多薄層特低孔隙度致密砂巖氣藏開發(fā)模式研究
——以川西洛帶氣田遂寧組氣藏為例

張巖 鄧美洲 卜淘 高偉 詹澤東 王瓊仙 劉葉

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610041；2.中國石化西南油氣分公司采氣四廠，重慶 402160；3.中國石化西南油氣分公司采氣三廠，四川 德陽 618199）

0 引言

洛帶構(gòu)造處于四川盆地川西坳陷東斜坡構(gòu)造帶上，川西坳陷中段東南隅龍泉山北北東向構(gòu)造帶西側(cè)。鉆遇地層自下而上為中生界侏羅系、白堊系以及新生界第四系。洛帶地區(qū)烴源巖主要為上三疊統(tǒng)須家河組的暗色泥頁巖夾煤層和下侏羅統(tǒng)自流井組暗色灰?guī)r、介屑灰?guī)r和其間所夾的暗色泥巖，而中侏羅統(tǒng)以上幾乎不具有生烴能力。洛帶地區(qū)侏羅系中、上統(tǒng)總體沉積相為河流— 三角洲— 湖泊環(huán)境，發(fā)育多套縱、橫向相互疊合的透鏡狀砂體，是研究區(qū)儲(chǔ)集性較好的儲(chǔ)集層；上侏羅統(tǒng)遂寧組自下而上發(fā)育局部封蓋作用的泥巖沉積和區(qū)域性封蓋作用的洪泛湖泥頁巖沉積，對(duì)天然氣起到了有效的封蓋作用，因而具備了較好的生、儲(chǔ)、蓋組合?？偟谋４鏃l件較好，具備形成大—中型氣田的基本地質(zhì)條件［1-4］。洛帶氣田自2000年投入開發(fā)，前期關(guān)于該氣藏的研究主要集中在成藏模式、砂體展布、儲(chǔ)集層特征以及地震預(yù)測(cè)等單一方面，投產(chǎn)以后，氣井產(chǎn)能較低，自然獲產(chǎn)氣井較少。儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，氣井滲流狀況差異大。井間連通性較差，氣井單井控制儲(chǔ)量小，壓力遞減快、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短。儲(chǔ)量動(dòng)用程度不均衡，局部區(qū)域井距較稀。在生產(chǎn)過程中多數(shù)氣井產(chǎn)少量的凝析水或殘余地層水。隨著氣藏開發(fā)的深入，氣井壓力遞減日益明顯，低壓低產(chǎn)井越來越多，氣藏開發(fā)將面臨更為嚴(yán)峻的形勢(shì)。為了進(jìn)一步認(rèn)識(shí)開發(fā)規(guī)律，筆者從儲(chǔ)層地質(zhì)特征入手，分析開發(fā)滲流機(jī)理及采取有針對(duì)性的開發(fā)對(duì)策，系統(tǒng)總結(jié)該類氣藏的開發(fā)模式，以期為后期同類氣藏的規(guī)模效益開發(fā)提供借鑒。

1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

從宏觀的砂體、儲(chǔ)層展布特征到微觀的孔隙結(jié)構(gòu)，乃至氣藏類型是估算儲(chǔ)量、劃分開發(fā)層系和制定井位部署方案的直接依據(jù)，也是開發(fā)模式研究的基礎(chǔ)。

1.1 砂體發(fā)育狀況及儲(chǔ)層分布特征

洛帶氣田遂寧組氣藏位于三角洲前緣與湖泊交互沉積環(huán)境，自下而上劃分為遂一和遂二沉積時(shí)期和對(duì)應(yīng)的兩套砂層組，在較強(qiáng)的水動(dòng)力作用下，河道平面頻繁改道、縱向砂泥互層，泥巖厚度較大，單層砂體較薄，空間上呈透鏡狀、層狀疊置連片展布。水下分流河道、河口壩、席狀砂等沉積微相較發(fā)育，以水下分流河道和河口壩為有利沉積微相［5］。每個(gè)砂層組由多個(gè)薄砂體通過疊置連通而成，平均厚度為20.53 m，長寬比為5∶1，屬于條帶狀砂體。在多個(gè)有利沉積微相疊置的部位，往往由相對(duì)高孔滲段溝通形成連通體［6-7］，使砂體規(guī)模擴(kuò)大，砂體厚度從10 m 增至35 m，砂體比較發(fā)育，為有效儲(chǔ)層的形成奠定了地質(zhì)基礎(chǔ)。有效儲(chǔ)層平面展布比較穩(wěn)定。遂一段儲(chǔ)層鉆遇率為89%，遂二段儲(chǔ)層鉆遇率為75%，縱向疊合度達(dá)86%，具備層間產(chǎn)能接替的地質(zhì)條件。從儲(chǔ)層的規(guī)模大小、分布形態(tài)以及厚度的發(fā)育狀況來看［8］，遂寧組兩套砂組橫向展布較穩(wěn)定、縱向疊置程度較高，便于開發(fā)井網(wǎng)的部署和實(shí)施。

