鄂爾多斯盆地低滲透巖性氣藏型地下儲氣庫地質評價關鍵技術

張建國 夏 勇 趙晨陽 王蕾蕾

1.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院 2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室

0 引言

中國已明確提出了“碳達峰、碳中和”時間路線圖，而天然氣是實現由煤炭、石油等化石能源向新能源過渡的橋梁。隨著國內天然氣消費量持續快速增長，冬、夏季節用氣量峰谷差進一步增大，儲氣調峰在能源保供中的作用將進一步凸顯[1-2]。2010年以來，雖然國內開展了大規模的地下儲氣庫評價及建設工作，但目前儲氣庫工作氣量僅占天然氣年消費量的4%左右，較全球約12%的平均水平仍存在較大差距[3-6]。位于鄂爾多斯盆地的長慶氣區是目前我國最大的天然氣生產基地和陸上輸氣管網樞紐交匯點，具有優越的建庫地質資源、地理位置和管道氣源條件，是中國石油規劃建設的六大儲氣中心之一。

長慶油田自2010年就在鄂爾多斯盆地開始了儲氣庫庫址篩選和建庫評價工作。2012年以前，主要針對盆地內不同類型油氣藏開展建庫目標優選，并逐漸開展小規模建庫注采試驗；2012年S2 儲氣庫正式開工建設，2015年投入運行，低滲透巖性氣藏改建地下儲氣庫進入建庫探索階段；2020年以來，伴隨著SD 儲氣庫的建設投運、Y3 儲氣庫擴大注采試驗和建設方案的完成，儲氣庫進入規?；ㄔO階段。截至2022年底鄂爾多斯盆地投運儲氣庫2 座，正建1 座，先導試驗1 座，設計工作氣量57.5×108m3，已形成工作氣量達 7.5×108m3。

與國內其他氣藏型儲氣庫相比，鄂爾多斯盆地低滲透巖性氣藏具有構造完整、斷層不發育和水體能量弱等優點[7-17]。但由于低滲透巖性氣藏特殊的地質條件，建庫面臨儲氣地質體側向封閉性不明確，儲層整體低滲透、強非均質性，儲量豐度和氣井產能低等諸多難題，以及儲氣庫選址評價、方案優化設計和高質量建設等嚴峻挑戰。筆者從低滲透巖性氣藏型儲氣庫主要地質特點和建庫面臨的技術挑戰出發，重點論述儲氣庫巖性邊界側向封閉性評價、碳酸鹽巖儲層裂縫表征與三維地質建模、低滲透巖性氣藏局部甜點建庫、注采井網井型優化等關鍵創新技術，及其在鄂爾多斯盆地氣藏型儲氣庫建設中的規?；瘧?。本文成果支撐了鄂爾多斯盆地氣藏儲氣庫的建庫地質設計，為同類大面積低滲透巖性氣藏型儲氣庫建設提供了有益借鑒。

1 低滲透巖性氣藏型儲氣庫主要地質特征

1.1 S2 儲氣庫

S2 儲氣庫位于靖邊氣田中西部，建庫目的層為下古生界奧陶系中下統馬家溝組馬五1+2 亞段，有利沉積微相為潮上含膏云坪相，巖性以泥—細粉晶白云巖為主，溶蝕孔洞為主要儲集空間。馬五1+2 亞段儲層平均有效厚度為7.6 m，平均孔隙度為6.1%，平均基質滲透率為1.17 mD[12]，含氣面積為19.3 km2。氣藏蓋層、底板巖性致密，封閉性好；側向受侵蝕溝槽切割、致密帶遮擋。氣藏動態儲量為10.4×108m3，建庫前采出程度達77.0%。

1.2 SD 儲氣庫

SD 儲氣庫位于蘇里格氣田東區中部，建庫目的層為下古生界奧陶系中下統馬家溝組馬五5 亞段，有利沉積微相為顆粒灘相，巖性以粉晶—中晶白云巖為主，儲集空間類型以晶間孔為主，裂縫發育。馬五5亞段儲層平均有效厚度為9.2 m，平均孔隙度為8.6%，平均基質滲透率為13.68 mD，含氣面積為21.2 km2。氣藏蓋層、底板巖性致密，側向受致密石灰巖遮擋，封閉性好[13]。氣藏動態儲量為19.2×108m3，建庫前采出程度為84.5%。

