引用本文
贾然. 滨里海盆地石炭系储层综合分析与地质储量评估[J]. 录井工程, 2024,35(1): 127-135.
JIA Ran. Comprehensive analysis and geologic reserve evaluation of Carboniferous reservoirs in the Marginal Caspian Basin[J]. Mud Logging Engineering, 2024,35(1): 127-135.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2024.01.020  
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滨里海盆地石炭系储层综合分析与地质储量评估
贾然①,②
①中国石油集团录井技术研发中心
②中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司

作者简介：贾然 高级工程师,1987年生,2009年本科毕业于长江大学资源勘查工程专业,2016年硕士毕业于东北石油大学地质工程专业,现在中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司从事提高采收率实验工作。通信地址：124010 辽宁省盘锦市石油大街77号。电话：15942782626。E-mail：63619105@qq.com

收稿日期: 2024-01-31
摘要

滨里海盆地石炭系为碳酸盐岩地层,主要发育KT-Ⅰ与 KT-Ⅱ两套含油层系,该区域分析化验资料较少,储层综合分析不全面,储量评估难度大。采用天然岩心,综合运用岩石薄片、高压压汞、孔渗分析等技术手段,对KT-Ⅰ与 KT-Ⅱ层进行岩石学特征分析、储层物性及空间类型分析、储层渗流特征分析。综合分析结果表明：两套含油层系为典型的特低孔、特低渗储层,局部发育微裂缝,孔渗参数变化大,非均质性较强;KT-Ⅰ层渗流通道发育优于KT-Ⅱ层,根据渗流实验结果把两套储层划分为油气水三套系统的不同阶段。依据室内实验数据及测井解释成果进行储层识别与地质储量评估,单位面积（1 km2）地质储量为47.21×104 t,单位面积（1 km2）注水开发可采储量为21.75×104 t。该研究结果可为滨里海盆地石炭系储层油气资源评价及开发方案编制提供指导依据。

关键词: 储层分析; 石炭系; 碳酸盐岩; 储量评估; 滨里海盆地
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Comprehensive analysis and geologic reserve evaluation of Carboniferous reservoirs in the Marginal Caspian Basin
JIA Ran①,②
①Research and Development Center of Mud logging Technology,CNPC, Panjin, Liaoning 124010,China
②GWDC Mud Logging Company, CNPC, Panjin, Liaoning 124010,China
Abstract

The Carboniferous system in the Marginal Caspian Basin is a carbonate formation, mainly developings two sets of oil-bearing series, KT-Ⅰand KT-Ⅱ. There is limited analysis and testing data in this area,and the comprehensive analysis of the reservoirs is not systematic,making reserve assessment difficult. In this paper, natural cores, thin sections, high-pressure mercury injection, porosity and permeability analysis and other technical means are comprehensively used to carry out the analysis of petrology characteristics, reservoir physical properties and spatial types, and reservoir seepage characteristics on reservoirs KT-Ⅰ and KT-Ⅱ. The comprehensive analysis results show that two sets of oil-bearing series are typical ultra-low porosity and ultra-low permeability reservoirs, with local micro fractures, large changes in porosity and permeability parameters, and strong heterogeneity. The development of seepage channels in KT-Ⅰ reservoir is better than that in KT-Ⅱ reservoir. Based on the results of seepage experiments, the two sets of reservoirs are divided into different stages of oil, gas and water systems. Based on in-house experimental data and well logging interpretation results, the reservoirs were identified and the geologic reserves were assessed. The geologic reserve per unit area （1 km2） is 47.21×104 t. The per unit area （1 km2） of waterflood development is 21.75×104 t. The research results can provide reference for the evaluation of oil and gas resources and the formulation of development plans for the Carboniferous reservoirs in the Marginal Caspian Basin.

