鄂尔多斯盆地盒8段致密砂岩气藏储层特征及地质工程一体化对策

2019-04-03姚泾利刘晓鹏赵会涛李雪梅

中国石油勘探 2019年2期

姚泾利刘晓鹏赵会涛李雪梅

（ 1 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院；2 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）

0 引言

致密砂岩气是储集于低—特低渗透砂岩储层中的一种非常规天然气资源，需通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能有效勘探开发[1-2]。中国石油天然气行业标准SY/T 6832—2011将致密气藏定义为储层覆压基质渗透率不大于0.1mD的砂岩气层，单井一般无自然产能或低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业天然气产量[3]。致密气是中国最先规模化商业利用的非常规天然气，也是目前非常规天然气产量的主体。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气是中国致密气的典型代表，截至2018年底，已发现苏里格、米脂、子洲、神木、大牛地、延安等大型致密砂岩气田，仅长庆探区探明的致密气地质储量（含基本探明储量）已达到5.36×1012m3，产量达250×108m3，是中国目前储量规模最大、产量最高的致密砂岩气藏。其中，二叠系石盒子组盒8段探明天然气地质储量（含基本探明储量）近3.29×1012m3，占长庆探区上古生界致密气储量的近60%，是目前鄂尔多斯盆地上古生界最大的致密砂岩气藏。

致密气的本质特征是储层致密、低产，不经储层改造无法获得工业价值。储层微观孔隙结构直接影响了储层的储集及渗流能力，决定了油气藏产能。致密砂岩储层在沉积、成岩等地质过程中形成了独特的复杂微观孔隙结构，从微观孔隙结构入手分析致密气低产原因及地质工程一体化对策是致密气科学有效勘探开发的关键[4-5]。

1 盒8段气藏特征

1.1 气藏大面积分布

鄂尔多斯盆地二叠系石盒子组盒8段气藏以石炭系—二叠系海陆交互相煤系地层为气源岩，盒7段泥岩为直接盖层，盒4段至盒1段滨浅湖相泥质岩为区域盖层。成藏模式为煤系烃源岩广覆式生烃、天然气多点式充注、近距离运聚，气藏大面积分布[6-7]。盒8段砂体厚10～40m，网毯状大面积分布，目前已探明的盒8段气藏主要分布在苏里格地区（图1）。

图1 鄂尔多斯盆地盒8段气藏平面分布图Fig.1 Plane distribution of He 8th member gas reservoir in the Ordos Basin

1.2 气藏低压、低丰度、低产

盒8段气藏埋深为1900～4100m，压力系数为0.77～0.93，普遍负压；储量丰度为（1.1～1.7）×108m3/km2，平均为 1.43×108m3/km2，明显偏低；单井单层试气产量一般为（0.03～6.7）×108m3/d，平均为1.86×108m3/d，普遍低产，属典型的“三低”气藏。

2 储层特征

2.1 整体压实、胶结致密

盒8段储层为一套灰白色、浅灰绿色含砾粗砂岩、中—粗砂岩，碎屑颗粒呈棱角—次棱角状，分选、磨圆较差。岩石类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，成岩演化阶段普遍处于中成岩A—B期。盒8段储层孔隙度φ主要集中在3%～8%，孔隙度小于10%的储层占86.4%；渗透率K主要集中在0.01～1mD，渗透率小于0.5mD的储层占80.7%，渗透率小于1mD的储层占92.1%，为典型的致密砂岩储层。受沉积物源控制，不同地区盒8段储层岩石类型、物性存在较大差异，苏里格地区以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，渗透率大于0.5mD的储层占34.2%；盆地东部地区以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，渗透率大于0.5mD的储层仅占18.1%，相对于苏里格地区更加致密。

