延安气田低渗透致密砂岩气藏效益开发配套技术

王香增 乔向阳 米乃哲 王若谷

1.陕西延长石油（集团）有限责任公司 2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院

0 引言

全球范围内，致密砂岩气已成为非常规天然气勘探开发的重要领域[1-3]。据统计，全球已发现或推测发育致密砂岩气的盆地有70个，主要分布于北美、欧洲和亚太地区[4]。例如，美国致密砂岩气资源量为19.8×1012～42.5×1012m3[3]，2014年美国致密砂岩气年产量达到1 200×108m3，其深盆气成藏理论、钻井完井及增产改造技术的成功实践为我国致密砂岩气藏开发提供了宝贵的经验[5]。

早在20世纪70时代初，我国在四川盆地就已经发现致密砂岩气，但受认识、技术和成本的限制，发展较为缓慢。经过几十年的探索，随着地质理论认识的创新和开发技术的快速发展，致密气勘探开发取得重大进展，形成了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组两大致密气区，致密气资源量达到23.88×1012m3，2014年致密气产量约406×1012m3，使我国成为仅次于美国、加拿大的致密砂岩气生产大国[6]。2017 年，我国致密气产量为353×108m3，占天然气总产量的23.7%[7]。

纵观国内外致密砂岩气的勘探开发实践，致密砂岩气藏地质条件复杂，共性与差异并存，很多看似成熟的关键技术并不能直接套用，这也是致密砂岩气开发面临的最大难题。童晓光[3]、康玉柱[8]、邹才能[9]等通过对比中美致密砂岩气差异，认为美国致密砂岩气以海相—海陆过渡相为主、储层分布稳定、厚度大、孔隙度高、主要分布于凹陷区、纵向气层跨度小、气层分布规律性强、含气饱和度高；而中国致密砂岩气以陆相—海陆过渡相为主、储层厚度小、非均质性强、主要分布于斜坡区和山前构造带、纵向气层跨度大、气层分布规律变化大、普遍含水。针对中国致密砂岩气的特殊性，加强储层非均质性、优质储层预测与气藏分布规律的研究，加强配套工程技术攻关以提高单井产量是致密砂岩气勘探开发工作的重点。鄂尔多斯盆地北部苏里格气田是我国最大的致密砂岩气田，经过几十年的探索和技术攻关，集成创新形成了以储层表征[10]、全数字地震[11]、大井组立体开发[1]、“工厂化”压裂改造[12]、井下节流[13]、排水采气[14]等为核心的致密气勘探开发关键技术，实现了气田规模化开发，为我国致密砂岩气藏开发提供很好的借鉴作用。

延安气田位于鄂尔多斯盆地东南部，笔者作为气田从勘探发现到工业化开发全过程的实践者，深切感受到要实现致密砂岩气高效、经济开发的难度之大。延安气田与苏里格气田同属于鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏，然而由于地理位置不一样，沉积体系与沉积环境明显不同，导致气藏发育特征差异较大，再加上黄土塬地貌条件的限制，已有的勘探开发技术仍存在许多不适应方面。例如，单砂体规模更小、厚度薄，变化快、岩性更加致密、地震预测技术在黄土塬地貌适用性差、预测难度大；地表沟壑纵横、高差变化大、生态环境脆弱，“工厂化”作业难以实现，同时对天然气集输提出了更高的要求。陕西延长石油（集团）有限责任公司经过近十年的理论研究和技术攻关，在储层预测、井网优化、钻完井、储层保护、压裂改造、地面集输等方面，形成了一套适合延安复杂致密气藏高效开发的关键技术体系，已形成年产能力50×108m3的规模。

图1 延安气田位置图

1 气藏特征

1.1 成藏背景

延安气田处于鄂尔多斯盆地东南部（图1），构造上位于鄂尔多斯盆地较为稳定的伊陕斜坡构造单元之上，现今构造平缓，坡度小于1°。区内上古生界海陆交互沉积背景为泥炭沼泽的发育创造了条件，形成的大套较厚且稳定分布的石炭—二叠系煤系地层，成为整个延安气田的主要气源[15]。该套煤系烃源岩在早侏罗世至早白垩世末大量生烃排气[16]，并就近运聚至二叠系三角洲前缘和石炭系障壁海岸砂体中，经历多期构造演化后最终形成现今上古生界大面积分布的岩性气藏[17]。储集层以水下分流河道砂体、障壁岛砂坝为主，烃源岩广泛发育，泥岩盖层厚度大、分布稳定，天然气资源潜力较大。截至2017年，已探明天然气地质储量约6 650×108m3，

