普光地區千佛崖組致密砂巖-頁巖氣藏開發技術對策

付德奎

（中國石化中原油田分公司勘探開發研究院，河南 濮陽 457001）

我國致密氣資源主要分布在鄂爾多斯、塔里木、四川等盆地［1-3］。其中，四川盆地是我國重要的天然氣勘探開發基地，蘊藏豐富的天然氣資源。經過幾十年的勘探，四川盆地已取得了良好的勘探開發效果［4］，陸相地層致密氣潛力巨大，特別是在中生界己發現多個中型氣田，展示了良好的勘探前景。

普光地區侏羅系千佛崖組致密砂巖、 頁巖儲層發育［5-8］，非均質性強［9-10］，氣藏為縱向疊合氣藏（即致密砂巖-頁巖氣藏）。與鄂爾多斯盆地致密砂巖氣藏相比，普光地區千佛崖組氣藏儲層非均質性較強，縱橫向上儲層特征和儲集性能差異大，開發潛力不明確； 且相較于常規致密砂巖氣藏，頁巖氣藏中常見吸附氣與游離氣，還需解決儲集體內不同巖性導致的物性問題［11］。上述2 種因素導致此類疊合氣藏開發難度大［12-14］，而目前尚未形成氣藏規模效益開發技術對策。

鑒于此，本文采用多種方法優化開發參數，根據類似氣藏開發經驗明確氣藏開發潛力，并提出一套有針對性的氣藏開發技術對策，為同類氣藏開發提供技術借鑒。

1 氣藏基本特征對比

普光地區位于川東高陡斷褶帶的東北段與大巴山沖斷褶皺帶的雙重疊加構造區，整體呈NEE 向延伸，千佛崖組自下而上劃分為千一段、千二段和千三段。千一段劃分為6 套層（1—6 層），其中，5 層為致密砂巖儲層，3 層為頁巖儲層，其他為非儲層。千一段3 層巖性以黑色泥巖、紋層狀泥巖為主，夾薄砂條。頁巖氣受儲層孔隙度和總有機碳質量分數（TOC）控制，相對優質儲層含氣量一般大于6 m3/t。

根據儲層特征、天然氣組分、氣藏特征等對比分析結果，以及千一段5 層致密氣與3 層頁巖氣儲層的縱向發育關系，綜合確定2 套層適合分層開采。

1.1 儲層特征

由于千一段5 層致密砂巖氣藏與3 層頁巖氣藏儲層巖石類型及組成差異大，其孔隙類型、物性條件、儲層滲流規律、展布規律不同，壓裂改造工藝選擇需求不同，且不適合一套井網開發（見表1）。

1.2 天然氣組分

從P3 井千佛崖組天然氣組分數據（見表2）可看出，樣品1，2 屬致密砂巖氣藏，樣品3，4 屬頁巖氣藏，其天然氣組分整體相似。由圖1（圖中百分數為凝析油質量分數）可知，氣藏開發過程中最大凝析油質量分數為4%，屬于低含凝析油凝析氣藏，可在初期采用衰竭式開發，后期再攻關注氣提高采收率技術。

圖1 P4 井PVT 相圖Fig.1 PVT phase diagram of Well P4

1.3 氣藏特征

千一段5 層致密砂巖氣藏與3 層頁巖氣藏地層溫度、氣藏類型、儲量豐度等相近，但試井解釋物性差異較大，2 套層單層開采具有一定的開發價值（見表3）。

表3 千一段5 層致密砂巖氣藏與3 層頁巖氣藏特征對比Table 3 Comparison of characteristics of layer 5 tight sandstone gas reservoir and layer 3 shale gas reservoir in Qian 1 Member

1.4 縱向發育關系

千一段5-1 與5-2 小層致密氣隔層厚度在4～8 m，可通過階梯或大斜度水平井貫穿2 套小層，局部也可采用大規模壓裂進行貫通。5 層致密砂巖氣藏與3層頁巖氣藏有利區隔層厚度在20～30 m，厚度較大，不利于單井開發2 套層系，會浪費較多水平井進尺。同時，由于儲層條件和壓裂工藝差異較大，綜合考慮地質特征與開發技術對策需求（見表4），建議千一段5 層致密砂巖氣藏和3 層頁巖氣藏采用2 套井網分別開發。