1.3 Y3 儲氣庫

Y3 儲氣庫位于榆林氣田南區西部，建庫目的層為上古生界山西組山2 3 亞段，有利沉積微相為心灘相，巖性以石英砂巖為主，儲集空間類型以殘余粒間孔為主，山2 3 亞段儲層平均有效厚度為10.1 m，平均孔隙度為6.4%，平均基質滲透率為3.12 mD，含氣面積為125.8 km2。氣藏蓋層、底板封閉能力強，南、北、西側致密層遮擋，東側與外部區塊屬于同一沉積體系，但儲層物性變差，阻流帶發育，注采試驗監測未見明顯外溢[9]。氣藏動態儲量為108.3×108m3，建庫前采出程度為67.1%。

1.4 巖性氣藏型儲氣庫典型地質特點

與呼圖壁、相國寺和雙6 井等國內其他氣藏型儲氣庫相比，鄂爾多斯盆地巖性氣藏型儲氣庫具有以下典型地質特點。

1.4.1 氣藏側向邊界不明確

鄂爾多斯盆地已落實的建庫有利目標均為巖性氣藏，主要位于伊陜斜坡，整體構造平緩、斷層不發育，儲層側向變化復雜，無明顯封閉邊界，巖性邊界封閉性準確評價難度大。如S2 儲氣庫，庫區北部及東北部被侵蝕溝槽分割，西部、南部及東南部儲層致密，但封閉能力存疑，且邊界位置不明確，影響庫區范圍的確定和注采井的部署。而對于砂巖大面積連續分布的河流相儲層，側向邊界的封閉性論證更加困難。如Y3 儲氣庫，其東側與外部區塊砂體宏觀連續分布，影響儲氣庫的圈閉密封性，增加了庫址篩選評價難度。

1.4.2 儲層滲透率低，儲量豐度低

根據滲透率評價標準，鄂爾多斯盆地已發現的氣藏，主要為低滲透—致密氣藏；按儲量豐度評價，主要為特低—低豐度氣藏，該類氣藏氣井多周期注采情況下井控范圍小，注采能力低。以S2 儲氣庫為例，其動態儲量豐度為0.54×108m3/km2，僅約為呼圖壁儲氣庫儲量豐度的1/15；每注入、采出單位體積的天然氣，氣井的平面波及面積約是呼圖壁儲氣庫的15 倍。S2 儲氣庫的滲透率遠小于呼圖壁儲氣庫，因此氣井的注采能力遠小于呼圖壁儲氣庫。如果再考慮衰竭氣藏鉆完井過程中產生的儲層污染，提高氣井注采能力難度會更大。

1.4.3 儲集層非均質性強

儲層整體低滲透，但存在局部相對高滲透甜點區，單井產能較高。例如Y3 儲氣庫，核心區面積36.9 km2，投產氣井9 口，平均有效儲層厚度為15.1 m，滲透率為6.8 mD，井均試氣無阻流量達69.9×104m3/d，井均動態儲量達7.06×108m3，動態儲量豐度為1.72×108m3/km2；外圍區面積達88.9 km2，投產氣井29 口，平均有效儲層厚度為8.7 m，滲透率為0.9 mD，井均試氣無阻流量為10.4×104m3/d，評價井井均動態儲量為1.54×108m3，動態儲量豐度為0.50×108m3/km2，與核心區差異明顯。由于儲層的強非均質特征，若庫區整體部署建設，則建庫成本高、運行效率低，需要優選核心甜點建庫。

針對鄂爾多斯盆地低滲透巖性氣藏的復雜地質條件，持續開展側向封閉性評價、建庫模式優化、氣井注采能力提升等關鍵地質評價技術研究，支撐長慶油田儲氣庫的規模建設和高效運行。

2 儲氣庫地質評價關鍵技術

2.1 巖性邊界側向封閉性評價技術

巖性氣藏型儲氣庫側向封閉性評價一般包括致密巖性邊界及流體邊界的封閉性研究。鄂爾多斯盆地下古生界建庫有利區主要為地層—巖性圈閉氣藏，受巖溶古地貌影響發育溝槽，無邊底水；上古生界山23亞段氣藏砂巖儲層多期疊置，橫向連續性較好，但疊置河道間發育泥質夾層，對儲層滲流有較強的橫向阻流效果。需要利用鉆井、生產動態、壓力恢復試井等資料開展儲層描述、落實庫區邊界位置，再結合突破壓力等實驗定量評價邊界致密儲層的封閉能力。

