成育紅，孟潔，秦庸，丁雪樵，楊帆

（1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021；3.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗017300）

?

陜X井區(qū)盒8-山1段剩余儲量分布研究

成育紅1，2，孟潔1，秦庸1，丁雪樵3，楊帆2

（1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021；3.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗017300）

陜X井區(qū)開發(fā)較早，該井區(qū)地質(zhì)條件較好，各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)均優(yōu)于開發(fā)方案及蘇東區(qū)塊平均水平，是本廠后期井間加密、穩(wěn)產(chǎn)接替的重點(diǎn)井區(qū)。研究資料豐富，進(jìn)一步研究井區(qū)儲量及剩余儲量分布情況，對更好的指導(dǎo)井位部署，提高儲量動用程度及采收率都有重要的意義。

地質(zhì)特征；沉積特征；儲層建模；儲量計算；剩余儲量分布

1　井區(qū)地質(zhì)特征

1.1地層劃分

根據(jù)井區(qū)地層電性、巖性等特征將井區(qū)的盒8～山1段劃分為7個小層［1，2］，盒8段4個小層各小層平均厚度17.6m，山1段3個小層各小層平均厚度為15.9 m，地層厚度比較穩(wěn)定（見表1）。

1.2沉積特征

本區(qū)山西組-石盒子組沉積期，該區(qū)為面積巨大地勢平緩的沼澤背景，氣候濕潤，植物發(fā)育，會對河道的側(cè)向遷移擺動造成一定的限制作用。

盒8上2和盒8下段屬辮狀河沉積，盒8上1段和山西組屬曲流河沉積。主體河道呈近南北向展布，各小層沉積時期分流河道微相存在大面積交匯連片區(qū)，為砂體的連片發(fā)育和油氣成藏創(chuàng)造了有利條件［5］。

1.3砂體展布特征

砂體呈南北向條帶狀分布特征，盒8段砂體厚度主要分布在4 m～12 m，較厚的砂體主要分布在井區(qū)的兩側(cè)；山1段砂體厚度減小主要分布于2 m～4 m，井區(qū)中部、西部局部井區(qū)出現(xiàn)大于4m砂體。

表1　井區(qū)地層劃分表

1.4儲層特征

1.4.1孔滲分布特征井區(qū)盒8～山1段孔隙度以5%～10%為主，盒8段為47.8%、山1段為32%；低于5%的樣品也較多，盒8段為19.1%、山1段為40%。滲透率以0.1×10-3μm2～0.5×10-3μm2為主，盒8段為37.8× 10-3μm2、山1段為24.1×10-3μm2；低于0.1×10-3μm2的樣品也較多，盒8段為19.8×10-3μm2、山1段為41.7× 10-3μm2。研究區(qū)屬于低孔、低滲儲層（見表2～表5）。

表2　盒8段孔隙度分布區(qū)間

表3　盒8段滲透率分布區(qū)間

表4　山1段孔隙度分布區(qū)間

1.4.2儲層分類儲層分類標(biāo)準(zhǔn)主要是依據(jù)儲層的物性參數(shù)［3，4］，同時結(jié)合巖石學(xué)特征和各類測試數(shù)據(jù)，共劃分4類儲層，第Ⅳ類為非儲層。蘇里格氣田在提交儲量時，將孔隙度5%，滲透率0.1×10-3μm2確定為儲層物性下限，本次分類沿用儲層物性下限標(biāo)準(zhǔn)，將孔隙度小于5%，滲透率小于0.1×10-3μm2的儲層劃分為Ⅳ類儲層，即非儲層。

I、Ⅱ類儲層主要分布在邊灘（心灘）與河道疊合、物性及砂體發(fā)育較好的部位，III類儲層主要分布在河道邊部、砂體及物性發(fā)育較差的部位，IV類儲層主要發(fā)育在河漫沉積部位（見表6）。

表5　山1段滲透率分布區(qū)間

表6　蘇里格上古生界儲層孔隙結(jié)構(gòu)評價標(biāo)準(zhǔn)

