鄂爾多斯盆地東北緣“雙低”致密氣藏差異成藏規(guī)律及勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)*

吳克強(qiáng) 趙志剛 祝彥賀 韓 剛 房茂軍

(中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028)

鄂爾多斯盆地致密氣資源量約14.5×1012m3，基于上古生界“準(zhǔn)連續(xù)致密氣成藏”理論[1-2]，在煤系烴源巖廣覆式持續(xù)生烴、毯式砂體連片發(fā)育、近距離充注認(rèn)識(shí)的指導(dǎo)下，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了蘇里格、大牛地、神木等探明儲(chǔ)量超過千億方的致密氣田，累計(jì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量已經(jīng)超過3.8×1012m3[2-3]。這些大型致密氣田主要分布在高生烴強(qiáng)度區(qū)，即生烴強(qiáng)度大于15×108m3/km2的盆內(nèi)構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)域，其上古生界儲(chǔ)層普遍致密，孔隙度4%～12%，滲透率0.1～1.5 mD，成藏層位主要集中在煤層發(fā)育的太原組、山西組和近源砂巖厚度最大的盒八段，以大型巖性圈閉為主要類型，自下而上的氣層發(fā)育段中氣層含氣飽和度逐漸降低為48%，氣藏在空間上呈現(xiàn)準(zhǔn)連續(xù)分布[3-9]。同時(shí)，氣田的地質(zhì)儲(chǔ)量豐度普遍較低，多低于1.0×108m3/km2，氣層自然產(chǎn)能低，需進(jìn)行儲(chǔ)層改造才能進(jìn)行開發(fā)。

本次的研究區(qū)位于盆地東北緣，東靠呂梁山，西鄰神木氣田，南接米脂氣田，北部已處于三疊系剝蝕區(qū)(圖1)。構(gòu)造位置隸屬于晉西撓褶帶北段與伊陜斜坡過渡區(qū)，發(fā)育連續(xù)沉積呈整合接觸關(guān)系的上古生界地層，烴源巖主要是下部的本溪組、太原組和山西組煤層、碳質(zhì)泥巖和泥巖，儲(chǔ)層主要是石炭系和二疊系的三角洲和障壁海岸的砂巖。縱向上依據(jù)與煤系烴源巖的距離遠(yuǎn)近，劃分為3套成藏組合[2,10]，自下而上分別是源內(nèi)成藏組合、近源成藏組合和遠(yuǎn)源成藏組合。2013年以前，本區(qū)主要是煤層氣勘探區(qū)，由于煤層含氣量低、單井產(chǎn)量低，工業(yè)氣流井占比不足30%，勘探進(jìn)程受阻。2013年后，研究區(qū)開始轉(zhuǎn)為致密氣勘探，通過早期區(qū)域?qū)Ρ群统刹氐刭|(zhì)條件分析，區(qū)內(nèi)具有明顯的3個(gè)特點(diǎn)：①烴源巖生烴強(qiáng)度(3～28)×108m3/km2，對(duì)比盆內(nèi)大型致密氣田生烴強(qiáng)度，研究區(qū)70%的區(qū)域低于15×108m3/km2，處于中低生烴強(qiáng)度區(qū)，且受東部離石走滑斷裂帶和南部紫金山火山隆起影響，全區(qū)斷裂十分發(fā)育(圖1)。②鉆井揭示氣層分散發(fā)育于本溪組到石千峰組，單井氣層厚度差異大，為2.3～113.3 m，僅10%的氣層單層厚度大于5 m，且由于下部地層受煤層強(qiáng)反射影響，氣層識(shí)別難度大，整體的氣層預(yù)測(cè)符合率僅為65%。③研究區(qū)致密氣藏平均壓力為17 MPa，單井試氣產(chǎn)量介于(0.5～5.0)×104m3/d，單井日產(chǎn)水量平均達(dá)到4.5 m3，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短，經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)難度大。針對(duì)以上3個(gè)特點(diǎn)，如何更好地推進(jìn)致密氣勘探開發(fā)，需要揭示該區(qū)成藏規(guī)律，創(chuàng)建配套技術(shù)，更快地推進(jìn)研究區(qū)增儲(chǔ)上產(chǎn)。

