姜 超

（中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

大牛地氣田位于陜西省榆林市和內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市的交界地區(qū)，該氣田于2005 年投入開發(fā)。大牛地氣田自2012 年開始采用水平井進行規(guī)模開發(fā)，推動了大牛地氣田直井無法經(jīng)濟有效動用儲量向效益開發(fā)的重要轉(zhuǎn)化，實現(xiàn)了難動用儲量的整體規(guī)模效益開發(fā)。2015 年開始，為了保持氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，以井間接替為主開展了加密調(diào)整工作。隨著近幾年加密井的陸續(xù)完鉆，下步加密調(diào)整的余地小、高效調(diào)整難度大。加上儲層非均質(zhì)性強，剩余有效儲量分布規(guī)律不清，下步調(diào)整陣地有待落實，因此亟需開展有效儲層精細研究，弄清有利儲層分布，攻關(guān)與儲層分布特征相對應(yīng)的壓裂改造配套技術(shù)，以支撐氣田高效調(diào)整。

1 氣藏基本特征

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地東北部、伊陜斜坡北部，是典型的無邊底水定容彈性驅(qū)動孔隙型致密砂巖氣藏。大28 井區(qū)位于氣田北部，主力開發(fā)層系是上二疊統(tǒng)上石盒子組盒1 段，屬于辮狀河沉積，河床寬，水體淺，水體能量隨季節(jié)頻繁變化。以河道充填沉積為主，砂體普遍發(fā)育，但成分和結(jié)構(gòu)成熟度較低。測井曲線多為低幅齒化箱型，心灘規(guī)模小，導(dǎo)致氣層鉆遇率低，僅為54%。儲集層巖性為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，孔隙類型為殘余粒間孔和粒間溶孔，平均孔隙度為8.2%，平均滲透率為0.35 mD，儲層厚度小于10 m，屬于低孔隙度、低滲透率、低豐度氣藏。

大牛地氣田大28 井區(qū)盒1 段氣藏的開發(fā)歷程主要分為水平井開發(fā)評價、水平井規(guī)模建產(chǎn)、局部調(diào)整建產(chǎn)3 個階段。由于直井單井產(chǎn)能僅為0.5 × 104m3／d，屬于直井無效益動用的Ⅱ、Ⅲ類儲層［1］。2011 年之前開展了水平井開發(fā)評價探索，直到先導(dǎo)試驗成功之后于2012-2014年進入水平井規(guī)模建產(chǎn)階段，投產(chǎn)井97 口，建成產(chǎn)能11×108m3。2015 年至今屬于局部調(diào)整建產(chǎn)階段。截至2020年12月，累計產(chǎn)氣量為14.74 × 108m3，油壓2.0 MPa，套壓3.2 MPa，目前單井產(chǎn)氣量為0.6×104m3／d，液氣比為4.3 m3／104m3，采出程度為4.4%，采氣速度為0.6%，預(yù)計采收率為8.6%。

由于大28 井區(qū)盒1 段氣藏有效儲層孤立分散、規(guī)模小，疊置關(guān)系復(fù)雜，有效儲層分布規(guī)律認識不清，使得氣層鉆遇率低，導(dǎo)致壓裂改造缺乏針對性，對分散型儲層控制程度不夠，存在井間未動型和垂向未溝通的剩余氣，最終導(dǎo)致采收率低。因此需要開展儲層構(gòu)型研究，明確有效儲層分布，開展差異化壓裂改造，以最大化動用儲量，實現(xiàn)氣藏的高效調(diào)整。

2 儲層構(gòu)型表征

基于沉積演化過程研究，通過地層精細劃分，結(jié)合巖心觀察和沉積微相特征分析開展密井網(wǎng)區(qū)精細解剖，明確砂體疊置構(gòu)型，形成了以“垂向分期、曲線定位、側(cè)向劃界”為核心的構(gòu)型表征技術(shù)［2］，為剩余氣描述及后期調(diào)整方案的制定及差異化壓裂改造提供地質(zhì)支撐。

2.1 垂向分期

在地層格架控制下，根據(jù)泥巖發(fā)育特征、砂體層位差異、測井曲線形態(tài)、韻律特征變化等［3］，通過點、線、面的期次劃分及反復(fù)對比修正，最終確定每口井的垂向單砂體沉積期次。采用沉積時間單元法、隔夾層法、韻律法、泥巖基線法及油氣顯示法5種方法結(jié)合平面變化特征分析，進行單砂體垂向分期。

