高产水平井的突破与四川盆地深层常规气藏巨大的勘探开发潜力

2019-04-09张本健王宇峰裴森奇李荣容孙志昀尹瀚翔

天然气工业 2019年12期

张本健方进尹宏杨华杨迅,2 王宇峰裴森奇，2 胡欣李荣容孙志昀王强尹瀚翔

1.中国石油西南油气田公司川西北气矿 2.西南石油大学

0 引言

深层海相碳酸盐岩一直都是四川盆地常规天然气勘探开发的重要层系，油气勘探开发历史悠久[1-6]。早期对中二叠统气藏的勘探开发主要集中在蜀南地区，以寻找岩溶缝洞型气藏为主[5-6]；2014年，中国石油天然气股份有限公司（以下简称中石油）重点风险探井——ST1井在四川盆地西北部地区（以下简称川西北）的中二叠统白云岩储层钻获高产工业气流，实现了该盆地中二叠统天然气勘探的重要突破，不仅具有重大的战略意义，而且对于超深层海相地层的油气勘探也颇具指导作用[6]，开辟了川西北天然气勘探的新区带，由此揭开了四川盆地中二叠统天然气规模勘探的序幕[6-7]。川西北中二叠统栖霞组气藏白云岩储层较厚，是四川盆地中二叠统勘探的最有利地区[8]。该区栖霞组白云岩储层大面积连续分布、含气性好，可能发育一个较大规模的天然气复合圈闭系统[9]。通过地震采集、处理、解释一体化联合攻关，形成了适合于川西北复杂构造带的地震勘探配套技术；基于上述配套技术，落实了该区构造特征及圈闭规模，明确了双鱼石—江油地区整体处于构造高带。川西北栖霞组白云岩储层有利发育区与多排构造相叠合，具备形成大型构造—岩性复合圈闭气藏的条件，天然气勘探开发潜力巨大[10-11]。为了深化对于该区块的整体地质认识，陆续实施探井12口，单井测试产气量介于3.25×104～87.61×104m3/d，提交栖霞组天然气预测及控制储量超过1 000×108m3；在此基础上实施开发井4口，均获得了高产工业气流，其中新近测试的SYX131和SYX133两口工艺试验井天然气日产量分别达123.97×104m3和142.51×104m3，先后创造和打破了该区百万立方米级天然气高产的纪录，为该区实现“稀井、高产”和规模高效开发奠定了基础、坚定了信心，意义十分重大。

在此，笔者以上述两口高产水平井为重点研究对象，在分析现阶段栖霞组气藏天然气富集高产关键因素的基础上，探讨和总结川西北双鱼石含气构造天然气规模有效开发模式，明确下一步的攻关研究方向，以期为四川盆地或其他区块的常规天然气勘探开发提供范例和借鉴。

1 地质背景

双鱼石构造位于川西北龙门山北段前锋带以东的隐伏前缘构造带内，受多期构造运动的影响，构造格局总体表现为南缓北陡的特征[10-11]。区内栖霞组分布稳定，厚度介于100～130 m，栖霞组自下而上可分为栖一段和栖二段。其中栖一段发育开阔台地相，主要为深灰色泥质灰岩、泥晶灰岩；栖二段发育台地边缘相，中下部为浅灰色滩相云岩，上部以豹斑灰岩、亮晶灰岩为主（图1）。

图1 川西双鱼石区块沉积相图及地层综合柱状图

栖霞组储层类型主要为裂缝—孔隙（洞）型白云岩，纵向上位于栖二段，岩性以褐灰色、浅灰色细—中晶云岩、中—粗晶云岩为主。储集空间主要为溶洞、晶间溶孔和晶间孔，岩心和薄片观察发现裂缝发育，喉道类型以缩颈喉道和片状喉道为主，孔隙连通性好。栖霞组储层具有低孔隙度、中—低渗透率的特征，孔隙度介于2.05%～13.38%，平均为4.00%；渗透率介于0.003 28～27.20 mD，平均为2.26 mD。综合野外露头观察、岩心及岩石薄片分析等资料认为，受滩相分布及白云岩化作用的控制，该区储层在空间上具较强的非均质性，滩相白云岩储层溶孔、溶洞发育，储渗条件较好，如图2中a～f所示。