Keyword: reservoir analysis; Carboniferous system; carbonate rock; reserve assessment; Marginal Caspian Basin
0 引言

滨里海盆地面积为58.487× 104 km2, 其石炭系储层资源量十分丰富, 开发潜力巨大, 其缝洞型油气存储空间的特征有别于常规储层的孔隙型存储空间, 缝洞型油气存储空间微观孔喉结构复杂, 岩石颗粒以生物遗迹碎屑为主。目前该地区采用注水开发方式, 由于分析化验资料少, 储渗空间及渗流特征认识不清, 单井产能差异较大, 储量评估难度大, 需要应用天然岩心进行室内试验, 梳理储层特征参数, 并进行综合研究, 为储量估算提供准确的地质参数。

本文针对研究区5口石炭系取心井开展综合分析, 目的层位为石炭系上统KT-Ⅰ 和石炭系中统KT-Ⅱ 油层组, 埋深为3 000~4 000 m。KT-Ⅰ 层划分有效储层58.8 m/22层, 测井解释油气层5.0 m/4层, 差油气层1.9 m/2层, 残余油水层11.6 m/1层, 水层40.3 m/15层; KT-Ⅱ 层划分有效储层9.1 m/4层, 测井解释差油气层0.7 m/1层, 可疑油气层8.4 m/3层。综合运用岩石薄片、高压压汞、孔渗物性分析、相对渗透率实验等技术手段对储层特征进行系统研究, 旨在为区域资源评价、注水开发方案部署及对策调整提供指导依据。

1 区域地质概况

滨里海盆地是始于元古代的一个古老的沉积盆地, 共经历了4个沉积构造演化阶段：一是裂谷阶段（初始阶段）, 时期为元古代至下古生代, 东欧克拉通地台东南缘发生裂陷, 形成了滨里海裂谷; 二是被动大陆边缘发育阶段（中期阶段）, 时期为晚泥盆世至早二叠世, 盆地发生整体坳陷, 形成被动大陆边缘型沉积, 盆地东部边缘隆起发育碳酸盐岩; 三是裂谷聚敛阶段（后期阶段）, 时期为早二叠世中晚期, 板块发生碰撞形成周缘褶皱带, 大陆边缘由离散型转变为聚敛型, 一直持续到孔谷期; 四是孔谷期末, 盆地再次开始沉降, 沉积基底与盖层受断裂作用及盐岩挤压作用影响, 造成后期隆起[1, 2]。

滨里海盆地呈东西方向延伸, 长约1 000 km, 最宽处达650 km, 轮廓近似椭圆形, 是世界上沉降最深的盆地之一。盆地北部和西北部边界为俄罗斯地台南部的一些隆起构造单元, 由陡峭的深断裂分隔开; 盆地东北部是伏尔加-乌拉尔山前坳陷; 盆地东部、东南部则以海西褶皱带为界; 其西南部和南部临近北高加索盆地和里海, 以大的逆掩断裂为界, 该断裂为顿巴斯大逆掩断层的延伸部分[1, 2]（图1）。

图1 滨里海盆地构造位置

盆地内部被划分为4个构造带, 分别为位于北部的断阶带、中央区域的坳陷带、中部偏东南部的阿斯特拉罕-阿克纠宾斯克隆起带和盆地东南角的坳陷带（图1）。

2 储层岩石类型及矿物成分
2.1 储层岩石类型

根据石油天然气行业标准并结合本地区实际情况, 通过岩石薄片鉴定, 对石炭系碳酸盐岩进行了详细的岩石分类, 首先根据矿物成分评价为灰岩, 进一步结合岩石结构把灰岩分成颗粒灰岩和晶粒灰岩, 其中颗粒灰岩又细分为生物灰岩、藻颗粒灰岩、内碎屑灰岩和亮晶颗粒灰岩; 晶粒灰岩细分为泥晶灰岩和颗粒粉细晶灰岩。生物灰岩又根据生物成分细分为有孔虫灰岩、蜓类灰岩、生屑灰岩、棘皮类灰岩和藻灰岩（图2）。依据各类灰岩占比判断, 滨里海盆地石炭系储层岩石类型以生物灰岩中的生屑灰岩为主, 其次为泥晶灰岩。

