基于儲層構(gòu)型刻畫的致密砂巖氣藏高效調(diào)整技術(shù)
——以大牛地氣田大28井區(qū)盒1段氣藏為例

姜 超

（中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

大牛地氣田位于陜西省榆林市和內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市的交界地區(qū)，該氣田于2005 年投入開發(fā)。大牛地氣田自2012 年開始采用水平井進行規(guī)模開發(fā)，推動了大牛地氣田直井無法經(jīng)濟有效動用儲量向效益開發(fā)的重要轉(zhuǎn)化，實現(xiàn)了難動用儲量的整體規(guī)模效益開發(fā)。2015 年開始，為了保持氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，以井間接替為主開展了加密調(diào)整工作。隨著近幾年加密井的陸續(xù)完鉆，下步加密調(diào)整的余地小、高效調(diào)整難度大。加上儲層非均質(zhì)性強，剩余有效儲量分布規(guī)律不清，下步調(diào)整陣地有待落實，因此亟需開展有效儲層精細研究，弄清有利儲層分布，攻關與儲層分布特征相對應的壓裂改造配套技術(shù)，以支撐氣田高效調(diào)整。

1 氣藏基本特征

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地東北部、伊陜斜坡北部，是典型的無邊底水定容彈性驅(qū)動孔隙型致密砂巖氣藏。大28 井區(qū)位于氣田北部，主力開發(fā)層系是上二疊統(tǒng)上石盒子組盒1 段，屬于辮狀河沉積，河床寬，水體淺，水體能量隨季節(jié)頻繁變化。以河道充填沉積為主，砂體普遍發(fā)育，但成分和結(jié)構(gòu)成熟度較低。測井曲線多為低幅齒化箱型，心灘規(guī)模小，導致氣層鉆遇率低，僅為54%。儲集層巖性為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，孔隙類型為殘余粒間孔和粒間溶孔，平均孔隙度為8.2%，平均滲透率為0.35 mD，儲層厚度小于10 m，屬于低孔隙度、低滲透率、低豐度氣藏。

大牛地氣田大28 井區(qū)盒1 段氣藏的開發(fā)歷程主要分為水平井開發(fā)評價、水平井規(guī)模建產(chǎn)、局部調(diào)整建產(chǎn)3 個階段。由于直井單井產(chǎn)能僅為0.5 × 104m3／d，屬于直井無效益動用的Ⅱ、Ⅲ類儲層［1］。2011 年之前開展了水平井開發(fā)評價探索，直到先導試驗成功之后于2012-2014年進入水平井規(guī)模建產(chǎn)階段，投產(chǎn)井97 口，建成產(chǎn)能11×108m3。2015 年至今屬于局部調(diào)整建產(chǎn)階段。截至2020年12月，累計產(chǎn)氣量為14.74 × 108m3，油壓2.0 MPa，套壓3.2 MPa，目前單井產(chǎn)氣量為0.6×104m3／d，液氣比為4.3 m3／104m3，采出程度為4.4%，采氣速度為0.6%，預計采收率為8.6%。

由于大28 井區(qū)盒1 段氣藏有效儲層孤立分散、規(guī)模小，疊置關系復雜，有效儲層分布規(guī)律認識不清，使得氣層鉆遇率低，導致壓裂改造缺乏針對性，對分散型儲層控制程度不夠，存在井間未動型和垂向未溝通的剩余氣，最終導致采收率低。因此需要開展儲層構(gòu)型研究，明確有效儲層分布，開展差異化壓裂改造，以最大化動用儲量，實現(xiàn)氣藏的高效調(diào)整。

2 儲層構(gòu)型表征

基于沉積演化過程研究，通過地層精細劃分，結(jié)合巖心觀察和沉積微相特征分析開展密井網(wǎng)區(qū)精細解剖，明確砂體疊置構(gòu)型，形成了以“垂向分期、曲線定位、側(cè)向劃界”為核心的構(gòu)型表征技術(shù)［2］，為剩余氣描述及后期調(diào)整方案的制定及差異化壓裂改造提供地質(zhì)支撐。

2.1 垂向分期

在地層格架控制下，根據(jù)泥巖發(fā)育特征、砂體層位差異、測井曲線形態(tài)、韻律特征變化等［3］，通過點、線、面的期次劃分及反復對比修正，最終確定每口井的垂向單砂體沉積期次。采用沉積時間單元法、隔夾層法、韻律法、泥巖基線法及油氣顯示法5種方法結(jié)合平面變化特征分析，進行單砂體垂向分期。