2.1.1 致密巖性邊界描述

利用鉆井、錄井和測井等資料繪制不同方向的地層（儲層）對比圖、氣藏剖面圖，描述儲層的空間展布形態、產狀、厚度變化、地層接觸關系，評價建庫有利區與外圍氣井間的巖性、儲層連續性、含氣性等變化。

針對碳酸鹽巖氣藏，通過巖溶古地貌形態刻畫和地震解釋技術，描述庫區外圍侵蝕溝槽的展布形態。開展沉積微相、巖相、儲層預測、壓力系統等研究，評價有效儲層的分布規律和連通性，結合壓力恢復試井邊界解釋結果和地震含氣性預測等綜合劃定致密巖相邊界[12,18]。如圖1所示，S2 儲氣庫庫區外圍的SCK-7 井、SCK-10 井和SCK-12 井鉆遇殘留的馬五1+2亞段地層，其厚度介于0～3.4 m，殘余儲層內溶蝕孔洞被鹽、膏質和方解石充填，巖石致密，形成巖性遮擋；庫區北部及東北部馬五1+2 亞段地層被全部剝蝕，形成潛溝，石炭系泥巖充填其中而形成地層遮擋。

圖1 S2 儲氣庫馬五1+2 亞段地層厚度分布圖

針對辮狀河三角洲相砂巖氣藏開展儲層精細描述和氣井生產能力評價，落實建庫區到外圍區塊的巖性、含氣性、滲透率和產能的變化規律。根據野外露頭分析、沉積微相解剖、壓力恢復試井等研究，描述多期河道間泥質阻流帶的發育特征。通過滲流理論計算，定量評價200 天注氣、120 天采氣條件下，注采井井底壓力的波及范圍；結合礦場注采干擾試驗研究，落實壓力傳導情況。Y3 儲氣庫東北區域和外圍開發區域間存在巖性漸變區，儲層物性條件變差；山23亞段儲層內部泥質阻流帶發育，阻流邊界平均小于800 m；注采階段注氣壓力傳導距離平均小于1 200 m，最長不超過2 100 m，壓力波及范圍有限；多周期注采試驗邊界區監測井未見干擾，表明在邊界區域設置一定距離的過渡帶可以實現儲氣庫邊界的動態封閉[9,19]。

2.1.2 邊界封閉能力評價

由于儲氣庫周期注采，地層壓力高低交替，交變應力將導致蓋層和側向致密巖石微觀孔隙結構發生彈塑性變形，改變其原始毛細管密封性，甚至局部應力集中會使蓋層發生宏觀力學破壞。通過突破壓力實驗、拉張破壞實驗、剪切破壞實驗、疲勞破壞實驗等室內巖心實驗，評價致密巖石毛細管密封性和力學完整性[20-24]。

側向邊界致密巖石和蓋層致密巖石的封閉機理類似，因此蓋層巖石封閉性評價方法也適用于邊界致密巖石。對S2 儲氣庫致密巖樣開展突破壓力實驗，評價靜態突破壓力介于39.7～83.5 MPa；模擬50 個周期交變注采，評價動態突破壓力為39.8 MPa；開展巖石拉張破壞實驗，評價極限承壓能力為40.0 MPa；馬五1+2 亞段儲層試氣改造破裂壓力最小為42.0 MPa。綜合評價蓋層和側向邊界致密巖石的極限承壓能力為39.8 MPa。

2.2 碳酸鹽巖儲層裂縫表征與三維地質建模技術

受復雜構造應力和多期成巖作用影響，SD 區塊裂縫型碳酸鹽巖氣藏具有儲集空間類型多樣、尺度差異大、離散分布，高角度縫發育等特征，其中晶間孔、溶孔、溶蝕縫等[25]為馬五5 亞段儲層主要儲集空間，構造縫和成巖縫為主要滲流通道。準確識別裂縫發育規律并建立精細的三維地質模型，對評價儲氣動態邊界、庫容參數優化設計、注采井位部署具有重要意義。

