基于储层构型刻画的致密砂岩气藏高效调整技术——以大牛地气田大28井区盒1段气藏为例

姜 超

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

大牛地气田位于陕西省榆林市和内蒙古自治区鄂尔多斯市的交界地区，该气田于2005 年投入开发。大牛地气田自2012 年开始采用水平井进行规模开发，推动了大牛地气田直井无法经济有效动用储量向效益开发的重要转化，实现了难动用储量的整体规模效益开发。2015 年开始，为了保持气田持续稳产，以井间接替为主开展了加密调整工作。随着近几年加密井的陆续完钻，下步加密调整的余地小、高效调整难度大。加上储层非均质性强，剩余有效储量分布规律不清，下步调整阵地有待落实，因此亟需开展有效储层精细研究，弄清有利储层分布，攻关与储层分布特征相对应的压裂改造配套技术，以支撑气田高效调整。

1 气藏基本特征

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部、伊陕斜坡北部，是典型的无边底水定容弹性驱动孔隙型致密砂岩气藏。大28 井区位于气田北部，主力开发层系是上二叠统上石盒子组盒1 段，属于辫状河沉积，河床宽，水体浅，水体能量随季节频繁变化。以河道充填沉积为主，砂体普遍发育，但成分和结构成熟度较低。测井曲线多为低幅齿化箱型，心滩规模小，导致气层钻遇率低，仅为54%。储集层岩性为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，孔隙类型为残余粒间孔和粒间溶孔，平均孔隙度为8.2%，平均渗透率为0.35 mD，储层厚度小于10 m，属于低孔隙度、低渗透率、低丰度气藏。

大牛地气田大28 井区盒1 段气藏的开发历程主要分为水平井开发评价、水平井规模建产、局部调整建产3 个阶段。由于直井单井产能仅为0.5 × 104m3／d，属于直井无效益动用的Ⅱ、Ⅲ类储层［1］。2011 年之前开展了水平井开发评价探索，直到先导试验成功之后于2012-2014年进入水平井规模建产阶段，投产井97 口，建成产能11×108m3。2015 年至今属于局部调整建产阶段。截至2020年12月，累计产气量为14.74 × 108m3，油压2.0 MPa，套压3.2 MPa，目前单井产气量为0.6×104m3／d，液气比为4.3 m3／104m3，采出程度为4.4%，采气速度为0.6%，预计采收率为8.6%。

由于大28 井区盒1 段气藏有效储层孤立分散、规模小，叠置关系复杂，有效储层分布规律认识不清，使得气层钻遇率低，导致压裂改造缺乏针对性，对分散型储层控制程度不够，存在井间未动型和垂向未沟通的剩余气，最终导致采收率低。因此需要开展储层构型研究，明确有效储层分布，开展差异化压裂改造，以最大化动用储量，实现气藏的高效调整。

2 储层构型表征

基于沉积演化过程研究，通过地层精细划分，结合岩心观察和沉积微相特征分析开展密井网区精细解剖，明确砂体叠置构型，形成了以“垂向分期、曲线定位、侧向划界”为核心的构型表征技术［2］，为剩余气描述及后期调整方案的制定及差异化压裂改造提供地质支撑。

2.1 垂向分期

在地层格架控制下，根据泥岩发育特征、砂体层位差异、测井曲线形态、韵律特征变化等［3］，通过点、线、面的期次划分及反复对比修正，最终确定每口井的垂向单砂体沉积期次。采用沉积时间单元法、隔夹层法、韵律法、泥岩基线法及油气显示法5种方法结合平面变化特征分析，进行单砂体垂向分期。

1）沉积时间单元法。在相同沉积环境下连续沉积时，沉积时间相近的砂体距标志层的距离相等或近似。根据砂岩内不同沉积环境下砂体的发育模式对比沉积时间单元，依据砂体距标志层的距离来判别砂体期次。对于河流沉积类型的砂体，冲刷、下切、叠加等沉积现象是经常出现的，这给沉积时间单元的划分对比带来了一定困难，因此，在沉积时间单元划分对比中必须进行识别，并运用已知的地质概念指导对比工作的正确进行。

2）隔夹层法。层间隔层指纵向上层系或小层之间分布稳定、具一定规模的泥岩层段。隔层的发育情况可以反映纵向上层间非均质的严重程度，对研究上下油层的非连通性、划分开发层系及在同一开发层系内阻挡流体的垂向渗流都具有重要意义。

3）韵律法。单砂体内碎屑颗粒的粒度大小在垂向上的变化称为粒度韵律，它受沉积环境和沉积方式的控制，不同韵律单砂体的渗透率在单砂体剖面上的变化特征不一致。

4）泥岩基线法。泥岩段的自然伽马（GR）曲线近似为一条直线，即泥岩基线。渗透性地层偏离泥岩基线的幅度主要与岩性及流体性质有关，粒度粗、分选好、渗透性好的砂岩偏离泥岩基线的幅度越大。

5）油气显示法。低渗透气藏的含气情况与储层物性密切相关，而储层物性与曲线形态、幅度、隔夹层的发育有关。利用油气显示差异结合韵律特征、基线偏移及隔夹层发育可以辅助划分单砂体。

2.2 曲线定位

利用测井曲线识别各期次的砂体，总结主力层位的单砂体发育模式。大牛地气田GR曲线是区分岩性的关键参数。基于工区辫状河沉积模式，结合不同沉积微相的测井响应特征，识别出心滩、河道充填等GR典型曲线形态［4］。利用GR典型曲线形态在单井点进行沉积微相的识别（表1），初步明确大面积连通的辫流带边界。利用连井剖面与典型曲线平面展布交互分析，初步预测河道的展布方向及范围。

