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【摘要】在火山岩储量评估方法研究方面，国内外尚无成熟的火山岩储量评估方法、技术流程和规范。本文以牛东油田石炭系火山岩油藏为例，尝试采用容积法、概率法和动态法等方法分别计算了油藏石油可采储量，并对三种方法进行了对比分析，总结储量评估的配套技术系列，为今后国内类似的火山岩油藏储量评估提供了第一手资料和技术方法借鉴。
【关键词】储量评估 火山岩油藏 储量参数
火山岩油藏属于特种油气藏范畴，有其独特的地质特征和储层特性，与常规碎屑岩和碳酸盐岩储层相比，火山岩油气藏储量评估更具挑战性。本文应用以牛东油田火山岩油藏为例，应用地震、钻井、测井、试油试采、分析化验和生产历史曲线等各项实测资料，在油藏地质综合研究及储层四性关系研究的基础上，结合火山喷发期次划分对比结果，合理划分储量计算单元划分、确定各项储量评估参数。进而采用容积法、概率法和动态法分别计算了油藏石油可采储量，对三种储量评估方法结果进行了对比分析，总结了火山岩油藏储量评估的配套技术系列。
1 研究区火山岩油藏地质特征
1.1 构造特征
牛东油田构造位置位于三塘湖盆地马朗凹陷条山凸起前缘牛东鼻隆构造带上，牛东鼻隆带呈北西-南东向倾伏于马朗凹陷中，鼻隆带面积约220km2。在油层顶面构造图上，被北西向和北东向两组断层所切割，平面上由M17、M27和ND101三个局部圈闭组成，构造主体部位相对较为宽缓，向北和向南构造变陡。1.2 储层特征
牛东油田储层发育火山熔岩和火山碎屑岩两大类岩石类型，以基性-中性的熔岩为主。储层物性具有很强的非均质性，主要受火山岩成岩相，后生成岩改造程度等控制，岩心分析孔隙度主要分布在4.2～15.8%之间，平均孔隙度9.16%；渗透率主要分布在0.1～1.0×10-3μm2之间，平均0.41×10-3μm2，属中孔低渗型储层。
1.3 油藏特征
牛东火山岩油藏油层纵向上划分一个含油层系、八个层组和一套油藏，油层主要分布在第Ⅲ、Ⅳ旋回的顶部。受北界断层控制平面上将牛东区块划分为M17、M27两个井块，油层主要发育在构造轴部靠近近东西走向的断层附近。油藏类型是受牛东鼻隆构造背景和岩相、岩性及后期风化淋滤作用共同控制的风化壳型火山岩地层油藏，油层交错发育、叠合连片。油井产能差异较大，中、高产井分布在构造高部位和东南翼。
2 火山岩油藏储量评估方法研究
本次按照SEC新准则储量评估原则，结合对国内外火山岩油藏、储层特征调研和分析总结，再利用牛东油田火山岩油藏地震、钻井、测井、试油试采和分析化验等实测资料，在油藏地质综合研究及储层四性关系研究的基础上，主要开展了容积法、概率法和动态法三种储量评估方法研究。
2.1 容积法储量评估研究
容积法是进行油气储量评估的最常用方法之一，它不依赖于油井的生产动态趋势，是油气田勘探开发初期储量评估的最好方法，同时也是油田后期进行剩余储量评估和确定合理开发方案的一种重要工具。
火山岩油藏进行容积法储量评估时，要对油藏的地质特征、储层特征、油藏的成因以及岩性岩相特征进行分析，然后根据分析结果结合地震、钻井和取心实际分析资料建立孔隙度、饱和度解释模型，通过大量单个裂缝和复杂裂缝系统的相渗和水驱油实验资料分析，结合裂缝具有部分孔隙性质的特点，参考其基质的相渗资料，综合确定裂缝—基质系统的相渗曲线，进行火山岩油藏渗流特征分析，再结合采油井试采特征，综合确定单井产能以及经济极限产量，根据压力资料，确定单井的泄油面积，进而对火山岩油藏合理开发方案进行论证，确定火山岩油藏合理的注采井网和开发井距，结合SEC储量评估方法要求中容积法储量评估和参数选取原则，对火山岩油藏各计算单元的石油地质储量进行评估。
2.2 概率法储量评估研究
概率法评估油气储量主要在蒙特卡罗法理论基础上实现的，分析结果是建立在大量的随机试验的基础上的。一般情况下含油面积采用三角分布概型，油层厚度、孔隙度、含油饱和度均采用正态分布概型。
