一种岩溶型碳酸盐岩储层布井方法.pdf

1、10申请公布号CN101936165A43申请公布日20110105CN101936165ACN101936165A21申请号200910088514622申请日20090703E21C41/2020060171申请人中国石油天然气股份有限公司地址100007北京市东城区东直门北大街9号中国石油大厦72发明人王勇王东旭李跃刚王彩丽刘海峰唐乐平陈凤喜74专利代理机构北京市中实友知识产权代理有限责任公司11013代理人刘天语54发明名称一种岩溶型碳酸盐岩储层布井方法57摘要本发明涉及天然气开采技术，是岩溶型碳酸盐岩储层布井方法。在加里东构造运动结束和海西构造运动开始的时间附近选取上、下等时面，利用

2、等值图反映古地貌西高东低，局部发育残丘和洼地，采集地震资料，反演剖面与井间地震资料确定小幅度构造形态和演化过程，划分碳酸盐岩储层沉积亚相和微相类型，划分有利的沉积微相，利用现有生产井的产量以及测压资料，确定各井区储层连通，划分布井有利区且在储层厚度大于20M的区域布井位。本发明布井合理，实测布井气层钻遇率100；钻井成功率82，在下古气层段获工业气流，节约资金。51INTCL19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书2页说明书4页附图1页CN101936165A1/2页21一种岩溶型碳酸盐岩储层布井方法，其特征是采用如下步骤实现1根据岩溶型碳酸盐岩储层的地质特点，选取上、下等时

3、面，且必须在加里东构造运动结束和海西构造运动开始的时间附近；步骤1所述的选取上、下等时面之间石炭系地层厚度采用去压实校正值，奥陶系地层厚度采用现今厚度；利用二者之和的等值线图确定加里东期末古构造形态。步骤1所述的上、下等时面二等时面最好分别选在加里东构造运动发生前后的地层内。步骤1所述的选取上、下等时面时石炭系地层灰岩顶作为上等时面，奥陶系马五14底作为下等时面，恢复加里东期末石炭系沉积之前的构造形态。2采用回剥技术法和填平补齐法恢复前石炭纪岩溶古地貌，利用奥陶系顶灰岩顶之间石炭系地层的去压实厚度等值图反映前石炭纪奥陶系碳酸盐岩岩溶古地貌形态为西高东低，局部发育残丘和洼地；步骤2所述的等值图反

4、映是岩溶古地貌残丘部位地层保存厚度大，物性相对发育，单井无阻流量较高；岩溶古地貌斜坡部位地层保存厚度中等，物性发育良好，单井无阻流量高；岩溶古地貌洼地部位地层保存厚度薄，物性相对发育差，单井无阻流量较低。3采集地震资料，用常规反演地震剖面和井点地质资料与井间地震资料，确定小幅度构造的形态、成因和演化过程，绘出现今构造形态图；步骤3所述的绘出现今构造形态图是利用盆地地层沉积建造和沉积岩相的关系，确定的小幅度构造面貌奠基于侏罗纪末燕山中期构造运动，发展和完善于喜马拉雅运动，基本与上下古烃源岩生排烃史匹配，为气体在穹形、鼻状等正向构造部位的聚集创造了条件，同时穹形、鼻状等正向构造部位裂缝发育，储层连

5、通性好，单井无阻流量高，是布井的有利区域。4以岩芯和薄片资料为主，结合碳氧同位素、徽量元素、压汞曲线测试，划分碳酸盐岩储层沉积亚相和微相类型，形成各储层段沉积微相图，划分有利的沉积微相；步骤4所述的岩溶型储层有利的沉积微相是良好的储集相带是潮上沉积的溶斑泥粉晶白云岩微相，其次是潮间沉积的晶模孔泥粉晶白云岩微相和潮下沉积的晶粒白云岩微相三个微相。5以波阻抗反演剖面为基础，利用石炭系泥岩与奥陶系碳酸盐岩不同岩性段的波阻抗差异确定储层和侵蚀沟谷；6利用现有生产井的产量以及测压资料，确定各井区储层连通，划分布井有利区；步骤6所述的井区储层连通是指各井层原始地层压力储层海拔具有良好的线性关系，具有统一的

