蘇里格氣田蘇53區(qū)塊天然氣儲量計算及其參數(shù)確定方法

任 茵

(中國石油集團(tuán)長城鉆探工程公司地質(zhì)研究院)

0 引言

蘇53區(qū)塊位于蘇里格氣田的西北部，區(qū)域構(gòu)造屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中帶。該區(qū)塊由長城鉆探工程有限公司于2008年4月中標(biāo)，中標(biāo)前區(qū)塊內(nèi)原有探井4口，區(qū)塊未上報天然氣地質(zhì)儲量。中標(biāo)后，長城公司共補(bǔ)充部署并實施二維地震測線46條，測網(wǎng)密度1.2×2.4km，實施評價井25口。為了蘇53區(qū)塊開發(fā)需求必須對蘇53區(qū)塊進(jìn)行準(zhǔn)確的儲量計算，為此利用已經(jīng)取得的資料進(jìn)行深入細(xì)致的綜合研究，確定了儲量計算的各項參數(shù)，落實蘇53區(qū)塊含氣面積829.0km2，儲量956.2×108m3。 蘇53區(qū)塊的儲量計算為蘇53區(qū)塊的整體開發(fā)奠定物質(zhì)基礎(chǔ)。

1 儲量計算方法[1]

根據(jù)《蘇里格地區(qū)天然氣基本探明儲量計算辦法》要求，結(jié)合本區(qū)勘探開發(fā)現(xiàn)狀，蘇里格氣田蘇53區(qū)塊新增基本探明儲量計算采用容積法，計算公式如下：

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。

2 儲量計算單元劃分

蘇里格氣田蘇53區(qū)塊上古生界氣藏是以巖性圈閉為特征的層狀定容氣藏，其構(gòu)造為較平緩的單斜，根據(jù)氣藏發(fā)育特征及氣藏平面分布，結(jié)合勘探現(xiàn)狀及儲量計算要求，本次儲量計算在2個層段共劃分為2個計算單元即盒8段和山1段。

3 儲量參數(shù)的研究及確定

3.1 含氣面積圈定結(jié)果

盒8、山1儲層嚴(yán)格受砂體展布及物性控制，因此在含氣面積圈定中充分利用地震儲層橫向預(yù)測成果。層位標(biāo)定利用合成地震記錄，從井出發(fā)，標(biāo)定出區(qū)域標(biāo)志層—石炭系本溪組煤層和其它地質(zhì)界面在常規(guī)地震剖面上所對應(yīng)的反射同相軸(波峰或波谷)。

蘇里格氣田蘇53區(qū)塊進(jìn)行儲層厚度預(yù)測應(yīng)用的主要技術(shù)為波形特征分析技術(shù)和測井約束Strata波阻抗反演技術(shù)。充分應(yīng)用鉆井資料、地震儲層預(yù)測及綜合研究成果，對蘇里格氣田蘇53區(qū)塊盒8、山1儲層展布形態(tài)進(jìn)行綜合描述。在區(qū)域內(nèi)采用完鉆井和地震資料相結(jié)合圈定含氣面積。盒8段652.98km2。山1段含氣面積為373.05km2。

3.2 有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)

(1)儲層四性關(guān)系研究[2]

地質(zhì)、測井、測試和分析化驗資料綜合分析表明，蘇里格氣田蘇53區(qū)塊盒8、山1氣藏巖性、電性、物性和含氣性特征關(guān)系明顯(圖1、圖2)?？傮w來看，含氣性受物性控制、物性受巖性影響，電性對巖性、物性和含氣性的差異及變化有明顯的識別能力。

圖1 盒8段砂巖儲層四性關(guān)系圖

(2)物性下限

?滲透率下限

首先用氣體穩(wěn)定滲流方程推導(dǎo)單位厚度采氣指數(shù)，然后根據(jù)測試資料求取不同測試層的單位厚度采氣指數(shù)，建立基質(zhì)滲透率和單位厚度采氣指數(shù)關(guān)系圖，在關(guān)系圖中按產(chǎn)能分布情況標(biāo)定滲透率下限。

