塔河9區碳酸鹽巖凝析氣藏儲層描述技術與應用

2015-12-19 03:49:22李宗繼陳志輝

西部探礦工程 2015年6期

李宗繼，陳志輝

（中國石化西北油田分公司勘探開發研究院，新疆烏魯木齊830011）

李宗繼*，陳志輝

（中國石化西北油田分公司勘探開發研究院，新疆烏魯木齊830011）

塔河9區奧陶系為碳酸鹽巖縫洞型凝析氣藏，具有一定的特殊性，如何研究落實碳酸鹽巖有利儲層分布狀況是開發工作中的難點。通過斷裂特征研究、趨勢面分析技術、有利地震反射特征識別及振幅變化率分析，明確了塔河9區奧陶系碳酸鹽巖有利儲層分布特征，形成了適合塔河油田的碳酸鹽巖縫洞型凝析氣藏儲層描述技術。該技術在塔河9區奧陶系滾動產能建設中取得了積極應用效果，對相同或類似的氣藏具有較大的推廣前景。

碳酸鹽巖；縫洞型；凝析氣藏；奧陶系；塔河油田

塔河油田是我國最大的古生界海相碳酸鹽巖油氣田，碳酸鹽巖儲層為多期次古構造—巖溶疊加改造產物，縱向及平面上多期相互疊置、改造，導致非均質性較強，油氣藏性質復雜，流體性質變化大，由東南到西北，凝析氣—輕質油—中質油—重質油依次分布[1]。2002年發現的塔河9區奧陶系位于塔河油田東部，工區面積97.98km2，是中石化西北油田分公司在塔河油田發現的首個碳酸鹽巖凝析氣藏。2003～2004年加大該氣藏勘探力度，相續部署9口探評井，建產7口，建產井試采均獲得高產工業氣流。由于缺乏系統而成熟的開發經驗，且氣井含有H2S、CO2等酸性氣體，地面集輸工藝不配套，氣井短期試采后即長期關井，長期未投入正式開發。2013年以來，中石化西北油田分公司重啟塔河9區碳酸鹽巖凝析氣藏的開發可行性研究，形成了一套適合塔河油田的碳酸鹽巖縫洞型凝析氣藏儲層描述技術，實踐證實效果顯著。

1 氣藏概況

工區奧陶系一間房組頂面構造整體呈由北西向南東傾伏的鼻狀構造，構造頂面埋藏深度5610～6280m，受加里東中晚期北西—南東向擠壓作用影響，工區中部發育北東—南西走向的局部斷隆構造，斷隆北西翼構造較緩，基本為一平臺區，南東翼構造較陡，為斜坡區。

至2012年底，工區內完鉆井數10口，含氣層位為奧陶系一間房組和鷹山組，巖性主要為泥微晶灰巖、砂屑泥微晶灰巖和泥微晶砂屑灰巖，儲集空間類型主要為裂縫、孔洞兩大類，按不同的方式及規模組合成3種儲層類型，裂縫—孔洞型、孔洞型及裂縫型。

氣藏凝析油含量155g/m3，H2S濃度237mg/m3，CO2含量1.52%，屬于中含凝析油的碳酸鹽巖縫洞型酸性凝析氣藏。

2 碳酸鹽巖儲層描述技術研究

借鑒塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏開發經驗，斷裂帶是裂縫與巖溶發育的密集帶，斷裂溝通的褶曲為儲層發育的有利部位，碳酸鹽巖儲層在地震偏移時間剖面上主要表現為“串珠狀”、“雜亂”反射結構特征，在沿層振幅變化率圖上表現為“橢圓形、串珠狀、條帶狀”振幅變化率異常[2]。工區處于塔河油田東部，與已開發的塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏相比，成藏條件相當，油氣充注途徑一致，儲層類型相似，采用上述方法對儲層進行描述是可行的。

2.1 斷裂是儲層發育的主控因素

塔河油田碳酸鹽巖地層大規模巖溶時期或前期形成的斷裂對于海西早期的古巖溶作用具有控制作用，斷裂帶上或附近是巖溶作用較強、儲層發育的區域[3-4]。

工區與塔河主體區塊同樣經歷了加里東中期—海西早期—海西晚期—印支期的構造應力場，不同時期、不同應力環境下形成的斷裂體系復合疊加，在奧陶系一間房組頂面形成了現今復雜的斷裂發育分布格局[5]。工區內共識別出72條斷裂，以走滑斷裂為主，走向以NE、SN、NWW向為主，斷層傾角普遍大于80°，斷距在5～35m之間，延伸長度在0.3～6.9km之間。斷裂主要發育期次為加里東中期、加里東晚期—海西早期、海西晚期。

其中加里東中期斷裂全區分布，主要為近SN向剪切應力形成的走滑斷裂，斷裂連續性較好，對巖溶具有一定作用；加里東晚期—海西早期工區中部和東部發育，中部的NE向斷裂規模較大，為區域主控斷裂帶，巖溶作用較強，而西部的NWW向斷裂連續性較差，巖溶作用一般；海西晚期形成的主要為次級斷裂，巖溶作用弱。整體來說，斷裂形成期次以加里東中期、加里東晚期—海西早期為主，兩期次斷裂相切區域巖溶作用強，儲層發育程度較高。