6、气水界面。步骤6所述的划分布井有利区，应满足以下量化指标1岩溶地貌台地区和斜坡区；2构造的隆起部位和过渡区；3马五12地层厚度大于200M；4马五1气层储量丰度大于05108M3/KM2；5马五1储层有效厚度大于40M；6马五113地层波阻抗值为1500018000G/CM3M/S；权利要求书CN101936165A2/2页37马五1气层孔隙度大于45；8马五1气层KH值大于10103M2M；9具有质量可靠的“十”字测线或单测线；10新布井邻井无阻流量高、生产特征相对稳定。7在满足上述布井有利区内，且储层厚度大于20M的区域，按照以下方式布井位1单井产量大于10104M3/D的井区，井距控制在

7、253KM；2单井产量510104M3/D的井区，井距控制在1825KM；3单井产量25104M3/D的井区，井距控制在1518KM。权利要求书CN101936165A1/4页4一种岩溶型碳酸盐岩储层布井方法技术领域0001本发明涉及天然气开采，是集地震、地质和气藏工程，是一种岩溶型碳酸盐岩储层布井方法。背景技术0002国内外尚无成熟的岩溶型碳酸盐岩储层的布井技术，现有的布井技术大部分是针对构造型的油气藏，对岩溶型碳酸盐岩气藏的布井技术，由于受既成观念束缚，造成对同一现象的处理因人而异，差别较大。0003构造型油气藏布井技术是在落实的圈闭构造上进行井位部署，因为构造性油气藏储层大多是块状发育的

8、，只要井位部署在已落实的圈闭构造上即可。而岩溶型储层分布主要受岩溶古地貌、区域沉积背景等因素的影响，对于这类气藏，井位部署的关键不仅是要储层存在，而且还要处于油气富集的有利部位。0004岩溶型碳酸盐岩气藏除了地质条件的特殊性限制外，还存在着技术上或不同专业上的难点或局限性。例如利用地震方法部署井位，由于受地貌的影响和分辨率的限制，钻井成功率较低；利用地质方法部署井位，综合考虑了地质研究成果，如地貌、构造、储层沉积特征等综合因素，在布井有利区内按1825KM井距进行部署井位，但在井间非均质性预测方面难度较大，也存在一定的局限性。0005测井和气藏工程，是优化布井技术不可缺少的一项技术，在气田开发

9、初期，可利用测井技术评价储层的岩性、电性、物性及含气性，用于单井评价，但是用于井位部署难度较大；利用气藏工程技术，是用于评价气井产能、稳产特征及井间连通情况的，适合气田开发中后期的井位部署。因此，上述不同技术存在着专业上的难点和局限性。发明内容0006本发明目的在于解决上述难题，提供一种实用、可靠的岩溶型碳酸盐岩储层优化布井技术。0007本发明采用如下步骤实现00081根据岩溶型碳酸盐岩储层的地质特点，选取上、下等时面，且必须在加里东构造运动结束和海西构造运动开始的时间附近；0009步骤1所述的选取上、下等时面之间石炭系地层厚度采用去压实校正值，奥陶系地层厚度采用现今厚度；利用二者之和的等值线

10、图确定加里东期末古构造形态。0010步骤1所述的上、下等时面二等时面最好分别选在加里东构造运动发生前后的地层内。0011步骤1所述的选取上、下等时面时石炭系地层灰岩顶作为上等时面，奥陶系马五14底作为下等时面，恢复加里东期末石炭系沉积之前的构造形态。00122采用回剥技术法和填平补齐法恢复前石炭纪岩溶古地貌，利用奥陶系顶灰岩顶之间石炭系地层的去压实厚度等值图反映前石炭纪奥陶系碳酸盐岩岩溶古地貌形态为说明书CN101936165A2/4页5西高东低，局部发育残丘和洼地；。0013步骤2所述的等值图反映是岩溶古地貌残丘部位地层保存厚度大，物性相对发育，单井无阻流量较高；岩溶古地貌斜坡部位地层保存厚