1.2 儲(chǔ)層物性特征

根據(jù)1 597塊巖心的物性實(shí)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)可知，孔隙度介于0.80%～16.03%（圖1），為低— 特低孔隙度，峰值區(qū)間介于3.00%～5.00%、平均孔隙度為4.70%，其中以特低孔隙度巖樣居多，占總樣品數(shù)的35.57%（圖2）?？紫抖却笥?.00%的樣品僅占總樣品數(shù)的38.57%，其巖石儲(chǔ)集空間十分有限，直接制約了氣藏的儲(chǔ)量豐度。巖心地面條件下測(cè)得滲透率介于0.004～15.90 mD，平均值為0.39 mD（圖3），滲透率為特低滲透型，按照有效儲(chǔ)層下限統(tǒng)計(jì)，只有74%的樣品達(dá)到有效儲(chǔ)層標(biāo)準(zhǔn)。油氣的充滿度整體較低，儲(chǔ)量豐度僅1.01×108m3／km2，在開采中單井可采儲(chǔ)量少、油氣供給能力有限、開采初期產(chǎn)能和壓力自然遞減快、穩(wěn)產(chǎn)能力差，后期措施和老井維護(hù)工作量大。

圖1 洛帶氣田遂寧組氣藏巖心孔隙度—滲透率關(guān)系圖

圖2 洛帶氣田遂寧組氣藏巖心孔隙度直方圖

圖3 洛帶氣田遂寧組氣藏巖心滲透率直方圖

隨著孔隙度的增大，當(dāng)孔隙度大于6%，其滲透率增加趨勢(shì)明顯變大，表現(xiàn)為上翹趨勢(shì)，表明其孔隙結(jié)構(gòu)中存在微裂縫和裂隙。薄片可見喉道由孔隙縮小型、管道型等類型構(gòu)成（圖4）。

圖4 遂寧組儲(chǔ)層喉道類型圖

研究區(qū)巖心孔隙度— 滲透率關(guān)系圖如圖1 所示，圖1可見，存在低孔、高滲的樣品點(diǎn)，表明發(fā)育少量微裂縫，薄片可見構(gòu)造微裂縫和構(gòu)造—溶蝕縫以及部分壓溶縫。為正確評(píng)價(jià)滲透率，把其恢復(fù)到覆壓條件下的地層值，分析滲流能力［9］。

根據(jù)上覆地層壓力下的巖石滲透率實(shí)驗(yàn)值與常壓滲透率實(shí)驗(yàn)值關(guān)系曲線可知（圖5），從地面到地下恢復(fù)地層狀態(tài)后，其滲透率降低了85.26%，滲透性損失較大，這與其孔喉細(xì)小、微裂縫較發(fā)育有關(guān)。根據(jù)應(yīng)力敏感的規(guī)律，滲透率小于0.1 mD 更易在有效應(yīng)力作用下喪失更多滲透性?？紤]上覆地層壓力的作用后，原地面滲透率小于0.1 mD 的樣品比例為63.58%，恢復(fù)到覆壓滲透率后的樣品比例為85.70%，兩種條件下均為典型致密儲(chǔ)層。雖然儲(chǔ)層致密、孔隙細(xì)小，但微裂縫較發(fā)育，在一定程度上提升了儲(chǔ)層的滲流性。儲(chǔ)層應(yīng)力敏感較強(qiáng)，地層滲流能力下降較大，且氣層滲透率平面和層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)，對(duì)開發(fā)產(chǎn)生較大的影響。

圖5 洛帶氣田遂寧組氣藏地面與地層滲透率關(guān)系曲線圖

1.3 微觀孔隙結(jié)構(gòu)

儲(chǔ)層孔隙以粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔為主（圖6），孔喉組合以細(xì)孔—微喉型為主，少部分為中孔—細(xì)喉及微孔—微喉型。微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究表明，不同類型的儲(chǔ)層孔隙、喉道整體偏小，滲透性中等。