完鉆井中有8口井位于主控斷裂帶上或附近，單井日產氣能力（5～10）×104m3，儲地比平均值0.4；2口井位于斷裂帶外圍，均未建產。可見,斷裂是工區碳酸鹽巖縫洞型儲層發育程度的主要控制因素。

2.2 斷裂溝通的褶曲正地形為儲層發育的有利部位

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖屬于剛性地層，當受到外力的擠壓變形形成褶皺，在褶皺上容易產生斷裂與裂縫，而巖溶則順著早期斷裂、裂縫進行溶蝕擴大，形成較好的巖溶儲層。趨勢面技術是近年來塔河地區發展起來的一種儲層識別技術，能較好地識別變形褶皺帶，突出了小型鼻突及褶皺[6]。

從工區褶曲形態分布來看，發育了以T904、S101、TK915井為高點，北東—南西向展布的正地形。褶曲正地形與實鉆井儲層發育具有一定相關性，斷裂溝通的褶曲正地形為儲層發育的有利部位。

2.3 有利地震反射特征為“串珠狀”、“雜亂”反射

地震反射特征結構分析技術主要是基于縫洞發育段與圍巖之間的波阻抗值存在較大差異，會引起局部的強反射特征，縫洞越發育，其振幅值越強，在地震剖面上表現為“串珠狀”強反射特征，當有多組溶洞發育時，多組強反射疊加，會在地震時間剖面產生局部“雜亂”強反射特征[7]。

統計工區10口完鉆井地震反射特征與單井產能的關系（表1），具“串珠狀”地震反射特征的6口井，單井產能（5～10）×104m3；具“雜亂”地震反射特征的2口井，單井產能（9～10）×104m3。弱地震反射特征的2口井測試未建產。可見，工區碳酸鹽巖縫洞型儲層有利地震反射特征主要表現為“串珠狀”反射、“雜亂”反射。

表1 工區完鉆井地震反射特征與日產能力關系統計表

2.4 強振幅變化率反映儲層發育程度

在碳酸鹽巖儲層中，地震反射波振幅受儲層孔、洞、縫發育程度的影響，選擇不同時窗提取平均絕對振幅，可以預測儲層發育情況。而振幅變化率重點突出振幅在平面上的變化特征，對儲層平面分布情況具有較好的反映，強振幅變化率的地方可能是裂縫、溶洞的發育帶[8]。

工區奧陶系一間房組頂面以下0～40ms強振幅變化率沿斷裂分布，主要位于斷隆高部位的主控斷裂帶以及主控斷裂帶與其它斷裂帶相切區域。

統計10口實鉆井單井產能與振幅變化率相關性（圖1），振幅變化率大于5的8口井均獲得較高單井產能，且表現為振幅變化率越大，單井產能越高，而振幅變化率小于5的2口井測試未建產。

圖1 工區完鉆井單井能力與振幅變化率關系曲線

2.5 有利儲集體分布特征

根據斷裂發育情況、褶曲正地形分布、地震反射特征及振幅變化率，結合實鉆井試采資料，工區碳酸鹽巖縫洞型有利儲層平面發育特征可劃分為3個井區。

T901～T904井區：位于工區中部區域，加里東中期、加里東晚期—海西早期兩期斷裂相切區域，斷裂發育，縱向切割深，巖溶作用強，振幅變化率異常明顯，實鉆井具有利地震識別模式，單井產能較高，是儲集體最發育的區域，有利儲集體沿斷裂及斷裂相切部位呈片狀分布。

DK25井區：位于工區西部區域，主要發育加里東晚期—海西早期斷裂，連續性較差，巖溶作用一般，強振幅變化率以點狀、條帶狀分布，僅有鉆井1口，實鉆資料較少，儲集體發育一般，有利儲集體主要沿斷裂帶呈點狀或帶狀分布。

T913井區：位于工區南部區域，主要發育加里東中期斷裂及海西晚期形成的次級斷裂，巖溶作用一般，斷裂附近強振幅變化率明顯，實鉆井2口均未建產，儲集體發育情況需進一步落實。

3 應用效果及方向

3.1 應用效果

在工區范圍內，以“斷裂+褶曲正地形+有利地震反射特征+強振幅變化率”為選井原則，共落實潛力井點25口。2013～2014年以滾動開發思路，優選14口潛力井位做為一期產能建設方案井，剩余井位做為長期穩產需要的補充井位。

目前一期產能建設方案部署井均已投產，建產井14口，建產率100%。氣藏總井數21口，含老井利用7口，氣藏日產氣95×104m3/d，日產油260t/d，氣油比3654m3/t，含水3.0%。建成年產氣層氣3.1×108m3，年產凝析油8.6×104t的生產陣地。

3.2 推廣方向

塔河油田東南部碳酸鹽巖巖溶縫洞型凝析氣藏，工區面積275km2，北鄰已開發的塔河9區凝析氣藏，具有相似的巖溶作用，成藏條件相當，前期完鉆井3口，生產特征與塔河9區凝析氣藏氣井類似[9-10]。利用塔河9區奧陶系形成的儲層描述技術，初步落實潛力井位42個，具備建成年產能超6×108m3的天然氣上產陣地。