神木气田二叠系开发有利目标区评价方法

付晓燕 王东旭 王少飞 夏勇辉 焦廷奎

1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油长庆油田公司气田开发处

神木气田二叠系开发有利目标区评价方法

付晓燕1,2王东旭1,2王少飞1,2夏勇辉3焦廷奎1,2

1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油长庆油田公司气田开发处

鄂尔多斯盆地神木气田上古生界二叠系多层段含气，但主力含气层段为太原组、山西组和石盒子组盒8段[1-2]。单井钻遇有效储层个数平均为9个，有效储层厚度平均为36.1 m，平均孔隙度为6.4%，渗透率为0.38 mD，属典型的多层段含气低孔、低渗致密岩性气藏。针对多层段致密储层开发难点，长庆气田不断探索、实践，形成了适合神木气田的有利目标区评价方法——综合指数法。首先在充分选取与单层产能有关的众多地质参数，并逐一拟合分析其权重大小的基础上，得到单层产能指数计算公式，建立单层有利目标区评价标准；其次依据产气剖面测试明确不同层段的产能贡献权重，结合单层评价结果，求取叠合层产能综合指数；最后结合经济评价，确定综合指数的经济开发界限，优选开发有利目标区。该方法不仅指导了神木气田的高效、规模开发，而且对其他类似气藏的有效开发具有一定的借鉴意义。

神木气田多层段含气产能指数权重系数经济极限产量有利目标区

1 概况

神木气田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元伊陕斜坡东北部(图1)，西侧与榆林气田相邻，北部与大牛地气田相接，勘探面积1.0×104km2有余，探明地质储量3 333.9×108m3，开发潜力巨大。但气田开发主要面临两方面的难点：一是多层段含气[1-2]，上古生界二叠系太原组、山西组、石盒子组及石千峰组不同程度含气，优势层不突出；二是储层致密、单井产量低，储层物性较差，投产气井平均单井日产气仅1.3× 104m3。针对这类复杂气藏，长庆油田不断探索实践，总结出一套适合神木气田的有利目标区评价方法——综合指数法，有效指导了神木气田的高效、规模开发。

2 气田主要地质特征

神木气田上古生界二叠系地层发育完整，从下向上发育地层依次为太原组、山西组、石盒子组及石千峰组。太原组主要为陆表海环境下的潮控浅水三角洲前缘沉积与碳酸盐潮坪相沉积，山西组主要发育准平原环境下的河控浅水三角洲平原沉积，太原—山西期气候湿润，陆源碎屑岩、石灰岩、泥岩、煤系地层发育，石盒子组和石千峰组则为河流—湖泊三角洲沉积，砂泥岩互层，气候炎热干燥，尤其在上石盒子组，杂色泥岩发育[3-7]。结合地震研究成果，从地质角度精细刻画二叠系砂体平面展布特征，主力层段砂体均呈近南北向展布，发育2～3条主河道。有效砂体总体受控于砂体展布，亦呈近南北向展布，规模较小。

地质录井资料表明，神木气田纵向上发育多套气层，多层段含气特征明显（图2），单井钻遇气层个数主要集中在8～12个，平均为9个。太原组、山西组山2段、山1段及石盒子组盒8段平均气层钻遇率均大于70%，平均有效厚度介于6～10 m，为神木气田的主力含气层段（图3）。

图3 神木气田上古生界各层钻遇有效储层柱状图

岩心分析测试表明，神木气田主力层段岩性以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，少量石英砂岩。太原组储层孔隙度主要介于4%～12%，平均孔隙度为7.8%；渗透率主要介于0.01～1.0 mD，平均渗透率为0.64 mD。山西组储层孔隙度主要介于2%～10%，平均孔隙度为6.2%；渗透率主要介于0.01～1.0 mD，平均渗透率为0.85 mD。盒8段储层孔隙度主要介于2%～10%，平均孔隙度为6.0%；渗透率主要介于0.01～1.0 mD，平均渗透率为0.47 mD。对比来看，太原组和山西组物性相对较好，盒8段虽然有效储层钻遇率高且厚度大，但物性相对较差。依据砂岩储层划分标准（表1），神木气田主力层段基本上都属于低—特低孔、低—特低渗致密砂岩储层。整体来看，虽然储层物性总体较差，但低孔、低渗的背景上仍然存在相对较高孔渗的储层。

表1 国家“石油天然气储量规范”砂岩储层级别划分表

神木气田于2014年9月投产，截至2015年底，投产气井272口，累计产气量11.79×108m3，平均单井日产量1.31×104m3，油、套压分别为1.6 MPa、9.9 MPa。气田投产时间短，单井产量低。

3 有利目标区评价方法

本次有利目标区评价首先考虑了气层厚度、物性参数、试气产量及生产情况等众多影响因素，并逐一分析确定不同因素的影响程度大小即权重，建立每口气井单层的产能指数，其次结合产气剖面测试确定不同层段产气量的贡献大小，将各层段的产气指数加权求和得到多层段叠合的综合产能指数，最后通过经济评价确定综合产能指数的经济界限，进而结合储层分布规律实现由点到面的有利目标区预测。综合指数法使得气井产能评价由多个复杂的单层归一到一个简便的合层，使得有利目标区评价由传统的定性描述转变到现在的定量化表征，对于多层段气藏规模有效开发具有非常重要的意义。