针对火山岩油藏特殊的地质特征，储层特征受岩性岩相控制，储层物性非均质性强，纵横向变化快，储量参数变化快，很难用一个固定值准确表达清楚，需要用一个范围值去表达。而概率法确定各储量参数的状态概率分布，由参数的概率密度分布函数求出累计概率分布，是一个范围值，能够准确表达火山岩油藏各参数的地质特征。
以牛东油田火山岩油藏为例，分别利用正态分布概型和实际资料统计模拟概型对火山岩油藏进行了储量评估。利用实际资料对有效厚度、孔隙度和含油饱和度进行频率统计，统计结果基本呈偏正态分布概型特征。通过两种模型分析结果对比，正态分布概型和实际资料统计模拟概型评估储量的误差范围不同，精度也不同，但两种分析方法中值相差不大，并且与容积法评估储量进行对比，相差也不大，后者稍偏小。分析认为初期火山岩储量评估采用正态分布概型进行储量估算比较合理可信。
2.3 动态法储量评估研究
动态法是已开发储量评估最常用的方法，是针对于开发时间较长，有一定的油水运动规律的油藏。它是利用油气藏实际资料如油、气、水及压力等数据的变化规律进行分析，預测油藏未来的发展趋势，进而进行储量评估的一种方法。
火山岩油藏主要储集空间为气孔、溶蚀孔和裂缝，油藏一般表现为双重介质含油特点，储层类型包括裂缝—孔隙型和孔隙—裂缝型两种，裂缝发育程度控制着产量的高低。火山岩油藏投入开发经过短暂的稳产期后，会自然进入递减期，递减规律主要有两种类型，即指数递减和双曲递减。
本次应用油田内141口井的生产动态进行分析，按照产能高低分三种递减类型进行递减规律研究，三种类型递减规律均呈现初期递减率高，末期变缓的特征，而低产井末期递减率比高产井末期递减率小，符合双曲递减规律，主要表现为早期高产、递减率高，后期产量低、递减率小。
综上分析，火山岩油藏进行动态评估时，油藏产量递减整体符合双曲递减规律。
3 主要认识和结论
综合三塘湖盆地牛东油田火山岩油藏地质特征、储层孔隙结构、油藏特征及成藏规律和实际资料进行各种SEC储量评估方法研究结果对比分析认为：
在开发初期、井网不完善情况下采用容积法和概率法正态分布概型对火山岩油藏进行储量估算结果合理可靠；在井网完善、生产时间较长的情况下采用动态法储量评估是合理有效的。针对火山岩油藏双重介质的孔隙结构特征，火山岩油藏进行动态评估时，采用双曲递减规律进行评估。
【关键词】储量评估 火山岩油藏 储量参数
火山岩油藏属于特种油气藏范畴，有其独特的地质特征和储层特性，与常规碎屑岩和碳酸盐岩储层相比，火山岩油气藏储量评估更具挑战性。本文应用以牛东油田火山岩油藏为例，应用地震、钻井、测井、试油试采、分析化验和生产历史曲线等各项实测资料，在油藏地质综合研究及储层四性关系研究的基础上，结合火山喷发期次划分对比结果，合理划分储量计算单元划分、确定各项储量评估参数。进而采用容积法、概率法和动态法分别计算了油藏石油可采储量，对三种储量评估方法结果进行了对比分析，总结了火山岩油藏储量评估的配套技术系列。
1 研究区火山岩油藏地质特征
1.1 构造特征
牛东油田构造位置位于三塘湖盆地马朗凹陷条山凸起前缘牛东鼻隆构造带上，牛东鼻隆带呈北西-南东向倾伏于马朗凹陷中，鼻隆带面积约220km2。在油层顶面构造图上，被北西向和北东向两组断层所切割，平面上由M17、M27和ND101三个局部圈闭组成，构造主体部位相对较为宽缓，向北和向南构造变陡。1.2 储层特征
牛东油田储层发育火山熔岩和火山碎屑岩两大类岩石类型，以基性-中性的熔岩为主。储层物性具有很强的非均质性，主要受火山岩成岩相，后生成岩改造程度等控制，岩心分析孔隙度主要分布在4.2～15.8%之间，平均孔隙度9.16%；渗透率主要分布在0.1～1.0×10-3μm2之间，平均0.41×10-3μm2，属中孔低渗型储层。
1.3 油藏特征
牛东火山岩油藏油层纵向上划分一个含油层系、八个层组和一套油藏，油层主要分布在第Ⅲ、Ⅳ旋回的顶部。受北界断层控制平面上将牛东区块划分为M17、M27两个井块，油层主要发育在构造轴部靠近近东西走向的断层附近。油藏类型是受牛东鼻隆构造背景和岩相、岩性及后期风化淋滤作用共同控制的风化壳型火山岩地层油藏，油层交错发育、叠合连片。油井产能差异较大，中、高产井分布在构造高部位和东南翼。