圖1 研究區(qū)位置

1 致密氣成藏特征

1.1 烴源巖條件及生烴強(qiáng)度

研究區(qū)上古生界氣源為本溪組、太原組和山西組煤系地層，煤層廣泛分布，單層厚度0.5～18.2 m，平均厚度2.8 m，其中山西組的4+5號(hào)煤較薄，TOC平均為67%，本溪組的8+9號(hào)煤厚度大，TOC平均為76%。煤巖和碳質(zhì)泥巖以腐殖型干酪根為主，鏡質(zhì)體反射率(Ro)>0.5%，已經(jīng)進(jìn)入生烴階段。利用本區(qū)實(shí)際樣品開展生烴模擬實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明煤巖的甲烷產(chǎn)率約是碳質(zhì)泥巖、泥巖的6～12倍，是本區(qū)主力烴源巖。同時(shí)，由于南部受到紫金山火山巖熱烘烤影響[11-13]，南部Ro能夠達(dá)到3.5%，從南到北，煤變質(zhì)程度逐漸降低，北部Ro降到0.5%，說(shuō)明南部煤變質(zhì)程度是深度和巖漿熱異常雙重控制所致，北部以深成變質(zhì)為主。通過盆地模擬，得出研究區(qū)內(nèi)生烴強(qiáng)度介于(3～28)×108m3/km2，生烴強(qiáng)度差異大，自南向北逐漸變低(圖1)，南部氣源充足，產(chǎn)率指數(shù)大于10%的樣品占比73%，北部氣源貧乏，產(chǎn)率指數(shù)大于10%的樣品僅占43%(圖2)。

圖2 研究區(qū)生烴潛力對(duì)比

1.2 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育特征

晚古生代，研究區(qū)經(jīng)歷了由障壁海岸到三角洲的沉積演化，形成了三角洲平原分流河道、三角洲前緣水下分流河道和濱淺海障壁砂壩等多套不同成因類型的儲(chǔ)集砂體[14-16]。受東北部貧石英粗粒型物源影響，儲(chǔ)層表現(xiàn)為貧石英、富巖屑、含長(zhǎng)石的特點(diǎn)?？紫额愋投鄻?，在經(jīng)過早期強(qiáng)烈壓實(shí)作用后，原始的粒間孔隙少有殘余，僅部分保留，在后期的成巖作用中逐漸形成了次生粒間或粒內(nèi)溶孔，占比在60%～88%，由于生烴形成的有機(jī)酸溶蝕，靠近煤系烴源巖的砂巖中溶孔占比較大，向上逐漸降低。

儲(chǔ)層物性分析表明，孔隙度中值多低于10%，滲透率中值在0.7 mD以下，以特低孔、特低滲儲(chǔ)層為主。針對(duì)研究區(qū)致密儲(chǔ)層孔隙類型多樣、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜的特點(diǎn)，可將儲(chǔ)層分為三類(表1)。I類儲(chǔ)層為甜點(diǎn)型儲(chǔ)層，分布于障壁砂壩、分流河道和水下分流河道微相內(nèi)，孔隙度6%～15%，滲透率0.3～8.0 mD，主要孔徑寬度1～10 μm，排驅(qū)壓力低于0.5 MPa，全區(qū)氣層的88%分布于這類儲(chǔ)層中。II類儲(chǔ)層分布于河口壩、天然堤和砂坪微相中，孔隙度3%～9%，滲透率0.01～0.50 mD，主要孔徑寬度0.2～2.0 μm，排驅(qū)壓力0.5～2.0 MPa，全區(qū)氣層的11.5%分布于這類儲(chǔ)層中，但氣層厚度普遍0.6～2.2 m，且與致密干層頻繁互層。III儲(chǔ)層分布于水下天然堤和分流間灣的溢岸沉積微相中，孔隙度2%～5%，滲透率0.008～0.050 mD，主要孔徑寬度0.05～0.50 μm，排驅(qū)壓力維持在5 MPa以上，全區(qū)氣層的0.5%分布于這類儲(chǔ)層中，氣層厚度多小于0.5 m，品質(zhì)差(圖3、4)。