2　儲量計算

2.1容積法計算地質(zhì)儲量公式

本次估算儲量中充分應(yīng)用了本區(qū)塊資料，采用容積法進(jìn)行儲量估算：

式中：G-天然氣原始地質(zhì)儲量，108m3；A-含氣面積，km2；h-平均有效厚度，m；Φ-平均有效孔隙度，f；Sgi-平均原始含氣飽和度，f；T-平均地層溫度，K；Tsc-地面標(biāo)準(zhǔn)溫度，K；Pi-平均原始地層壓力，MPa；Psc-地面標(biāo)準(zhǔn)壓力，MPa；Zi-原始?xì)怏w偏差系數(shù)，無因次量。

圖1　巖心數(shù)據(jù)與測井?dāng)?shù)據(jù)歸位前后對比圖

2.2公式參數(shù)確定

對11口取心井的盒8、山1目的層段的巖心測試數(shù)據(jù)和測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行對比，建立了較為準(zhǔn)確的關(guān)系方程。

2.2.1巖心歸位通過對11口取心井的巖心歸位，建立了較為準(zhǔn)確的巖心測試物性數(shù)據(jù)和測井曲線之間的關(guān)系（見圖1），對比巖心測試密度和測井密度歸位前后的數(shù)據(jù)，可以看出巖心歸位有效的改善了對應(yīng)關(guān)系。

2.2.2孔隙度通過對比發(fā)現(xiàn)聲波時差與孔隙度的關(guān)系（見表7）。

表7　

表8　

表9　蘇東區(qū)塊儲層物性識別表

2.2.3飽和度采用阿爾奇公式，根據(jù)校正后孔隙度重新計算含氣飽和度，其表達(dá)式為：

其中：Sw-含氣飽和度，%；n-飽和度指數(shù)；m-膠結(jié)指數(shù)；a-與巖性有關(guān)的系數(shù)；b-與孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)的系數(shù)；Φ-有效孔隙度，%；Rt-地層電阻率，（Ω·m）；Rw-地層水電阻率，（Ω·m）。

2.2.4滲透率通過對比發(fā)現(xiàn)氣井孔隙度與滲透率關(guān)系（見表8）。

2.2.5氣層及有效厚度根據(jù)蘇里格氣田盒8、山1的氣層和含氣層判斷標(biāo)準(zhǔn)（見表9）。

將氣層的有效厚度初步定為：

單井有效厚度=氣層厚度+0.6×含氣層厚度

2.2.6含氣面積圈定盒8、山1段儲層受砂體展布及物性控制，在含氣面積圈定時充分利用井點(diǎn)含氣解釋成果，按照以下原則進(jìn)行含氣面積圈定：（1）主要砂體連通，且鄰井為低產(chǎn)氣層，取從氣井到鄰井距離的2/3～3/4處劃含氣邊界；（2）地層對比鄰井儲層的砂體尖滅，取1/2～1/3井距劃分巖性含氣邊界，井距較大時，距離不能超過300 m；（3）井控程度較低的區(qū)域，巖性含氣邊界外推，向外推1～1.5倍開發(fā)井距圈定。

3　剩余儲量分布

剩余儲量分布通過建立三維地質(zhì)模型，進(jìn)行數(shù)值模擬井區(qū)的儲量分布情況。

3.1儲層三維地質(zhì)模型建立

3.1.1建模思路以測井為基礎(chǔ)數(shù)據(jù)源，結(jié)合地質(zhì)認(rèn)識建立構(gòu)造模型，在構(gòu)造模型的基礎(chǔ)上建立沉積相模型，運(yùn)用沉積相模型控制，多成果對比、印證建立儲層巖相模型及其他屬性模型。

3.1.2數(shù)據(jù)準(zhǔn)備準(zhǔn)備了井區(qū)412口井的井位數(shù)據(jù)、井斜數(shù)據(jù)、測井曲線數(shù)據(jù)及井區(qū)的各小層geomap沉積相圖。

3.1.3分層數(shù)據(jù)校正通過建立南北向和東西向的32條連井剖面，對分層數(shù)據(jù)進(jìn)行校正，確保層位準(zhǔn)確（見圖2）。

圖2　儲層三維建模技術(shù)路線圖

3.1.4網(wǎng)格建立根據(jù)井區(qū)范圍的大小、井網(wǎng)密度、垂向上資料數(shù)據(jù)點(diǎn)的采樣密度等，井區(qū)設(shè)置了3 964 800個網(wǎng)格（見表10）。