2 開發井型優選

千一段5 層致密砂巖氣藏河道期次單一，砂體發育較集中（見圖2。圖中SP 為自然電位，RD 為電阻率，H 為深度，黃色為氣層，黑線為層界線，黑虛線為小層界線）。據類似氣藏開發經驗（如圖3 所示，鄂爾多斯盆地致密氣典型區塊水平井與直井產量倍數比為2.3～3.7），本區5 層致密砂巖氣藏采用水平井開發有利于連通多個砂體，提高單井泄流范圍、注采能力、單井產量和儲量控制程度，有利于地面生產管理。

圖2 千一段5 層連井氣層對比Fig.2 Gas layer comparison of connecting wells of layer 5 in Qian 1 Member

圖3 鄂爾多斯盆地致密氣典型區塊水平井與直井產量倍數比Fig.3 Production multiple ratio of horizontal wells to straight wells in typical blocks of tight gas in Ordos Basin

目前，鄂爾多斯盆地和長寧區塊頁巖氣開發通常采用水平井常規雙排型以及單排型布井模式［20］（見圖4。其中：圖4a 中彩色線段為不同水平井井軌跡，下同；圖4b 中彩色實心圈為不同井臺；圖4c 中L1為水平段長度（1 500 m），L2為靶前距（50 m），L3為兩井間防碰距（200 m），L4為井距（400 m），H1為造斜點（深度介于1 600～1 800 m）； 圖4d 中實線為不同水平井水平段，虛線為不同水平井造斜段，彩色實心圈為不同井組）。由于勺型井網單平臺所轄井數多，靶前距較短，為最大限度地提高資源動用率，先導試驗區采用勺型布井模式開發（見表5）。

圖4 水平井布井模式示意Fig.4 Schematic diagram of horizontal well layout pattern

表5 不同水平井布井模式特點對比Table 5 Comparison of characteristics of different horizontal well layout patterns

3 水平段長度優化

3.1 地質特征分析

千一段5 層發育水下分流河道及砂壩砂體。由圖5（圖中橘黃色代表砂體）可知，連井方向上（即順河道方向），1#砂體分布相對穩定而連續，且氣層厚度較大，具備實施長水平段鉆井的地質基礎。

圖5 千一段5 層砂體分布連井剖面Fig.5 Sand body distribution of connecting well profile in layer 5 of Qian 1 Member

3.2 經驗類比

據蘇里格、慶陽等致密砂巖氣藏開發統計經驗，水平井初期產氣量（Q）與水平段長度×儲層有效滲透率（LK） 的關系曲線如圖6 所示。當K 為0.09×10-3μm2時，Q 為5×104m3/d，L 在1 400～1 600 m（考慮有效儲層鉆遇率在60%～70%）。根據國內外頁巖氣開發經驗（見表6），水平段長度約為1 000～2 000 m，結合本區千佛崖組頁巖氣藏地質情況，水平井段長度為1 500 m。

圖6 蘇里格氣田Q 與LK 的關系Fig.6 Relationship between Q and LK in Sulige gas field

表6 國內外頁巖氣水平井水平段長度與井距統計Table 6 Length and spacing statistics of shale gas horizontal wells at home and abroad

3.3 理論計算

采用經濟合理井距法（見圖7）、經濟極限井距法（見圖8）和單井最小控制儲量法（見圖9）評價致密砂巖氣藏水平井井距。當有利區平均儲量豐度為1.0×108m3/km2時，考慮水平段長度為1 500 m，則經濟合理水平井排距為600 m×2 200 m（由井控面積折算，下同）。

圖7 致密砂巖氣藏經濟合理井控面積與儲量豐度的關系Fig.7 Relationship between economically reasonable well control area and reserve abundance in tight sandstone gas reservoirs

圖8 致密砂巖氣藏經濟極限井控面積與儲量豐度的關系Fig.8 Relationship between economic limit well control area and reserve abundance of tight sandstone gas reservoirs

圖9 致密砂巖氣藏最小控制儲量下井控面積與儲量豐度的關系Fig.9 Relationship between well control area and reserve abundance under minimum controlled reserves in tight sandstone gas reservoirs

4 開發井距評價

類比鄂爾多斯盆地致密砂巖氣藏（見圖10），當本區致密砂巖氣藏儲量豐度為1.0×108m3/km2時，井控儲量約為0.5 km2，合理直井排距為600 m×800 m?？紤]水平井長度為1 500 m，則水平井排距為600 m×2 300 m。

圖10 致密砂巖氣藏直井井控面積與儲量豐度的關系Fig.10 Relationship between vertical well control area and reserve abundance in tight sandstone gas reservoirs

根據國內外頁巖氣開發經驗，水平井井距約為200～400 m；同時，根據瀘州區塊開發經驗（見圖11），當水平井井距在400 m 時，具有較好內部收益率，并且井間干擾較小。因此，綜合設計本區塊頁巖氣水平井排距為400 m×2 000 m。