表1 不同類型儲(chǔ)層分類

圖3 研究區(qū)不同類型微相砂巖物性特征

圖4 研究區(qū)不同類型儲(chǔ)層壓汞曲線和孔徑寬度

1.3 天然氣充注動(dòng)力及物性下限

致密砂巖儲(chǔ)集層滲透率較低，只有具備較強(qiáng)的生烴壓力，才能使天然氣突破致密儲(chǔ)集層毛細(xì)管阻力，該觀點(diǎn)已通過大量模擬實(shí)驗(yàn)和地質(zhì)綜合研究得到證實(shí)[17-19]。研究區(qū)為先致密、后成藏型致密氣藏[20-21]，砂巖普遍致密，最低孔隙度達(dá)到2%，最低滲透率為0.008 mD，且自南向北生烴強(qiáng)度降低到3×108m3/km2，北部低生烴強(qiáng)度區(qū)的生氣量相對(duì)較小，其供氣、運(yùn)移、聚集等特征與南部的供氣充足地區(qū)具有較大差異。通過本區(qū)樣品實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)、成藏?cái)?shù)值模擬、理論計(jì)算和綜合地質(zhì)研究，認(rèn)為北部低生烴強(qiáng)度區(qū)天然氣仍能夠充注，但充注量和垂向充注距離有限，為近距離運(yùn)移聚集成藏。

利用前人總結(jié)的天然氣浮力計(jì)算公式和毛細(xì)管阻力計(jì)算公式[22]，對(duì)應(yīng)不同的孔喉寬度，可以計(jì)算出理論上浮力大小和毛細(xì)管阻力大小。兩者的力平衡點(diǎn)對(duì)應(yīng)孔喉寬度達(dá)到35.5 μm，也就是說(shuō)孔喉寬度>35.5 μm時(shí)浮力才能突破毛細(xì)管阻力起到天然氣充注動(dòng)力的作用。從前面儲(chǔ)層的孔喉分析測(cè)試數(shù)據(jù)看，該區(qū)天然氣浮力顯然無(wú)法突破毛細(xì)管阻力，只能通過煤系地層的生烴增壓使天然氣獲得充注動(dòng)力。盆地模擬結(jié)果表明，自中—晚三疊世(227 Ma)以來(lái)，煤系烴源巖Ro>0.5%，烴源巖開始生烴[23-24]，此時(shí)最大的生烴增壓達(dá)到3.5 MPa，到晚侏羅世—早白堊世，Ro值到2.5%，達(dá)到生烴高峰，天然氣開始大量生成并向致密儲(chǔ)層充注，生烴增壓達(dá)到23 MPa。因此，天然氣充注動(dòng)力是生烴增壓與浮力之和，兩者共同克服毛細(xì)管阻力向致密砂巖中充注[25-26]。通過構(gòu)建不同孔喉寬度對(duì)應(yīng)的充注動(dòng)力(生烴增壓+浮力)與毛細(xì)管阻力關(guān)系曲線(圖5)，可以看到生烴增壓在3.5 MPa時(shí)，其對(duì)應(yīng)的孔喉寬度為0.38 μm，即天然氣在充注動(dòng)力下理論上可以突破的孔喉寬度下限為0.38 μm?；诒緟^(qū)200余個(gè)滲透率與孔喉寬度數(shù)據(jù)擬合兩者關(guān)系可知，其對(duì)應(yīng)的滲透率為0.3 mD，也就是說(shuō)烴源巖與砂巖直接接觸，生成的天然氣可以突破0.3 mD的砂巖孔喉并進(jìn)入砂巖，隨著充注動(dòng)力的不斷增加，其突破的孔喉寬度下限不斷變小。5.5 MPa的充注動(dòng)力時(shí)，可突破的孔喉寬度在0.15 μm，對(duì)應(yīng)滲透率在0.06 mD，增壓達(dá)到18 MPa時(shí)，孔喉寬度0.07 μm，突破的滲透率下限在0.013 mD(圖5)。對(duì)應(yīng)此理論計(jì)算數(shù)值，通過數(shù)值模擬亦能發(fā)現(xiàn)，假定烴源巖生烴后，在5.5 MPa生烴增壓的充注動(dòng)力下天然氣可以突破滲透率為0.08 mD的致密砂巖，隨著充注動(dòng)力在致密砂巖中不斷的遞減損耗，動(dòng)力變?nèi)?，能突破的滲透率下限也隨之增加，充注難度變大。并且由于地層傾角的存在，天然氣主要以向上運(yùn)移方向?yàn)橹鞯姆绞街饾u充注，呈現(xiàn)一種橫向不連續(xù)的充注狀態(tài)(圖6)。

