一种大面积岩性气藏勘探评价参数模板优化方法与流程

1.本发明属于特殊类型岩性气藏勘探评价领域，特别涉及一种大面积岩性气藏勘探评价参数模板优化方法。


背景技术：

2.勘探评价项目升级评价参数的确定是勘探评价关键环节之一。其中升级把握系数是根据圈闭识别结果，从天然气成藏过程地质条件和工程适应性出发，进行产能条件、成藏条件、资料控制程度及地下、地面工程条件等五个方面的评价分析，建立勘探评价项目的核心是科学合理地评价勘探评价项目可升级性。
3.现行行业标准气藏勘探评价技术规范中采用概率论原理，在目前的认为主观评价，基于大数据分析的智能(ai)勘探评价阶段。各评价因子的关键因素参数和概率赋值标准需根据区带、领域、层系的特点来选取和建立，行业内尚无统一的评价标准。
4.针对大面积岩性气藏的勘探评价，定性化评价与目前的高效、高质量勘探不相适应性：针对不同区带、不同气藏类型的成藏地质条件和工程技术条件参数赋值待进一步优化；储量升级的计算参数的影响因素和气藏开发概念设计、关键经济评价参数的选择的优化。因此，建立勘探评价项目评价参数的优化和标准对于提高项目评价合理性和准确性，具有十分重要的意义。


技术实现要素：

5.本发明是为了提高勘探评价项目的升级把握性和提高勘探评价项目的合理性和准确性，提供一种大面积岩性气藏勘探评价参数模板优化方法。
6.为了实现上述发明目的，本发明提供了以下技术方案：
7.一种大面积岩性气藏勘探评价参数模板优化方法，包括以下步骤，
8.s1，获取地质条件的评价值和工程适应性条件的评价值；所述地质条件包括产能条件、成藏条件和资料控制程度三个影响因子，所述工程适应性条件包括地下工程地质条件和地表条件两个影响因子；
9.s2，将地质条件的评价值和工程适应性条件的评价值相乘即为升级把握系数的值；所述升级把握系数用于评价勘探评价项目。
10.通过采用上述技术方案，建立起勘探评价项目中升级把握系数的优化方法，求取升级把握系数的值；而升级把握系数评价参数的确定是勘探评价项目的重要环节；通过优化升级把握系数的值，能够科学合理地评价勘探评价项目可升级性，以提高勘探评价项目的合理性和准确性。
11.优选地，所述升级把握系数的计算公式为，
12.p
(升级把握系数)
＝p
(地质条件)
×
p
(工程适应性条件)
，
13.其中，p
(升级把握系数)
为升级把握系数，p
(地质条件)
为地质条件，p
(工程适应性条件)
为工程适应性条件。
14.优选地，其特征在于，
15.p
(地质条件)
＝p
(产能评价值)
k1×
p
(成藏条件评价值)
k2+p
(资料控制程度评价值)
k3；
16.其中，p
(产能评价值)
为产能条件评价值，p
(成藏条件评价值)
为成藏条件评价值，p
(资料控制程度评价值)
为资料控制程度评价值；k1为产能评价的权重值，k2为成藏条件评价的权重值，k3为资料控制程度评价的权重值，均为预设值，k1+k2+k3＝1，且取值为k1＝0.5，k2＝0.3，k3＝0.2。
17.优选地，p
(工程适应性条件)
＝p
(地下工程地质条件)
k4×
p
(地面条件)
k5；
18.其中，p
(地下工程地质条件)
为地下工程地质条件评价值，p
(地面条件)
为地面条件评价值，k4为地下工程地质条件的权重值，k5为地面条件的权重值，均为预设值，k4+k5＝1，且取值为k4＝0.6，k5＝0.4。
19.优选地，所述产能条件，获取勘探评价项目中气井的主要参数，所述主要参数包括是否能够达到商业油气流标准、井数量、井密度和井分布；基于所述商业油气流标准、井数量、井密度和井分布，产能条件评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0020]
优选地，所述成藏条件，首先判断勘探评价项目的类型，所述类型包括已上报预测储量区块、已发现油气圈闭和已开发油田周边圈闭三种；
[0021]
若勘探评价项目的类型为已上报预测储量区块和已发现油气圈闭，则判断是否拥有优质储层，所述优质储层的的判断通过储层岩性、岩相和储层分布连续性及渗透层分布均质性四个方面进行，成藏条件评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]；
[0022]
若勘探评价项目的类型为已开发油田周边圈闭，则通过圈闭、充注、储层、保存和综合评价五个方面进行，成藏条件评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0023]