图2 显微镜下岩石类型

2.2 储层矿物成分

针对主要含油层系KT-Ⅰ 、KT-Ⅱ 分别进行岩石化学分析和全岩分析, 岩石化学分析与全岩分析结果相匹配。岩石薄片分析结果表明, 样品多为质纯、杂质含量低、不含硫酸盐的石灰岩, CaO与方解石为主要部分, 其中KT-Ⅰ 层CaO含量为98.72%, 方解石含量为97.96%; KT-Ⅱ 层CaO含量为99.31%, 方解石含量为96.10%, MgO与白云石含量小于1%。

3 储层物性特征

根据含油层系KT-Ⅰ 、KT-Ⅱ 的孔渗分析结果并结合SY/T 6285-2011《油气储层评价方法》判定, 滨里海盆地石炭系是典型的特低孔、特低渗储层, 局部发育微裂缝, 孔渗参数变化大, 非均质性较强。

石炭系上统KT-Ⅰ 层孔隙度范围值在0.1%~22.2%之间, 平均为6.2%, 孔隙度值< 5%的样品占所有样品的55%; 石炭系中统KT-Ⅱ 层孔隙度范围值在0.3%~5.1%之间, 平均为2.3%, 孔隙度值< 5%的样品占所有样品的98.1%。

石炭系上统KT-Ⅰ 层渗透率值在0.00 008~30.458 mD之间, 平均为0.720 7 mD, 渗透率< 0.001 mD的岩样数量占23.04%, 渗透率在0.001~0.01 mD之间的岩样数量占26.18%, 而渗透率在0.01~0.1 mD、0.1~1 mD、1~10 mD之间以及≥ 10 mD的岩样数量则分别占19.37%、16.23%、13.61%及1.57%; 石炭系中统KT-Ⅱ 层渗透率值在0.001 51~0.053 4 mD之间, 平均为0.008 6 mD, 在0.001~0.01 mD与0.01~0.1 mD之间的样品数量分别占55.6%和44.4%。

根据孔隙度和渗透率统计数据绘制孔渗关系图（图3、图4）, KT-Ⅰ 与KT-Ⅱ 层均表现为3类储层特征, 其中：一类样品偏离回归的孔渗关系曲线较远, 表现为低孔、高渗的特征, 该类样品微裂缝发育; 二类样品随着孔隙度的增大, 表现为渗透率逐渐增大的特征; 三类样品以碳酸盐基质为主, 孔渗数据较低, 孔隙裂缝均不发育, 不具备油气水储集能力。

图3 KT-Ⅰ 层孔渗关系

图4 KT-Ⅱ 层孔渗关系

4 储渗空间类型及特征

碳酸盐岩层中的孔隙、裂缝、喉道总称为储渗空间, 通过岩心观察、薄片鉴定、物性测定以及测井资料解释表明, 滨里海盆地石炭系裂缝孔隙发育程度一般, 可归纳为孔隙和裂缝2大类。孔隙细分为粒间溶孔、粒内孔、壳壁孔、体腔孔、粒模孔5个亚类, 其中粒间溶孔表现为颗粒之间原生残余孔、溶蚀扩大孔隙, 粒内孔是生物碎屑、颗粒内的孔隙, 壳壁孔来自生物硬壳被部分溶蚀成孔, 体腔孔由生物肉体腐烂或腔内早期充填物被溶而成, 粒模孔是颗粒被完全溶蚀形成铸模型的孔隙; 裂缝分为构造缝和粒裂纹2个亚类, 其中构造缝由构造应力形成, 特点是有组系性、平直, 粒裂纹是单个颗粒裂开而没有延伸至相邻颗粒的裂隙或裂纹。喉道也是重要的孔隙类型, 但本文根据需要, 未将喉道纳入孔隙, 采用了喉道半径分类法进行分类, 分别为大喉（> 1 μ m）、中喉（0.25~1 μ m）、小喉（0.025~0.25 μ m）、微喉（< 0.025 μ m）。

4.1 孔隙

石炭系KT-Ⅰ 层的储渗空间以孔隙为主, 裂缝较少, 无溶洞, 其中发育最普遍的孔隙依次是粒间溶孔（图5a）、体腔孔（图5b）、粒内孔（图5c）、粒模孔（图5d）、壳壁孔（图5e）; 占面孔率百分比由高到低依次是粒间溶孔、体腔孔、粒内孔、粒模孔、壳壁孔, 其他较少; 裂缝主要为构造缝（图5f）、溶蚀缝和粒裂纹。

