致密气储量计算方法研究

陈晓智

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

0 引 言

油气资源分为常规资源和非常规资源两个大类，其中非常规油气是指地质上表现为源储共生、圈闭界限与水动力效应不明显、空间上呈连续或准连续型聚集，一般需要采用水平井规模压裂技术改善储层渗透性才能经济开采的油气资源[1]。据此，非常规油气资源区别于常规油气资源的两个重要特征可总结为源储组合关系与储层渗透性，在地质与工程上主要表现为含油气系统与资源开采方式的差别。因此，按照含油气系统和开发方式不同，可以将油气资源划分为常规油气资源、源储同体非常规油气资源和源储异体非常规油气资源三种类型，进一步划分为以直井开采为主的源储异体常规油气资源、以直井开采为主的源储同体煤层气资源、以水平井开采为主的源储同体页岩油气资源和以水平井开采为主的源储异体的致密(砂岩)油气资源四个类别(图1)。

图1 油气资源“三型四类”划分方案示意图

我国致密砂岩气资源丰富，截至2013年底，致密砂岩气累计探明地质储量4.0×1012m3，约占全国天然气总探明储量的41%，预计2020年以前，致密砂岩气新增探明地质储量占全国天然气储量比例将进一步上升[2]。鄂尔多斯盆地拥有大量致密砂岩气资源，据新一轮资源评价结果表明[3]，致密气资源量为10.37×1012m3，约占整个盆地天然气总资源量的68%，目前已发现6个探明储量超过千亿立方米的致密气田。尽管致密气资源规模巨大，但针对致密气资源储量计算方法的相关规范或标准至今尚未出台[4-8]，目前针对致密气资源量与储量的计算多是套用常规石油天然气计算方法，忽略了致密气藏不受构造圈闭控制、无明显气水界限、储层物性差、非均质性强等特点造成资源量或储量规模不确定性大的风险，不利于对致密气资源的客观认识及其健康有序勘探开发。

本文在简要对比非常规油气与常规油气资源评价方法基础上，对现阶段致密气资源评价方法进行讨论，并针对致密气藏特性，提出了适用于致密气储量计算的不确定性容积法，以期为致密气资源的储量评价及勘探开发部署提供新思路。

1 油气资源评价方法

油气资源评价方法大致可以分为三类：类比法、统计法和成因法[9]。类比法包括资源丰度法、综合类比法等，评价结果取决于类比对象和类比系数，这种方法仅适用于具有相似地质条件的两个区块，并且要求标准区具有较高的勘探开发程度；统计法包括地质统计法、动态分析法、Forspan法等，体积法与容积法也属于统计法，其评价结果取决于有效体积参数及含气量等，这种方法要求大量的地质参数统计，且对于Forspan法或递减曲线分析法等都需要在井区具有较高的勘探开发程度及生产过程中的相关动态数据[10]；成因法包括物质平衡法、地化参数法等，评价结果取决于地球化学指标及含气性等，这类方法的计算公式通常都是在理想状态下推导出来的，而对于不同地区地质条件、储层特征等存在的差异很难考虑齐全，往往会产生较大误差。

尽管非常规油气与常规油气在资源评价方法的根本原理上基本一致，但依据其地质特征上的差别，评价方法选择上往往不同[11]。例如，对比油气在储层中运聚驱动力时，常规油气采用浮力驱动模型进行资源评价，而非常规油气由于不受浮力影响，往往采用超压驱动模型；对比油气成藏地质因素时，常规油气一般采用类比生、储、盖、圈、保五类地质参数进行资源评价，而非常规油气往往只类比生、储、盖这三类主要地质参数；对比油气分布方式时，常规油气可以采用油气藏发现过程模拟法来进行资源评价，而以大面积连续分布、油气水边界不明显为特点的非常规油气往往采用小面元法或资源空间连续分布预测法等。

2 致密气资源评价方法

根据致密气成藏地质条件、储层特征及勘探开发程度不同，现阶段可以利用地质类比法、盆地模拟法和饱和勘探法综合评价致密气地质资源量[12]。

2.1 地质类比法

地质类比法是采用由已知区推未知区的评价方法。对比内容可以是成藏条件方面的综合类比，也可以是单一地质因素的类比，其中，若某一评价区和某一高勘探程度刻度区具有相似的成藏地质条件，即认为它们具有相似的资源面积丰度。地质类比法下资源量的计算见式(1)和式(2)[13]。

式中：Q为评价区的油气总资源量，108m3；Si为评价区类比单元的面积，km2；Ki为刻度区天然气资源面积丰度，108m3/km2；αi为评价区与刻度区的相似系数；i为评价区子区的个数。

这一方法是勘探初级资源评价中最常用的方法，但受评价人对气藏和研究区地质资料了解程度的限制，常需要与专家评价法结合使用[11]。即使如此，对每一个地质专家，根据其对研究目标地质条件掌握的熟悉程度分别赋予不同的评价权重，评价结果也会具有较大的主观性。

