中江气田致密砂岩气藏“一体化”甜点评价技术

刘言

中国石化西南油气分公司，四川 成都610041

引言

近年来，在中国南方海相页岩气开发过程中，地质-工程一体化的理念及技术的成功运用，极大提高了深层复杂页岩气的开发效果。页岩气地质-工程一体化是以提高单井产能、实现经济高效开发为目标，以地质储层综合研究为基础，统筹地下地面一体化设计，通过特定工作平台和流程将地质和工程有机融合，形成气藏工程和工程技术方案，切实解决页岩气勘探开发中面临的难题[1-6]。页岩气地质-工程一体化的成功应用，为复杂油气藏增产提效提供了新的途径，也为致密油气的勘探开发提供了有益指导和借鉴[8-10]。

川西侏罗系致密砂岩气储量丰富，仅中国石化矿区天然气探明地质储量超4 900×108m3，潜力巨大。但该区地表环境以及地质条件复杂、储层非均质性强、气水分布规律性差、气井产能差异大，为川西侏罗系致密砂岩气藏的勘探开发带来了诸多挑战，如何评价非均质性强、含水饱和度高储层的开发潜力，提高优质储层钻遇率以及提升增产改造措施效果等问题亟待解决。

以川西拗陷东坡中江气田沙溪庙组气藏为例，通过开展河道砂精细刻画、高产富集规律等地质与地球物理深度融合研究，形成了针对窄河道致密砂岩储层的“地质甜点”评价技术；在此基础上针对不同的地质目标，紧密结合工程工艺技术进步，建立了与之相适应的“工程甜点”评价技术；二者相融合，最终形成了“一体化”甜点评价技术。该技术推广与应用，有效提高了“两凹”区II、III 类储层区的经济高效开发。

1 气藏基本特征

川西拗陷地处四川盆地西缘龙门山前缘，中江气田位于拗陷东斜坡地区，包含高庙子、丰谷、永太、知新场--石泉场、中江--回龙多个勘探区块，整体呈“三隆夹两凹”的构造格局（图1），面积达2 350 km2。中江气田以沙溪庙组气藏10 余套气层为主力开发层系，发育深度2 000～3 000 m，为典型的浅水三角洲沉积，具体可分为浅水三角洲平原、浅水三角洲前缘和前三角洲亚相，有利沉积微相为三角洲前缘主分流河道，相比于川西拗陷新场构造带具有河道砂窄且厚度薄，储层基质致密且非均质性强的特点，砂岩平均孔隙度小于10%，平均渗透率小于0.3 mD，总体上储层孔渗低、排驱压力大、含水饱和度高、非均质性强[11-12]。

图1 川西东坡沙溪庙组顶面构造图Fig.1 Structural map of the top surface of Shaximiao Formation on the east slope of Western Sichuan Basin

沙溪庙组气藏气源主要来自下伏深层三叠系须家河组烃源岩，为断砂疏导的深源浅聚次生致密河道砂岩气藏，具“早期差异充注、中期差异调整、后期差异封堵”的差异化成藏特点。中江气田沙溪庙组气藏自1995 年发现以来，随着气藏三维精细描述技术进步及压裂改造工艺进步，在2013 年水平井突破产能关，步入高速建产增产阶段[13-15]，但是开发部署有利区以“三隆”区内I 类储层区河道砂为主，“两凹”区河道砂岩气井产能效益关一直未能突破。近几年随着地质-工程一体化理念应用范围越来越广，压裂改造工艺与气藏储层特征和成藏模式的契合度也越来越高，2021 年，部署于“两凹”区的JS318HF 在以II 类储层区为主的河道砂通过采用“少段多簇+大排量+可变黏滑溜水”压裂新工艺，成功实现凹陷区单井产能的突破，单井产能超100×104m3/d，其后该工艺在JS318HF 河道的III 类储层区获得工业产能，验证了地质甜点和工程甜点一体化评价。

2 “一体化”甜点评价

前人针对致密砂岩储层[16-17]和川西侏罗系沙溪庙组储层研究多集中于地质甜点，选取沉积微相、储层的孔隙度、渗透率、含气饱和度和产能等作为评价因子，建立气藏分类评价标准，对气藏开发起到了一定指导作用[18-19]。近年来，随着地质-工程一体化程度愈发加深，储层改造技术不断成熟，原有的地质甜点评价思路对勘探开发部署指导的局限性也愈发突出，笔者结合最新的储层改造技术，重新对地质甜点和工程甜点进行综合研判，对气藏的成藏模式和工艺改造的适应性进行匹配，从而得到一体化甜点评价。

