川西南部致密砂巖氣藏產能特征與合理配產分析
——以GQ1井為例

羅 靜 李開發 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天然氣勘探開發的重要領域［1]，國內致密氣勘探開發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、大興西發現侏羅系沙溪廟組氣藏以來，累計產氣量超5×108m3，但是目前對川西南部研究程度較低［5-7]。近年來在觀音寺區塊部署實施GQ1井，測試產氣量為10.81×104m3／d，成功打開了川西南部地區致密砂巖氣勘探開發的新局面。觀音寺區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，且與川中地區對應關系較好，具有良好的勘探開發前景。目前，川西南部沙溪廟組致密砂巖氣藏生產井較少，且GQ1井為觀音寺區塊的第一口水平井，對其開發生產規律等方面的認識還存在一定的不足。筆者通過氣藏地質與生產動態特征相結合的手段明確了氣藏產能特征及主控因素，并采用類比法確定了氣藏的合理配產量。

1 氣藏地質特征

GQ1井位于觀音寺構造沙溪廟組8號砂組之上，該構造由深至淺形態變化較小，各層高點位置、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、遂寧組及蓬萊鎮組。

1.1 構造特征

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

圖1 觀音寺區塊侏羅系沙溪廟組頂界地震反射構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，目前已證實的含氣砂體主要位于沙二段，以河流相沉積為主，發育河道、河道邊灘等亞相，其中河道邊灘主要發育細—中砂巖，為有利沉積微相。觀音寺區塊沙溪廟組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—細粒為主，分選中等—好，顆粒以次棱狀為主。根據8號砂組地震振幅切片預測結果顯示，儲層厚度主要集中在8～32 m，局部發育儲層厚值區，儲層橫向分布較為穩定，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 觀音寺區塊沙溪廟組8號砂組振幅屬性圖

觀音寺區塊沙溪廟組共有8口取心井，通過對644個樣品的常規物性分析可知，8號砂組單井儲層平均孔隙度介于9.1%～14.6%，明顯優于其他砂組，單井平均滲透率介于0.03～0.35 mD，略優于其他砂組，總體上表現為中—低孔隙度、低—特低滲透率儲層特征，孔隙度、滲透率相關性較好，以孔隙型儲層為主（圖3）。此外，從圖3b可以看出，區域滲透率級差大，儲層非均質性較強，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850 m，采取儲層改造工藝后仍可獲得較高的產能。

圖3 觀音寺區塊沙溪廟組巖心物性分布特征圖

2 氣藏生產動態特征

1）大部分氣井在生產初期產量及壓力下降較快，低壓低產量階段能保持較長的穩產時間，表明地層有能量但供氣能力不足

對部分開發井生產狀況進行統計分析結果表明，氣井在投產初期的2個月內壓力、產量都有不同程度的下降，投產初期井口套壓平均遞減率為38.92%，油壓平均遞減率為44.69%，日產氣量平均下降36.33%。從單井采氣曲線上看，氣井生產不存在穩產期，在生產早期基本上不能保持穩定生產，壓力、產量下降快，但是當氣井生產一段時間后，處于低壓低產階段，氣井壓力、產量下降明顯減緩，能基本維持穩定生產（圖4）。截至2021年底，各井生產穩定，2個月時間井口套壓變化率為-0.25%，油壓變化率為-1.56%，產氣量無變化。

圖4 觀音寺區塊D23井采氣曲線圖

2）低產氣井在生產后期會進入間歇生產期

部分氣井隨著地層壓力下降，產能逐漸下降。當井口壓力和產能下降到一定低限值時，需要關井恢復壓力，直到井筒底端壓力與地層靜壓平衡，井口壓力恢復到一定值時，再次開井生產［10]。

3）氣驅氣藏特點突出，邊底水不活躍

觀音寺區塊沙溪廟組氣藏生產后期零星氣井見地層水，目前僅D29井產水，日產氣量為0.1×104m3，日產水量為0.2～0.3 m3。根據水分析結果顯示，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水，測井解釋也未見水層，表明在含氣范圍內無水體。同時氣藏地層壓力和產氣量下降較快，無穩產期，主要依靠其自身的驅動能量進行開采，氣驅氣藏特點突出。

3 氣藏產能特征

致密砂巖氣藏巖石儲層滲透率低，孔隙尺度小，儲層非均質性強，單井測試產能差異較大，筆者結合GQ1井鉆井工藝、測試及測壓情況，優選產能計算模型，明確了氣藏產能特征及主控因素。

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

GQ1井于2021年6月10日排液結束后關井復壓，6月17日下入電子壓力計測得產層中部地層壓力為13.474 MPa，6月18日放噴測試產氣量為10.81×104m3，利用井口油壓8.38 MPa，按純氣柱折算至產層中部流動壓力為9.884 MPa，計算無阻流量為17.01×104m3／d。6月19日在套管放噴過程中采用電子壓力計進行井底流動壓力監測，測試產量7.95×104m3／d下測點流動壓力為10.295 MPa，平均流動壓力梯度為0.16 MPa／100 m，利用測試產量10.81×104m3／d對應井口油壓8.40 MPa，按平均流動壓力梯度折算至產層中部流動壓力為10.538 MPa，計算無阻流量為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”一點法［11-12]較為適用，結合測試期間的排液情況，認為GQ1井無阻流量為（17.01～18.90）×104m3／d較為可靠。

