苏里格气田苏53区块天然气储量计算及其参数确定方法

任 茵

(中国石油集团长城钻探工程公司地质研究院)

0 引言

苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带。该区块由长城钻探工程有限公司于2008年4月中标，中标前区块内原有探井4口，区块未上报天然气地质储量。中标后，长城公司共补充部署并实施二维地震测线46条，测网密度1.2×2.4km，实施评价井25口。为了苏53区块开发需求必须对苏53区块进行准确的储量计算，为此利用已经取得的资料进行深入细致的综合研究，确定了储量计算的各项参数，落实苏53区块含气面积829.0km2，储量956.2×108m3。 苏53区块的储量计算为苏53区块的整体开发奠定物质基础。

1 储量计算方法[1]

根据《苏里格地区天然气基本探明储量计算办法》要求，结合本区勘探开发现状，苏里格气田苏53区块新增基本探明储量计算采用容积法，计算公式如下：

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。

2 储量计算单元划分

苏里格气田苏53区块上古生界气藏是以岩性圈闭为特征的层状定容气藏，其构造为较平缓的单斜，根据气藏发育特征及气藏平面分布，结合勘探现状及储量计算要求，本次储量计算在2个层段共划分为2个计算单元即盒8段和山1段。

3 储量参数的研究及确定

3.1 含气面积圈定结果

盒8、山1储层严格受砂体展布及物性控制，因此在含气面积圈定中充分利用地震储层横向预测成果。层位标定利用合成地震记录，从井出发，标定出区域标志层—石炭系本溪组煤层和其它地质界面在常规地震剖面上所对应的反射同相轴(波峰或波谷)。

苏里格气田苏53区块进行储层厚度预测应用的主要技术为波形特征分析技术和测井约束Strata波阻抗反演技术。充分应用钻井资料、地震储层预测及综合研究成果，对苏里格气田苏53区块盒8、山1储层展布形态进行综合描述。在区域内采用完钻井和地震资料相结合圈定含气面积。盒8段652.98km2。山1段含气面积为373.05km2。

3.2 有效厚度下限标准

(1)储层四性关系研究[2]

地质、测井、测试和分析化验资料综合分析表明，苏里格气田苏53区块盒8、山1气藏岩性、电性、物性和含气性特征关系明显(图1、图2)。总体来看，含气性受物性控制、物性受岩性影响，电性对岩性、物性和含气性的差异及变化有明显的识别能力。

图1 盒8段砂岩储层四性关系图

(2)物性下限

•渗透率下限

首先用气体稳定渗流方程推导单位厚度采气指数，然后根据测试资料求取不同测试层的单位厚度采气指数，建立基质渗透率和单位厚度采气指数关系图，在关系图中按产能分布情况标定渗透率下限。

采用苏里格气田苏10、苏11、苏53区块盒8段、山1段36口(苏53区块9口)井资料，作对应层段分析渗透率与单位厚度采气指数关系图(图3)，确定盒8、山1渗透率下限值为0.1mD。

•孔隙度下限

利用渗透率下限值，在孔隙度与渗透率关系曲线上求取对应的孔隙度下限。

由孔-渗关系图查得盒8、山1二者孔隙度下限值均为5.0%(图4)。

(3)下限验证

为验证上述下限的合理性，选择苏53区块相应物性下限值附近正在生产的苏53-4井、苏53-21井，生产结果证实上述下限值附近的井均具有一定的产气能力。

(4)测井参数下限

有效厚度的测井参数下限主要根据产层与非产层所显示的测井参数特征确定。上古生界砂岩目前未测试到真正的干层(产气量为0)，根据探区的储层特点及试气产量的分布特征，在保证储能及产能丢失符合规范要求的基础上，以单层试气产量大于500m3/d作为气层下限。

分别作盒8段及山1段声波时差与深侧向电阻率交会图(图5)，并利用测井解释参数作孔隙度与含水饱和度(图6)。根据交会图所确定气层限值为：声波时差≥220μs/m，深侧向电阻率≥15Ω·m，泥质含量≤20%，密度≤2.50g/cm3，孔隙度≥5.0%，含气饱和度≥45%，渗透率为0.1mD。图版符合率为97.6%。