圖5 天然氣充注動(dòng)力與毛細(xì)管阻力關(guān)系

圖6 不同滲透率致密砂巖中天然氣充注模擬

基于以上的理論方法，分別模擬了不同生烴增壓條件下天然氣在致密砂巖中的充注狀態(tài)和特征，并結(jié)合已鉆井統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，指出了研究區(qū)內(nèi)自南向北區(qū)域的氣層發(fā)育規(guī)律(圖7)。

圖7b-d中下部藍(lán)色充填部分表示為煤系烴源巖，在一定范圍內(nèi)烴源巖成熟后天然氣生成并開始在致密砂巖(砂巖設(shè)定條件：平均孔隙度8%，平均滲透率為0.03 mD，致密砂巖中的非均質(zhì)性設(shè)定為10%)中充注?？梢钥吹?，在20 MPa生烴動(dòng)力充注條件下，天然氣呈現(xiàn)大面積的彌漫式充注，氣層呈現(xiàn)連續(xù)分布，已鉆井?dāng)?shù)據(jù)揭示自本溪組至石千峰組均有氣層發(fā)育，顯示了天然氣充注能力強(qiáng)、氣柱高度大的特點(diǎn)，氣砂比1%～45%，平均18%，含氣飽和度18%～49%，平均43%；在12 MPa生烴動(dòng)力充注條件下，天然氣能夠克服的毛細(xì)管孔喉寬度下限在變大，天然氣在選擇孔喉寬度下限以上的孔喉進(jìn)行充注運(yùn)移，充注狀態(tài)明顯為準(zhǔn)連續(xù)到非連續(xù)分布的特點(diǎn)，鉆井?dāng)?shù)據(jù)顯示僅在本溪組至千五段發(fā)育氣層，天然氣充注高度下降，氣砂比1%～51%，平均13%，含氣飽和度12%～49%，平均為30%；在8 MPa生烴動(dòng)力充注條件下，天然氣能夠克服的孔喉寬度下限進(jìn)一步變大，下限值以下的更致密砂巖已經(jīng)無(wú)法被突破，是明顯的干層或水層，天然氣已經(jīng)轉(zhuǎn)變?yōu)檫x擇性充注的分布特征，且由于充注動(dòng)力的向上損耗，氣層亦呈現(xiàn)不連續(xù)分布狀態(tài)，氣層主要發(fā)育在本溪組至盒七段，向上干層和水層逐漸增多，氣砂比1%～27%，平均為6%，明顯降低，含氣飽和度2%～44%，平均為17%，向上水砂比由17%迅速增高到72%，形成水層、氣水層的發(fā)育模式。

圖7 不同生烴增壓下的天然氣充注狀態(tài)及研究區(qū)不同區(qū)塊氣層發(fā)育特征

從上述的理論研究和鉆井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，在研究區(qū)內(nèi)從南向北，由于生烴強(qiáng)度逐漸降低，天然氣充注的能力也逐漸降低，能夠突破的孔喉寬度下限逐漸變大，形成了南部源內(nèi)、近源和遠(yuǎn)源的立體成藏過渡為北部的源內(nèi)成藏的氣層空間分布特征，且氣砂比由18%降低為6%，水砂比由4%提高到41%，北部以氣水混層為主，在低于5×108m3/km2的生烴區(qū)域，僅有的4口探井只發(fā)育含氣水層、氣水層和水層，無(wú)氣層發(fā)育，進(jìn)一步揭示了北部低生烴強(qiáng)度區(qū)的勘探風(fēng)險(xiǎn)和資源潛力的天然不足。