3.1 单层产能指数

对于任何气藏，储层的单个参数只能从某一方面表征储层的特性，但如果对它们进行组合分析，就可以全面、有效地评价储层。因此，本次在参照国内对致密砂岩储层评价选取的参数及标准[8-11]的基础上，结合神木气田地质特点，优选了有效储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度及泥质含量共5个参数与试气产量进行相关性拟合分析。结果显示前4个参数与试气产量均成正比关系，泥质含量与试气产量成反比关系。由于各项参数的物理意义不同，导致不同参数通常具有不同的量纲，而且有的参数数值相差悬殊，这样在分析时直接应用就难以得到正确的结论。因此需要首先对原始数据进行标准化处理，使之具有等效性和可比性。然后采用加权平均的方法对其进行叠加（公式1），得到单层产能指数F，F值越大，表示产能越好。

式中：

Ki—第i个参数的权重系数，无量纲；

Xi—第i个参数的标准化值，无量纲；

n—评价参数个数。

参数的权重系数（Ki）反映各参数对储层产能的贡献程度。利用各层单个参数与其试气产量之间的线性相关系数占相关系数之和的比重来求取（表2）。结果显示，有效储层厚度及渗透率与试气产量相关性较大，对应权重值亦较高。

表2 各层单个参数权重系数分配表

另外，本次运用极大值界限化法对各个参数的原始数据进行标准化处理，即对于与试气产量均成正比的参数利用公式（2）标准化，与试气产量均成反比的参数利用公式（3）标准化。将各个参数的值归一在0～1之间变化，值越接近1表示储层越好。

式中：

Xi—第i个参数的标准化值；

Ei—第i个参数的实际值；

Emax—第i个参数样本中的最大值。

3.2 综合产能指数及经济评价

根据产气剖面测试（图4）、单层试气成果等综合确定各小层产能贡献权重，结合单层产能指数F，建立叠合层综合产能指数W（公式4），W值越大，表示气井产量越高。

图4 神木气田产气剖面测试图

式中：

a、b、c、d分别为盒8、山1、山2及太原组的产能贡献权重。经过分析计算，a、b、c、d分别取值0.21、0.10、0.38、0.31。

产能指数法求得的综合指数W以现行气价及开发技术为条件，计算其经济极限值，以期优选结果可指导气田经济有效开发。经济评价结果显示，当单井产量为1.0×104m3/d时，气田税后收益率能达到行业要求的内部收益率的12%。单井日产气量与综合产能指数相关性分析可知（图5），综合产能指数W值大于20时气田开发才具有经济效益。

图5 神木气田产气量与综合产能指数W相关图

3.3 有利区评价结果

依据已钻井点单层产能指数计算结果，编制盒8、山1、山2及太原组单层产能指数平面图，明确了各个层段的有利目标区展布特征。同时，利用叠合各层综合产能指数，结合产气量建立叠合层分类评价标准（表3），进一步精细刻画了叠合层有利目标区。优选结果显示，Ⅰ+Ⅱ类有利区主要分布在双××、双××等多个井区，面积合计超过2 900 km2，容积法储量超过2 300×108m3，气田具有巨大的开发潜力。

表3 神木气田叠合层综合评价标准表

4 应用效果

根据有利目标区评价结果，2014～2015年连续两年在有利区部署并完钻开发井200余口，试气无阻流量大于2×104m3/d的工业气井190余口，气井成功率95%。试气井无阻流量最高为73.4×104m3/d，平均无阻流量为11.2×104m3/d，试气日产量较以前大幅度提高。可见，本方法评选的有利目标区评价结果准确、可靠，对神木气田开发井部署具有指导作用。

5 结论

1）神木气田二叠系多层段含气特征明显，单井钻遇气层个数8～12个，平均9个，太原组、山2段、山1段及盒8段为主力含气层段，其岩性以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，储层平均孔隙度为6.4%，渗透率为0.38 mD，属典型的低孔低渗致密岩性气藏。

2）针对神木气田多层段含气致密气藏，建立有利目标区评价方法及评价标准，采用该方法及标准优选出多个有利目标区，计算有利区容积法储量规模超过2 300×108m3，气田开发潜力巨大。

3）有利目标区实钻效果表明，Ⅰ+Ⅱ类有利区内工业气井钻井成功率高达95%，单井平均无阻流量为11.2×104m3/d，试气产量较以前大幅提高。表明本方法及评价结果准确、可靠，对神木气田开发井部署具有指导作用。

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（修改回稿日期 2016-08-30 编辑 陈古明）

中国石油重大专项“低/特低渗透油藏有效开发技术研究-长庆油田油气当量上产5000万吨关键技术研究”（编号:2011E-1306）。

付晓燕，女，1978年生，工程师，硕士；主要从事气田开发研究工作。地址：（710021）陕西省西安市未央区凤城四路长庆油田分公司勘探开发研究院。电话：13020713322。E-mail：fuxy1_cq@petrochina.com.cn