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        蘇里格氣田蘇53區(qū)塊天然氣儲量計(jì)算及其參數(shù)確定方法

        2012-01-11 08:14:18
        天然氣勘探與開發(fā) 2012年3期
        關(guān)鍵詞:里格氣田儲量

        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(shí)施二維地震測線46條,測網(wǎng)密度1.2×2.4km,實(shí)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(jì)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(jì)算的各項(xiàng)參數(shù),落實(shí)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(jì)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(jì)算方法[1]

        根據(jù)《蘇里格地區(qū)天然氣基本探明儲量計(jì)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(jì)算采用容積法,計(jì)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(jì)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(jì)算要求,本次儲量計(jì)算在2個層段共劃分為2個計(jì)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(yàn)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(yàn)證

        為驗(yàn)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(shí)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(diǎn)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(jì)算中含氣面積內(nèi)有效厚度的選取采用井點(diǎn)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(jì)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(diǎn),山1段選取氣田內(nèi)取心較全的6口井66個層點(diǎn)(圖7),分別進(jìn)行實(shí)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(diǎn)的孔隙度測定值對測井計(jì)算的孔隙度值進(jìn)行驗(yàn)證,絕對誤差小于1.5% 的層點(diǎn)占94.6%,計(jì)算精度達(dá)到儲量計(jì)算規(guī)范要求。

        上述驗(yàn)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(yàn)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(jì)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(jì)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(jì)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(jì)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?dú)怛?qū)水的相滲透率實(shí)驗(yàn),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(shí)驗(yàn)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?dú)怛?qū)水的相滲透率實(shí)驗(yàn),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(jì)算法

        利用阿爾奇公式求取,計(jì)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(shí)驗(yàn)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(diǎn),山1段采用5口井39個層點(diǎn)(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(jì)算法三種方法計(jì)算后綜合取值。儲量計(jì)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(jì)算值和實(shí)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(jì)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(jì)算結(jié)果

        根據(jù)確定的各項(xiàng)參數(shù),采用容積法計(jì)算了地質(zhì)儲量。計(jì)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(jì)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(jì)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(yàn)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(yàn)分析工作,累計(jì)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(xiàng)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(jì)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(jì)算結(jié)果,使地質(zhì)儲量計(jì)算落實(shí)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(jì)算研究程度均達(dá)到了計(jì)算天然氣基本探明儲量的要求,儲量計(jì)算方法和參數(shù)選定合理,計(jì)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(jì)算得項(xiàng)目稅后財(cái)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(cái)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(xiàng)目在經(jīng)濟(jì)上是可行的,具有一定的財(cái)務(wù)生存能力。

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

        2 張倫友,張向陽.天然氣儲量計(jì)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(jì)算方法[M].北京:石油工業(yè)出版社,1990:1l5-ll9.

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