油藏评价技术规范

1油气藏评价技术规范1范围本标准规定了油气藏评价的涵义、任务、程序、内容、方法及应提交的成果。本标准适用于大庆探区的油气藏评价及其成果管理。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T19492石油天然气资源/储量分类SY/T5367石油可采储量计算方法SY/T5615石油天然气地质编图规范及图式SY/T5842砂岩油田开发方案编制技术要求开发地质油藏工程部分SY/T5970复杂断块油田开发总体方案设计技术要求SY/T6021石油天然气勘探工作规范SY/T6041石油天然气勘探效益评价方法SY/T6098天然气可采储量计算方法SY/T6109石油天然气储量报告图表格式SY/T6510稠油油田注蒸汽开发方案设计技术要求SY/T6583石油天然气探明储量报告编制细则DZ/T0217石油天然气储量计算规范Q/SY179石油天然气控制储量计算方法Q/SYDQ××××盆地评价技术规范Q/SYDQ××××区带评价技术规范Q/SYDQ××××圈闭评价技术规范3油气藏评价涵义油气藏评价是从圈闭预探获工业油气流开始，直到探明整个油气田的全过程。它以现代油气藏地质理论为指导，综合应用地震、井筒、试油、试采、分析化验和试验区开发动态等资料，对油气藏的构造、储层岩性、物性、微观特征，以及油气水分布等三维空间形态进行精细描述，查明油气藏类型、驱动类型、产能，完成油气探明（或控制）储量计算，论证油气藏开发的可行性，进行油气田开发方案设计。4油气藏评价任务4.1描述油气藏特征，揭示油气藏内部结构和油气分布状况，建立油气藏静态地质模型。4.2准确落实油气储量计算参数，计算油气探明（或控制）储量。4.3研究合理的开发层系和井网、开发技术界限，预测开发指标，编制油气田初步开发方案。5油气藏评价程序5.1按SY/T6021规定执行，优选油气藏评价区块，根据需要有选择性地部署必要的三维地震、评价井（开发首钻井）。5.2建立油气藏静态地质模型，落实油气藏参数。5.3对油气藏进行经济评价。对具有经济价值的油气藏，计算油气藏探明（或控制）储量，编制油气田2开发方案；对于暂不具有经济价值的油气藏，进行油气藏评价总结。5.4油气藏评价阶段应始终按照本标准所规定的评价内容与方法执行。随着勘探程度的不断深化，勘探开发技术的不断进步，油气藏评价应滚动地进行，直到探明整个油气田。6油气藏评价所需资料6.1按Q/SYDQ××××、Q/SYDQ××××、Q/SYDQ××××规定执行，加载与所评价油气藏区块相关的盆地、区带、圈闭评价过程及成果资料。6.2与所评价油气藏区块内已有的研究成果资料。6.3所评价油气藏区块内的地震、井筒、分析化验、试油试采、试井等资料，以及试验开发区动态资料。6.4油气藏经济评价所需的财务评价等资料。7油气藏评价的内容和方法7.1油气藏构造描述7.1.1层位标定7.1.1.1根据钻井地层分层和标准（志）层资料，应用进行过环境校正的声波测井曲线，制作合成地震记录，准确标定地震地质层位。7.1.1.2应用垂直地震测井（VSP）资料，在过井剖面或连井剖面上，对地质任务要求的目的层，以及与标准层相对应的地震波组进行对比，落实地震地质层位。7.1.2构造形态解释7.1.2.1充分利用经过层位标定的高分辨率二维、三维地震资料，进行目的层的追踪与解释，并采用相干体、倾角检测、可视化等技术辅助断层解释，落实断裂系统的合理组合。7.1.2.2根据地震资料和钻井资料建立速度场，进行时深转换，编制各油气层或油层组顶（底）面1：10000或1：25000构造图，并根据滚动评价获得的新资料，不断修订构造图。7.1.3构造形态要素描述7.1.3.1描述构造轴及走向、长度及宽度，以及圈闭闭合面积和闭合高度、构造倾角等。7.1.3.2描述断层的性质、产状、规模、级别和组合关系等。