陕X井区盒8-山1段剩余储量分布研究

成育红，孟洁，秦庸，丁雪樵，杨帆

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065；2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710021；3.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古乌审旗017300）



陕X井区盒8-山1段剩余储量分布研究

成育红1，2，孟洁1，秦庸1，丁雪樵3，杨帆2

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065；2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710021；3.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古乌审旗017300）

陕X井区开发较早，该井区地质条件较好，各项开发指标均优于开发方案及苏东区块平均水平，是本厂后期井间加密、稳产接替的重点井区。研究资料丰富，进一步研究井区储量及剩余储量分布情况，对更好的指导井位部署，提高储量动用程度及采收率都有重要的意义。

地质特征；沉积特征；储层建模；储量计算；剩余储量分布

1　井区地质特征

1.1地层划分

根据井区地层电性、岩性等特征将井区的盒8～山1段划分为7个小层［1，2］，盒8段4个小层各小层平均厚度17.6m，山1段3个小层各小层平均厚度为15.9 m，地层厚度比较稳定（见表1）。

1.2沉积特征

本区山西组-石盒子组沉积期，该区为面积巨大地势平缓的沼泽背景，气候湿润，植物发育，会对河道的侧向迁移摆动造成一定的限制作用。

盒8上2和盒8下段属辫状河沉积，盒8上1段和山西组属曲流河沉积。主体河道呈近南北向展布，各小层沉积时期分流河道微相存在大面积交汇连片区，为砂体的连片发育和油气成藏创造了有利条件［5］。

1.3砂体展布特征

砂体呈南北向条带状分布特征，盒8段砂体厚度主要分布在4 m～12 m，较厚的砂体主要分布在井区的两侧；山1段砂体厚度减小主要分布于2 m～4 m，井区中部、西部局部井区出现大于4m砂体。

表1　井区地层划分表

1.4储层特征

1.4.1孔渗分布特征井区盒8～山1段孔隙度以5%～10%为主，盒8段为47.8%、山1段为32%；低于5%的样品也较多，盒8段为19.1%、山1段为40%。渗透率以0.1×10-3μm2～0.5×10-3μm2为主，盒8段为37.8× 10-3μm2、山1段为24.1×10-3μm2；低于0.1×10-3μm2的样品也较多，盒8段为19.8×10-3μm2、山1段为41.7× 10-3μm2。研究区属于低孔、低渗储层（见表2～表5）。

表2　盒8段孔隙度分布区间

表3　盒8段渗透率分布区间

表4　山1段孔隙度分布区间

1.4.2储层分类储层分类标准主要是依据储层的物性参数［3，4］，同时结合岩石学特征和各类测试数据，共划分4类储层，第Ⅳ类为非储层。苏里格气田在提交储量时，将孔隙度5%，渗透率0.1×10-3μm2确定为储层物性下限，本次分类沿用储层物性下限标准，将孔隙度小于5%，渗透率小于0.1×10-3μm2的储层划分为Ⅳ类储层，即非储层。

I、Ⅱ类储层主要分布在边滩（心滩）与河道叠合、物性及砂体发育较好的部位，III类储层主要分布在河道边部、砂体及物性发育较差的部位，IV类储层主要发育在河漫沉积部位（见表6）。

表5　山1段渗透率分布区间

表6　苏里格上古生界储层孔隙结构评价标准

2　储量计算

2.1容积法计算地质储量公式

本次估算储量中充分应用了本区块资料，采用容积法进行储量估算：

式中：G-天然气原始地质储量，108m3；A-含气面积，km2；h-平均有效厚度，m；Φ-平均有效孔隙度，f；Sgi-平均原始含气饱和度，f；T-平均地层温度，K；Tsc-地面标准温度，K；Pi-平均原始地层压力，MPa；Psc-地面标准压力，MPa；Zi-原始气体偏差系数，无因次量。

图1　岩心数据与测井数据归位前后对比图

2.2公式参数确定

对11口取心井的盒8、山1目的层段的岩心测试数据和测井数据进行对比，建立了较为准确的关系方程。

2.2.1岩心归位通过对11口取心井的岩心归位，建立了较为准确的岩心测试物性数据和测井曲线之间的关系（见图1），对比岩心测试密度和测井密度归位前后的数据，可以看出岩心归位有效的改善了对应关系。

2.2.2孔隙度通过对比发现声波时差与孔隙度的关系（见表7）。

表7　

表8　

表9　苏东区块储层物性识别表

2.2.3饱和度采用阿尔奇公式，根据校正后孔隙度重新计算含气饱和度，其表达式为：

其中：Sw-含气饱和度，%；n-饱和度指数；m-胶结指数；a-与岩性有关的系数；b-与孔隙结构有关的系数；Φ-有效孔隙度，%；Rt-地层电阻率，（Ω·m）；Rw-地层水电阻率，（Ω·m）。