表10　井區(qū)網(wǎng)格設(shè)置表

3.1.5構(gòu)造模型構(gòu)造模型，以井點(diǎn)、分層數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，采用確定性建模方法建立各小層構(gòu)造面。井區(qū)整體為一個西傾的單斜構(gòu)造，構(gòu)造坡度較?。? m/km～10 m/km），局部發(fā)育微小隆起。

3.1.6沉積相模型將前期地質(zhì)研究階段形成的各小層沉積相平面分布圖，采用網(wǎng)格賦值的方法數(shù)字化到井區(qū)三維地質(zhì)模型中，建立井區(qū)沉積相模型。

3.1.7沉積相及屬性模型在沉積相約束下，采用序貫指示模擬的方法，建模多個層的砂泥巖巖相模型。本次屬性模型的預(yù)測應(yīng)用適用于連續(xù)變量模擬的序貫高斯模擬算法，采用相控模擬技術(shù)，模擬得到孔隙度、滲透率、飽和度和凈毛比模型。

3.1.8儲量計算利用建立的三維地質(zhì)模型計算的地質(zhì)儲量盒8～山1段的儲量與手工計算儲量的結(jié)果相差10.2%。

3.2數(shù)值模擬

對三維地質(zhì)建模模型進(jìn)行粗化，平均網(wǎng)格步長150m×150m；垂向考慮地質(zhì)分層和隔層的影響，網(wǎng)格數(shù)為7個，總網(wǎng)格數(shù)為236×120×7=198 240個，結(jié)合模型需要準(zhǔn)備了相滲等數(shù)據(jù)。

3.2.1歷史擬合首先是儲量、全區(qū)壓力和采氣量等生產(chǎn)指標(biāo)的擬合儲量是物質(zhì)基礎(chǔ)，儲量擬合程度高，說明地質(zhì)模型比較可靠，可信度高。本次模型擬合儲量與建模計算儲量、與地質(zhì)儲量相差在10%以內(nèi)符合要求。

其次是單井?dāng)M合，單井?dāng)M合先從壓力產(chǎn)量匹配較好的重點(diǎn)井開始，通過調(diào)整氣藏的壓力系數(shù)、滲透率、表皮等數(shù)據(jù)確保擬合結(jié)果較好。擬合較好井達(dá)到93%，滿足模擬要求。

3.2.2采出量計算與剩余儲量分布預(yù)測區(qū)塊目前模擬儲量采出程度為4.4%，整體較低，從各小層預(yù)測采出量及貢獻(xiàn)比例來看盒小層貢獻(xiàn)比例較高（見表11）。

按照目前的生產(chǎn)水平預(yù)測生產(chǎn)30年到2045年儲

量動用程度達(dá)到25.7%。剩余的主要分布在區(qū)塊的西側(cè)及東側(cè)，中部部分地區(qū)剩余儲量較多。

表11　井區(qū)小層儲量結(jié)果統(tǒng)計表

4　結(jié)論

區(qū)塊盒8上2和盒8下段屬辮狀河沉積，盒8上1段和山西組屬曲流河沉積，主體河道呈近南北向展布，氣層主要分布于邊灘（心灘）、邊灘（心灘）與河道主體疊合部位。盒8段的地質(zhì)條件優(yōu)于山1段。

模型擬合儲量與建模計算儲量、與地質(zhì)儲量相差在10%以內(nèi)符合要求，經(jīng)過數(shù)值模擬預(yù)測生產(chǎn)30年后區(qū)塊采出程度達(dá)到25.7%。

［1］李斌，袁俊香，等.影響產(chǎn)量遞減率的因素與減緩遞減的途徑［J］.石油學(xué)報，1997，18（3）：89-97.

［2］楊仁超，樊愛萍，韓作振，等.鄂爾多斯盆地上古生界天然氣成藏的地質(zhì)特征［J］.山東科技大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2005，24（1）：53-56.

［3］楊華，傅鎖堂，馬振芳，等.快速高效發(fā)現(xiàn)蘇里格大氣田的成功經(jīng)驗(yàn)［J］.中國石油勘探，2001，6（4）：89-94.

［4］陳娟萍.鄂爾多斯盆地東北部山西組儲層控制因素分析［D］.西北大學(xué)，2004.

［5］王勇，徐曉蓉，付曉燕，等.蘇里格氣田蘇6井區(qū)上古生界沉積相特征研究［J］.西北大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2007，37（2）：266-272.

TE122.23

A

1673-5285（2016）07-0096-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.023

2016-06-14