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 夏 勇 赵晨阳 王蕾蕾

1.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

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57.5×108m3，已形成工作气量达 7.5×108m3。

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，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

1.1 S2 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 mD[12]，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10.4×108m3，建库前采出程度达77.0%。

1.2 SD 储气库

SD 储气库位于苏里格气田东区中部，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19.2×108m3，建库前采出程度为84.5%。

1.3 Y3 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2 3 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2 3 亚段储层平均有效厚度为10.1 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108.3×108m3，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小，注采能力低。以S2 储气库为例，其动态储量丰度为0.54×108m3/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69.9×104m3/d，井均动态储量达7.06×108m3，动态储量丰度为1.72×108m3/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10.4×104m3/d，评价井井均动态储量为1.54×108m3，动态储量丰度为0.50×108m3/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。

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、地层接触关系，评价建库有利区与外围气井间的岩性、储层连续性、含气性等变化。

针对碳酸盐岩气藏，通过岩溶古地貌形态刻画和地震解释技术，描述库区外围侵蚀沟槽的展布形态。开展沉积微相、岩相、储层预测、压力系统等研究，评价有效储层的分布规律和连通性，结合压力恢复试井边界解释结果和地震含气性预测等综合划定致密岩相边界[12,18]。如图1所示，S2 储气库库区外围的SCK-7 井、SCK-10 井和SCK-12 井钻遇残留的马五1+2亚段地层，其厚度介于0～3.4 m，残余储层内溶蚀孔洞被盐、膏质和方解石充填，岩石致密，形成岩性遮挡；库区北部及东北部马五1+2 亚段地层被全部剥蚀，形成潜沟，石炭系泥岩充填其中而形成地层遮挡。

图1 S2 储气库马五1+2 亚段地层厚度分布图

针对辫状河三角洲相砂岩气藏开展储层精细描述和气井生产能力评价，落实建库区到外围区块的岩性、含气性、渗透率和产能的变化规律。根据野外露头分析、沉积微相解剖、压力恢复试井等研究，描述多期河道间泥质阻流带的发育特征。通过渗流理论计算，定量评价200 天注气、120 天采气条件下，注采井井底压力的波及范围；结合矿场注采干扰试验研究，落实压力传导情况。Y3 储气库东北区域和外围开发区域间存在岩性渐变区，储层物性条件变差；山23亚段储层内部泥质阻流带发育，阻流边界平均小于800 m；注采阶段注气压力传导距离平均小于1 200 m，最长不超过2 100 m，压力波及范围有限；多周期注采试验边界区监测井未见干扰，表明在边界区域设置一定距离的过渡带可以实现储气库边界的动态封闭[9,19]。

2.1.2 边界封闭能力评价

由于储气库周期注采，地层压力高低交替，交变应力将导致盖层和侧向致密岩石微观孔隙结构发生弹塑性变形，改变其原始毛细管密封性，甚至局部应力集中会使盖层发生宏观力学破坏。通过突破压力实验、拉张破坏实验、剪切破坏实验、疲劳破坏实验等室内岩心实验，评价致密岩石毛细管密封性和力学完整性[20-24]。

侧向边界致密岩石和盖层致密岩石的封闭机理类似，因此盖层岩石封闭性评价方法也适用于边界致密岩石。对S2 储气库致密岩样开展突破压力实验，评价静态突破压力介于39.7～83.5 MPa；模拟50 个周期交变注采，评价动态突破压力为39.8 MPa；开展岩石拉张破坏实验，评价极限承压能力为40.0 MPa；马五1+2 亚段储层试气改造破裂压力最小为42.0 MPa。综合评价盖层和侧向边界致密岩石的极限承压能力为39.8 MPa。

