陜X井區盒8-山1段剩余儲量分布研究

成育紅，孟潔，秦庸，丁雪樵，楊帆

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，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，內蒙古烏審旗017300）

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陜X井區盒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.西安石油大學地球科學與工程學院，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，內蒙古烏審旗017300）

陜X井區開發較早，該井區地質條件較好，各項開發指標均優于開發方案及蘇東區塊平均水平，是本廠后期井間加密、穩產接替的重點井區。研究資料豐富，進一步研究井區儲量及剩余儲量分布情況，對更好的指導井位部署，提高儲量動用程度及采收率都有重要的意義。

地質特征；沉積特征；儲層建模；儲量計算；剩余儲量分布

1　井區地質特征

1.1地層劃分

根據井區地層電性、巖性等特征將井區的盒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，地層厚度比較穩定（見表1）。

1.2沉積特征

本區山西組-石盒子組沉積期，該區為面積巨大地勢平緩的沼澤背景，氣候濕潤，植物發育，會對河道的側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，為砂體的連片發育和油氣成藏創造了有利條件［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的兩側；山1段砂體厚度減小主要分布于2 m～4 m，井區中部、西部局部井區出現大于4m砂體。

表1　井區地層劃分表

1.4儲層特征

1.4.1孔滲分布特征井區盒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。研究區屬于低孔、低滲儲層（見表2～表5）。

表2　盒8段孔隙度分布區間

表3　盒8段滲透率分布區間

表4　山1段孔隙度分布區間

1.4.2儲層分類儲層分類標準主要是依據儲層的物性參數［3，4］，同時結合巖石學特征和各類測試數據，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準，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、砂體及物性發育較差的部位，IV類儲層主要發育在河漫沉積部位（見表6）。

表5　山1段滲透率分布區間

表6　蘇里格上古生界儲層孔隙結構評價標準

2　儲量計算

2.1容積法計算地質儲量公式

本次估算儲量中充分應用了本區塊資料，采用容積法進行儲量估算：

式中：G-天然氣原始地質儲量，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，無因次量。

圖1　巖心數據與測井數據歸位前后對比圖

2.2公式參數確定

對11口取心井的盒8、山1目的層段的巖心測試數據和測井數據進行對比，建立了較為準確的關系方程。

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

2.2.2孔隙度通過對比發現聲波時差與孔隙度的關系（見表7）。

表7　

表8　

表9　蘇東區塊儲層物性識別表

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

其中：Sw-含氣飽和度，%；n-飽和度指數；m-膠結指數；a-與巖性有關的系數；b-與孔隙結構有關的系數；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滲透率通過對比發現氣井孔隙度與滲透率關系（見表8）。

2.2.5氣層及有效厚度根據蘇里格氣田盒8、山1的氣層和含氣層判斷標準（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含氣解釋成果，按照以下原則進行含氣面積圈定：（1）主要砂體連通，且鄰井為低產氣層，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）井控程度較低的區域，巖性含氣邊界外推，向外推1～1.5倍開發井距圈定。

3　剩余儲量分布

剩余儲量分布通過建立三維地質模型，進行數值模擬井區的儲量分布情況。

3.1儲層三維地質模型建立

3.1.1建模思路以測井為基礎數據源，結合地質認識建立構造模型，在構造模型的基礎上建立沉積相模型，運用沉積相模型控制，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數據準備準備了井區412口井的井位數據、井斜數據、測井曲線數據及井區的各小層geomap沉積相圖。

3.1.3分層數據校正通過建立南北向和東西向的32條連井剖面，對分層數據進行校正，確保層位準確（見圖2）。

圖2　儲層三維建模技術路線圖

3.1.4網格建立根據井區范圍的大小、井網密度、垂向上資料數據點的采樣密度等，井區設置了3 964 800個網格（見表10）。

表10　井區網格設置表

3.1.5構造模型構造模型，以井點、分層數據為基礎，采用確定性建模方法建立各小層構造面。井區整體為一個西傾的單斜構造，構造坡度較小（3 m/km～10 m/km），局部發育微小隆起。

3.1.6沉積相模型將前期地質研究階段形成的各小層沉積相平面分布圖，采用網格賦值的方法數字化到井區三維地質模型中，建立井區沉積相模型。

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。本次屬性模型的預測應用適用于連續變量模擬的序貫高斯模擬算法，采用相控模擬技術，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模型計算的地質儲量盒8～山1段的儲量與手工計算儲量的結果相差10.2%。

3.2數值模擬

對三維地質建模模型進行粗化，平均網格步長150m×150m；垂向考慮地質分層和隔層的影響，網格數為7個，總網格數為236×120×7=198 240個，結合模型需要準備了相滲等數據。

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

其次是單井擬合，單井擬合先從壓力產量匹配較好的重點井開始，通過調整氣藏的壓力系數、滲透率、表皮等數據確保擬合結果較好。擬合較好井達到93%，滿足模擬要求。

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

按照目前的生產水平預測生產30年到2045年儲

量動用程度達到25.7%。剩余的主要分布在區塊的西側及東側，中部部分地區剩余儲量較多。

表11　井區小層儲量結果統計表

4　結論

區塊盒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段的地質條件優于山1段。

模型擬合儲量與建模計算儲量、與地質儲量相差在10%以內符合要求，經過數值模擬預測生產30年后區塊采出程度達到25.7%。

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

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TE122.23

A

1673-5285（2016）07-0096-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.023

2016-06-14