蘇東南區M井區上古儲層精細描述及數值模擬研究

劉茂果，陳俊杰，鄭海亮，張延斌

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

蘇東南區M井區上古儲層精細描述及數值模擬研究

劉茂果，陳俊杰，鄭海亮，張延斌

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

M井區位于蘇里格氣田蘇東南區北部，主要目的層為下石盒子組盒8。井區采用水平井整體開發，井網較為完善，現階段有必要對井區進行儲層精細描述及開發指標預測，指導蘇東南區后續開發工作。本文使用“虛擬井控制水平井水平段儲層構造展布形態，水平井水平段錄井資料控制砂泥巖變化規律”思路，對蘇東南區M井區上古儲層開展三維地質建模，精細描述了區塊整體構造展布形態及各層物性參數的空間分布規律，并在此基礎上開展數值模擬研究，對儲量動用程度及采收率進行了研究，取得了一定認識。

數值模擬；儲層精細描述；蘇東南區

蘇東南區M井區上古生界下石盒子組盒8段主要為辮狀河三角洲沉積，砂體近于南北向呈條帶狀展布，在順古河道方向上砂體比較發育，橫切古河道方向上，砂體發育不連續，多見孤立式砂體，縱向疊加分布上砂體厚度比較大；區域構造為一寬緩西傾斜坡，坡降一般（5～15）m/km，在單斜背景上發育多排近北東向的低緩鼻隆，鼻隆幅度一般在10 m～20 m左右，寬度為3 km～6 km；盒8段巖石類型主要為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，巖石組分總體上表現為高巖屑、多石英、少量長石；孔隙類型主要為次生孔隙（溶孔、晶間孔和局部裂縫），原生殘余粒間孔次之；孔隙結構以晶間孔-溶孔型、粒間孔-溶孔型為主，平均孔隙度為7%、滲透率為0.24 mD。區內完鉆27口水平井，平均氣層長度764.1 m，有效儲層鉆遇率62.90%，平均試氣無阻流量54.594 4× 104m3/d，開發效果較好。

1　儲層精細描述

1.1隨機建模

1.1.1資料準備及建模思路本次建模的區塊面積為60.45 km2，網格劃分為191×273×50，網格總數260.7萬個，平面網格步長40 m，縱向上劃分為50等份，網格步長平均0.5 m。

蘇東南區M井區井網已基本完善，但其上古儲層砂體橫向上呈條帶狀分布、縱向上厚度存在一定變化。因此，本次建模采用隨機建模方法，通過整理實鉆氣井的坐標、補心海拔、分層數據及測井資料建立區塊的建立地層骨架模型，結合地震、鉆測井資料建立區塊構造格架，在構造-地層骨架模型的基礎上根據單井沉積相與平面沉積相的分布建立對區塊進行巖相模擬，以巖相模擬結果作為控制條件建立儲層的屬性模型，從而精細描述儲層參數在三維空間上的變化和分布特征。

1.1.2構造-地層格架模型構造模型建立過程中，在水平井實鉆路徑上設置虛擬井進行構造控制，即“虛擬井控制水平井水平段儲層構造展布形態”，使各井分層數據構造控制范圍變大，在此基礎上以地震解釋構造層面約束，獲得較為可靠構造模型。三維構造-地層格架模型表明：（1）M井區構造形態表現為北東高、南西低的特征，且各小層的頂面構造具有較好的繼承性；（2）地層發育齊全，但橫向上厚度存在一定變化，主要受沉積時的古地貌格局及所處巖相帶的分布控制。

1.1.3巖相模擬巖相模擬結合前期沉積相的劃分、完鉆直、定向井實際解釋結果，并利用“水平井水平段錄井資料控制砂泥巖變化規律”思路，使巖相模擬過程中準確的預測水平段區域的巖性變化，最終獲得了忠實于基礎地質研究的可靠結果。

1.1.4屬性模擬模擬過程中，利用序貫高斯模擬算法在巖相約束下建立孔、滲、飽模型，定量、直觀的表達不同小層、不同巖相儲層的物性參數空間變化，獲得和井區較為一致的屬性模型，為儲層的非均質性研究提供參數模型。屬性模型表明：區塊整體呈現低孔低滲特征，物性分布受沉積微相和砂體厚度的控制明顯，水下分流河道且砂體厚的區域儲層物性好，盒8下2的含氣飽和度較高，砂體發育區儲層的含氣飽和度相對也較高，說明巖性對天然氣的富集起到了決定作用。

1.2儲量計算

利用測井解釋及孔隙度氣層交匯圖確定井區有效孔隙度下限為5.0%，含氣飽和度下限為40.0%。凈毛比設置為某一模型網格含有可動用的油氣，則該模型網格的凈毛比就是1，否則為0。通過計算，該區地質儲量為66.94×108m3，其中盒8下1地質儲量為9.29×108m3，盒8下2地質儲量為57.65×108m3，儲量豐度為1.11× 108m3/km2。

2　數值模擬研究

2.1單井數模

為了更好的掌握M井區上古氣井的生產特征和動態規律，為該井區整體數模模擬提供參考，首先對進行過壓恢試井的A1井開展單井數值模擬工作。

A1井于2012年12月20日投產，配產5.0×104m3/d生產，投產前地層壓力為27.61 MPa。試井解釋該井裂縫半長115 m，邊界840 m×2 000 m。模擬結果顯示，該井生產三年后地層壓力為23.85 MPa，生產10年后地層壓力降為5.48 MPa。核實地質儲量1.86×108m3，動儲量1.32×108m3，廢棄時累計產氣量1.19×108m3，動靜比0.709 7，采收率63.98%。