图2 山8段砂岩储层四性关系图

图3 盒8、山1砂岩储层单位厚度采气指数与渗透率关系图

(5)有效厚度的确定

根据现有测井资料的分辨能力，有效厚度的起算及致密夹层的起扣厚度分别取0.4m、0.2m。单井有效厚度的划分以测试资料为基础，以岩石物性及测井资料为主要依据，结合录井及气测资料共同确定。储量计算中含气面积内有效厚度的选取采用井点算术平均及有效厚度等值线面积权衡两种方法对比确定。

苏53区块含气面积内钻遇盒8段23口井，有效厚度算术平均值为9.37m，面积权衡值为8.6m；钻遇山1段15口井，有效厚度算术平均值为4.56m，面积权衡值为4.4m。

储量计算选用面积权衡值，盒8段、山1段有效厚度分别为8.6m、4.4m。

图4 盒8段、山1段砂岩储层分析孔隙度与渗透率关系图

图5 盒8段、山1段砂岩储层深侧向电阻率-声波时差交会图

图6 盒8段、山1段砂岩储层测井孔隙度与含水饱和度交会图

3.3 有效孔隙度解释方法

盒8段选用了气田内岩电归位好、取心较全的6口井537个层点，山1段选取气田内取心较全的6口井66个层点(图7)，分别进行实测孔隙度与声波时差、泥质含量回归分析，得出测井孔隙度解释公式如下：

盒8：Φs=0.132Δt-0.051Lg(Vsh)-23.97

相关系数 R2= 0.804

山1：Φs=0.129Δt-0.031Lg(Vsh)-22.96

相关系数 R2= 0.743

式中：

Φs—声波时差解释孔隙度(%)；

Δt—校正后的声波时差值(μs/m)；

Vsh—泥质含量(%)。

图7 盒8段、山1段砂岩储层分析孔隙度与声波时差关系图

盒8段和山1段采用6口井37个层点的孔隙度测定值对测井计算的孔隙度值进行验证，绝对误差小于1.5% 的层点占94.6%，计算精度达到储量计算规范要求。

上述验证显示相对误差呈正态分布，期望值为零。说明测井解释孔隙度的误差较小，与岩心化验分析结果较接近。

3.4 含气饱和度解释方法

研究区盒8段、山1段含气饱和度采用高压压汞、相渗透率和测井计算三种方法(图8)对比确定。

(1)高压压汞法

以压汞曲线上渗透率累计贡献值达到99%以上的喉道值作为储存束缚水的上限，小于这一喉道值的孔隙体积百分数取为束缚水饱和度值。对该区储层选取不同类型压汞曲线分别计算后综合确定其含气喉道下限为0.1μm。

图8 苏53区块盒8段、山1段含气饱和度计算方法对比图

采用盒8段2口井42块样品的高压压汞资料进行Φ-Swi关系曲线拟合(图9)，得到的结果为：

Swi=220.41Φ-0.7547

相关系数R2=0.8011

采用山1段2口井21块样品的高压压汞资料进行Φ-Swi关系曲线拟合，得到的结果为：

Swi=212.63Φ-0.7342

相关系数R2=0.8506

(2)相渗透率法

选用21块盒8段砂岩储层岩心样品进行氮气驱水的相渗透率实验，对测定的束缚水饱和度与对应的孔隙度分析值做拟合处理(图10)，得到的结果为：

Swi=88.468Φ-0.3404

相关系数R2=0.7666

图10 盒8段相渗实验测定束缚水饱和度—孔隙度关系图

选用15块山1段砂岩储层岩心样品进行氮气驱水的相渗透率实验，对测定的束缚水饱和度与对应的孔隙度分析值做拟合处理，得到的结果为：

Swi=78.724Φ-0.2672

相关系数R2=0.7511

(3)测井计算法

利用阿尔奇公式求取，计算公式为：

式中：

Swi—含水饱和度(f)；

Φ—孔隙度(f)；

Rt—储层电阻率(Ω·m)；

Rw—地层水电阻率(Ω·m)；

a、b—与岩性有关的系数；

m—胶结系数；

n—饱和度指数。

盒8、山1岩电参数根据实验分析数据拟合求得(图11、图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个层点，山1段采用5口井39个层点(图13)，分别作测井解释含水饱和度与孔隙度即Φ-Sw关系曲线，得到结果为：

