羅 靜 李開發(fā) 高雅潔 冉麗君 李旭成 朱 亮

（中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川 江油 621741）

0 引言

致密氣已成為全球非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域［1]，國內(nèi)致密氣勘探開發(fā)成果主要集中在鄂爾多斯盆地及四川盆地［2]。四川盆地致密氣勘探形勢好［3-4]，川西地區(qū)致密氣河道砂體分布廣泛，資源潛力大，自1977年在平落壩、大興西發(fā)現(xiàn)侏羅系沙溪廟組氣藏以來，累計(jì)產(chǎn)氣量超5×108m3，但是目前對川西南部研究程度較低［5-7]。近年來在觀音寺區(qū)塊部署實(shí)施GQ1井，測試產(chǎn)氣量為10.81×104m3／d，成功打開了川西南部地區(qū)致密砂巖氣勘探開發(fā)的新局面。觀音寺區(qū)塊沙溪廟組氣藏沙二段8號河道砂組分布廣泛，含氣性較好，且與川中地區(qū)對應(yīng)關(guān)系較好，具有良好的勘探開發(fā)前景。目前，川西南部沙溪廟組致密砂巖氣藏生產(chǎn)井較少，且GQ1井為觀音寺區(qū)塊的第一口水平井，對其開發(fā)生產(chǎn)規(guī)律等方面的認(rèn)識還存在一定的不足。筆者通過氣藏地質(zhì)與生產(chǎn)動態(tài)特征相結(jié)合的手段明確了氣藏產(chǎn)能特征及主控因素，并采用類比法確定了氣藏的合理配產(chǎn)量。

1 氣藏地質(zhì)特征

GQ1井位于觀音寺構(gòu)造沙溪廟組8號砂組之上，該構(gòu)造由深至淺形態(tài)變化較小，各層高點(diǎn)位置、軸向移動較小，繼承性較好。鉆揭的地層由下至上依次為須家河組、自流井組、沙溪廟組、遂寧組及蓬萊鎮(zhèn)組。

1.1 構(gòu)造特征

觀音寺構(gòu)造位于四川盆地川西坳陷熊坡構(gòu)造帶東北端，西為大興鼻狀隆起帶，東鄰蘇碼頭—鹽井溝構(gòu)造。構(gòu)造軸部地表出露侏羅系蓬萊鎮(zhèn)組，翼部出露白堊系天馬山組、夾關(guān)組和灌口組，地面侏羅系構(gòu)造形態(tài)多為不對稱箱狀，軸面及斷面多傾向東南［8-9]。地下構(gòu)造以斷層為界，構(gòu)造兩翼的大斷層是形成該區(qū)沖斷褶皺構(gòu)造的主要地質(zhì)成因，研究區(qū)共發(fā)育兩組四條斷層，即熊坡斷裂帶熊1、熊2斷層與熊坡斷裂上盤的反向斷層熊3、熊4。熊1斷層下盤為觀音寺潛伏構(gòu)造，與上盤淺層構(gòu)造的斷高落差達(dá)1 600 m，為低幅度褶皺背斜構(gòu)造，GQ1井位于觀音寺潛伏構(gòu)造北部平緩的背斜構(gòu)造帶（圖1）。

圖1 觀音寺區(qū)塊侏羅系沙溪廟組頂界地震反射構(gòu)造與含氣面積疊合圖

1.2 儲層特征

沙溪廟組是侏羅系中統(tǒng)一套以三角洲相為主的巨厚砂泥沉積，以“葉肢介頁巖”之頂將其劃分為沙一段和沙二段，目前已證實(shí)的含氣砂體主要位于沙二段，以河流相沉積為主，發(fā)育河道、河道邊灘等亞相，其中河道邊灘主要發(fā)育細(xì)—中砂巖，為有利沉積微相。觀音寺區(qū)塊沙溪廟組8號砂組巖性以長石砂巖、巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，粒度以中—細(xì)粒為主，分選中等—好，顆粒以次棱狀為主。根據(jù)8號砂組地震振幅切片預(yù)測結(jié)果顯示，儲層厚度主要集中在8～32 m，局部發(fā)育儲層厚值區(qū)，儲層橫向分布較為穩(wěn)定，順河道方向儲層連通性較好，GQ1井沿河道方向鉆井，其儲層厚度與鄰井基本一致（圖2）。