2.2井區數值模型建立

M井區上古儲層平均中深3 150 m，原始地層壓力29.06 MPa，氣層中部溫度98℃，井區氣水相對滲透率關系（見圖1），天然氣體積系數、粘度及偏差系數隨壓力變化規律（見圖2）。

2.3歷史擬合

在歷史擬合過程中孔隙度、有效厚度、初始流體飽和度場和初始壓力場、PVT、氣水界面不做修改，滲透率、相對滲透率曲線、單井控制砂體邊界做適當修改。對M井區整體日產氣量、日產水量、累計產氣量以及井口壓力進行擬合，可實現完全擬合。對投產單井日產氣量及井口壓力進行擬合，擬合成功率達到85%，A2井單井日產氣量及井口壓力歷史擬合曲線，模擬結果表明，井區2014年9月平均地層壓力為27.25 MPa，動儲量41.92×108m3，M井區儲量動靜比0.626 2。

圖1　蘇東南區M井區上古儲層氣水相對滲透率曲線

2.4采收率預測

在完成歷史擬合的基礎上對井區進行了不同規模的生產指標預測。方案6為目前的實際采氣速度，預測最終累計采氣量為38.01×108m3，采收率為56.78%。對比不同采氣速度下累計采氣量發現，隨著采氣速度的增大，累計產氣量和采出程度變化幅度逐漸減小，說明后續增大采氣速度，不能有效增加產氣量（見表1）。

另外，數值模擬發現M井區目前存在未動用儲量區域，未動用區域內還可部署直井1口、水平井4口，新井可增加動儲量5.06×108m3，動儲量合計46.98× 108m3，預測區塊最終動靜比達到0.701 8，最終累計產氣42.20×108m3，最終采收率63.04%。

表1　蘇東南區M井區上古儲層不同采氣速度下生產數據對比表

圖2　蘇東南區M井區上古儲層天然氣體積系數、粘度、偏差系數隨壓力關系曲線

3　結論

（1）通過分析儲層精細描述結果認為，蘇東南區M井區構造形態整體表現為北東高、南西低的特征，地層發育齊全，但橫向上厚度存在一定變化；區塊整體呈現低孔低滲特征；物性分布受沉積微相和砂體厚度的控制明顯；盒8下2的含氣飽和度較高，砂體發育區儲層的含氣飽和度相對也較高。

（2）井區上古地質儲量66.94×108m3，其中盒8下1地質儲量為9.29×108m3，盒8下2地質儲量為57.65× 108m3，儲量豐度為1.11×108m3/km2。

（3）井區按目前規模生產，最終累計采氣量38.01× 108m3，采收率為56.78%。在儲量未動用區域部署新井后，井區動儲量達到46.98×108m3，動靜比0.701 8，最終采氣42.20×108m3，最終采收率63.04%。

［1］王永強，張強，楊海飛，王永波，吳品成，劉思宏.榆林氣田T區氣藏數值模擬跟蹤研究［J］.石油化工應用，2010，29（8）：43－46.

［2］郝騫，李進步，王繼平，王龍，張志剛.蘇里格氣田蘇147水平井整體開發區盒8下段儲層精細描述［J］.天然氣勘探與開發，2013，36（1）：5－11.

［3］陳鳳喜，盧濤，達世攀，徐小蓉，唐樂平.蘇里格氣田辮狀河沉積相研究及其在地質建模中的應用［J］.石油地質與工程，2008，22（2）：21－24.

［4］陳軍斌，吳作舟，韓興剛.蘇里格氣田蘇6井區開發方案數值模擬優化研究［J］.油氣地質與采收率，2005，12（6）：58－60.

［5］田冷，何順利，顧岱鴻.蘇里格氣田儲層三維地質建模技術研究［J］.天然氣地球科學，2004，15（6）：593－596.

Reservoir precise description and numerical simulation study of the M well areas in upper palaeozoic reservoir of southeast SU gas field

LIU Maoguo，CHEN Junjie，ZHENG Hailiang，ZHANG Yanbin
（Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

M well area is located in the northern part of southeast Sulige gas field，the main purpose layers is the lower part of Shihezi 8 member.The well areas is developed by horizontal well，and well network is sufficient，it is necessary to carry out wellblock of fine reservoir description and development index prediction at this stage，guiding the subsequent development in southeast area of Su.The article carried out the 3-D geological modeling"by the virtual well control of horizontal section in horizontal well reservoir structure，the horizontal section of the horizontal well logging data to control the variation of sandstone and mudstone"in M well area in southeast area of the reservoir of Su，fine described the well areas structure and spatial distribution of reservoir physical property parameter，besides，through the study on the numerical simulation，the producing degree of reserves and recovery rate was predicted，achieved a certain understanding.

numerical simulation；reservoir precise description；southeast SU gas field

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.021

TE122.23

A

1673-5285（2015）06-0078-03

2015－04-23

劉茂果，男，工程師，2003年畢業于西南石油學院資源勘查工程專業，主要從事氣田開發地質工作。