2.2 碳酸盐岩储层裂缝表征与三维地质建模技术

受复杂构造应力和多期成岩作用影响，SD 区块裂缝型碳酸盐岩气藏具有储集空间类型多样、尺度差异大、离散分布，高角度缝发育等特征，其中晶间孔、溶孔、溶蚀缝等[25]为马五5 亚段储层主要储集空间，构造缝和成岩缝为主要渗流通道。准确识别裂缝发育规律并建立精细的三维地质模型，对评价储气动态边界、库容参数优化设计、注采井位部署具有重要意义。

目前国内外裂缝型储层建模研究主要采用裂缝的等效介质和离散网络模型[26]，例如基于相控条件约束的储层属性建模[27]，利用地震资料获取“均方根、波阻抗”等特征参数建模[28-29]，以及不同尺度储层空间表征的多类多尺度建模[30-31]。这些方法能够有效表征单一裂缝储集系统空间形态，但是仍然难以反映裂缝网络系统特征。笔者将岩心分析、成像测井、地震成果、储层地质以及气藏动态等多学科交叉融合，针对不同尺度裂缝采取不同的预测方法分级次进行裂缝模拟，并以裂缝约束条件为依据优化静态裂缝模型。

2.2.1 碳酸盐岩储层裂缝识别与描述

通过岩心观察和铸体薄片鉴定，统计分析目的层段的裂缝类型、大小、密度以及填充物质；依据成像测井资料，评价裂缝类型、产状（走向、倾向、倾角）。利用上述资料，建立不同裂缝样本信息与常规测井曲线形态要素的对应关系，分别提取不同样本所对应的测井数据作为训练样本，建立人工神经网络判别模型，利用该模型对未取心井段及取心井段岩心破碎带进行裂缝识别，最终得到全区裂缝发育概率预测。

SD 储气库马五5 亚段储层主要发育构造缝、溶蚀缝和成岩缝，裂缝主体方向为北西—南东向，裂缝类型以高角度缝为主，大多无填充，是储层的重要渗流通道。马五5 亚段储层的电阻率、声波时差、密度测井曲线对裂缝型储层的响应特征较为明显，通过提取对应测井数据训练建立人工神经网络判别模型，利用气井测井数据进行裂缝识别，预测库区的裂缝发育概率分布（图2）。

图2 SD 储气库裂缝发育概率预测图

图3 低渗透岩性气藏“三区带”建库模式示意图

2.2.2 裂缝型碳酸盐岩储层三维地质建模

基于相控模式下的储层参数模型，结合裂缝密度分布概率研究成果，通过插值计算得到研究区裂缝密度分布模型。根据三维地震资料提取的蚂蚁体属性建立全区的相干体分布模型，结合裂缝产状评价结果，利用人工神经网络建立二次约束条件。分别提取裂缝概率分布模型和二次约束条件数据体，利用径向基函数插值建立研究区裂缝分布三维地质模型。

2.3 低渗透岩性气藏局部甜点建库技术

以榆林气田为代表的大型低渗透岩性气藏是鄂尔多斯盆地储气库建设的重要目标，但气藏具有含气面积大、储层非均质性强、砂岩边界模糊、物性条件差等特点。在气井注采能力和气藏封闭性等方面与呼图壁、相国寺等常规背斜气藏型储气库具有显著差别，导致该类气藏改建储气库面临重大挑战。针对储层非均质性强、单井产能低、边界不确定等难题，提出了“三区带”建库新模式[9,19-20,32]，形成了核心注采区和中间过渡区的筛选评价方法。

2.3.1 “三区带”建库模式

根据大面积低渗透砂岩气藏的强非均质特征，将建库区划分为3 个区域，并赋予不同区域不同的功能（图 3）。储气库核心注采区砂体厚度大、储层物性好、平面连通性好，单井产能较高，可以满足强注强采需求。中间过渡区砂体厚度减小，物性降低，流体流动性变差。中间过渡区属于核心注采区的从动区，兼具采气功能，弥补调峰能力的不足，也是核心区溢流气体的缓冲区，能够确保储气库安全高效运行。外围区带为监测区，物性更差、渗流阻力大，利用气井压力数据监测向外部区块的溢流情况，紧急情况下可以开井采气控制储气库气体的外溢[10,24]。