图2 鄂尔多斯盆地中二叠统石盒子组8段沉积模式图

1.2 地质特征

延安气田主力含气层位为上古生界中二叠统石盒子组8段、下二叠统山西组、上石炭统本溪组，具有多层系含气特征。

研究区自早二叠世太原组末期—山西组早期发生区域性海退，海水自东南方向退出[18]；在延安以北以三角洲沉积体系为主，延安南则发育障壁岛海岸沉积体系[19]，该区受南、北两个方向的物源共同影响，其中北部物源古阴山褶皱造山带是区内沉积的最主要物源，南部物源则来自祁连—北秦岭造山带，南北物源大致在甘泉—富县—宜川一带交汇。研究区本溪组至山西组2段沉积期，南部物源并未影响到研究区；而从山西组1段沉积期始，南部物源开始影响研究区，至石盒子期，南部物源的影响逐渐增大，成为研究区主要的物源之一（图2）。受南北物源差异的影响，山西组2段和本溪组储集岩以石英砂岩为主、其次为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，石盒子组8段和山西组1段则以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，少量石英砂岩。主要储集空间有岩屑溶孔、晶间孔、粒间孔、长石溶孔等，以岩屑溶孔、晶间孔为主。储层孔隙结构变化大，排驱压力普遍较高，平均为0.84～2.58 MPa，中值压力平均为6.76～62.70 MPa；孔喉半径偏小，以微—小孔喉为主，最大孔喉半径为0.40～1.73 μm，中值孔喉半径为0.02～0.98 μm，孔隙度多介于4%～9%，渗透率多介于0.1～0.5 mD。与盆地北部气田相比，储层更加致密，物性更差（表1）。

由于研究区远离物源，砂体规模小（单砂体厚度小于5 m、宽度小于300 m）、变化快，非均质性强，找到砂体不一定就找到了储层，非有效储层与有效储层差异小，采用传统“四性”关系也无法准确识别有效储层，有效储层识别和预测十分困难；同时该区气藏还具有横向变化快，纵向跨度大，储层致密，泥质含量高，孔喉细小，储层易伤害，单层储量丰度低、产量低等特点。

延安气田整体为低产、低丰度的低渗致密砂岩气藏，纵向气层多、单气层厚度薄、差异性大、气层（沉积单元）叠置关系复杂（图3），加之煤层和地表黄土塬地貌条件影响，其地下、地面条件与北部气田明显差异且更为复杂（表1），已有的成熟储层预测手段和开发技术工艺亦不能完全适用于延安气田高效经济开发需求，常规的开发方式更加无法实现经济有效开发。

表1 延安气田与北部气田储层基本特征对比表（数据引自本文参考文献[17,20-21]）

图3 延安气田气层主要叠置模式图

2 气藏开发关键技术

要实现延安上古生界致密砂岩气田的高效开发，地下必须应对浅水环境三角洲前缘水下分流河道形成的小规模零散分布储层的精准预测、安全高效钻遇和低伤害改造难题，地上必须应对黄土塬沟壑纵横地貌和脆弱生态环境的井场布设与低成本集输的难题。为此，在吸收苏里格、大牛地等北部气田成功经验基础上[22]，结合自身特点开展了先导试验区的开发实践，通过不断探索，由认识—实践—再认识—再实践，总结形成了一套适用的开发关键技术系列。

2.1 多尺度综合储层预测技术

延安气田地表为黄土塬，表层疏松、厚度差异大，地震波能量衰减强烈且衰减程度差异大，目的层上部多套煤层发育，地震波反射强，目的层信息微弱；储层规模小、变化快，与围岩波阻抗差异小，地震储层预测难度大[23]。通过技术攻关和生产实践，形成多尺度综合储层预测技术。

2.1.1 二维和三维地震联合属性预测储层宏观展布

对小范围三维地震资料，应用地震沉积学和地震属性优化分析方法，确定储层敏感参数为地震频率衰减梯度和震幅曲率，验证该参数适用于二维地震资料[24]。由此，应用大范围二维地震资料，计算储层敏感参数，预测沉积背景，建立地震属性—储层展布空间模型，实现储层宏观预测，可识别厚度大于20 m的复合砂体，弥补了黄土塬地貌二维地震分辨率低、三维地震储层预测受限的缺陷。

