另一種計(jì)算高含硫氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量的方法——GOCAD軟件在四川盆地七里北氣田長(zhǎng)興組氣藏的應(yīng)用

摘 要

摘要：七里北氣田是川東北高含硫天然氣合作項(xiàng)目的重點(diǎn)氣田之一，其上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組氣藏的開發(fā)可以延長(zhǎng)該氣田的穩(wěn)產(chǎn)期并提高項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益。因此，對(duì)長(zhǎng)興組氣藏的靜態(tài)地質(zhì)模型建立
摘要：七里北氣田是川東北高含硫天然氣合作項(xiàng)目的重點(diǎn)氣田之一，其上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組氣藏的開發(fā)可以延長(zhǎng)該氣田的穩(wěn)產(chǎn)期并提高項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益。因此，對(duì)長(zhǎng)興組氣藏的靜態(tài)地質(zhì)模型建立和儲(chǔ)量評(píng)估就成為氣田開發(fā)的重要工作之一。為此，利用該氣田的相關(guān)地質(zhì)資料，使用GOCAD軟件建立起了七里北氣田長(zhǎng)興組氣藏地質(zhì)模型和屬性模型；在此基礎(chǔ)上，利用所建立的屬性模型對(duì)影響該氣藏概率天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量的地質(zhì)參數(shù)進(jìn)行了不確定性分析，進(jìn)而建立了代理方程；最后，對(duì)該氣藏概率天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量進(jìn)行了計(jì)算，并與中國石油天然氣股份有限公司的計(jì)算結(jié)果進(jìn)行了對(duì)比分析，還對(duì)概率儲(chǔ)量小于地質(zhì)儲(chǔ)量的原因進(jìn)行了說明。該計(jì)算高含硫氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量的方法對(duì)于類似氣田的儲(chǔ)量計(jì)算具有一定的借鑒意義。
關(guān)鍵詞：川東北高含硫天然氣合作項(xiàng)目；七里北氣田；晚二疊世；地質(zhì)建模；概率儲(chǔ)量計(jì)算；儲(chǔ)量評(píng)估
   川東北高含硫天然氣合作項(xiàng)目是中國目前最大的陸上石油天然氣對(duì)外合作項(xiàng)目，七里北氣田是川東北項(xiàng)目的重點(diǎn)氣田之一。根據(jù)七里北氣田總體開發(fā)方案安排，長(zhǎng)興組氣藏在飛仙關(guān)組氣藏開發(fā)后期再進(jìn)行開發(fā)，可以延長(zhǎng)該氣田的穩(wěn)產(chǎn)期并提高項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益。因此，對(duì)長(zhǎng)興組氣藏的靜態(tài)地質(zhì)模型建立和儲(chǔ)量評(píng)估就成為該氣田開發(fā)的重要工作之一。
1 地質(zhì)模型建立
1.1 建立構(gòu)造網(wǎng)格
   圖1為七里北氣田長(zhǎng)興組氣藏模型的矩形網(wǎng)格和邊界。這是一個(gè)內(nèi)部斷層的構(gòu)造模型，平面上網(wǎng)格的大小為100m×100m，網(wǎng)格平均厚度為0.5m。

