致密低渗气藏储量分类及稳产对策研究——以苏里格苏S区块为例

李 爽，于 博，靳 辉，井元帅.

(长城钻探工程公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)

苏里格气田苏S区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是典型的低压、低渗、低丰度、非均质性强的致密岩性气藏。经过10余年的开发建设，该区块在经历了开发早期评价、快速上产等阶段后，目前已全面进入稳产期。由于该气田主体采用衰竭式降压开采，因此稳产期内每年需新动用大量储量以弥补产量递减。而随着开发的深入，优质储量区不断减少，储层品质逐渐下降，开发对象日益复杂[1-3]。

为实现区块的产能接替，延长气田稳产期，提高最终采收率，在确定储量规模的基础上，开展储量分类研究，明确不同类型储量构成、分布及动用程度，优选优质储量区优先开发，分类形成各类储量的开发策略[4]，制定稳产调整方案，区块最终采收率由20.0%提高到30.1%。该研究结果对苏里格其它区块开发中后期的持续稳产提供了一定的指导意义。

1 储量评价[5-7]

截至2017年底，苏S区块完钻各类气井460口，累计钻遇有效储层厚度8 326.0 m；取芯5口，完成常规物性(孔隙度、渗透率、饱和度)分析共885样次；投产各类气井453口，日均开井249口，日产气137.5×104m3，累计产气量83.5×108m3。

本次储量评价研究以精细地质研究为基础，综合测录钻等各项资料和成果，合理、准确选取含气面积、气层厚度、含气饱和度、温度及压力等参数。

1.1 计算方法

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S区块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。

1.2 参数选取

计算单元：苏S区块目的层由下至上分为山1、盒8下、盒8上三个层段，细分为9个小层。本次以9个小层作为储量计算单元。

含气面积圈定：主要以有效厚度等值线圈定，并考虑砂体的分布范围，有效厚度0 m线以上区域。

有效厚度：开展储层四性关系研究，依据测井解释结果，结合产层与非产层显示的测井参数值确定厚度下限，最终按面积加权求取。

隔夹层扣除标准：扣除气层、含气层中声波时差小于220 ms/m，深侧向电阻率小于15 Ω·m，密度大于2.52 g/cm3的储层厚度；扣除气层、含气层中声波时差小于220 ms/m，深侧向电阻率小于15 Ω·m，密度大于2.52 g/cm3的储层厚度。

有效孔隙度：采用测井计算、岩芯分析两种方法对比综合取值。

原始含气饱和度：采用高压压汞、相渗透率和测井计算三种方法对比确定。

表1 苏S区块储量计算参数取值Table 1 Reserve calculation parameters of Su S block

原始地层压力：根据苏里格气田地层压力与海拔关系式计算盒8段、山1段原始地层压力，与实测数据误差小于0.3%，综合两种方法盒8段、山1段原始地层压力分别取值28.3 MPa、29.5 MPa。

地层温度：根据苏里格气田深度与地层温度关系式计算苏S区块盒8 段、山1段地层温度分别为 378 K、379.1 K。

原始气体偏差系数：根据气体组份分析资料，盒8段、山1段分别取值0.950、0.961。

地面标准压力、地面标准温度分别取值0.101 MPa， 293.15 K。

1.3 评价结果

苏S区块1-9小层复算储量784.14×108m3，其中盒8段储量548.58×108m3，山1段储量235.56×108m3；多层叠加后，区块平均储量丰度为1.44×108/km2；在各层段中，4～7小层含气面积大，储量规模大，集中了60%以上的储量。

表2 苏S区块储量计算结果Table 2 Reserve calculation result of Su S block

1.4 储量动用程度

苏S区块含气面积542.0 km2，复算地质储量784.14×108m3，采用井网控制的方法评价已动用地质储量，苏S区块已动用含气面积142.51 km2，动用地质储量240.21×108m3，分别占区块面积的26.3%和储量的30.6%，整体动用程度较低，通过井网加密提高储量动用程度和采收率潜力较大。

2 储量分类

2.1 分类标准建立[8-10]