1）沉積時間單元法。在相同沉積環(huán)境下連續(xù)沉積時，沉積時間相近的砂體距標志層的距離相等或近似。根據(jù)砂巖內(nèi)不同沉積環(huán)境下砂體的發(fā)育模式對比沉積時間單元，依據(jù)砂體距標志層的距離來判別砂體期次。對于河流沉積類型的砂體，沖刷、下切、疊加等沉積現(xiàn)象是經(jīng)常出現(xiàn)的，這給沉積時間單元的劃分對比帶來了一定困難，因此，在沉積時間單元劃分對比中必須進行識別，并運用已知的地質(zhì)概念指導對比工作的正確進行。

2）隔夾層法。層間隔層指縱向上層系或小層之間分布穩(wěn)定、具一定規(guī)模的泥巖層段。隔層的發(fā)育情況可以反映縱向上層間非均質(zhì)的嚴重程度，對研究上下油層的非連通性、劃分開發(fā)層系及在同一開發(fā)層系內(nèi)阻擋流體的垂向滲流都具有重要意義。

3）韻律法。單砂體內(nèi)碎屑顆粒的粒度大小在垂向上的變化稱為粒度韻律，它受沉積環(huán)境和沉積方式的控制，不同韻律單砂體的滲透率在單砂體剖面上的變化特征不一致。

4）泥巖基線法。泥巖段的自然伽馬（GR）曲線近似為一條直線，即泥巖基線。滲透性地層偏離泥巖基線的幅度主要與巖性及流體性質(zhì)有關，粒度粗、分選好、滲透性好的砂巖偏離泥巖基線的幅度越大。

5）油氣顯示法。低滲透氣藏的含氣情況與儲層物性密切相關，而儲層物性與曲線形態(tài)、幅度、隔夾層的發(fā)育有關。利用油氣顯示差異結(jié)合韻律特征、基線偏移及隔夾層發(fā)育可以輔助劃分單砂體。

2.2 曲線定位

利用測井曲線識別各期次的砂體，總結(jié)主力層位的單砂體發(fā)育模式。大牛地氣田GR曲線是區(qū)分巖性的關鍵參數(shù)?；诠^(qū)辮狀河沉積模式，結(jié)合不同沉積微相的測井響應特征，識別出心灘、河道充填等GR典型曲線形態(tài)［4］。利用GR典型曲線形態(tài)在單井點進行沉積微相的識別（表1），初步明確大面積連通的辮流帶邊界。利用連井剖面與典型曲線平面展布交互分析，初步預測河道的展布方向及范圍。

表1 盒1段典型巖石相及測井相特征表

2.3 側(cè)向劃界

基于辮流帶及辮狀河道的識別，通過大量密井網(wǎng)的解剖對比判斷單一心灘走向，再考慮沉積模式控制形態(tài)的因素，順水流方向?qū)π臑┡c辮狀河道的平面組合關系及展布形態(tài)進行綜合分析［5］，確定水道與心灘的組合關系及心灘的形態(tài)。為了精準刻畫辮狀河道和心灘的規(guī)模，本次應用野外露頭、巖心觀察及密井網(wǎng)解剖來確定心灘規(guī)模［6］。實地野外觀察選取山西保德、柳林剖面，它們與大牛地氣田同屬北部物源，沉積體系、環(huán)境及砂體類型具有高度相似性。通過對與物源方向近于垂直剖面的精細描述和測量，實測單期心灘規(guī)模較小，寬度為30～200 m，厚度以1～5 m 為主，寬厚比為30～60。根據(jù)野外露頭觀察結(jié)果，結(jié)合密井網(wǎng)解剖，明確單期心灘厚度為1～3 m，寬度為200～300 m，長度為100～400 m。根據(jù)砂體構(gòu)型研究成果繪制砂體厚度分布等值線圖（圖1）。

通過統(tǒng)計研究區(qū)內(nèi)盒1 段氣井的鉆遇顯示情況，綜合分析測井及水平段的錄井資料，明確心灘厚度和心灘長度的分布區(qū)間（圖2、圖3）。從圖2和圖3可知，大28 井區(qū)有效砂體規(guī)模小，且呈透鏡狀分布在大段致密砂巖之中，有效厚度／砂巖厚度的比值介于0.3～0.5，疊置關系復雜，儲層針對性改造難度大。