2.1 差异化成藏

以侏罗系河道砂岩气藏为典型代表的川西致密砂岩气藏，自晚侏罗世燕山中晚幕主成藏期以来，经历了3～4 次构造运动，地层历经多期次的抬升与卸载，造就了该区大型烃源岩断裂及其伴生的深源浅聚次生气藏的发育。油气从运移--聚集富集的过程持续时间长，具有多阶段、多期成藏的特点[20]。天然气的运移、构造的变迁、断裂的开合、储层的致密化以及气藏的保存交织在一起，使得气藏的成藏过程更加复杂化，具有早期差异充注、中期差异调整和后期差异封堵的特点，从而形成致密砂岩异常高压气藏，为规模压裂提供了地质基础。

2.1.1 早期差异充注

研究认为，川西侏罗系复杂致密河道砂岩气藏的气源主要来源于下伏深层三叠系须家河组烃源岩。据川西须五段和下侏罗统富有机质泥页岩厚度分布来看，须五段烃源岩的厚度从西南至东北依次减薄（图2），下侏罗统烃源岩在回龙地区及南部地区厚度大，向北减薄；东部远离大断裂的地区存在须五段之外的气源，众多证据指向侏罗系内部的下侏罗统气源岩；另外，烃源岩厚度分布表明，下侏罗统烃源岩在回龙地区及南部地区厚度大，回龙地区存在下侏罗统气源供给的可能性较大。综合来看，高庙子、中江及丰谷等构造带天然气主要来源于须五段气源。

图2 川西东坡须五段烃源岩厚度分布图Fig.2 Distribution of the source rock thickness for fifth section of Xujiahe Formation on the east slope of Western Sichuan Basin

早期气源运移通道以连接各砂体的断层为主，依靠龙泉山断裂带（三级）向浅层运行，在古构造高部位不同连通类型的砂体中差异富集（图3），所以与生烃高峰期相匹配的燕山中、晚期构造对天然气的早期聚集具有重要作用，大型古隆起及其斜坡区是天然气富集的有利部位。

图3 川西拗陷F3 断裂南段天然气富集成藏模式Fig.3 Gas reservoiring mode of the southern section of F3 Fault in Western Sichuan Depression

2.1.2 中期差异调整

川西拗陷经历了多次构造形变，具有构造雏形形成早、最终构造形态定型晚、构造继承性明显的特点，在生烃高峰期燕山中晚期运动后，发生喜马拉雅构造运动，强烈的挤压使地层变形、错断，形成了众多局部构造，中江、回龙构造进一步抬升，对早期天然气藏进行调整和改造，最终形成目前构造格局。喜马拉雅期构造对油气聚集的调整主要表现在3 个方面：一是局部构造位置控制着天然气的分布，使得单个圈闭既可能高部位含气、低部位含水，也可能低部位含气、高部位含水（图4）；二是形成的裂缝系统与相对优质储层相匹配，形成V 型接触，构成天然气富集带；三是断裂的再次开合造成前期充注的天然气沿断层逸散，不利于油气保存[21]。

图4 成藏中期调整模式图Fig.4 The adjustment model diagram of middle densified gas reservoir

2.1.3 后期差异封堵

天然气经过早期差异充注及中期差异化调整聚集在不同砂体中，在漫长地质过程中，流体和岩石相互作用，持续的压实、胶结、交代、溶蚀及裂缝化等成岩后生作用造成储层强烈的非均质性，在镜下常见粒间溶孔、长石挤压断裂等现象（图5）。

图5 中江沙溪庙组砂岩成岩作用薄片Fig.5 Section images of sandstone diagenesis in Zhongjiang Shaximiao Formation

地层压力是一种各向同性的张性力，能够抵制压实作用，所以，欠压实往往和超压伴生，孔隙度与压力正相关。中江地区在燕山中、晚期须五段气源达到生烃高峰期，油气进入孔隙后，因烃饱和度不同、油气的差异充注，持续的压实作用、胶结作用抑制作用程度不同，导致同一条河道致密化作用差异发展（图6），这也是储层严重非均质的另一原因。

图6 气层GM32 河道不同井位砂岩镜下薄片Fig.6 Section images of different wells in GM32 riverinthe layer

