鄂尔多斯盆缘致密砂岩气藏勘探开发挑战与技术对策<br/>——以临兴—神府气田为例

鄂尔多斯盆缘致密砂岩气藏勘探开发挑战与技术对策
——以临兴—神府气田为例

2022-02-18朱光辉高计县祝彦贺

天然气工业 2022年1期

杜佳朱光辉李勇吴鹏高计县祝彦贺

1. 中联煤层气有限责任公司 2. 中国矿业大学（北京） 3. 中海石油研究总院有限责任公司

0 引言

鄂尔多斯盆地天然气大规模勘探始于20世纪80年代，勘探历程几经更迭，发展了一套适用于鄂尔多斯盆地的低渗透率油气勘探开发理论体系及先进实用技术[1-6]。依据不同理论体系指导天然气勘探，先后发现了米脂、靖边、榆林、神木等超千亿立方米气田，并且成功开发苏里格整装万亿立方米气田[7-9]。鄂尔多斯盆地天然气总资源量15.16×1012m3，其中致密气占68%，约为10.37×1012m3，具有良好且持续的勘探开发潜力[10]。

近年，鄂尔多斯盆地天然气勘探由盆地中心向盆地边缘过渡，并且在盆地东缘晋西挠褶带实现致密气突破[11-13]。临兴—神府区块在晋西挠褶带北部，早期以煤层气作为主要勘探方向，但煤层埋深大，区域构造相对复杂，国外石油公司陆续中止勘探合作。2010年后中海油进入该区块，转变为“煤层气+致密气”综合勘探的思路，通过与盆地内部致密气富集成藏条件对比，揭示了区域构造—沉积成岩—生烃演化等综合影响的致密气富集特征，提出了“烃源控潜、微相控储、物性控藏、优储控产”的准连续型致密气成藏规律[14-15]。

盆缘沉积及构造复杂性导致临兴—神府区块气藏类型快速变化，勘探开发技术难度大，主要表现为：①成藏过程复杂、气藏类型多样，针对性勘探开发指导理论不足；②黄土塬地貌条件复杂、地表变化大，有效储层预测难度高；③低阻气层发育、储层岩电类型多样，传统方法储层识别有效率低；④垂向多层系含气、气藏类型多样，同一开发方式适用性差；⑤岩性组合复杂，增产改造困难。受上述因素影响，保证复杂类型气藏勘探开发经济有效并同时降低风险，亟需重新定位勘探开发思路。通过对盆地东缘致密气勘探开发技术难点进行剖析，针对性提出关键技术序列，以期为其他类似地区致密气有效开发提供勘探开发模式借鉴。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地东缘为复杂的构造—地貌边界带，可见伊盟隆起、晋西挠褶带和渭北隆起[16]。临兴—神府区块在晋西挠褶带北段，西邻神木气田，东部与吕梁断隆相接，跨越保德—兴县背斜及临县—柳林背斜两个二级构造区[17]（图1）。研究区主体为西倾单斜构造，东南部靠近盆地边缘，在吕梁山和紫金山共同作用下地层隆起[18]，发育压性断裂和褶皱构造，地层倾角可达12°～23°。研究区西部地层平缓，褶皱逐渐减弱，地层倾角在1°～2°[14]。

图1 临兴—神府气田构造位置及综合地层柱状图（据杜佳[15]修改）

2 盆缘致密气勘探开发挑战和技术难点

2.1 地貌条件复杂，地震影响因素多

临兴—神府区块发育典型黄土塬地貌，地表条件复杂，沟壑纵横，起伏剧烈，厚度不等（30～300 m）的黄土层发育[19]。在这种复杂地表条件下可控震源无法通行，平整地表条件下常用的低频可控震源激发技术无法应用[20]。黄土塬具有典型3层结构：表层黄土，中部红土及下伏岩石层（图2），地震波速存在较大差异。同时研究区地表切割及剥蚀情况差异大，不同地区黄土及红土层厚度不一，地震激发和接收条件差。地震信号干扰严重，同时信号高频吸收衰减严重，分辨率和信噪比极低[21]。