1）沉積時間單元法。在相同沉積環(huán)境下連續(xù)沉積時，沉積時間相近的砂體距標志層的距離相等或近似。根據(jù)砂巖內(nèi)不同沉積環(huán)境下砂體的發(fā)育模式對比沉積時間單元，依據(jù)砂體距標志層的距離來判別砂體期次。對于河流沉積類型的砂體，沖刷、下切、疊加等沉積現(xiàn)象是經(jīng)常出現(xiàn)的，這給沉積時間單元的劃分對比帶來了一定困難，因此，在沉積時間單元劃分對比中必須進行識別，并運用已知的地質(zhì)概念指導(dǎo)對比工作的正確進行。

2）隔夾層法。層間隔層指縱向上層系或小層之間分布穩(wěn)定、具一定規(guī)模的泥巖層段。隔層的發(fā)育情況可以反映縱向上層間非均質(zhì)的嚴重程度，對研究上下油層的非連通性、劃分開發(fā)層系及在同一開發(fā)層系內(nèi)阻擋流體的垂向滲流都具有重要意義。

3）韻律法。單砂體內(nèi)碎屑顆粒的粒度大小在垂向上的變化稱為粒度韻律，它受沉積環(huán)境和沉積方式的控制，不同韻律單砂體的滲透率在單砂體剖面上的變化特征不一致。

4）泥巖基線法。泥巖段的自然伽馬（GR）曲線近似為一條直線，即泥巖基線。滲透性地層偏離泥巖基線的幅度主要與巖性及流體性質(zhì)有關(guān)，粒度粗、分選好、滲透性好的砂巖偏離泥巖基線的幅度越大。

5）油氣顯示法。低滲透氣藏的含氣情況與儲層物性密切相關(guān)，而儲層物性與曲線形態(tài)、幅度、隔夾層的發(fā)育有關(guān)。利用油氣顯示差異結(jié)合韻律特征、基線偏移及隔夾層發(fā)育可以輔助劃分單砂體。

2.2 曲線定位

利用測井曲線識別各期次的砂體，總結(jié)主力層位的單砂體發(fā)育模式。大牛地氣田GR曲線是區(qū)分巖性的關(guān)鍵參數(shù)?；诠^(qū)辮狀河沉積模式，結(jié)合不同沉積微相的測井響應(yīng)特征，識別出心灘、河道充填等GR典型曲線形態(tài)［4］。利用GR典型曲線形態(tài)在單井點進行沉積微相的識別（表1），初步明確大面積連通的辮流帶邊界。利用連井剖面與典型曲線平面展布交互分析，初步預(yù)測河道的展布方向及范圍。

表1 盒1段典型巖石相及測井相特征表

2.3 側(cè)向劃界

基于辮流帶及辮狀河道的識別，通過大量密井網(wǎng)的解剖對比判斷單一心灘走向，再考慮沉積模式控制形態(tài)的因素，順水流方向?qū)π臑┡c辮狀河道的平面組合關(guān)系及展布形態(tài)進行綜合分析［5］，確定水道與心灘的組合關(guān)系及心灘的形態(tài)。為了精準刻畫辮狀河道和心灘的規(guī)模，本次應(yīng)用野外露頭、巖心觀察及密井網(wǎng)解剖來確定心灘規(guī)模［6］。實地野外觀察選取山西保德、柳林剖面，它們與大牛地氣田同屬北部物源，沉積體系、環(huán)境及砂體類型具有高度相似性。通過對與物源方向近于垂直剖面的精細描述和測量，實測單期心灘規(guī)模較小，寬度為30～200 m，厚度以1～5 m 為主，寬厚比為30～60。根據(jù)野外露頭觀察結(jié)果，結(jié)合密井網(wǎng)解剖，明確單期心灘厚度為1～3 m，寬度為200～300 m，長度為100～400 m。根據(jù)砂體構(gòu)型研究成果繪制砂體厚度分布等值線圖（圖1）。

通過統(tǒng)計研究區(qū)內(nèi)盒1 段氣井的鉆遇顯示情況，綜合分析測井及水平段的錄井資料，明確心灘厚度和心灘長度的分布區(qū)間（圖2、圖3）。從圖2和圖3可知，大28 井區(qū)有效砂體規(guī)模小，且呈透鏡狀分布在大段致密砂巖之中，有效厚度／砂巖厚度的比值介于0.3～0.5，疊置關(guān)系復(fù)雜，儲層針對性改造難度大。

