鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏型地下储气库地质评价关键技术.pdf
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1、第 43 卷第 10 期2023 年 10 月 55 天然气工业Natural Gas Industry引文:张建国,夏勇,赵晨阳,等.鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏型地下储气库地质评价关键技术J.天然气工业,2023,43(10):55-63.ZHANG Jianguo,XIA Yong,ZHAO Chenyang,et al.Key technologies for geological evaluation of UGSs rebuilt from low-permeability lithological gas reservoirs in the Ordos BasinJ.Natural
2、 Gas Industry,2023,43(10):55-63.鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏型地下储气库地质评价关键技术张建国1,2夏 勇1,2赵晨阳1,2王蕾蕾1,21.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 摘要:鄂尔多斯盆地是我国最大的天然气生产基地和陆上管网枢纽中心,具有优越的地下储气库(以下简称储气库)建库地质资源、地理位置和气源等优势。为解决低渗透强非均质岩性气藏侧向封闭不明确、单井产能低等带来的储气库选址评价难、方案优化设计难等诸多问题,开展了岩溶型碳酸盐岩气藏和辫状河三角洲砂岩气藏侧向封闭性评价、碳酸盐岩储层裂缝表征与三维地质建模、大面积强非均质
3、气藏局部甜点建库模式优化以及储气库注采井网优化设计等研究,并形成了低渗透岩性气藏型储气库地质评价关键技术。研究结果表明:碳酸盐岩气藏侵蚀沟槽形成地层遮挡、致密层形成岩性遮挡,侧向封闭性良好,砂岩气藏储层内部阻流带发育、压力波及范围有限,设置过渡带可以实现边界的动态封闭;裂缝是低渗透气藏的主要渗流通道,其精细表征是裂缝型碳酸盐岩气藏优化注采井位部署和储气库快速达容达产的基础;核心注采区、中间过渡区、外围监测区的“三区带”建库模式,可以有效提升气库运行效率、降低天然气外溢风险;基于强非均质气藏的储层地质特点优化注采气井井网井型,能够降低施工风险、提高气井产能和库容控制。结论认为,形成的低渗透岩性气
4、藏型储气库地质评价关键技术有效解决了储气库选址和设计等难题,支撑了鄂尔多斯盆地气藏储气库的建设,为同类型低渗透岩性气藏改建储气库提供了有益参考和借鉴。关键词:鄂尔多斯盆地;地下储气库;低渗透;岩性气藏;侧向封闭性;甜点区优选;水平井DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.10.006Key technologies for geological evaluation of UGSs rebuilt from low-permeability lithological gas reservoirs in the Ordos BasinZHANG Jianguo1,2,
5、XIA Yong1,2,ZHAO Chenyang1,2,WANG Leilei1,2(1.Exploration and Development Research Institute,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xian,Shaanxi 710018,China;2.National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil&Gas Exploration and Development,Xian,Shaanxi 710018,China)Natural Gas Industry,vol.43
6、,No.10,p.55-63,10/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:The Ordos Basin is widely recognized as the largest natural gas production base and an onshore gas pipeline network hub in China.It has advantages in geological resources,geographical location and gas sources for the construction of under
7、ground gas storage(hereinafter referred to as UGS).The lithological gas reservoirs with low permeability and strong heterogeneity have an unclear lateral sealing capacity and a low single-well productivity,which bring challenges to UGS site selection and evaluation and scheme optimization and design
8、.In order to solve these problems,this paper evaluates the lateral sealing capacity of karst carbonate gas reservoirs and braided river delta sandstone gas reservoirs,characterizes the fractures in carbonate reservoirs,and performs three-dimensional geological modeling.A UGS construction model of lo
