东胜气田盒1段地质特征及水平井储层改造对策

2019-12-30荀小全

天然气技术与经济 2019年6期

荀小全

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

0 引言

东胜气田作为中国石化华北油气分公司的主要上产地，其下石盒子组盒1段储层厚度大，纵向多套气层叠置，是主要的开发层系。通过对东胜气田盒1段构造、沉积、岩石学、物性、孔喉特征等方面的研究［1-2］，明确了盒1 段气藏构造、沉积及储层等地质特征，并分析了盒1 段隔夹层发育情况。根据气层、隔夹层叠置关系及规模有针对性地提出了储层改造对策，对释放气井产能、高效建产具有指导意义。

1 地质特征

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北缘，上古生界沉积前古地貌呈现为北高南低的特征，物源区为盆地北缘的阴山古陆，研究区距物源区近［3-5］，该区构造、沉积及储层特征与盆地内部有一定的差异。结合前人研究成果，通过地质物探构造刻画开展沉积、储层特征研究，明确了该区下石盒子组盒1段气藏地质特征。

1.1 构造特征

东胜气田构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，通过地质物探对盒1段底部构造进行刻画，构造上整体较为平缓，表现为向西南倾斜的单斜形态，局部发育鼻状隆起、低洼带的特征，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4 m／km。区域内发育一组近东西走向的乌兰吉林断裂，区内延伸长度近32 km，盒1段目的层断距为10～30 m，研究区内小断裂和裂缝不发育。

1.2 沉积特征

东胜气田盒1沉积期物源方向主要为北西向，受北部公卡汉凸起影响，物源充足，为近物源的冲积扇—辫状河沉积体系（图1），乌兰吉林断裂以北主要为冲积扇沉积，发育3个冲积扇，其中2号冲积扇规模最大，沉积砂体最厚，向南逐渐过渡为辫状河沉积，形成3条辫状河道。盒1段地层岩性由浅灰色含砾粗砂岩、粗砂岩、粗—中砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩及深色泥岩等组成，而该沉积期洪水的水动力强，所以主要为砂质沉积，砂体在平面上具有较好的连续性，连片展布，纵向上叠合程度高，心滩为有利沉积微相，在纵横向延续范围大，分布稳定，以含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩为主，是天然气的主要储集层。因受洪水规模变化及河道不断迁移演化的影响，在盒1段纵向上表现为以砂泥互层发育为主、隔夹层相对发育的特征。

图1 东胜气田下石盒子组盒1段沉积相图

1.3 岩石学特征

东胜气田盒1沉积期北部为公卡汉凸起，物源为贫长石、富岩屑。通过薄片鉴定可知，盒1段砂岩碎屑中石英、岩屑含量较高，长石含量较低，岩性以浅灰色粗— 中粒岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主（图2），长石岩屑砂岩较少。储层砂岩填隙物中包含杂基和胶结物，杂基是以伊利石、绿泥石为主的泥质杂基，胶结物主要为方解石、自生石英、自生黏土［6-9］。

图2 东胜气田盒1段岩石学图版

1.4 物性特征

盒1段储层砂岩物性具有以下特征：孔隙度分布区间为5.0%～16.9%，平均值为9.3%，主要集中在6.0%～10.0%；渗透率分布区间为0.15～5.24 mD，平均值为0.89 mD，主要集中在0.3～0.9 mD［9］10。研究区储层受沉积压实作用和成岩胶结作用影响，孔隙度、渗透率较低，砂岩储层属于特低孔—超低渗型储层。

1.5 孔喉特征

东胜气田盒1 段砂岩储层孔隙类型以次生粒间溶孔和原生粒间孔为主，其次为粒内溶孔和微裂缝。储层孔隙直径主要分布在15～90 μm，平均值为58.7 μm，以细孔为主。储层喉道中值半径为0.12 μm，最大喉道半径为1.76 μm，以中小喉为主。

2 隔夹层特征

受沉积作用和成岩作用影响，在盒1段储集层发育泥岩、粉砂岩等基本不渗透的隔挡层［10-11］，这部分非渗透性岩石称之为隔夹层。根据隔夹层的岩性、渗透性，可将其划分为泥质隔夹层、物性隔夹层和钙质隔夹层［12］。结合东胜气田盒1 段录井、测井、化验分析等资料分析可知，该区主要发育泥质隔夹层和物性隔夹层，少见钙质隔夹层（图3）。

2.1 泥质隔夹层

图3 东胜气田盒1段隔夹层特征图

该隔夹层岩性有泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩等，泥质含量高，渗透性极低甚至不具有渗透性，主要由辫状河道的细粒悬浮质沉积形成，常见于辫状河的河漫沉积。其电性特征表现为自然伽马值明显高于邻层砂岩，自然电位为基值，井径严重扩径或稍有扩径，高电阻、高声波、高中子、高密度。

2.2 物性隔夹层

该隔夹层岩性以粉砂岩、泥质细砂岩等为主，部分为杂基支撑的砂砾岩和含砾不等粒砂岩，该类隔夹层具有一定的孔隙度和渗透率，但物性差，低于有效储层物性下限。其电性特征表现为自然伽马值明显低于泥质隔夹层值，自然电位曲线略有偏移基值，井径无明显扩径，高电阻、低声波、低中子、高密度。