根據測試產氣量計算GQ1井千米井深測試產量為8.09×104m3／（km·d）。從放噴排液后期的情況來看，不同測試產量下，油壓均相對穩定，氣井具備一定的穩產能力。

2）單井測試產能差異較大，水平井能有效提高單井產能

觀音寺區塊沙溪廟組氣藏儲層表現為中—低孔隙度、低—特低滲透率特征，儲層非均質性強，氣井獲得較高產能需要處于物性較好的區域，且需要合理的儲層改造體積。因儲層發育、井型及改造措施的不同，造成單井測試產能差異大，目前氣藏完成試油測試井17口（8號砂組14口），其中11口井獲工業氣流，測試產量為（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，實鉆效果證明水平井能有效地提高單井產能。

鄰區八角場區塊開發證實不同井型單井產量差異大，水平井的初期產量是直井、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效果。

3）氣井自然產能低，壓裂改造能有效地改善氣井滲流能力，增產效果顯著

觀音寺區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。區內直井大多數采用射孔方式開展測試，僅D23井測試產氣量為0.31×104m3／d，區內斜井多采用小型加砂壓裂的方式進行測試，支撐劑用量介于29.7～51.0 m3，測試產量介于（0.55～2.18）×104m3／d，較未實施加砂壓裂的直井測試產量高，GQ1井實施大規模加砂壓裂，用砂量合計2 880.92 m3，測試產氣量約為小型加砂壓裂井的5～20倍。

結果表明，8號砂組儲層具有良好的可改造潛力，微氣井通過增產改造可以提高單井產能，氣井通過小型加砂壓裂等增產措施能獲得工業產能，同時相比于直井、斜井壓裂改造測試產量，水平井改造增產效果顯著。

4）氣井產能受控于優質儲層發育程度，富氣程度影響單井產能大小

觀音寺區塊沙溪廟組氣藏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性（圖5），表明儲層越發育，氣井無阻流量越大。同時各井的儲能系數與測試產量、無阻流量也呈正相關，表明單井產能大小與儲層的含氣程度呈正相關（圖6）。GQ1井為水平井，儲層厚度大，儲能系數大，單井產能高。

圖5 觀音寺區塊沙溪廟組8號砂組儲層厚度、孔隙度與無阻流量關系圖

圖6 觀音寺區塊沙溪廟組8號砂組直井、斜井儲能系數與測試產量、無阻流量關系圖

觀音寺區塊沙溪廟組氣藏整體為中低孔隙度、低滲透率孔隙型儲層，其中優質儲層主要發育于分流河道。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天然氣流。因致密氣藏具有儲層非均質性強、滲透率及孔隙度較低、應力敏感性強等特點，區塊測試井自然產能較低，但配合特殊工藝加壓裂改造能有效地提高單井產能，其中水平井結合大型加砂壓裂改造對單井產能提升尤為顯著。

5）綜合地質和工程因素，分析川西南部沙溪廟組氣藏產能主要受工程因素影響

采用灰色關聯分析法來描述各個因素間關系的強弱、大小和次序。將孔隙度、滲透率、含水飽和度、儲能系數、壓力系數、儲層厚度及儲層體積7個地質參數，簇數、射孔個數、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個工程參數，按照以下步驟進行計算：①列好比較序列；②數據的無量綱化處理；③求取差序列；④求兩級最大差、最小差；⑤計算關聯系數。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，地質因素中以儲能系數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因素。

4 氣藏合理配產

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

筆者調研了四川盆地沙溪廟組多個致密砂巖氣藏，發現JQ氣田沙二段8號砂組儲層及沉積特征與觀音寺區塊對應關系較好。JQ氣田沙二1亞段上部8號砂組主要為曲流河邊灘沉積，發育厚層塊狀大套灰色中—細粒長石砂巖，長石含量為30%～40%，砂組厚度為15～35 m，面積約67.22 km2，規模較大。QL區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孔隙度基本一致，但滲透率明顯較低，微觀實驗解釋結果表明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＋連續加砂”試油工藝進行增產改造。QL區塊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＋連續加小粒徑支撐劑”的方式擴大改造體積；小夾角水平井QL203-H1井采用“多段少簇＋變粘滑溜水＋連續加大粒徑支撐劑”的方式擴大改造體積。

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

表1 JQ氣田8號砂組氣井穩產情況表

5 結論

1）觀音寺區塊沙溪廟組儲層為中—低孔隙度、低—特低滲透率特征，非均質性強，氣藏為氣驅氣藏，邊底水不活躍。氣藏總體產能低，早期快速遞減，中期低壓低產長期穩產，后期產能不足轉為間歇生產井。

2）氣井自然產能低，壓裂改造能有效地改善氣井滲流能力，增產效果顯著，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，實鉆效果證實水平井能有效提高單井產能。

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

4）氣井產能受控于優質儲層發育程度，觀音寺區塊沙溪廟組8號砂組直井、斜井測試產量、無阻流量與測井解釋有效儲層儲能系數具有一定的相關關系，富氣程度影響單井產能大小?？傮w上工程因素對無阻流量的影響大于地質因素。

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