2.3.2 核心注采区优选方法

利用与储层地质特征有关的沉积微相、储层有效厚度、渗透率等静态参数，筛选出砂体厚度大、储层物性好、储集性能高、渗流能力强的区域，作为储气库核心注采区的初步范围。再考虑开发井的井控储量和产能，根据气井试气无阻流量和单位压降采气量两个动态指标优选出单井产量高、井控储量大的区域，进一步确定核心注采区。以Y3 储气库为例，其核心注采区优选标准见表1。

2.3.3 中间过渡区确定方法

低渗透气藏气井在生产过程中存在明显的压力漏斗效应，有效控制半径与储层物性成正比。因此，只要在核心区周边为注采井预留足够的渗流面积，就可以控制注采过程中核心区的气体溢流。理论分析认为压力传播时间主要与传播距离和渗透率有关，渗透率越大、传播距离越近，传播时间越短。压力传播半径计算公式如式（1）所示。

式中r表示压力波的传播距离，m；K表示有效渗透率，mD；t表示传播时间，h；μ表示气体黏度，mPa·s；φ表示储层孔隙度；Cf表示岩石压缩系数，MPa－1。

压力传播距离与储层渗透率呈正相关，时间一定的情况下，传播距离主要受储层物性影响。Y3 储气库设计注气期200 天，评价注气期内核心注采区最远压力传播距离为2.1 km。将中间过渡区边界距离控制在核心区边界外2.1 km 以外，就可以防止常规注采循环中的大量气体外溢，确保储气库安全高效运行。

通过“三区带”划分，将区块内最好的甜点用来注采，运行效率将大幅提升。而外围区各项参数明显较差（表2），进一步降低了气体外溢的风险。

表2 Y3 储气库“三区带”参数对比表

2.4 注采井网井型优化技术

2.4.1 井网优化

为了实现方案设计的工作气量，储气库的注采井网要实现对库容的有效控制，其井数还要满足目标市场非均衡用气需求[7]。所以井网的优化设计需要考虑短周期注采条件下的井控范围和非均衡生产下的采气能力两个条件。

根据气井高速注采不稳定渗流理论，建立井控半径与时间和储层渗透率关系图版。在给定注采时间和储层物性条件下，可以求取气井的控制半径和井控面积。利用库区面积除以井控面积，求得控制有效库容的最小井数。

根据储气库工作气量和目标市场的调峰模式，可以计算出冬季高峰期每天的采气量[33]；再利用物质平衡方程，迭代求取气藏不同时间点的地层压力。以井口外输压力、气井临界携液、临界出砂压差和冲蚀流量作为约束条件，联合气井产能方程与井筒管流方程，采用节点分析法求取储气库不同采气时间对应不同地层压力条件下的气井合理产量。用储气库每天的采气量除以对应地层压力条件下的单井合理产量，得到每天需要的采气井数，则采气周期内需要的最大井数即为满足采气能力的井数。取满足库容控制和采气能力要求的井数最大值，即为储气库的合理井数。

2.4.2 井型优化

鄂尔多斯盆地目前优选的有利建库目标主要有马五1+2亚段孔隙型碳酸盐岩气藏、马五5亚段裂缝型碳酸盐气藏和山23亚段孔隙型砂岩气藏3 种类型，储层地质特征差异大。虽然水平井是提高低渗透气藏气井产能的有效方法，但是需要针对不同类型气藏的储层地质特征优化注采井型，获得理想的气井产能、较好的库容控制和较低的施工风险，如图4所示。

图4 不同类型储层储气库注采井型优选示意图

马五1+2亚段储层属于岩溶型储层，局部致密带、侵蚀坑较为发育[18]，直/定向井实施风险相对较大；并且该类气藏储量丰度低，短周期注采直井泄流范围小、单井产能低。针对该类气藏，采用水平井可以有效钻穿致密带和侵蚀坑，增大泄流面积、提高单井产能[34-36]；局部区域井网受限，难以实施水平井，因此采用直井提高库容控制程度。

