苏里格气田东区储气库苏东39-61三维测井地质建模研究.pdf

前言地下储气库是将从天然气田采出的天然气重新注入地下可保存气体的空间而形成的一种人工气田或气藏。天然气具有热值高、环境污染小和经济效益高等方面的优点，但由于天然气生产和消费的特殊性，在天然气的供应和消费之间存在着可靠、安全、平衡和连续供气与消费需求量在时间上不均衡的固有矛盾。储气库作为一种安全供气、调峰的手段和方法，目前被世界各国开发利用天然气时所广泛采用，它可以很好的解决供气的不稳定性与安全平稳供气要求之间的矛盾。1 苏里格气田东区储气库基本概况苏里格气田勘探面积4104km2，主要位于内蒙鄂托克旗、鄂托克前旗、乌审旗和陕西的定边、吴起境内。区内天然气资源丰富，资源评价结果，具有天然气资源量3.81012m3，占盆地天然气总资源量的35%。苏里格气田东区位于长庆靖边气田北部的乌审旗地区。区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗地区，勘探面积约6000km2。地表为沙漠、草地，地面海拔一般为12501350m，地形相对平缓，高差20苏里格气田东区储气库苏东39-61三维测井地质建模研究摘要：回顾了长庆气区储气库开发的历程,总结了储气库开发的配套技术,从苏里格气田东区地质特征和开发效果分析方面对储气库开发应用情况和储层进行了精细描述,针对目前储气库开发存在的一些问题,提出了未来的发展方向。关键词:长庆气区；储气库；配套技术；发展方向陈志华（中国石油长庆油田分公司研究院）国 外 测 井 技 术WORLD WELL LOGGING TECHNOLOGYAug.20232023年8月基金项目：中石油股份公司重大科技专项项目：“低渗透低丰度砂岩气藏水平井布井和改造工艺技术研究”（2011ZX05015001）资助。作者简介：陈志华（1977），男，2000年毕业于北京石油大学矿产普查与勘探专业，硕士，气田开发工程师，主要从事气田开发地质综合研究工作。基础科学 图1 苏里格气田东区储气库位置图942023年8月米左右。苏东39-61井区位于苏里格气田东区中南部，属中部风化壳带与古隆起结合部，该区中组合马五5储层发育，历年部署24口井，马五5小层钻遇率100%，白云岩有效储层钻遇率达90%。投产11口井，平均无阻流量75万方/天，平均单井产量14万方/天，马五5小层有很强的生产能力。2概况苏东 39-61 井区目前已完成二维和三维地震。近年来，自苏203井在奥陶系中组合马五5取得突破后，相继在盆地古隆起东侧发现多个马五5含气富集区，如苏东39-61井区，马五5段参与试气15口，平均无阻流量72万方/天，目前该区单井日均产气量15万方/天，其中的苏东39-61、苏东39-59A和苏东38-61H井3口井累计产气量突破7.4亿方，展示出良好的产气能力，在产能建设和调峰保供中发挥了重要的作用（如图2）。将气藏转为夏注冬采的地下储气库，这是在各种地下岩层类型中建造地下储气库的最好选择，其主要优点如下：（1）有盖层、底层、无水驱或弱水驱，具备良好的封闭条件，密闭性好，储气不易散溢漏失，安全可靠性高。（2）有较多现成采气井可供选择利用。作为注采气井，有完整配套的天然气地面集输、水、电、矿建等系统工程设施可供选择，建库周期短，试注、试采运行把握性大，工程风险小，有完整成套的成熟采气工艺技术。（3）不需或仅需少量的垫底气，一般调峰工作气量为注气量的7090，注入气利用率高。图2 苏东39-61井区图图3 马五5典型岩石类型图陈志华：苏里格气田东区储气库苏东39-61三维测井地质建模研究95国 外 测 井 技 术2023年8月马五5作为气田开发的新层系，其地质认识尚显薄弱，为此，特在苏东39-61井区取心4口井，以深入开展马五5段储层沉积、成岩、形成机理及主控因素的研究，认识马五5段储层展布规律，为储气库建设提供依据。3岩石类型及沉积构造对研究区4口取心井岩性分析认为：该区的主要白云岩类型包括晶粒白云岩、含灰白云岩和灰质白云岩等；晶粒主要为粉晶、细晶和中晶，而微晶白云岩不发育。4储层特征根据岩心物性资料分析，苏里格气田东区马五的物性较不好（如图4），马五5储层孔隙度主要分布在2-10%，最高可达10.1%，平均孔隙度为4.2%，平均渗透率为0.33mD；渗透率主要分布在0.1-1mD，最高可达130mD。在研究区物性平面图上马五5储集物性为低孔低渗，呈串珠状、透镜状分布。5 构造格架构造格架包括构造层面及断缝系统两部分。本次研究采用地质-测井-计算机处理的一体化技术，直接将测井数据和地质分层结果转入三维地质模型软件中。