图2 黄土塬表面结构图（据付锁堂[21]修改）

2.2 低阻气层发育，气层识别难度大

低阻气层目前尚无统一定义，一般指在测井电阻率曲线上与水层相近、电阻率值偏低的气层[22-23]。研究区上部水层电阻率约为5 Ω·m，优质含气层电阻率为15～60 Ω·m，但是部分气层电阻率在8～9 Ω·m。实际工作中，将含气饱和度大于50%、电阻率介于5～25 Ω·m的气层定义为低阻气层。通过临兴区块33口井及神府区块20口井测井解释，结合试气资料统计，发现临兴区块千5段及盒2—盒6段低阻气层最为发育，占比50%以上（表1）。神府区块低阻气层发育较少。气层岩电特征与孔隙度关系密切，当储层含有一定量可动水时会导致储层电阻率降低[24]。研究区致密砂岩孔隙结构复杂，部分致密气层与水层电阻率基本相当，识别困难（图3）。

图3 传统与低阻致密砂岩密度—电阻率交汇图

表1 临兴—神府区块各组段低阻气层情况统计表

2.3 气藏特征不同，开发方式有差异

盆内苏里格和大牛地等气田发育在宽缓构造背景下，构造稳定，区域性断裂不发育，气体垂向远距离运移困难，储集层段相对集中，以源内及近源型气藏为主[8,25-27]。临兴区块构造复杂，垂向输导体系发育，导致源内、近源及远源气藏皆有发育，源内本溪组至远源和尚沟组储层发育环境由海相向陆相过渡，陆相环境下易形成储层的优势砂体迁移变化速度快，所形成的储层砂体平面分布及垂向叠置方式变化大，由盆内“源内—近源”成藏转变为盆缘“多层系准连续”立体成藏[15,28]。神府区块构造稳定，虽然含气层位也相对集中，但烃源岩成熟度明显低于盆内，含气饱和度低。上述因素叠加，共同导致研究区气藏特征差异大：

1）常规致密气藏：集中在盒6、盒7和盒8段，该类型气藏孔渗性相对较差，以压前低产或无产、压后可获得工业产能为特点。以LX-A井盒8段为例，储层埋深 1 888.4 ～ 1 891.9 m、有效厚度 3.5 m、孔隙度 7.26%、渗透率 1.06 mD，射孔求产 0.48×104m3/d，压后用 8 mm 油嘴获得产量 2.8×104m3/d、油压4.0 MPa，计算无阻流量为 3.6×104m3/d。

2）甜点致密气藏：集中在盒2、盒4和盒6段，气层孔渗性较好，射孔后无需增产改造即获得工业产能。以LX-B合采试验井为例，盒4段储层埋深1 680.6 ～ 1 686.2 m、有效厚度 5.2 m、孔隙度 14.8%、渗透率4.68 mD，盒6段储层埋深1 769.8～1 779.6 m、有效厚度9.0 m、孔隙度11.3%、渗透率2.58 mD，两层射孔合层试气最高产气量11×104m3/d，无阻流量 24.4×104m3/d，目前累产气量 5 759×104m3。

3）浅层超压气藏：发育在埋深300～600 m的延长组、纸坊组及和尚沟组，储层压力系数一般大于1.2。以LX-C井为例，在埋深500～555 m的纸1段及和3段共钻遇19.6 m优质气层，压力系数1.6，射孔后使用8 mm油嘴合层试气获得产量1.5×104m3/d，无阻流量为 2.7×104m3/d。