马五5亚段储层裂缝发育，衰竭气藏建库压力系数低，水平段钻进塌、漏风险大，储层易严重污染。局部核心甜点区储层块状厚层发育，直井可获高产；外围区储层变薄、致密，单井产能大幅下降[13]。针对该类气藏，核心甜点区部署大尺寸直/定向井[37]，外围区部署水平井控制库容、提高单井产量。

山23亚段储层发育多期叠置河道，砂体内部阻流带发育，储层渗透率低，裂缝不发育，短周期注采条件下压力波及范围有限。采用水平井可以钻穿泥质阻流带，有效连通多个单砂体，提高气井的泄流范围和注采能力。针对该类气藏，设计以水平井整体部署为主，少量直/定向井作为骨架井控制砂体。

3 实践效果

上述关键技术已全面应用于鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏储气库库址筛选、优化设计和建设运行全过程。在建库选址评价方面，初步筛选库址目标10 座，评估总库容量达540×108m3，可形成工作气量160×108m3。S2 储气库作为国内首座低渗透含硫岩性气藏改建的储气库，落实了岩性边界封闭性、验证了酸性气体组分的变化规律，已运行7 个注采周期，2021年达容达产。SD 储气库通过强化三维地质模型应用优化注采井部署，首周期运行，评价气井注采能力达到方案设计、有效库容量达到设计指标的82%，预测4 个周期左右后将实现达容达产。Y3 储气库突破了传统的整体建库方式，创建了大面积岩性气藏局部甜点建库新模式，开辟了泛连通岩性气藏建库新领域。目前鄂尔多斯盆地已建和在建的4 座储气库最大日调峰能力达1 000×104m3，预计“十四五”末形成工作气量达27×108m3，“十五五”末达到57.5×108m3，最大日调峰能力近6 000×104m3，中西部储气中心正快速建成。

4 结论和建议

鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏改建储气库地质条件特殊、天然禀赋总体较差，通过不断突破技术瓶颈、打破固有建库模式和理念约束，在储层整体低渗透条件下优选相对高渗透甜点区建库，在岩性边界条件下寻找相对落实的封闭气藏，经过十余年的探索发展，储气库建设进入规模化快速发展阶段。随着国家“双碳”战略目标的实施，鄂尔多斯盆地所具有的资源、区位和气源等独特优势，必将在储气库建设中发挥更加重要的作用。针对鄂尔多斯盆地储气库高质量发展，提出如下建议：

1）低渗透非均质储层微观孔隙结构复杂，储气库高速注采过程中气—液—固三相相互作用强烈，尤其交变载荷诱发的储层应力敏感、潜在伤害和气水相渗多轮滞后效应更为显著，内在作用机理认识仍然不清。需加强储气库多周期高速注采储层微观孔隙动用规律、内在机理和影响因素等的深入研究，指导建库指标的科学设计、优化配产配注，大幅提高库容动用效率。

2）深化大面积泛连通储气地质体动态密封性评价方法研究，攻关“三区带”建库模式下注采工作制度优化技术，形成有效的注采动态边界控制方法，确保“存得住、采得出”，提高储气库运行效率和最大调峰采气能力。

3）与常规气田开发相比，储气库短期吞吐气量大、注采作业转换频繁，且配产配注气量受管道气源、天气变化等潜在随机因素影响，但其功能定位要求根据市场用气需求做出快速反应和优化调整，对地层渗流、井筒举升和管道输送多节点协调性要求极高。需开展地层—井筒—地面一体化模拟技术攻关，不断优化提升储气库的调峰能力和工作效率。

4）不同类型的储气库地质条件差异大，注采运行动态特征存在显著差异。需攻关库群协同采气模式优化技术，综合考虑各库不同的建设阶段特点、调峰能力、上载下载气源等因素，充分发挥各库优势，提升库群的整体调峰能力。