目前國內外裂縫型儲層建模研究主要采用裂縫的等效介質和離散網絡模型[26]，例如基于相控條件約束的儲層屬性建模[27]，利用地震資料獲取“均方根、波阻抗”等特征參數建模[28-29]，以及不同尺度儲層空間表征的多類多尺度建模[30-31]。這些方法能夠有效表征單一裂縫儲集系統空間形態，但是仍然難以反映裂縫網絡系統特征。筆者將巖心分析、成像測井、地震成果、儲層地質以及氣藏動態等多學科交叉融合，針對不同尺度裂縫采取不同的預測方法分級次進行裂縫模擬，并以裂縫約束條件為依據優化靜態裂縫模型。

2.2.1 碳酸鹽巖儲層裂縫識別與描述

通過巖心觀察和鑄體薄片鑒定，統計分析目的層段的裂縫類型、大小、密度以及填充物質；依據成像測井資料，評價裂縫類型、產狀（走向、傾向、傾角）。利用上述資料，建立不同裂縫樣本信息與常規測井曲線形態要素的對應關系，分別提取不同樣本所對應的測井數據作為訓練樣本，建立人工神經網絡判別模型，利用該模型對未取心井段及取心井段巖心破碎帶進行裂縫識別，最終得到全區裂縫發育概率預測。

SD 儲氣庫馬五5 亞段儲層主要發育構造縫、溶蝕縫和成巖縫，裂縫主體方向為北西—南東向，裂縫類型以高角度縫為主，大多無填充，是儲層的重要滲流通道。馬五5 亞段儲層的電阻率、聲波時差、密度測井曲線對裂縫型儲層的響應特征較為明顯，通過提取對應測井數據訓練建立人工神經網絡判別模型，利用氣井測井數據進行裂縫識別，預測庫區的裂縫發育概率分布（圖2）。

圖2 SD 儲氣庫裂縫發育概率預測圖

圖3 低滲透巖性氣藏“三區帶”建庫模式示意圖

2.2.2 裂縫型碳酸鹽巖儲層三維地質建模

基于相控模式下的儲層參數模型，結合裂縫密度分布概率研究成果，通過插值計算得到研究區裂縫密度分布模型。根據三維地震資料提取的螞蟻體屬性建立全區的相干體分布模型，結合裂縫產狀評價結果，利用人工神經網絡建立二次約束條件。分別提取裂縫概率分布模型和二次約束條件數據體，利用徑向基函數插值建立研究區裂縫分布三維地質模型。

2.3 低滲透巖性氣藏局部甜點建庫技術

以榆林氣田為代表的大型低滲透巖性氣藏是鄂爾多斯盆地儲氣庫建設的重要目標，但氣藏具有含氣面積大、儲層非均質性強、砂巖邊界模糊、物性條件差等特點。在氣井注采能力和氣藏封閉性等方面與呼圖壁、相國寺等常規背斜氣藏型儲氣庫具有顯著差別，導致該類氣藏改建儲氣庫面臨重大挑戰。針對儲層非均質性強、單井產能低、邊界不確定等難題，提出了“三區帶”建庫新模式[9,19-20,32]，形成了核心注采區和中間過渡區的篩選評價方法。

2.3.1 “三區帶”建庫模式

根據大面積低滲透砂巖氣藏的強非均質特征，將建庫區劃分為3 個區域，并賦予不同區域不同的功能（圖 3）。儲氣庫核心注采區砂體厚度大、儲層物性好、平面連通性好，單井產能較高，可以滿足強注強采需求。中間過渡區砂體厚度減小，物性降低，流體流動性變差。中間過渡區屬于核心注采區的從動區，兼具采氣功能，彌補調峰能力的不足，也是核心區溢流氣體的緩沖區，能夠確保儲氣庫安全高效運行。外圍區帶為監測區，物性更差、滲流阻力大，利用氣井壓力數據監測向外部區塊的溢流情況，緊急情況下可以開井采氣控制儲氣庫氣體的外溢[10,24]。