图5 KT-Ⅰ 层显微镜下孔隙类型

石炭系KT-Ⅱ 层的储渗空间以孔隙为主, 裂缝较少, 可见溶洞, 其中发育最普遍的孔隙依次是粒间溶孔（图6a）、粒内孔（图6b）、体腔孔（图6c）、壳壁孔（图6d）、缩颈喉道（图6e）; 占面孔率百分比由高到低依次是粒间溶孔、粒内孔、体腔孔、壳壁孔, 其他较少; 裂缝主要为构造缝（图6f）。

图6 KT-Ⅱ 层显微镜下孔隙类型

4.2 喉道

根据铸体薄片观察, 石炭系储层喉道类型主要为缩颈喉道（图6e）, 而片状喉道主要发育于晶粒白云岩中, 由于仅发育极少量白云岩, 所以片状喉道发育较少。缩颈喉道是由孔隙的缩小部分构成, 孔隙缩小可由晶体生长或充填造成, 其直径仅比孔隙直径略小, 喉道短而粗。KT-Ⅰ 层喉道半径介于0.010~1.260 μ m, 大、中、小、微喉均有发育。KT-Ⅱ 层喉道半径介于0.014~0.049 μ m, 以小、微喉发育为主。石炭系生物灰岩中粒间溶孔较发育, 往往与此类孔隙相关连的缩颈喉道也较发育。

4.3 孔喉结构

岩石中孔隙空间并不是孤立的, 而是通过一个或几个喉道连接在一起, 构成完整的孔隙结构[3]。通过高压压汞实验可定量描述孔隙及喉道的大小、分布、连通性等微观情况。从石炭系KT-Ⅰ 、KT-Ⅱ 层选取50个样品进行高压压汞实验, 结果表明样品平均孔隙度6.3%, 孔隙度大于10%的样品10个; 平均渗透率0.294 mD, 渗透率大于0.5 mD的样品8个。高压压汞按曲线形态特征基本可以分为Ⅰ 类、Ⅱ 类、Ⅲ 类3种类型（表1, 图7）：

表1 孔喉结构参数统计

图7 典型压汞曲线分类

Ⅰ 类：排驱压力最低, 平均为0.44 MPa, 最大为0.812 MPa, 最小为0.232 MPa; 平均喉道半径为0.795 μ m, 最大喉道半径为1.26 μ m, 最小喉道半径为0.391 μ m; 最大进汞饱和度介于86.73%~94.28%之间, 分选最差; 压汞曲线形态表现为两段平台（图7）, 喉道为三峰形态, 0.5 μ m以上孔径平均占总孔喉的89.4%; 具有双模态毛管压力曲线特征的孔隙类型; 平均退汞效率为26.26%, 反映出储层随着压力释放产出流体的能力较强; 孔隙度一般大于14.0%, 平均渗透率为1.24 mD, 是储层中储集性能最好的一类。

Ⅱ 类：排驱压力较高, 平均为2.19 MPa, 最大为5.49 MPa, 最小为0.56 MPa; 平均喉道半径为0.187 μ m, 最大喉道半径为0.440 μ m, 最小喉道半径为0.06 μ m; 最大进汞饱和度介于89.84%~95.58%之间, 分选较差; 压汞曲线形态表现为两段平台（图7）, 喉道为双峰形态, 0.05~0.5 μ m孔径平均占总孔喉的93.21%; 具有双模态毛管压力曲线特征的孔隙类型; 平均退汞效率为19.25%, 反映储层随着压力释放产出流体的能力较弱; 孔隙度一般大于11.92%, 平均渗透率为0.529 mD, 是储层中储集性能较好的一类。