差异化的成岩后生作用形成有效的物性封堵，是侏罗系沙溪庙组低凹区天然气富集的核心，物性封堵有效防止砂体内天然气散失，形成香肠式差异聚集的成藏模式（图7），为现今良好的天然气富集类型。

图7 气层“香肠型”河道波阻抗Fig.7 Diagram of sausage type wave impedance for layer

川西侏罗系客观地质条件决定了其圈闭的异常复杂性、隐蔽性和多样性，以中江沙溪庙组致密河道砂岩气藏为典型代表，其圈闭类型划分为非构造类和复合圈闭两大类及岩性圈闭、成岩圈闭、构造-岩性复合圈闭、岩性-构造复合圈闭及构造-成岩复合圈闭5 个亚类（表1）。

表1 川西致密砂岩圈闭类型划分表Tab.1 Classification of tight sandstone trap types in Western Sichuan Basin

综上所述，川西侏罗系复杂致密河道砂岩气藏的高产富集规律为“深源浅聚、断砂疏导、多期河道、构造活化、调整富集、差异成藏、甜点富气、优储控产”。其中，断层的有效性、河道砂的展布、古今构造及储层品质是气藏高产富集的4 个关键因素。

2.2 地质甜点评价

地质-工程一体化仍需要以地质为基础，明确地质条件后工程工艺才能有的放矢，最大程度地适应地质条件，实现一体化开发，所以地质甜点评价仍是重要的基础工作。川西拗陷东斜坡中江气田沙溪庙组地质甜点评价，以气藏高产富集模式为基础，结合沉积微相、储层评价、产能评价和气水分布等因素，对气藏进行综合评价（图8）。

图8 “地质甜点”评价流程图Fig.8 Flow chart for the evaluation of“geological sweet spot”

中江气田沙溪庙组砂岩储层主要受三角洲平原--前缘分流河道控制，河道砂发育期次多，纵横向展布及砂体叠置关系复杂，单河道沉积模式有曲流河道点沙坝与废弃河道、稳定型低弯度分流河道和动荡型低弯度分流河道等多种模式，河道内非均质性强。河道砂以细中粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主。成分成熟度偏低，呈“一高二低”特征，即长石含量（F）高（平均28.90%），石英含量（Q）低（平均48.86%），岩屑含量（R）低（平均21.60%），Q/(F+R)平均为1.08，F/R平均为1.51；结构成熟度中等，以细粒、中粒为主；颗粒分选以好为主，中等次之；颗粒磨圆度中等--较差，以次棱角状为主；胶结类型以孔隙式为主，接触式、孔隙接触式及接触孔隙式次之。砂岩平均孔隙度8.66%，主要分布在7.00%～13.00%，占比71.7%；平均渗透率为0.21 mD，主要分布在0.01～0.30 mD，占比71.7%；属于低特低孔、特低--超低渗致密砂岩储层[22]。根据储层基本特征及其储集性能影响因素可将其分为4 类（表2）。

表2 中江气田沙溪庙组储层评价标准[12]Tab.2 Evaluation standard of Shaximiao Formation reservoir in Zhongjiang Gas Field

依据气藏的高产富集规律，选取沉积微相、断砂配置、古今构造及储层品质，结合常规工艺下不同井型气井的产能等因素作为评价指标，建立中江气田沙溪庙组气藏“地质甜点”的评价标准如表3所示，中江气田沙溪庙组气藏综合评价可分为3 类。其中，一类区储层物性好、厚度大、含气饱和度高，表现为常规测试条件下气井试采产量高、动态储量大、弹性产率高、基本不产水等特征；三类区常规测试条件下气井产量低，产水量较大，处于经济极限产量边缘。

表3 中江气田沙溪庙组“地质甜点”评价标准Tab.3 Evaluation standard of geological sweet spot of Shaximiao Formation in Zhongjiang Gas Field

2.3 工程改造技术适应性分析

中江气田沙溪庙组气藏砂岩孔径主要分布在40～120 μm，渗透率主要分布于0.04～0.08 mD 和0.10～0.30 mD，孔喉小、渗流能力弱是造成气藏低产的主要原因，因此，在地质“甜点”评价的基础上，通过工程“甜点”优选和精细化压裂参数设计实现地质-工程一体化技术突破，是提高沙溪庙组致密砂岩气藏单井产量的必经之路[23-28]。