2.3.2 核心注采區優選方法

利用與儲層地質特征有關的沉積微相、儲層有效厚度、滲透率等靜態參數，篩選出砂體厚度大、儲層物性好、儲集性能高、滲流能力強的區域，作為儲氣庫核心注采區的初步范圍。再考慮開發井的井控儲量和產能，根據氣井試氣無阻流量和單位壓降采氣量兩個動態指標優選出單井產量高、井控儲量大的區域，進一步確定核心注采區。以Y3 儲氣庫為例，其核心注采區優選標準見表1。

2.3.3 中間過渡區確定方法

低滲透氣藏氣井在生產過程中存在明顯的壓力漏斗效應，有效控制半徑與儲層物性成正比。因此，只要在核心區周邊為注采井預留足夠的滲流面積，就可以控制注采過程中核心區的氣體溢流。理論分析認為壓力傳播時間主要與傳播距離和滲透率有關，滲透率越大、傳播距離越近，傳播時間越短。壓力傳播半徑計算公式如式（1）所示。

式中r表示壓力波的傳播距離，m；K表示有效滲透率，mD；t表示傳播時間，h；μ表示氣體黏度，mPa·s；φ表示儲層孔隙度；Cf表示巖石壓縮系數，MPa－1。

壓力傳播距離與儲層滲透率呈正相關，時間一定的情況下，傳播距離主要受儲層物性影響。Y3 儲氣庫設計注氣期200 天，評價注氣期內核心注采區最遠壓力傳播距離為2.1 km。將中間過渡區邊界距離控制在核心區邊界外2.1 km 以外，就可以防止常規注采循環中的大量氣體外溢，確保儲氣庫安全高效運行。

通過“三區帶”劃分，將區塊內最好的甜點用來注采，運行效率將大幅提升。而外圍區各項參數明顯較差（表2），進一步降低了氣體外溢的風險。

表2 Y3 儲氣庫“三區帶”參數對比表

2.4 注采井網井型優化技術

2.4.1 井網優化

為了實現方案設計的工作氣量，儲氣庫的注采井網要實現對庫容的有效控制，其井數還要滿足目標市場非均衡用氣需求[7]。所以井網的優化設計需要考慮短周期注采條件下的井控范圍和非均衡生產下的采氣能力兩個條件。

根據氣井高速注采不穩定滲流理論，建立井控半徑與時間和儲層滲透率關系圖版。在給定注采時間和儲層物性條件下，可以求取氣井的控制半徑和井控面積。利用庫區面積除以井控面積，求得控制有效庫容的最小井數。

根據儲氣庫工作氣量和目標市場的調峰模式，可以計算出冬季高峰期每天的采氣量[33]；再利用物質平衡方程，迭代求取氣藏不同時間點的地層壓力。以井口外輸壓力、氣井臨界攜液、臨界出砂壓差和沖蝕流量作為約束條件，聯合氣井產能方程與井筒管流方程，采用節點分析法求取儲氣庫不同采氣時間對應不同地層壓力條件下的氣井合理產量。用儲氣庫每天的采氣量除以對應地層壓力條件下的單井合理產量，得到每天需要的采氣井數，則采氣周期內需要的最大井數即為滿足采氣能力的井數。取滿足庫容控制和采氣能力要求的井數最大值，即為儲氣庫的合理井數。

2.4.2 井型優化

鄂爾多斯盆地目前優選的有利建庫目標主要有馬五1+2亞段孔隙型碳酸鹽巖氣藏、馬五5亞段裂縫型碳酸鹽氣藏和山23亞段孔隙型砂巖氣藏3 種類型，儲層地質特征差異大。雖然水平井是提高低滲透氣藏氣井產能的有效方法，但是需要針對不同類型氣藏的儲層地質特征優化注采井型，獲得理想的氣井產能、較好的庫容控制和較低的施工風險，如圖4所示。

圖4 不同類型儲層儲氣庫注采井型優選示意圖

馬五1+2亞段儲層屬于巖溶型儲層，局部致密帶、侵蝕坑較為發育[18]，直/定向井實施風險相對較大；并且該類氣藏儲量豐度低，短周期注采直井泄流范圍小、單井產能低。針對該類氣藏，采用水平井可以有效鉆穿致密帶和侵蝕坑，增大泄流面積、提高單井產能[34-36]；局部區域井網受限，難以實施水平井，因此采用直井提高庫容控制程度。