圖2 觀音寺區(qū)塊沙溪廟組8號砂組振幅屬性圖

觀音寺區(qū)塊沙溪廟組共有8口取心井，通過對644個(gè)樣品的常規(guī)物性分析可知，8號砂組單井儲層平均孔隙度介于9.1%～14.6%，明顯優(yōu)于其他砂組，單井平均滲透率介于0.03～0.35 mD，略優(yōu)于其他砂組，總體上表現(xiàn)為中—低孔隙度、低—特低滲透率儲層特征，孔隙度、滲透率相關(guān)性較好，以孔隙型儲層為主（圖3）。此外，從圖3b可以看出，區(qū)域滲透率級差大，儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，GQ1井平均滲透率僅為0.03 mD，屬于特低滲透率儲層，但該井水平段達(dá)850 m，采取儲層改造工藝后仍可獲得較高的產(chǎn)能。

圖3 觀音寺區(qū)塊沙溪廟組巖心物性分布特征圖

2 氣藏生產(chǎn)動態(tài)特征

1）大部分氣井在生產(chǎn)初期產(chǎn)量及壓力下降較快，低壓低產(chǎn)量階段能保持較長的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，表明地層有能量但供氣能力不足

對部分開發(fā)井生產(chǎn)狀況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果表明，氣井在投產(chǎn)初期的2個(gè)月內(nèi)壓力、產(chǎn)量都有不同程度的下降，投產(chǎn)初期井口套壓平均遞減率為38.92%，油壓平均遞減率為44.69%，日產(chǎn)氣量平均下降36.33%。從單井采氣曲線上看，氣井生產(chǎn)不存在穩(wěn)產(chǎn)期，在生產(chǎn)早期基本上不能保持穩(wěn)定生產(chǎn)，壓力、產(chǎn)量下降快，但是當(dāng)氣井生產(chǎn)一段時(shí)間后，處于低壓低產(chǎn)階段，氣井壓力、產(chǎn)量下降明顯減緩，能基本維持穩(wěn)定生產(chǎn)（圖4）。截至2021年底，各井生產(chǎn)穩(wěn)定，2個(gè)月時(shí)間井口套壓變化率為-0.25%，油壓變化率為-1.56%，產(chǎn)氣量無變化。

圖4 觀音寺區(qū)塊D23井采氣曲線圖

2）低產(chǎn)氣井在生產(chǎn)后期會進(jìn)入間歇生產(chǎn)期

部分氣井隨著地層壓力下降，產(chǎn)能逐漸下降。當(dāng)井口壓力和產(chǎn)能下降到一定低限值時(shí)，需要關(guān)井恢復(fù)壓力，直到井筒底端壓力與地層靜壓平衡，井口壓力恢復(fù)到一定值時(shí)，再次開井生產(chǎn)［10]。

3）氣驅(qū)氣藏特點(diǎn)突出，邊底水不活躍

觀音寺區(qū)塊沙溪廟組氣藏生產(chǎn)后期零星氣井見地層水，目前僅D29井產(chǎn)水，日產(chǎn)氣量為0.1×104m3，日產(chǎn)水量為0.2～0.3 m3。根據(jù)水分析結(jié)果顯示，水型為CaCl2，Cl-含量介于25.20～39.24 g／L，總礦化度介于44.2～58.5 g／L，含Ba2+、Sr2+等地層水特征離子。氣藏已完鉆井在鉆井及測試中均未產(chǎn)水，測井解釋也未見水層，表明在含氣范圍內(nèi)無水體。同時(shí)氣藏地層壓力和產(chǎn)氣量下降較快，無穩(wěn)產(chǎn)期，主要依靠其自身的驅(qū)動能量進(jìn)行開采，氣驅(qū)氣藏特點(diǎn)突出。

3 氣藏產(chǎn)能特征

致密砂巖氣藏巖石儲層滲透率低，孔隙尺度小，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，單井測試產(chǎn)能差異較大，筆者結(jié)合GQ1井鉆井工藝、測試及測壓情況，優(yōu)選產(chǎn)能計(jì)算模型，明確了氣藏產(chǎn)能特征及主控因素。

