劉茂果，陳俊杰，鄭海亮，張延斌

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

蘇東南區(qū)M井區(qū)上古儲(chǔ)層精細(xì)描述及數(shù)值模擬研究

劉茂果，陳俊杰，鄭海亮，張延斌

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

M井區(qū)位于蘇里格氣田蘇東南區(qū)北部，主要目的層為下石盒子組盒8。井區(qū)采用水平井整體開(kāi)發(fā)，井網(wǎng)較為完善，現(xiàn)階段有必要對(duì)井區(qū)進(jìn)行儲(chǔ)層精細(xì)描述及開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)，指導(dǎo)蘇東南區(qū)后續(xù)開(kāi)發(fā)工作。本文使用“虛擬井控制水平井水平段儲(chǔ)層構(gòu)造展布形態(tài)，水平井水平段錄井資料控制砂泥巖變化規(guī)律”思路，對(duì)蘇東南區(qū)M井區(qū)上古儲(chǔ)層開(kāi)展三維地質(zhì)建模，精細(xì)描述了區(qū)塊整體構(gòu)造展布形態(tài)及各層物性參數(shù)的空間分布規(guī)律，并在此基礎(chǔ)上開(kāi)展數(shù)值模擬研究，對(duì)儲(chǔ)量動(dòng)用程度及采收率進(jìn)行了研究，取得了一定認(rèn)識(shí)。

數(shù)值模擬；儲(chǔ)層精細(xì)描述；蘇東南區(qū)

蘇東南區(qū)M井區(qū)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(fā)育，橫切古河道方向上，砂體發(fā)育不連續(xù)，多見(jiàn)孤立式砂體，縱向疊加分布上砂體厚度比較大；區(qū)域構(gòu)造為一寬緩西傾斜坡，坡降一般（5～15）m/km，在單斜背景上發(fā)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(lèi)型主要為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，巖石組分總體上表現(xiàn)為高巖屑、多石英、少量長(zhǎng)石；孔隙類(lèi)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(jié)構(gòu)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(qū)內(nèi)完鉆27口水平井，平均氣層長(zhǎng)度764.1 m，有效儲(chǔ)層鉆遇率62.90%，平均試氣無(wú)阻流量54.594 4× 104m3/d，開(kāi)發(fā)效果較好。

1　儲(chǔ)層精細(xì)描述

1.1隨機(jī)建模

1.1.1資料準(zhǔn)備及建模思路本次建模的區(qū)塊面積為60.45 km2，網(wǎng)格劃分為191×273×50，網(wǎng)格總數(shù)260.7萬(wàn)個(gè)，平面網(wǎng)格步長(zhǎng)40 m，縱向上劃分為50等份，網(wǎng)格步長(zhǎng)平均0.5 m。

蘇東南區(qū)M井區(qū)井網(wǎng)已基本完善，但其上古儲(chǔ)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(jī)建模方法，通過(guò)整理實(shí)鉆氣井的坐標(biāo)、補(bǔ)心海拔、分層數(shù)據(jù)及測(cè)井資料建立區(qū)塊的建立地層骨架模型，結(jié)合地震、鉆測(cè)井資料建立區(qū)塊構(gòu)造格架，在構(gòu)造-地層骨架模型的基礎(chǔ)上根據(jù)單井沉積相與平面沉積相的分布建立對(duì)區(qū)塊進(jìn)行巖相模擬，以巖相模擬結(jié)果作為控制條件建立儲(chǔ)層的屬性模型，從而精細(xì)描述儲(chǔ)層參數(shù)在三維空間上的變化和分布特征。