圖6 遂寧組儲(chǔ)層孔隙類型圖

微觀孔喉連通性取決于基質(zhì)孔喉尺寸大小及其匹配關(guān)系。遂寧組儲(chǔ)層表現(xiàn)為小孔隙、微—細(xì)喉的特點(diǎn)，但其滲透能力較好，主要原因是基質(zhì)孔隙尺寸與喉道尺寸大小較接近，孔喉比較低，減小了喉道“瓶頸”處的滲流阻力，流體在孔隙、喉道中滲流比較通暢，連續(xù)相飽和度越大，其滲流能力越強(qiáng)。

洛帶地區(qū)主要發(fā)育三角洲前緣亞相與前三角洲亞相，物源供給較充足，湖侵期湖浪對(duì)沉積物的改造和篩選均較充分和徹底。因此，在水動(dòng)力作用較強(qiáng)的水下分流河道、河口壩發(fā)育地帶與湖浪交互作用較強(qiáng)的區(qū)域沉積物分選好，巖石顆粒相對(duì)較粗，容易形成相對(duì)優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)層。除了沉積作用對(duì)儲(chǔ)層條件具有重要影響外，成巖條件也是不可忽視的因素。從遂寧組主要的破壞性和建設(shè)性成巖作用定量統(tǒng)計(jì)分析來看，總面孔率平均值北部為6.12%、中部為4.41%、南部為3.38%。洛帶北部區(qū)域總體處于成巖作用的相對(duì)有利區(qū)，而中部為次有利區(qū)，南部相對(duì)較差。值得一提的是，遂寧組微裂縫相對(duì)發(fā)育的區(qū)域主要分布在構(gòu)造高部位，因此，遂寧組氣藏有利區(qū)是集構(gòu)造、沉積相帶以及有利成巖作用相帶于一體的，從而決定了在構(gòu)造高部位區(qū)域儲(chǔ)層品質(zhì)更好、氣井的產(chǎn)能相對(duì)更高。

鑒于上述分析，該氣藏開采特征是地層壓力波及緩慢，氣井在遞減期的低壓、低產(chǎn)量生產(chǎn)時(shí)間長達(dá)幾年甚至十幾年，但在開發(fā)后期生產(chǎn)容易受輸氣管網(wǎng)壓力波動(dòng)的影響。

1.4 氣藏特征

氣藏受構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉控制，有利微相為水下分流河道與河口壩，巖性主要為粉砂巖和細(xì)砂巖，縱向上呈層狀、疊置狀或透鏡狀分布；儲(chǔ)層屬特低孔隙度、致密孔隙型儲(chǔ)層。儲(chǔ)滲空間主要為細(xì)孔—小喉型和細(xì)孔—微喉型。氣藏壓力系數(shù)為1.2，屬常壓氣藏，地溫梯度為2.06～2.31 ℃／100 m，氣藏?zé)o明顯的邊、底水，屬定容封閉彈性氣驅(qū)干氣氣藏。

2 開發(fā)滲流機(jī)理

氣藏開發(fā)是涉及天然氣、地層水在儲(chǔ)集層多孔介質(zhì)中滲流的動(dòng)態(tài)過程，微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征決定了流體的滲流規(guī)律，對(duì)束縛水飽和度、氣水兩相滲流和最終采收率具有重要的影響。

2.1 束縛水飽和度

根據(jù)23 塊巖心半滲透隔板法實(shí)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)表明，原始束縛水飽和度介于25.29%～79.65%、平均值為48.09%，整體不高。主要原因是該氣藏孔喉尺寸微細(xì)，但孔喉尺寸差異不大，孔喉比較小，對(duì)地層水的捕集能力中等—較弱，束縛水飽和度小于50%的樣品比例達(dá)到65.22%，由此可見整體上氣藏儲(chǔ)層束縛水飽和度中等［10］。在生產(chǎn)過程中，多數(shù)氣井產(chǎn)少量的凝析水或殘余地層水，僅位于構(gòu)造較低部位的氣井產(chǎn)出少量地層水。