1）采用“陳元千”一點(diǎn)法計(jì)算GQ1井無阻流量為（17.01～18.90）×104m3／d

GQ1井于2021年6月10日排液結(jié)束后關(guān)井復(fù)壓，6月17日下入電子壓力計(jì)測得產(chǎn)層中部地層壓力為13.474 MPa，6月18日放噴測試產(chǎn)氣量為10.81×104m3，利用井口油壓8.38 MPa，按純氣柱折算至產(chǎn)層中部流動壓力為9.884 MPa，計(jì)算無阻流量為17.01×104m3／d。6月19日在套管放噴過程中采用電子壓力計(jì)進(jìn)行井底流動壓力監(jiān)測，測試產(chǎn)量7.95×104m3／d下測點(diǎn)流動壓力為10.295 MPa，平均流動壓力梯度為0.16 MPa／100 m，利用測試產(chǎn)量10.81×104m3／d對應(yīng)井口油壓8.40 MPa，按平均流動壓力梯度折算至產(chǎn)層中部流動壓力為10.538 MPa，計(jì)算無阻流量為18.90×104m3／d。

GQ1井流壓與靜壓差值占地層壓力的21.14%～26.64%，“陳元千”一點(diǎn)法［11-12]較為適用，結(jié)合測試期間的排液情況，認(rèn)為GQ1井無阻流量為（17.01～18.90）×104m3／d較為可靠。

根據(jù)測試產(chǎn)氣量計(jì)算GQ1井千米井深測試產(chǎn)量為8.09×104m3／（km·d）。從放噴排液后期的情況來看，不同測試產(chǎn)量下，油壓均相對穩(wěn)定，氣井具備一定的穩(wěn)產(chǎn)能力。

2）單井測試產(chǎn)能差異較大，水平井能有效提高單井產(chǎn)能

觀音寺區(qū)塊沙溪廟組氣藏儲層表現(xiàn)為中—低孔隙度、低—特低滲透率特征，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，氣井獲得較高產(chǎn)能需要處于物性較好的區(qū)域，且需要合理的儲層改造體積。因儲層發(fā)育、井型及改造措施的不同，造成單井測試產(chǎn)能差異大，目前氣藏完成試油測試井17口（8號砂組14口），其中11口井獲工業(yè)氣流，測試產(chǎn)量為（0.31～10.81）×104m3／d，無阻流量為（0.42～16.52）×104m3／d。其中直井無阻流量為（0.42～1.33）×104m3／d，斜井無阻流量為（0.85～3.74）×104m3／d。GQ1井為觀音寺區(qū)塊8號砂組第一口水平井，無阻流量較同套砂組直井、斜井有明顯提高，實(shí)鉆效果證明水平井能有效地提高單井產(chǎn)能。

鄰區(qū)八角場區(qū)塊開發(fā)證實(shí)不同井型單井產(chǎn)量差異大，水平井的初期產(chǎn)量是直井、斜井的3倍以上［13]，證明水平井能有效連通氣藏，增大滲流面積，對于致密氣藏具有顯著的開發(fā)效果。

3）氣井自然產(chǎn)能低，壓裂改造能有效地改善氣井滲流能力，增產(chǎn)效果顯著

觀音寺區(qū)塊沙溪廟組氣藏主要為孔隙型儲層，滲透能力差，需要與裂縫搭配才能形成相對高產(chǎn)。區(qū)內(nèi)直井大多數(shù)采用射孔方式開展測試，僅D23井測試產(chǎn)氣量為0.31×104m3／d，區(qū)內(nèi)斜井多采用小型加砂壓裂的方式進(jìn)行測試，支撐劑用量介于29.7～51.0 m3，測試產(chǎn)量介于（0.55～2.18）×104m3／d，較未實(shí)施加砂壓裂的直井測試產(chǎn)量高，GQ1井實(shí)施大規(guī)模加砂壓裂，用砂量合計(jì)2 880.92 m3，測試產(chǎn)氣量約為小型加砂壓裂井的5～20倍。

結(jié)果表明，8號砂組儲層具有良好的可改造潛力，微氣井通過增產(chǎn)改造可以提高單井產(chǎn)能，氣井通過小型加砂壓裂等增產(chǎn)措施能獲得工業(yè)產(chǎn)能，同時(shí)相比于直井、斜井壓裂改造測試產(chǎn)量，水平井改造增產(chǎn)效果顯著。

