海外巖性油氣藏儲量分類分級方法

夏明軍，邵新軍，楊 樺，王忠生，李之宇，張超前，原瑞娥，法貴方

（中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

推進碳達峰碳中和是推動高質量發展的內在要求，“減煤、穩油、增氣”是實現雙碳目標基本路徑的重要組成部分［1］。然而國內油氣儲量和產量偏少，石油和天然氣對海外依存度持續增高［2］，2020 年石油對海外依存度超過73%，天然氣則超過43%［3］?；诤Ｍ庥蜌鈱ξ覈茉垂闹匾?，海外油氣資源和儲量不僅是油公司的核心資產［4］，也是國家能源安全的有效保障［5-6］，而儲量分類分級和相應規范細則是油氣核心資產經營管理的基礎和抓手［7］。主要國際石油組織和主要產油國都制定了石油儲量分類分級體系和評估規范［8］。中國石油公司在海外石油項目的獲取、勘探開發和處置中，需要加強國際石油組織與資源國資源/儲量分類分級和儲量內涵研究［9］，實踐中通常采用SPE-PRMS［SPE，WPC，AAPG，SPEE，SEG，SPWLA，EAGE 聯合發表的石油資源管理系統（Petroleum Resources Management System）的SPE 官方版本［10］分類分級體系和儲量評估，但是SPE-PRMS 并沒有巖性油氣藏儲量的分類分級規則和評估方法，也沒有巖性含油氣邊界確定的方法。中國行業標準《巖性油氣藏探明儲量計算細則》對含油氣面積、巖性含油氣邊界、有效厚度的劃分確定了規則［11］，但不適合海外巖性油氣藏儲量的分類分級和評估。

在海外石油儲量評估中，評估人員對儲量不確定性的把控程度不同，因此對儲量分類分級、不同級別儲量面積的圈定存在差異，評估方法也具有多樣性。對于未開發或處于開發早期的油田，可以使用容積法、建模法和概率法，對處于開發中后期的油田，可以采用可靠程度高的動態法［12］。因此，通常需要專家進行儲量評審或國際第三方儲量評估公司出具儲量報告。從規范海外石油儲量分類分級和評估角度考慮，客觀上需要建立基于SPE-PRMS的油公司內部儲量分類分級標準和制定儲量評估技術細則［8］。中國石油國際勘探開發有限公司發布的《中國石油海外油氣儲量規范》制定了公司內部儲量分類分級標準，《中國石油海外油氣儲量規范應用指南》確定了評估方法，從油田地質特征、油藏參數、生產特征等方面考慮，推薦以確定法為主開展儲量評估。根據SPE-PRMS 對不同類別級別儲量的定義、不確定性范圍，結合中國石油進入海外油氣領域30 年儲量評估的實踐，提出海外巖性油氣藏儲量分類分級的劃分規則和儲量評估方法，以期為海外巖性油氣藏儲量分類分級和儲量評估提供借鑒與指導。

1 SPE-PRMS 油氣資源分類體系

SPE-PRMS 將油氣資源分為已發現原地量和未發現原地量。已發現的原地量分為：產量、儲量、條件資源量和不可采量；未發現的原地量分為遠景資源量和不可采量（圖1）。儲量（Reserves）是在限定條件下，自給定日期起，通過開發項目應用于已知油氣聚集體，預計可商業開采的油氣量。儲量具備已發現、可采、商業和剩余四要素［13-15］。儲量的低、最佳、高估算值分別為估算的1P，2P，3P 儲量，相關增量分別稱為P1（證實儲量）、P2（概算儲量）和P3（可能儲量）。條件資源量（Contingent Resources）是在給定日期，通過應用在由于一個或多個偶然性而目前不被視為商業性的開發項目，估算的已知聚集體潛在的可采油氣量。條件資源量的低、最佳、高估算值分別為1C，2C，3C，相關增量分別用C1，C2，C3 表示（圖1）。P1 和C1，P2 和C2，P3 和C3 的商業成熟度不同，當項目的條件資源量滿足劃分為儲量的條件時，若無新的參數信息，則技術可采量的分布和分級界限原則上不變。

