摘要：七里北氣田是川東北高含硫天然氣合作項目的重點氣田之一，其上二疊統(tǒng)長興組氣藏的開發(fā)可以延長該氣田的穩(wěn)產(chǎn)期并提高項目的經(jīng)濟效益。因此，對長興組氣藏的靜態(tài)地質(zhì)模型建立和儲量評估就成為氣田開發(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影響該氣藏概率天然氣地質(zhì)儲量的地質(zhì)參數(shù)進行了不確定性分析，進而建立了代理方程；最后，對該氣藏概率天然氣地質(zhì)儲量進行了計算，并與中國石油天然氣股份有限公司的計算結(jié)果進行了對比分析，還對概率儲量小于地質(zhì)儲量的原因進行了說明。該計算高含硫氣藏地質(zhì)儲量的方法對于類似氣田的儲量計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目；七里北氣田；晚二疊世；地質(zhì)建模；概率儲量計算；儲量評估
川東北高含硫天然氣合作項目是中國目前最大的陸上石油天然氣對外合作項目，七里北氣田是川東北項目的重點氣田之一。根據(jù)七里北氣田總體開發(fā)方案安排，長興組氣藏在飛仙關(guān)組氣藏開發(fā)后期再進行開發(fā)，可以延長該氣田的穩(wěn)產(chǎn)期并提高項目的經(jīng)濟效益。因此，對長興組氣藏的靜態(tài)地質(zhì)模型建立和儲量評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為七里北氣田長興組氣藏模型的矩形網(wǎng)格和邊界。這是一個內(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)來實現(xiàn)的[1]，孔隙度利用七里北2井和七北101井的常規(guī)測井資料，通過最優(yōu)化方法得到。這種疊加方式可以將兩個不同的垂向變差函數(shù)結(jié)合起來以更真實地模擬地質(zhì)情況。第一個垂向變差函數(shù)變程較小(約2m)，以用來模擬構(gòu)建碳酸鹽巖儲層中孔隙度在垂向短程內(nèi)的快速空間變化比；第二個變差函數(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。第二個變差函數(shù)實際上可以將生物礁的規(guī)模模擬出來，因為認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
利用測井分析得到含水飽和度與測井分析孔隙度作交會，從而得出孔隙度一含水飽和度交會“云集”圖。但是在雙線性坐標中，這一“云集”交會關(guān)系并不明顯。然而將雙線性轉(zhuǎn)換為雙對數(shù)坐標時，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)換過程運用了地質(zhì)統(tǒng)計方法，能將測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)儲量的評估和計算
地質(zhì)儲量不確定性評估包括4個步驟：①確定影響地質(zhì)儲量的不確定性參數(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使用試驗設(shè)計和多元線性回歸，推算出地質(zhì)儲量的擬合代理方程；④使用地質(zhì)儲量代理方程進行蒙特卡洛模擬，生成地質(zhì)儲量概率分布函數(shù)。
在本次儲量分析過程中，應(yīng)用了三維地質(zhì)模型來計算地質(zhì)儲量。體積計算是在GOCAD軟件中的“儲集體積”模塊中實現(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層頂部深度、儲層總厚度、氣水界面以及相變位置(限定儲層的西南邊界)等因素。筆者認為儲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 儲層頂部深度
構(gòu)造深度的不確定性主要取決于用于時深轉(zhuǎn)換的速度模型的選擇(構(gòu)造頂部的地震解釋也會存在不確定性，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量的準確性，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
有效儲層是根據(jù)在預(yù)期經(jīng)濟上可行的生產(chǎn)條件下，能將氣體流動到生產(chǎn)井的儲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)井的非儲層巖層孔隙度的變化范圍計算得來的。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)對儲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 不確定性對儲量的影響
圖2為不同儲層參數(shù)的不確定性對七里北長興組氣藏儲量的影響的龍卷風圖。從圖可知：孔隙度、有效儲層截止值(孔隙度下限值)及相變界線為影響儲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)儲量(OGIP)方程中的參數(shù)不能準確知道，因此算出的原始天然氣地質(zhì)儲量存在不確定性。原始天然氣地質(zhì)儲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算它們的其他參數(shù)。
當簡單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算。換句話來說，作為儲層頂部深度、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。
代理方程在每個參數(shù)預(yù)期的范圍應(yīng)該是準確的。采用統(tǒng)計方式，即試驗設(shè)計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數(shù)一樣多次0GIP計算。然而，參數(shù)的選擇和0GIP計算的次數(shù)決定算出的代理方程的準確性。只要每次計算保證幾個參數(shù)有唯一值，那么代理的準確性通常會隨著計算OGIP的次數(shù)增加而增加。
對于七里北長興組氣藏，首先使用了Folded Plackett-Burman(FPB)設(shè)計生成儲量的代理方程，但由于設(shè)計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)計來實現(xiàn)儲量的代理方程。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)儲量分布。對方程中的每個項，確定其分布函數(shù)。通常來說，儲層頂部深度、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興組氣藏天然氣地質(zhì)儲量：P10=15.4×108m3；P50=25.5×108m3；P90=37.1×108m3。
3 儲量結(jié)果對比
本次計算的概率儲量分布的P50和中國石油天然氣股份有限公司(以下簡稱中國石油)的計算結(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，另外本次計算使用的圈閉面積也小于中國石油采用的圈閉面積。對于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，各井平均孔隙度會略微偏高，但平均產(chǎn)層厚度卻顯著低于采用2%孔隙度截止值時的厚度(表2)。
論文編寫過程中，得到了川東北項目雪佛龍公司高級開發(fā)地質(zhì)師Jerome Glass、陳燕等的幫助，在此表示感謝。
參考文獻
[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.概率法在油氣儲量計算中的應(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)
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