较高的储量丰度是气井高产的物质基础。研究表明[6-7]，随着储量丰度的增加，高产井比例逐渐增高。储量丰度是影响气井产能的重要因素之一。此外，单层厚度越大、储层纵向集中发育厚度越大、平面延伸规模越大，气井产量越高。

图1 苏S区块单储系数与厚度散点图Fig.1 Scatter plot of single storage coefficientandthickness in Su S block

静态上选取储层厚度、储量丰度、单储系数三种属性，分别绘制单储系数与厚度散点图、单储系数与储量丰度散点图，得出静态储层划分界限。Ⅰ类储层中静态Ⅰ+Ⅱ井比例大于90%，井均有效厚度大于16 m，储量丰度大于1.6 ×108m3/km2；Ⅱ类储层中静态Ⅰ+Ⅱ井比例大于70%，井均有效厚度8～16 m，储量丰度大于0.8～1.6 ×108m3/km2；Ⅲ类储层中静态Ⅰ+Ⅱ井比例小于50%，井均有效厚度小于8m，储量丰度小于0.8 ×108m3/km2。

图2 苏S区块单储系数与丰度散点图Fig.2 Scatter plot of single storage coefficient and abundancein Su S block

表3 苏里格气田苏S区块储层静态分类Table 3 Static reservoir classification of Su Sblock in Sulige gas field

依据静态分类标准，将苏S区块储量分为3类：平面上，Ⅰ类储量位于河道主体部位，有效砂体多层叠置，发育规模大、集中分布；Ⅱ类储量围绕一类储层分布，位于河道边部，有效砂体规模较大；Ⅲ类储量主要分布在区块边部及河道间。

依据投产井单井预测最终累产，动态上将苏S区块储量分为4类。Ⅰ类储量区单井预测最终累产气大于3 500×104m3，平面上在区块北部及中部地区零星分布；Ⅱ类储量区单井预测最终累产气大于2 200×104m3、小于3 500×104m3，围绕Ⅰ类储层呈条带状分布；Ⅲ类储量区单井预测最终累产气大于1 500×104m3、小于2 200×104m3，覆盖北部及中部大部分区域，Ⅳ类储量区单井预测最终累产气小于1 500×104m3，主要分布在区块东北角，中部以及南部。

综合考虑储层分布特征，结合动、静态分类结果，建立储量综合分类标准，最终将研究区储量分为4种类型。

表4 苏S区块储量综合分类标准Table 4 Comprehensive reserves classification criteria of Su S block

2.2 分类评价

各类储量区分布面积比例分别为11.9%、44.8%、26.6%、16.7%，储量规模分别为121.3×108m3、412.48×108m3、179.74×108m3、70.62×108m3。

从Ⅰ～Ⅳ类储量区，有效厚度逐渐变薄，单井累积产气量逐渐变低，储量品质变差，Ⅰ、Ⅱ类及部分Ⅲ类储量对应优质储量，丰度大于1.5 ×108m3/km2。

表5 苏S区块储量综合分类结果Table 5 Result of comprehensive reserves classificationin Su S block

Ⅰ类储量区位于主河道主体部位，砂地比高，储层连续性强，有效砂体规模大，纵向上多层叠置厚度大、分布集中，是开发潜力最好的一类储量，平均储量丰度1.88×108m3/km2，平均有效厚度23.7 m、气层厚度14.7 m，投产井全部为Ⅰ+ Ⅱ类井，井均预测最终累产气3615×104m3。

Ⅱ类储量区位于主河道边部或次级河道，围绕一类储层分布，是分布范围最广泛的一类储层分布范围广，有效砂体规模较大，平均储量丰度1.69×108m3/km2，平均有效厚度18.9 m、气层厚度11.2 m，投产井中Ⅰ+Ⅱ类井比例达到76.0%，其中Ⅰ类井比例10.5%、Ⅱ类井比例65.5%，井均预测最终累产气2 072×104m3。

Ⅲ类储量，主要分布在区块南部、边部及河道间，平均储量丰度1.25×108m3/km2，平均有效厚度11.6 m、气层厚度7.0 m，投产井中Ⅲ类井比例达到76.5%，井均预测最终累产气1 034×104m3。