2.1.2 基于动态知识库的模型预测有效储层空间展布

将地质建模技术应用于储层预测，建立的模型基于动态知识库。动态知识库囊括各类静动态资料和地质研究成果，并随着资料的增加和研究成果的丰富不断完善，基于此建立的模型是一个持续细化“活”的模型。模型计算中综合应用多点地质统计学、神经网络、层次分析法和人机联动的方法，实现模型逐步逼近实际地质体，预测精度由厚度10～15 m的复合砂体提高到厚度3～5 m稳定单砂体的准确追逐（图4）。

图4 基于动态知识库的有效储层预测精度示意图

2.1.3 近钻头随钻分析技术精细刻画储层差异

在有效储层预测模型的基础上，采用近钻头随钻分析技术修正模型、预判储层变化，此技术是一个实时数据分析、优化预测模型的循环过程。通过随钻分析近钻头电测、气测、录井等资料，依据模型进一步精细刻画储层形态，判别储层内部岩性、物性、含气性等变化，实现1～2 m层内差异的预测。

2.2 混合井网立体动用技术

延安气田地面井场布设条件与地下气层发育状况配置关系差，气层发育位置地表往往不适合布设井场，且单气层规模小、横向变化快，多套气层空间叠置关系复杂。据此，按照“分级约束”的设计思想，建立从宏观到局部、从空间到属性、从地下到地上的多维度、多尺度、多因素耦合的立体优化体系，形成混合井网立体动用技术，实现产能、储量动用程度和经济效益最大化。

2.2.1 地表和宏观约束优化

黄土塬地表的井场布设只能位于山体顶部或山腰较平缓位置，且不能占用农耕地，不能破坏脆弱的生态环境和百姓正常生活，地表约束条件决定只能选择丛式井型。宏观上气层发育规模和叠置关系复杂，为最大程度动用储量、提高单井产量，基于有效储层预测成果，综合研究形成井型优化技术，多气层发育区选择定向井，多层合采开发，单气层发育区选择水平井，多段压裂开发（图5）。

图5 地表宏观约束开发井型优化模式图

图6 不规则井网与规则井网对比图

2.2.2 局部和属性约束优化

受控于三角洲前缘水下分流河道沉积，单砂体厚度3～5 m的宽度小于300 m，叠合砂体厚度5～20 m的宽度小于3 000 m，形状不规则。采用规则井网储量控制程度低。以菱形井网为基础优化形成不规则井网，较规则井网井数减少6.9%，井网控制程度提高8%（图6）。综合考虑采收率和经济效益，应用经济极限法、井间干扰等多种方法模拟优化确定井网参数为：直/定向井优选不规则菱形井网，井距800～1 200 m；水平井水平段长度1 000～1 200 m，排距1 000 m。

2.2.3 混合井网立体动用模式

综合上述“分级约束”优化结果，形成了适合延安区块上古生界致密砂岩气田的混合井网动用模式。以不规则菱形井网为基础，多气层叠合分布区采用直/定向井多层合采，单气层分布区采用水平井整体部署开发，过渡区域采用直/定向井与水平井混合部署开发，实现一套井网立体高效动用储量（图7）。以过渡区域为例，依据地面约束条件和有效储层预测的气层宏观展布特征布设Y1、Y2井场，各实施1口直井；细化预测模型，进一步确定气层展布、局部发育规律和属性约束条件，Y1井场采用定向井开发，Y2井场采用定向井与水平井混合开发。

图7 延安气田混合井网立体动用模式图

2.3 易伤害塌漏同井储层高效钻井技术

延安气田三叠系刘家沟组下部至二叠系山西组的地层破碎、煤层发育，导致钻井过程中坍塌和掉块严重威胁钻井安全。三叠系刘家沟组、二叠系石千峰组和石盒子组的微裂缝、裂缝发育，钻井过程中易发生漏失，严重时造成钻井液失返，钻井风险高[25]。据此，提出“多元封堵、隔离保护”技术方法，研发了复杂井况低渗致密天然气钻井液，有效提高了井壁稳定、缩短了钻井周期，保护了储层。

2.3.1 钾基聚磺防塌钻井液技术

针对钻遇破碎地层和煤层井壁易垮塌问题，采用“物理封堵＋活度抑制”方法，研发了高性能钾基聚磺钻井液。该钻井液能使井壁渗透率从常规10－2mD降低至10－4mD。钻井实践表明，井径扩大率减小至10%以内，井下坍塌事故率下降35个百分点，平均单井钻井成本减少173万元。