1.2 建立孔隙度模型流程
   七里北氣田長(zhǎng)興組氣藏地質(zhì)模型中孔隙度的賦值是通過序貫高斯模擬方法(SGS)和疊加式變差函數(shù)來實(shí)現(xiàn)的[1]，孔隙度利用七里北2井和七北101井的常規(guī)測(cè)井資料，通過最優(yōu)化方法得到。這種疊加方式可以將兩個(gè)不同的垂向變差函數(shù)結(jié)合起來以更真實(shí)地模擬地質(zhì)情況。第一個(gè)垂向變差函數(shù)變程較小(約2m)，以用來模擬構(gòu)建碳酸鹽巖儲(chǔ)層中孔隙度在垂向短程內(nèi)的快速空間變化比；第二個(gè)變差函數(shù)的垂向變程較大(約30m)，用來模擬孔隙度在垂向上較大規(guī)模的空間變化。第二個(gè)變差函數(shù)實(shí)際上可以將生物礁的規(guī)模模擬出來，因?yàn)檎J(rèn)為生物礁在一定程度上控制了高孔隙帶的發(fā)育規(guī)模。
1.3 建立含水飽和度模型
    利用測(cè)井分析得到含水飽和度與測(cè)井分析孔隙度作交會(huì)，從而得出孔隙度一含水飽和度交會(huì)“云集”圖。但是在雙線性坐標(biāo)中，這一“云集”交會(huì)關(guān)系并不明顯。然而將雙線性轉(zhuǎn)換為雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)時(shí)，孔隙度-含水飽和度的相關(guān)性就非常明顯。根據(jù)此“云集”關(guān)系用“云集”轉(zhuǎn)換方式可得出束縛水飽和度的三維模型。這一轉(zhuǎn)換過程運(yùn)用了地質(zhì)統(tǒng)計(jì)方法，能將測(cè)井分析得出的孔隙度-含水飽和度之間的相關(guān)性在轉(zhuǎn)換后的三維模型中完全保存下來。
2 地質(zhì)儲(chǔ)量的評(píng)估和計(jì)算
    地質(zhì)儲(chǔ)量不確定性評(píng)估包括4個(gè)步驟：①確定影響地質(zhì)儲(chǔ)量的不確定性參數(shù)及其范圍；②使用靈敏性分析確定主要的不確定參數(shù)；③使用試驗(yàn)設(shè)計(jì)和多元線性回歸，推算出地質(zhì)儲(chǔ)量的擬合代理方程；④使用地質(zhì)儲(chǔ)量代理方程進(jìn)行蒙特卡洛模擬，生成地質(zhì)儲(chǔ)量概率分布函數(shù)。
    在本次儲(chǔ)量分析過程中，應(yīng)用了三維地質(zhì)模型來計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量。體積計(jì)算是在GOCAD軟件中的“儲(chǔ)集體積”模塊中實(shí)現(xiàn)的。
2.1 不確定性參數(shù)及其范圍
2.1.1圈閉的總體積不確定性
    圈閉的總體積取決于儲(chǔ)層頂部深度、儲(chǔ)層總厚度、氣水界面以及相變位置(限定儲(chǔ)層的西南邊界)等因素。筆者認(rèn)為儲(chǔ)層總厚度的不確定性可以忽略，故在分析中不予考慮。
2.1.1.1 儲(chǔ)層頂部深度
    構(gòu)造深度的不確定性主要取決于用于時(shí)深轉(zhuǎn)換的速度模型的選擇(構(gòu)造頂部的地震解釋也會(huì)存在不確定性，但是鑒于地震反射層位十分清楚，該不確定性可以忽略)。
    速度不確定性通過雪佛龍速度不確定性分析工具來判斷，生成P10-50-90速度模型，用于計(jì)算P10-50-90構(gòu)造頂深度。不確定值在控制井處為0(即忽略了來自井斜測(cè)量的深度不確定性)。
2.1.1.2 相變位置
    相變位置取決于兩個(gè)方面，根據(jù)地層厚度解釋和2007年的振幅解釋，從而解釋了P10、P50和P90巖相變化位置。
2.1.1.3 氣水界面
    由于只在七北101井中鉆遇了氣水界面，而且不能保證該井井斜測(cè)量的準(zhǔn)確性，故采用±30m作為氣水界面的不確定性范圍。
2.1.2凈毛比不確定性——孔隙度下限值
    有效儲(chǔ)層是根據(jù)在預(yù)期經(jīng)濟(jì)上可行的生產(chǎn)條件下，能將氣體流動(dòng)到生產(chǎn)井的儲(chǔ)層巖石的最小孔隙度來確定的。筆者確定了2%、3%和5%作為不確定性的范圍。
2.1.3孔隙度不確定性
    儲(chǔ)層孔隙度在±17%范圍內(nèi)變化。該變化范圍是根據(jù)本區(qū)所有開發(fā)井的非儲(chǔ)層巖層孔隙度的變化范圍計(jì)算得來的。表1列出了不確定范圍的主要參數(shù)。
 

2.1.4地層體積系數(shù)不確定性
天然氣體積系數(shù)對(duì)儲(chǔ)量大小的影響雖然小，但仍將其考慮于模型中。體積系數(shù)的變化范圍由雪佛龍能源技術(shù)公司(ETC)提供。
2.2 不確定性對(duì)儲(chǔ)量的影響
    圖2為不同儲(chǔ)層參數(shù)的不確定性對(duì)七里北長(zhǎng)興組氣藏儲(chǔ)量的影響的龍卷風(fēng)圖。從圖可知：孔隙度、有效儲(chǔ)層截止值(孔隙度下限值)及相變界線為影響儲(chǔ)量的最主要的不確定性因素。