采用蘇里格氣田蘇10、蘇11、蘇53區(qū)塊盒8段、山1段36口(蘇53區(qū)塊9口)井資料，作對應(yīng)層段分析滲透率與單位厚度采氣指數(shù)關(guān)系圖(圖3)，確定盒8、山1滲透率下限值為0.1mD。

?孔隙度下限

利用滲透率下限值，在孔隙度與滲透率關(guān)系曲線上求取對應(yīng)的孔隙度下限。

由孔-滲關(guān)系圖查得盒8、山1二者孔隙度下限值均為5.0%(圖4)。

(3)下限驗證

為驗證上述下限的合理性，選擇蘇53區(qū)塊相應(yīng)物性下限值附近正在生產(chǎn)的蘇53-4井、蘇53-21井，生產(chǎn)結(jié)果證實上述下限值附近的井均具有一定的產(chǎn)氣能力。

(4)測井參數(shù)下限

有效厚度的測井參數(shù)下限主要根據(jù)產(chǎn)層與非產(chǎn)層所顯示的測井參數(shù)特征確定。上古生界砂巖目前未測試到真正的干層(產(chǎn)氣量為0)，根據(jù)探區(qū)的儲層特點及試氣產(chǎn)量的分布特征，在保證儲能及產(chǎn)能丟失符合規(guī)范要求的基礎(chǔ)上，以單層試氣產(chǎn)量大于500m3/d作為氣層下限。

分別作盒8段及山1段聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖(圖5)，并利用測井解釋參數(shù)作孔隙度與含水飽和度(圖6)。根據(jù)交會圖所確定氣層限值為：聲波時差≥220μs/m，深側(cè)向電阻率≥15Ω·m，泥質(zhì)含量≤20%，密度≤2.50g/cm3，孔隙度≥5.0%，含氣飽和度≥45%，滲透率為0.1mD。圖版符合率為97.6%。

圖2 山8段砂巖儲層四性關(guān)系圖

圖3 盒8、山1砂巖儲層單位厚度采氣指數(shù)與滲透率關(guān)系圖

(5)有效厚度的確定

根據(jù)現(xiàn)有測井資料的分辨能力，有效厚度的起算及致密夾層的起扣厚度分別取0.4m、0.2m。單井有效厚度的劃分以測試資料為基礎(chǔ)，以巖石物性及測井資料為主要依據(jù)，結(jié)合錄井及氣測資料共同確定。儲量計算中含氣面積內(nèi)有效厚度的選取采用井點算術(shù)平均及有效厚度等值線面積權(quán)衡兩種方法對比確定。

蘇53區(qū)塊含氣面積內(nèi)鉆遇盒8段23口井，有效厚度算術(shù)平均值為9.37m，面積權(quán)衡值為8.6m；鉆遇山1段15口井，有效厚度算術(shù)平均值為4.56m，面積權(quán)衡值為4.4m。

儲量計算選用面積權(quán)衡值，盒8段、山1段有效厚度分別為8.6m、4.4m。

圖4 盒8段、山1段砂巖儲層分析孔隙度與滲透率關(guān)系圖

圖5 盒8段、山1段砂巖儲層深側(cè)向電阻率-聲波時差交會圖

圖6 盒8段、山1段砂巖儲層測井孔隙度與含水飽和度交會圖

3.3 有效孔隙度解釋方法

盒8段選用了氣田內(nèi)巖電歸位好、取心較全的6口井537個層點，山1段選取氣田內(nèi)取心較全的6口井66個層點(圖7)，分別進(jìn)行實測孔隙度與聲波時差、泥質(zhì)含量回歸分析，得出測井孔隙度解釋公式如下：

盒8：Φs=0.132Δt-0.051Lg(Vsh)-23.97

相關(guān)系數(shù) R2= 0.804

山1：Φs=0.129Δt-0.031Lg(Vsh)-22.96

相關(guān)系數(shù) R2= 0.743

式中：

Φs—聲波時差解釋孔隙度(%)；

Δt—校正后的聲波時差值(μs/m)；

Vsh—泥質(zhì)含量(%)。

圖7 盒8段、山1段砂巖儲層分析孔隙度與聲波時差關(guān)系圖

盒8段和山1段采用6口井37個層點的孔隙度測定值對測井計算的孔隙度值進(jìn)行驗證，絕對誤差小于1.5% 的層點占94.6%，計算精度達(dá)到儲量計算規(guī)范要求。