表1 盒1段典型岩石相及测井相特征表

2.3 侧向划界

基于辫流带及辫状河道的识别，通过大量密井网的解剖对比判断单一心滩走向，再考虑沉积模式控制形态的因素，顺水流方向对心滩与辫状河道的平面组合关系及展布形态进行综合分析［5］，确定水道与心滩的组合关系及心滩的形态。为了精准刻画辫状河道和心滩的规模，本次应用野外露头、岩心观察及密井网解剖来确定心滩规模［6］。实地野外观察选取山西保德、柳林剖面，它们与大牛地气田同属北部物源，沉积体系、环境及砂体类型具有高度相似性。通过对与物源方向近于垂直剖面的精细描述和测量，实测单期心滩规模较小，宽度为30～200 m，厚度以1～5 m 为主，宽厚比为30～60。根据野外露头观察结果，结合密井网解剖，明确单期心滩厚度为1～3 m，宽度为200～300 m，长度为100～400 m。根据砂体构型研究成果绘制砂体厚度分布等值线图（图1）。

通过统计研究区内盒1 段气井的钻遇显示情况，综合分析测井及水平段的录井资料，明确心滩厚度和心滩长度的分布区间（图2、图3）。从图2和图3可知，大28 井区有效砂体规模小，且呈透镜状分布在大段致密砂岩之中，有效厚度／砂岩厚度的比值介于0.3～0.5，叠置关系复杂，储层针对性改造难度大。

图1 盒11小层①期单砂体厚度分布等值线图

图2 大28井区盒1段心滩厚度分布区间图

图3 大28井区盒1段心滩长度分布区间图

3 差异化储层改造

为了实现大28 井区盒1 段气藏的高效开发调整，开展地质工程一体化攻关研究，基于储层精细构型实施差异化储层改造，改善气藏开发效果。致密气藏由于储层物性差及储层泄流面积小，单井产气量低或基本无产气量，因而无经济效益。通过压裂改造，扩大改造体积，增加泄流面积，可以大幅度提高单井产气量［7］。大牛地气田自2012 年开始采用水平井进行大规模开发，形成了以裸眼预置管柱管外封隔器分段压裂为主的水平井改造工艺技术，该工艺虽然作业周期短，但缺点是压后不能实现井筒全通径，从而影响后期产气剖面测试和措施维护作业［8］。随着气田进入调整阶段，储层物性更差，常规的压裂改造工艺技术已不能满足开发要求。如何提高压裂改造技术的针对性及有效性是亟需解决的问题，因此开展了针对储层特征的全通径分段压裂工艺研究。通过前期的探索试验，将裸眼封隔器分段压裂工艺优化为可溶桥塞分段压裂工艺，该工艺可以缩小段间距，精确控制起缝位置，可增大单段压裂规模，提高改造效果［9］。但是由于受到沉积条件、储层展布的限制，压裂改造方式需要根据实际地质条件进行优化，应基于有效砂体的叠置特征优化压裂改造设计思路［10］。针对叠合区和非叠合区进行差异化改造，非叠合区采取小排量造长缝（大井距）或分级多簇（小井距），尽量增加缝控储量。叠合区通过大规模穿层压裂可以沟通更多的纵向滩坝（图4）。同时充分利用叠合区储层自身的渗流能力，通过开展气井初期产量与压裂参数的拟合、产能敏感性分析［11］，明确叠合区储层合理的压裂间距。通过分析统计盒1段气井的压裂段间距、加砂量、入地液量与初期产气量的关系，研究表明心滩有利区平均初期稳定产气量为3.0×104m3／d，对应的段间距小于等于90 m，加砂量大于等于750 m3，总液量大于等于5 600 m3。

图4 叠合区大规模穿层改造示意图

近年来为进一步降低作业成本，国内外都开始采用石英砂替代陶粒［12］，部分地区支撑剂已全部采用石英砂，由此可降低完井成本近20%［13］。大牛地气田大28 井区在压裂改造工艺和改造方式设计优化的基础上积极推进低成本战略，采用石英砂替代陶粒［14］和优化液氮伴注比例等提效降本手段，实现低成本高效改造。根据不同石英砂、陶粒比例下的导流能力实验结果，优化了石英砂替代陶粒的比例并进行推广应用，大牛地气田应用56 口井，累计使用石英砂8 561.8 m3，累计节约支撑剂成本1 297.8 万元。建立加入液氮后液体滤失模型，通过分析认为，由于压裂段的最后三段返排压差较大、能量充足，因此将全压裂段液氮伴注优化为最后三段进行液氮伴注。优化前2019年的见气周期为10.7 d，优化后2020 年的见气周期为7.2 d，通过对比这两年的见气周期，在实施液氮伴注方式优化后，返排效果基本未受影响，已在大牛地气田77 口井得到应用，节约试气成本1 280.2万元。

通过开展单砂体精细描述，储层表征精度逐步提高，盒1段气藏强非均质储层水平井气层钻遇率由54%提高到72%。通过采用可溶桥塞分段压裂工艺，基于有效砂体叠置特征，采取差异化改造措施，叠合区通过大规模、密切割，沟通了更多的纵向滩坝，非叠合区采取小排量造长缝，增加缝控储量，单井产气量由前期的 2.50 × 104m3／d 提高到 3.78 ×104m3／d，平均单井产气量提高了50%。

4 结论

1）形成了以“垂向分期、曲线定位、侧向划界”为核心的构型刻画方法，实现了滩坝的精细刻画。

2）采用可溶桥塞分段压裂工艺，基于有效砂体叠置特征，采取差异化改造措施，平均单井产气量提高了50%。