2 天然氣成藏富集模式

從生烴—沉積—構(gòu)造角度分析，研究區(qū)接受北部物源供給，在本溪組到石千峰組沉積時(shí)期，自北向南三角洲砂體和濱淺海障壁砂體普遍發(fā)育，在煤系烴源巖廣覆式生烴基礎(chǔ)上，晚侏羅世-早白堊世大量生成天然氣[27]，生烴強(qiáng)度和斷裂規(guī)?？刂屏藲鈱影l(fā)育的層位，研究區(qū)南部生烴強(qiáng)度大，充注動(dòng)力強(qiáng)，同時(shí)在紫金山隆起影響下，斷層普遍發(fā)育，生成的天然氣向上部充注的過程中可以繼續(xù)沿?cái)鄬酉驕\部運(yùn)移，形成自下而上的立體成藏特征。向北生烴強(qiáng)度開始降低，充注動(dòng)力逐漸變?nèi)?，氣層發(fā)育的層位逐漸下移，在研究區(qū)中部?jī)H在源內(nèi)-近源成藏組合的砂巖中發(fā)育氣層，在研究區(qū)北部生烴強(qiáng)度低于8×108m3/km2的區(qū)域，源內(nèi)成藏組合的砂巖中氣層占比變低，僅局部發(fā)育氣層，且以氣水層、水層為主。在研究區(qū)東部，由于離石走滑斷裂帶的左旋走滑作用，雖然生烴強(qiáng)度可以達(dá)到(8～20)×108m3/km2，但大型通天斷層起破壞作用，天然氣已經(jīng)逸散，水層占比達(dá)到86%，無(wú)法形成致密天然氣藏(圖8)。

圖8 研究區(qū)致密氣成藏模式

從S-2～S-2-3井組連井剖面(圖9)可以看到明顯的砂體內(nèi)氣層不連續(xù)分布的特征。該連井剖面是一個(gè)開發(fā)井組的4口井，控制面積不足1.8 km2，在太原組均鉆遇中-細(xì)砂巖，其中3口井鉆遇氣層，由于砂體內(nèi)物性差異較大，可以看到氣層、差氣層、干層的頻繁互層，這也進(jìn)一步驗(yàn)證了天然氣充注成藏存在物性下限。

圖9 S-2～S-2-3D連井剖面

3 氣層地震預(yù)測(cè)技術(shù)

研究區(qū)上古生界致密氣藏含氣層系多、縱向巖性組合多樣，平面砂巖儲(chǔ)層厚度變化快、非均值性強(qiáng)，氣層薄。同時(shí)，在巖石物理分析上顯示了氣層與圍巖彈性特征分異性小，煤層強(qiáng)反射影響等，以上難題給地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)帶來(lái)了嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。圍繞致密氣預(yù)測(cè)難題，以挖掘地質(zhì)特征差異性和預(yù)測(cè)技術(shù)針對(duì)性為突破口，形成了主力目的層的致密氣儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)體系，并應(yīng)用于400余口井位部署和調(diào)整。其技術(shù)思路是首先通過地質(zhì)研究，明確砂體沉積的優(yōu)勢(shì)微相帶，建立典型地層巖性組合模式；第二步通過對(duì)比分析已鉆井地震響應(yīng)特征和典型地層模型正演結(jié)果，明確地層砂體、儲(chǔ)層及含氣性的敏感因素；第三步針對(duì)不同目的層巖性組合特征和地質(zhì)目標(biāo)研究需求，優(yōu)選針對(duì)性儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)，改進(jìn)技術(shù)流程，優(yōu)化關(guān)鍵參數(shù)，建立組合技術(shù)；最后，通過井震結(jié)合方式預(yù)測(cè)砂體分布和厚度，描述氣層展布，預(yù)測(cè)富氣區(qū)和甜點(diǎn)區(qū)。

從提高地震資料分辨率、提升反演精度和多維預(yù)測(cè)“甜點(diǎn)”3個(gè)方向開展專項(xiàng)技術(shù)攻關(guān)，形成了4項(xiàng)特色技術(shù)，包括：①基于薄層特征約束的地震高頻重構(gòu)技術(shù)，該技術(shù)在保持地震資料信噪比的基礎(chǔ)上，可以有效拓展地震頻帶一個(gè)倍頻程，突破了黃土塬區(qū)地震資料高分辨率保幅提頻的難題；②基于地震特征約束的井控匹配追蹤強(qiáng)反射層消減技術(shù)，該技術(shù)利用煤層井旁道子波為初始信號(hào)，利用主分量分析算法求取井間子波變化，再通過匹配追蹤算法建立煤層的空變模型，實(shí)現(xiàn)壓制煤層響應(yīng)進(jìn)而突出原來(lái)掩蓋在強(qiáng)反射軸下的砂巖儲(chǔ)層信息；③基于孔隙度反射系數(shù)的高精度物性直接反演技術(shù)，該技術(shù)引入了類反射系數(shù)概念，利用速度反射系數(shù)(公式(1))與孔隙度反射系數(shù)(公式(2))相關(guān)性好的特征，通過地震反演直接預(yù)測(cè)儲(chǔ)層孔隙度，實(shí)鉆井驗(yàn)證孔隙度預(yù)測(cè)結(jié)果相對(duì)誤差僅為10%(圖10)；④基于四要素定量解釋模型的AVO參數(shù)反演技術(shù)，該技術(shù)基于泥-砂-泥結(jié)構(gòu)提出影響AVO特征的四個(gè)要素，建立了砂巖厚度、孔隙度及含氣飽和度內(nèi)因關(guān)系模型，結(jié)合圍巖特征建立了外因?qū)娱g干擾模型，形成了四要素AVO定量解釋模板(圖11)，有效提高了AVO氣層識(shí)別能力[28]，氣層的識(shí)別符合率從原來(lái)的65%提高到80%。

