第３５卷第３期 天然气勘探与开发 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） 摘要根据《苏里格地区天然气基本探明储量计算办法》，以苏里格气田苏５３区块天然气储量计算为研究 对象，重点介绍了区块容积法储量计算中有效储层下限的确定标准、计算参数的确定方法及资料录取的要求：有效 储层下限按岩性、物性、含油气性和电性“四性”标准划分；含气面积利用钻井、试气、测井及地震预测成果进行综 合圈定的确定方法；有效厚度的取值以气层识别为基础，综合测试成果以测井“四性”关系划分为依据；用测井资料 确定有效孔隙度时，必须用岩性分析资料进行标定；同时提出了原始含气饱和度、原始天然气体积系数等其他计算 参数的确定方法，并对储量进行综合评价。图１３参２ 关键词天然气容积法储量计算储量参数储量评价 Ｊｓ —平均原始含气饱和度（ｆ）； 均地层温度（Ｋ）； 一０ 引言 苏５３区块位于苏里格气田的西北部，区域构造 地面标准温度（Ｋ）； 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 Ｐ —平均原始地层压力（ＭＰａ）； Ｐ 一地面标准压力（ＭＰａ）； 互一原始气体偏差系数，无因次量。 条，测网密度１．２ｘ２．４ｋｍ，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人细致的综合 研究，确定了储量计算的各项参数，落实苏５３区块含 气面积８２９．０ｋｍ ，储量９５６．２×１０ ｍ。。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。 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。 １储量计算方法 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５３区块 新增基本探明储量计算采用容积法，计算公式如下： Ｇ－０．０Ｍ－，ｌ＿ｈ ｓ 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 式中： Ｇ一天然气原始地质储量（１０。Ｉｎ ）； Ａ一含气面积（ｋｍ ）； ＾—平均有效厚度（ｍ）； 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 平均有效孔隙度（ｆ）； 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 作者简介任茵，女，１９８５年出生，２００８年毕业于中国石油大学（华东），地质学，学士学位，助理工程师；现从事油气田地质开发研究工作。 地址：（１２４０１０）辽宁盘锦市兴隆台区光油街油气岗东１００米长城钻探地质院。电话：（０４２７）７８００８７１。Ｅ－ｍａｉｌ：ｒｅｎｙｉｎｇｄｉｙｏｕｘｉａｎｇ＠１６３．ｃｏｍ １７・ ・天然气勘探与开发 ２０１２年７月出版 综合研究成果，对苏里格气田苏５３区块盒８、山１储 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 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６５２．９８ｋｍ 。 山１段含气面积为３７３．０５ｋｉｎ 。 ３．２有效厚度下限标准 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。 （１）储层四性关系研究 图１盒８段砂岩储层四性关系图 （２）物性下限 （３）下限验证 ・渗透率下限 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。 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、 （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 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。 ・孑Ｌ隙度下限 特点及试气产量的分布特征，在保证储能及产能丢失 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。 由孔一渗关系图查得盒８、山１二者孔隙度下限 值均为５．０％（图４）。 ．符合规范要求的基础上，以单层试气产量大于 ５００ｍ ／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 １ ８． 第３５卷第３期 天然气勘探与开发 赫 一 旨 斟畸 辞 — 巨一 为：声波时差／＞２２０Ｉ￣ｓ／ｍ，深侧向电阻率≥１５１１・ｍ， 度Ｉ＞５．０％，含气饱和度≥４５％，渗透率为０．１ｍＤ。 图版符合率为９７．６％。 泥质含量≤２０％，密度≤２．５０ｇ／ｃｍ ，孔隙 咖 ｍ ｍ 图２山８段砂岩储层四性关系图 ｌＯ００００ 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 ０．０ｌ ０．１ １ １０ 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。 渗透奉（ｍＤ） 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 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 ・ｌ９・ 天然气勘探与开发 ２０１２年７月出版 １Ｏ０Ｏ ・气层 １００ 一昌 ● ・ ●． ● ● ● 器１０ １ ２００ ２２０ ２４０ ２６０ 声波时差（ ｓ，ｍ） 图５盒８段、山１段砂岩储层深侧向电阻率一声波时差交会图 ４ ８ １２ １６ ２０ ０ ６ １０ １６ 井计算孔隙度（％） 测并计算孔瞎度（％） 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 山１： ＝０．