4）氣井產(chǎn)能受控于優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育程度，富氣程度影響單井產(chǎn)能大小

觀音寺區(qū)塊沙溪廟組氣藏8號砂組各井無阻流量與儲層厚度、孔隙度具有一定的相關(guān)性（圖5），表明儲層越發(fā)育，氣井無阻流量越大。同時(shí)各井的儲能系數(shù)與測試產(chǎn)量、無阻流量也呈正相關(guān)，表明單井產(chǎn)能大小與儲層的含氣程度呈正相關(guān)（圖6）。GQ1井為水平井，儲層厚度大，儲能系數(shù)大，單井產(chǎn)能高。

圖5 觀音寺區(qū)塊沙溪廟組8號砂組儲層厚度、孔隙度與無阻流量關(guān)系圖

圖6 觀音寺區(qū)塊沙溪廟組8號砂組直井、斜井儲能系數(shù)與測試產(chǎn)量、無阻流量關(guān)系圖

觀音寺區(qū)塊沙溪廟組氣藏整體為中低孔隙度、低滲透率孔隙型儲層，其中優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育于分流河道。氣藏8號砂組展布范圍廣且連片分布，D20、D23、D26、D27、GQ1等井對8號砂組測試均獲得工業(yè)天然氣流。因致密氣藏具有儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、滲透率及孔隙度較低、應(yīng)力敏感性強(qiáng)等特點(diǎn)，區(qū)塊測試井自然產(chǎn)能較低，但配合特殊工藝加壓裂改造能有效地提高單井產(chǎn)能，其中水平井結(jié)合大型加砂壓裂改造對單井產(chǎn)能提升尤為顯著。

5）綜合地質(zhì)和工程因素，分析川西南部沙溪廟組氣藏產(chǎn)能主要受工程因素影響

采用灰色關(guān)聯(lián)分析法來描述各個(gè)因素間關(guān)系的強(qiáng)弱、大小和次序。將孔隙度、滲透率、含水飽和度、儲能系數(shù)、壓力系數(shù)、儲層厚度及儲層體積7個(gè)地質(zhì)參數(shù)，簇?cái)?shù)、射孔個(gè)數(shù)、前置液用量、攜砂液用量、壓裂液總量、支撐劑量、裂縫長度及壓裂改造體積8個(gè)工程參數(shù)，按照以下步驟進(jìn)行計(jì)算：①列好比較序列；②數(shù)據(jù)的無量綱化處理；③求取差序列；④求兩級最大差、最小差；⑤計(jì)算關(guān)聯(lián)系數(shù)。分析得到川西南部沙溪廟組氣藏氣井支撐劑用量、壓裂改造體積、前置液對無阻流量的影響較大，地質(zhì)因素中以儲能系數(shù)及儲層體積對無阻流量的影響較大，總體來看工程因素對無阻流量的影響普遍大于地質(zhì)因素。

4 氣藏合理配產(chǎn)

GQ1井含氣面積為0.71 km2，計(jì)算地質(zhì)儲量為（1.62～2.00）×108m3，具有一定的儲量基礎(chǔ)。通過對區(qū)塊早期直井、斜井靜動態(tài)資料的分析，目前對氣藏靜動態(tài)特征取得了一定的認(rèn)識，但是因GQ1井為觀音寺區(qū)塊沙溪廟組氣藏的第一口水平井，對開發(fā)生產(chǎn)規(guī)律等方面的認(rèn)識還存在一定的不足，試采規(guī)模主要采用類比法［14-17]加以確定。