2.3.1 工程“甜点”优选

2013 年以来，中江沙溪庙组气藏主体实施水平井分段压裂工艺，陆续实验了脉冲加砂压裂技术、精细分段压裂技术以及一体化建井大排量体积压裂技术，属于单段单簇压裂，缝间距63～127 m，单井平均测试产量由3.5×104m3/d 提升至9.5×104m3/d。JS318HF 井首次实验桥塞分段多簇大排量体积压裂技术，采用“大排量、密切割、强加砂”的方式，将平均裂缝间距缩短至15.6 m，平均加砂强度提高至2.9 m3/m，增加裂缝与基质的接触面积，实现基质向裂缝的“最短距离”渗流，极大地提高储层有效动用率，从而大幅提升气井产量。

中江沙溪庙组气藏天然裂缝不发育，且水平地应力差异大（水平地应力差异系数0.27～0.39），三轴压裂物模实验表明，压裂裂缝主要为双翼对称缝，形成复杂裂缝的可能性较低，其工程“甜点”更侧重于孔隙度、岩性、全烃等物性含气性指标，即工程“甜点”与地质“甜点”常相互重合。成藏演化过程表明，在生烃高峰期，物性越好的储层，天然气充注程度越高，含气饱和度越高，且物性较好的储层更有利于裂缝起裂及延伸。因此，压裂时优选物性较好、全烃较高的储层段，既沟通了高度充注层系又有利于压裂造缝，同时，避开泥质含量高的储层段，可防止压裂后裂缝无法有效支撑。

2.3.2 精细化压裂参数优化

基于“甜点”优选结果，按照地质-工程一体化理念，针对不同类别储层精细化设计段数、簇间距及加砂规模，实现“对症下药”，提高单井产量[29-33]。采用“孔隙度+全烃+破裂压力+岩性”指标划分压裂段，确保“甜点”全覆盖，且段内“甜点”差异小，避免各簇非均匀改造（图9）；孔隙度按照7%、9%和11%划分为3 类，相似孔隙度划分为相同压裂段，降低段内储层的非均质性，孔隙度大于或等于9%的均质储层，可适当提高段内簇数及加砂强度，增大改造体积及裂缝导流能力，孔隙度小于9%且具有一定非均质性的储层，需减少段长、段内簇数及加砂强度，提高改造的针对性，避免压后出砂；全烃含量高的井段是压裂改造的重点，射孔段优先选择箱状砂且破裂压力较低的位置，同一段内破裂压力差值不高于4 MPa，最小水平主应力差异不高于6 MPa。

图9 段内各簇非均匀改造Fig.9 Non-uniform transformation of clusters in the segment

水力裂缝的存在，使得岩石被挤压，从而产生诱导应力，多条裂缝诱导应力场叠加，改变了原始地应力场的分布[34-36]，影响裂缝的起裂与延伸形态，两侧裂缝均会对中间裂缝产生诱导应力，导致中间裂缝的扩展受到一定限制，裂缝间距越小，裂缝条数越多，水平诱导应力越大，干扰越强。单段内簇数增加、簇间距缩短，可以一定程度提高改造范围，但簇数过多将增加裂缝干扰（图10），对比不同簇数条件下的裂缝扩展均匀系数和改造面积，推荐主体簇间距14～16 m。

图10 JS220-1HF 井不同簇间距下裂缝延伸情况Fig.10 Fracture extension under different cluster spacing of Well JS220–1HF

2.4 “一体化”甜点综合评价

根据前文所述，川西致密砂岩气藏多年的开发实践逐渐证实，以储层品质评价为中心的“地质甜点”已无法适应致密气向构造低部位、向更深层系开发的需要，而以成藏效能、储层品质“双中心”的“地质甜点”，与工程评价相结合，形成更为有效的、适用于复杂致密砂岩气藏开发特点的、以效益开发为中心的地质和工程“一体化”甜点评价（图11）。

图11 复杂致密砂岩气藏提高产能和实现效益开发“一体化”甜点评价图Fig.11 Evaluation of“integrated”sweet spot for complicated tight gas reservior to improve production and realize benefit development

“地质甜点”是实现复杂致密砂岩气藏成功开发的基础和前提，能够根据不同地质条件调整工程参数的个性化的工程甜点是实现复杂致密砂岩气藏效益开发的基本支撑，是能否充分挖掘“地质甜点”开发潜力的“助推剂”或“绊脚石”，因此，如何在“一体化”甜点综合评价过程中认识地质甜点和工程甜点的辩证关系，对储层改造和油气开发起到至关重要的作用。

