VD+0.006

(16)

式中：Ggg为供给模式动态储量，m3；Ggd为定容模式动态储量，m3；Ggh为含水模式动态储量，m3。

在已动用储量中，20%为定容模式对应的储量，39%为含水模式对应的储量，41%为供给模式对应的储量。结合雕刻体积与动态储量的关系模型，可以评价区块平均水体(孔隙体积)倍数为0.63，平均供给(孔隙体积)倍数为2.14，拟合回归原始体积系数为0.003 27，与PVT测试结果基本一致。区块未开发储集雕刻体积1 135×104m3，利用分类型储集体回归关系，预测分析对应的可动用储量为36.4×108m3(表1)，剩余可部署29口井。

表1 中古I区块可动用储量分析Table 1 The analysis on available reserves of Zhonggu I Block

目前，气举采油是塔中I号气田较为有效的增产措施，实施井数占比超过25%。分析中古I-1井停喷后气举增产潜力，随气举深度增加，增产油气量逐渐增大，气田气举措施一般气举深度为4 000 m，代入式(12)中，预测该井气举增产天然气为0.51×108m3、凝析油为0.81×104m3(图6)，气举措施后油、气可采储量分别为8.91×104m3、2.28×108m3，措施后油、气采收率分别为41.4%、74.5%。利用该方法，预测中古I区块39口井气举措施后平均单井增产天然气为0.16×108m3、凝析油为0.52×104m3，结合可采储量、动态储量评价结果，预测油、气平均采收率增幅分别为4.8、9.2个百分点。

图6 中古I-1井气举措施增产油气量预测曲线Fig.6 The prediction curve of oil and gasenhancement by gas lift in Well Zhonggu I-1

4 结 论

(1) 该文建立了适用于缝洞型碳酸盐岩油气藏的可动用储量、可采储量、采收率等关键开发指标预测方法，依托已投产井动用储集体的雕刻体积与井控动态储量的回归分析，评价区块或气田的可动用储量规模。建立了气举措施增产潜力评价方法，预测气举措施后油气增产情况，为措施井筛选提供依据。

(2) 对塔中I号气田典型凝析气藏中古I区块进行关键开发指标预测分析，得到区块油、气平均(递减)采收率分别为27.8%、59.2%，预测气举措施后油、气平均采收率增幅分别为4.8、9.2个百分点；目前剩余未投产储集体可部署29口井，动用储量为36.4×108m3。