圖11 長寧區塊單井內部收益率與井距的關系Fig.11 Relationship between internal rate of return of single well and well spacing in Changning block

5 單井生產指標評價

根據氣藏特征并借鑒同類氣藏開發實踐經驗（見圖12），初步評價本區千佛崖組致密砂巖氣藏前3 年配產約為3×104m3/d，單井可采儲量約為0.60×108m3。

圖12 蘇里格氣田典型Ⅱ類儲層水平井生產曲線Fig.12 Production curve of typical class Ⅱreservoir horizontal wells in Sulige gas field

本區千佛崖組頁巖氣藏地質特征和生產能力總體介于長寧區塊Ⅰ—Ⅲ類儲層（見表7），初步評價頁巖氣藏單井第1 年配產為3.5×104m3/d，單井可采儲量為0.47×108m3。

表7 寧201 井區頁巖氣井產能分類評價結果Table 7 Evaluation results of production capacity classification for shale gas wells in Changning Ning 201 well area

6 開發潛力評價

參照蘇里格氣田建立了含氣區致密氣儲層評價標準，落實研究區有利區面積為46.5 km2，天然氣地質儲量為37.2×108m3。對標長寧區塊評價頁巖氣儲層特征及開發有利區，綜合考慮多種因素，確定研究區潛力區面積為162.8 km2，天然氣地質儲量為221.53×108m3。

本研究以Ⅰ+Ⅱ類儲層發育、儲層品質優、開發效果好的千一段5 層致密砂巖、3 層頁巖作為主要目標，采取“平臺部署+叢式井組”“水平井+分段體積壓裂”及“工廠化作業+撬裝化采氣”的方式，充分利用地下地面資源，提高單井產量和建設效率。本著最大限度提高資源動用率和單井產量的原則，采用整體部署、分區實施、接替穩產、優化調整方案等技術手段實現氣藏規模效益開發。千一段5 層致密砂巖氣藏共部署水平井24 口，為控制砂體，部署直（定向）井12 口；3 層頁巖氣藏共部署水平井158 口。預測共建成年產能6.5×108m3（頁巖氣藏占比76.9%），穩產期7 a，預測期末累計產氣76.5×108m3（頁巖氣藏占比77.5%）（見圖13）。按照凝析油氣油比1.26×104m3/m3、密度0.772 t/m3計算，可累計生產凝析油47.5×104t（頁巖氣藏占比76.6%）。其中，致密砂巖氣藏采收率可達46.2%（見圖14），頁巖氣藏采收率為26.8%（見圖15）。

圖13 千佛崖組致密砂巖氣藏和頁巖氣藏年產能預測曲線Fig.13 Prediction curves of annual production capacity for tight sandstone and shale gas reservoirs in Qianfoya Formation

圖14 千佛崖組致密砂巖氣藏年產能和累計產氣量預測曲線Fig.14 Prediction curves of annual production capacity and cumulative gas production of tight sandstone gas reservoirs in Qianfoya Formation

圖15 千佛崖組頁巖氣藏年產能和累計產氣量預測曲線Fig.15 Prediction curves of annual production capacity and cumulative gas production of shale gas reservoirs in Qianfoya Formation

7 結論

1）普光地區千佛崖組致密砂巖氣藏與頁巖氣藏在孔隙類型、物性條件、儲層滲流規律等方面差異較大，需采用2 套井網分別開發。

2）綜合考慮多種因素，確定研究區潛力區面積為162.8 km2、天然氣地質儲量為221.53×108m3，并優選水平井作為致密砂巖氣藏和頁巖氣藏開發井型。其中： 致密砂巖氣藏合理水平井排距為600 m×2 200 m，水平段長度為1 500 m，單井前3 年日均產氣3.0×104m3，可采儲量約為0.60×108m3；頁巖氣藏合理水平井排距為2 000 m×400 m，水平段長度為1 500 m，單井前3年日均產氣3.5×104m3，可采儲量約為0.44×108m3。

3）本區致密砂巖氣藏部署水平井24 口、直（定向）井12 口，頁巖氣藏部署水平井158 口，合計氣藏年產能為6.5×108m3。穩產期7 a，預測期末累計產氣76.5×108m3。其中：致密砂巖氣藏年產能為1.5×108m3，累計產氣17.2×108m3，采收率為46.2%；頁巖氣藏年產能為5.0×108m3，累計產氣59.3×108m3，采收率為26.8%。