2.3 代理方程及系數(shù)確定
    由于原始天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量(OGIP)方程中的參數(shù)不能準(zhǔn)確知道，因此算出的原始天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量存在不確定性。原始天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量不確定性的范圍依賴于其方程參數(shù)的不確定性范圍，而這些參數(shù)的不確定性又依賴于許多用于計(jì)算它們的其他參數(shù)。
    當(dāng)簡(jiǎn)單OGIP方程中的參數(shù)由相關(guān)的多元函數(shù)代替，0GJP方程將不能用解析方式計(jì)算。換句話來說，作為儲(chǔ)層頂部深度、總厚度、氣水界面等函數(shù)的0GIP方程式是不存在的，需要用代理方程式取代原始0GJP方程。
    代理方程在每個(gè)參數(shù)預(yù)期的范圍應(yīng)該是準(zhǔn)確的。采用統(tǒng)計(jì)方式，即試驗(yàn)設(shè)計(jì)確保代理方程是正確的，它的系數(shù)從0GIP因素組合的最小數(shù)來計(jì)算。代理方程的形式為：
    0GJP=a0+a1F1+a2F2+…+anFn+a12F1F2+n13F1F3+…+annFnFn
式中F1～Fn是0GIP方程依賴的幾個(gè)參數(shù)；a1～an是這些參數(shù)的線性系數(shù)；a12～ann是這些參數(shù)間第一級(jí)相互作用。
    以上系數(shù)均由多次線性回歸決定，回歸要求至少要和方程中的項(xiàng)數(shù)一樣多次0GIP計(jì)算。然而，參數(shù)的選擇和0GIP計(jì)算的次數(shù)決定算出的代理方程的準(zhǔn)確性。只要每次計(jì)算保證幾個(gè)參數(shù)有唯一值，那么代理的準(zhǔn)確性通常會(huì)隨著計(jì)算OGIP的次數(shù)增加而增加。
    對(duì)于七里北長(zhǎng)興組氣藏，首先使用了Folded Plackett-Burman(FPB)設(shè)計(jì)生成儲(chǔ)量的代理方程，但由于設(shè)計(jì)方程的曲率值高于能夠接受的上限值，因此又通過D-Optimal設(shè)計(jì)來實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量的代理方程。圖3是使用D-Optimal得到的Pareto不確定性影響圖。
 

2.4 蒙特卡洛模擬創(chuàng)建儲(chǔ)量概率分布函數(shù)
    一旦確定代理方程，可以應(yīng)用蒙特卡洛模擬產(chǎn)生地質(zhì)儲(chǔ)量分布。對(duì)方程中的每個(gè)項(xiàng)，確定其分布函數(shù)。通常來說，儲(chǔ)層頂部深度、孔隙度、孔隙度下限值、氣水界面為三角分布，相變界限為均勻分布[2]。圖4為最終得到七里北長(zhǎng)興組氣藏天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量：P10=15.4×108m3；P50=25.5×108m3；P90=37.1×108m3。
3 儲(chǔ)量結(jié)果對(duì)比
    本次計(jì)算的概率儲(chǔ)量分布的P50和中國石油天然氣股份有限公司(以下簡(jiǎn)稱中國石油)的計(jì)算結(jié)果差別較大，其主要的原因是本次所采用的孔隙度截止值與中國石油所采用的有較大差別，另外本次計(jì)算使用的圈閉面積也小于中國石油采用的圈閉面積。對(duì)于P50，采用了3%的孔隙度下限值，而中國石油原來采用的是2%。使用3%的截止值時(shí)，各井平均孔隙度會(huì)略微偏高，但平均產(chǎn)層厚度卻顯著低于采用2%孔隙度截止值時(shí)的厚度(表2)。

    論文編寫過程中，得到了川東北項(xiàng)目雪佛龍公司高級(jí)開發(fā)地質(zhì)師Jerome Glass、陳燕等的幫助，在此表示感謝。
參考文獻(xiàn)
[1] 古莉，于興河，閆偉鵬，等.三維地質(zhì)建模在鹽巖分布預(yù)測(cè)中的應(yīng)用[J].天然氣工業(yè)，2006，26(6)：118-120.
[2] 賈成業(yè)，賈愛林，鄧懷群，等.概率法在油氣儲(chǔ)量計(jì)算中的應(yīng)用[J].天然氣工業(yè)，2009，29(11)：83-85.
 
(本文作者：李和1 徐亮2 肖朝洪1 祝東平2 1.中國石油西南油氣田公司&雪佛龍公司川東北天然氣項(xiàng)目；2.中國石油西南油氣田公司外事處；3.川慶鉆探工程有限公司地球物理勘探公司)