先绘制了2层构造，即马五43底凝灰岩构造、马五5底，然后，以各小层钻井分层为基本控制点，应用确定性建模的方法对井间地层的深度进行预测，从而建立模型的构造格架。（如图5-6）所示为研究区三维构造模型。（如图7-8）所示为马五5小层顶面三维声波时差测井模拟模型。从构造模型中可以看出，研究区目的层总体上是一个由北东向南西方向倾斜的单斜构造，构造幅图4 马五5孔隙度、渗透率频率分布直方图图5 马五5顶面构造平面图图6 马五5底面构造平面图962023年8月度最大可达50-70米。由于碳酸盐岩的溶蚀作用，各个小层不同程度地发育许多沟槽。这些沟漕限制了储层的分布范围。6 古地形识别沟槽的识别对于古地形识别来说具有十分重要的作用。除连井小层对比追踪地层剥蚀和沟槽分布的方法之外，地震资料也是获得沟槽等古地貌分布的重要依据。印模法鄂尔多斯盆地古岩溶地貌恢复主要运用石炭系填平补齐法。该观点认为，古风化壳之上石炭系地层为一种在原地貌基础上的充填式沉积物，石炭系沉积对风化壳古地貌起着填平补齐的作用。由此，可以借用石炭系沉积地层厚度来反演沉积基底的地貌形态。7储气库井区水平井实施效果分析选取剖面上马五5有效白云岩体单层厚度大，连续性好；井控程度高，有效白云岩体落实的富集区；目的层有效白云岩体厚度大，横向展布相对稳定；邻井产量较高，稳产能力较强；水平段延伸方向及长度满足目前井网井距；目的层气层顶面起伏相对平缓的作为评价区。集中部署了水平井 2 口：苏东X-XH、苏东40-XH2（如图10）。苏东X-XH水平井于2012年4月开钻，8月21日完钻，完钻井位5328m，水平段长2022，钻遇白云岩1950.0m，钻遇率96.4；钻遇白云岩1695.0m，钻图7 马五5顶面声波时差立体图图8 马五5底面声波时差立体图图9 井区马五5段上覆马家沟组地层厚度图马五5上覆风化壳残余地层厚度与气藏分布图陈志华：苏里格气田东区储气库苏东39-61三维测井地质建模研究97国 外 测 井 技 术2023年8月遇率83.8（如图11）。因苏东X-XH2井马五52气层中下部发育0.6m灰岩夹层，所以在该井钻至3675米到3875米处钻遇到灰岩或泥质砂岩夹层，故使该钻遇率偏低，后经过调整后，采取朝气层上部钻进的措施，在后面的实施过程中钻遇了很好的气层、含气层。采用遇油膨胀封隔器分10段压裂改造，试气无阻流量480104m3/d。钻遇率偏低，与该区滨海相垂向多期叠置，形成复杂的灰岩白云岩体，构成单元间叠置关系复杂有关。从试气效果（如表1）看，水平段钻井周期和排液时间较长是影响水平井产能的因素之一。另外储层物性较差，如前所诉。另外有效白云岩体规模小，有效泄流宽度窄，有效白云岩体规模小，宽度一般800米,呈孤立状或窄条带状分布在致密砂岩之中。从有效单白云岩体厚度分析，单层26m的钻遇比例约占85%，单层大于6m不足15。建议以后从以下4个方面加强攻关：1.继续深化地质研究，对白云岩体平面展布形态、白云岩体规模、岩石学特征等进行归纳总结，建立数学模型，进一步指导水平井开发；2.充分利用三维地震资料进行白云岩体延伸方向及宽度等白云岩体展布特征的研究；3.精细描述储层展布和构造起伏，细分小层、刻画隔夹层分布，优化地质设计;4.建议缩短钻井周期，提高排液效率，减小储层伤害。8结论（1）由于滨海相储层储集性能与成岩作用关系密切，需要有针对性的进行相关的分析化验。同时进一步加强微观储层非均质性的研究，为流动单元的研究奠定基础。（2）储层物性较差、岩屑含量高，储层致密，储层岩屑及泥质含量高，水敏及水锁现象严重等因素制约了水平井的高产。（3）有效白云岩体规模小，泥岩隔夹层较多等导致水平井在施工过程中易穿出储层，导致水平井水平段钻遇率降低，是影响水平井试气无阻流量的主要因素。（4）从试气效果看，水平段钻井周期和排液时间较长是影响水平井产能的因素之一。建议缩短钻井周期，提高排液效率，减小储层伤害。参考文献：1奎明清、田会民,沈生福、牟艳、赵军年.水平井地质导向技术在涩北气田的应用.青海石油,第25卷第4期，2007年12月.2沈玉林、郭英海、李壮福.鄂尔多斯盆地苏里格庙地区二叠系山西组及下石盒子组盒八段沉积相J.古地理学报,2006,8（1）：5362.3张吉、陈凤喜等.靖边气田水平井地质导向方法与应用.天然气地球科学,第19卷第1期，2008年2月4李义军、樊爱萍、李浮萍等.苏里格气田二叠系白云岩体储集性能及其控制因素J.特种油气藏,2009,16（6）:12-14.图10 苏东38-61H井水平段井轨迹示意图表1 苏里格气田东区20102011年水平井试气成果表98