成岩演化序列及孔隙演化史分析表明，盒8段储层致密的成因机理为克拉通盆地构造稳定，早成岩期地温梯度低，储层先压实致密再溶蚀。深埋藏强压实作用制约了溶蚀作用强度，也使得被溶蚀物质就近胶结，压实作用是储层致密的主要原因。鄂尔多斯盆地位于华北克拉通的西段，奠基于太古宇结晶岩和古元古代变质岩基底之上，是古生代地台与中—新生代台内坳陷叠合的克拉通盆地，内部构造稳定，断裂不发育，岩浆活动微弱，地温梯度较低[8-13]。晚古生代—中生代三叠纪地温梯度约为2.2～2.4℃/100m[12-13]，在古地温80℃、Ro=0.75%的早成岩B期之前，盒8段储层埋深普遍达3000m左右，深埋藏作用下，绝大部分原生粒间孔隙损失，碎屑颗粒线状接触，储层已初步致密，压实作用下损失的孔隙占原始总孔隙的60%以上。早白垩世，鄂尔多斯盆地岩石圈深部热活动增强，地温梯度主要为3.3～4.8℃/100 m[12-13]，在古地温大于80℃后有机羧酸强溶蚀作用才开始，储层先压实致密再溶蚀。压实程度影响了孔隙流体的交替强度，进而控制了溶蚀作用强度，压实作用越强的储层可溶物质的溶蚀程度越弱。此外，断裂不发育，单砂体规模小、普遍压实致密背景下中基性硅铝酸盐溶蚀作用的主要产物Al、Fe、Si等金属氧化物呈胶体溶液状态，溶解度低，扩散能力弱，不能长距离迁出溶蚀体系外，常就近形成硅质、高岭石、伊利石等胶结物，储层进一步胶结致密，胶结作用损失的孔隙占原始总孔隙的30%左右。

2.2 以次生溶蚀孔隙为主，孔喉配位数低

铸体薄片分析表明，盒8段储层面孔率为0～6%，平均为2.7%。储层孔隙类型主要为岩屑溶孔、高岭石晶间孔及粒间溶孔（图2a—c），裂缝不发育，为单一孔隙介质储层。其中，岩屑溶孔约占面孔率的45%，晶间孔约占30%，粒间溶孔占12%，杂基溶孔占8.9%，喉道类型主要为片状、缩颈状及管束状（图2d—f）。图像孔隙分析表明，孔喉平均配位数为 0～2.5，平均值为 0.61。

图2 孔隙、喉道显微铸体特征Fig.2 Pores and throats in casting samples under microscope

2.3 喉道大小为微细喉，孔隙由微细喉道连通

恒速压汞分析表明，盒8段储层孔隙半径为70～500μm，形态以双峰为主，主峰位于70～200μm，分布较为集中，不同物性储层孔隙半径分布曲线形态差异不大（图3a）；单块样品的平均孔隙半径分布区间为109～171μm，平均值为141μ m。喉道半径为0.1～14μ m，形态以单峰为主，主峰位于0.2～2.2μm，不同物性储层喉道半径分布曲线形态差异较大，高渗透率储层发育部分大喉道（图3b）；单块样品的平均喉道半径分布区间为0.26～7.14μm，平均值为1.45μm。单块样品的平均孔喉比分布区间为52.96～278.46，平均值为161.62，普遍较大，随渗透率降低平均孔喉比升高（图3c）。不同渗透率储层的孔隙、喉道大小分布及孔喉比特征表明，盒8段致密砂岩储层的大孔、小孔均由微细喉道连通，为微细喉储层。

图3 孔隙半径、喉道半径分布及孔喉比特征图Fig.3 Pore radius, throat radius, and pore-throat ratio distribution

2.4 储层越致密，小孔喉比例越高

低温液氮吸附分析利用毛细管冷凝现象和体积等效交换原理测定岩石孔喉半径分布，测试对象为半径2～50nm的孔喉体系[14]。低温液氮分析表明，孔隙度均为14%左右，渗透率为0.1mD、0.68mD、1.88mD的每克储层中纳米级孔喉体积分别约为14mm3、6mm3、2mm3(图4)，渗透率较低的储层中小孔喉的比例明显高于渗透率较高的储层中的小孔喉比例。即储层越致密，小孔喉越发育，孔隙体积组成中小孔喉比例越高。