优选地，所述资料控制程度，首先判断勘探评价项目的类型，所述类型包括已上报预测储量区块、已发现油气圈闭和已开发油田周边圈闭三种；
[0024]
若勘探评价项目的类型为已上报预测储量区块和已发现油气圈闭，则所述资料包括测试资料、钻测录和地震资料，资料控制程度评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]；
[0025]
若勘探评价项目的类型为已开发油田周边圈闭，则所述资料包括邻区已开发油田油井达商业油气流标准和三维地震资料，资料控制程度评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0026]
优选地，所述地下工程地质条件，结合钻井难度和储层是否需要改造两个方面，进行判断，所述地下工程地质条件的评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0027]
优选地，地面条件优化，基于地面管网情况判断储层地区是否具有现成管网，结合地表施工条件和交通条件，所述地面条件优化的评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0028]
优选地，所述勘探评价项目的指标还包括储量计算参数，所述储量计算参数包括含气面积、单储系数、有效厚度分布。
[0029]
与现有技术相比，本发明的有益效果：建立起勘探评价项目中升级把握系数的优
化方法，求取升级把握系数的值；而升级把握系数评价参数的确定是勘探评价项目的重要环节；通过升级把握系数的值，能够科学合理地评价勘探评价项目可升级性，以提高勘探评价项目的合理性和准确性。
附图说明：
[0030]
图1为本发明的方法流程框图。
[0031]
图2为本发明升级把握系数优化前后对比图。
[0032]
图3为本发明大面积毯状/片状砂岩气藏含气面积与储量规模交会图。
[0033]
图4为本发明大面积毯状/片状砂体气藏有效厚度与储量规模交会图。
[0034]
图5为本发明中川西高压气藏埋藏深度与体积系数关系图。
[0035]
图6为本发明含气面积频率分布图。
[0036]
图7为本发明单储系数频率分布图。
[0037]
图8为本发明有效厚度频率分布图。
具体实施方式
[0038]
下面结合试验例及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。
[0039]
实施例1
[0040]
一种大面积岩性气藏勘探评价参数模板优化方法，包括以下步骤，
[0041]
s1，获取地质条件的评价值和工程适应性条件的评价值；所述地质条件包括产能条件、成藏条件和资料控制程度三个影响因子，所述工程适应性条件包括地下工程地质条件和地表条件两个影响因子。
[0042]
分析近期勘探评价项目实施情况和效果，优选出能进一步优化的评价参数作为研究对象，以对勘探评价项目优化改进；勘探评价项目包括升级把握系数、储量计算参数、储量升级概率参数、开发概念设计参数和关键经济评价参数等评价参数。
[0043]
在本实施例中，首先选择升级把握系数进行优化。勘探评价项目升级把握系数评价参数的确定是勘探评价项目的重要环节，其主要目的是通过对评价单元的地质条件及工程适应性两个大的方面进行分析、赋值，并求出其储量升级的概率。且随着评价勘探的持续深入，评价人员深化了对气藏的地质认识。通过评价项目评价参数存在的问题和可优化空间研究，能够促进各个评价参数的不断优化、调整，对滚动评价指导意义体现在勘探评价项目升级把握系数逐年提高，评价效果突出。
[0044]
升级把握系数包括地质条件和工程适应性条件两个影响因素，建立升级把握系数的评价标准需要对地质条件和工程适应性条件进行优化。
[0045]
其中，地质条件优化包括产能条件、成藏条件和资料控制程度三个影响因子。
[0046]
产能条件，主要考虑四个方面：是否商业油流、井数量、井密度和井分布。针对大面积岩性气藏，部分类型气藏无统一气水界面，则储层产水量大对后期试采产气量影响较大，会造成经济效益差；例如川西探区沙溪庙组工业气井主要集中在构造位置较高的新场地区及东坡地区，而成都凹陷沙溪庙虽也有工业气井分布，但普遍产水，故仅在局部提交少量探
明储量，其他地区及砂组提交控制储量较为困难，在其他条件相同情况下整体升级把握系数实际上是比较低的。
[0047]
本实施例将储层是否普遍产水及产水量纳入产能条件考虑因素，增加产水商业油气流井数，普遍产水则产能赋值降低，如少部分产水或产水量较小则不影响产能赋值；得到大面积岩性气藏产能条件评价赋值标准表如下所示：