盒8：Swi=130.28·Φ-0.5982；

山1：Swi=139.79·Φ-0.6217。

(4)原始含气饱和度选值

含气饱和度采用高压压汞法、相渗法和测井计算法三种方法计算后综合取值。储量计算选用苏53区块盒8段平均含气饱和度为56.3%,山1段平均含气饱和度为55.4%。

(5)原始地层压力及其他参数

原始地层压力采用压力梯度公式计算值和实测地层压力算术平均值对比求取。地层温度采用地温梯度公式求取值，即为储量计算选用值。原始气体偏差系数根据气体组份分析资料求得。 地面标准压力取0.101MPa，地面标准温度取293.15K。

图11盒8段砂岩储层岩电关系图版

图12 山1段砂岩储层岩电关系图版

图13 盒8段、山1段砂岩储层测井解释含水饱和度与孔隙度关系图

4 地质储量计算结果

根据确定的各项参数，采用容积法计算了地质储量。计算结果：苏里格气田苏53区块盒8气藏基本探明地质储量731.46×108m3，苏53区块山1气藏基本探明地质储量224.96×108m3。合计新增天然气控制地质储量及储量丰度。

5 储量综合评价

5.1 地质综合评价

根据估算的地质储量，苏53区块属大型气田。储量丰度为1.2×108m3/km2，属低丰度；气藏平均埋深3150m～3500m，属中深层。

依据地质矿产行业标准DZ/T 0217-2005《石油天然气储量计算规范》的规定，对苏53区块进行综合评价为低丰度、中深层大型气田。

5.2 可靠性评价

本次苏里格气田苏53区块基本探明储量工作完成了大量的勘探及化验分析工作量。区内完成二维地震测线46条，测网密度1.2×2.4km。完成2口井取心及化验分析工作，累计取心进尺183.05 m，岩心收获率83.5%，分析岩样1701块次,取得了大量的第一手资料，为储量估算奠定了基础。开展了多项研究课题，对构造、沉积相、砂体展布、圈闭类型、气藏类型、储集类型等认识基本清楚，取全取准了大量的基础资料，为储量计算研究奠定了基础。储量参数研究中，通过新、老资料结合，提高了图版的解释精度。

含气面积圈定中充分利用已有钻井、地震、测井、测试及地质资料综合确定。孔隙度求取中采用测井、物性分析对比求取。含气饱和度综合考虑高压压汞、相渗和测井资料等计算结果，使地质储量计算落实可靠。

综上所述，本次苏里格气田53区块的综合勘探开发程度、地质认识程度及储量计算研究程度均达到了计算天然气基本探明储量的要求，储量计算方法和参数选定合理，计算结果可靠。

5.3 储量经济可采性评价

苏53井区新增控制储量经济寿命期为43年，应用现金流法计算得项目税后财务内部收益率为12.21%，高于低渗透气田基准收益率12%；税后静态投资回收期为9.0年；评价期末税后财务净现值为0.25亿元。说明苏53井区新增控制储量开发项目在经济上是可行的，具有一定的财务生存能力。

1 李士伦.气田开发方案设计[M],北京：石油出版社，2006:80-98.

2 张伦友，张向阳.天然气储量计算及其参数确定方法[J]，天然气勘探与开发，2004，6(2)：19-23.

3 杨通佑，范尚炯．石油及天然气储量计算方法[M]．北京：石油工业出版社，1990：1l5-ll9.