4）压后产水气藏：主要集中在下部盒8段、太原组和本溪组，压后返排率通常超过100%。以LX-D井为例，盒8段储层埋深1 669.2～1 675.4 m、有效厚度6.2 m，太2段储层埋深1 829.1～1 856.2 m、有效厚度22.9 m，两层分层压裂后返排率为112.93%，压后使用12 mm油嘴合层试气获得产量0.9×104m3/d、油压 0.6 MPa，产液量 1.13 m3/h，液气比 29.5 m3/104m3。

在提高采收率、经济开发的前提下，并存的多层叠置气藏带来高精度预测及差异化开发需求，并对于气藏平面展布及垂向叠置不同特点，需要提出经济有效的井型井网布置原则及经济可行的开发设计。

2.4 岩矿组成复杂，不利于增产改造

研究区物源主要来自于盆地北部，砂岩成分成熟度普遍小于1，呈现中—粗粒、贫石英、富岩屑及含长石的特点[29-30]。研究区物源与盆地内部的榆林、神木和大牛地气田等存在差异，岩石类型以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，并且由下往上石英含量降低，岩屑含量增加[14]。相较盆内气田，其中石英含量主体在40%～70%。研究区海陆过渡相和陆相地层沉积变化快，岩石类型和矿物成分多样，岩屑含量相对较高（表2）。同时研究区储层岩性变化快，储层砂泥互层发育，常见泥包砂及砂包泥现象，多层发育的薄泥岩段影响储层压裂改造效果[14]。研究区普遍多层含气，但是储层岩矿组成存在一定差异，多层段同时压裂或者逐层上返压裂时，压裂流体与不同地层的配伍性存在差异，会导致储层伤害，导致产能低于预期[31-33]。

表2 临兴—神府地区上古生界致密砂岩储层矿物组成表

3 勘探开发技术对策

3.1 宏观构造划分“四带三区”，明确勘探方向

鄂尔多斯盆地东北缘构造复杂多样，构造样式具有明显的分区分带性，分别为吕梁山隆起带、断阶带、宽缓背斜带和平缓斜坡带[34]。针对宽缓背斜带内，根据其构造样式，自南向北又细分为三个区，分别是南部环紫金山构造区、中部低幅构造区和北部交接转换区（图4）。

图4 临兴—神府区块“四带三区”构造位置平面图

在4个构造带方面，吕梁山隆起带和断阶带发育较大规模直立断层，断层基本断穿三叠系，天然气保存条件差。钻井显示气层占比仅为7%，水层占比达85%。宽缓背斜带和平缓斜坡带以低幅构造为主，发育断距普遍在 10～50 m的小规模断裂，是良好的天然气富集带。钻井显示气层累计占比约为34%，水层占比约为26%，干层占比约为40%。

在3个构造区方面，环紫金山构造区地层变形强烈，断层在平面上呈弧形和放射状展布，延伸长度多小于1 km，断穿部分区域盖层，并在紫金山岩体周围形成了一个水层发育的环紫金山凹槽带（图5），以差气层为主。凹槽带外发育良好气层，但厚度薄且含气饱和度低。中部低幅构造区东部边缘地层变形较强、倾角逐渐变可达30°，大部地区相对平缓、倾角较小。除东部边缘区域，研究区仅发育少量共轭断层，尽管垂向上多断至石千峰组和上石盒子组，但断层规模较小，天然气逸散较小。该区内优质气层厚度大、含气饱和度高。北部交接转换区受离石走滑断裂和正谊关—偏关断裂影响，发育复杂的张扭断裂和剪切破裂，天然气逸散严重，勘探风险较大。

图5 环紫金山构造带地震剖面图

3.2 形成“四控”气藏评价标准，指导选区布井

根据临兴—神府地区所处特殊构造位置，在明确宏观构造指导下的勘探方向后，揭示了研究区致密气“构造控区、微相控储、物性控藏、裂缝控渗（构、相、物、缝）”四要素控制的致密气富集规律（图6）。