[0048][0049][0050]
商业油气流标准是指在现有技术经济条件下，在评价期内能够收回开发投资、经营成本以及相关税费的单井初期稳定日产量下限值。
[0051]
商业油气流标准与气井稳产期、气价、投资密切相关。本实施例计算了不同井深下的气藏单井极限产量，初步确定了在目前经济技术条件下，不同类型气藏的单井商业油气流标准表如下。
[0052][0053]
成藏条件，首先判断勘探评价项目的类型，所述类型包括已上报预测储量区块、已发现油气圈闭和已开发油田周边圈闭三种。
[0054]
若勘探评价项目的类型为已上报预测储量区块和已发现油气圈闭，则判断是否拥有优质储层，所述优质储层的的判断通过储层岩性、岩相和储层分布连续性及渗透层分布均质性四个方面进行，成藏条件评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]；
[0055]
若勘探评价项目的类型为已开发油田周边圈闭，则通过圈闭、充注、储层、保存和综合评价五个方面进行，成藏条件评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0056]
现有的成藏条件评价参数设置及赋值标准只涉及是否拥有优质储层的评价方法与手段，但没有判断储层成藏条件的具体优劣。例如：四川盆地陆相储层的均质性都比较差，进入评价阶段的评价单元基本都拥有成熟地球物理、沉积学技术方法准确预测有利储层发育区，也就是说在已上报预测储量区块和已发现油气圈闭这一类评价单元中成藏条件的赋值都应该是一样的0.8-1；但实际情况是各评价单元的成藏条件是各不相同的，例如新场侏罗系的成藏条件远远优于梓潼凹陷，成都凹陷的蓬莱镇优于东坡，与烃源岩断层配置关系好的同一层位的河道优于没有和烃源岩断层相接的河道，同一河道的不同部位成藏条件也有所不同。本实施例针对不同勘探勘探评价类型建立了相应的气藏综合评价标准，得到大面积岩性气藏成藏条件赋值标准表如下表所示：
[0057][0058][0059]
资料控制程度，首先判断勘探评价项目的类型，类型包括已上报预测储量区块、已发现油气圈闭和已开发油田周边圈闭三种；
[0060]
若勘探评价项目的类型为已上报预测储量区块和已发现油气圈闭，则资料包括测试资料、钻测录和地震资料，资料控制程度评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]；
[0061]
若勘探评价项目的类型为已开发油田周边圈闭，则资料包括邻区已开发油田油井达商业油气流标准和三维地震资料，资料控制程度评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0062]
得到大面积岩性气藏资料控制程度赋值标准表如下表所示：
[0063][0064][0065]
工程适应性条件包括地下工程地质条件和地面条件两个影响因子。
[0066]
其中，地下工程地质条件包括对储层是否需要改造进行判断，如果储层需要改造则赋值在0.6-0.8；但随着钻工程工艺技术不断改进，如压裂、酸化、水平井的新的方法技术的推广使用，一方面增加了投资及作业难度，另一方面也起到了增产和动用原本落后工艺下无法动用的储量和产能，这一方面可以考虑优化；而有成熟的配套工程工艺增加了单井产能和储量动用程度的赋值考虑在0.8-1。此外，海相岩性气藏属于含硫化氢(h2s)气藏，在钻井过程中无论是工具选择还是井控方面要求都较高，也将是否含硫纳入评价参数优化中。地下工程地质条件的评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0067]
地面条件，主要是对地面管网情况进行判断，如a及b地区管网不发达，a地区有4口工业气井由于无现成管网，以槽车拉运方式生产，而b地区1口钻井测试后一直处于关井状态，也会影响到评价体系；因此将管网是否便利纳入升级把握系数评价参数中。再基于地面管网情况判断储层地区是否具有现成管网，结合地表施工条件和交通条件建立赋值标准。地面条件优化的评价值取值范围为[1,0.8]，[0.8,0.6]，[0.6,0.4]，[0.4,0.2]，[0.2,0]。
[0068]
结合地下工程地质条件和地面条件，得到大面积岩性气藏工程技术适应性赋值标准表如下：
[0069][0070]
s2，将地质条件的评价值和工程适应性条件的评价值相乘即为升级把握系数的值；所述升级把握系数用于评价勘探评价项目。