圖1 SPE-PRMS 2018 資源分類框架Fig.1 SPE-PRMS 2018 resources classification framework

P1 儲量是指通過地球科學和工程數據分析，自給定日期起，在確定的經濟條件、作業方式及政府規定下，能合理地確定從已知油氣藏中商業開采的石油估算數量。如果采用確定法，則“合理確定性”這一術語旨在表明采出這些石油估算數量的置信度高；若采用概率法，則實際采出量等于或超過估算量的概率至少是90%，常稱1P 或證實儲量。P2儲量是指通過地球科學和工程數據分析表明其采出的可能性低于證實儲量，但確定性高于可能儲量的儲量增量，實際剩余采出量大于或小于證實儲量加概算儲量（2P）的可能性相同，即當采用概率法時，實際采出量等于或超過2P 估值的概率至少為50%。P3 儲量是指通過地球科學和工程數據分析表明其采出的可能性低于概算儲量的儲量增量，項目的最終可采量超過證實儲量、概算儲量與可能儲量之和（3P）的概率較低，這相當于高估值的情景；當采用概率法時，實際采出量等于或超過3P 估值的概率至少為10%。

2 儲量分類分級劃分方法

2.1 儲量類別劃分方法

海外巖性油氣藏通常依據項目的商業機會劃分已發現的剩余可采量類別。中國石油國際勘探開發有限公司企業標準規定劃入P 類的儲量一般必須有公司或資源國政府批準的開發方案；尚未編制正式開發方案的油氣田（藏），若實際上已投入開發且符合資源國的相關規定，如長期試采等特殊情況，其儲量也歸入P 類儲量；同一油氣田（藏）中，平面上或縱向上不包含在政府已批準開發方案范圍之內的油氣藏，按照資源國的法律、慣例和石油合同條款，不需要對其做開發方案，只需得到資源國政府批準，如預計5 年內能投入開發，則其儲量也歸入P 類儲量［16］。針對條件資源量的類別，由于不能滿足一個或多個或有條件，目前不被視為是商業可采儲量。

2.2 儲量級別劃分方法

巖性-構造油氣藏、構造-巖性油氣藏、巖性油氣藏應在巖性邊界、構造含油氣邊界和礦權邊界內，遵照油（氣）頂、油（氣）底、油（氣）水界面、圈閉溢出點、斷層或致密層封堵帶等邊界關系，按照不確定因素進行儲量級別的劃分。

2.2.1 P1 儲量級別劃分

P1 儲量已具有實際產量或具結論性的地層測試結果，并已經取全儲量參數。對于巖性-構造油氣藏，經過鉆井、測井、地層測試證實具有確定的油氣、油水界面或油、氣底界，以斷層或致密層封堵帶和氣底圈定天然氣P1 儲量，以斷層或致密層封堵帶和油頂及油底之間范圍圈定石油P1 儲量（圖2）。對于巖性油氣藏，P1 儲量以具有商業產量或具商業測試流量的井為計算單元，其面積通常由生產井的泄油面積（1.5 倍開發井距）和已知氣底或已知油頂與已知油底限定的范圍確定（圖2）。對于構造-巖性油氣藏，P1儲量圈定范圍與巖性油氣藏一致。

圖2 石油各級儲量與油頂、油底、油水界面、圈閉溢出點關系Fig.2 Relationships of oil reserves with oil top，oil bottom，oil-water contact，and trap spill point

2.2.2 P2 儲量級別劃分

P2 儲量是已有完鉆評價井，測井具有油氣顯示；或與P1 儲量的鄰區可能具有統一的油氣水邊界，但這些井均未測試，儲量參數尚未落實；或是尚無評價井，僅根據P1 儲量的鄰區類比推斷的儲量；或原來認為沒有油氣顯示的評價井經過重新復查后待證實的儲量。對于巖性-構造油氣藏，P2 儲量與P1 儲量相鄰，沒有斷層相隔，按P1 儲量已知油氣底界構造線圈定的含油氣范圍，但該范圍尚無油氣井證實，或該范圍較大且有少量沒有生產過的井，不足以達到證實程度。在同一油氣藏范圍，根據探井已證實的油氣底和推測的油氣水界面或圈閉溢出點的深度，取其一半距離的構造線為界，由該一半距離構造線與已證實的油底構造線圈定P2儲量，該圈定的含油面積范圍內，尚無評價井證實（圖2）。若在同一油氣藏范圍，油水界面的深度已被證實，由P1 儲量的外邊界和已證實的油水界面構造線之間所圈定的儲量為P2 儲量，該圈定的含油面積范圍內，尚無評價井證實。對于巖性油氣藏和構造-巖性油氣藏，P1 儲量邊界到其與巖性邊界的一半距離范圍內的儲量為P2 儲量。如巖性或儲層物性變化較劇烈，P2 儲量也可按P1 儲量外推1個開發井距確定。在同一油氣藏范圍內，已知油頂之上范圍內的儲量為P2 儲量。根據電測曲線特征解釋，確認具有油氣顯示可供開采的儲層，該儲層尚未測試或沒有確定的巖心分析結果，則該儲層的儲量為P2 儲量。