2.5 纳米级喉道连通的孔隙体积比例高

高压压汞分析表明，盒8段致密砂岩储层纳米级喉道连通的孔隙体积占总孔隙体积的比例较大。随着渗透率减小，由纳米级喉道连通的孔隙体积逐渐增大。渗透率大于 1mD、0.5～1mD、0.1～0.5mD 和0.01～0.1mD等4类储层中，由半径小于0.0624μm的近纳米级喉道连通的孔隙体积分别占各自总孔隙体积的 18.8%、38.4%、57.3%、71.6%（图 5），可见微细喉道连通的孔隙体积比例高，孔喉连通性较差。

图4 不同渗透率储层小孔喉比例对比图Fig.4 Small pore throats ratios in reservoirs with different permeabilities and porosity

图5 盒8段不同类型储层孔隙体积分布特征Fig.5 Pore volume distribution of He 8th member reservoirs

3 渗流能力的决定因素

喉道半径大小控制了储层的渗流能力强弱[15]。恒速压汞分析表明，不同渗透率储层喉道半径分布特征和不同大小喉道对渗透率的贡献存在明显差异。渗透率较高的储层发育部分大喉道，最大喉道半径大，大喉道贡献了主要的渗流能力（图6）。

不同渗透率储层对渗透率贡献的主力喉道半径存在明显差异。渗透率越低，小喉道贡献的渗流能力占比越大（图7）。渗透率大于1mD的相对高孔渗储层喉道半径分布范围广，发育部分大喉道，渗透率主要由半径大于2μm的喉道贡献，曲线形态平缓，主峰不突出（图7a）；渗透率为0.5～1mD的储层最大喉道半径小于3μm，渗透率贡献喉道半径曲线主峰约为0.8～1.9μm（图7b）；依据曲线主峰位置，渗透率0.1～0.5mD的储层可进一步细分为3类，①渗透率为0.3～0.5mD的储层，渗透率贡献喉道半径曲线主峰为0.9～1.3μm，最大喉道半径小于2.4μ m（图7c）；②渗透率约为0.2mD的储层，渗透率贡献喉道半径曲线主峰为0.6～0.8μm，最大喉道半径小于0.9μm（图7d）；③渗透率约为0.1mD的储层，渗透率贡献喉道半径曲线主峰为0.3～0.4μm，最大喉道半径小于 0.5μ m（图7d）。

图6 喉道对渗透率累积贡献曲线图Fig.6 Cumulative contribution of throats to permeability

图7 不同渗透率储层喉道对渗透率的贡献曲线图（恒速压汞分析）Fig.7 Contribution of throats to permeability in reservoirs with different permeability(according to constant-rate mercury intrusion)

4 低产原因分析

致密气产量低、稳产能力差的主要原因有两个方面：一是致密储层喉道微细，渗流能力差，且微细喉道易变形、缩颈、堵塞，储层渗流能力易受伤害；二是气藏丰度低、有效单砂体规模小，单井可动用的储量规模小，气藏压力下降快、单井累计产量低。

4.1 致密储层喉道微细、渗流能力易受伤害

储层渗流能力主要受喉道大小控制，致密砂岩储层喉道微细，渗流能力弱且易受伤害，是致密砂岩气藏低产的主要原因。能够引发喉道半径改变的因素均会影响致密砂岩储层的渗流能力，应力敏感伤害和水锁伤害是影响储层渗流能力的主要因素。

4.1.1 应力敏感伤害

应力敏感是指储层物性随所受有效应力变化而改变的性质[16-17]。应力作用下，喉道作为孔喉体系中的相对狭窄部分易发生收缩甚至闭合，储层渗流能力减弱，渗透率减小。致密砂岩储层喉道微细，对有效应力的变化更为敏感。不同岩性储层碎屑组成、胶结物类型不同，千枚岩岩屑、板岩岩屑、片岩岩屑、云母等塑性组分及黏土类胶结物含量不同，应力敏感伤害存在较大差异。地表条件下相同渗透率的不同岩性储层，在气藏条件下渗流能力存在较大差异，岩屑砂岩储层、岩屑石英砂岩储层相对于石英砂岩储层，对有效应力变化更为敏感，渗透率变化更大。

