一种岩溶型碳酸盐岩储层布井方法 【技术领域】
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
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。
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， 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。 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 1.8 ～ 2.5km 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。
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
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。
本发明采用如下步骤实现 ：
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 4 恢复加里东期末石炭系沉积之前的构造形态。 1 底作为下等时面，
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 1+2 地层厚度大于 20.0m ；
(4) 马五 1 气层储量丰度大于 0.5×108m3/Km2 ；
(5) 马五 1 储层有效厚度大于 4.0m ；
(6) 马五 11-3 地层波阻抗值为 15000 ～ 18000g/cm3·m/s ；
(7) 马五 1 气层孔隙度大于 4.5％ ；
(8) 马五 1 气层 Kh 值大于 10×10-3μm2·m ；
(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 ： 4 3
(1) 单井产量大于 10×10 m /d 的井区， 井距控制在 2.5 ～ 3km ； 4 3
(2) 单井产量 5 ～ 10×10 m /d 的井区， 井距控制在 1.8 ～ 2.5km ； 4 3
(3) 单井产量 2 ～ 5×10 m /d 的井区， 井距控制在 1.5 ～ 1.8km。
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98 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
图 1 是本发明布井区优选流程图。具体实施方式
本发明采用如下方式实施 ：
1) 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 4 作为上等时面， 马五 1 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 ；
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。
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。
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。 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。
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。
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。
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。
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 ： 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。
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 阻抗差异确定储层厚度和空间展布形态 ；
步骤 5) 所述的波阻抗反演剖面是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。
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
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 15000 ～ 3 17500g/cm ·m/s 范围内， 岩性为较纯白云岩。
步骤 5) 所述的目的层厚度大于 20m 的区域为布井有利区。
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 1+2 地层厚度大于 20.0m ；
(4) 马五 1 气层储量丰度大于 0.5×108m3/Km2 ；
(5) 马五 1 储层有效厚度大于 4.0m ；
(6) 马五 11-3 地层波阻抗值为 15000 ～ 18000g/cm3·m/s ；
(7) 马五 1 气层孔隙度大于 4.5％ ；
(8) 马五 1 气层 Kh 值大于 10×10-3μm2·m ； (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， 按照以下方式部署井位： (1) 单井产量大于 10×104m3/d 的井区， 井距控制在 2.5 ～ 3km ； 4 3
(2) 单井产量 5 ～ 10×10 m /d 的井区， 井距控制在 1.8 ～ 2.5km ； 4 3
(3) 单井产量 2 ～ 5×10 m /d 的井区， 井距控制在 1.5 ～ 1.8km。
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。