圖1 盒11小層①期單砂體厚度分布等值線圖

圖2 大28井區(qū)盒1段心灘厚度分布區(qū)間圖

圖3 大28井區(qū)盒1段心灘長度分布區(qū)間圖

3 差異化儲層改造

為了實現(xiàn)大28 井區(qū)盒1 段氣藏的高效開發(fā)調(diào)整，開展地質(zhì)工程一體化攻關研究，基于儲層精細構(gòu)型實施差異化儲層改造，改善氣藏開發(fā)效果。致密氣藏由于儲層物性差及儲層泄流面積小，單井產(chǎn)氣量低或基本無產(chǎn)氣量，因而無經(jīng)濟效益。通過壓裂改造，擴大改造體積，增加泄流面積，可以大幅度提高單井產(chǎn)氣量［7］。大牛地氣田自2012 年開始采用水平井進行大規(guī)模開發(fā)，形成了以裸眼預置管柱管外封隔器分段壓裂為主的水平井改造工藝技術(shù)，該工藝雖然作業(yè)周期短，但缺點是壓后不能實現(xiàn)井筒全通徑，從而影響后期產(chǎn)氣剖面測試和措施維護作業(yè)［8］。隨著氣田進入調(diào)整階段，儲層物性更差，常規(guī)的壓裂改造工藝技術(shù)已不能滿足開發(fā)要求。如何提高壓裂改造技術(shù)的針對性及有效性是亟需解決的問題，因此開展了針對儲層特征的全通徑分段壓裂工藝研究。通過前期的探索試驗，將裸眼封隔器分段壓裂工藝優(yōu)化為可溶橋塞分段壓裂工藝，該工藝可以縮小段間距，精確控制起縫位置，可增大單段壓裂規(guī)模，提高改造效果［9］。但是由于受到沉積條件、儲層展布的限制，壓裂改造方式需要根據(jù)實際地質(zhì)條件進行優(yōu)化，應基于有效砂體的疊置特征優(yōu)化壓裂改造設計思路［10］。針對疊合區(qū)和非疊合區(qū)進行差異化改造，非疊合區(qū)采取小排量造長縫（大井距）或分級多簇（小井距），盡量增加縫控儲量。疊合區(qū)通過大規(guī)模穿層壓裂可以溝通更多的縱向灘壩（圖4）。同時充分利用疊合區(qū)儲層自身的滲流能力，通過開展氣井初期產(chǎn)量與壓裂參數(shù)的擬合、產(chǎn)能敏感性分析［11］，明確疊合區(qū)儲層合理的壓裂間距。通過分析統(tǒng)計盒1段氣井的壓裂段間距、加砂量、入地液量與初期產(chǎn)氣量的關系，研究表明心灘有利區(qū)平均初期穩(wěn)定產(chǎn)氣量為3.0×104m3／d，對應的段間距小于等于90 m，加砂量大于等于750 m3，總液量大于等于5 600 m3。

圖4 疊合區(qū)大規(guī)模穿層改造示意圖

近年來為進一步降低作業(yè)成本，國內(nèi)外都開始采用石英砂替代陶粒［12］，部分地區(qū)支撐劑已全部采用石英砂，由此可降低完井成本近20%［13］。大牛地氣田大28 井區(qū)在壓裂改造工藝和改造方式設計優(yōu)化的基礎上積極推進低成本戰(zhàn)略，采用石英砂替代陶粒［14］和優(yōu)化液氮伴注比例等提效降本手段，實現(xiàn)低成本高效改造。根據(jù)不同石英砂、陶粒比例下的導流能力實驗結(jié)果，優(yōu)化了石英砂替代陶粒的比例并進行推廣應用，大牛地氣田應用56 口井，累計使用石英砂8 561.8 m3，累計節(jié)約支撐劑成本1 297.8 萬元。建立加入液氮后液體濾失模型，通過分析認為，由于壓裂段的最后三段返排壓差較大、能量充足，因此將全壓裂段液氮伴注優(yōu)化為最后三段進行液氮伴注。優(yōu)化前2019年的見氣周期為10.7 d，優(yōu)化后2020 年的見氣周期為7.2 d，通過對比這兩年的見氣周期，在實施液氮伴注方式優(yōu)化后，返排效果基本未受影響，已在大牛地氣田77 口井得到應用，節(jié)約試氣成本1 280.2萬元。

通過開展單砂體精細描述，儲層表征精度逐步提高，盒1段氣藏強非均質(zhì)儲層水平井氣層鉆遇率由54%提高到72%。通過采用可溶橋塞分段壓裂工藝，基于有效砂體疊置特征，采取差異化改造措施，疊合區(qū)通過大規(guī)模、密切割，溝通了更多的縱向灘壩，非疊合區(qū)采取小排量造長縫，增加縫控儲量，單井產(chǎn)氣量由前期的 2.50 × 104m3／d 提高到 3.78 ×104m3／d，平均單井產(chǎn)氣量提高了50%。

4 結(jié)論

1）形成了以“垂向分期、曲線定位、側(cè)向劃界”為核心的構(gòu)型刻畫方法，實現(xiàn)了灘壩的精細刻畫。

2）采用可溶橋塞分段壓裂工藝，基于有效砂體疊置特征，采取差異化改造措施，平均單井產(chǎn)氣量提高了50%。