１２９Ａｔ一０．０３１ （ ）一２２．９６ 盒８段选用了气田内岩电归位好、取心较全的６ 相关系数Ｒ２＝０．７４３ 式中： 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： ＝０．１３２Ａｔ－０．０５１ （ｖ，ｈ）－２３．９７ 声波时差解释孔隙度（％）； 泥质含量（％）。 △ 一校正后的声波时差值（ ｓ／ｍ）； 一相关系数Ｒ ０．８０４ １８０ ２００ ２２０ ２４０ ２６０ ２８０ 声波时差（ ｍ） 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 研究区盒８段、山１段含气饱和度采用高压压 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 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０．１ｔａｘｎ。 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 ・２０・ 第３５卷第３期 天然气勘探与开发 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 一．ｓ 关系曲线拟合（图９），得到的结果为： Ｓ ；＝２２０．４１ｑｂ一。・’跏 Ｓ ｉ＝７８．７２４ｑ￣一。・ 相关系数 ＝Ｏ．７５１１ （３）测井计算法 相关系数Ｒ ＝Ｏ．８０１１ 利用阿尔奇公式求取，计算公式为： Ｓ—ｒ竺： ： 、 ＿。Ｒ．． ／ 式中： ｓ 。一含水饱和度（ｆ）； 蚪Ｌ隙度（ｆ）； 储层电阻率（１－Ｉ・ｍ）； Ｒ 一地层水电阻率（ｎ・ｍ）； ｏ、６一与岩性有关的系数； ｍ一胶结系数； 图９盒８段高压压汞法含水饱和度与孔隙度关系图 ｎ—饱和度指数。 采用山１段２口井２１块样品的高压压汞资料进 行 一ｓ 关系曲线拟合，得到的结果为： Ｓ ＝２１２．６３ 一。・’ 鸵 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， ＝１．９５，Ｒｗ＝ ０．０６Ｑ・ｍ： 相关系数Ｒ ＝Ｏ．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 山１：ａ＝１．０，ｂ＝０．９１，ｍ＝１．８４， ＝１．８９，Ｒｗ＝ ０．０６Ｑ・ｍ： 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： Ｓ．，，，＝８８．４６８ 一。・。埘 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 一Ｓ 关系曲线，得到结果为： 盒８：Ｓ ＝１３０。２８・ 。。’ ； 山１：Ｓ ＝１３９．７９・ 。。・ ”。 相关系数Ｒ ＝０．７６６６ （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 图１０盒８段相渗实验测定束缚水饱和度一孔隙度关系图 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０．１０１ ＭＰａ，地面标准温度取２９３．１５Ｋ。 ・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： ２１． 天然气勘探与开发 ２０１２年７月出版 ａ Ｌ ０ ｍ‘ ．毫６ ｒ＝（ … ＼ 粕 圄 衄１００ ｊ 。 ． Ｓ ｛ 采用４ 口并１ ｝＆ ｝摔 嗣定辫 ｆ果 １Ｏ １００ 孔骧度（９６） 含水饱和度（％） 图ｌ１盒８段砂岩储层岩电关系图版 誊１０ 墨 采用３口井２嗽岩样贳定鳍 图ｌ２山１段砂岩储层岩电关系图版 一一 一ｍ瑚：５｝ 一一… 一＿． ． 含水饱和度（％） Ｏ ５ １０ １５ ２０ 测井计算孔骧度（％＞ 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￣１０ ｍ。，苏５３区块山１气藏基 本探明地质储量２２４．９６ｘ１０ ＩＴＩ 。合计新增天然气控 制地质储量及储量丰度。 储量丰度为１．２×１０ ｎｌ ／ｋ１１１２，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 ５储量综合评价 ５．１地质综合评价 取心及化验分析工作，累计取心进尺１８３．０５ ｎｌ，岩心 收获率８３．５％，分析岩样１７０１块次，取得了大量的 根据估算的地质储量，苏５３区块属大型气田。 ・２２・ 第３５卷第３期 天然气勘探与开发 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 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。 参考文献 １李士伦．气田开发方案设计［Ｍ］，北京：石油出版社， ２００６：８０—９８． 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。孑Ｌ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 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，１９９０：１１５—１１９． （修改回稿日期２０１２—０３—３１编辑王晓清） 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 （上接第１６页） 有利相带应沿北西向开江一梁平海槽边缘即大猫 坪一福禄场一带进一步推进。 参考文献 １ 刘划一，张静，洪海涛．四川盆地东北部长兴组一飞仙关 组气藏形成条件研究［Ｊ］．天然气勘探与开发，２００１，（２）： ３０－３８． ２王一刚，洪海涛，夏茂龙，等，四川盆地二叠、三叠系环海 槽礁、滩富气带勘探［Ｊ］．天然气工业，２００８，２８（１）． （修改回稿日期 叭 一０４—２７编辑王晓清） ・２３・