Ⅲ 类：排驱压力最高, 平均为8.68 MPa, 最大为20.66 MPa, 最小为2.32 MPa; 平均喉道半径为0.026 μ m, 最大喉道半径为0.049 μ m, 最小喉道半径为0.010 μ m; 最大进汞饱和度介于88.37%~95.68%之间, 分选较差; 压汞曲线形态表现为一段平台（图7）, 喉道为单峰形态, KT-Ⅰ 层Ⅲ 类储层孔径主要在0.05 μ m以下, 平均占总孔喉的91.18%, KT-Ⅱ 层Ⅲ 类储层孔径主要在0.1 μ m以下, 平均占总孔喉的97.42%; 具有单模态毛管压力曲线特征的孔隙类型; 平均退汞效率为10.93%, 反映储层随着压力释放产出流体的能力最弱; 孔隙度一般大于3.97%, 平均渗透率为0.066 mD, 是储层中储集性能最差的一类。

通过表1可以看出, 高压压汞曲线形态为Ⅲ 类（储集性能最差）样品数量最多（共34个）, 深度区间分布最广, 平均孔隙度均在6.3%以下, 所有Ⅲ 类样品的平均孔隙度为2.7%; 平均渗透率均在0.232 mD以下, 所有Ⅲ 类样品的平均渗透率为0.046 8 mD。Ⅱ 类（储集性能中等）样品共8个, 平均孔隙度在8.9%~15%之间, 所有Ⅱ 类样品的平均孔隙度为11.4%; 平均渗透率在0.031~1.847 mD之间, 所有Ⅱ 类样品的平均渗透率为0.475 mD。Ⅰ 类（储集性能良好）样品共8个, 平均孔隙度在9.9%~18.2%之间, 所有Ⅰ 类样品的平均孔隙度为13.4%; 平均渗透率在0.232~2.265 mD之间, 所有Ⅰ 类样品的平均渗透率为1.08 mD。通过分析认为, 可以将孔隙度7%作为优势储层的下限来区分优势储层与差储层。

5 储层渗流特征
5.1 油、水相对渗透率

为了模拟水驱油过程, 进行油、水相对渗透率分析, 其过程是：将岩样饱和油后进行水驱油, 测定不同含油、水饱和度下的油、水相对渗透率[4]。测试过程与水驱采油过程基本一致。随着含水饱和度（Sw）的升高, 油的相对渗透率（Kro）下降。

样品经标准化平均处理后, 临界含水饱和度为40.58%, 交点含水饱和度为52.16%, 剩余油饱和度为38.93%。交点含水饱和度大于50%, 表明岩石润湿性偏亲水或中等, 在此饱和度下, 油相和水相的相对渗透率相等。

根据KT-Ⅰ 、KT-Ⅱ 层油、水相对渗透率特征, 油气藏开发过程可划分为4个阶段（表2）：含水饱和度（Sw）小于40.58%时, 为纯油层, 此时储层只产油不产水; 含水饱和度（Sw）在40.58%~52.16%之间时, 为含水油层, 此时储层主要产油, 见少量水; 含水饱和度（Sw）在52.16%~61.07%之间时, 为含油的水层, 此时储层主要产水, 见少量油; 含水饱和度（Sw）大于61.07%时, 为纯水层, 此时储层只产水不产油。在储层评价时一般将交点含水饱和度52.16%作为油层的含水饱和度（Sw）下限值, 即含油饱和度（So）大于47.84%时, 储层具有产油能力。

表2 储层油、气、水层饱和度界线划分标准
5.2 油、气相对渗透率

为了模拟气驱油过程, 进行油、气相对渗透率分析, 其过程为：首先用模拟地层水饱和岩样, 再用油驱水建立束缚水饱和度, 最后用气驱油测定不同含油、气饱和度下的油、气相对渗透率。随着含气饱和度（Sg）的增加, 油的相对渗透率（Kro）逐渐下降。

根据KT-Ⅰ 、KT-Ⅱ 层油、气相对渗透率特征, 油气藏开发过程可划分为3个阶段（表2）：含油饱和度（So）小于36.95%时, 储层只产气; 含油饱和度（So）介于36.95%~55.94%之间时, 油产量较低, 气产量较高, 气油比较高; 含油饱和度（So）大于55.94%时, 储层以产油为主, 油产量高, 含少量溶解气, 气油比低。