圖10 高精度孔隙度反演技術(shù)與初期技術(shù)對(duì)比

圖11 AVO定量解釋圖版

(1)

(2)

式(1)、(2)中：RV為速度反射系數(shù)，無(wú)量綱；Rφ為孔隙度反射系數(shù)，無(wú)量綱；Vi為第i個(gè)采樣點(diǎn)地層速度,m/s；φRi為第i個(gè)采樣點(diǎn)儲(chǔ)層孔隙度，%。

4 低壓致密氣藏產(chǎn)能預(yù)測(cè)技術(shù)

4.1 致密氣藏產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別方法

通常研究認(rèn)為[29-30]物性是影響致密氣井產(chǎn)能的主控因素。但本區(qū)致密氣藏含水比例較高，普遍產(chǎn)水，且井間產(chǎn)量差異大，含氣性對(duì)產(chǎn)能的影響復(fù)雜，產(chǎn)能預(yù)測(cè)困難。因此，在單井產(chǎn)能預(yù)測(cè)之前，需要找到一種方法能夠識(shí)別出不同測(cè)試層產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)的差異。

由此，引入公式水氣比(Rwg)對(duì)氣井產(chǎn)水進(jìn)行定量評(píng)價(jià)：

(3)

式(3)中：Rwg為水氣比，m3/104m3；Qw為氣井產(chǎn)水量，m3/d；Qg為氣井產(chǎn)氣量，104m3/d。

通過對(duì)已測(cè)試氣井的產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量進(jìn)行對(duì)比分析，可以將氣井類別分為多氣少水井(Rwg≤1)、少氣多水井(Rwg>4)、氣水同出井(1

圖12 致密氣產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別圖版

(4)

式(4)中：RT-φ為根據(jù)產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別圖版估算的氣水分界電阻率，Ω·m；φL為測(cè)井解釋孔隙度，%。

4.2 含水致密氣藏產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型

為評(píng)價(jià)儲(chǔ)層物性與含氣性對(duì)氣井產(chǎn)能的影響，引入地層特征參數(shù)Rc：

Rc=KHφSg

(5)

式(5)中：K為測(cè)井解釋滲透率，mD；H為氣層厚度，m；φ為孔隙度，%；Sg為含氣飽和度，%。

在產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別圖版的基礎(chǔ)上，針對(duì)多氣少水井、少氣多水井、氣水同出井的儲(chǔ)層參數(shù)，建立無(wú)阻流量(產(chǎn)能)與Rc線性關(guān)系(圖13)。建立考慮不同產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)的產(chǎn)能預(yù)測(cè)方程。

圖13 致密氣產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別圖版及產(chǎn)能預(yù)測(cè)方程

產(chǎn)氣區(qū)產(chǎn)能回歸公式：

qAOF_g=C1Rc

(6)

氣水同出區(qū)產(chǎn)能回歸公式：

qAOF_wg=C2Rc

(7)

產(chǎn)水區(qū)產(chǎn)能回歸公式：

qAOF_w=C3Rc

(8)

式(6)～(8)中：qAOF_g為產(chǎn)氣區(qū)產(chǎn)能，m3/d；qAOF_wg為氣水同出區(qū)產(chǎn)能，m3/d；qAOF_w為產(chǎn)水區(qū)產(chǎn)能，104m3/d；C1為產(chǎn)氣區(qū)產(chǎn)能回歸系數(shù)，1016/d，C1數(shù)值取0.000 87；C2為氣水同出區(qū)產(chǎn)能回歸系數(shù)，1016/d，C2數(shù)值取0.000 40；C3為產(chǎn)水區(qū)產(chǎn)能回歸系數(shù)，1016/d，C3數(shù)值取0.000 16。