中江气田沙溪庙组致密砂岩气藏“少段多簇+大排量+可变黏滑溜水”压裂新工艺能够成功应用得益于一体化甜点评价。地质甜点是基础，针对中江气田致密砂岩气藏，早期的油气充注又是基础中的基础，通过有利的断砂配置，深部气源可以通过砂体、断层有效运移至目的储层形成油气富集区。随后中期差异调整使得气藏构造复杂化，裂缝系统与优质储层配合能够形成天然气富产区，但同时断裂也可以导致早期充填的天然气逸散，整体来看成藏中期的构造运动对天然气调整和改造作用较大，但是对储层工艺改造意义不大。最后的差异封堵是气藏致密和成藏的核心，通过埋深压实作用、水岩交互的胶结作用等，逐渐使气藏致密化、非均质化，形成岩性、构造组合的物性封堵，在砂体内早已聚集的天然气形成异常高压气藏。而正是这种高压异常气藏决定常规的工艺改造具有不适应性，也为针对性的工程改造提供了先天基础。

虽然砂体内已经聚集有天然气，但由于储层的致密程度高、非均质性强，即使通过水平井开发，常规储层改造压裂模式改造规模较小，能够动用的储量规模依然不大。但大规模应用体积压裂工艺大幅提升了水平井产能，测试无阻流量在（30.27～103.50）×104m3/d，平均57.07×104m3/d。采用“多段多簇、大排量、暂堵、可变黏滑溜水”体积压裂新工艺，通过增大液量和砂量、提高压裂规模，在地质特征与储层物性相近条件下，体积压裂水平井产能可达到常规分段压裂水平井的2～10 倍，增产效果显著（表4）。表明工程甜点的精确识别对地质甜点的开发利用起到至关重要的作用。同时，体积压裂新工艺还有效实现了中江沙溪庙组气藏II、III 类储层河道的产能突破，拓宽了后续建产潜力，为进一步提高低品质河道储量动用程度及采出程度奠定了基础，验证了“一体化”甜点综合评价在中江气田致密砂岩气藏应用的可行性。

表4 体积压裂水平井工程及测试参数表Tab.4 Engineering and test parameters of volume fractured horizontal wells

3 “一体化”甜点应用前景

借鉴国内其他非常规油气藏最新的改造理念，基于中江气田储层特征和成藏模式，前期压裂改造实验气井均获得高产，表明异常高压致密砂岩气藏的优质甜点的可靠性，同时也验证了高强度体积压裂能够大幅提高中江气田产量，但是高强度体积压裂成本较高，对井身结构也有相应要求，地质和工艺的契合程度起到至关重要的作用，本文就在地质-工程一体化背景下如何实现致密砂岩气藏效益开发提出几点思考：（1）气藏需具有良好的地质基础，即需要满足油气充注度高、致密化程度高和异常高压3 个条件，对于常压的常规气藏，体积压裂对产能的提升程度有限，无法获得效益开发。异常高压的致密砂岩气藏由于含气性高，但是常规储层改造工艺又无法有效释放气藏产能，高强度体积压裂能够在储层中形成复杂缝网，充分释放地层产能，成为效益开发的关键工艺。（2）选择合适的固井工艺，提升固井品质。（3）多学科融合，多部门配合。气田的效益开发与地质、工艺和管理密不可分，在地质-工程一体化思维模式下，油气田开发已经不再单独是一个学科或者一个组织的问题，建立针对性的管理团队，形成地质-工艺-管理一体化模式，围绕提高气井产量、效益开发这个核心，突破学科和部门壁垒，才能够形成具有活力的一体化评价团队，为油气田增储上产保驾护航。

4 结论

（1）中江气田沙溪庙组气藏因具有早期差异充注、中期差异调整和后期差异封堵等特点，形成了致密砂岩异常高压气藏，为高强度压裂提供了地质基础。

（2）“大排量、密切割、强加砂”的体积压裂技术大幅提高了单井产量，而一体化“甜点”优选及精细化压裂参数优化是压裂效果的重要保障。

（3）大规模体积压裂技术的应用，使得传统地质评价的储层分类与实际产能存在偏差，因此，地质-工程一体化思路下的中江沙溪庙组气藏新的储层分类评价值得进一步探讨。

（4）地质-工程一体化甜点评价技术，以经济效益为核心，能够发挥综合技术优势，有效避开专业风险，形成具有活力和针对性的公关团队，是实现致密砂岩气藏开发跨越式发展的关键途径之一。