2.3 钙质隔夹层

该类型隔夹层较为少见，主要在成岩作用中钙质成分对砂岩起到胶结作用。其电性特征与物性隔夹层类似，但自然伽马、声波时差值明显低于物性隔夹层。钙质隔夹层不具代表性，发育少，井间连续性差。

2.4 隔夹层分布特征

东胜气田盒1段隔夹层厚度差异大，最薄隔夹层仅十几厘米，最厚隔夹层超过25 m，集中在3～12 m，平均厚度为7 m，全区广泛分布。较厚的泥质隔夹层主要位于河漫沉积微相内，一般分布稳定广泛，能够有效隔挡上下两套气层，而较薄的泥质隔夹层稳定性差，起不到隔挡作用。物性隔夹层变化较大，呈孤立分散发育，厚度多数介于2～6 m，主要位于辫流水道边部（图4）。

3 储层改造对策及现场应用效果

目前除乌兰吉林断裂带附近受到断裂影响，气井产能未落实而尚未被开发，其他部位均已得到开发。通过对东胜气田地质特征及砂体纵向分布特征的分析，盒1 段为冲积扇— 辫状河沉积，岩性以粗—中粒岩屑砂岩、岩屑石英为主，泥质含量高，孔隙较小、喉道连通性差，导致储层孔隙度、渗透率低。该区裂缝不发育，自然建产效果差，不具有经济效益，需要对储层进行改造以提高气井产量。同时盒1段气藏纵向结构较为复杂，多套气层叠合发育，气层内部发育多个小层，且小层间的隔夹层厚度差异较大，往往通过加砂压裂储层改造能够破坏隔夹层，实现气层之间的连通，因此在该区采用加砂压裂储层改造方案进行储层改造。

图4 东胜气田盒1段隔夹层分布连井剖面图

统计分析前期东胜气田已完钻直井、水平井导眼段资料，盒1段储层、隔夹层结构特征表现为纵向多发育单套至三套气层，其中发育两套和三套气层的占比65%，隔夹层厚度不一，主要集中在3～12 m。研究表明：两套气层能否通过压裂连通，受到储层厚度、隔夹层厚度、应力差以及压裂规模的影响［13-14］，隔夹层越厚，储层、隔夹层间应力差越大，就越难突破隔夹层，当两套储层之间隔夹层厚度大于等于7 m 时，储层之间应力差大，难以通过压裂沟通邻层；而隔夹层小于7 m时，通过加大压裂规模可以有效动用邻层。东胜气田盒1段水平井井眼通常在单套气层中钻进，隔夹层能够影响储层之间流体的流动，隔夹层厚度大，则两层之间流体不连通，纵向上多套气层在开发中较难完全动用。因此针对盒1段隔夹层及气层发育的不同关系，制定水平井不同的储层改造对策：①单套气层。盒1 段仅发育单套气层，上下为大套的隔夹层，这类储层占比为35%。针对这类储层，立足该层进行储层改造，设计思路为长缝压裂，采取中等施工排量、中等加砂规模。②两套气层。盒1段发育两套气层，这类储层占比为38%，根据气层间隔夹层厚度确定储层改造对策。如隔夹层厚度小于7 m，则考虑通过压裂改造动用上下两层，设计思路为穿层压裂，造缝高［15-16］，采取大施工排量、加大加砂规模。隔夹层厚度大于等于7 m，两套气层间应力差大，难以通过压裂实现穿层，则按照单套气层储层改造对策实施。③三套气层。盒1 段发育三套气层，这类储层占比为27%，根据目的层及邻层间隔夹层厚度确定压裂思路。目的层为最上、下部气层时，与邻层气层隔夹层厚度小于7 m，则考虑动用上下2层，设计思路为穿层压裂，造缝高，采取大施工排量、加大加砂规模。与邻层气层隔夹层厚度大于等于7 m，隔夹层应力大，难以实现穿层，则按照单套气层储层改造对策实施。目的层为中间气层时，与邻层气层隔夹层厚度小于7 m，则考虑压裂动用上下层，设计思路为穿层压裂，造缝高，采取大施工排量、加大加砂规模。与邻层气层隔夹层厚度大于等于7 m，隔夹层应力大，难以通过压裂实现穿层，设计思路为长缝压裂，则按照单套气层储层改造对策实施。

基于东胜气田盒1段储层及隔夹层发育特征确定了对应储层的改造对策。2015-2018 年对该气田盒1段水平井采用差异化压裂，共累计实施85 口水平井，平均测试无阻流量为12.40×104m3／d，测试结果与气层套数、隔夹层厚度具有相关性，其中立足单套气层储层改造的平均测试无阻流量为11.29 ×104m3／d，立足两套气层储层改造的平均测试无阻流量为12.03×104m3／d，立足三套气层储层改造的平均测试无阻流量为15.30×104m3／d，实现了东胜气田的高效开发。