4.1.2 水锁伤害

盒8段储层碎屑组成以石英为主，胶结物以硅质、高岭石、伊利石为主，储层普遍强亲水。盒8段不同岩性、物性的致密砂岩储层自吸水实验表明，致密砂岩储层遇水后在4～24h即可完成自吸，最大自吸水含水饱和度普遍达80%以上。加之气藏压力系数低，普遍负压，钻井、储层改造过程中常发生钻井液、完井液、固井液及压裂液等外来水体侵入，导致近井地带储层含水饱和度增加。水进入储层后优先聚集在孔隙边角处，引发喉道缩颈或堵塞，气相渗透率降低，形成水锁伤害，气井产能下降[18-19]。储层越致密，水锁伤害越强。

4.1.3 存在启动压力梯度

在含水的情况下，致密砂岩储层普遍存在启动压力梯度。在压差较低时，天然气必须克服束缚水产生的毛细管阻力才能流动，在渗流曲线上表现为启动压差[20]，相同含水饱和度下启动压力梯度随储层有效渗透率增大而减小，含水饱和度增加启动压力梯度也增加[21]。气体启动压力梯度的存在使气井的无阻流量、泄压半径变小，气藏废弃压力提高，采收率降低[22]。

4.2 单砂体层薄、连通性差

中二叠世早期盒8段沉积期，盆地沉积基底平缓，物源区快速抬升，碎屑供给充足，多水系输砂，发育高建设辫状河湖泊三角洲沉积。水浅流急、水动力较强且变化迅速的单向水流环境中，分流河道横向摆动频繁，多期河道侧接、归并、叠置，形成横向连片、纵向叠置、厚度薄、宽厚比很大的宽平厚板状复合砂体[23]。该复合砂体夹隔层发育，单砂体宽度窄，厚度薄，连通性较差。此外，储层成岩过程中硅质、钙质的胶结成岩作用进一步加剧了复合砂体内部的分隔程度。在砂岩、泥岩接触界面附近，普遍发育由铁方解石形成的“顶、底”钙质胶结，形成垂向致密遮挡带。在石英砂岩区，硅质致密层发育。“顶、底”钙质胶结和硅质胶结致密带形成的渗流屏障将单砂体分割，储层连通程度进一步变差。气藏工程论证表明[24]，砂体规模最大的苏14井区80%以上直井实际泄流面积小于0.24km2，95%以上直井泄流面积小于 0.48km2。

5 提高单井产量的对策

地质工程一体化是致密油气科学有效勘探开发的必由之路[25]。提高致密砂岩气藏单井产量的根本出路在于以地质为基础的工程工艺技术的突破。即以地质为基础，诊断清楚致密砂岩气藏特征及低产的“病因”，以工程工艺技术为“治疗”手段，破解致密砂岩气低产难题。致密储层渗流能力主要受喉道大小控制，且微细喉道连通的孔隙比例较高，加之连通砂体规模较小，单井可动用储量规模小。提高单井产量的对策主要围绕保护喉道渗流能力不受伤害、加强人工造缝以减弱微细喉道对渗流能力的控制、扩大单井储量动用规模这三方面展开。

5.1 优选“甜点”目标，降本增效

油气藏勘探开发的任何阶段，均以“经济价值”为基础目标，地质工程一体化也需以经济性为前提[26]。低成本提高致密气单井产量的首选目标为物性“甜点”和工程“甜点”。压差作用下真实岩心样品天然气充注物理模拟实验表明，天然气优先进入毛细管阻力较小的大孔喉，差异充注。储层含气饱和度与渗透率呈正相关关系，相同充注条件下渗透率越高，含气饱和度越高。勘探开发生产实践也表明，相同供烃背景下，物性好的储层充注条件好，含气饱和度高，试气效果好。相对优质储层分布区是大面积含气背景下的致密气含气富集区。此外，相对优质储层大孔喉相对较发育，孔喉连通性好，储层应力敏感伤害、水锁伤害相对较弱，改造难度相对较小，成本低。对盒8段储层而言，苏里格地区相对优质储层比例明显高于盆地东部地区，岩性以石英砂岩为主，胶结物以硅质为主，物性“甜点”与工程“甜点”常共为一体，勘探开发目标以物性“甜点”优选为主。盆地东部地区虽然相对优质储层比例较低，物性“甜点”与工程“甜点”分离，但位于生烃中心，“甜点”优选对策为在物性“甜点”优选的基础上，加强对储层改造效果较好的工程“甜点”的优选力度，如硅质、钙质等脆性胶结物较发育的区域。