2.2 盆地模拟法

盆地模拟法主要是通过模拟含油气盆地烃类的生成、运移和聚集过程来估算含油气盆地的油气资源潜力。除油气普查阶段没有系统的盆地油气地质条件外，油气勘探的各个阶段都可以进行盆地模拟分析。该方法的基本原理就是总的资源量是烃源岩总的生烃量与聚集系数的乘积，也有学者从残留烃角度利用残留氯仿沥青“A”和残留有机碳来计算总资源量[14-15]。烃源岩的排烃系数与聚集系数是影响该方法评价结果的最关键参数。从烃源岩生烃演化历史来看(图2)，从烃源岩开始生烃，到最终气藏的总资源量和可采储量的计算，其中要经历烃量残留、散失、漏失、破坏等过程[16]，烃源岩的排烃系数和聚集系数非常难以确定，使得该方法的评价结果存在很大的不确定性。

图2 油气生成量与资源量、储量关系宝塔图(资料来源：据文献[16]修改)

2.3 饱和勘探法

此方法是利用钻井数或钻井进尺与油气资源之间的关系建立起来的油气资源评价方法，饱和勘探是指研究区达到完全饱和勘探程度时所需的最小钻井密度的倒数，即每口井控制的勘探面积[17]，探井进尺法见式(3);探井井数法见式(4)。

式中:Q为评价区的油气总资源量，108m3；h为探井的进尺数，m；w为探井井数，口。

饱和勘探法计算的资源量应是理论最大资源量，该方法应用的前提是要求研究区有一定的勘探程度，并假设每口探井或每米进尺发现的油气量基本是一个常数，同时需要收集刻度区的有效勘探面积，计算饱和勘探状态的探井密度，但实际上由于勘探经济效益的考虑，某一地区不可能无休止地部署探井以达到饱和勘探程度，饱和探井密度存在很大的人为主观因素。

尽管每一种评价方法均存在一定的局限性，但实际研究中可以根据评价方法的合理程度和可靠性，应用特尔菲综合法对每一种评价结果取适当权重系数进行综合评价，从而可以得到评价区致密气地质资源量和可采资源量。

3 致密气储量计算方法

由于致密气以游离状态赋存在砂岩中，且考虑到储量计算方法在不同勘探开发阶段、不同油气藏类型中的适用性[18-19]，目前对致密砂岩气的地质储量计算仍采用容积法。容积法计算天然气地质储量首先通过对气藏储层有效厚度、孔隙度、含气饱和度以及储层在平面上展布确定含气面积，并结合气藏压力、温度条件下和地面条件下的孔隙流体性质，计算天然气地质储量[5]，其计算见式(5)和式(6)。

G=0.01A×h×φ×Sgi/Bgi(5)

Bgi=Psc×Zi×T/(Pi×Tsc)(6)

式中：G为天然气地质储量，108m3；A为含气面积，km2；h为有效厚度，m；φ为有效孔隙度，%；Sgi为原始含气饱和度，%；Bgi为原始天然气体积系数，无因次；Psc为地面标准压力，MPa；Zi为原始气体偏差系数，无因次；T为地层温度，K；Pi为原始地层压力，MPa；Tsc为地面标准温度，K。

任茵在计算苏里格气田盒8段致密气探明地质储量时利用算术平均值法取值储量计算参数[20]；王向黎在计算大牛地气田盒2+3段致密气探明地质储量时采用等值线面积权衡法获得储量计算参数[21]，两位学者均利用确定性容积法计算得到目的层的探明地质储量。

3.1 致密砂岩气藏特性

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏是介于常规油气藏与非常规油气藏或不连续与连续型油气藏之间的一种过渡类型，称为“准连续型油气藏”，它的特点是油气的聚集不受常规构造圈闭控制，而是受空间分布相对孤立、数量多、规模小的岩性圈闭或者由超压充注作用形成的动力圈闭控制，在空间上呈大面积准连续分布状态。致密砂岩气藏的空间分布特性导致了含气面积难确定、储层有效厚度难确定、储层有效孔隙度不确定。因此，致密砂岩气藏自身特性决定了其资源评价与储量计算存在很大的不确定性。

3.2 不确定性容积法

不确定性容积法是基于对储量参数的认知，从而计算对应的天然气地质储量。该方法首先根据实际资料，计算出各个变量的概率分布函数，用于反映各储量参数的分布范围，包括最小值、最大值、期望值或概率分布类型[22-23]；然后通过Crystall ball软件的蒙特卡洛模拟迭代出储量的累积概率分布曲线，从而得到低值(P90)、中值(P50)、高值(P10)和期望值(Pmean)等不同概率所对应的天然气地质储量。