1.1.2構(gòu)造-地層格架模型構(gòu)造模型建立過(guò)程中，在水平井實(shí)鉆路徑上設(shè)置虛擬井進(jìn)行構(gòu)造控制，即“虛擬井控制水平井水平段儲(chǔ)層構(gòu)造展布形態(tài)”，使各井分層數(shù)據(jù)構(gòu)造控制范圍變大，在此基礎(chǔ)上以地震解釋構(gòu)造層面約束，獲得較為可靠構(gòu)造模型。三維構(gòu)造-地層格架模型表明：（1）M井區(qū)構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為北東高、南西低的特征，且各小層的頂面構(gòu)造具有較好的繼承性；（2）地層發(fā)育齊全，但橫向上厚度存在一定變化，主要受沉積時(shí)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(jié)合前期沉積相的劃分、完鉆直、定向井實(shí)際解釋結(jié)果，并利用“水平井水平段錄井資料控制砂泥巖變化規(guī)律”思路，使巖相模擬過(guò)程中準(zhǔn)確的預(yù)測(cè)水平段區(qū)域的巖性變化，最終獲得了忠實(shí)于基礎(chǔ)地質(zhì)研究的可靠結(jié)果。

1.1.4屬性模擬模擬過(guò)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(dá)不同小層、不同巖相儲(chǔ)層的物性參數(shù)空間變化，獲得和井區(qū)較為一致的屬性模型，為儲(chǔ)層的非均質(zhì)性研究提供參數(shù)模型。屬性模型表明：區(qū)塊整體呈現(xiàn)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(qū)域儲(chǔ)層物性好，盒8下2的含氣飽和度較高，砂體發(fā)育區(qū)儲(chǔ)層的含氣飽和度相對(duì)也較高，說(shuō)明巖性對(duì)天然氣的富集起到了決定作用。

1.2儲(chǔ)量計(jì)算

利用測(cè)井解釋及孔隙度氣層交匯圖確定井區(qū)有效孔隙度下限為5.0%，含氣飽和度下限為40.0%。凈毛比設(shè)置為某一模型網(wǎng)格含有可動(dòng)用的油氣，則該模型網(wǎng)格的凈毛比就是1，否則為0。通過(guò)計(jì)算，該區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量為66.94×108m3，其中盒8下1地質(zhì)儲(chǔ)量為9.29×108m3，盒8下2地質(zhì)儲(chǔ)量為57.65×108m3，儲(chǔ)量豐度為1.11× 108m3/km2。

2　數(shù)值模擬研究

2.1單井?dāng)?shù)模

為了更好的掌握M井區(qū)上古氣井的生產(chǎn)特征和動(dòng)態(tài)規(guī)律，為該井區(qū)整體數(shù)模模擬提供參考，首先對(duì)進(jìn)行過(guò)壓恢試井的A1井開(kāi)展單井?dāng)?shù)值模擬工作。

A1井于2012年12月20日投產(chǎn)，配產(chǎn)5.0×104m3/d生產(chǎn)，投產(chǎn)前地層壓力為27.61 MPa。試井解釋該井裂縫半長(zhǎng)115 m，邊界840 m×2 000 m。模擬結(jié)果顯示，該井生產(chǎn)三年后地層壓力為23.85 MPa，生產(chǎn)10年后地層壓力降為5.48 MPa。核實(shí)地質(zhì)儲(chǔ)量1.86×108m3，動(dòng)儲(chǔ)量1.32×108m3，廢棄時(shí)累計(jì)產(chǎn)氣量1.19×108m3，動(dòng)靜比0.709 7，采收率63.98%。

2.2井區(qū)數(shù)值模型建立

M井區(qū)上古儲(chǔ)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(qū)氣水相對(duì)滲透率關(guān)系（見(jiàn)圖1），天然氣體積系數(shù)、粘度及偏差系數(shù)隨壓力變化規(guī)律（見(jiàn)圖2）。