2.2.3 P3 儲量級別劃分

P3 儲量是未證實的油氣藏范圍內，經過地震詳查以及其他方法已經落實的圈閉內有可能存在的油氣儲量。由于圈閉內的油氣層變化、油氣水關系尚未查明，儲量參數由類比法確定。根據地質、工程條件分析和類比，有可能存在的油氣儲量。對于巖性-構造油氣藏，在同一油氣藏范圍內，根據探井已證實的油底和推測的油水界面的深度，取其一半距離的構造線為界，由該一半距離的構造線與推測的油水界面或圈閉溢出點的構造線所圈定的儲量為P3 儲量，該圈定的含油面積范圍內，尚沒有評價探井（圖2）。對于巖性油氣藏和構造-巖性油氣藏，P2 儲量邊界到巖性邊界范圍內的儲量為P3 儲量；如圈閉內沒有或尚不能確定油水（或氣水）界面，則P3 儲量應以圈閉溢出點確定；如巖性或儲層物性變化較劇烈，P3 儲量也可按P2 儲量外推1 個開發井距確定。根據地層電測曲線特征解釋的疑似油氣層，如果有理由懷疑其具有生產能力，在這些地層中可能會發現的儲量為P3 儲量。

3 各級別儲量含油氣面積的確定

由巖性含油氣邊界、油氣水邊界、致密層封堵帶等綜合圈定含油氣面積，面積內的井應達到P 類儲量標準。

3.1 巖性含油氣邊界確定方法

巖性含油氣邊界簡稱巖性邊界，一般指儲集體巖性或物性發生變化而形成的含油氣邊界。鉆井約束的高分辨率地震資料解釋的滲透儲層尖滅線（或有效厚度0 值線），可用于圈定巖性邊界。在P類儲量井到滲透儲層尖滅線（或有效厚度0 值線）的距離不大于3～4 倍開發井距的情況下，對于中—高孔滲儲層，尖滅線可直接確定為巖性邊界；對低孔滲儲層，經論證能夠達到P 類儲量標準的最小有效厚度（或對應的滲透儲層厚度）等值線確定為巖性邊界。同一儲層中，P 類儲量井與未達到P 類標準的外側井距離不大于3～4 倍開發井距的情況下，由P 類儲量井按照下列原則外推確定巖性邊界：①外側井巖性尖滅或為干層，外推1/3～1/2 井距；②外側井見油氣顯示，外推2/3井距；③外側井獲低產油氣流，外推到外側井。

P 類儲量井4 倍開發井距之內無外側井或無滲透儲層尖滅線的情況下，按照下列原則外推確定計算線：①較小的透鏡狀砂體或條帶狀砂體橫向方向外推不大于1 倍開發井距；②地震預測連續性較好的或條帶狀砂體延伸方向外推不大于1.5 倍開發井距。

3.2 油氣水界面的確定

已查明流體界面的油氣藏，用以圈定含油氣面積的流體界面，應經鉆井取心資料或測試資料證實；當流體分異清楚時，可靠的壓力測試資料和測井解釋結果也具有較高的可信度［11］。未查明流體界面的油氣藏，應以測試證實的最低出油氣層（或井段）底界或有效厚度值外推圈定含油氣面積。在儲層厚度和埋藏深度適當等條件下，高分辨率地震解釋預測的流體界面，經鉆井資料約束解釋并經新鉆井資料驗證有高置信度時，可作為圈定含油氣面積的依據。