2.2 氣水兩相滲流特征

根據(jù)19 塊巖心的非穩(wěn)態(tài)法測(cè)定氣水相對(duì)滲透率實(shí)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)表明，儲(chǔ)層臨界水飽和度較高，平均值達(dá)到56%，氣水兩相的相對(duì)滲透率最大值相近，共滲點(diǎn)高（圖7）。由于臨界水飽和度較高，因而氣井見水早，無水期采出程度較低，平均值為24.73%；氣水兩相共滲區(qū)較大，初期水相上升較緩慢，氣水兩相共滲能力較強(qiáng)，其最終采出程度可達(dá)59.4%。

圖7 洛帶氣田遂寧組氣藏典型氣水相滲曲線圖

束縛水由臨界狀態(tài)到開始流動(dòng)，氣相相對(duì)滲透率下降28%，氣相受水的影響要弱一些，原因是儲(chǔ)層孔喉比小，微觀連通性好，連續(xù)水相對(duì)氣相的卡斷封堵不明顯，但水的存在造成氣相滲透率明顯下降，且含水飽和度越高，下降越嚴(yán)重。

綜上所述，該氣藏臨界水飽和度高，氣井見水早，但氣相下降、水相上升均緩慢，兩相共滲區(qū)較大［11-12］，氣井含水期采出氣量較多，因而氣井采用泡沫排水采氣工藝、延長氣井開采的措施效果比較好［13］。

2.3 巖心衰竭開采模擬實(shí)驗(yàn)

根據(jù)10 塊巖心的全模擬封閉式氣藏衰竭式開發(fā)的采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：實(shí)驗(yàn)巖心滲透率平均值為0.170 mD，峰值介于0.010～0.100 mD，巖心采收率介于39.73%～73.39%、平均值為56.69%，滲透率越大，采收率越高（圖8）。從微觀角度講，儲(chǔ)層管狀喉道較發(fā)育，縮頸喉道數(shù)量少，微觀連通性好，有利于氣體在孔喉中滲流，因此巖心采收率較高。同時(shí)廢棄壓力從4 MPa 降至1 MPa，采收率平均值由61.40%增至63.47%，增加2.07%，即廢棄壓力每降低1 MPa，可增加0.69%的采收率，這表明通過降低地層廢棄壓力可以提高采收率，為開發(fā)后期實(shí)施增壓開采提供了理論依據(jù)［14］。

圖8 洛帶氣田遂寧組氣藏儲(chǔ)層滲透率與采收率關(guān)系圖

不同滲透率氣層的階段采氣量變化均呈先升后降的趨勢(shì)（圖9），在開采的中期，即采出程度介于20%～30%時(shí)采氣量達(dá)到最大值，到中后期采氣量開始下降。這表明在投產(chǎn)初期單位采氣量所消耗的能量最大，以后逐漸下降，到生產(chǎn)后期又有所增加，兩端高、中間低且相對(duì)平穩(wěn)。儲(chǔ)層物性、含氣性越好的氣層，其單位壓力所采出的氣量越多。筆者認(rèn)為在開發(fā)早期整個(gè)地層滲流通道尚未打通，滲流場(chǎng)尚未完全形成，加之致密儲(chǔ)層存在明顯的啟動(dòng)壓力梯度，造成單位壓降的采氣量相對(duì)較小，而單位采氣量所消耗的地層壓力相對(duì)較多；而到開發(fā)后期，隨著參與滲流的地層水增多，氣體的滲流能力整體下降，同時(shí)裂縫和孔喉在后期閉合趨于嚴(yán)重，氣體滲流阻力增加。因此，單位采氣量減小，而單位采氣量所消耗的地層壓力增加。