2 火山岩油藏储量评估方法研究
本次按照SEC新准则储量评估原则，结合对国内外火山岩油藏、储层特征调研和分析总结，再利用牛东油田火山岩油藏地震、钻井、测井、试油试采和分析化验等实测资料，在油藏地质综合研究及储层四性关系研究的基础上，主要开展了容积法、概率法和动态法三种储量评估方法研究。
2.1 容积法储量评估研究
容积法是进行油气储量评估的最常用方法之一，它不依赖于油井的生产动态趋势，是油气田勘探开发初期储量评估的最好方法，同时也是油田后期进行剩余储量评估和确定合理开发方案的一种重要工具。
火山岩油藏进行容积法储量评估时，要对油藏的地质特征、储层特征、油藏的成因以及岩性岩相特征进行分析，然后根据分析结果结合地震、钻井和取心实际分析资料建立孔隙度、饱和度解释模型，通过大量单个裂缝和复杂裂缝系统的相渗和水驱油实验资料分析，结合裂缝具有部分孔隙性质的特点，参考其基质的相渗资料，综合确定裂缝—基质系统的相渗曲线，进行火山岩油藏渗流特征分析，再结合采油井试采特征，综合确定单井产能以及经济极限产量，根据压力资料，确定单井的泄油面积，进而对火山岩油藏合理开发方案进行论证，确定火山岩油藏合理的注采井网和开发井距，结合SEC储量评估方法要求中容积法储量评估和参数选取原则，对火山岩油藏各计算单元的石油地质储量进行评估。
2.2 概率法储量评估研究
概率法评估油气储量主要在蒙特卡罗法理论基础上实现的，分析结果是建立在大量的随机试验的基础上的。一般情况下含油面积采用三角分布概型，油层厚度、孔隙度、含油饱和度均采用正态分布概型。
针对火山岩油藏特殊的地质特征，储层特征受岩性岩相控制，储层物性非均质性强，纵横向变化快，储量参数变化快，很难用一个固定值准确表达清楚，需要用一个范围值去表达。而概率法确定各储量参数的状态概率分布，由参数的概率密度分布函数求出累计概率分布，是一个范围值，能够准确表达火山岩油藏各参数的地质特征。
以牛东油田火山岩油藏为例，分别利用正态分布概型和实际资料统计模拟概型对火山岩油藏进行了储量评估。利用实际资料对有效厚度、孔隙度和含油饱和度进行频率统计，统计结果基本呈偏正态分布概型特征。通过两种模型分析结果对比，正态分布概型和实际资料统计模拟概型评估储量的误差范围不同，精度也不同，但两种分析方法中值相差不大，并且与容积法评估储量进行对比，相差也不大，后者稍偏小。分析认为初期火山岩储量评估采用正态分布概型进行储量估算比较合理可信。
2.3 动态法储量评估研究
动态法是已开发储量评估最常用的方法，是针对于开发时间较长，有一定的油水运动规律的油藏。它是利用油气藏实际资料如油、气、水及压力等数据的变化规律进行分析，預测油藏未来的发展趋势，进而进行储量评估的一种方法。
火山岩油藏主要储集空间为气孔、溶蚀孔和裂缝，油藏一般表现为双重介质含油特点，储层类型包括裂缝—孔隙型和孔隙—裂缝型两种，裂缝发育程度控制着产量的高低。火山岩油藏投入开发经过短暂的稳产期后，会自然进入递减期，递减规律主要有两种类型，即指数递减和双曲递减。
本次应用油田内141口井的生产动态进行分析，按照产能高低分三种递减类型进行递减规律研究，三种类型递减规律均呈现初期递减率高，末期变缓的特征，而低产井末期递减率比高产井末期递减率小，符合双曲递减规律，主要表现为早期高产、递减率高，后期产量低、递减率小。
综上分析，火山岩油藏进行动态评估时，油藏产量递减整体符合双曲递减规律。
3 主要认识和结论
综合三塘湖盆地牛东油田火山岩油藏地质特征、储层孔隙结构、油藏特征及成藏规律和实际资料进行各种SEC储量评估方法研究结果对比分析认为：
在开发初期、井网不完善情况下采用容积法和概率法正态分布概型对火山岩油藏进行储量估算结果合理可靠；在井网完善、生产时间较长的情况下采用动态法储量评估是合理有效的。针对火山岩油藏双重介质的孔隙结构特征，火山岩油藏进行动态评估时，采用双曲递减规律进行评估。