圖1 盒11小層①期單砂體厚度分布等值線圖

圖2 大28井區(qū)盒1段心灘厚度分布區(qū)間圖

圖3 大28井區(qū)盒1段心灘長度分布區(qū)間圖

3 差異化儲層改造

為了實現(xiàn)大28 井區(qū)盒1 段氣藏的高效開發(fā)調(diào)整，開展地質(zhì)工程一體化攻關(guān)研究，基于儲層精細構(gòu)型實施差異化儲層改造，改善氣藏開發(fā)效果。致密氣藏由于儲層物性差及儲層泄流面積小，單井產(chǎn)氣量低或基本無產(chǎn)氣量，因而無經(jīng)濟效益。通過壓裂改造，擴大改造體積，增加泄流面積，可以大幅度提高單井產(chǎn)氣量［7］。大牛地氣田自2012 年開始采用水平井進行大規(guī)模開發(fā)，形成了以裸眼預(yù)置管柱管外封隔器分段壓裂為主的水平井改造工藝技術(shù)，該工藝雖然作業(yè)周期短，但缺點是壓后不能實現(xiàn)井筒全通徑，從而影響后期產(chǎn)氣剖面測試和措施維護作業(yè)［8］。隨著氣田進入調(diào)整階段，儲層物性更差，常規(guī)的壓裂改造工藝技術(shù)已不能滿足開發(fā)要求。如何提高壓裂改造技術(shù)的針對性及有效性是亟需解決的問題，因此開展了針對儲層特征的全通徑分段壓裂工藝研究。通過前期的探索試驗，將裸眼封隔器分段壓裂工藝優(yōu)化為可溶橋塞分段壓裂工藝，該工藝可以縮小段間距，精確控制起縫位置，可增大單段壓裂規(guī)模，提高改造效果［9］。但是由于受到沉積條件、儲層展布的限制，壓裂改造方式需要根據(jù)實際地質(zhì)條件進行優(yōu)化，應(yīng)基于有效砂體的疊置特征優(yōu)化壓裂改造設(shè)計思路［10］。針對疊合區(qū)和非疊合區(qū)進行差異化改造，非疊合區(qū)采取小排量造長縫（大井距）或分級多簇（小井距），盡量增加縫控儲量。疊合區(qū)通過大規(guī)模穿層壓裂可以溝通更多的縱向灘壩（圖4）。同時充分利用疊合區(qū)儲層自身的滲流能力，通過開展氣井初期產(chǎn)量與壓裂參數(shù)的擬合、產(chǎn)能敏感性分析［11］，明確疊合區(qū)儲層合理的壓裂間距。通過分析統(tǒng)計盒1段氣井的壓裂段間距、加砂量、入地液量與初期產(chǎn)氣量的關(guān)系，研究表明心灘有利區(qū)平均初期穩(wěn)定產(chǎn)氣量為3.0×104m3／d，對應(yīng)的段間距小于等于90 m，加砂量大于等于750 m3，總液量大于等于5 600 m3。

圖4 疊合區(qū)大規(guī)模穿層改造示意圖

近年來為進一步降低作業(yè)成本，國內(nèi)外都開始采用石英砂替代陶粒［12］，部分地區(qū)支撐劑已全部采用石英砂，由此可降低完井成本近20%［13］。大牛地氣田大28 井區(qū)在壓裂改造工藝和改造方式設(shè)計優(yōu)化的基礎(chǔ)上積極推進低成本戰(zhàn)略，采用石英砂替代陶粒［14］和優(yōu)化液氮伴注比例等提效降本手段，實現(xiàn)低成本高效改造。根據(jù)不同石英砂、陶粒比例下的導(dǎo)流能力實驗結(jié)果，優(yōu)化了石英砂替代陶粒的比例并進行推廣應(yīng)用，大牛地氣田應(yīng)用56 口井，累計使用石英砂8 561.8 m3，累計節(jié)約支撐劑成本1 297.8 萬元。建立加入液氮后液體濾失模型，通過分析認為，由于壓裂段的最后三段返排壓差較大、能量充足，因此將全壓裂段液氮伴注優(yōu)化為最后三段進行液氮伴注。優(yōu)化前2019年的見氣周期為10.7 d，優(yōu)化后2020 年的見氣周期為7.2 d，通過對比這兩年的見氣周期，在實施液氮伴注方式優(yōu)化后，返排效果基本未受影響，已在大牛地氣田77 口井得到應(yīng)用，節(jié)約試氣成本1 280.2萬元。

通過開展單砂體精細描述，儲層表征精度逐步提高，盒1段氣藏強非均質(zhì)儲層水平井氣層鉆遇率由54%提高到72%。通過采用可溶橋塞分段壓裂工藝，基于有效砂體疊置特征，采取差異化改造措施，疊合區(qū)通過大規(guī)模、密切割，溝通了更多的縱向灘壩，非疊合區(qū)采取小排量造長縫，增加縫控儲量，單井產(chǎn)氣量由前期的 2.50 × 104m3／d 提高到 3.78 ×104m3／d，平均單井產(chǎn)氣量提高了50%。

4 結(jié)論

1）形成了以“垂向分期、曲線定位、側(cè)向劃界”為核心的構(gòu)型刻畫方法，實現(xiàn)了灘壩的精細刻畫。

2）采用可溶橋塞分段壓裂工藝，基于有效砂體疊置特征，采取差異化改造措施，平均單井產(chǎn)氣量提高了50%。