11、度中等，物性发育良好，单井无阻流量高；岩溶古地貌洼地部位地层保存厚度薄，物性相对发育差，单井无阻流量较低。00143采集地震资料，用常规反演地震剖面和井点地质资料与井间地震资料，确定小幅度构造的形态、成因和演化过程，绘出现今构造形态图；0015步骤3所述的绘出现今构造形态图是利用盆地地层沉积建造和沉积岩相的关系，确定的小幅度构造面貌奠基于侏罗纪末燕山中期构造运动，发展和完善于喜马拉雅运动，基本与上下古烃源岩生排烃史匹配，为气体在穹形、鼻状等正向构造部位的聚集创造了条件，同时穹形、鼻状等正向构造部位裂缝发育，储层连通性好，单井无阻流量高，是布井的有利区域。00164以岩芯和薄片资料为主，结合碳氧

12、同位素、徽量元素、压汞曲线测试，划分碳酸盐岩储层沉积亚相和微相类型，形成各储层段沉积微相图，划分有利的沉积微相；0017步骤4所述的岩溶型储层有利的沉积微相是良好的储集相带是潮上沉积的溶斑泥粉晶白云岩微相，其次是潮间沉积的晶模孔泥粉晶白云岩微相和潮下沉积的晶粒白云岩微相三个微相。00185以波阻抗反演剖面为基础，利用石炭系泥岩与奥陶系碳酸盐岩不同岩性段的波阻抗差异确定储层和侵蚀沟谷；00196利用现有生产井的产量以及测压资料，确定各井区储层连通，划分布井有利区；0020步骤6所述的井区储层连通是指各井层原始地层压力储层海拔具有良好的线性关系，具有统一的气水界面。0021步骤6所述的划分布井有利

13、区，应满足以下量化指标00221岩溶地貌台地区和斜坡区；00232构造的隆起部位和过渡区；00243马五12地层厚度大于200M；00254马五1气层储量丰度大于05108M3/KM2；00265马五1储层有效厚度大于40M；00276马五113地层波阻抗值为1500018000G/CM3M/S；00287马五1气层孔隙度大于45；00298马五1气层KH值大于10103M2M；00309具有质量可靠的“十”字测线或单测线；003110新布井邻井无阻流量高、生产特征相对稳定。00327在满足上述布井有利区内，且储层厚度大于20M的区域，按照以下方式布井位00331单井产量大于10104M3/D

14、的井区，井距控制在253KM；00342单井产量510104M3/D的井区，井距控制在1825KM；00353单井产量25104M3/D的井区，井距控制在1518KM。0036本发明可针对碳酸盐岩储层非均质性和气层横向变化等复杂地质特征，布井方法合理，可确保开发井的钻井成功。本发明实测布井气层钻遇率100；钻井成功率82；试说明书CN101936165A3/4页698口井，72口井在下古气层段获工业气流，可节约大量资金。附图说明0037图1是本发明布井区优选流程图。具体实施方式0038本发明采用如下方式实施00391根据岩溶型碳酸盐岩储层的地质特点，首先要选择上、下等时面，二等时面最好选择在加

15、里东构造运动结束和海西构造运动开始的时间附近，实施时，选取石炭系灰岩顶作为上等时面，马五14底作为下等时面恢复加里东期末石炭系沉积之前的构造形态；0040步骤1所述的上、下等时面分别是石炭系地层灰岩顶为上等时面，奥陶系马五14底为下等时面。0041步骤1所述的上等时面石炭系地层厚度采用去压实校正值，下等时面奥陶系地层厚度采用现今厚度。0042步骤1所述的上、下等时面二者之和的等值线图可反映出加里东期末古构造形态，加里东期末古构造高部位和斜坡部位为布井有利区。00432采用回剥技术法和填平补齐法恢复前石炭纪岩溶古地貌，利用奥陶系顶和灰岩顶之间石炭系地层的去压实厚度，绘制前石炭纪奥陶系岩溶古地貌图