[0071]
本实施例中，升级把握系数的计算公式为：
[0072]
p
(升级把握系数值)
＝p
(地质条件)
×
p
(工程适应性条件)
；
[0073]
其中，地质条件评价主要包含三个方面：产能评价、成藏条件评价、资料控制程度评价，三个方面分别考虑不同的权重进行相加，则得到：
[0074]
p
(地质条件)
＝p
(产能评价值)
k1×
p
(成藏条件评价值)
k2+p
(资料控制程度评价值)
k3；
[0075]
其中：取其权重值k1+k2+k3＝1，k1＝0.5，k2＝0.3，k3＝0.2。
[0076]
工程适应性条件包含两个方面：地下工程地质条件和地面条件；
[0077]
p
(工程适应性条件)
＝p
(地下工程地质条件)
k4×
p
(地面条件)
k5；
[0078]
其中：取其权重值k4+k5＝1，取值k4＝0.6，k5＝0.4。
[0079]
结合四川盆地多个地区的实际情况，建立起升级把握系数升级概率赋值如图2所示；可以看出，总体上优化前后升级把握系数变化明显，优化前升级把握系数差异较小，在0.6258-0.7392之间，优化后差异明显变大，在0.512-0.7787之间，产生变化的主要原因是以现有地质认识充分考虑了评价单元成藏地质条件的优劣，更能直观反映出升级可能性大小。
[0080]
在升级把握系数优化中，还包括储量升级概率参数优化，储量升级概率参数的优化方法包括：
[0081]
基于现有的升级概率评价体系，选择勘探评价项目中已升级评价单元和未升级单元进行分析，获取升级概率的差异性；本实施例运用现有的升级概率评价体系对中江气田沙溪庙组气藏部分砂组已升级评价单元和未升级成功的评价单元进行分析。
[0082]
基于分析结果，优化储量升级概率参数，分析结果包括产能差异、成藏条件差异、地质评价富集区分布不均匀及储层是否需要改造所形成的差异。其中，成藏条件地质评价在升级概率中起决定性作用。
[0083]
本实施例提供的面积岩性气藏勘探评价参数模板优化方还包括对储量计算参数、经济评价参数和开发概念设计参数进行优化。
[0084]
储量计算参数包括：收集、整理历年控制储量及预测储量提交数据，对数据进行相关性分析；由于海相储层的样本点少，本实施例仅对大面积/片状砂体和河道砂气藏做重点
分析。储量计算的关键参数主要包括含气面积、有效厚度、单储系数。
[0085]
本实施例根据四川盆地川西地区已提交的控制、预测储量储层展布特征，基本可分为以中浅层为主的河道砂岩/片状砂岩气藏、深层须家河为主的大面积毯状砂岩气藏及超深层的碳酸盐岩气藏。
[0086]
对含气面积影响因素分析：含气面积是储量计算中的重要基本参数，含气面积主要受沉积环境、储层展布、气藏类型及勘探程度等多种因素影响。如图3，建立含气面积与储量规模的交会图，无论是大面积毯状/片状砂体气藏还是河道砂岩气藏，均有良好的正相关关系，尤其是河道砂岩气藏，相关系数达到0.897；说明含气面积是影响储量规模的最主要因素。
[0087]
有效厚度影响因素分析：有效厚度是油气层中具有产油气能力的那部分厚度。作为储层首先要具备两个条件：一是油气层内包含可动油气，二是在现有工艺技术条件下可以开采的油气层厚度。有效厚度的大小与储层的物性、含油气性、储层改造技术、油气价格及权衡方式等因素密切相关。如图4，从有效厚度与储量规模的交会图来看，二者有一定的正相关关系，说明有效厚度也是影响储量规模的主要因素之一。
[0088]
单储系数影响因素分析：通常单储系数受到储层岩性、物性、含气性、深度、地层压力、流体性质等因素的影响。孔隙度主要受到储层自身组分、后期压实、胶结等因素影响，含气饱和度受到孔隙、毛细管阻力等因素影响，体积系数受到地层温度、地层压力及天然气组分等因素影响。单储系数与储量规模相关性普遍较差。如图5所示，通过对单储系数与其他参数交汇分析认为，影响单储系数的主要是孔隙度，尤其是大面积/片状砂体孔隙度与单储系数相关系数达到0.912，体积系数次之，而体积系数与地层温度、地层压力及埋藏深度密切相关。
[0089]
通过上述分析得到，含气面积是影响储量规模最主要的因素，其次是有效厚度，单储系数与储量规模相关性较差。
[0090]
基于相关性分析结果；建立不同区带、层位储量计算参数分布模型，分布模型包括含气面积分布模型、单储系数分布模型、有效厚度分布模型。
[0091]