2.2.4渗透率通过对比发现气井孔隙度与渗透率关系（见表8）。

2.2.5气层及有效厚度根据苏里格气田盒8、山1的气层和含气层判断标准（见表9）。

将气层的有效厚度初步定为：

单井有效厚度=气层厚度+0.6×含气层厚度

2.2.6含气面积圈定盒8、山1段储层受砂体展布及物性控制，在含气面积圈定时充分利用井点含气解释成果，按照以下原则进行含气面积圈定：（1）主要砂体连通，且邻井为低产气层，取从气井到邻井距离的2/3～3/4处划含气边界；（2）地层对比邻井储层的砂体尖灭，取1/2～1/3井距划分岩性含气边界，井距较大时，距离不能超过300 m；（3）井控程度较低的区域，岩性含气边界外推，向外推1～1.5倍开发井距圈定。

3　剩余储量分布

剩余储量分布通过建立三维地质模型，进行数值模拟井区的储量分布情况。

3.1储层三维地质模型建立

3.1.1建模思路以测井为基础数据源，结合地质认识建立构造模型，在构造模型的基础上建立沉积相模型，运用沉积相模型控制，多成果对比、印证建立储层岩相模型及其他属性模型。

3.1.2数据准备准备了井区412口井的井位数据、井斜数据、测井曲线数据及井区的各小层geomap沉积相图。

3.1.3分层数据校正通过建立南北向和东西向的32条连井剖面，对分层数据进行校正，确保层位准确（见图2）。

图2　储层三维建模技术路线图

3.1.4网格建立根据井区范围的大小、井网密度、垂向上资料数据点的采样密度等，井区设置了3 964 800个网格（见表10）。

表10　井区网格设置表

3.1.5构造模型构造模型，以井点、分层数据为基础，采用确定性建模方法建立各小层构造面。井区整体为一个西倾的单斜构造，构造坡度较小（3 m/km～10 m/km），局部发育微小隆起。

3.1.6沉积相模型将前期地质研究阶段形成的各小层沉积相平面分布图，采用网格赋值的方法数字化到井区三维地质模型中，建立井区沉积相模型。

3.1.7沉积相及属性模型在沉积相约束下，采用序贯指示模拟的方法，建模多个层的砂泥岩岩相模型。本次属性模型的预测应用适用于连续变量模拟的序贯高斯模拟算法，采用相控模拟技术，模拟得到孔隙度、渗透率、饱和度和净毛比模型。

3.1.8储量计算利用建立的三维地质模型计算的地质储量盒8～山1段的储量与手工计算储量的结果相差10.2%。

3.2数值模拟

对三维地质建模模型进行粗化，平均网格步长150m×150m；垂向考虑地质分层和隔层的影响，网格数为7个，总网格数为236×120×7=198 240个，结合模型需要准备了相渗等数据。

3.2.1历史拟合首先是储量、全区压力和采气量等生产指标的拟合储量是物质基础，储量拟合程度高，说明地质模型比较可靠，可信度高。本次模型拟合储量与建模计算储量、与地质储量相差在10%以内符合要求。

其次是单井拟合，单井拟合先从压力产量匹配较好的重点井开始，通过调整气藏的压力系数、渗透率、表皮等数据确保拟合结果较好。拟合较好井达到93%，满足模拟要求。

3.2.2采出量计算与剩余储量分布预测区块目前模拟储量采出程度为4.4%，整体较低，从各小层预测采出量及贡献比例来看盒小层贡献比例较高（见表11）。

按照目前的生产水平预测生产30年到2045年储

量动用程度达到25.7%。剩余的主要分布在区块的西侧及东侧，中部部分地区剩余储量较多。

表11　井区小层储量结果统计表

4　结论

区块盒8上2和盒8下段属辫状河沉积，盒8上1段和山西组属曲流河沉积，主体河道呈近南北向展布，气层主要分布于边滩（心滩）、边滩（心滩）与河道主体叠合部位。盒8段的地质条件优于山1段。

模型拟合储量与建模计算储量、与地质储量相差在10%以内符合要求，经过数值模拟预测生产30年后区块采出程度达到25.7%。

［1］李斌，袁俊香，等.影响产量递减率的因素与减缓递减的途径［J］.石油学报，1997，18（3）：89-97.

［2］杨仁超，樊爱萍，韩作振，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏的地质特征［J］.山东科技大学学报：自然科学版，2005，24（1）：53-56.

［3］杨华，傅锁堂，马振芳，等.快速高效发现苏里格大气田的成功经验［J］.中国石油勘探，2001，6（4）：89-94.

［4］陈娟萍.鄂尔多斯盆地东北部山西组储层控制因素分析［D］.西北大学，2004.

［5］王勇，徐晓蓉，付晓燕，等.苏里格气田苏6井区上古生界沉积相特征研究［J］.西北大学学报（自然科学版），2007，37（2）：266-272.

TE122.23

A

1673-5285（2016）07-0096-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.023

2016-06-14