上述驗證顯示相對誤差呈正態(tài)分布，期望值為零。說明測井解釋孔隙度的誤差較小，與巖心化驗分析結(jié)果較接近。

3.4 含氣飽和度解釋方法

研究區(qū)盒8段、山1段含氣飽和度采用高壓壓汞、相滲透率和測井計算三種方法(圖8)對比確定。

(1)高壓壓汞法

以壓汞曲線上滲透率累計貢獻(xiàn)值達(dá)到99%以上的喉道值作為儲存束縛水的上限，小于這一喉道值的孔隙體積百分?jǐn)?shù)取為束縛水飽和度值。對該區(qū)儲層選取不同類型壓汞曲線分別計算后綜合確定其含氣喉道下限為0.1μm。

圖8 蘇53區(qū)塊盒8段、山1段含氣飽和度計算方法對比圖

采用盒8段2口井42塊樣品的高壓壓汞資料進(jìn)行Φ-Swi關(guān)系曲線擬合(圖9)，得到的結(jié)果為：

Swi=220.41Φ-0.7547

相關(guān)系數(shù)R2=0.8011

采用山1段2口井21塊樣品的高壓壓汞資料進(jìn)行Φ-Swi關(guān)系曲線擬合，得到的結(jié)果為：

Swi=212.63Φ-0.7342

相關(guān)系數(shù)R2=0.8506

(2)相滲透率法

選用21塊盒8段砂巖儲層巖心樣品進(jìn)行氮氣驅(qū)水的相滲透率實驗，對測定的束縛水飽和度與對應(yīng)的孔隙度分析值做擬合處理(圖10)，得到的結(jié)果為：

Swi=88.468Φ-0.3404

相關(guān)系數(shù)R2=0.7666

圖10 盒8段相滲實驗測定束縛水飽和度—孔隙度關(guān)系圖

選用15塊山1段砂巖儲層巖心樣品進(jìn)行氮氣驅(qū)水的相滲透率實驗，對測定的束縛水飽和度與對應(yīng)的孔隙度分析值做擬合處理，得到的結(jié)果為：

Swi=78.724Φ-0.2672

相關(guān)系數(shù)R2=0.7511

(3)測井計算法

利用阿爾奇公式求取，計算公式為：

式中：

Swi—含水飽和度(f)；

Φ—孔隙度(f)；

Rt—儲層電阻率(Ω·m)；

Rw—地層水電阻率(Ω·m)；

a、b—與巖性有關(guān)的系數(shù)；

m—膠結(jié)系數(shù)；

n—飽和度指數(shù)。

盒8、山1巖電參數(shù)根據(jù)實驗分析數(shù)據(jù)擬合求得(圖11、圖12)，其中：

盒8：a=1.0，b=0.97，m=1.86，n=1.95，Rw=0.06Ω·m；

山1：a=1.0，b=0.91，m=1.84，n=1.89，Rw=0.06Ω·m；

盒8段采用6口井71個層點，山1段采用5口井39個層點(圖13)，分別作測井解釋含水飽和度與孔隙度即Φ-Sw關(guān)系曲線，得到結(jié)果為：

盒8：Swi=130.28·Φ-0.5982；

山1：Swi=139.79·Φ-0.6217。

(4)原始含氣飽和度選值

含氣飽和度采用高壓壓汞法、相滲法和測井計算法三種方法計算后綜合取值。儲量計算選用蘇53區(qū)塊盒8段平均含氣飽和度為56.3%,山1段平均含氣飽和度為55.4%。

(5)原始地層壓力及其他參數(shù)

