强非均质致密砂岩气藏已动用储量评价新方法

张 吉，史红然，刘艳侠，罗川又，朱亚军

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018)

0 引 言

储量规模是油气田开发的资源基础，是指导油气田开发和投资规模的重要依据[1]。苏里格气田在2000年发现，相继经历评价阶段、上产阶段，目前已进入稳产阶段。开发实践证实，苏里格气田砂体内部结构复杂，有效砂体规模小，且横向分布分散，纵向、横向变化快，储层具有很强的非均质性[2-4]，各区储层性质不同，储量品质有所差异[5]。随着气田的开发程度提高，“先肥后瘦”的开发理念导致不同性质储层的储量动用程度有所差异，后期产能建设井位部署优选难度日趋增大。因此，为实现气田长期稳产势必要重新落实地质储量规模，需评价已动用地质储量的规模及分布[6]。

储量计算方法主要分为静态法和动态法两大类[7-13]，其中静态法包括容积法[7]、类比法、概率法[9-10]。容积法适用于勘探开发的各个阶段，资料的丰富与否与容积法的计算结果有直接关系。类比法则适用于新区的预探阶段，且新区要与老气田有相似性，以便可借鉴老区的单储系数。概率法是通过随机建模的方法对储量的不确定性评价，给出储量的概率分布，可用于预测和验证。动态法计算地质储量的2种方法中[11-12]，压降法是物质平衡法在封闭气藏的特例。

对于已动用地质储量的计算，国内外其他学者的研究主要用采收率、采气速度、储量动用程度、井网控制程度等[14-16]参数来描述储量的动用状况，真正如何计算已动用地质储量的文献尚缺。针对苏里格气田地质条件的复杂性，结合气田目前合理开发井网论证结果，对具有不同井网的各个井区，分区进行已动用地质储量计算，确保计算结果可靠。

1 研究区概况

苏14区块位于鄂尔多斯盆地苏里格气田的中部(图1)，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部。该区构造特征与苏里格地区构造特征一致，即在单斜背景上发育多排北东—南西走向的低缓鼻隆构造。该区块气层分布具有多层叠置的特点，主力层系为上古生界二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段，属于河流相沉积，其中盒8上亚段和山1段属于曲流河沉积，盒8下亚段属于辫状河沉积。储层分布受心滩、边滩的砂体展布和物性控制，普遍含气，无明显的边底水，属于定容弹性驱动气藏[17-19]。该区块是苏里格气田强非均质性致密砂岩气藏的典型代表，也是苏里格气田开发较早的区块，自投入开发至今，已完钻直井、定向气井774口(含水平井91口)，目前已建立试验区、水平井整体开发区、三维区、加密区，地质、动态、生产资料相对丰富，为区块的储量复算提供了条件。同时，该区块井网类型多，现有井网主要有600 m×1 200 m、600 m×800 m、500 m×650 m、(300～620 m)×(420～820 m)(加密区)、600 m×1 800 m(水平井)，运用的已动用地质储量计算方法对其他简单井网的区块也具有借鉴意义。

图1 研究区位置

2 储量复算

2.1 参数确定

在各项资料均具备的前提下，为便于与提交探明储量进行比较，仍沿用容积法对区块的储量规模进行复算。容积法的计算公式为：

(1)

式中：G为天然气原始地质储量，108m3；A为含气面积，km2；h为平均有效厚度，m；φ为平均有效孔隙度；Sgi为平均原始含气饱和度；Ti为平均地层温度，K；Tsc为地面标准温度，K；pi为平均原始地层压力，MPa；psc为地面标准压力，MPa；Zi为原始气体偏差系数。

容积法计算储量关键在于各项参数的选取[20-22]，此次计算有效储层的下限标准与提交储量保持一致，其中孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.1×10-3μm2。根据研究区目的层沉积相类型，可将其分为盒8上、盒8下、山1段3个纵向计算单元。各项参数确定方法如下：含气面积与储量申报原则一致，盒8上、盒8下、山1段分别以有效厚度2、2、3 m计算，以2 m为间隔，将含气面积划分为若干个平面单元进行计算；在每个平面单元内，计算有效厚度、孔隙度、含气饱和度的值，其中有效厚度是计算每个单元内完钻井的有效厚度平均值，若单井钻遇含气层，则将含气层厚度按0.6的系数折算；孔隙度按每个单元完钻井有效厚度加权取平均值；含气饱和度按每个单元内完钻井有效厚度与孔隙度的乘积进行体积加权取平均值；其他温度、压力参数采用储量申报时选取值(表1)。

表1 苏14区块储量计算参数

2.2 储量复算及评价

按上述参数选取规则计算结果显示，该区块复算地质储量相比提交探明地质储量减少134.00×108m3，主要原因是含气面积减少。其中，盒8段储量减少17.91×108m3，山1段储量减少116.09×108m3。分析其原因，主要是因为区块内完钻井数增多，资料丰富，气藏分布刻画更加清楚，复算储量时，盒8、山1段新证实含气区域的面积小于新证实不含气区域的面积，二者相抵，导致含气面积有所减少。

依据研究区完钻井的有效厚度、含气饱和度、孔隙度、渗透率、无阻流量、单井累计产气量、储量丰度等参数，结合气田开发经济效益指标(内部收益率，%)，制订了苏14区块储量综合分类评价标准(表2)。按照该分类标准，评价可动用地质储量占总储量的65.0%，难动用储量占总储量的35.0%。