2.3歷史擬合

在歷史擬合過(guò)程中孔隙度、有效厚度、初始流體飽和度場(chǎng)和初始?jí)毫?chǎng)、PVT、氣水界面不做修改，滲透率、相對(duì)滲透率曲線、單井控制砂體邊界做適當(dāng)修改。對(duì)M井區(qū)整體日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)水量、累計(jì)產(chǎn)氣量以及井口壓力進(jìn)行擬合，可實(shí)現(xiàn)完全擬合。對(duì)投產(chǎn)單井日產(chǎn)氣量及井口壓力進(jìn)行擬合，擬合成功率達(dá)到85%，A2井單井日產(chǎn)氣量及井口壓力歷史擬合曲線，模擬結(jié)果表明，井區(qū)2014年9月平均地層壓力為27.25 MPa，動(dòng)儲(chǔ)量41.92×108m3，M井區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)靜比0.626 2。

圖1　蘇東南區(qū)M井區(qū)上古儲(chǔ)層氣水相對(duì)滲透率曲線

2.4采收率預(yù)測(cè)

在完成歷史擬合的基礎(chǔ)上對(duì)井區(qū)進(jìn)行了不同規(guī)模的生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測(cè)。方案6為目前的實(shí)際采氣速度，預(yù)測(cè)最終累計(jì)采氣量為38.01×108m3，采收率為56.78%。對(duì)比不同采氣速度下累計(jì)采氣量發(fā)現(xiàn)，隨著采氣速度的增大，累計(jì)產(chǎn)氣量和采出程度變化幅度逐漸減小，說(shuō)明后續(xù)增大采氣速度，不能有效增加產(chǎn)氣量（見(jiàn)表1）。

另外，數(shù)值模擬發(fā)現(xiàn)M井區(qū)目前存在未動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)域，未動(dòng)用區(qū)域內(nèi)還可部署直井1口、水平井4口，新井可增加動(dòng)儲(chǔ)量5.06×108m3，動(dòng)儲(chǔ)量合計(jì)46.98× 108m3，預(yù)測(cè)區(qū)塊最終動(dòng)靜比達(dá)到0.701 8，最終累計(jì)產(chǎn)氣42.20×108m3，最終采收率63.04%。

表1　蘇東南區(qū)M井區(qū)上古儲(chǔ)層不同采氣速度下生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比表

圖2　蘇東南區(qū)M井區(qū)上古儲(chǔ)層天然氣體積系數(shù)、粘度、偏差系數(shù)隨壓力關(guān)系曲線

3　結(jié)論

（1）通過(guò)分析儲(chǔ)層精細(xì)描述結(jié)果認(rèn)為，蘇東南區(qū)M井區(qū)構(gòu)造形態(tài)整體表現(xiàn)為北東高、南西低的特征，地層發(fā)育齊全，但橫向上厚度存在一定變化；區(qū)塊整體呈現(xiàn)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(fā)育區(qū)儲(chǔ)層的含氣飽和度相對(duì)也較高。

（2）井區(qū)上古地質(zhì)儲(chǔ)量66.94×108m3，其中盒8下1地質(zhì)儲(chǔ)量為9.29×108m3，盒8下2地質(zhì)儲(chǔ)量為57.65× 108m3，儲(chǔ)量豐度為1.11×108m3/km2。

（3）井區(qū)按目前規(guī)模生產(chǎn)，最終累計(jì)采氣量38.01× 108m3，采收率為56.78%。在儲(chǔ)量未動(dòng)用區(qū)域部署新井后，井區(qū)動(dòng)儲(chǔ)量達(dá)到46.98×108m3，動(dòng)靜比0.701 8，最終采氣42.20×108m3，最終采收率63.04%。

［1］王永強(qiáng)，張強(qiáng)，楊海飛，王永波，吳品成，劉思宏.榆林氣田T區(qū)氣藏?cái)?shù)值模擬跟蹤研究［J］.石油化工應(yīng)用，2010，29（8）：43－46.

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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(yè)于西南石油學(xué)院資源勘查工程專(zhuān)業(yè)，主要從事氣田開(kāi)發(fā)地質(zhì)工作。