碳酸盐岩气藏描述技术-天然气与石油.doc

LG地区复杂礁滩气藏描述技术 刘勇1,2, 邓惠1,2,杨学峰1,2，冯曦1,2,朱占美1,2,别沁3 1、中国石油西南油气田公司勘探开发研究院2、国家能源高含硫气藏开采研发中心3.中国石油西南油气田公司输气处工艺研究所 摘要：碳酸盐岩气藏描述技术自上个世纪70年代后经历了以测井为主的气藏描述阶段、多学科气藏描述发展阶段、多学科一体化气藏描述三个阶段【1-3】。对于以构造圈闭为主的碳酸盐岩气藏描述，技术已经较成熟；对于以岩性圈闭为主的复杂礁滩碳酸盐岩气藏描述，由于成因机理复杂、断裂发育、井距大、流体分布复杂等因素造成气藏地质描述困难。针对这些技术难题，攻关建立了井震结合、动静结合、地震约束与相控随机建模相结合、水侵动态预测与精细数值模拟相结合的方法，优化地质模型和定量计算气藏储量，为科学合理高效开采以及针对性地开展提高气藏采收率提供技术支撑。该项技术在四川盆地复杂碳酸盐岩气藏中推广应用，效果显著。 关键词：气藏描述技术 复杂碳酸盐岩 LG地区 四川盆地 中图分类号：P631. 4+ 4 文献标识码：A 前言 世界上碳酸盐岩储层目前发现的储量已接近全球油气总储量的一半，而且许多高产油气藏的储层类型都属于碳酸盐岩储层。在我国大约有3.6×106km2的古生代海相碳酸盐岩地层，地层年代老，经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造，形成复杂的碳酸盐岩储层。碳酸盐岩由于其沉积的多旋回性、成岩的多期次性，形成的储集岩体具有类型多、形态复杂、非均质性强等特点，储层成因机理复杂，开采难度大[4]。 与已开发油藏相比，气藏常面临如何在气井井距较大、资料多解性复杂的情况下清晰认识地下地质体的难题，尤其在以生物礁滩沉积为主的非均质性较强的碳酸盐岩气藏中更为典型。利用不断发展完善的精细气藏描述技术开展非均质性较强的气藏地质研究并进一步落实地质体储量分布已有较好效果，公开文献发表较多[5-6]。气藏描述是对特定的气藏地质特征进行抽象与概括，其最终目标是建立定量气藏地质模型，是气藏模拟研究的基础。精细气藏描述是在早期气藏描述基础上，充分利用气田开发动态资料进行精细地质研究，建立三维地质模型，运用数值模拟方法量化储量分布[5-6]。精细气藏描述的关键在于建立气藏三维地质模型，核心是弄清气藏储量分布储量。建立了礁、滩相的测井识别模式~长三旋回中，礁间以低能礁滩间海沉积为主；飞仙关组鲕粒滩体主要分布于层序Ⅱ~Ⅲ中，横向分布与连通性要好于长兴礁组合。平面上礁滩叠置区主要分布于台地边缘优势相中，向台内不发育（图2下）。新完钻的LG-30与LG-31井证实了预测成果的可靠性。 图1 LG1井沉积相解释综合柱状图 图2沉积微相对比（上）及长兴组生物礁相平面展布图（下） 2、动静结合与相控建模技术相结合准确把握气藏储层发育特征，精细刻画气藏储层发育分布规律。 LG礁滩气藏储集体类型多、非均质强井网不均 图3 LG气藏不同相带主要储集空间分布图 图4 LG1井飞仙关组（上）长兴组（下）压恢曲线 在储层岩性特征描述的基础上，开展储层测井响应特征识别[9]，分别建立了台缘、台内长兴组生物礁与飞仙关鲕滩储层测井响应特征模式，结合地震储层孔隙度反演成果确定储层平面分布范围[10]。利用压力、、井间干扰等动态监测资料 投产 日期 投产前 2010年试井 2011年试井 折算至-5475m处 折算井深 折算压力（MPa） 测试日期 折算压力（MPa） 测试日期 折算压力（MPa） LG1 2009.7.5 6088.5 60.96 2010.5.17 52.97 2011.8.1 44.95 LG001-1 2009.7.5 6042.47 60.93 2010.5.18 52.85 / / LG001-6 2009.7.6 5893.67 60.93 / / / / LG001-7 2009.7.5 6036.11 61.17 2010.5.16 52.42 2011.8.8 44.07 LG001-3 2009.7.6 5950.69 60.89 2010.4.25 52.91 2011.7.3 45.39 图5 LG地区礁滩体相控储层模型（左）及LG1井区储层气水分布模拟模型（右） 3、储层流体识别及数值模拟技术相结合有效提高了气藏气水分布规律预测精度，为气藏稳产及制定科学治水措施提供了依据。 LG礁滩气藏储层内气水分布极度复杂，纵向及横向上存在多个不同的水动力系统，水侵严重影响气藏的开发效果建立了电阻率～孔隙度交会图版法、中子～声波信息组合法、纵横波速度比值法及速度比～能量组合法等精细数值模拟技术，对气藏生产史的精拟合， 投产 日期 无阻流量 （104m3/d） 降低 幅