5.3 气、水相对渗透率

油田在开发过程中为了防止气顶气下窜, 采用屏蔽注水来分隔油气层, 在采气过程中同时也要考虑气、水的相对渗流问题[5, 6]。气、水相对渗透率的测试过程为：将岩样饱和模拟地层水, 然后逐渐注入气, 测定不同含气、水饱和度下的气、水相对渗透率。

根据KT-Ⅰ 、KT-Ⅱ 层气水相对渗透率特征, 气层开采过程可划分为3个阶段（表2）：临界含水饱和度（Sw）为66.85%, 即当含水饱和度（Sw）小于66.85%、含气饱和度（Sg）大于31.15%时, 储层只产气; 交点含气饱和度（Sg）为15.8%, 一般将交点含气饱和度作为气层含气饱和度下限, 当含气饱和度（Sg）介于15.80%~31.15%之间时, 即含水饱和度（Sw）在66.85%~84.20%之间时, 储层主要产气, 含少量水; 当含气饱和度（Sg）小于15.80%, 含水饱和度（Sw）大于84.20%时, 储层主要产水, 含少量气。

6 储量估算

储量估算是油气田开发中十分重要的一个环节。油田剩余可采储量决定了油田的开采方案及价值, 充分计算好油田的剩余可采储量, 才能满足油田开采的需求。在油价低迷时, 储量估算更是商业开发中必不可少的一步。为了获得更精准的储量估算, 就必须对影响储量评估的各参数进行优选, 确定不同储层的特征参数, 满足储量估算的要求。

6.1 储量参数优选

油气田的勘探开发、储量计算以及经济技术评价都离不开对油气储层参数优选的确定和评价。伴随着一个新油气田的发现, 通常需首先研究和确定储层物性下限, 且随着勘探开发程度的不断提高, 对已发现油气田需要再认识和重新评价储层物性下限。因此, 油气勘探和开发中必不可少的一项研究任务和研究课题就是储层物性下限的研究和确定, 它贯穿油气田勘探和开发的全过程。

6.1.1 有效孔隙度下限的确定

确定储层孔隙度下限常用的方法主要包括：相渗透率曲线和孔饱关系法、储层孔渗关系和孔喉关系法、动态渗透率资料法、油气柱高度计算法、相渗透率-产量法及测井资料分析法等[7, 8]。本文应用相渗透率曲线和孔饱关系法确定有效孔隙度下限。

利用压汞数据最小汞饱和度作为油气层束缚水饱和度参数[9, 10], 对样品压汞法孔隙度（ϕ ）与束缚水饱和度（Swc）关系回归分析（图8）表明, 在孔隙度为7%处的孔饱关系曲线发生突变。通常是以此突变处对应的孔隙度作为储层有效孔隙度的下限。

图8 压汞法孔隙度（ϕ ）与束缚水饱和度（Swc）关系回归分析

根据压汞实验结果, 用孔隙度与门槛压力（PC10）、中值压力（PC50）分别建立相关曲线, 相关性较好, 相关系数r分别为0.718 3、0.776 1（图9、图10）。从回归分析曲线可见, 孔隙度分别在8%、7%处相关曲线发生了突变。

图9 孔隙度（ϕ ）与门槛压力（PC10）关系回归分析

图10 孔隙度（ϕ ）与中值压力（PC50）关系回归分析

用孔隙度分别与最大连通喉道半径（RC10）、饱和度中值半径（RC50）建立相关曲线, 相关性较好, 相关系数r分别为0.790 9、0.955 2（图11、图12）。从回归分析曲线可见, 在孔隙度为9.2%处的相关曲线发生了突变。

图11 孔隙度（ϕ ）与最大连通喉道半径（RC10）关系回归分析

图12 孔隙度（ϕ ）与饱和度中值半径（RC50）关系回归分析

综上所述, 并参考滨里海盆地石炭系的实际生产情况, 将计算原油储量的储层有效孔隙度下限标准定为7%。

6.1.2 有效储层识别

依据室内实验数据及测井解释成果进行校正, 选取孔隙度达到7%且含油饱和度大于60%的层段为有效储层, 采用有效孔隙体积加权平均法（厚度× 孔隙度× 含油饱和度）, 得到含油饱和度。