5.2 精细方案设计，强化储层保护

盒8段致密砂岩储层碎屑组成，胶结物类型、产状、含量，孔隙类型及比例、敏感性等存在较大差异，储层微观非均质性强。在储层改造过程中应重视个体差异，坚持一井一层一工艺，针对不同地区、不同小层的储层特征，精心设计专属的改造方案，强化储层保护，精细优化压裂参数，控制裂缝纵向延伸，“对症施治”，提产增效。如采用油基欠平衡钻井、气体钻井技术，适当减小钻井液密度以减少钻井液侵入[27-28]；采用PDC快速钻井技术提高钻井速度，减少钻井液对储层的浸泡时间；采用防水锁滑溜水体系和可降解纤维等关键材料，伴注液氮加大压裂液返排，减弱压裂液对储层造成的水锁伤害等。

5.3 应用水平井体积压裂，扩大气藏泄流面积，增强储层渗流能力

与北美致密气相比，盒8段致密气藏具有压力系数低（0.8～0.9），储层天然裂缝不发育、厚度薄、岩石脆性指数低（45%～65%），平面非均质性强等显著特征，储层改造难度更大。体积压裂技术通过压裂将储层“打碎”，形成复杂、多尺度、相互交织的空间立体缝网，使裂缝壁面与储层基质的接触面积达到最大，实现增产[29-30]。致密储层增产的对策，一是广泛应用体积压裂技术形成密集立体空间裂缝网络，将单一孔隙介质储层改造成孔隙—裂缝双介质储层，人工造缝增强致密储层渗流能力，减弱微细喉道对储层渗流能力的控制，解放孔隙产能；二是针对砂体规模小（600～1200m）、连通性差、层薄（有效砂体厚4～6m）等地质特征，以及水平井轨迹变化调整大、井眼精确控制难度大、水平井段有效钻遇率整体偏低等难题，通过沉积微相和砂体空间展布精细刻画，优选测井自然伽马曲线呈箱形、齿状箱形，砂体垂向连通性好的主河道，部署水平井，降低旋转导向、随钻跟踪评价难度，提高砂体钻遇率。水平井体积压裂既扩大了气藏的泄流面积，也增强了致密储层的渗流能力，是致密气增产的有力措施。

5.4 多层动用，多层合采

鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏单井单层普遍低产，但砂体纵向上多期叠置、多层系含气。苏里格地区发育2～4层含气层的比例大于85%，盆地东部地区发育3～6层含气层的比例大于95%。针对单层低产、一井多层的地质特征，可在多层系含气叠合区，优选相邻的、气藏压力系数相近的含气层系，通过多层动用、多层合采，提高单井产量。多层合采在盆地东部地区进行了广泛生产实践，产气剖面测试表明，各层对产量均有贡献，说明多层动用是提高单井产量的有效手段。

6 地质工程一体化生产实践

6.1 老井重试挖潜

长庆油田在早期致密气勘探过程中，受当时地质认识、储层保护和改造技术的局限，产生了大量的低产井、低效井。1999年，根据致密气藏负压，易受钻井液、压裂液伤害的特点，开展了老井复查和重新压裂。36口老井重试，3口井产量大于7×104m3/d，20口井试气产量达工业气流标准，单井产量平均翻了一番。随着对致密气藏特征、低产原因认识的不断深化，以及技术进步和地质工程一体化的不断深入，2018年长庆油田实施千口气井复产评价挖潜工程，以气层精细评价、气藏综合研究为基础，以储层改造、开采技术为重点，充分挖掘气井产能。对长关井的未动用层位，采用查层补孔、打捞桥塞及侧钻措施挖潜；对已动用层位采取重复压裂、储层解水锁、井筒解堵等挖潜措施。截至2018年11月底，靖边、榆林、苏里格等气田286口关停井恢复生机，日增气达到240×104m3以上，措施成功率达85%以上。预计可恢复产能3.0×108m3/a，相当于每年新增探明地质储量500×108m3。