圖9 洛帶氣田遂寧組氣藏不同開發(fā)階段采氣量變化圖

3 有效開發(fā)對(duì)策

洛帶氣田遂寧組氣藏開采歷程完整，先后經(jīng)歷了滾動(dòng)建產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期和遞減期，目前處于低壓低產(chǎn)期，在不同開發(fā)階段形成了不同的開發(fā)對(duì)策。由于單砂體較薄，空間上呈透鏡狀、層狀疊置連片展布，因此建產(chǎn)期主要堅(jiān)持滾動(dòng)開發(fā)評(píng)價(jià)，先易后難，評(píng)價(jià)一塊，開發(fā)一塊，依靠多井約束波阻抗反演能較好地預(yù)測(cè)含氣砂體展布?；诟弋a(chǎn)富集研究，確定開發(fā)有利區(qū)，優(yōu)先動(dòng)用認(rèn)識(shí)較清楚的相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量區(qū)塊，試驗(yàn)配套的工程工藝技術(shù)［15-16］，實(shí)施過程中及時(shí)跟蹤、優(yōu)化調(diào)整，降低風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)效益上產(chǎn)。由于氣藏縱向由多個(gè)薄層含氣砂體疊置連片分布，具備了多層壓裂、多層合采的地質(zhì)條件，穩(wěn)產(chǎn)期主要依靠直井多層壓裂合采，平均無阻流量為5.20×104m3／d，是單層開采氣井的1.3 倍，不斷補(bǔ)充新井維持氣田產(chǎn)量平穩(wěn)，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)能的井間接替［17-18］，采氣速度保持在2.70%～2.87%的較高水平，實(shí)現(xiàn)了3年的穩(wěn)產(chǎn)期。進(jìn)入遞減期后，隨著新增動(dòng)用儲(chǔ)量的減少，為了延緩氣藏產(chǎn)量遞減，主要依靠老井挖潛，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)能層間接替，同時(shí)滾動(dòng)擴(kuò)邊增加新鉆井以彌補(bǔ)產(chǎn)量遞減，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量遞減率控制在10%以內(nèi)。遞減期末氣井普遍產(chǎn)水，低壓低產(chǎn)期主要依靠泡沫排水采氣、增壓開采及高低壓分輸?shù)却胧?，確保氣藏產(chǎn)量在低壓、低產(chǎn)階段維持在一個(gè)相對(duì)穩(wěn)定的水平上，進(jìn)一步提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和可采儲(chǔ)量，增壓開采有助于提高氣藏采收率1.5%。

通過動(dòng)態(tài)分析，開發(fā)井網(wǎng)總體具有較好的適應(yīng)性，因致密儲(chǔ)層，滲流阻力大，氣井泄氣面積和動(dòng)用儲(chǔ)量較少，導(dǎo)致局部區(qū)域井距不合理，氣藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度約78%，Ⅲ類儲(chǔ)量基本未動(dòng)用［19］，具有進(jìn)一步提高儲(chǔ)量動(dòng)用率的潛力。為了評(píng)價(jià)Ⅲ類儲(chǔ)量開發(fā)潛力，在該類儲(chǔ)量區(qū)域適當(dāng)部署開發(fā)井加密調(diào)整，實(shí)施水平井方案有助于進(jìn)一步提高氣藏的開發(fā)效益，補(bǔ)充調(diào)整鉆井有利于增加可采儲(chǔ)量，提高氣藏采收率。通過氣藏綜合調(diào)整和管理，預(yù)測(cè)礦場(chǎng)最終采收率將超過45%。遂寧組曾長期一度被認(rèn)為是區(qū)域性的蓋層，該類多薄層常壓特低孔致密砂巖氣藏的效益開發(fā)豐富了川西致密碎屑巖領(lǐng)域勘探開發(fā)實(shí)踐，為我國致密砂巖氣藏勘探開發(fā)提供了新的經(jīng)驗(yàn)借鑒。

4 結(jié)論

1）氣藏以多個(gè)薄砂體交互疊置狀或透鏡狀分布為地質(zhì)特征，儲(chǔ)層為特低孔隙度、致密儲(chǔ)層，細(xì)孔—微喉型孔隙，具有較強(qiáng)的應(yīng)力敏感性。構(gòu)造、沉積相帶以及有利成巖作用相帶共同決定著優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育。

2）氣藏原始束縛水飽和度中等，臨界水飽和度較大，部分氣井產(chǎn)水早，氣相下降、水相上升均較緩，氣水兩相等滲點(diǎn)相對(duì)滲透率較高，氣水同產(chǎn)能力較強(qiáng)。通過降低地層廢棄壓力可以提高采收率，氣藏?zé)o邊、底水，屬常壓、定容封閉彈性氣驅(qū)干氣氣藏。

3）建產(chǎn)期滾動(dòng)開發(fā)評(píng)價(jià)，先易后難，優(yōu)先動(dòng)用高產(chǎn)富集區(qū)，試驗(yàn)增產(chǎn)工藝；穩(wěn)產(chǎn)期依靠直井多層壓裂合采，補(bǔ)充新井實(shí)現(xiàn)產(chǎn)能井間接替；遞減期依靠老井轉(zhuǎn)層挖潛、實(shí)現(xiàn)產(chǎn)能層間接替，實(shí)施增壓開采、泡沫排水采氣等措施，同時(shí)針對(duì)井網(wǎng)不完善區(qū)域，部署開發(fā)調(diào)整井以進(jìn)一步提高采收率。