原始地層壓力采用壓力梯度公式計算值和實測地層壓力算術(shù)平均值對比求取。地層溫度采用地溫梯度公式求取值，即為儲量計算選用值。原始?xì)怏w偏差系數(shù)根據(jù)氣體組份分析資料求得。 地面標(biāo)準(zhǔn)壓力取0.101MPa，地面標(biāo)準(zhǔn)溫度取293.15K。

圖11盒8段砂巖儲層巖電關(guān)系圖版

圖12 山1段砂巖儲層巖電關(guān)系圖版

圖13 盒8段、山1段砂巖儲層測井解釋含水飽和度與孔隙度關(guān)系圖

4 地質(zhì)儲量計算結(jié)果

根據(jù)確定的各項參數(shù)，采用容積法計算了地質(zhì)儲量。計算結(jié)果：蘇里格氣田蘇53區(qū)塊盒8氣藏基本探明地質(zhì)儲量731.46×108m3，蘇53區(qū)塊山1氣藏基本探明地質(zhì)儲量224.96×108m3。合計新增天然氣控制地質(zhì)儲量及儲量豐度。

5 儲量綜合評價

5.1 地質(zhì)綜合評價

根據(jù)估算的地質(zhì)儲量，蘇53區(qū)塊屬大型氣田。儲量豐度為1.2×108m3/km2，屬低豐度；氣藏平均埋深3150m～3500m，屬中深層。

依據(jù)地質(zhì)礦產(chǎn)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)DZ/T 0217-2005《石油天然氣儲量計算規(guī)范》的規(guī)定，對蘇53區(qū)塊進(jìn)行綜合評價為低豐度、中深層大型氣田。

5.2 可靠性評價

本次蘇里格氣田蘇53區(qū)塊基本探明儲量工作完成了大量的勘探及化驗分析工作量。區(qū)內(nèi)完成二維地震測線46條，測網(wǎng)密度1.2×2.4km。完成2口井取心及化驗分析工作，累計取心進(jìn)尺183.05 m，巖心收獲率83.5%，分析巖樣1701塊次,取得了大量的第一手資料，為儲量估算奠定了基礎(chǔ)。開展了多項研究課題，對構(gòu)造、沉積相、砂體展布、圈閉類型、氣藏類型、儲集類型等認(rèn)識基本清楚，取全取準(zhǔn)了大量的基礎(chǔ)資料，為儲量計算研究奠定了基礎(chǔ)。儲量參數(shù)研究中，通過新、老資料結(jié)合，提高了圖版的解釋精度。

含氣面積圈定中充分利用已有鉆井、地震、測井、測試及地質(zhì)資料綜合確定?？紫抖惹笕≈胁捎脺y井、物性分析對比求取。含氣飽和度綜合考慮高壓壓汞、相滲和測井資料等計算結(jié)果，使地質(zhì)儲量計算落實可靠。

綜上所述，本次蘇里格氣田53區(qū)塊的綜合勘探開發(fā)程度、地質(zhì)認(rèn)識程度及儲量計算研究程度均達(dá)到了計算天然氣基本探明儲量的要求，儲量計算方法和參數(shù)選定合理，計算結(jié)果可靠。

5.3 儲量經(jīng)濟(jì)可采性評價

蘇53井區(qū)新增控制儲量經(jīng)濟(jì)壽命期為43年，應(yīng)用現(xiàn)金流法計算得項目稅后財務(wù)內(nèi)部收益率為12.21%，高于低滲透氣田基準(zhǔn)收益率12%；稅后靜態(tài)投資回收期為9.0年；評價期末稅后財務(wù)凈現(xiàn)值為0.25億元。說明蘇53井區(qū)新增控制儲量開發(fā)項目在經(jīng)濟(jì)上是可行的，具有一定的財務(wù)生存能力。

1 李士倫.氣田開發(fā)方案設(shè)計[M],北京：石油出版社，2006:80-98.

2 張倫友，張向陽.天然氣儲量計算及其參數(shù)確定方法[J]，天然氣勘探與開發(fā)，2004，6(2)：19-23.

3 楊通佑，范尚炯．石油及天然氣儲量計算方法[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1990：1l5-ll9.