Ⅳ类储量，位于南部井控低区域，平均储量丰度0.78×108m3/km2，平均有效厚度5.8 m、气层厚度3.9 m，井均预测最终累产气719×104m3。

图3 苏S区块中部区域储量分类平面图Fig.3 Reserve classification plan of the central region in Su S block

2.3 分类储量动用情况

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类储量分别动用含气面积42.37、82.05、14.98、3.09 km2，动用地质储量79.87×108m3、139.22×108m3、18.69×108m3、2.43×108m3，分别占各类储量的65.8%、33.8%、10.4%、3.4%。

3 稳产对策

3.1 各类储量合理井网密度[11-12]

运用经济极限井距法、合理采气速度法、数值模拟法、动态分析法及加三分差法，对合理井距进行研究(表3)。综合上述五种方法计算结果，确定工区合理井距为500 m～800 m。此外，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储量区已投产井预测最终累产气分别为3 615、2 072、1 034×104m3，应用泄气半径反推法计算得出气井井均泄气半径分别为290 m、247 m和225 m。

综合考虑目前完钻井对砂体的控制程度及泄气半径的波及程度，确定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储量区域合理井距为500～600 m，合理井网密度2.8～4.7口/km2。

表6 合理井距计算结果Table 6 Calculations ofreasonable well spacing

3.2 稳产方案设计[13-15]

按照井网对储量的控制程度可将苏S区块分为井网完善区、井网基本控制区和井网为控制区3类。井网完善区主要指区块中、北部600×600 m区域，下一步不再加密调整；井网基本控制区为区块中部600×1 200 m井网区，可根据地质条件进行区域加密；井网未控制区为南部大部分区域及中部部分区域，占苏S区块面积和储量的60%以上，可依据各类储量的合理井网密度整体部署。

在现有的经济技术条件下，Ⅳ类储量及部分Ⅲ类储量单井累积产气量达不到经济极限产气量(1 277×104m3)，建议暂不开发，因此稳产方案设计主要针对Ⅰ、Ⅱ及部分Ⅲ类储量。

苏S区块已经稳产9年，规划年产能6.0亿方/年，区块年综合递减率23.4%，确定今后每年需弥补递减1.4亿方。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储量区分别采用600 m×600 m、500 m×500 m、500 m×500 m不规则菱形井网，按照Ⅰ类区100%动用、Ⅱ类区100%动用、Ⅲ类区30%动用的原则依次动用地质储量。

稳产方案设计指标：规划产能规模6.0×108m3/a，产气量5.4×108m3/a；稳产期阶段还可钻直、丛式井数502口，建产能 16.43×108m3，动用地质储量303.36×108m3；还能稳产11.6年，至2030年稳产期结束，Ⅰ、Ⅱ及部分Ⅲ类储量分别支撑区块稳产0.7a、9.5a、1.4a，区块最终预测累产气163.62×108m3，采出程度30.1%。

表7 各类储量井位部署统计Table 7 Statistics of well location deployment of various reserves

4 结论

通过苏里格气田S区块储量分类及稳产策略，得到如下结论：

(1)建立动静结合的储量分类标准，将研究区储量分为4种类型：从Ⅰ～Ⅳ类储量区，有效气层厚度由23.7 m逐渐变薄至5.8 m，储量丰度由1.88×108m3/km2逐渐变小至0.78×108m3/km2，单井预测最终累积产气量由3 615×104m3逐渐变低至719.7×104m3。

(2)应用多种气藏工程方法确定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储量区域合理井距为500～600 m，合理井网密度2.8～4.7口/km2。

(3)提出优先开发优质储量的合理动用顺序，按照Ⅰ类区100%动用、Ⅱ类区100%动用、Ⅲ类区30%动用的原则依次动用地质储量，整体规划部署气井502口，至2030年稳产期结束Ⅰ、Ⅱ及部分Ⅲ类储量分别支撑区块稳产0.7a、9.5a、1.4a，区块最终预测累产气163.62×108m3，采出程度30.1%。

(4)苏S区块储量分类及稳产对策研究对苏里格其它区块开发中后期的持续稳产提供了一定的指导意义。