苏里格气田苏77区块气藏评价技术及应用效果

摘 要

摘 要 鄂尔多斯盆地苏里格气田主力气层下二叠统山西组山2段、山1段以及下石盒子组盒8段属于砂岩岩性气藏，具有“低孔、低渗、低丰度且非均质性强”等特点，气田
    摘 要 鄂尔多斯盆地苏里格气田主力气层下二叠统山西组山2段、山1段以及下石盒子组盒8段属于砂岩岩性气藏，具有“低孔、低渗、低丰度且非均质性强”等特点，气田规模开发存在较大难度。为此，在勘探程度较低的新区块规模开发前期，开展有针对性的评价工作，寻找含气相对富集区就显得尤为重要。苏77区块在开发前期针对区块面临的地震测网稀、井控程度低、区块内尚未提交任何级别储量、局部存在富水区、单井产能不落实、区块地质认识有待进一步深化等主要问题，开展了地震、评价井及开发试验等方面的开发评价工作。采用“地震—地质相结合”的技术思路，通过二维地震测线控制，结合评价井钻探及沉积相、成岩作用、储层综合评价研究成果，评价河道发育带，预测有效储层分布，进而筛选出含气富集区。2010-2011年在筛选的含气富集区内集中进行产能建设，完钻开发井Ⅰ＋Ⅱ类井比例大幅度提高，开发效果良好。该区块开发实践表明所运用的开发前期评价技术行之有效，值得同类型气藏开发评价借鉴。
    关键词 鄂尔多斯盆地 苏里格气田 苏77区块 岩性气藏 地震勘探 储集层 开发评价 富集区筛选
1 区块概况
    苏77区块位于鄂尔多斯盆地苏里格气田东区北部，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。苏77区块东临巴汉淖6 km，南距乌审召1 km，西与苏76区相邻，北抵加不沙以北2 km，面积约1012 km2。该区块从2005-2008年进入勘探阶段，2009年9月完成了《苏77区块开发前期评价部署方案》编制，2009年底提交主力气层下二叠统山西组山2段、山1段及下石盒子组盒8段的天然气基本探明地质储量数千亿立方米；2010年区块处于评价与建产相结合阶段，2010年7月完成了《苏里格气田苏77区块2×108 m3/a开发试验方案》的编制，2010年底建成产能2.0×108 m3/a[1]。
2 评价前现状及面I临的问题
    2009年10月苏77区块进入前期评价阶段，评价前区内共完成二维地震测线38条，计1321 km(图1)；完钻井18口，工+Ⅱ类井比例55.6%；最高无阻流量18.5×104 m3/d，平均井口产量2.9×104 m3/d。

苏77区块评价前主要面临着6个方面的问题：①地震测网稀，不能满足有利区筛选和井位优选要求；②井控程度低，砂体及有效储层分布不落实，井位优选困难；③区块内尚未提交任何级别储量；④局部存在富水区，控制因素、分布特征尚不清楚；⑤单井产能不落实，尤其是产水气井生产规律尚不清楚；⑥区块地质认识有待进一步深化。
针对以上问题，为了加深对区块储层及气藏的认识，为天然气产能建设落实含气富集区，同时保障区块开发的顺利进行，为编制开发方案提供可靠依据，在苏77区块开展了开发前期评价工作。
3评价方法及关键技术
3.1 评价方法
    首先编制了苏77区块评价部署方案。按照“超前评价，整体部署，先肥后瘦，分步实施”的原则，针对区块存在问题，在苏77区块部署高精度二维地震800km，老资料重处理1000 km，评价井20口，试采井6口，专题研究7项。
 评价方案实施后评价区地震测线测网密度整体达到1.6 km×1.2 km，可以达到落实砂体展布特征、寻找相对富集区、满足开发布井之要求(开发井网600m×800m)。评价井部署充分利用已有地震测线，紧密结合区块现状及建产需求，以落实富集区范围及优选产建区为主要目标，评价井部署实施后井距由原来的平均8～12 km变为5 km。
 其次就是开展区块评价工作。择优评价与区域评价相结合，先择优评价相对有利区，后开展区域评价，进—步落实产建区块，其关键技术就是含气富集区筛选技术。
 最后是对区块的地质特征、单井产能、储量可靠程度及建产规模等做出整体评价，为产能建设及开发方案的编制提供可靠依据。
3.2关键技术
 气田开发前期评价工作最主要的任务就是为区块产能建设筛选相对富集区。苏里格气田苏77区块富集区筛选采用“地震～地质相结合”的技术思路。通过二维地震测线控制，结合评价井钻探及沉积相、成岩作用研究结果，评价河道发育带，预测储层分布，从而筛选富集区阻[2-6]。
3.2.1 富集区筛选主要技术
3.2.1.1地震储层预测
    地震储层预测主要通过主河道的形态、地震属性分析的厚薄趋势同时与已知井资料相结合进行地质建模，预测了苏77区块含气主力层段砂体厚度平面分布规律(图1)。
    在主河道带和砂体厚度预测的基础上，利用属性分析、AV0烃类检测以及油气检测、反演、属性融合技术等方法对苏77区块主力产气层位的主河道展布、含气性及有效砂体厚度平面分布进行了预测(图1)。
    最后对苏77区块主力储层进行了综合评价，共计筛选出的Ⅰ类储层占总面积的23.48%，Ⅱ类储层占总面积的35.35%。
3.2.1.2综合地质研究
以河道带为主要背景，以沉积相为指导，结合地震预测结果，勾绘出苏77区块主力储层段砂体及有效砂体厚度等值线图(图2)。