該預(yù)測(cè)模型揭示了盆地邊緣低壓氣田高含水對(duì)產(chǎn)能的影響，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)能預(yù)測(cè)符合率超過90%(圖14)，很好地支撐了該區(qū)產(chǎn)能建設(shè)。

圖14 已鉆井實(shí)測(cè)無(wú)阻流量與預(yù)測(cè)無(wú)阻流量對(duì)比圖

5 勘探開發(fā)成效

2017—2021年，經(jīng)過5年的持續(xù)攻關(guān)，逐步揭示了低生烴強(qiáng)度區(qū)天然氣充注機(jī)理和過程，明確了三類優(yōu)質(zhì)微相砂體及其天然氣富集規(guī)律，結(jié)合巖性組合差異和致密氣特征，形成了基于地質(zhì)導(dǎo)向的復(fù)雜巖性薄氣層預(yù)測(cè)技術(shù)，支撐了近400口井位的部署實(shí)施，結(jié)合低壓致密氣藏產(chǎn)能預(yù)測(cè)技術(shù)，逐步落實(shí)了富集區(qū)和甜點(diǎn)區(qū)，推動(dòng)了研究區(qū)內(nèi)8個(gè)一體化區(qū)的實(shí)施，設(shè)計(jì)年產(chǎn)能超過15×108m3。2021年，研究區(qū)內(nèi)探明超千億方的致密氣地質(zhì)儲(chǔ)量，年產(chǎn)量亦超過十億方，展現(xiàn)了盆地東緣低生烴強(qiáng)度區(qū)致密氣廣闊的勘探開發(fā)前景。

6 結(jié)論

1)煤系地層生烴強(qiáng)度大于5×108m3/km2可以實(shí)現(xiàn)天然氣在致密儲(chǔ)層中的充注，拓寬了致密氣勘探的生烴強(qiáng)度下限，開闊了致密氣勘探區(qū)域面積。在低生烴強(qiáng)度區(qū)，隨生烴壓力逐漸降低，天然氣在致密砂巖中由彌漫式充注狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)檫x擇性充注狀態(tài)，氣層由準(zhǔn)連續(xù)分布過渡為不連續(xù)分布，且干層和水層占比逐漸增多。

2)研究區(qū)致密儲(chǔ)層礦物含量變化大、孔隙類型多樣、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，儲(chǔ)層可分為3類。I類儲(chǔ)層為甜點(diǎn)型儲(chǔ)層，分布于濱淺海障壁砂壩、三角洲平原分流河道和前緣水下分流河道微相內(nèi)，孔隙度6%～15%，滲透率0.3～8 mD，主要孔徑寬度1～10 μm，排驅(qū)壓力低于0.5 MPa，全區(qū)氣層的88%分布于這類儲(chǔ)層中。

3)研究區(qū)內(nèi)從南向北生烴強(qiáng)度逐漸降低，天然氣充注能力逐漸降低，能夠突破的孔喉寬度下限逐漸變大，形成了南部源內(nèi)、近源和遠(yuǎn)源的立體成藏過渡為北部的源內(nèi)成藏的氣層分布特征。氣砂比由18%降低為6%，水砂比由4%提高到41%，北部以氣水混層為主，在低于5×108m3/km2的生烴區(qū)域，只發(fā)育含氣水層、氣水層和水層，無(wú)氣層發(fā)育。

4)從提高地震資料分辨率、提升反演精度和多維預(yù)測(cè)“甜點(diǎn)”3個(gè)方向開展專項(xiàng)技術(shù)攻關(guān)，形成了基于薄層特征約束的地震高頻重構(gòu)、基于地震特征約束的井控匹配追蹤強(qiáng)反射層消減、基于孔隙度反射系數(shù)的高精度物性直接反演及基于四要素定量解釋模型的AVO參數(shù)反演4項(xiàng)特色地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)，氣層預(yù)測(cè)成功率達(dá)到80%。

5)結(jié)合測(cè)試產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量的分析，引入氣水比定義了多氣少水井、少氣多水井、氣水同出井三種類型氣井，依據(jù)地層特征參數(shù)，匹配形成了產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別圖版和產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)能預(yù)測(cè)符合率超過90%，應(yīng)用效果良好。