以鄂尔多斯盆地东缘康宁地区盒2段为例，对采用不确定性容积法计算致密气地质储量进行分析和讨论。该区块面积为20.80 km2，目前已有钻井11口(图3)，按照气层识别标准，利用测井解释获得每口井的气层有效厚度、有效孔隙度和含气饱和度等数据。盒2段气层有效厚度为1.1～7.0 m，平均为4.2 m，有效孔隙度为7.0%～13.1%，平均为10.5%，含气饱和度为37.9%～69.2%，平均为52.8%，三类储量计算参数分布区间较大(图4)，表明其空间分布不确定性较强。利用最小值与最大值之比表明参数非均质性发现，气层有效厚度为15.71%，有效孔隙度为53.44%，含气饱和度为54.77%，气层有效厚度的不确定性最强。

图3 康宁地区盒2段含气分布图

为了简化操作，本次地质储量计算过程中，含气面积和天然气体积系数均采用定值。其中，含气面积是利用地震反演圈定的含气边界(图3)，在其他开发层段均采用此方法，且与测井解释结果一致性较好，具有较高的可靠程度。

将研究区划分为2 080个网格，从实际井点数据出发，利用地质统计学随机模拟算法对每一个网格内的每一个储量评价参数均给出50个实现，那么每一个网格内的地质储量就有12.5万个实现，经过12.5万次迭代利用容积法计算公式就可以得到研究区盒2段致密气地质储量的概率分布，其中P90为4.24亿m3，P50为5.41亿m3，P10为6.47亿m3，Pmean为5.40亿m3。

4 方法应用与研究意义

对于处于不同勘探开发阶段的油气田来讲，油气地质储量计算方法因情况而异。油气田勘探初期都会部署少量的探井，随着探井井数增加，勘探程度也随之增高，但当探井井数达到一定规模时，基本能够满足地质储量研究需要就不会再加大探井井位部署力度，从而快速进入开发阶段，这个探井井数转折点即为该油气田的饱和勘探点。在达到饱和勘探点之前，油气地质储量处于不断摸索与更新过程中，存在很大的不确定性，应采用不确定性容积法计算地质储量；达到饱和勘探点之后，地质储量变化很小，采用确定性容积法即可控制地质储量规模。

以研究区为例，采用不确定性容积法按照完井时间顺序从已钻3口井到已钻11口井依次计算不同探井数时盒2段致密气地质储量，得到不同探井数时地质储量的平面分布。地质储量概率计算中，当无法确定P50还是Pmean更能反映真实值时，往往利用两者的均方根平均值来表示期望值；标准方差则反映随机计算结果偏离真实值的离散程度，该值越小，表明计算精度越高，越接近真实情况[24]。从不同已钻井数对应的地质储量变化规律发现(图5)，已钻3口井到已钻6口井期间，P50、Pmean及其均方根平均值反应的地质储量变化幅度较大，存在很大的不确定性，从已钻7口井开始，地质储量趋于平稳；而标准方差从已钻3口井开始处于递减趋势，直到已钻井数达到7口井时才趋于稳定。分析结果表明，研究区钻井数达到7口井时即达到饱和勘探程度，能够满足地质储量评价需求，无需后续探井工作量投入，可进入开发阶段。

图5 地质储量及其标准方差变化规律

5 结 论

1) 针对致密气资源储量计算方法的相关规范或标准尚未出台的现状，对油气资源评价方法进行调研分析表明，容积法仍然是目前常规油气和非常规油气地质储量计算的主要方法，但考虑到致密气藏空间准连续分布、含气面积难确定、有效厚度与储层物性参数非均质性强的特点，认为利用不确定性的概率容积法计算致密气地质储量更为科学。

2) 地质储量计算结果与已钻井数关系密切，在达到饱和勘探点之前应采用不确定性概率容积法计算地质储量，降低勘探风险；达到饱和勘探井数采用确定性容积法即可控制地质储量规模，从而减少后续探井工作量投入。以康宁地区为例，当已钻井数达到7口时即达到饱和勘探程度，基本能够满足地质储量评价需求，可快速进入开发阶段。

3) 由于经济效益限制,任何探区不可能无休止部署探井以达到饱和勘探程度。因此，致密气地质储量评价需要少量钻井资料以获取储量计算参数，采用不确定性容积法计算每部署一口新探井后的地质储量，并绘制地质储量及其标准方差变化曲线，有利于快速找到饱和勘探点，减少探井工作量投入。饱和勘探点和储量丰度分布与钻井位置有一定关系，因此，前期有利区优选和甜点预测可靠性可加快地质储量认识和进入滚动开发阶段节奏。

4) 相控约束下的地质建模与储量计算基于沉积相空间分布特征对储层孔隙度、渗透率和含气饱和度等物性参数的控制作用在常规油气评价中有广泛应用，但对于砂泥岩薄互层频繁、储层非均质性很强的致密砂岩气藏来讲存在一定局限性。因此，如何利用诸如地震波形指示反演等有效的薄储层预测技术来约束地质规律认识，进一步提高致密砂岩气地质储量计算精度与可靠性，将可能是今后的技术发展方向。

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