图2 双鱼石区块栖霞组储集空间特征（岩心及薄片照片）

2 SYX131与SYX133两口高产水平井的突破

2.1 SYX131井

SYX131井位于中坝—双鱼石构造带双鱼石潜伏构造上二叠统底界构造高点南翼，是区内栖霞组首口以提高单井天然气产量为目的的工艺试验滚动评价井（图3-a）。该井于2018年6月29日开钻，2019年5月19日完钻，完钻井深7 859 m，完钻层位下二叠统梁山组，是双鱼石区块的第一口水平井。钻进过程中，在目的层栖霞组共见到4次气测异常显示，水平段钻遇92 m的白云岩，测井解释的储层厚度为80.6 m，该储层厚度是区内其他已完钻井的3倍，孔隙度为5.7%。SYX131井实施1 120 m3胶凝酸酸压改造，排量达到7.8 m3/min，创造了双鱼石区块内施工规模和施工排量第一的纪录；2019年11月21日，测试产气量为123.97×104m3/d，天然气无阻流量达305×104m3/d，创造了该区块栖霞组首口日产百万立方米级气井的历史纪录。

图3 双鱼石区块钻探成果图

2.2 SYX133井

SYX133井位于中坝—双鱼石构造带古脚台潜伏构造与卢家槽潜伏构造的鞍部，其实施目的是评价构造相对低部位的含气性、利用工艺井提高单井天然气产能。该井于2018年11月7日开钻，2019年8月11日完钻，完钻井深8 102 m，完钻层位为栖霞组；该井同时创造了中石油川渝地区井深最深和中石油陆上最深水平井两项钻井纪录。通过持续的复杂构造带地震成像技术、深层白云岩储层预测技术攻关[10]，落实了目的层构造细节，明确了栖霞组白云岩储层地震响应特征。SYX133井在实施过程中，不断调整、优化钻井轨迹，水平井钻获优质白云岩储层长达334.0 m，储层钻遇率达87.3%，平均孔隙度为4.9%，创造了双鱼石区块栖霞组钻遇储层最厚、水平箱体最长等多项新纪录（图3-b）。采用1 400 m3胶凝酸分4段酸压施工，5.0～9.0 m3/min大排量进行增产改造，2019年11月29日，测试获得了142.51×104m3/d高产工业气流，天然气无阻流量达400×104m3/d，创造了双鱼石构造天然气测试产量的新高。

3 气井高产的关键因素

3.1 优质储层是气井高产的基础

栖霞组白云岩储层平面上存在着较强的非均质性，受储层厚度及物性差异的影响，单井测试产气量差异较大[12-16]。根据四川盆地碳酸盐岩储层的分类标准，双鱼石区块栖霞组以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，SYX133水平井白云岩储层长度达334.0 m，Ⅱ类储层占比为9.3%，测试日产气142.51×104m3；ST101井白云岩储层厚度为6.9 m，不发育Ⅱ类储层，测试日产气量仅5.01×104m3。对已获气井进行统计发现，气井的天然气无阻流量与白云岩储层厚度、Ⅱ类储层发育程度存在着较好的正相关关系（图4）。由此表明，白云岩储层厚度及优质储层发育程度是气井获得高产的重要基础。

图4 双鱼石区块气井天然气无阻流量和Ⅱ类储层厚度交会图

3.2 “复波”或“弱波峰”是高产气井的地震响应模式

栖霞组储层纵向上主要分布在栖二段中下部，距栖霞组顶界5～35 m，储层垂厚介于5～40 m。采用等效介质模型，设计了不同储层厚度及其与栖霞组顶界距离远近变化的地质模型，运用与实际地震资料主频匹配的30 Hz雷克子波进行射线追踪法地震正演模拟。正演结果显示：当栖二段储层发育位置靠近栖霞组顶部时，栖霞组顶界表现为“复波”反射特征，当储层发育位置逐渐向下时，栖霞组内部则出现“弱波峰”；储层厚度越大，“复波”或“弱波峰”特征就越清楚明显（图5）。根据双鱼石区块SYX131等10口井的储层地震精细标定，高产气井均表现为栖霞组顶部“复波”或中上部“弱波峰”反射特征（图6）。