图6 临兴区块成藏模式图（据米立军等[14]修改）

3.2.1 沉积微相控制储层发育

通过强化研究区储层非均质性认识，明确了不同砂体配置关系，发现沉积微相直接决定了储层物性好坏。障壁砂坝、潮汐水道、心滩、分流河道等水动力强的沉积微相，砂体物性好，是气层的主要发育位置。同时优势沉积微相砂体含气饱和度较高，试气表现良好。

3.2.2 储层物性控制成藏有效性

对于致密储层而言，物性的好坏直接决定着致密气能否富集。临兴—神府地区砂岩孔隙度主体在2%～14%，平均为7%，87%的实测样品孔隙度小于10%。渗透率主体为0.01～10 mD，平均0.48 mD，90%以上的实测样品小于1 mD。孔隙类型以次生溶孔为主、残余粒间孔为辅，具有复杂的孔喉结构。压汞曲线结果反映砂岩孔喉以中小孔—微细喉型为主，发现孔喉结构变差、孔渗性变差。对气测显示相似的不同粒度砂岩进行试气，孔隙度小于5%的细砂岩压前压后均无气体产出，孔隙度介于5%～10%的细—中砂岩压后产气，孔隙度大于10%的砂岩易形成局部甜点，获得高产。测试结果表明，含砾砂岩物性更好，天然气更易富集，形成甜点。

3.2.3 裂缝发育影响渗透率和局部甜点

研究区多类型砂体发育，垂向上多期叠置，相互连通，是输导体系的重要组成部分。同时研究区大—中尺度断裂及裂缝的发育，对下部煤系源岩生成的天然气运移到中浅部上石盒子组、石千峰组起到了重要输导作用。同时砂体内部发育微—小尺度裂缝，特别是早白垩世形成的裂缝[35]，部分贯穿碎屑颗粒，有效地沟通了孔隙空间，形成了渗流通道，提高了输导能力，形成局部甜点区。通过地震进行叠前CMP方位道集识别，可以预测小尺度裂缝发育程度，协助局部甜点区发现。

3.3 探索针对性储层识别方法，助力气层识别

3.3.1 地震储层预测

针对黄土塬地表特征，利用基于OVT处理的观测系统、考虑储层AVO反演的长排列设计，和黄土山地宽频激发、低频高灵敏度单点检波器接收技术[20-21]，推进高质量的“两宽一高”（宽频、宽方位、高密度）原始资料采集。地震资料频带较以往二维拓宽约20 Hz，一级品率提高了4%。采用了层析成像静校正技术，经过初至拾取和两次层析反演迭代，解决了复杂地形条件下的低降速带厚度不均以及横向速度变化大等问题。同时通过多种动校正技术，解决了第一次静校正后的剩余静校正量，提高了信噪比及速度分析精度、拓宽了叠加剖面频带，成像更为清晰。

研究区主力目的层沉积环境变化大，不同层段地震反射特征各不相同，需要运用不同技术解释，从而实现气层的有效识别（表3）。例如石盒子组含气单砂体岩厚度多小于10 m，上覆干砂AVO影响下识别困难，应用叠前地质统计学反演进行预测（表3），能够反映砂体平面展布，特别是有效揭示了砂体尖灭位置及砂体叠置特征，得到了相控约束下有效储层厚度（图7）；太原、本溪组煤夹砂地层采用波形聚类分析，得到的地层分界面清晰，具有较强的分辨能力。

图7 相控约束下有效储层厚度预测平面分布图

表3 临兴区块主力层段地震储层预测方法表

对6口后验井统计，盒2到盒8段砂岩预测结果具有89%的高吻合率。通过多井约束，研究区实现薄气层（小于5 m）地震预测符合率77%，中厚气层（不小于5 m）符合率86%，同时提高了约15%的气层钻遇率。