筆者調(diào)研了四川盆地沙溪廟組多個(gè)致密砂巖氣藏，發(fā)現(xiàn)JQ氣田沙二段8號砂組儲層及沉積特征與觀音寺區(qū)塊對應(yīng)關(guān)系較好。JQ氣田沙二1亞段上部8號砂組主要為曲流河邊灘沉積，發(fā)育厚層塊狀大套灰色中—細(xì)粒長石砂巖，長石含量為30%～40%，砂組厚度為15～35 m，面積約67.22 km2，規(guī)模較大。QL區(qū)塊沙二段儲層總體具有低孔隙度、特低滲透率特征，孔隙度分布在8%～15%，平均值為11.3%，滲透率主要分布在0.01～1.00 mD，平均值為0.57 mD，為孔隙型儲層。對比來看，川西南部與川中地區(qū)孔隙度基本一致，但滲透率明顯較低，微觀實(shí)驗(yàn)解釋結(jié)果表明GQ1井最大孔喉半徑為0.04～0.10 μm，QL16井最大孔喉半徑為0.1～1.0 μm，孔喉半徑的數(shù)量級差異是造成滲透率差異的直接原因。

JQ氣田8號砂組水平井改造方式與GQ1井相似。GQ1井采用“變粘滑溜水＋多簇射孔＋連續(xù)加砂”試油工藝進(jìn)行增產(chǎn)改造。QL區(qū)塊8號砂組大夾角水平井QL205-H1井、QL16井采用“少段多簇＋變粘滑溜水＋連續(xù)加小粒徑支撐劑”的方式擴(kuò)大改造體積；小夾角水平井QL203-H1井采用“多段少簇＋變粘滑溜水＋連續(xù)加大粒徑支撐劑”的方式擴(kuò)大改造體積。

JQ氣田8號砂組鉆井工藝、儲層及沉積特征與GQ1井對應(yīng)較好，且氣井生產(chǎn)情況好，因此采用類比法，借鑒JQ氣田已投產(chǎn)氣井配產(chǎn)原則和生產(chǎn)情況（表1）。JQ氣田8號砂組水平井配比1／8～1／3，GQ1井工藝改造應(yīng)排工作液18 076.90 m3，測試期間累計(jì)排液8 648.4 m3，余液9 428.5 m3，考慮投產(chǎn)初期帶液生產(chǎn)，因此適當(dāng)提高氣井配產(chǎn)，按無阻流量最小值17.01×104m3／d的1／5～1／3確定配產(chǎn)，建議試采規(guī)模為（3～5）×104m3／d。

表1 JQ氣田8號砂組氣井穩(wěn)產(chǎn)情況表

5 結(jié)論

1）觀音寺區(qū)塊沙溪廟組儲層為中—低孔隙度、低—特低滲透率特征，非均質(zhì)性強(qiáng)，氣藏為氣驅(qū)氣藏，邊底水不活躍。氣藏總體產(chǎn)能低，早期快速遞減，中期低壓低產(chǎn)長期穩(wěn)產(chǎn)，后期產(chǎn)能不足轉(zhuǎn)為間歇生產(chǎn)井。

2）氣井自然產(chǎn)能低，壓裂改造能有效地改善氣井滲流能力，增產(chǎn)效果顯著，GQ1井測試無阻流量為（17.01～18.90）×104m3／d，平均無阻流量為17.96×104m3／d，較同套砂組直井、斜井有明顯提高，實(shí)鉆效果證實(shí)水平井能有效提高單井產(chǎn)能。

3）觀音寺區(qū)塊沙溪廟組8號砂組加砂壓裂前多為微氣井或井口無顯示，氣井自然產(chǎn)能低，相比于直井、斜井，水平井改造增產(chǎn)效果顯著，表明8號砂組儲層具有良好的可改造潛力，微氣井通過增產(chǎn)改造可以提高單井產(chǎn)能，壓裂改造能有效改善氣井滲流能力，增產(chǎn)效果顯著。

4）氣井產(chǎn)能受控于優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育程度，觀音寺區(qū)塊沙溪廟組8號砂組直井、斜井測試產(chǎn)量、無阻流量與測井解釋有效儲層儲能系數(shù)具有一定的相關(guān)關(guān)系，富氣程度影響單井產(chǎn)能大小。總體上工程因素對無阻流量的影響大于地質(zhì)因素。

5）GQ1井具有一定的儲量基礎(chǔ)，采用類比法，借鑒JQ氣田相似氣井的配產(chǎn)原則和生產(chǎn)情況，考慮投產(chǎn)初期帶液生產(chǎn)，按無阻流量最小值17.01×104m3／d的1／5～1／3確定試采規(guī)模，建議試采規(guī)模為（3～5）×104m3／d。