6.2 不同地区具体对策

6.2.1 苏里格地区

近年来，针对苏里格地区盒8段、山1段主力含气层系相对单一，储层岩石类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，相对优质储层（K大于0.5mD）比例（34.2%）稍高的特点，地质工程一体化生产实践主要从优选含气富集区、多井型开发井网优化、水平井体积压裂等方面着手[31-34]。以优质储层为重点目标，精细刻画沉积微相及砂体展布，优选储层改造难度与成本低的含气富集区；利用气藏构造特征及储层空间展布规律，明确储层非均质性及隔夹层的分布，结合钻完井及储层改造工艺技术，确定不同区块的主要井型模式。如苏里格气田苏10井区气层垂向孤立分布，虽含气井段长，但单层砂体厚度薄，横向连续性较差，井型以直井、丛式井为主。苏11区块山1段、盒8段隔层较厚，无法完全实现有效沟通，且单层控制储量无法满足水平井开发需求，以直井完善井网、丛式井开发为主。苏53区块气层横向分布相对稳定，砂体垂向连续性好，水平井可动用80%以上储量，采用直井评价、水平井整体开发[32]。针对苏里格地区致密储层物性普遍致密、石英含量相对较高、硅质胶结发育、岩石脆性较强、发育部分高角度天然缝的特征，通过室内模拟和现场先导性试验研究，明确了苏里格气田水平井实施体积压裂具有增加单井动用储量、提高单井产量、缩短生产年限等优势，其效果明显优于常规压裂和未进行压裂水平井[33-34]。应用“低黏度液体造缝、高黏度液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量大规模注入”的水平井体积压裂工艺技术，水平井裂缝半长达到180～390m，带宽为100～310m，裂缝高度为42～79m，储层改造体积约1.035×107m3，是常规压裂工艺储层改造体积的3倍以上，平均无阻流量是常规压裂工艺的1.5～1.8倍，改造效果较好[34]。

6.2.2 盆地东部地区

针对盆地东部地区多层系含气，储层岩石类型以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，相对优质储层比例（18.1%）较低的特点，在物性“甜点”优选的基础上，突出储层改造工程“甜点”优选，以应力作用下不易压缩变形、压裂效果好的“刚性”喉道为主要目标，通过硅质、铁方解石等脆性胶结物分布评价，编绘脆性胶结物分布图，优选有利目标，提高探井成功率和降低储层改造成本；针对盆地东部地区致密砂岩储层云母、片岩岩屑、板岩岩屑等软岩屑含量高，填隙物主要以伊利石、高岭石为主，应力敏感伤害、水锁伤害强，单砂体层薄，隔夹层岩性复杂、遮挡能力差异大，地层压力低、压后排液难度大等特征，以“降低水锁伤害、控制裂缝纵向延伸、增大有效改造体积”为目标，依据储层物性参数特征，优化不同类型储层对导流能力的需求，确立了最优裂缝设计参数。以提高Ⅱ、Ⅲ类致密储层的有效支撑缝长和改造体积为目标，提高注入排量，增大低黏液比例，选用小粒径支撑剂低砂比铺置，建立了适合不同类型储层的混合压裂设计模式，提升了单层改造效果。层内合压、层间分压，通过多层分压工艺攻关，有效提高了多层动用程度。2015—2017年防水锁滑溜水压裂现场试验45口井，工业气流井平均试气产量为4.61×104m3/d，单井产量明显提升。CO2+体积压裂技术试验10口井，压后全部一次喷通，6口井获工业气流，其中M52井、S52井在盒 8 段分别获 22.06×104m3/d、12.25×104m3/d的高产气流。

随着地质工程一体化进程的不断推进，2006—2014年长庆气区致密气产量年均增长约30×108m3，近年来致密气产量稳定在280×108m3/a左右，实现了对致密砂岩气藏的科学有效勘探开发。