收集、整理四川盆地川西探区历年控制储量及预测储量提交数据，共计81个样本；在平面上，包括成都凹陷区、东部斜坡区、龙门山山前带、新场构造带四个区带；在纵向上，包括蓬莱镇组、沙溪庙组、须家河组、雷口坡组四段等不同层位。
[0092]
根据81个样本，分别建立起各评价项目储量计算参数的分布模型，主要针对含气面积、单储系数、有效厚度3个分布模型展开深入研究。
[0093]
建立含气面积分布模型并进行研究；如图6所示，根据81个样本点的统计分析，含气面积的最小值为1.5km2，最大值为393.39km2，平均值为89.43km2，分布特征存在双峰现象；在累计频率曲线上能够得出，含气面积在0-100km2之间的数据占63％，主要以蓬莱镇组气藏和沙溪庙组气藏的构造-岩性圈闭为主。
[0094]
建立单储系数分布模型并进行研究；如图7所示，根据81个样本点的统计分析，单储系数最小值为0.055，最大值为0.2828，平均值为0.1281，在整体上基本呈正态分布，内部略显双峰特征；在累计频率曲线上得出0.05-0.18，占整个数据的90％以上，各种圈闭类型及层位的数据分布相对均匀，仅成都凹陷沙溪庙组表现出相对较高的单储系数，单储系数基本在0.2以上。
[0095]
建立有效厚度分布模型并研究；如图8所示，根据81个样本点的统计分析，有效厚度最小值为3.3m，最大值为66.6m，平均值为16.25，整体上基本呈正态分布；在累计频率曲线上得出5-25m，占整个数据的80％。岩性-构造圈闭表现出有效厚度不稳定的特征，从1m到70m左右，断断续续分布。山前带的须家河组和雷口坡组四段表现为较大的有效厚度，有效厚度大于50m的样本均在这两个研究对象中。
[0096]
分析各个模型的模型适应性，优化储量计算参数。针对川西地区大面岩性气藏，研究了不同区带不同勘探评价单元的储量计算参数分布模型，因样本点不充足，部分模型分布特征没有明显的规律性，还有些研究对象样本没有明显统计规律。考虑到样本的数量及统计规律，基本可以用于生产的模型有2个：东部斜坡沙溪庙组、新场构造带沙溪庙组，可以参考使用的模型有2个：成都凹陷蓬莱镇组、成都凹陷沙溪庙组，仅供参考的模型有3个：山前带须家河组、山前带雷口坡组四段、新场构造带雷口坡组四段。
[0097]
开发概念设计参数包括开采方式、气井合理产量分析和合理采气速度确定。
[0098]
开采方式，基于气井气藏情况，判断开采方式；开发概念设计参数选择与优化从气井天然气组分分析看来，川西地区侏罗系气藏总体上属于干气气藏，部分地区和层位产少量凝析油，但含量少，对生产基本无明显影响。
[0099]
气井合理产量分析，针对拟提交控制储量区涉及的层位以及井区进行合理产量分析，采用指示曲线法、试采与无阻流量法、单井数值模拟法等方法综合确定气藏合理产量。
[0100]
合理采气速度确定，采气速度确定需考虑的因素较多，包括储层物性、流体性质及相态特征、储量或储量丰度、生产压差、油田规划产能和市场需求。由于气藏还处于建产阶段，所以采用经验法和类比法确定采气速度。
[0101]
经济评价参数包括天然气销售价格、投资估算、成本测算、产量预测、最小经济储量规模计算和项目评价，包括以下。
[0102]
天然气销售价格，天然气价格实行政府指导价，供需双方可以国家规定的出厂基准价为基础，在规定的浮动幅度内协商确定具体价格；同时向多个用户供气时，可根据不同的供气量和销售价格，取加权平均价格；并且将天然气出厂基准价格与可替代能源价格挂钩调整。
[0103]
投资估算，项目的总投资包括已发生投资、新增建设投资和建设期利息，新增建设投资包括钻井工程投资、采气工程投资和地面工程投资。
[0104]
成本测算，成本估算可采用生产要素法和生产过程法等方法，评价项目经济评价目前建议采用综合测算法进行成本估算。
[0105]
产量预测，建立产量模式图，基于井深和气藏类型选取产量模式；
[0106]
最小经济储量规模计算，计算勘探评价单元最小经济储量规模和单井最小经济储量规模；
[0107]
项目评价，计算净现值和收益率，评价项目经济可行性。
[0108]
通过对盆地区带勘探评价目标的油气地质特征及勘探成果的系统总结与研究，以落实升级提交控制储量为目的，为开发评价、建产做好准备，进行勘探评价项目的设置与优选，优选的勘探评价工作统一规范，评价项目设置有据可依，实现项目统一评价、优选排队、辅助决策过程的智能化、集成化。具有能够提高勘探评价项目的升级把握性和参数优选合理性的技术效果。
[0109]
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。