9、cal sweet spot in large,strongly heterogeneous gas reservoirs and the design of injectionproduction well patterns are optimized.In addition,key technologies for geological evaluation of UGSs rebuilt from low-permeability lithological gas reservoirs are developed.And the following research results ar
10、e obtained.First,carbonate gas reservoirs exhibit a good lateral sealing capacity with erosional groove as the stratigraphic barrier and tight layer as the lithological barrier.Sandstone gas reservoirs have developed internal flow blocking zones,which result in limited pressure range,so the dynamic
11、sealing of boundaries can be achieved by setting transition zones.Second,fractures are the primary seepage channels in low-permeability gas reservoirs.Therefore,the fine characterization of fractures lays a foundation for optimizing the deployment of injection and production wells in fractured carbo
12、nate gas reservoirs and ensuring the rapid achievement of UGS capacity and production.Third,the three-zone UGS construction model,which involves injection and production in the core zone,transition in the intermediate zone and monitoring in the peripheral zone,can effectively improve UGSs operation
13、efficiency and reduce the risk of gas leakage.Fourth,optimizing the injectionproduction well pattern and type based on the geological characteristics of strong-heterogeneity gas reservoirs can reduce construction risk,increase gas well productivity,and enhance storage capacity control.In conclusion,
14、these key technologies for geological evaluation of UGSs rebuilt from low-permeability lithological gas reservoirs effectively address the difficulties in UGS site selection and design,support the construction of gas-reservoir UGSs in the Ordos Basin,and provide beneficial reference for the rebuildi
15、ng of UGSs from similar low-permeability lithological gas reservoirs.Keywords:Ordos Basin;Underground gas storage;Low permeability;Lithological gas reservoir;Lateral sealing capacity;Sweet spot selection;Horizontal well 作者简介:张建国,1980 年生,高级工程师,硕士;主要从事气田开发和储气库建设等研究工作。地址:(710018)陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区。ORCID:
16、0009-0002-5366-7856。E-mail:zhjg_2023 年第 43 卷 56 天 然 气 工 业0引言中国已明确提出了“碳达峰、碳中和”时间路线图,而天然气是实现由煤炭、石油等化石能源向新能源过渡的桥梁。随着国内天然气消费量持续快速增长,冬、夏季节用气量峰谷差进一步增大,储气调峰在能源保供中的作用将进一步凸显1-2。2010 年以来,虽然国内开展了大规模的地下储气库评价及建设工作,但目前储气库工作气量仅占天然气年消费量的 4%左右,较全球约 12%的平均水平仍存在较大差距3-6。位于鄂尔多斯盆地的长庆气区是目前我国最大的天然气生产基地和陆上输气管网枢纽交汇点,具有优越的建库地
17、质资源、地理位置和管道气源条件,是中国石油规划建设的六大储气中心之一。长庆油田自 2010 年就在鄂尔多斯盆地开始了储气库库址筛选和建库评价工作。2012 年以前,主要针对盆地内不同类型油气藏开展建库目标优选,并逐渐开展小规模建库注采试验;2012 年 S2 储气库正式开工建设,2015 年投入运行,低渗透岩性气藏改建地下储气库进入建库探索阶段;2020 年以来,伴随着 SD 储气库的建设投运、Y3储气库扩大注采试验和建设方案的完成,储气库进入规模化建设阶段。截至2022年底鄂尔多斯盆地投运储气库2座,正建1座,先导试验1座,设计工作气量57.5108 m3,已形成工作气量达 7.5108 m