3.3 巖性油氣藏各級別儲量面積的確定

巖性油氣藏應在巖性邊界、含油氣面積和礦權邊界內確定各級別儲量的面積。P1 儲量是以具有商業產量或具商業測試流量的井為計算單元，其面積通常由生產井的泄油面積（1.5 倍開發井距）和氣底或油頂與油底限定的范圍確定；P1 儲量邊界到其與巖性邊界或推測油水（或氣水）界面的一半距離范圍內的儲量定為P2 儲量；對于巖性或儲層物性變化劇烈的巖性油氣藏，P2 儲量也可以按P1 儲量外推1 個開發井距確定。P2 儲量邊界到巖性邊界或推測油水（或氣水）界面的范圍內的儲量定為P3儲量。

4 巖性油氣藏各級別儲量有效厚度的確定

油氣層有效厚度是指油氣層中具有產油氣能力部分的厚度，即工業油氣井內具有可動油氣的儲集層厚度。有效厚度的劃分首先應用巖心分析資料、測井解釋資料、測試資料，特別是單層試油資料，研究巖性、物性、電性與含油性關系后，確定劃分的巖性、物性、電性的下限標準；其次應用測井資料定性、定量解釋方法制定出油、氣層的判別標準和夾層扣除標準；最后再應用測井資料及其解釋參數劃分油、氣層有效厚度。

為滿足合理確定性和商業生產能力的要求，P1儲量的有效厚度應具有可靠的地層測試資料，并證明其生產能力，或有充分的測井資料，非常有把握地證明評估層段對生產具有重要貢獻。P2 儲量的有效厚度確定程度比P1 級低，有效厚度的確定缺乏結論性的測試資料，并且測井曲線上沒有P1 級那樣的明顯特征證明評估層段的生產能力。P3 儲量由于在巖石物理解釋方面的不確定性，有效厚度有較大的不確定性，尤其是對生產的潛在貢獻不確定性較大。

5 儲量評估方法

5.1 巖性油氣藏儲量評估公式

從掌握油田地質特征、油藏參數等需要出發，推薦采用容積法開展巖性油氣儲量評估［17］。

公制單位的油藏地質儲量計算公式為

式中：N為石油地質儲量，104t；A為面積，km2；h為儲層有效厚度，m；φ為平均孔隙度；Swi為平均原始含水飽和度；ρo為地面原油密度，t/m3；Boi為平均地層原油體積系數。

英制單位的油藏地質儲量計算公式為

式中：N為石油地質儲量，bbl（桶）；A為面積，acre（英畝）；h為儲層有效厚度，ft（英尺）；φ為平均孔隙度；Swi為平均原始含水飽和度；Boi為平均地層原油體積系數。

公制單位的氣藏地質儲量計算公式為

式中：G為天然氣地質儲量，108m3；A為面積，km2；h為儲層有效厚度，m；φ為平均孔隙度；Swi為平均原始含水飽和度；Bgi為平均地層天然氣體積系數。

英制單位氣藏地質儲量計算公式為

式中：G為天然氣地質儲量，scf（標準立方英尺）；A為面積，acre；h為儲層有效厚度，ft；φ為平均孔隙度；Swi為平均原始含水飽和度；Bgi為平均地層天然氣體積系數。

根據估算的地質儲量和確定的采收率，按式（5）估算石油技術可采儲量，按式（6）估算天然氣技術可采儲量：

式中：RN為石油技術可采儲量，104t 或bbl；N為石油地質儲量，104t 或bbl；RE為采收率。

式中：RG為天然氣技術可采儲量，108m3或scf；G為天然氣地質儲量，108m3或scf；RE為采收率。

5.2 巖性油氣藏儲量分類分級和評估案例

以厄瓜多爾安第斯項目T 區塊TP 油田B 油藏為例，對巖性油氣藏進行儲量分類分級和儲量評估。T 區塊位于奧連特前陸盆地東部斜坡帶［18］，儲量主要分布在白堊系Hollin 組和Napo 組，沉積環境為河流相、海陸過渡相和淺海-陸架相［19-22］。TP油田發現于2012 年，發育構造-巖性油藏和巖性油藏，生產油層有5 層，為白堊系Napo 組海陸過渡環境［23］，主要包括潮控河口灣、潮控三角洲和浪控三角洲等。其中B 層沉積相為潮控河口灣的分流河道、前緣砂壩及淺海相砂壩。由于潮汐作用，砂體厚度側向減薄且橫向分布不穩定，易形成巖性油藏，砂體的側向變化是TP 油田構造-巖性油藏以及巖性油藏的主要控制因素。B 油藏內目前未發現油水界面，鉆遇的油層均為純油層，根據鉆探結果，具有整體斜坡含油的特征。B 層多口井砂巖不存在，形成巖性尖滅（圖3）。依據RMS 屬性儲層預測以及鉆井結果，在油層頂面構造圖上按照巖性尖滅位置，確定儲層面積，按照最低油底確定含油面積（圖4）。