表2 苏14区块储量综合分类评价标准

3 已动用地质储量评价

3.1 计算方法确定

所谓已动用地质储量，就是指油气田已投入开发部分的地质储量。在1992年全国矿产储量委员会下发的《已开发油气田储量管理规定(试行)》中指出：在油、气田以及开发区的独立开发单元中，若70%以上的方案设计井已经投产，则相应开发单元的储量为已动用储量；对于以上独立开发单元边缘的油气过渡带、油水过渡带或断裂复杂带，如果其储量占开发单元总储量的10%以下，则此过渡带或断裂带的储量也应列入已动用储量；具有一定规模的试采区、生产试验区以及具有连续生产条件的小型开发单元的探明储量也应列为开发储量。

但是，由于苏里格气田致密砂岩气藏砂体内部结构复杂，有效砂体规模小，且横向分散，纵横向变化快，储层具有很强的非均质性，连通性差，导致在开发过程中，区块地质特征与生产情况不断发生变化，在未完成70%的方案设计井时，就有必要评价已动用地质储量。即使70%以上的方案设计井投产，也不能完全控制区块的储量，全部将其计算为苏里格气田已动用地质储量直接影响了气藏可采储量的计算，因而此规定不适合于苏里格气田致密砂岩气藏。

该文归纳总结了3种计算方法，各方法具有一定的适用条件。方法一为采气速度法，即区块动用地质储量=年生产规模/区块最终采气速度，该方法虽计算简单，但该方法标定的是区块的最终动用地质储量，即区块产能建设结束储量动用完时的情况，并不能体现目前的已动用情况，且采气速度本身难以准确确定。因此，采气速度法不适合计算苏里格气田目前开发模式的已动用地质储量计算。方法二为泄流面积法，即单井泄流动用地质储量=井控泄流面积×储量丰度，该方法的关键在于单井泄流面积参数的确定，单井井控泄流面积与井生产时间等有关，低渗透气井压力波到达边界需要较长的时间，当生产时间过短时，会造成计算的泄流控制面积小，从而导致计算的已动用地质储量偏小，且对于均质性气藏仍存在未动用死角地区，苏里格气田储层非均质性强、渗透率低，泄流控制面积达到稳定的井甚少。因此，泄流面积法也不适合计算苏里格气田的已动用地质储量计算。方法三为井网控制法，即单井井网动用地质储量=井网控制面积×储量丰度，该方法是基于区块目前的开发井网现状来计算已动用地质储量，能较好反映目前开发井网下的已动用地质储量情况，该方法计算结果与井网关系密切，当开发井网合理时，该方法计算结果较可靠。

对比分析上述3种已动用地质储量计算方法，结合苏里格气田强非均质的储层地质特征及合理井网井距论证，认为运用井网控制法计算已动用地质储量效果更好。

3.2 已动用地质储量评价

目前的研究表明，苏里格气田的合理井网密度为3.1口/km2，对应的井距为500 m，排距为650 m，开发实践效果证实，该井网井距在保证获得较好经济效益的同时，可最大程度地动用地质储量，提高气田最终采收率[23]。

结合苏14区块目前存在的井网现状，针对不同的井网控制程度，通过“纵向分层，平面分区”的思路计算已动用地质储量：对于加密区,即井网为(300～620 m)×(420～820 m)，井网控制已达到90%以上，已动用面积按加密区的整体含气面积计算，结合加密区的平均储量丰度计算已动用储量。对于600 m×800 m的井网分布密集区，因区内不能继续按500 m×650 m的井网部署新井位，单井已动用面积按单井控制面积0.48 km2(600 m×800 m)与该井周围含气面积分布的叠合区域计算，其已动用地质储量按单井累计控制面积与储量丰度计算；对于600 m×1 200 m的井网分布稀疏区，区内还可以按着目前合理开发井网部署新井位，故单井已动用面积按单井控制面积0.325 km2(500 m×650 m)与该井周围含气面积分布的叠合区域计算，单井的已动用地质储量按单井累计控制面积与储量丰度计算；对于500 m×650 m的井网完善区，已动用储量按加密区的计算方法计算；对于水平井整体分布区，由于水平井开采通常动用上述的某一个层位，因而只计算水平井水平段钻遇层位的已动用面积及已动用储量，其他未动用的层位不再参与计算。运用该思路评价该区块盒8下亚段的已动用含气面积分布如图2所示。

图2苏14区块盒8下亚段已动用面积分布

按上述分区，纵向上分盒8上、盒8下、山1段3个层位分别计算。结果表明，研究区盒8上亚段已动用储量占该层位总储量的48.52%，盒8下亚段已动用储量占该层位总储量的40.12%，山1段已动用储量占该层位总储量的35.17%，合计已动用地质储量占总储量的39.54%。区块内富集区、致密区对应的可动用地质储量已动用43.43%；低效区的难动用地质储量已动用20.09%。运用此次研究成果，指导后期产能建设井位部署200余口，为提高区块采收率，制订稳产技术对策打下基础。

4 结 论

(1) 苏里格气田苏14区块为强非均质性致密砂岩气藏，地质条件复杂，1992年全国矿产储量委员会下发的《已开发油气田储量管理规定(试行)》中指出已动用储量标记方法不适用。归纳总结的3种计算方法及各方法适用性，对其他具有相似地质特征的区块已动用地质储量评价具有借鉴意义。

(2) 运用容积法复算了苏14区块盒8、山1段的地质储量，与提交探明地质数量相比有所减少，主要是因为各层位的含气面积减少引起的。制订了苏14区块储量综合分类评价标准，落实可动用地质储量的分布，指导了后期产建井位部署200余口，极大提高了区块的开发效益，对其他同类型区块具有参考价值。

(3) 结合苏14区块目前的井网，对不同井网的井区运用井网控制法分区计算已动用地质储量，确保计算结果有理有据、真实可靠。评价结果显示，研究区已动用地质储量占总储量的39.54%，为后期研究区的稳产技术政策提供了依据。

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