7.1.3.3根据断层形成机理、断层活动时间和油气运移时间关系，以及断层两盘对接岩层物质成分、流体性质和压力分布，结合动态测试等资料综合确定断层的封堵性。7.1.3.4根据断层的平面组合特征和相互切割关系，进行断块区划分和描述。7.1.4构造发育史分析根据构造描述成果，进行构造（圈闭）发育史分析，落实构造对油气聚集、成藏的控制作用。7.1.5三维构造静态模型在盆地、区带和圈闭不同尺度统一三维网格的基础上，细化油气藏网格单元，建立油气藏构造三维静态模型。7.2油气藏地层沉积描述7.2.1油气层对比分析7.2.1.1根据录井、测井和分析化验等资料，结合高分辨率地震资料，识别地层超覆、剥蚀、尖灭等层序地层界面，应用高分辨率层序地层学方法，建立四级或五级（相当于砂层组级）层序格架。7.2.1.2根据评价区内录井、测井等资料，识别目的层段内的标志层，建立油层综合柱状图，应用高频层序基准面旋回分析，确定标志层的稳定性，划分油层组；应用“旋回对比、分级控制”油气层对比技术，进行油层组小层划分与对比，在油气藏三维构造模型的基础上，建立油气藏地层三维静态模型。7.2.2沉积微相分析7.2.2.1根据岩芯观察描述，应用岩性组合、沉积旋回、沉积结构、沉积构造等标志，以及自然伽马、3声波时差、岩石密度、补偿中子、电阻率、倾角测井等曲线特征，建立沉积微相地质、测井识别标志。7.2.2.2进行目的层段单井、联井沉积微相分析，在高分辨率层序地层格架（相当砂层组级）内，分析沉积微相与地震反射波组特征的对应关系，结合地震属性切片平面变化，进行地震相综合解释。7.2.2.3应用录井、测井和地震相结合方法，进行大比例尺沉积微相制图，建立沉积微相概念（或静态）模型，描述其三维空间展布规律。7.3油气藏储层描述7.3.1孔隙特征描述7.3.1.1孔隙型储层7.3.1.1.1应用岩芯分析等资料，落实储层的岩石类型，粘土杂基含量、类型和产状等特征。7.3.1.1.2分析储层压实、胶结、溶解、交代、蚀变等成岩作用对次生孔隙的成因、储层物性的控制作用。7.3.1.1.3落实储层的孔隙类型，孔隙喉道形态、孔隙喉道分布等特征。7.3.1.2裂缝型储层7.3.1.2.1以岩芯观察、薄片资料为基础，对裂缝的形态（长度、宽度、开度和密度等）、裂缝的产状、裂缝的充填物、裂缝的组系进行描述，分析裂缝的力学性质。7.3.1.2.2应用常规测井、多臂井径测井、高精度地层倾角测井、微电阻率扫描成像、井下声波电视等资料，建立岩芯—测井综合裂缝识别模式，描述在井筒范围内裂缝的形态、产状分布特征。7.3.1.3储层敏感性根据储层敏感性实验分析资料，确定储层潜在的速敏、水敏、酸敏、盐敏和碱敏等特征，落实敏感性相关参数，为油层产能改造提供依据。7.3.2储层（油气层）参数解释7.3.2.1应用储层岩芯、岩石物理分析资料，对全油田测井资料进行环境校正和数据标准化，采用岩芯标定测井、关键井研究和多井综合解释方法，落实储层参数。7.3.2.2选择合适的测井参数，结合岩芯观察、分析化验、地层测试、试油等资料，建立油、气、水层识别标准和解释图版，进行油、气、水层解释。7.3.2.3根据单井测井资料（数字）处理、解释流程，应用岩芯分析、油气层有效厚度下限试油（气）资料，进行岩性、电性、物性和含油气性四性关系研究，确定有效厚度下限标准，编制有效厚度物性、电性图版，划分油气层有效厚度。7.3.2.4建立油气层物性参数测井解释方法（包括双重孔隙介质模型），计算油气层有效孔隙度、含油饱和度、渗透率与泥质含量等参数。7.3.3储层（油气层）横向预测7.3.3.1以经过处理的地震资料为主，应用VSP测井或合成地震记录，精细标定储层（油气层）在地震剖面上的位置和波组特征，解释主要目的层（油气层）对应的波组特征，进行横向追踪，结合常规属性分析，地质—测井—地震资料联合反演、频谱分解等技术对储层（油气层）厚度进行预测。7.3.3.2在油气藏地质特征复杂区块，利用高分辨率地震及其特殊处理资料，对岩性尖灭体、火山岩体、潜山等特殊地质体（特殊油气层）进行识别、预测和描述。