16、。0044步骤2所述的岩溶古地貌图可反映出岩溶古地貌残丘部位地层保存厚度大，物性相对发育，单井无阻流量较高；岩溶古地貌斜坡部位地层保存厚度中等，物性发育良好，单井无阻流量高；岩溶古地貌洼地部位地层保存厚度薄，物性相对发育差，单井无阻流量较低。0045步骤2所述的岩溶古地貌残丘部位和斜坡部位是布井有利区。00463采集地震资料，用常规反演地震剖面和井点地质资料与井间地震资料，确定小幅度构造的形态、成因和演化过程，绘出现今构造形态图；0047步骤3所述现今构造形态图是利用盆地地层沉积建造和沉积岩相的关系，确定的小幅度构造面貌奠基于侏罗纪末燕山中期构造运动，发展和完善于喜马拉雅运动，基本与上下古烃源

17、岩生排烃史匹配，为气体在穹形、鼻状等正向构造部位的聚集创造了条件，同时穹形、鼻状等正向构造部位裂缝发育，储层连通性好，单井无阻流量高，是布井的有利区域。00484以岩芯和薄片资料为主，结合碳氧同位素、徽量元素、压汞曲线测试，划分碳酸盐岩储层沉积亚相和微相类型，形成各储层段沉积微相图，划分有利的沉积微相；0049步骤4所述的岩溶型储层有利的沉积微相是潮上沉积的溶斑泥粉晶白云岩微相、潮间沉积的晶模孔泥粉晶白云岩微相、潮下沉积的晶粒白云岩微相三个微相。00505以波阻抗反演剖面为基础，利用石炭系泥岩与奥陶系碳酸盐岩不同岩性段的波阻抗差异确定储层厚度和空间展布形态；0051步骤5所述的波阻抗反演剖面是

18、指用叠前和叠后技术确定的目的层段时间差及相应的层速度，最终计算出目的层厚度。0052步骤5所述的在确定了目的层厚度后，在波阻抗反演剖面上，利用波阻抗的纵向说明书CN101936165A4/4页7变化可对地层岩性进行识别，预测储层岩性的横向变化。经统计分析波阻抗值在1500017500G/CM3M/S范围内，岩性为较纯白云岩。0053步骤5所述的目的层厚度大于20M的区域为布井有利区。00546利用现有生产井的产量以及测压资料，确定各井区储层连通，划分布井有利区；0055步骤6所述的井区储层连通是指各井层原始地层压力储层海拔具有良好的线性关系，具有统一的气水界面。0056步骤6所述的划分布井有利

19、区，应满足以下量化指标00571岩溶地貌台地区和斜坡区；00582构造的隆起部位和过渡区；00593马五12地层厚度大于200M；00604马五1气层储量丰度大于05108M3/KM2；00615马五1储层有效厚度大于40M；00626马五113地层波阻抗值为1500018000G/CM3M/S；00637马五1气层孔隙度大于45；00648马五1气层KH值大于10103M2M；00659具有质量可靠的“十”字测线或单测线；006610新布井邻井无阻流量高、生产特征相对稳定。00677在满足上述布井有利区内，且储层厚度大于20M的区域，按照以下方式部署井位00681单井产量大于10104M3/D的井区，井距控制在253KM；00692单井产量510104M3/D的井区，井距控制在1825KM；00703单井产量25104M3/D的井区，井距控制在1518KM。0071图1所述的流程是岩溶型碳酸盐岩储层布井首先要进行开发目标优选，在优选过程中，地质方面紧紧抓住储层的形成机理，成功地确定出气藏主控因素，筛选出天然气高产富集区；气藏工程以压力系统理论为指导，充分利用生产井产量及测压资料，确定流体连同有利区；地震方面以判识岩性、厚度和沟槽形态为目标，预测储层展布形态。通过地质、地震、气藏工程综合研究成果，划分布井有利区。说明书CN101936165A1/1页8图1说明书附图