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陕X井区盒8-山1段剩余储量分布研究

2016-09-05成育红孟洁秦庸丁雪樵杨帆

石油化工应用 2016年7期
关键词:沉积相小层井区

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

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