3.3 裂缝发育是气井高产的关键

栖霞组为低孔、低渗的裂缝—孔隙（洞）型碳酸盐岩储层，白云岩储层中裂缝的发育程度对单井测试天然气产量也有着较大的影响，裂缝发育是气井获得高产的关键因素。虽然井筒资料未见到较多的裂缝，但高精度裂缝预测结果却表明，前期中高产井ST1井和SY001-1井、ST8井均位于裂缝发育区或紧邻裂缝发育带（距离介于75～100 m）（表1、图7），储层段的成像测井资料及薄片都显示裂缝发育。远探测阵列声波解释成果表明，针对裂缝发育带部署的SYX131、SYX133井周裂缝发育，酸化施工过程中裂缝发育的层段施工压力相对较低、排量更大，表现出良好的渗流能力。

3.4 新工艺新技术是气井高产的重要保障

双鱼石区块前期实施井以直井为主，完井方式为尾管射孔，储层改造为小规模常规酸压。受储层品质的影响，改造效果差异较大。

双鱼石区块白云岩储层分布相对稳定，具备设计实施水平井的地质条件。通过SYX131、SYX133井的水平井工艺试验，初步形成了超深井地质导向建模[17]、随钻测井、特殊录井等一体化的跟踪评价技术，指导了水平井储层钻遇长度由80 m到334 m的不断提高。测试结果表明，栖霞组白云岩储层钻遇长度越长，钻遇裂缝的概率就越高、越有利于获得天然气高产。SYX133井首次在区内采用了裸眼分段酸化改造工艺，用酸规模为双鱼石区块目前最大、施工排量为该区块目前最高。该井施工过程中，施工排量与储层分段物性具有明显的正相关性（表2）。由此表明，该工艺较常规改造更具有针对性，是该区块下一步储层改造工艺的发展趋势。

图5 双鱼石区块栖二段正演地质模型及正演模拟结果

图6 双鱼石区块高产气井单井栖霞组储层精细标定图

表1 双鱼石区块栖霞组已钻井裂缝预测成果统计表

4 天然气勘探开发潜力

川西北已经发现了双鱼石、九龙山等多个深层海相碳酸盐岩气藏。勘探实践表明，双鱼石区块栖霞组气藏为受构造背景、大断裂和岩性变化控制的大型构造—岩性复合圈闭气藏[7,9-10]，其天然气资源潜力达数千亿立方米，已投产井生产效果较好，展现出良好的天然气勘探开发潜力。

4.1 天然气效益勘探开发成效初显

图7 双鱼石栖霞组顶界裂缝预测平面图

表2 SYX133井施工参数统计表

2017年11月1日，双鱼石区块栖霞组气藏首口试采井——SY001-1井投产，该井以日产气30×104～40×104m3的规模稳定生产，已累计产气超过2×108m3，单井动态储量近100×108m3。截至2019年12月，双鱼石区块已投产井4口，试采评价效果良好，特别是SYX131井和SYX133井在提高单井产量技术试验方面获得了重大突破，进一步证实了该气藏良好的天然气勘探开发潜力，同时也为该区块天然气规模效益开发提供了技术支撑。2019年底，双鱼石区块建成首期10×108m3天然气年产能；预计到“十四五”末，该区内将建成30×108～50×108m3天然气年产能规模。

4.2 滩相白云岩储层大面积分布

受加里东运动的影响，四川盆地西北部整体抬升，为栖霞组继承性大规模台缘礁滩沉积和白云岩化作用奠定了基础[9]。野外地质调查发现，龙门山北段滩相白云岩储层最厚超过100 m，实钻储层厚度介于5～40 m，其厚度及空间分布相对稳定（图8），储层溶蚀孔、洞发育。实钻资料及地震预测结果表明，区内白云岩储层大面积连续分布，为油气的富集高产奠定了良好的基础。

4.3 天然气资源潜力进一步落实

川西北以①号隐伏断裂为界，可分为逆冲推覆构造带和隐伏前缘带[10]。线束三维地震勘探揭示，①号隐伏断层下盘存在着中坝—双鱼石和红星—天井山两个大型潜伏构造带，发育多排背斜、断背斜。区内具有下寒武统筇竹寺组、中二叠统多套烃源岩，烃源输导体系发育、源储配置优越，具备形成大气田的有利地质条件。多口井的实钻证实，中坝—双鱼石大型构造—岩性复合圈闭气藏白云岩储层普遍发育，为统一的温压系统，具有整体含气的特征，已提交天然气三级储量超过1 000×108m3。红星—天井山大型潜伏构造带正在实施风险探井——HX1井，一旦取得突破将新增天然气勘探有利区面积1 200 km2，预测天然气资源量近3 000×108m3，大气田格局将进一步清晰和明朗（图8）。