馬五5亞段儲層裂縫發育，衰竭氣藏建庫壓力系數低，水平段鉆進塌、漏風險大，儲層易嚴重污染。局部核心甜點區儲層塊狀厚層發育，直井可獲高產；外圍區儲層變薄、致密，單井產能大幅下降[13]。針對該類氣藏，核心甜點區部署大尺寸直/定向井[37]，外圍區部署水平井控制庫容、提高單井產量。

山23亞段儲層發育多期疊置河道，砂體內部阻流帶發育，儲層滲透率低，裂縫不發育，短周期注采條件下壓力波及范圍有限。采用水平井可以鉆穿泥質阻流帶，有效連通多個單砂體，提高氣井的泄流范圍和注采能力。針對該類氣藏，設計以水平井整體部署為主，少量直/定向井作為骨架井控制砂體。

3 實踐效果

上述關鍵技術已全面應用于鄂爾多斯盆地低滲透巖性氣藏儲氣庫庫址篩選、優化設計和建設運行全過程。在建庫選址評價方面，初步篩選庫址目標10 座，評估總庫容量達540×108m3，可形成工作氣量160×108m3。S2 儲氣庫作為國內首座低滲透含硫巖性氣藏改建的儲氣庫，落實了巖性邊界封閉性、驗證了酸性氣體組分的變化規律，已運行7 個注采周期，2021年達容達產。SD 儲氣庫通過強化三維地質模型應用優化注采井部署，首周期運行，評價氣井注采能力達到方案設計、有效庫容量達到設計指標的82%，預測4 個周期左右后將實現達容達產。Y3 儲氣庫突破了傳統的整體建庫方式，創建了大面積巖性氣藏局部甜點建庫新模式，開辟了泛連通巖性氣藏建庫新領域。目前鄂爾多斯盆地已建和在建的4 座儲氣庫最大日調峰能力達1 000×104m3，預計“十四五”末形成工作氣量達27×108m3，“十五五”末達到57.5×108m3，最大日調峰能力近6 000×104m3，中西部儲氣中心正快速建成。

4 結論和建議

鄂爾多斯盆地低滲透巖性氣藏改建儲氣庫地質條件特殊、天然稟賦總體較差，通過不斷突破技術瓶頸、打破固有建庫模式和理念約束，在儲層整體低滲透條件下優選相對高滲透甜點區建庫，在巖性邊界條件下尋找相對落實的封閉氣藏，經過十余年的探索發展，儲氣庫建設進入規?；焖侔l展階段。隨著國家“雙碳”戰略目標的實施，鄂爾多斯盆地所具有的資源、區位和氣源等獨特優勢，必將在儲氣庫建設中發揮更加重要的作用。針對鄂爾多斯盆地儲氣庫高質量發展，提出如下建議：

1）低滲透非均質儲層微觀孔隙結構復雜，儲氣庫高速注采過程中氣—液—固三相相互作用強烈，尤其交變載荷誘發的儲層應力敏感、潛在傷害和氣水相滲多輪滯后效應更為顯著，內在作用機理認識仍然不清。需加強儲氣庫多周期高速注采儲層微觀孔隙動用規律、內在機理和影響因素等的深入研究，指導建庫指標的科學設計、優化配產配注，大幅提高庫容動用效率。

2）深化大面積泛連通儲氣地質體動態密封性評價方法研究，攻關“三區帶”建庫模式下注采工作制度優化技術，形成有效的注采動態邊界控制方法，確?！按娴米?、采得出”，提高儲氣庫運行效率和最大調峰采氣能力。

3）與常規氣田開發相比，儲氣庫短期吞吐氣量大、注采作業轉換頻繁，且配產配注氣量受管道氣源、天氣變化等潛在隨機因素影響，但其功能定位要求根據市場用氣需求做出快速反應和優化調整，對地層滲流、井筒舉升和管道輸送多節點協調性要求極高。需開展地層—井筒—地面一體化模擬技術攻關，不斷優化提升儲氣庫的調峰能力和工作效率。

4）不同類型的儲氣庫地質條件差異大，注采運行動態特征存在顯著差異。需攻關庫群協同采氣模式優化技術，綜合考慮各庫不同的建設階段特點、調峰能力、上載下載氣源等因素，充分發揮各庫優勢，提升庫群的整體調峰能力。