沉积相研究。通过钻井岩心观察、粒度分析、沉积层序对比、露头观察和测井相分析，认为苏77区块山2段、山1段、盒8段为冲洪积扇的外扇沉积，在外扇上分布着众多的辫状河流及河间洼地，辫状河道内有许多纵向砾石质、砾砂质及砂质心滩。辫状河河道及心滩为有效储层发育的有利部位。这些部位的平均孔隙度一般在6.5%以上，平均渗透率一般在0.6 mD以上[7-13]。

    1)
    2)成岩作用研究。通过成岩作用研究认为苏77区块山2—盒8期储层成岩阶段分为同生成岩期、早成岩A期、8期和中成岩A期、8期，主要经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代蚀变等多种成岩作用。苏77区块内储集岩主要破坏性成岩作用为压实作用和胶结作用，建设性成岩作用主要为溶蚀作用。成岩作用主要受岩石成分及粒度决定，与沉积相成因关系密切。
    3)储层综合评价研究。通过目的层段化验分析资料研究认为，苏77区块山2段岩性以石英砂岩为主，山1段以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，盒8下亚段以岩屑石英砂岩为主，其次岩屑砂岩。孔隙结构以中小喉道为主，孔喉连通性较差，储集岩物性为低孔、低渗储层，非均质性较强。苏77区块储层的发育主要受到沉积相和成岩相两个因素的控制，沉积相带控制了储集砂带的分布。成岩作用中压实作用和溶蚀作用决定了储层的孔隙发育特征。
    4)根据储层特征、结合化验分析资料，依照苏里格气田储层评价标准分别对苏77区块山2段、山1段和盒8段进行了储层综合评价，认为苏77区块内各层段以Ⅱ类储层为主，所占比例达48.6%，其次为Ⅲ类储层，1类储层较少。
3.2.2 富集区划分原则及筛选结果
3.2.2.1 富集区划分原则
    苏77区块目前处于评价及建产初期，完钻井较少，且分布不均。主要依据地震有效储层预测结果、气藏精细描述综合评价结果及综合地质研究结果，参照区块井控程度及试气结果，建立了苏77区块富集区的划分原则：①沉积相及成岩作用评价的有利相带；②地震含气性预测较好的区域；③地质评价有效厚度大于6m；④井控程度相对较高的区域；⑤试气效果较好的区域。
   根据以上原则，确定苏77区块Ⅰ＋Ⅱ类富集区划分依据如下。
    1类区——为富集区，预测的盒8段、山1段或山2段砂体厚度超过20m，为心滩沉积，单层有效砂体厚度大于6m，累计有效厚度多在12m以上，完钻井主要为Ⅰ类井，也有少量Ⅱ类井。
    Ⅱ类区——为次富集区，预测的盒8段、山1段或山2段砂体厚度介于12～20m，大多为辫状河河道沉积，单层有效砂体厚度大于4m，主要在砂体的中下部，累计有效厚度多在8m以上，区内完钻井主要为Ⅱ类井，也有少量Ⅲ类井。
3.2.2.2含气富集区筛选结果
    依据富集区划分原则及依据，采用“优中选优”的思路，对含气主力层山2段、山1段及盒8段的Ⅰ＋Ⅱ类含气富集区进行了筛选，综合评价后，苏77区块共筛选出叠合含气富集区面积数百平方公里，概算天然气储量为数百亿立方米(图2)。
3.2.3 应用效果
    2010年苏里格气田苏77区块经过l年的评价及产能建设，区块内完钻评价井20口，Ⅰ＋Ⅱ类井比例为60.0%。通过评价后在评价筛选的含气富集区内优选了一块面积为200 km2的区块，开展了2×108m3/a开发试验建产。2010年底，完钻开发井42口，Ⅰ+Ⅱ类井比例由评价初期的55.6%提高到81.0%，建成产能2.0×108 m3/a。
    2011年在含气富集区内优中选优进行部署。2011年底，完钻开发井82口，Ⅰ+Ⅱ类井比例达82.9 0A，建成产能4.06×108 m3/a。开发效果良好，进一步表明所应用的含气富集区筛选技术趋于成熟。
4 结论
    1)对于类似于苏里格气田苏77区块的新区块，按照“超前评价，整体部署，先肥后瘦，分步实施”的原则进行区块评价及产能建设是切实可行的。
 2)通过地震测线控制，结合评价井钻探及沉积相研究结果，评价河道发育带，预测储层分布，从而筛选富集区的“地震—地质”相结合的技术思路行之有效，值得同类型区块开发评价借鉴。
   3)苏77区块的评价结果表明：①该区块山2期、山1期和盒8下亚时期为冲洪积扇外扇上的辫状河沉积环境，辫状河河道及心滩沉积物厚度大、粒度粗、物性好，为储层发育的有利部位；②主力气藏砂体多期叠置、储层横向变化快、非均质性强、存在相对含气富集区；③该区块山2段、山1段及盒8段叠合含气富集区面积为407.0 km2，概算天然气储量近500×108m3，可作为下一步产能建设优先开发区域。
参 考 文 献
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本文作者：王宏l 毛美丽1 范萍l 王继平1  李建阳2
作者单位：1．中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 2．中国石油长庆油田公司第五采气厂