2.3.2 自适应防漏堵漏钻井液技术

通过对刘家沟、石千峰组等地层漏失特点及机理的研究，提出了以“多尺度变形粒子＋架桥粒子”为核心的逐级填充堵漏方法，优选出一整套能够保证正常钻进、性能可调的防漏堵漏钻井液体系。通过调整颗粒尺度及其配比，对孔缝300 μm～5 mm的漏层完成自适应封堵，实现“随钻封缝即堵”和“停钻承压封堵”，地层承压能力较常规钻井液提高0.2～0.3 g/cm3，有效解决此类地层反复漏失的问题。

2.3.3 超低渗透隔离膜储层保护钻井液技术

针对储层泥质含量高、中—强水敏、钻井过程中储层易造成永久性伤害的问题，以超低渗透成膜剂控制钻井液失水，配合可溶微固相架桥粒子提高封堵能力，形成超低渗透隔离膜储层保护钻井液体系。实验表明岩心渗透率恢复值达到95.7%，较常规钻井液提高了25%，投产后平均单井产量提高21.5%。

2.4 致密气藏高效压裂技术

针对气层跨度大，各气层间物性和压力系统差异导致直/定向井层间改造矛盾突出，改造效果差，水平井人工裂缝受控于地应力影响，水力压裂致裂方向单一，裂缝复杂程度低的问题[26]，不断研发和实验压裂新工艺，优化工具组合，形成致密气层高效压裂技术。

2.4.1 直/定向井多层大跨度高效压裂技术

多气层大跨度发育的直/定向井，集成应用“固井滑套＋可溶球” 等工具，施工流程简化60%。实现了直/定向井一趟作业多层大跨度压裂，克服了压裂管柱对施工规模和工艺的限制，压裂气层最大跨度达240 m，施工周期减少80%，同时排量提高1倍，增产效果明显，单井产量从0.7×104m3/d提高到1.5×104m3/d，提高了1倍以上（表2）。

2.4.2 水平井CO2＋水力压裂技术

水平井压裂，建立考虑“冷却效应”的“流—固—热”三维裂缝扩展模型，利用CO2低黏、高扩散的特性，形成CO2＋水力压裂技术[27]。致裂阶段CO2能有效渗入岩石孔隙裂缝，降低裂缝扩展压力，增加井眼周围裂缝的扩展范围和复杂程度，裂缝延伸阶段采用“低黏度压裂液＋多粒径低密度支撑剂＋可降解纤维”压裂工艺，有效控制缝高，提高支撑剂铺置均匀程度，改善压裂效果，采用该技术压裂水平井是同区其他水平井平均产量的1.5倍（图8）。

图8 压裂裂缝监测对比图

表2 多层大跨度压裂技术指标对比表

2.5 黄土塬地貌中压集输技术

通过对气田生产特征的研究和先导区实践的总结，按照集输系统压力能级有效性递减的基本原则，通过能量损耗平衡分析，形成了以井下节流、枝上枝井间串联和集中注醇为核心的中压集输技术。实现地面集输系统不节流、不增压、不加热超低能耗运行，避免了传统的高压和中低压集输工艺过程中的节流或增压能量损耗；同时降低管线压力等级，减少注醇量。地面集输工艺采用标准化体系、模块化设计理念。设计不同单体设备、不同规模工艺模块进行预制化、组装化、橇装化相结合的方式进行订制，最后在建设现场进行组合装配，大大减少了设计、采购和施工工作量，缩短施工周期。在50×108m3产能建设中节约地面投资4亿元，安全运行6年累计节约运行费用6 000 万元。

3 实施效果

以上述5项关键技术为核心的开发技术系列整体应用于延安气田开发实践，实现了延安气田规模化经济开发。截至2017年底，指导了9个区块天然气产能建设工作，涉及各类天然气井近2 000口。直/定向井钻井成功率在95%以上，钻井事故率下降35%，建井周期缩短8.7 d，平均单井无阻流量达6.5×104m3/d。水平井砂层钻遇率由70%提高至82%，建井周期缩短12.9 d，平均单井无阻流量提高至29.3×104m3/d，已累计建成年产能50×108m3，累计产气80.9×108m3。

4 结束语

致密砂岩气藏地质条件复杂，不同区域气藏的开发均有其自身的独特难题，传统技术往往与之不适应，不能完全解决个性化问题，这常成为气田开发的瓶颈。陕西延长石油(集团)有限责任公司在汲取行业先进经验基础上，经过近十年的理论研究和技术攻关，形成了一套适合延安复杂致密气藏高效开发的关键技术体系，实现了气藏规模化经济开发。文中总结的成功技术工艺不但在延安气田上古生界致密砂岩气藏开发评价和产能建设中发挥了至关重要的作用，而且丰富和发展了我国致密砂岩气开发理论和技术，为类似气田开发提供了借鉴。