圖3 厄瓜多爾奧連特盆地TP 油田B 油藏巖性尖滅剖面Fig.3 Lithologic pinchout profile of reservoir B in TP oilfield，Oriente Basin，Ecuador

圖4 厄瓜多爾奧連特盆地TP 油田B 油藏儲量級別劃分和含油面積Fig.4 Reserve categories division and oil-bearing area of reservoir B in TP oilfield，Oriente Basin，Ecuador

厄瓜多爾安第斯項目T 區塊TP 油田已累產原油1.2×106t，B 層已有1口井的生產資料，其他層位有10 口井的生產資料。厄瓜多爾政府規定只要試油就可生產，不需要開發方案，因此B 層油藏符合劃分為P 類儲量的條件，并以1.5 倍、2.5 倍及3.5倍井距分別確定1P，2P，3P 儲量級別和圈定面積（圖4）。以巖心分析資料為基礎，單層試油資料為依據，利用測井解釋資料確定單井有效厚度，并根據試采和開發資料進行檢驗與修正。利用Petrel 軟件繪制各級別儲量有效厚度圖（圖5）。根據鉆遇的B 層油層厚度，綜合B 層頂面構造圖，計算各級別儲量平均有效厚度。通過B 層內鉆井、測井解釋結果進行厚度加權獲取儲集層加權孔隙度和加權含水飽和度，地面原油密度取實測值，體積系數根據同區塊鉆井同層位原油測試的體積系數平均值進行界定，采收率利用童氏圖版、水驅曲線、經驗公式和類比法進行綜合標定，利用容積法計算T 區塊TP 油田B 層油藏1P，2P 和3P 地質儲量與技術可采儲量。

圖5 厄瓜多爾奧連特盆地TP 油田B 油藏油層厚度Fig.5 Oil layer thickness of reservoir B in TP oilfield，Oriente Basin，Ecuador

6 結論

（1）海外巖性油氣藏劃入P 類的儲量一般必須有公司或資源國政府批準的開發方案。巖性油氣藏P1 儲量以具有商業產量或具商業測試流量的井為計算單元，其面積通常由生產井的泄油面積（1.5倍開發井距）和已知氣底或已知油頂與已知油底限定的范圍確定。P1 儲量邊界到其與巖性邊界的一半距離范圍內的儲量為P2 儲量。P2 儲量邊界到巖性邊界范圍內的儲量為P3 儲量，如圈閉內沒有或尚不能確定油水（或氣水）界面，則P3 儲量應以圈閉溢出點確定。如巖性或儲層物性變化較劇烈，P2儲量可按P1 儲量外推1 個開發井距確定，P3 儲量可按P2 儲量外推1 個開發井距確定。推薦采用容積法開展巖性油氣藏儲量評估。

（2）P 類儲量井到滲透儲層尖滅線的距離不大于3～4 倍開發井距的情況下，對于中—高孔滲儲層，尖滅線可直接確定為巖性邊界；對低孔滲儲層，經論證能夠達到P 類儲量的有效厚度等值線確定為巖性邊界。由巖性邊界、油氣水邊界、致密層封堵帶等綜合圈定巖性油氣藏含油氣面積，面積內的井應達到P 類儲量標準。已查明流體界面的油氣藏，用以圈定含油氣面積的流體界面，應經鉆井取心資料或測試資料證實。未查明流體界面的油氣藏，應以測試證實的最低的出油氣層底界，或有效厚度值外推圈定含油氣面積。

（3）P1 儲量有效厚度應具有可靠的地層測試資料，并證明了其生產能力，或具有充分的測井資料，或評估層段對生產具有重要貢獻。P2 儲量有效厚度的確定缺乏結論性的測試資料，并且測井曲線上沒有P1 級那樣的明顯特征來證明評估層段的生產能力。P3 儲量由于在巖石物理解釋方面的不確定性，有效厚度有較大的不確定性，尤其是對生產的潛在貢獻不確定性較大。