根据上述有效储层识别标准, 将KT-Ⅰ 层中4套油气层识别为有效储层; 2套差油层因满足有效储层最低标准, 将其识别为有效储层; 1套含残余油水层因其含油饱和度为50.2%, 低于标准的60%, 不将该层识别为有效储层。KT-Ⅱ 层中1套差油气层因孔隙度低于7%, 不将该层识别为有效储层; 1套可疑油气层因其含油饱和度低于60%的标准, 不将该层识别为有效储层; 剩余的2套可疑油气层均满足有效储层最低标准, 将该2套可疑油气层识别为油气层。

6.2 地质储量评估

依据行业标准DZ/T 0217-2020《石油天然气储量估算规范》, 采用体积法进行地质储量评估, 公式为：

N=100Ahϕ Soρ /Boi （1）

式中：N为石油地质储量, 104 t; A为含油面积, km2; h为储层平均有效厚度, m; ϕ 为储层平均有效孔隙度, %; So为储层原始含油饱和度, %; ρ 为地面原油密度, t/m3（参考原油试验分析结果取值为0.83 t/m3）; Boi为原油的原始体积系数（参考石炭系试验结果取值为1.567 5）。

石炭系KT-Ⅰ 层累厚6.9 m, 平均孔隙度为8.33%, 平均含油饱和度为77.3%, 估算其单位面积（1 km2）的地质储量为23.54× 104 t, 其油单储系数为3.41× 104 t/km2· m（表3）。石炭系KT-Ⅱ 层累厚7.1 m, 平均孔隙度为8.3%, 平均含油饱和度为75.8%, 估算其单位面积（1 km2）的地质储量为23.67× 104 t, 其油单储系数为3.34× 104 t/km2· m（表3）。最终估算出石炭系储层（KT-Ⅰ 与KT-Ⅱ 层）累厚14.0 m, 单位面积（1 km2）的地质储量为47.21× 104 t, 为低丰度油藏, 其油单储系数为3.37× 104 t/km2· m（表3）。

表3 石炭系单井控制原油地质储量（体积法）估算数据

根据水驱油效率确定油层采收率, 石炭系平均驱油效率为46.07%, 属于高采收率级别。由此计算石炭系KT-Ⅰ 层与KT-Ⅱ 层单位面积（1 km2）注水开发可采储量为21.75× 104 t。

7 结论

（1）滨里海盆地石炭系储层多为质纯、杂质含量低、不含硫酸盐的灰岩, 岩石类型以生物灰岩中的生屑灰岩为主, 其次为泥晶灰岩; 物性特征整体评价为特低孔、特低渗储层, 局部发育微裂缝, 孔渗参数变化大, 非均质性较强。

（2）储层的储渗空间以孔隙为主, 喉道次之, 裂缝较少, 可见溶洞。孔隙主要以次生粒间溶孔、体腔孔、粒内孔为主, 原生孔隙较少; 喉道主要发育于晶粒白云岩中, 高压压汞实验曲线可较好地刻画孔喉结构特征, Ⅰ 类储层储集性能最好、Ⅱ 类储层次之、Ⅲ 类储层最差, KT-Ⅰ 层渗流通道发育优于KT-Ⅱ 层。

（3）根据KT-Ⅰ 、KT-Ⅱ 层相对渗透率特征, 油气层在开采中可划分为油气水三系统的不同阶段。油水系统：高产油不含水阶段、主产油低含水阶段、低产油高含水阶段、高产水不含油阶段。油气系统：纯产气阶段、高产气低产油阶段、高产油低产气阶段。气水系统：纯产气阶段、高产气低含水阶段、低产气高含水阶段。

（4）通过压汞特征参数对孔喉结构分类来确定有效储层, 依据室内实验数据及测井解释成果对有效储层进行识别, 根据地质储量评估公式确定石炭系储层（KT-Ⅰ 与KT-Ⅱ 层）累厚14.0 m, 单位面积（1 km2）的地质储量为47.21× 104 t, 参考室内评价结果, 采用平均驱油效率46.07%进行计算, 石炭系KT-Ⅰ 层与KT-Ⅱ 层单位面积（1 km2）注水开发可采储量为21.75× 104 t。

编辑 唐艳军

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