7.3.3.3以岩芯分析、测井解释为基础，利用高精度地震资料，进行特殊处理，预测储集层（油气层）孔隙度横向变化，在条件允许时作含油气饱和度预测。7.3.3.4对于裂缝型储层（油气层），应根据资料情况，可选择不同方法预测裂缝的分布：a)在岩芯和测井等资料标定裂缝的基础上，分析岩性因素与裂缝发育的相关关系，应用地震反演和特殊处理等技术，通过岩性间接预测裂缝空间分布；b)根据井点裂缝特征描述结果，判断裂缝成因性质，应用构造曲率分析方法，建立已知井点裂缝发育程度与构造层曲率关系，预测油气藏裂缝分布；4c)应用地应力等资料，建立构造应力场数学模型，通过数值模拟计算，落实应力场参数分布，定量预测裂缝发育的方向、密度和分布。7.3.3.5根据沉积微相展布特征、储层（油气层）横向追踪（或地震预测）结果，编制主力层各小层（油气层）厚度（或有效厚度）平面图，物性分布图等，分析储层（油气层）参数变化规律。7.3.4储层非均质性7.3.4.1根据储层岩石结构、层内不连续薄夹层类型与分布、最高渗透率段所处位置，以及渗透率各向异性特征，选择渗透率变异系数、级差、突进系数等参数，分析储层层内非均质性。7.3.4.2根据储层沉积旋回性、分层系数、砂地比、层间渗透率非均质程度、主力油气层与非主力油气层在剖面上的配置关系，以及层间隔层的岩石类型、剖面上的分布、平面厚度的变化等参数，分析储层层间非均质性。7.3.4.3根据储层横向追踪与沉积微相预测结果，分析储集体几何形态、各向连续性、连通性特征，确定储集体长宽比、钻遇率和砂体配位数、连通程度、连通体大小及其接触部位渗透能力等相关参数，分析储层平面非均质性。7.3.5储层分类与评价7.3.5.1根据储层特征描述结果，进一步落实储层成因类型、孔隙度和渗透率、孔隙类型组合及孔隙结构参数、胶结物及杂基含量、有效厚度及有效厚度、储层钻遇率、层内非均质性等分类参数。7.3.5.2采用宏观与微观相结合、定性与定量相结合方法，建立油田范围内储层综合分类标准，一般将其划分为好、较好、中等、较差和差储层五个级别，分别确定各级别储层参数界限。7.3.5.3以单井储层评价为基础，分析不同类型储层时空分布规律，应用多参数叠合分析，对储层有利的发育部位进行综合评价。7.3.6储层地质模型7.3.6.1储层地质模型包括概念模型、静态模型和预测模型三大类；其中，概念模型、静态模型采用确定性建模方法，预测模型采用随机建模方法；在勘探阶段，由于受资料和认识程度的限制，应在概念模型的基础上，尽可能建立储层静态模型。7.3.6.2在油气藏构造、地层三维静态格架模型的基础上，建立包括有效厚度、有效孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数的储集层（油气层）三维静态模型，为储量计算和油藏数值模拟提供依据。7.4油气藏描述7.4.1流体性质应用测试、试井和高压物性取样（PVT）取得地面和地下油、气、水资料，分析流体性质和变化规律，进行层间和井间对比分析，确定油气藏油、气、水分布特征。7.4.2油气层压力取全取准油气层的压力资料，获得准确的原始地层压力，并利用高压物性资料获取原始饱和压力，地层电缆测试（RFT）资料了解压力梯度变化，查清压力系统。7.4.3油气层温度测定油气层温度，计算地层温度梯度，分析地温变化特点；对于稠油油藏应获取粘温曲线。7.4.4油气藏类型分析根据油、气、水层解释结果，以及流体性质分布特征，分析油气藏油、气、水分布规律，结合圈闭描述、地层沉积描述、储层描述及油气藏特征描述，综合确定油气藏类型。7.4.5油气井产能利用试油、试采资料确定油气井产能，分析产能变化特点和高产条件；对于大型、特殊类型油气藏和开发难度较大的复合区开辟矿场先导试验，如有和评价区邻近且地质条件相近的已开发区，油气井产能的预测要参考已开发区的开发动态情况进行综合确定。7.5