3.3.2 测井气层识别

研究区致密砂岩储层孔隙结构复杂，储层判别过程中存在含水饱和度与电阻率不再一一对应的“非阿尔奇响应”[36-39]。不能采用同一套岩电参数解释所有层段含水饱和度，联合测井和核磁共振测试，区别不同层段岩相、孔隙类型及其对应的电性特性，获取更加准确的岩电参数，分层、分段计算含水饱和度：

式中Sw表示含水饱和度；表示孔隙度；Rt表示地层电阻率，Ω·m；Rw表示地层水电阻率，Ω·m；m、n、a、b分别表示与岩性及孔喉结构有关的岩电参数，由实验获取。

定义地层因素F（无量纲）如下：

地层因素与和岩石电阻率交会图上呈现一定的分区性，可以大致以孔隙度8%为界区分相对有利储层（图8）。其中Ⅰ类和Ⅱ类储层具有较高的孔隙度，Ⅲ类和Ⅳ类储层对应孔隙度较低，但是孔隙具有较好的连通性（图9）。进一步通过比较电阻率和含水饱和度关系，分层段获取了胶结指数m、饱和度指数n、岩性系数a和b（表4）。相较于勘探初期，测井解释符合率提高到现今的90%。

表4 临兴区块各组段岩电参数统计表

图8 临兴区块岩电关系图版

图9 临兴区块四类核磁孔隙结构图

3.4 优化储层改造和开发方式，气藏立体开发

研究区地震影响因素多、低阻气层发育、气藏类型多样、增产改造难，开发技术难度大。在气田开发过程中，应用勘探—开发一体化实践，共同促进储量向产量转化（图10）。在勘探开发过程中不断修正优化了压裂方案设计。在开采初期，临兴地区直井及定向井选择逐层上返压裂，在过程中需多次起压井作业，造成储层伤害，导致单层测试无阻流量随压裂次数增加损失严重。水平井早期采用裸眼分隔器投球滑套的压裂方式，该方式起裂点控制精度低、不易避开潜在产液层，同时泥岩段压后遇水易垮塌，压后投产表现均低于预期。在勘探开发过程中调整优化上述问题，直井及定向井采用完井压裂一体化管，一次性射孔后投球分段压裂，单层产能提升30%。水平井综合考虑含气性、岩石力学性质和工程施工技术来综合优化布缝方式。利用钻时比值法预测裂缝发育程度，优选压裂位置，采用一段多簇密切割改造优质气层，同时结合缝内暂堵技术形成复杂裂缝，提高了单井产能。

图10 勘探开发一体化研究思路图

在开发方式上，形成气藏地质特点兼顾地表的开发方案。以节约开发成本为原则，在储层精细描述的基础上明确储层结构，对应设计井型，通过地质、动态和工艺参数共同约束，配套形成了差异化立体开发模式。针对常规致密气藏，在压裂改造的基础上，采用直定向井为主+水平井的开发井网，保证单井高产。在甜点型致密气藏发育区，采用直井和定向井为主的开发方式，尽量一井多层开采，实现片区少井高产。针对压裂后产水气藏，减少合采尝试，优先开发单层高产气层。同时在实际施工过程中因地制宜，砂体整装采用大井组、双半径开发模式，提高储量动用率，降低成本。长条形砂体整装采用大井组，定向井与水平井相结合的立体开发模式，实现了单井台日产量 40×104m3突破。

在勘探开发过程中，建立了基于迭代学习的气层预测技术系列，为井位部署提供扎实准确的基础地质资料及储层预测资料。随后，在开发中与地表条件相结合，建立多个一体化区，在多个一体化区布置少量探井得出控制储量。后续再小范围布置同井台评价井，评价目的层产能，并同时检验开发技术的可行性。开发技术可行性得到验证后迅速部署同井台开发井快速建产并推广到相邻一体化区。同时，在逐级布井过程中，结合钻/测井数据，持续修正预测模型从而提高储层预测准确性，进而优化井位部署、井型井网选择，实现探明地质储量的落实和扩大。最后，将多个一体化区连片，对低井网密度区实施整体开发方案。