任 茵

(中國石油集團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，中標前區(qū)塊內(nèi)原有探井4口，區(qū)塊未上報天然氣地質(zhì)儲量。中標后，長城公司共補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)塊進行準確的儲量計算，為此利用已經(jīng)取得的資料進行深入細致的綜合研究，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—地面標準溫度(K)；

Pi—平均原始地層壓力(MPa)；

Psc—地面標準壓力(MPa)；

Zi—原始氣體偏差系數(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。層位標定利用合成地震記錄，從井出發(fā)，標定出區(qū)域標志層—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 有效厚度下限標準

(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行驗證，絕對誤差小于1.5% 的層點占94.6%，計算精度達到儲量計算規(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值達到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數(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。原始氣體偏差系數(shù)根據(jù)氣體組份分析資料求得。 地面標準壓力取0.101MPa，地面標準溫度取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)標準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、儲集類型等認識基本清楚，取全取準了大量的基礎(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)認識程度及儲量計算研究程度均達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)濟可采性評價

蘇53井區(qū)新增控制儲量經(jīng)濟壽命期為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.