18、3。与国内其他气藏型储气库相比,鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏具有构造完整、断层不发育和水体能量弱等优点7-17。但由于低渗透岩性气藏特殊的地质条件,建库面临储气地质体侧向封闭性不明确,储层整体低渗透、强非均质性,储量丰度和气井产能低等诸多难题,以及储气库选址评价、方案优化设计和高质量建设等严峻挑战。笔者从低渗透岩性气藏型储气库主要地质特点和建库面临的技术挑战出发,重点论述储气库岩性边界侧向封闭性评价、碳酸盐岩储层裂缝表征与三维地质建模、低渗透岩性气藏局部甜点建库、注采井网井型优化等关键创新技术,及其在鄂尔多斯盆地气藏型储气库建设中的规模化应用。本文成果支撑了鄂尔多斯盆地气藏储气库的建库地质设计,
19、为同类大面积低渗透岩性气藏型储气库建设提供了有益借鉴。1低渗透岩性气藏型储气库主要地质特征1.1S2 储气库S2 储气库位于靖边气田中西部,建库目的层为下古生界奥陶系中下统马家沟组马五1+2亚段,有利沉积微相为潮上含膏云坪相,岩性以泥细粉晶白云岩为主,溶蚀孔洞为主要储集空间。马五1+2亚段储层平均有效厚度为 7.6 m,平均孔隙度为 6.1%,平均基质渗透率为 1.17 mD12,含气面积为 19.3 km2。气藏盖层、底板岩性致密,封闭性好;侧向受侵蚀沟槽切割、致密带遮挡。气藏动态储量为 10.4108 m3,建库前采出程度达 77.0%。1.2SD 储气库SD 储气库位于苏里格气田东区中部
20、,建库目的层为下古生界奥陶系中下统马家沟组马五5亚段,有利沉积微相为颗粒滩相,岩性以粉晶中晶白云岩为主,储集空间类型以晶间孔为主,裂缝发育。马五5亚段储层平均有效厚度为 9.2 m,平均孔隙度为 8.6%,平均基质渗透率为 13.68 mD,含气面积为 21.2 km2。气藏盖层、底板岩性致密,侧向受致密石灰岩遮挡,封闭性好13。气藏动态储量为 19.2108 m3,建库前采出程度为 84.5%。1.3Y3 储气库Y3 储气库位于榆林气田南区西部,建库目的层为上古生界山西组山23亚段,有利沉积微相为心滩相,岩性以石英砂岩为主,储集空间类型以残余粒间孔为主,山23亚段储层平均有效厚度为 10.1
21、 m,平均孔隙度为 6.4%,平均基质渗透率为 3.12 mD,含气面积为 125.8 km2。气藏盖层、底板封闭能力强,南、北、西侧致密层遮挡,东侧与外部区块属于同一沉积体系,但储层物性变差,阻流带发育,注采试验监测未见明显外溢9。气藏动态储量为 108.3108 m3,建库前采出程度为 67.1%。1.4岩性气藏型储气库典型地质特点与呼图壁、相国寺和双 6 井等国内其他气藏型储气库相比,鄂尔多斯盆地岩性气藏型储气库具有以下典型地质特点。1.4.1气藏侧向边界不明确鄂尔多斯盆地已落实的建库有利目标均为岩性气藏,主要位于伊陕斜坡,整体构造平缓、断层不发育,储层侧向变化复杂,无明显封闭边界,岩性
22、边界封闭性准确评价难度大。如 S2 储气库,库区北部及东北部被侵蚀沟槽分割,西部、南部及东南部储层致密,但封闭能力存疑,且边界位置不明确,影响库区范围的确定和注采井的部署。而对于砂岩大面积连续分布的河流相储层,侧向边界的封闭性论第 10 期 57 张建国等:鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏型地下储气库地质评价关键技术证更加困难。如 Y3 储气库,其东侧与外部区块砂体宏观连续分布,影响储气库的圈闭密封性,增加了库址筛选评价难度。1.4.2储层渗透率低,储量丰度低根据渗透率评价标准,鄂尔多斯盆地已发现的气藏,主要为低渗透致密气藏;按储量丰度评价,主要为特低低丰度气藏,该类气藏气井多周期注采情况下井控范围
23、小,注采能力低。以 S2 储气库为例,其动态储量丰度为 0.54108 m3/km2,仅约为呼图壁储气库储量丰度的 1/15;每注入、采出单位体积的天然气,气井的平面波及面积约是呼图壁储气库的15倍。S2储气库的渗透率远小于呼图壁储气库,因此气井的注采能力远小于呼图壁储气库。如果再考虑衰竭气藏钻完井过程中产生的储层污染,提高气井注采能力难度会更大。1.4.3储集层非均质性强储层整体低渗透,但存在局部相对高渗透甜点区,单井产能较高。例如 Y3 储气库,核心区面积36.9 km2,投产气井 9 口,平均有效储层厚度为 15.1 m,渗透率为 6.8 mD,井均试气无阻流量达 69.9104 m3/
24、d,井均动态储量达 7.06108 m3,动态储量丰度为1.72108 m3/km2;外围区面积达 88.9 km2,投产气井 29 口,平均有效储层厚度为 8.7 m,渗透率为0.9 mD,井均试气无阻流量为 10.4104 m3/d,评价井井均动态储量为 1.54108 m3,动态储量丰度为0.50108 m3/km2,与核心区差异明显。由于储层的强非均质特征,若库区整体部署建设,则建库成本高、运行效率低,需要优选核心甜点建库。针对鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏的复杂地质条件,持续开展侧向封闭性评价、建库模式优化、气井注采能力提升等关键地质评价技术研究,支撑长庆油田储气库的规模建设和高效运行。
25、2储气库地质评价关键技术2.1岩性边界侧向封闭性评价技术岩性气藏型储气库侧向封闭性评价一般包括致密岩性边界及流体边界的封闭性研究。鄂尔多斯盆地下古生界建库有利区主要为地层岩性圈闭气藏,受岩溶古地貌影响发育沟槽,无边底水;上古生界山23亚段气藏砂岩储层多期叠置,横向连续性较好,但叠置河道间发育泥质夹层,对储层渗流有较强的横向阻流效果。需要利用钻井、生产动态、压力恢复试井等资料开展储层描述、落实库区边界位置,再结合突破压力等实验定量评价边界致密储层的封闭能力。2.1.1致密岩性边界描述利用钻井、录井和测井等资料绘制不同方向的地层(储层)对比图、气藏剖面图,描述储层的空间展布形态、产状、厚度变化、地
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